第十条　电能合约交易可以由电力调度交易机构具体组织实施，也可以由电力市场主体双方协商进行。

第十一条　电力调度交易机构按照区域电力市场运营规则对合约电量进行分解，其分解方法应当对电力市场主体公开。合约电量分解后因故需要修改的，电力调度交易机构应当及时向合约各方通报原因。

第十二条　输电企业应当按照法律和国家政策的规定，优先与依法取得电力业务许可证的可再生能源发电企业签订合同，全额收购其上网电量。

第十三条　电力调度交易机构应当按照区域电力市场运营规则组织电能现货交易。

第十四条　发电企业进行电能现货交易，应当以单个机组为单位报价。经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。由多个发电厂组成的发电企业不得集中报价。禁止发电企业串通报价。

第十五条　电力市场价格形成机制应当有利于促进电力市场公平有效竞争、有利于输电阻塞管理。

第十六条　所有电能交易必须通过电力调度交易机构安全校核后执行。

第十七条　输电企业应当公平开放输电网，为电力市场主体提供安全、优质、经济的输电服务。

第十八条　输电企业应当严格执行国家规定的输电电价，并接受电力监管机构的监督检查。

第十九条　输电阻塞管理方法由电力监管机构根据电网结构和电力市场交易方式确定。

第二十条　电力市场因规避输电阻塞风险的需要，经电力监管机构批准，可以组织开展输电权交易。

第二十五条　电力市场主体应当安装符合国家标准的电能计量装置，由电能计量检测机构检定后投入使用。

本规则所称电能计量检测机构，是指经政府计量行政部门认可、电能交易双方确认的电能计量检测机构。

第二十六条　电能计量检测机构对电能计量装置实行定期校核。电力市场主体可以申请校核电能计量装置，经校核，电能计量装置误差达不到规定精度的，由此发生的费用由该电能计量装置的产权方承担；电能计量装置误差达到规定精度的，由此发生的费用由申请方承担。

第二十七条　电能交易双方签订的电能交易合同应当明确电能的计量点。电能计量点位于交易双方的产权分界点，产权分界点不能安装电能计量装置的，由双方协商确定电能计量点。法定或者约定的计量点计量的电能作为电费结算的依据。电力市场主体以计量点为分界承担电能损耗和相关责任。

第二十八条　电力调度交易机构应当建立并维护电能计量数据库，并按照有关规定向电力市场主体公布相关的电能计量数据。

第二十九条　电力市场结算包括电能合约交易结算、电能现货交易结算、电能期货交易结算、辅助服务结算以及补偿金、违约金结算。

第三十条　电力市场主体应当按照区域电力市场运营规则规定的电费结算方式和期限结算电费。

第七条　电力市场交易类型包括电能交易、输电权交易、辅助服务交易等。

第八条　电能交易按照合约交易、现货交易、期货交易等方式进行。

电能合约交易，是指电力市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易。电能买卖合同约定的电价，可以由双方协商形成、通过市场竞价产生或者按照国家有关规定确定。

电能现货交易，是由发电企业通过市场竞价产生的次日或者未来24小时的电能交易，以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。

电能期货交易，是指电力市场主体在规定的交易场所通过签订期货合同进行的电能交易。电能期货合同是指在确定的将来某时刻按照确定的价格购买或者出售电能的协议。

电能交易以合约交易为主、现货交易为辅，适时进行期货交易。

第九条　电力市场具备规定的条件，并经电力监管机构批准，可以进行输电权交易、辅助服务交易等。

第一条　为了规范电力市场行为，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《电力监管条例》和有关法律、行政法规，制定本规则。

第二条　本规则适用于区域电力市场。

第三条　国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）负责区域电力市场运营的监督管理。

第四条　电力市场主体包括按照有关规定取得电力业务许可证的发电企业、输电企业、供电企业，以及经电力监管机构核准的用户。电力调度交易机构包括区域电力调度交易中心和省、自治区、直辖市电力调度机构。

前款所称供电企业包括独立配售电企业；前款所称区域电力调度交易中心包括区域电力调度中心、区域电力交易中心。

第五条　发电企业、输电企业和供电企业按照有关规定取得电力业务许可证后，方可申请进入区域电力市场，参与区域电力市场交易。用户经电力监管机构核准后，可以参与区域电力市场交易。

第六条　电力调度交易机构负责电力调度、电力市场交易、计量结算。

第三十七条　国务院价格主管部门、国家电力监管委员会制定电力市场最高、最低限价，维护电力市场安全。

第三十八条　电力监管机构根据维护电力市场正常运作和电力系统安全的需要，应当制定电力市场干预、中止办法，规定电力市场干预、中止的条件和相关处理方法。

第三十九条　国务院有关部门、国家电力监管委员会在用户侧开放前，建立电价平衡机制，制定销售电价、上网电价联动的具体办法。

第三十一条　电力市场主体应当执行有关电网运行管理的规程、规定，服从统一调度，加强设备维护，按照并网协议配备必要的安全设施，提供辅助服务，维护电力系统的安全稳定运行。

