浙江电力现货市场基本规则.docx

浙江省电力现货市场基本规则（征求意见稿）2022年11月目录第一章总则4第二章市场成员管理5第一节市场成员5第二节权利和义务7第三节市场准入与退出13第四节市场注册与注销16第三章交易组织19第一节市场概述19第二节市场主体参与方式20第三节价格机制22第四章合约市场23第一节合约分类及要素23第二节交易组织24第三节合约管理25第四节外来电中长期合约27第五章日前市场27第一节组织方式27第二节边界条件准备及事前信息发布27第三节市场主体申报28第四节市场出清及结果发布28第六章实时市场30第一节组织方式30第二节实时市场边界条件准备30第三节实时市场出清与结果发布31第四节交易执行及运行调整32第七章辅助服务市场34第一节基本概念34第二节辅助服务市场出清与结果发布34第八章系统安全36第九章市场计量38第十章市场结算40第一节结算管理40第二节结算流程43第三节电费追补及其他44第十一章市场清算44第一节清算管理44第二节清算内容45第十二章信息发布46第十三章风险管控48第一节市场力管控48第二节特殊情况处理机制49第三节价格管制50第四节市场熔断、中止与恢复51第十四章技术支持系统54第十五章信用体系55第十六章争议处置56第十七章免责条款58第十八章附则58附录59第一章总则第一条（目的）为规范浙江电力现货市场的运行和管理，维护交易各方的合法权益和社会公众利益，构建安全、经济、绿色的电力市场体系，制定浙江省电力现货市场规则（试行）。第二条（依据）本规则根据国家有关法律、法规和中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发（2015）9号）及其配套文件、国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知（发改办能源（2017）1453号）、国家能源局关于印发电力现货市场信息披露办法（暂行）的通知（国能发监管12020）56号）、2022年浙江省电力市场化交易方案（浙发改能源（2021）426号）、有关行业标准等文件精神，结合浙江实际进行编制。第三条（编制原则）本规则遵循的主要原则：（一）安全可靠，保障民生。确保电力供需平衡、安全可靠，保障基本公共服务供给和电力行业的健康平稳发展。（二）经济高效，优质公平。优化省内电力资源配置，激发市场主体活力，构建多元、竞争、公平的市场体系。（三）绿色环保，可持续发展。推进国家能源战略，保障清洁能源优先收购，积极服务清洁能源示范省建设。（四）统一市场，两级运作。统筹考虑省间交易和省内交易,积极配合全国统一电力市场建设。第四条市场秩序）市场成员应严格遵守市场规则、调度规程，服从市场运营机构统一管理，自觉自律、诚实守信，确保电力系统的安全、稳定、优质、经济运行。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第五条（监督主体）浙江省发展改革委（以下简称省发展改革委）和国家能源局浙江监管办公室（以下简称浙江能源监管办）依法履行监管职责，对市场主体行使市场力、影响（妨碍）公平竞争、影响电网公平开放、不正当交易行为等情况实施监管，对省电力交易机构和省电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。具体内容遵循浙江省电力市场监管实施办法等文件要求。第二章市场成员管理第一节市场成员第六条（市场成员构成）浙江电力市场的市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构。市场主体包括各类发电企业、售电公司、市场化电力用户、独立辅助服务提供者等。市场运营机构包括省电力交易机构和省电力调度机构。第七条（发电企业）发电企业主要包括受各级电力调度机构调度的发电厂。发电企业原则上以机组为单位参与市场，并且符合环保超低排放相关要求。联合循环等不适合分成单台机组参与交易的可虚拟为一台机组参与市场。非统调电厂、光伏、风电站等新能源发电企业原则上以场站为单位注册，作为一个单元参与市场。一个场站有多个法人且分别具备独立接入点的，根据法人分别注册。一个场站有多个法人且不具备独立接入点的，应由相关法人出具计量电量拆分约定后，根据法人分别注册。第八条（售电公司）售电公司可分为如下两类：（一）拥有配电网运营权的售电公司。（二）不拥有配电网运营权的售电公司。第九条（市场化电力用户）市场化电力用户包括批发市场用户、零售用户和电网企业代理购电用户：（一）批发市场用户是指直接参与电力批发交易的电力用户。（二）零售用户是由售电公司代理参与电力零售交易的电力用户。（三）电网企业代理购电用户是指由电网企业通过市场化方式代理购电的工商业用户。第十条（独立辅助服务提供者）独立辅助服务提供者是指具备提供辅助服务能力的独立储能电站、虚拟电厂、负荷聚合商等。第十一条（电网企业）电网企业主要是指国网浙江省电力有限公司、永强供电公司以及其他增量配电网企业。第十二条（居民和农业用户）居民和农业用户按照相关政策规定，对应保量保价优先发电电源部分非市场化电量，由电网企业承担保底供电服务。第十三条（省电力交易机构）省电力交易机构是指浙江电力交易中心有限公司。第十四条（省电力调度机构）省电力调度机构是指浙江电力调度控制中心。第十五条（交易服务费）省电力交易机构不以营利为目的，可向市场主体合理收费，主要包括注册费、年费、交易手续费。