《省间电力现货交易规则（试行）》印发

11月22日，国家电网有限公司按照国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号）要求，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》。规则的印发标志着我国构建“统一市场、两级运作”的电力市场体系又迈出了坚实的一步，是中国电力现货市场建设的重要里程碑。

　　为进一步贯彻落实《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）要求，建立规范的跨省跨区电力市场交易机制，充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用，国家电网公司在国家发改委、国家能源局的领导下，总结跨区域省间富余可再生能源现货交易（以下简称“富余可再生能源现货交易”）试点经验，凝聚行业专家和市场主体的智慧和力量，结合保障电网安全稳定运行、保障电力可靠供应、促进清洁能源消纳的实际需求，研究编制了《省间电力现货交易规则（试行）》。省间电力现货交易覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围内全部省间交易，参与主体覆盖所有电源类型，对于实现新型电力系统建设过程中的电力保供和能源转型目标具有重要意义。

　　省间电力现货交易是完整电力市场体系的重要组成部分，是电力市场化改革的重要内容。目前，省间电力现货交易试运行准备工作正在有序开展。省间电力现货交易启动后，将有利于激发市场主体活力，通过市场化手段实现全网电力余缺互济，促进清洁能源大范围消纳，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，助力实现碳达峰、碳中和。

（ 7）法律法规所规定的其他权利和义务。
 
2.2.7  北京电力交易中心职责
 
（ 1）负责市场主体的注册管理。
（ 2）负责市场主体的交易申报及信息发布，负责建设、 维护和管理省间电力现货交易申报及发布功能。
（ 3）负责向市场成员出具包含电量、 电价和电费的省 间电力现货交易结算依据，提供相关服务。
（ 4）负责建设、维护电力交易平台（技术支持系统） 。
（ 5）法律法规所规定的其他权利和义务。
 
2.2.8  省级电力交易机构职责
 
（ 1）负责市场主体注册工作。
（ 2）负责省内市场主体的交易申报及信息发布。
（ 3）配合北京电力交易中心开展信息披露有关工作。
（ 4）配合北京电力交易中心开展电力交易结算有关工
 
。
（ 5）法律法规所规定的其他权利和义务。
 
2.3  市场准入与退出
 
2.3.1  市场准入
 
（ 1）市场主体由各地方政府主管部门负责准入，可在

。
（ 3）输电价格已包含网损的，不再另行收取。
 
3.4  出清机制
 
3.4.1  出清方式
 
省间电力现货交易采用集中竞价的出清方式。
 
3.4.2  出清流程
 
（ 1）买方市场主体在所在节点申报分时 “电力-价格” 曲线，考虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折  算到卖方节点。
（ 2）在卖方节点，卖方市场主体报价按照从低到高排 序，买方市场主体折算后价格从高到低排序。
（ 3）按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最 大的交易对优先成交，直至价差小于零或节点间交易路径可 用输电容量等于零。存在多个价差相同的交易对时，成交电 力按照交易申报电力比例进行分配。
（ 4）每成交一笔交易后，扣除该交易路径可用输电容 量以及买卖双方对应的申报量。
（ 5）卖方节点最后一笔成交交易对中买方折算后价格 与卖方申报价格的平均值为该卖方节点的出清价格。
（ 6）卖方节点价格叠加输电价格（含输电网损折价）

（ 4）预校核不通过的交易申请，按照 “价格优先、可 再生能源优先、节能环保优先”的原则依次调减。 当以上条 件均相同时，按照申报电力等比例调减，直至通过预校核。
4.3  日前现货交易出清
 
国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组 织省间日前现货交易出清，出清机制与 3.4 节一致。
4.3.1  电力和价格折算方法
 
将买方市场主体在买方节点申报的电力和价格按照所 有可用交易路径，依如下公式折算到卖方节点：
折算到卖方节点的买方市场主体价格=买方市场主体报 价-输电价格（含输电网损折价） 。
折算到卖方节点的买方市场主体电力=买方市场主体申 报电力/（1-线路网损率）。
卖        power买电,j ,t
,  ,                  coe
 
