电力市场交易基本规则
广东电力市场交易基本规则(试行)
(征求意见后修改稿)
第一章总则
第1条 [目的、依据]为规范广东电力市场交易，构建安全、高效的市场结构和市场体系，保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据有关法律法规和《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、《中共广东省委广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(粤发〔2015〕14号)等文件精神，制定本规则。
第2条 [原则、指导思想]广东电力市场遵循安全高效、公平公正、因地制宜、实事求是的原则和务实起步、先易后难、循序渐进、逐步完善的指导思想。
第3条 [定义与分类]电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。
电力批发交易是指发电企业与售电公司或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。现阶段，是指发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体通过双边协商、集中竞争等方式开展的中长期电量交易。
电力零售交易是指售电公司与中小型终端电力用户(下称“一般用户”)开展的电力交易活动的总称。
第4条 [市场秩序]电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。
任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第5条 [适用范围]本规则适用于《广东电力市场建设实施方案》中含交叉补贴的输配电价核定前的电力市场交易，并根据电力体制改革进程进行修订。
第6条 [实施主体]国家能源局南方监管局负责组织制定广东电力市场交易基本规则。国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会根据职能依法履行广东电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。
第二章市场成员
第7条 [成员分类]市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。
第8条 [发电企业权责]发电企业的权利和义务：
(一) 按规则参与电力市场交易，执行基数电量合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同。
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务。
(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务。
(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)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第9条 [电力用户权责]电力用户的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同。
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等。
(三)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。
(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电。
(五)遵守政府电力管理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)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第10条 [售电公司权责]不拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电合同，约定交易、服务、结算、收费等事项。
(二)获得公平的输配电服务。
(三)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售电。
(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)应承担保密义务，不得泄露用户信息。
(六)按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并
定期公布公司年报。
(七)售电合同期满后，用户拥有自由选择售电公司的权利。
(八)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按政府要求和调度指令协助安排用电。
(九)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第11条 [拥有配电网运营权的售电公司权责]拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：