交易服务收费方案由省电力交易机构提出，经电力市场管理委员会审议，报省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办同意后执行。第二节权利和义务第十六条（发电企业的权利和义务）发电企业的基本权利和义务：（一）按规则参与电力交易，签订和履行各类交易合同，按时完成电费结算；（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；（三）签订并执行并网调度协议，服从各级电力调度机构的统一调度；（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第十七条（不拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务）不拥有配电网运营权的售电公司的基本权利和义务：（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算。提供电力中长期交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产、经营基本信息；（二）已在电力交易机构注册的售电公司不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区参与市场化交易。交易对象为全省工商业电力用户；（三）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；（四）按照规则向省电力交易机构、省电力调度机构提供签约零售用户的总交易电力电量需要、典型负荷曲线以及其他生产信息，获得市场交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；（五）依法依规履行清洁能源消纳责任；（六）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（七）法律法规规定的其他权利和义务。第十八条（拥有配网运营权售电公司的权利和义务）拥有配电网运营权的售电公司的基本权利和义务：（一）具备不拥有配电网运营权的售电公司全部的权利和义务；（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务；（三）承担配电网安全责任，按照要求提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和浙江省标准；（四）按照要求负责配电网络的投资、建设、运营等工作,无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司；（五）同一配电区域内只能有一家企业拥有该配电网运营权，并按规定收取由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政府性交叉补贴）、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成。配电区域内电力用户承担的政府性基金及附加，按国家规定执行，由配电公司代收、省级电网企业代缴；（六）承担保密义务，不得泄露用户信息；（七）法律法规规定的其他权利和义务。第十九条（市场化电力用户的权利和义务）市场化电力用户的基本权利和义务：（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供市场化交易的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购电费、辅助服务费用、输配电费、政府性基金及附加等；（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；（四）服从省电力调度机构统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按省电力调度机构要求安排用电；（五）遵守政府主管部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰；（六）依法依规履行清洁能源消纳责任；（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（八）法律法规规定的其他权利和义务。第二十条（独立辅助服务提供者的权利和义务）独立辅助服务提供者的基本权利和义务：（一）按规则参与电力市场交易，签订和履行市场交易合同，按时完成资金结算；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务；（三）服从省电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务；（四）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；（五）法律法规规定的其他权利和义务。