price买(卖)电,j ,t   price买电,j ,t  coe1 - pricecoe
 
coe1   (1 m )
m1
pricecoe   Nm1Ptm  mr1 (1 r )
其中：

power买电 ,j ,t 为买方市场主体 j 在 t 时段的申报电力；
power 电 ,j ,t  为买方市场主体 j在 t 时段申报电力折算到卖 方节点的电力；
price 买电 , j ,t 为买方市场主体 j 在 t 时段的申报价格；
price 买(卖)电 , j ,t  为买方市场主体 j在 t 时段申报价格折算到卖 方节点的价格；
coe 1 为折算参数；
price coe  为中间折算变量；
m 为交易路径中跨区通道、省间联络线或区域共用电网 的序号；
m  为交易路径中自卖方节点至买方节点的第m 段跨区
通道、省间联络线或区域共用电网的输电网损率；
m 为交易路径中自卖方节点至买方节点的第 m 段跨区
通道、省间联络线或区域共用电网的输电价格；
N 为交易路径中跨区通道、省间联络线或区域共用电网 的总个数。
4.3.2  集中竞价出清
 
（ 1）买方市场主体在所在节点申报分时 “电力-价格” 曲线，考虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折  算到卖方节点。
（ 2）在卖方节点，卖方市场主体报价按照从低到高排

序，买方市场主体折算后价格从高到低排序。
（ 3）按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最 大的交易对优先成交，直至价差小于零或节点间交易路径可 用输电容量等于零。
price交易对,ij ,t   price买(卖)电,j ,t   price卖电,i ,t
其中：
price交易对 ,i  j ,t 为折算到卖方节点的买方市场主体 j 与卖 方市场主体 i撮合的交易对在 t 时段的价差；
price 买(卖)电 ,j ,t 为买方市场主体 j 在 t 时段申报电价折算到卖 方节点的价格；
price 卖电 ,i ,t  为卖方市场主体 i 在 t 时段的申报价格。
（ 4）存在价差相同的多个交易对时，按照申报电力比 例分配交易对中的卖方节点送出需求和买方节点受入需求。
交易对中卖方节点的送出需求分配： 按照卖方节点在全 部价差相同交易对中涉及的各个买方节点申报电力的比例， 对该卖方节点申报电力进行分配，形成该交易节点外送各买 方节点的电力。
power申报买电 k t      
power申报买电,r ,t
r1
其中：
power分配卖电 ,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的分配卖方电力； power申报卖电 ,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的申报卖方电力；

power申报买电 ,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的申报买方电力； SG 为价差相同且卖方市场主体相同的交易对对数。
交易对中买方节点的受入需求分配： 按照买方节点在全 部价差相同交易对中涉及的各个卖方节点申报电力的比例， 对该买方节点申报电力进行分配，形成该交易节点受入各卖 方节点的电力。
power申报卖电 k t      
power申报卖电,r ,t
r 1
其中：
power 分配买电 ,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的分配买方电力； power 申报买电 ,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的申报买方电力； power 申报卖电 ,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的申报卖方电力； SS 为价差相同且买方市场主体相同的交易对对数。
（ 5）每个交易对中卖方节点送出电力和买方节点受入
电力中较小的值为该交易对在卖方节点的成交电力。
powerk ,t    min power分配买电 ,k ,t , power分配卖电 ,k ,t 
其中：
powerk ,t  为交易对 k 在 t 时刻的成交电力；
power分配买电,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的分配买方电力； power分配卖电,k ,t  为交易对 k 在 t 时刻的分配卖方电力。
（ 6）考虑跨省区联络线输电容量对成交电力校验调 整。若相关交易对的成交电力超出某一跨省区联络线或输电

断面的可用输电容量，则按比例缩减相关交易对的成交电 力，形成各交易对在对应跨省区联络线及输电断面上的成交
电力。
power调整后,k ,t   powerk ,t    T
其中：
l 为 t 时刻越限最严重的跨省区联络线或输电断面；   T可用输电 ,l ,t  为跨省区联络线或输电断面 l 的可用输电容量；
T待成交,l ,t 为跨省区联络线或输电断面l在 t 时刻的待成交电 力；
powerk ,t  为交易对 k 在 t 时刻调整前成交电力；   power调整后,k ,t 为交易对 k 在 t 时刻调整后成交电力。
（ 7）每成交一笔交易后，扣除该交易路径可用输电容 量以及买卖双方对应的申报量。
（ 8）剩余的买方市场主体申报量再次折算到卖方节 点，与卖方市场主体剩余申报量进行集中竞价出清。
（ 9）买卖双方在市场内依次出清，直至买方市场主体 或卖方市场主体申报电力全部成交，或买卖双方价差为负， 或买卖双方可成交节点间交易路径无可用输电容量，交易结 束。
4.3.3  出清边际价格计算
 