(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)在其供电运营权范围内与电网企业相同的权利和义务，按约定履行保底供电服务和普遍服务义务等。
(三)承担配电网安全责任，按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量应符合国家和行业标准;获取政府规定的保底供电补贴。
(四)负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司。
(五)同一供电营业区内只能有一家公司拥有配电网运营权。拥有配电网资产绝对控股权且具备准入条件的售电公司，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网公司或符合条件的售电公司，自主签订委托协议。
第12条 [电网企业权责]电网企业的权利和义务：
(一)保障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)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统。
(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、收催缴电费、维修等各类供电服务。
(五)按规定收取输配电费用，代国家收取政府性基金与附加等。
(六)预测并确定不参与市场交易的用户电量需求，执行厂网间基数电量等合同。
(七)按政府定价向不参与市场交易的用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同。
(八)按规定披露和提供信息。
(九)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第13条 [电力交易机构权责]电力交易机构的权利和义务：
(一)组织和管理各类交易。
(二)编制交易计划。
(三)负责市场主体的注册管理。
(四)提供电力交易结算依据及相关服务。
(五)监视和分析市场运行情况。
(六)经授权在特定情况下实施市场干预。
(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统。
(八)配合对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议。
(九)配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序。
(十)按规定披露和发布信息。
(十一)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第14条 [电力调度机构权责]电力调度机构的权利和义务：
(一)按调度管理权限负责安全校核。
(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。
(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能。
(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易计划的执行。
(五)经授权暂停执行市场交易结果。
(六)按规定披露和提供电网运行的相关信息。
(七)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第三章市场准入管理
第一节准入和退出条件
第15条 [基本准入条件]参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户，应当是具有独立法人资格、独立财务核算、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)、电力用户经法人单位授权，可参与相应市场交易。
第16条 [准入程序]市场主体资格采取注册制度。参与电力市场的发电企业、售电公司、电力用户应符合国家、广东省有关准入条件，进入广东省公布的目录，并按程序完成
注册和备案后方可参与电力市场交易。
第17条 [发电企业准入条件]广东省内发电企业市场准入：
(一)与电力用户、售电公司直接交易的发电企业，应符合国家、广东省有关准入条件，并在电力交易机构注册。仅开展基数电量合同转让交易的发电企业，可直接在电力交易机构注册。
(二)并网自备电厂参与市场化交易，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以及与产业相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费。
(三)省外以“点对网”方式向广东省送电的发电企业，符合国家、广东省有关准入条件并进入发电企业目录后，视同广东省内电厂(机组)参与广东电力市场交易。
第18条 [电力用户准入条件]电力用户市场准入：
(一)符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准。
(二)拥有自备电厂的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。
(三)微电网用户应满足微电网接入系统的条件。