第二H一条（电网企业的权利和义务）电网企业的基本权利和义务：（一）保障电网以及输配电设施的安全稳定运行；（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;（三）向市场主体提供报装、抄表、计量、结算、收费、维修等各类供电服务；（四）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从各级电力调度机构的统一调度；（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，向各级电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；（六）为未直接参与市场交易、已直接参与市场交易又退出的工商业用户和新装工商业用户提供代理购电服务。保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电，保持价格稳定；（七）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等,按时完成电费结算；（八）签订和履行相应的代理购电合同和供用电合同；（九）考虑季节变更、节假日安排等因素定期预测代理购电工商业用户分时段用电量及典型负荷曲线，保障居民、农业用户的用电量规模单独预测；（十）依法依规履行清洁能源消纳责任；（十一）法律法规规定的其他权利和义务。第二十二条（省电力调度机构的权利和义务）省电力调度机构的基本权利和义务：（一）负责按调管范围开展安全校核；（二）根据调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全稳定运行；（三）合理安排电网运行方式，按照市场规则和调度规程编制并执行发电调度计划，保障电力市场正常运行；（四）负责电力现货市场、辅助服务市场交易组织等工作;（五）负责建设、运营和维护现货市场、辅助服务市场技术支持系统；（六）按规定披露和提供相关信息；（七）经授权在特定情况下实施市场干预或市场中止；（八）监测市场运行情况，对市场主体的异常交易和违法违规交易行为进行报告并按照市场规则处理；（九）法律法规规定的其他权利和义务。第二十三条（省电力交易机构的权利和义务）省电力交易机构的基本权利和义务：（一）参与拟定相应电力交易规则，拟定相应电力交易实施细则；（二）提供各类市场主体的注册服务；（三）按照规则组织电力市场交易，并负责交易合同的汇总管理；（四）提供电力交易结算依据以及相关服务，按照规定收取交易服务费；（五）建设、运营和维护电力市场化技术支持系统；（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等；（七）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办及时报告；（八）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办报告并配合调查；（九）配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序；（十）法律法规规定的其他权利和义务。第三节市场准入与退出第二十四条准入基本要求参与电力市场化交易的发电企业、售电公司、独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业（电网企业保留的调峰调频电厂除外）经法人单位授权，可以参与相应电力交易。第二十五条（发电企业准入要求）发电企业参与浙江电力市场需满足以下准入要求：（一）具备电量分时计量与数据传送条件，计量装置配置、数据精度、准确性与可靠性应能满足交易及结算要求；（二）依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或者豁免取得电力业务许可证（发电类）；新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理注册手续，待取得电力业务许可证后按规则参与交易结算；（三）并网自备电厂参与电力市场化交易，须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，并参与电网辅助服务与考核。第二十六条（售电公司准入要求）售电公司参与浙江电力市场需满足以下准入要求：（一）按照中华人民共和国公司法进行工商注册，具有独立法人资格。（二）资产要求：1.资产总额不得低于2千万元人民币。2 .资产总额在2千万元到2亿元人民币的售电公司，具体可从事的售电业务年售电量为：Qg电量二S资产总额x30Q售电量：指售电公司可从事年售电量，单位：亿千瓦时；S资产总额:指售电公司资产总额，单位：亿元。3 .资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。4 .拥有配电网经营权的售电公司，其注册资本不低于其总资产的20%。（三）应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识,具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。（四）无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。（五）拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证，并符合其他有关规定。（六）具备日前负荷预测、按要求报送分时电力需求曲线的技术能力。