浙江电力现货市场基本规则（征求意见稿）发布：市场化电力用户以报量不报价方式参与现货市场

（一）电力系统频率或电压超过规定范围时；

（二）电力系统调频容量、备用容量、无功容量等无法满足系统安全运行要求时；

（三）区域开机方式不满足系统稳定运行规定时；

（四）输变电设备或断面重载或超出稳定限额时；

（五）电力设备缺陷或者故障影响电网安全时；

（六）电力系统发生事故可能影响电网安全时；

（七）继电保护、安全自动装置故障，需要改变电网运行方式时；

（八）自动化、通信设备故障，影响市场正常运行时；

（九）区域控制偏差（ACE）超出规定范围时；

（十）气候发生等极端变化可能对电网安全造成影响时；

（十一）省电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。

第九十五条〔实时运行调整措施〕省电力调度机构应对事件经过、调整情况等信息进行记录，并通过电力交易平台向市场主体发布，可采取的调整措施包括，但不限于：

（一）改变机组发电计划，调整机组无功出力；

（二）调整省间联络线送受电计划；

（三）指定发电机组进行深度调峰；

（四）指定必开机组或要求机组停机；

（五）投入或退出机组调频模式；

（六）调整断面限额，设置临时断面限额；

（七）调整电网运行方式，包括调整设备停复役计划；

（八）按规定执行需求侧管理等措施进行负荷控制；

（九）省电力调度机构认为有效的其他手段。

第九十六条〔处置恢复原则〕处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时市场出清计算。

第七章辅助服务市场

第一节基本概念

第九十七条〔辅助服务定义〕辅助服务是指为维护电力系统的安全、稳定运行，保证电能质量，适应清洁能源消纳需求，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业、市场化电力用户以及独立辅助服务提供者等市场主体提供的服务。

第九十八条〔辅助服务种类〕辅助服务市场交易品种主要为调频辅助服务，与现货电能量市场联合优化出清。根据电力市场运营和发展需要，逐步完善调频辅助服务市场化交易机制，并探索建立备用、快速爬坡等其他辅助服务交易品种。

第九十九条〔辅助服务提供者〕调频辅助服务提供者主要为并网发电企业的发电单元和独立辅助服务提供者。

第一百条〔参与基本要求〕省电力调度机构应定期对市场主体调频辅助服务性能指标进行测试，根据性能指标试验结果确定市场参与资格，并有权取消性能指标不满足要求的市场主体的市场参与资格。

第二节辅助服务市场出清与结果发布

第一百〇一条〔交易方式〕调频辅助服务市场仅在实时市场阶段组织交易。

第一百〇二条〔容量需求〕省电力调度机构依据相关规定确定调频市场容量需求，并可结合电网运行需要进行调整。

第一百〇三条〔交易申报〕在日前市场申报截止时间前，发电企业和独立辅助服务提供者通过电力交易平台进行调频报价，包括但不限于调频容量、调频容量价格和调频里程价格，若未报价则采用常设报价。

第一百〇四条〔调频出清流程〕根据系统调频需求、机组调频报价信息及机组综合调频性能，按照调频组合排序价格由低到高进行调频市场出清，形成调频中标机组及中标容量，调频市场每小时滚动出清一次，每次出清未来1小时的调频结果。

第一百〇五条〔与实时电能量市场的衔接〕实时电能量市场与辅助服务市场时序衔接，按照运行过程先后顺序分为调频市场出清和实时电能量市场出清两部分。调频市场出清锁定每小时调频中标机组以及调频中标容量。实时市场阶段，按中标调频容量修正调频机组的出力上下限，进行实时市场出清。

第一百〇六条〔价格组成〕调频价格包括调频容量价格和调频里程价格。

第一百〇七条〔调度调整措施〕紧急情况下，省电力调度机构有权采取征调调频机组、下令调频机组退出AGC调节等手段保证系统安全。

第一百〇八条〔辅助服务考核〕市场主体不能按要求提供辅助服务时，应及时向省电力调度机构报告，并接受考核。

第一百〇九条〔信息发布〕实时市场运行后，省电力调度机构出具辅助服务市场交易出清结果，按照有关程序通过电力交易平台发布。

第八章系统安全

第一百一十条〔概述〕电力系统是一个不可分割的完整系统，所有市场主体必须严格遵守调度纪律、相互协作配合，保障系统的安全稳定运行。

第一百一十一条〔运行管理依据〕电力系统运行管理应遵循国家电网各级电力调度管理规程以及相关规程文件。相关规程如发生变更，以新生效的规程为准。

第一百一十二条〔电力系统安全原则〕省电力调度机构、电网企业及各市场主体应严格按照《电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号）》、《电网运行准则》、《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》、各级电力调度规程等相关行政法规、国家标准和行业技术规范的规定以及其他临时制定的稳定控制要求，控制设备运行状态在相关稳定限额以内。

第一百一十三条〔稳定限额管理〕稳定限额由各级调度机构按照调度管辖范围分别制定。浙江电网500千伏及以上设备稳定限额由上级电力调度机构制定；220千伏及以下省调调度管辖范围设备稳定限额由省电力调度机构负责制定。稳定限额制定应符合各级电网稳定管理标准和计算规定的要求，并根据计算标准留取一定安全裕度。