第19条 [售电公司准入条件]售电公司的市场准入：
(一)售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格。
(二)售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量业务。
(三)拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、
经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员。
(四)拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类)。
(五)符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。
售电企业的准入条件及管理办法依照国家发展改革委和国家能源局的有关规定，由省政府有关部门另行制定。参与市场交易的售电企业应向电力交易机构申请注册。
第20条 [自愿退出]发电企业、售电企业、超过规定期限的电力用户履行完交易合同和交易结算的，可自愿申请退出市场。符合退出条件的，从市场主体目录中剔除。
第21条 [强制退出]市场主体由于不再符合准入条件等情形的，按有关规定强制其退出市场。
市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为，恶意扰乱市场秩序、未尽定期报告披露义务、拒绝接受监督检查的，国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会根据职能组织调查确认，强制其退出市场，并将有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，5年之内不得再进入市场。
第22条 [退出要求]售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少45天通知国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方。退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处
理好相关事宜，否则不得再参与市场。
电力用户自进入市场之日起，3年内不得自行退出市场，否则对其用电价格给予一定的惩罚。电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、电力交易机构以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
第二节市场注册管理
第23条 [注册管理]电力交易机构应建立市场注册管理工作制度，由市场管理委员会审议通过后，报国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会备案后执行。
第24条 [市场注册]符合准入目录的市场主体均需在电力交易机构进行市场注册。电力交易机构按规定披露相关信息，包括但不限于已注册的发电企业、售电公司和电力用户的名单、联系方式等相关信息。
第25条 [注册变更]市场主体注册变更，须向电力交易机构提出申请，电力交易机构按照注册管理工作制度有关规定办理。
第26条 [市场注销]自愿和强制退出的市场主体，由广东省经济和信息化委员会在目录中删除，由电力交易机构进行注销，并向社会公示。
监管中发现不再符合注册条件或强制退出的市场主体，国家能源局南方监管局直接向电力交易机构下达通知，取消其注册资格，并抄送广东省经济和信息化委员会。广东省经
济和信息化委员会也可直接通知电力交易机构，取消注册资格，并抄送国家能源局南方监管局。
第四章市场交易基本要求
第27条 [市场用户分类管理]市场用户分为电力大用户和一般用户，市场注册时分类管理。
电力大用户指进入广东省直接交易目录的用电企业;一般用户指除电力大用户以外、允许进入市场的其他用电企业。
所有准入的市场用户均须全电量参与市场交易，其全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电价。
第28条 [电力大用户交易要求]现阶段，电力大用户选择以下两种方式之一参与市场交易：
(一)与发电企业开展年度双边协商交易，直接参与月度集中竞争交易。
(二)全部电量原则上通过一家售电公司购电，并在合约期限内维持购售电关系不变。
第29条 [一般用户交易要求]一般用户只可选择一家售电公司购电，并在合约期限内维持购售电关系不变。
第30条 [售电公司要求]同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司，月度集中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总电量的15%。
售电公司暂不能代理发电企业参与集中竞争交易。
第31条 [省内发电机组分类和要求]省内省级及以上调度发电机组分为A类机组和B类机组。其中，A类机组是指暂未获得与用户侧直接交易资格的发电机组，只拥有基数电
量;B类机组指获得与用户侧直接交易资格的发电机组，可同时拥有基数电量和市场电量。