第二十七条（市场化电力用户准入要求）市场化电力用户参与浙江电力市场需满足以下准入要求：（一）拥有燃煤自备电厂的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费等；（二）符合电网接入规范，满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议；（三）微电网用户应满足微电网接入系统的条件；（四）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求；（五）具备电量多费率计量与数据传送条件，计量装置配置、数据精度、准确性与可靠性应能满足交易及结算要求；（六）直接参加批发市场交易的电力用户，在满足前述条件基础上，还应具备日前负荷预测、按要求报送分时电力需求曲线的技术能力，与现货市场相适应的分时计量能力，满足现货市场计量和结算等要求。第二十八条（独立辅助服务提供者准入条件）独立辅助服务提供者经省电力调度机构进行技术测试通过后，可参与市场化交易。第四节市场注册与注销第二十九条（注册基本要求市场主体资格采取注册制度。参与电力市场化的发电企业和售电公司应符合国家、浙江省有关准入条件，在省电力交易机构完成注册后，可参与市场交易。省电力交易机构根据市场主体注册情况，及时汇总形成市场主体目录，并向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办备案，及时向社会公布。市场主体需保证注册信息的真实性、完整性和准确性。如市场主体提供虚假注册材料、以及市场化电力用户同时与多个售电公司在一个合同周期内签署购售电合同而造成的损失，均由责任方承担。省电力交易机构收到市场主体提交的注册申请和注册材料后，原则上在7个工作日内完成材料完整性核验。第三十条（发电企业和市场化电力用户注册）参加浙江电力市场化交易的发电企业和市场化电力用户（由售电公司代理的用户除外），按照承诺、注册、备案的流程，在电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。承诺流程：发电企业和市场化电力用户按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。注册流程：发电企业和市场化电力用户在电力交易平台办理注册，填写包括企业基本信息、商务信息、机组信息以及用电单元信息等注册信息，扫描上传公司营业执照等材料。电力交易机构在收到发电企业和市场化电力用户的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知发电企业和市场化电力用户。对资料提供不全或不规范的，发电企业和市场化电力用户应按要求对信息和资料进行补充和完善。备案流程：省电力交易机构按月汇总发电企业和市场化电力用户的注册情况，向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办备案。第三十一条（售电公司注册）参加浙江电力市场化交易的售电公司，按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程，在电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。“一承诺”：售电公司按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。“一注册”：售电公司在电力交易平台申请注册，填写并提供包括企业工商基本信息、专业人员、公司资产、电力市场技术支持系统及经营场所等信息资料。省电力交易机构在收到售电公司的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知售电公司。对资料提供不全或不规范的，售电公司应按要求对信息和资料进行补充和完善。电子资料形式检查合格后，售电公司按要求携带信用承诺书原件、相关资料原件及复印件，现场办理资料核对，核对通过的进入公示流程。“一公示”：按规定将市场主体提交的满足准入条件的信息、材料和信用承诺书通过电力交易平台向社会公示，同步发“信用中国”网站，公示期为1个月。公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。公示期存在异议的市场主体，注册暂不生效，市场主体可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由省电力交易机构进行现场核验，情况属实的，可不同意注册，并将相关情况报告给省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办。“三备案”：省电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办和政府引入的第三方征信机构备案。第三十二条（注册信息变更）市场主体注册信息发生变化时，应在电力交易平台提出注册信息变更申请。省电力交易机构完成信息变更形式检查后，注册信息变更生效。售电公司的公司名称、法定代表人、资产总额等变更属于信息变更范畴。售电公司申请注册信息变更的，应再次履行公示手续。第三十三条（市场注销）市场注销主要包括自愿退市注销和与强制退市注销。（一）自愿退市注销是指市场主体因自身原因主动要求退出电力市场，注销市场注册的行为。