第三十二条　电力调度交易机构应当严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时向电力市场主体预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。

第三十三条　电力调度交易机构负责电力市场交易的安全校核，并公布校核方法、参数。

第三十四条　电力调度交易机构应当根据电力供需形势、设备运行状况、安全约束条件和系统运行状况，统筹安排电力设备检修计划。发电机组运行考核办法由电力监管机构审定，电力调度交易机构执行。

第三十五条　电力市场技术支持系统建设应当符合规定的性能指标。电力市场技术支持系统包括能量管理、交易管理、电能计量、结算系统、合同管理、报价处理、市场分析与预测、交易信息、监管系统等功能模块。

第三十六条　电力市场技术支持系统建设应当以电力市场运行规则为基础。在同一电力市场内，电力市场技术支持系统应当统一规划、统一设计、统一管理、同步实施、分别维护。电力市场技术支持系统应当根据电力市场发展的需要及时更新。电力监管机构审定电力市场技术支持系统规划和设计方案，电力市场主体按照规定配备有关配套设施并负责日常维护管理。

第二十一条　电力市场主体应当按照有关规定提供用以维护电压稳定、频率稳定和电网故障恢复等方面的辅助服务。

第二十二条　辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务是电力市场主体应当无偿提供的辅助服务。有偿辅助服务是电力市场主体在基本辅助服务之外提供的其它辅助服务。有偿辅助服务在电力市场建设初期采取补偿机制，电力市场健全以后实行竞争机制。

第二十三条　辅助服务的具体内容、技术标准、提供方式、考核方式，由国家电力监管委员会会同国务院有关部门另行规定。

第二十四条　电力调度交易机构应当定期对电力市场主体提供辅助服务的能力进行测试。测试结果应当公布并向电力监管机构报告。电力市场主体不能按照要求提供辅助服务时，应当及时向电力调度交易机构报告，并按照有关规定接受考核。

第四十三条　电力业务许可证制度实施以前，电力企业进入电力市场的资格，由电力监管机构审查批准。

第四十四条　国家电力监管委员会区域监管局根据本规则拟定区域电力市场运营规则，报国家电力监管委员会批准后执行。

第四十五条　本规则自2005年12月1日起施行。国家电力监管委员会2003年7月24日公布的《电力市场运营基本规则（试行）》同时废止。

第四十条　电力市场主体应当按照有关规定向电力调度交易机构提供信息。

第四十一条　电力调度交易机构应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，定期向电力市场主体和社会公众披露电力市场运行信息。

第四十二条　电力监管机构制定电力市场信息发布管理办法并监督实施。

电力工业引入竞争机制，逐步走向市场，成为电力工业发展的大趋势，电力市场是一个涉及面广泛、复杂、实时性很强的系统，它将对电力系统的运行、调度、规划管理和经营等方面产生深刻的影响。为此，建立完善的电力市场运营技术支持系统十分重要而且迫切，它是保证电力市场健康运营的基本条件。

所开发的电力市场运营技术支持系统主要包括：市场成员管理系统、信息系统、电能量交易管理系统(远期交易、现货交易、实时交易)、辅助服务交易管理系统、合同管理系统、考核结算系统、发电厂报价决策支持系统。

（1）系统设计充分考虑了我国电力市场分阶段发展的平稳过渡方案；协调远期、现货、实时市场交易及辅助服务等相关市场交易；可以根据市场开放程度，灵活调整远期、现货和实时交易的比例，解决了具有不同所属权的电厂共同参与市场、竞价上网的问题和电力市场的稳定性问题。

（2）远期交易部分可采用协商和竞价两种形式。

（3）应用经济学理论、电力系统分析与控制理论和软件工程理论等设计了具有普适性、可靠性、先进性、开放性、协调性和实用性的电力市场技术支持系统实施方案。

（4）分别建立了电力市场中用于远期交易、现货交易和实时交易的发电计划模型；并分别应用和提出改进的排序优化方法、动态规划法、遗传算法和专家系统方法等，分别形成了相应的远期交易、现货交易和实时交易的发电计划算法；提出了基于交易评估的发电计划优化方法。

（5）提出的保证远期交易顺利完成的年、月和日发电计划制定原则、算法和研发的软件达到实用化水平。

（6）提出的网损的分解潮流计算方法，为合理地计算电力市场中的输电成本提供了理论依据。 2100433B