发电企业初期以电厂为最小单元参与市场交易。单个发电企业的机组通过不同电压等级接入电网的，应分电压等级参与市场交易;单个发电企业的机组通过同一电压等级但不同并网点接入电网的，应分并网点参与市场交易;其他因电网安全运行需要的，可由电力交易机构会同电力调度机构发布发电企业参与市场交易的最小单元要求。随着市场的逐步完善，发电企业适时转变为以机组为最小单元参与市场交易。
第32条 [省间交易要求]按照“计划+市场”模式加快完善省间市场化交易机制。现阶段，政府间框架协议外的省间送电，主要通过合同电量转让交易方式进行。
加快推动广东电力市场建立分时电价机制以及辅助服务市场化交易机制。较为完善的市场机制基本具备后，积极吸纳省外发、用电等市场主体直接参与广东电力市场年度双边协商交易和月度集中竞争交易等市场交易。
第五章交易周期和方式
第33条 [交易周期]现阶段主要以年度和月度为周期开展电能量交易(含合同电量转让交易)，适时启动辅助服务市场化交易。
第34条 [交易方式]电能量交易主要采用双边协商、集中竞争等方式进行。
(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边交易初步意向后，经安全校核和相关方确认
后形成交易结果。
(二)集中竞争交易指市场主体通过电力技术支持系统申报电量、电价，采取双向报价的形式，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交市场对象、成交电量与成交价格等。
第六章价格机制
第35条 [基本原则]交易中的成交价格由市场主体通过市场化的交易方式形成，第三方不得干预。
第36条 [输配电价]输配电价核定前，采取保持电网购销差价不变的方式。相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。
第37条 [用户侧电价计算]输配电价核定前，电力大用户购电价格按照广东省政府确定的电网环节输配电价暂不作调整的原则执行。具体如下：
(一)适用两部制电价的电力大用户，其购电价格由容量电价和电量电价组成。大用户购电的容量电价保持不变，电量电价为该大用户适用的目录电价的电量电价与交易价差之和。
(二)适用于单一制电价的电力大用户，其购电价格为该大用户适用的目录电价的电量电价与交易价差之和。
(三)原执行峰谷电价政策的电力大用户，交易价差不随峰谷电价浮动。
通过售电公司购电的用户参照执行。
第38条 [交易限价]双边协商交易原则上不进行限价。
集中竞争交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或交易价差设置上限，电力供应严重过剩时可对报价或成交交易价差设置下限。
第七章年度基数电量
第一节年度基数电量确定
第39条 [供需预测]每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，测算西电东送计划、省级政府协议电量，根据用户放开程度测算市场需求电量，测算省内机组平均发电利用小时数。
第40条 [优先发电安排]按照以下原则安排优先发电量：优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电;充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量;背压热电联产机组全部发电量;兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电;兼顾调峰需要，合理安排核电发电;合理安排余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组发电;适当增加贫困地区、革命老区机组发电量;适当增加实施碳捕集(CCUS)示范项目发电量。
第41条 [年度基数电量安排]年度基数电量总规模应不低于优先发电电量规模，并按节能低碳发电调度原则安排。结合全年逐月的非市场用户需求预测、机组检修、来水预测、燃料供应等情况，以及发电企业签订的年度双边协商交易分月计划，确定发电企业年度基数电量分月计划。
其中，抽凝热电联产机组的供热需求、局部网络约束机组的发电需求可根据发用电计划放开程度，在年度基数电量
安排时适当考虑。
第42条 [年度基数电量合同签订]广东省发展和改革委员会会同广东省经济和信息化委员会在年底前确定下一年度发电组合方案。发电企业、电网企业据此签订厂网间年度购售电合同。
第43条 [特殊情况]年度基数电量如果在年度交易或年初的月度交易开始后仍未分配，电力调度机构参照第一季度的发电组合方案执行。
第二节月度基数电量计划编制
第44条 [A类机组月度基数电量计划编制]对于A类机组，电力调度机构以年度基数电量计划为目标，综合考虑以资源定电、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划。
第45条 [B类机组月度基数电量计划编制]对于B类机组，电力调度机构以年度基数电量计划为目标，以年度后续负荷率为依据，结合非市场用户的需求变化、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划，确保基数电量计划规模与非市场用电需求相匹配。
第46条 [月度基数电量计划发布]电力调度机构编制月度基数电量计划，作为合同转让交易以及基数电量结算依据，同月度交易计划一并发布。