省电力交易机构负责受理市场主体的申请，并提交电网企业进行技术评估和应付款项支付确认评估并出具是否同意的意见，省电力交易机构同步研究违约补救措施。电网企业出具同意的意见后，由省电力交易机构对该市场成员进行注销，并根据违约补救措施组织剩余未履行合约专场交易。（二）强制注销是指市场主体违约、违反相关规定等原因，由浙江能源监管办出具强制注销的行政处罚决定书，被动退出电力市场，省电力交易机构强制撤销其注册资格的行为。第三十四条（零售用户绑定）售电公司与零售用户签订购售电合同后，售电公司登陆电力交易平台提交绑定申请，填写相关信息，并由零售用户通过交易平台确认，形成双向绑定。第三十五条（零售用户绑定关系失效处理）零售用户与售电公司的绑定关系到期或解除后，未及时建立新的绑定关系，视为退出市场，后续可按月重新入市。第三十六条（批发市场用户与零售用户转换）满足批发市场准入条件的零售用户与售电公司绑定关系到期或解除后，完成批发市场入市确认手续，即成为批发市场用户。批发市场用户在批发市场合同履约完毕后，与售电公司确立绑定关系，即成为零售用户。第三章交易组织第一节市场概述第三十七条（市场定位）浙江电力现货市场主要面向省内发电企业、售电公司、市场化电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，在省内电力供需平衡和电网安全稳定运行的前提下，通过市场化竞争实现省内资源优化配置。跨省区送受电作为省内现货市场出清的边界条件。第三十八条（市场定义与分类）浙江电力市场由电力批发市场和电力零售市场构成。电力批发市场由合约市场、现货电能量市场和辅助服务市场组成。第三十九条（现货市场架构）现货市场环境下，基于差价合约开展合约市场，现货电能量市场主要包括日前市场和实时市场,通过全电量申报、集中优化出清的方式开展现货电能量交易，得到机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时现货电能量价格。第四十条（辅助服务市场架构）浙江电力辅助服务市场主要开展调频辅助服务交易，逐步探索备用、快速爬坡、无功和黑启动等辅助服务交易。第二节市场主体参与方式第四十一条（统调煤电机组）统调燃煤机组通过报量报价方式，竞价参与市场申报出清，依据出清结果确定启停和出力，给予运行成本补偿。第四十二条（统调燃气机组）统调燃气机组通过报量报价方式，竞价参与市场申报出清，依据出清结果确定启停和出力，给予运行成本补偿。其中同轴燃机通过全容量报价决定启停和出力；分轴燃机通过燃机容量报价决定启停和出力，汽机不参与报价，按照一定比例跟随燃机出力。该比例参数可依据季节调整。第四十三条（试验及热电联产机组）试验机组、政府批准的热电联产机组等以自计划模式参与。自计划机组经省电力调度机构同意，在截止时间前提交交易日出力曲线，作为固定出力机组参与市场，不参与市场定价，不给予运行成本补偿。第四十四条（统调水电、统调核电、非统调煤电机组）统调水电机组、统调核电机组、非统调煤电机组以自计划模式参与市场，根据电力市场运营和发展需要，可适时调整参与模式。来水情况不受控的水电机组暂不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算。第四十五条临修（消缺）和计划检修机组）临修（消缺）或计划检修机组在检修单终结并正式报复役前（含报复役当日D日）并网运行的，以自计划模式参与市场。在机组正式报复役D+1日起，可正常参与市场申报和出清。第四十六条（必开机组和必停机组）必开机组和必停机组为因系统安全等原因，由省电力调度机构指定开机和停机的燃煤或燃气机组，必开机组采用核定成本和市场申报价格的低值参与出清和补偿。第四十七条（其他机组）根据电力市场运营和发展需要，逐步探索建立风电、光伏、抽水蓄能和独立储能等参与现货市场方式。第四十八条（市场化电力用户）市场化电力用户以报量不报价方式参与现货市场，随着现货市场不断发展和用户侧参与程度的提高，逐步实现市场化电力用户以报量报价方式参与。第三节价格机制第四十九条（基本原则）现货电能量市场采用单一制电量电价，市场主体基于绝对电能价格进行市场交易。日前市场和实时市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价。交易期间国家调整政府定价的，现货电能量市场价格不作调整。第五十条（发电侧电能量价格机制）现货市场运营期间，参与现货市场的市场化机组采用节点电价。未参与现货市场的市场化机组电能量价格，通过集中竞价、挂牌交易、竞争性招标等中长期方式确定。电能量市场价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。外来电中，执行保量保价优先发电电源部分非市场化电量价格执行政府主管部门核定的上网电价或政府间协议，其余部分电量的电能量价格通过市场化交易方式确定。第五十一条（用户用电价格机制）工商业用户用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。批发市场用户电能量交易价格为负荷中心统一电价（除发电机组所在节点之外其余220kV节点）。零售用户电能量交易价格，为零售合同约定的电能量交易价格。第五十二条（分时电价政策衔接）已参与电力现货市场，或中长期交易合同曲线的分时电价峰谷比例不低于现行分时电价政策要求的工商业用户，按市场形成的分时电价执行。