第一百一十四条〔电网风险管理〕电网运行安全风险管理按照调度规程的相关规定执行。电网风险预控是运行方式安排与稳定限额制定必须考虑的因素，按照确保不发生《电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号）》上规定的一般及以上事故、确保不发生较大社会影响的停电事故的原则进行考虑。

第一百一十五条〔有功备用管理〕省电力调度机构按照电力调度机构相关运行备用调度管理规定等要求，同时考虑气象预报偏差及新能源预测偏差引起的负荷预测偏差，以及特高压直流闭锁及电网事故等因素，留取电网运行必要的备用容量，确保浙江电网的发用电平衡。

第一百一十六条〔负荷预测〕省电力调度机构负责浙江电网负荷预测管理。相关市场成员应按省电力调度机构要求，提供负荷预测的基础数据。

第一百一十七条〔电压和无功管理〕电压和无功管理按照调度规程的相关规定执行。规划、设计电力系统时，必须包括无功电源及无功补偿设施的规划。在发电厂和变电所设计中，应根据电力系统规划设计的要求，同时进行无功电源及无功补偿设施的设计。

第一百一十八条〔需求侧管理措施〕在系统出现发用电不平衡或备用不足、频率或电压超下限、超稳定限额、电力系统故障等情况下，省电力调度机构可按照相关规定开展需求侧管理，确保电网安全运行。

第一百一十九条〔安全自动装置管理〕省电力调度机构可以根据系统需要，要求市场主体在合适地点加装低频低压减负荷、高频切机、汽门快关等安全自动装置；市场主体必须履行省电力调度机构的合理要求，在规定的时间内完成此项要求。安全自动装置管理按照调度规程的相关规定执行。

第一百二十条〔网络安全〕各市场主体应严格遵守有关电力监控系统网络安全的设计、运行和管理规程、规范，确保网络安全系统与一次、二次系统同步建设、同步验收、同步投入运行。

第九章市场计量

第一百二十一条〔电能计量装置配备〕电能计量装置配置、准确度等级、接线方式等技术要求应满足《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448）和交易结算要求。电能表由电网企业为市场主体安装。

第一百二十二条〔计量点设置〕电能计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装电能计量装置的，考虑相应的变（线）损。

第一百二十三条〔电能计量装置要求〕计量装置至少要具备正向有功、反向有功和四象限无功电能量计量功能，支持尖、峰、平、谷4个费率时段电能量累计和存储，支持15分钟分时电能量和日费率电能量冻结，计量装置时钟应具有日历、计时、同步功能，具备失压、断相、掉电、开盖等各类事件记录功能。

第一百二十四条〔主副电能表配备〕220千伏及以上计量点、单机容量100兆瓦及以上发电机组上网电量计量点配置型号、准确度等级相同的主、副电能表各一套，接在同一计量回路。主副电能表应有明确标识，经确认后运行中不得随意调换。以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照。当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。

第一百二十五条〔电能计量检定〕计量器具检定工作必须由政府计量行政部门依法授权的计量技术机构开展。电能表、计量用互感器必须检定/检测合格方能使用。

第一百二十六条〔数据采集〕电网企业负责电能计量数据采集系统建设运维与数据管理，其他市场成员做好配合工作。

电能计量数据采集系统以15分钟为区间采集电能表表码，电能计量数据缺失时由电网企业按照积分电量代等统一的数据拟合机制补全结算电量。采集失败时，电网企业应及时进行消缺，相关市场主体应予以配合。

第一百二十七条〔临时检定〕对于有疑义的电能计量装置，相关市场成员向电网企业申请校验。电网企业负责开展现场检验，现场检验不合格或仍有异议的，拆回至依法受权的计量检定机构进行实验室检定。

第一百二十八条〔电量数据差错处理〕市场成员对发布的电量有异议时，应提供相应的证据，向省电力交易机构提出电量数据重算的要求。省电力交易机构受理后，组织相关市场成员对有异议的电量进行重算和发布。

第十章市场结算

第一节结算管理

第一百二十九条〔结算职责〕省电力交易机构负责成本补偿及辅助服务计算；负责提供批发市场日、月结算依据，与市场主体进行确认；负责将电力批发市场结算依据详细信息推送至电网企业。电网企业负责市场主体电费结算，负责清分辅助服务费用、成本补偿费用、阻塞盈余、各类分享（分摊）费用等；负责汇总并校核市场主体各类费用，出具完整的结算账单，与市场主体进行确认，并进行电费收取与支付。

第一百三十条〔结算模式〕电能电费按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。日前市场按照日前出清价格进行全电量结算；实时市场按照实时市场出清价格，对实际上网电量（实际用电量）与日前市场出清电量的差值进行差量结算；合约市场按照合约约定价格和日前市场出清价格的差值作差价结算。

第一百三十一条〔结算周期〕批发市场按日发布电能量和辅助服务市场结算依据，按月进行市场主体所有类型费用结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。若遇特殊情况，结算相关工作顺延。

第一百三十二条〔结算电量〕日前市场、实时市场结算均以每30分钟为一个结算时段，根据电网企业计量装置数据，发电侧结算电量包含每天48个时段机组上网电量；用户侧结算电量包含每天48个时段批发市场用户实际电量等。

第一百三十三条〔发电企业结算项目〕发电企业电费收入包括电能电费（含脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价费用、辅助服务费用、辅助服务分摊费用、成本补偿费用、成本补偿分摊费用、燃气机组容量电费、偏差考核费用、燃煤电厂超低排放扣除费用、追退补电费等。