第八章电力批发交易
第一节交易时序安排
第47条 [交易品种]现阶段，交易品种包括年度双边协
商交易，月度集中竞争交易和合同电量转让交易。
第48条 [年度交易时序]年度开展双边协商交易，市场主体根据交易结果，签订年度双边协商交易合同(含年度及各月度双边协商交易电量)。
第49条 [月度交易时序]在月度基数电量计划和月度双边协商交易电量的基础上，首先组织月度合同电量转让交易，然后开展月度集中竞争交易。
第二节年度双边协商交易
第50条 [总体要求]参加年度双边协商交易的市场主体包括准入的发电企业、电力大用户、售电公司。年度双边协商交易应在年底前完成。
签订的年度双边协商交易意向协议应包括年度总量及各月份分解电量、交易价差等。
第51条 [信息发布]每年10月下旬，电力交易机构会同电力调度机构应通过技术支持系统等方式发布年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：
(一)次年省内全社会、统调口径电力电量供需预测;
(二)次年参与市场用户年度总需求及分月需求预测;
(三)次年关键输电通道网络约束情况;
(四)次年西电东送协议电量需求预测;
(五)次年全省煤机平均发电煤耗、各机组发电煤耗;
(六)次年发电企业可参与年度(月度)双边协商交易的小时数上限。
第52条 [年度(月度)双边协商交易的小时数上限]发电
企业年度(月度)双边协商交易的小时数上限计算公示：年度(月度)平均双边协商交易小时数=已注册市场用户年度(月度)需求预测/B类机组总装机容量
燃煤发电企业可参与年度(月度)双边协商交易的小时数上限=年度(月度)平均双边协商交易小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗] B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定双边协商交易小时数上限。
k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布。
第53条 [交易意向提交] 每年11月底前，市场主体经过双边协商形成年度交易意向并签署书面协议，并通过技术支持系统提交至电力交易机构。
第54条 [交易校核]电力交易机构根据用户历史用电数据，对电力大用户、售电公司签订的年度双边协商交易合同进行交易校核，并在12月份前3个工作日内汇总年度交易意向协议，送电力调度机构进行安全校核。
第55条 [安全校核]电力调度机构原则上10个工作日内完成安全校核，并将校核结果返回电力交易机构。电力调度机构对发电企业年度基数电量分月计划以及年度双边协商交易分月计划一并进行安全校核，给出安全运行风险提示，包括局部送出受限情况、顶峰发电需求以及煤机运行负荷率建议等。
第56条 [合同签订]电力交易机构发布经安全校核后的
年度双边协商交易结果。
市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向电力交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。
交易确认完成后，自动生成年度双边协商交易合同，相关市场主体及时通过技术支持系统签订。
第三节合同电量转让交易
第57条 [开市时间]合同电量转让交易先于月度集中竞争交易，原则上在每月25日前组织。
第58条 [交易标的和参与主体]现阶段，在发电企业之间开展基数电量和双边协商交易电量的转让交易，允许西南富余水电机组作为受让方参与合同电量转让交易。
合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。
第59条 [交易要求]合同电量转让交易符合以下要求：
(一)发电企业之间合同电量转让交易须符合节能减排原则，原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组。机组排序按照政府公布的节能发电调度机组序位确定。
(二)电网运行约束机组合同电量、热电联产机组合同电量、调峰调频电量原则上不得转让。
(三)合同电量转让交易原则上通过技术支持系统开展。
第60条 [出让方交易申报]出让方通过技术支持系统向电力交易机构申报交易标的，包括：拟出让电量、出让价格。
其中，拟出让电量不超过月度基数电量和月度双边协商交易电量之和，出让价格指出让方支付给受让方的补偿价格。拟出让的基数电量、双边协商交易电量按相同的出让价格分开申报。
电力调度机构对出让方申报的拟出让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布出让方名称、确认后的可出让电量等信息。
第61条 [受让方交易申报]受让方通过技术支持系统向电力交易机构申报拟受让电量、受让价格。
电力调度机构对受让方申报的拟受让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布受让方名称、确认后的可受让电量等信息。
第62条 [交易撮合]电力交易机构通过技术支持系统进行合同电量转让交易撮合：
(一)出让方按照出让价格排序，价高者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，按煤耗高的机组优先于煤耗低的机组排序。