未参与电力现货市场，中长期交易合同未申报用电曲线，以及申报用电曲线的分时电价峰谷比例低于现行分时电价政策要求的工商业用户,用户用电价格按照现行分时电价政策规定的分时电价时段划分及浮动比例执行。第五十三条（辅助服务价格机制）辅助服务市场与现货电能量市场联合优化出清，确定调频等市场化辅助服务价格。非市场化辅助服务价格仍参照华东区域“两个细则”及其补充规定执行。第五十四条（输配电价、政府性基金及附加）输配电价（含线损及交叉补贴）由市场化电力用户按照政府核定的输配电价标准和实际用电量结算。政府性基金及附加由市场化电力用户按照政府有关规定和实际用电量结算，由电网企业代收代缴。第四章合约市场第一节合约分类及要素第五十五条（合约类别）中长期合约主要分为市场化交易合约和政府授权合约两大类。第五十六条（市场化交易合约）市场化交易合约是指市场成员自主签订的中长期交易合约。第五十七条（政府授权合约）政府授权合约是指发电企业与电网企业之间为保障居民、农业用电签订的购售电合约，执行政府定价。第五十八条（合约要素）中长期合约应包括但不限于以下合约要素：交易主体、合约起止时间、合约电量、分时电力曲线及价格、交割结算节点等。第五十九条（合约曲线要求）市场主体合约电量应细分到每日最小结算时段。第六十条（合约性质）合约性质均为差价合约，仅作差价结算。第六十一条（合约交割结算节点）市场化交易合约的交割结算点暂定为负荷中心点。政府授权合约的交割结算节点为发电机组所在的发电侧定价节点。第二节交易组织第六十二条（交易时序）中长期合约交易按年度、月度、月内分别组织交易，可根据市场运行情况增加更短周期（日以上）的交易，并鼓励连续开市。原则上，年度交易在上年12月底前完成；月度交易在上月的25日前开展；月内交易可定期开市或者连续开市。第六十三条（交易模式）中长期交易合约可开展的交易模式主要包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电力、电价，要求按照结算时段分段申报电力曲线，形成双边协商交易结果。集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。第六十四条（交易组织安排）交易周期包括年度、多月、月度、月和月内等。交易方式主要采用双边协商、集中竞价、挂牌交易、滚动撮合交易等模式。第六十五条（合约曲线形成）开展双边协商交易时，市场主体双方可自行协商确定电力曲线并签订合同；开展挂牌交易时,挂牌方自行确定电力曲线进行申报，若未约定交易曲线则由省电力交易机构按照公布的原则将总交易电量分解至每个结算时段形成交易曲线。开展集中竞价交易与滚动撮合交易时应采用电力交易平台确定的标准交易产品开展交易，电力曲线为标准交易产品明确的标准电力曲线。第六十六条（交易价格形成机制）双边交易价格按照双方合同约定执行；集中交易价格采用边际出清价格形成机制；滚动撮合交易采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制；挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。第三节合约管理第六十七条政府授权合约电量）政府授权合约电量由统调保障性电源的非市场化交易电量确定，由省发改委、省能源局确认后下达，合约周期为一年，不得转让。第六十八条（政府授权合约分解）省电力交易机构参考典型负荷曲线、电源发电特性、电源检修等因素，在每年年底之前将政府授权合约年度电量分解到月，每月下旬将次月政府授权合约分解到结算时段，形成政府授权合约分解曲线，并按照机组可调容量比例将合约从电厂分配至机组。第六十九条（市场交易合约上限）市场交易合约设置交易电量上限。其中发电侧市场主体限制根据机组装机容量和历史可用发电小时数确定，用户侧市场主体限制原则上根据历史实际用电量、信用管理相关要求确定。第七十条（现有中长期合约与现货市场衔接）现货市场运行前，中长期交易电量合同应根据政府相关规定提前约定电力曲线、交割结算节点和结算价格；若未约定电力曲线，则按照典型曲线将其合同电量分解至每个最小结算时段形成电力曲线。第七十一条（合同签订）各类交易合同原则上应当采用电子合同签订，电力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应当依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。第七十二条（合约备案和归档）省电力交易机构负责将所有合约在技术支持系统上进行汇总管理，定期向省发展改革委、浙江能源监管办、省能源局进行备案。第四节外来电中长期合约第七十三条（总体原则）以跨省区煤电作为外来电入市试点，参与我省省内合约市场，现货市场继续保持外来电作为市场交易的边界条件。第七十四条（基本模式）跨省区煤电入市根据国家计划或政府协议确定的基数，按照“点网点”和“保量竞价”模式形成交易，并经电网企业校核，纳入跨省区联络线计划。第七十五条（电网保底）现阶段，考虑到电力保供需要，经省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办授权，由电网企业代理锁定基数电量，交易方式参照我省中长期交易规则执行。第五章日前市场第一节组织方式第七十六条（日前市场时间定义）运行日（D日）为实时市场交易的自然日，日前（D-I日）为运行日的前一日。