（ 1）卖方节点最后一笔成交交易对中买方折算后价格

与卖方申报价格的平均值为该卖方节点的边际价格。 price边际电价,i ,t   (price最(卖)后买电,t   price最后卖电,t )  0.5
其中：
price 边际电价 ,i ,t 为卖方市场主体 i 的出清边际价格；
price 最(卖)后买电 ,t  为卖方节点最后一笔成交交易对的买方报价 折算到卖方节点的价格；
price 最后卖电 ,t  为卖方节点最后一笔成交交易对的卖方报 价。
（ 2）卖方节点价格叠加交易路径的输电价格（含输电 网损折价） 为买方节点对应相应路径的出清价格。
（ 3）买卖双方市场主体在竞价出清过程中成交的电力 按照上述买卖节点结算价格结算。
4.4  安全校核
 
（ 1）国调中心、网调、省调按各自调管范围确定通道 可用输电能力或断面限额，省间电力现货交易出清过程闭环 考虑通道安全约束。
（ 2）省间电力现货交易出清后，国调中心统筹组织网 调、省调开展安全校核。安全校核未通过时，按照灵敏度由 高到低顺序，取消相关省间电力现货交易，消除设备越限， 出清边际电价不变。
4.5  出清结果管理

平台省间功能或省内功能申报 “电力-价格”曲线。卖方申 报上网侧电力和价格，买方申报落地侧电力和价格。
5.2.2.1市场主体申报数据基本要求
市场主体申报的分时 “电力-价格”曲线的要求与 4.2.3.1 节相同。
5.2.2.2卖方市场主体申报数据要求
卖方市场主体申报的分时 “电力-价格”曲线除满足 4.2.3.1 节的基本要求外， 还需满足：
（ 1）火电和核电发电企业申报电力不得超过其实际发 电能力与日前计划之差， 日前计划中未安排开机的机组不得 申报电力。
（ 2）可再生能源企业申报电力不得超过其预测出力与 日前计划之差。
5.2.2.3买方市场主体申报数据要求
买方市场主体申报的买电分时 “电力-价格”曲线除满 足上述基本要求外，还需满足 4.2.3.3 节的要求。
5.2.2.4申报数据管理
满足 4.2.3.4 节的要求。
 
5.3  日内现货交易出清
 
 
国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组 织省间日内现货交易出清，出清机制与 3.4 节一致。
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5.3.1  电力和价格折算
 
买方市场主体在买方节点申报的电力和价格按照所有 可用交易路径，按 4.3.1 节公式折算到卖方节点。
5.3.2  集中竞价出清
 
分时 “电力-价格”出清过程与 4.3.2 节相同。
 
5.3.3  出清边际价格计算
 
边际价格计算与 4.3.3 节相同。
 
5.4  安全校核
 
与 4.4 节要求相同。
 
5.5  出清结果管理
 
非现货试点地区和现货试点地区现货市场未运行期间， 卖出电能量的发电企业按成交结果增加发电份额，买入电能 量的售电公司和电力用户扣除其参与省内市场的买电需求。 现货试点地区现货市场运行期间，省间日内现货交易卖方成 交结果作为送端关 口负荷增量，买方成交结果作为受端关 口 电源参与出清。
5.6  日内现货交易结果发布
 
按照 56 号文相关要求，根据调度机构向国家能源局及

。
（ 4）政府定价类信息，包括输配电价、各类政府性基 金及其他市场相关收费标准等。
9.2.2  公开信息
 
公开信息指向所有市场成员披露的信息，包括但不限 于：
（ 1）电网设备信息，包括线路、变电站等输变电设备 投产、退出和检修情况等。
（ 2）市场出清类信息，包括分交易节点各时段出清电 价和出清电量、分交易路径各时段出清电价和出清电量。
（ 3）年、月、周系统间联络线输电能力预测。
（ 4）国家批准的各跨省区联络线的输电价格、输电网 损率、各类政府性基金及附加及其他市场相关收费标准等。
（ 5）分省系统负荷预测、分省可再生能源发电能力预 测、省内电力平衡裕度和可再生能源富余程度等。
（ 6）交易申报总量、交易成交总量。
（ 7）各跨省区联络线的成交总量。
（ 8）市场违规行为通报。
（ 9）风险干预、市场中止相关情况记录。
 
9.2.3  私有信息
 
私有信息指只有特定的市场主体披露的信息，包括但不