(二)受让方按照申报的受让价格排序，价低者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，西南富余水电优先，省内煤耗低的机组优先于煤耗高的机组。
西南富余水电申报的受让价格应包含本省内以及省间输电价格、网损电价。
(三)将出让方申报价格、受让方申报价格配对，形成竞争交易价差对。
价差对=出让价格-受让价格
价差对为负值时不能成交。
价差对为正值或零时，按照价差对大者优先撮合的原则进行交易。价差对相同时，出(受)让方机组能耗高(低)者优先成交;出(受)让方机组能耗相同的，按申报电量比例分配。
(四)受让方机组煤耗应低于出让方机组煤耗。
(五)按照以上原则形成无约束交易结果，由电力交易机构发布，并送电力调度机构进行安全校核。
第63条 [结算价格]合同转让电量结算价格等于每个有效匹配对中，出让方和受让方申报价格的平均值。
第64条 [安全校核]合同电量转让交易与月度集中竞争交易形成的无约束交易结果一并进行安全校核，形成有约束交易结果。如发生输电阻塞，优先调整月度集中竞争交易结果。
第四节月度集中竞争交易
第65条 [开市时间]原则上在每月的25日前组织开展次月的月度集中竞争交易。
第66条 [交易预通知发布]电力交易机构在不迟于交易日的3个工作日前发布月度集中竞争市场交易预通知，包括交易的开市时间、交易主体范围等信息。
第67条 [电力大用户申报交易需求]电力大用户在交易日的2个工作日前申报次月用电需求、次月需求增量。
次月需求增量=次月用电需求–月度双边协商交易电量
若单个电力大用户次月用电需求大于其次月双边协商交
易电量，则差额部分为其月度集中竞争市场需求增量。若其用电需求小于或等于次月协商交易计划，则其月度集中竞争市场需求增量为0。
第68条 [售电公司申报交易需求]售电公司参照电力大用户，申报所代理全部用户的次月用电需求。
第69条 [发电企业申报物理执行的协商交易电量]发电企业在交易日的2个工作日前申报次月选择物理执行的协商交易电量，不得超过月度协商交易总量，则剩余的协商交易电量参与月度集中竞争优化。初期，发电企业的双边协商交易电量默认为物理执行，条件成熟时可选择参与月度集中竞争优化。
第70条 [发电企业集中竞争申报电量上限]发电企业集中竞争申报电量上限按以下步骤确定：
(一)按照年度双边协商交易与月度集中竞争交易供需比一致的原则确定发电企业月度市场电量的上限，减去选择物理执行的月度双边协商交易电量后，得到参与月度集中竞争交易的申报电量上限。
月度市场平均小时数 = 月度市场用户总用电需求/B类机组总装机容量
燃煤发电企业月度市场电量上限=燃煤发电企业装机容量×月度市场交易平均小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗]
B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定市场电量上限。
电力市场交易模式知识讲解
第五章电力市场交易模式 第一节电力市场的交易类型 一、电力市场运营结构 一个完整的电力市场，一般划分为中长期合约交易市场、期货交易市场、日前交易市场、实时交易(平衡)市场和辅助服务交易市场几种。 (一)中长期合约市场：中长期合约是中长期实物交货合同，它可以通过竞价产生，也可以双边协商后以协议签订。 (二)期货交易市场：期货交易是期货合约的交易。 (三)日前市场：落实中长期合同电量，组织日前竞价，通过竞争发现日前市场价格，制定满足电网安全和经济运行的机组开停计划。 (四)实时平衡市场：组织实时平衡市场，通过竞争发现实时市场价格。 (五)辅助服务市场：通过竞争发现保证电力商品质量的各项服务内容的市场价值。 图2.l 电力市场运营结构图 第二节中长期合约交易市场 一、中长期合约交易市场 中长期合约交易是现货交易的一种形式，根据预先签订的合约商定付款方式，进行电量的买卖，并在一定时期内进行实物交割。 电力市场上的中长期合约交易，是利用市场成员中发电商所申报的机组基本数据、机组报价数据，机组检修计划，电力市场运营系统(调度)所报送的负荷预测数据、电网输送容量、安全约束等信息，在“公平、公正、公开”的原则下，按照电力市场的竞价规则，制定电力市场中长期合约交易计划，为参与交易的每个机组分配年度和月度合约电量。中长期合约既可以通过竞价产生，也可以通过协商后双边签订。 在单一购买者市场中，中长期合约交易分为年度竞价及月度竞价，单一购买者(电网)从各个发电商中按报价从低到高排序，选择年度、月度电量的供应者，以鼓励发电商之间的竞争。上述两种交易电量在电力市场初期占整个电力交易量的70%～80%。如果政策允许，部分大用户也可直接从发电公司购电。 在输电网开放，有多个购买者或零售商竞争的电力市场中，中长期合约交易市场为长期市场和中期市场。在长期市场中，由交易人进行双边交易，交易不再细化到0.5h间隔，交易量很大，长期交易以年度基本负荷为基础。在中期市场中，通过交易人或交易中心进行电能买卖，交易基于季度、月或周的基本负荷，部分交易可以细化至0.5h交易时段，交易量较大。 电力中长期合约内容包括合约电量、合约电价、交易双方的权利和义务、拒绝供电或拒绝接受供电时的惩罚量或补偿量(中断电价)、时间等主要参数。 电力差价合约是中长期合约交易中比较常用的一种合约，由于其形式简单、易于操作，在英国、澳大利亚等国家的电力市场中得到了广泛使用。差价合约是买电的(供)配电公司(或用户)与卖电的发电商之间的一种中长期合约。当合约交货时的市场价格高于合约敲定价时，(供)配电公司(或用户)仍以市场价与pool(联营体)进行买电交易结算，而发电商需要把市场价与合约敲定价之间的差价交付给(供)配电公司(或用户)，而当合约交货时的市场价格低于合约敲定价时，发电商仍以市场价向联营体卖电结算，而(供)配电公司(或用户)需要把市场