市场主体在日前进行交易申报，出清形成日前市场交易结果。第七十七条（日前市场组织方式）省电力调度机构按日组织日前市场，在考虑电网运行和物理约束的前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，通过电能、备用的联合优化，以发电成本最小化为目标，进行日前市场出清，形成日前市场出清结果，以此为基础编制日前调度计划。第二节边界条件准备及事前信息发布第七十八条（机组运行边界条件）省电力调度机构在日前市场出清计算前，确定运行日电网运行的边界条件，作为日前市场出清的约束条件。第七十九条（事前信息发布）日前事前信息发布截止前，省电力调度机构通过电力交易平台向市场主体发布运行日的相关信息。第三节市场主体申报第八十条（常设报价）参与现货市场交易的发电机组需在市场注册时进行常设报价的申报，发电企业可向市场运营机构提出修改申请，按照规定程序进行更改。机组常设报价包括电能量常设报价、调频常设报价等。第八十一条（发电企业申报）日前交易申报截止时间前，发电企业以发电机组为单位，通过电力交易平台提交十段式电能量报价及辅助服务市场报价信息，若未报价则采用常设报价。第八十二条（售电公司和市场化电力用户交易申报）日前交易申报截止时间前，售电公司和批发市场用户通过交易平台申报次日48点用电需求曲线，不申报价格。第八十三条（申报数据审核）交易申报信息应满足规定要求，由电力交易平台根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过的不允许提交，直至符合申报要求。第四节市场出清及结果发布第八十四条（省间市场衔接）省间日前市场交易结果和华东区域辅助服务市场交易结果，纳入跨省区联络线计划，作为省内日前市场的边界条件。第八十五条（日前市场出清方式）省电力调度机构基于市场主体申报信息，综合考虑系统负荷预测、母线负荷预测、新能源预测、省间联络线计划曲线、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以发电成本最小化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，出清得到日前现货市场交易结果，包括运行日（D）的机组启停计划、发电侧中标出力曲线、发电侧节点电价以及用户侧负荷中心统一电价。第八十六条（日前市场出清调整）在日前市场出清过程中，若事前披露的电网运行边界条件发生变化，并且可能影响电网安全稳定运行、电力有序供应和清洁能源消纳，省电力调度机构可调整边界条件，进行日前市场出清计算。若遇到重大边界条件调整时（边界条件变化超过一定范围），调度机构向市场主体公布调整后的外来电计划等信息，并重新组织市场申报。第八十七条（日前安全校核）市场出清结果应严格满足国家和行业的政策、标准要求，同时满足电网安全稳定运行、机组安全运行以及电力电量平衡约束条件。省电力调度机构负责出清量价校核、电力平衡校核和安全稳定校核。第八十八条（出清结果发布）日前市场出清完成后，省电力调度机构出具日前市场交易出清结果，按照有关程序通过电力交易平台发布。第八十九条（日前调度计划）日前市场出清完成后，省电力调度机构根据机组申报信息，综合考虑最新的省间受电计划、系统负荷预测、清洁能源消纳、电网安全约束等因素，编制日前调度计划，包括运行日机组组合和机组出力计划等。运行日机组开停机计划以日前调度计划为准。第六章实时市场第一节组织方式第九十条（实时市场组织方式）实时市场考虑电网实际运行状态和物理约束,满足超短期负荷预测和备用需求,通过电能、备用、调频的联合优化，以发电成本最小化为目标，进行实时市场出清，形成实时市场出清结果，以指导各市场主体实际执行。第二节实时市场边界条件准备第九十一条（电网运行状态信息）实时市场出清计算前，读取最新的电网运行状态和受电计划，并考虑备用、调频需求以及实际生效的安全约束条件。第九十二条（机组运行边界信息）实时市场出清计算前，读取最新的机组物理运行参数以及发电能力信息，如固定出力曲线、出力上/下限值、爬坡率等。第九十三条（超短期预测信息）实时市场出清计算前，读取最新的超短期统调负荷、母线负荷和新能源出力预测信息，省电力调度机构可根据实际偏差情况对超短期预测结果进行调整更新。第九十四条（省间市场衔接）省间日内市场交易结果和华东区域辅助服务市场交易结果，纳入跨省区联络线计划，作为实时市场的边界条件。第三节实时市场出清与结果发布第九十五条（实时市场报价）实时市场发电侧报价采用日前封存的信息，用户侧不参与交易申报。第九十六条（日内滚动调度计划）在日内运行期间，省电力调度机构根据系统运行情况开展日内滚动发电计划，采用安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）算法模型，以系统发电成本最小为目标，对日内机组启停状态、机组出力进行优化决策，确保滚动调度计划结果满足系统备用需求、供需平衡裕度、电网阻塞管理等要求。第九十七条（实时市场出清方式）在实时运行期间，省电力调度机构基于电网运行状态、机组运行边界和超短期预测信息等边界条件，在日前调度计划和日内滚动调度计划的基础上，以发电成本最小为目标，采用安全约束经济调度（SCED）进行集中优化计算，通过电能、调频、备用联合出清得到实时市场交易结果，包括运行日（D日）的机组实时发电计划曲线、发电侧实时节点电价、辅助服务价格以及用户侧实时负荷中心统一