电力市场分析与预测
电力市场分析与预测 一、电力市场分析与预测的概述 （一）定义 要给电力市场分析与预测一个定义，首先要搞清什么是“电力市场”：广义的讲，电力市场是采用法律、经济等手段，本着公平竞争、自愿互利的原则，对电力系统中的发电、输电、供电、客户等主体协调运行的管理机制和执行系统的总和，它包括市场主体（电力生产商、电力供应商、消费者等）、市场客体（电力商品）、市场载体（电力网络）、商品价格、市场运行规则、市场监管者六个方面。狭义的讲，今天要讲的电力市场分析与预测中的“电力市场”主要是电力销售市场（包括量、价、费）、电力供应市场以及供需平衡关系。 电力市场分析与预测是供电企业为了实现经营目标，进行电力市场营销、规划、生产和销售决策，运用先进的技术手段和方法，采用一定的程序，有组织、有计划的收集电力市场信息。在调研的基础上、对调研信息及数据进行科学分析，对经营环境及电力需求的变化特点进行预测，为改进经营管理，实行正确决策提供依据。供电企业能否有效的把握市场变化趋势，选择新的目标市场，这是搞好营销活动的核心和关键。 （二）作用 （一）掌握社会各行业的各类用电基本情况，分析用电结构及各类用电升降幅度的变化规律，为国家制定有关用电政策提供依据。（如为国家制定电价政策，制定宏观调控政策（行业用电量反映行业发展情况）等） （二）改善电力企业经营管理，促进企业制定合理生产计划和有关经济技术指标，调整经营策略，改进电网发展规划，提高企业经营效益。（如对售电量、电价进行动态分析，揭示行业用电潜力，用户用电特点，区域发展态势，经营经营效益，为企业经营决策人员提供决策依据。售电量已成为国民经济发展的晴雨表，“十五以来”经济增长速度保持较快水平，用电增长也较快，九十年代末，受亚洲金融危机影响，国民经济发展减慢，电量增长减缓甚至下降） （三）可以促进客户中分利用电价的经济杠杆作用。如更合理安排生产，减少高峰用电，适时投切无功补偿设备，减少电费开支，降低生产成本。（对执行峰谷电价的用户，可以建议避峰生产，对负荷低的用户，减少变压器容量，可以节约基本电费）。 （三）特点 （一）时效性。应根据形势变化及时提交分析报告，以便领导决策。 （二）准确性。分析中的数据和事例力求正确真实。
电力市场运营基本规则(电力市场运营基本规则(试行)
电力市场运营基本规则电力市场运营基本规则（（试行试行）） 第一章 总则 第一条为规范区域电力市场行为，保证区域电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据国家有关法律、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授权的监管机构（统称“电力监管机构”，下同）负责监督区域电力市场运营，依法维护市场主体的合法权益，不受其他组织和个人的非法干预。 第二章 市场成员 第四条本规则所称的市场成员包括市场主体和市场运营机构。电力市场主体是指按规定获得电力业务许可证的发电企业、电网经营企业、供电企业（含独立配售电企业）和经核准的用户；市场运营机构是指电力调度交易中心。 第五条发电企业、电网经营企业和供电企业，在按规定获得电力业务许可证（以下简称“许可证”）后，方可申请进入市场，参与市场交易。用户经核准后可参与市场交易。 第六条电力调度交易中心负责电力调度、市场交易、交易结算。 第三章 交易类型 第七条电力市场中电能交易类型包括合约交易、现货交易、期货交
易等。 第八条合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，合同价格可以通过双方协商、市场竞争或按国家有关规定确定，合同期限可以是周、月、季、年或一年以上。 第九条现货交易是由发电企业竞价形成的次日（或未来24 小时）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。现货交易所占电量的比例，由电力监管机构根据电力供需情况、电网情况及用电负荷特性等因素，综合研究确定，一般每年确定一次。 第十条期货交易是指在规定的交易所，通过期货合同进行的电能交易。期货合同是指在确定的将来某时刻按确定的价格购买或出售电能的协议。 第十一条电能交易应以合约交易为主，现货交易为辅，近期不开展电能期货交易。 第十二条条件成熟的，经电力监管机构批准，可以开展输电权、辅助服务等交易。 第四章 合约交易 第十三条市场运营机构具体组织电能合约交易，电力监管机构监督交易合同的执行。 第十四条购售电合同在签订前必须经市场运营机构安全校核予以确认，不能通过安全校核的由市场运营机构及时告知有关市场主体。 第十五条电网经营企业必须贯彻国家能源政策，优先与风能、地热
电力市场需求、分析、预测
电力市场需求、分析、预测 姓名：白旭光 【摘要】：今年年初，国家电力公司成立了需求侧管理指导中心，可见需求侧管理已成为国家电力 公司的一项主要工作内容。如何做好需求侧管理，这方面的研究在我国起步时间很短，希望通过本期话题， 加深对电力市场需求分析与预测的认识，提高科学决策水平。 【关键词】：电力市场需求电力需求分析与预测需求分析 一、管理信息系统开发中常见的一些问题 （1）管理信息系统开发人员对需求的理解出现偏差 系统分析员必须要对用户的需求比较了解才能够很好的展开工作，系统分析员能够顺利的展开工作这就要看他们能否理解用户并且要具有较为充足的工作经验，系统的分析结果也对系统设计工作非常重要；分析员如果在分析过程中出现偏差，就会导致在工作中产生问题，最后使得开发出来的系统不能够满足用户的需要而成为一个失败的产品。 （2）“堆栈”现象 管理信息系统是有多个阶段进行开发并最终完成的，所以在不同的阶段如果出现了问题都会导致系统开发失败，并且不同的阶段出现的错误其错误的“潜伏期”是不一样的，错误越早发生就好导致越晚发现，类似堆栈规律。 （3）重编程，轻规划，轻分析 管理信息系统的发展有其独特的发展规律，最开始的计算机被用于电力企业中，主要是处理简单的信息，是单项目系统，这种小型的计算机系统比较简单且功能单一。如果需要将多个不同的单项系统进行整合，并发挥其整体的优势时，就会让整个系统无法正常的运行，系统无法将各个单项进行很好的整合并协调好不同单项之间的关系。 （4）过低估计信息系统的投资而使开发工作夭折
在投资管理信息系统的时候，有些投资是能够立马看到成效的，例如投资软件和硬件等等，就能够较快的看到效果。但是还有一些投资是不能够马上看到效果的，例如在对信息系统进行开发的过程中，由于某些需要，必须要对系统进行修改，并且由于市场的不断变化，对系统的一些维护费用等，这些改变所带来的费用是不能够马上见到效果的。 二、电力需求预测管理系统的设计技术 （1）年度电量预测。全社会口径、本企业口径、统调口径电量，各产业电量，行业分类电量等。 （2）年度电力预测。最大用电负荷、年平均最大用电负荷、最小用电负荷、年代表峰谷差/负荷率/最小负荷率等）。 （3）年负荷曲线预测。 （4）月度参数的预测或结果获取。月最高温度、月平均最高温度、月最低温度、月平均最低气味和降水量的大小以及进行拉闸限电的情况等。 （5）月度电力的预测。月最大的用电负荷、月平均最大的用电负荷、在工作日内平均最大的用电负荷、最小用电负荷、工作日最小用电负荷、月代表峰谷差/负荷率/最小负荷率等。 （6）电力负荷在不同的地区其发展规律也是不一样的。每一种预测的规律方式都是一个地区的发展规律。如果预测的方法越多，那么预测的选择性就会越大，也就会更加精确。软件有一个预测方法库，里面有大约50种预测的方法。在这些预测方法中，大部分都是被经常使用的预测方法，并且还加入了一些比较特别的预测方法，如灰色系统法、人工神经网络法等。 三、电力市场预测策略 综合预测模型的技术。对序列号进行预测，在进行预测之前可以选择多种不同的预测方式进行。其中用数字模型进行预测的方法是最合适的，在负载发展的过程中，其自然的规律不是简单的数字模型可以进行描述的，一般情况下，单一的预测模型不能够进行精准的预测。所以，之前的预测理论不够完善就是这个原因。农业生产和农业排灌用电市场近年来，农村电网进行“两改一同价”、农业产业的电网结构发生变化、农村城镇化水平的加快促使农村的农业生产水平和农业排灌的用电量增长速度也加快了步伐。非居民生活用电市场非居民生活用电市场由县内行政单位、事业单位组成，用电量稳定，总体趋势稳中有升，也具有一定市场发展潜力。1.3商业用电市场商业用电市场由商业用电户组成，其用电量
电力行业供给分析及预测
供给分析及预测 一、装机容量：装机容量增速小幅下降，清洁能源比重上升 2004年我国电荒蔓延，主要原因是电源建设不足，因此我国加大了电源建设的投入，2007年-2010年我国电力行业装机容量一直保持在10%以上的高速增长，随着我国电力行业装机容量的不断发展，2011年我国电力行业装机容量为105576万千瓦，电源建设基本满足我国电力供应的需求，装机容量增速呈逐渐小幅下降趋势。 数据来源：中电联 图1 2007年-2011年发电装机容量情况 2011年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量105576万千瓦，同比增长9.25%。其中，水电23051万千瓦，同比增长6.69%，占总发电设备容量的比重为21.83%；火电76546万千瓦，同比增长7.86%，占总发电设备容量的比重为72.5%；核电1257万千瓦，同比增长16.15%，占总发电设备容量的比重为1.19%；风电4505万千瓦，同比增长52.33%，占总发电设备容量的比重为1.27%。
数据来源：中电联 图2 2011年发电设备容量结构情况 总体来看，随着电源投资持续向清洁能源倾斜，全国发电设备装机容量结构也有所改善，清洁能源装机比重上升。2011年，水电、核电、风电、太阳能等清洁能源比重达到27.5%，比2010年提高0.9个百分点。 火电水电核电风电其他 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2007年2008年2009年2010年2011年数据来源：BBIC整理 图3 2007年-2011年分类型装机容量占比情况 二、发电量：发电量增速趋缓，水电出力不足，火力发电占比提高 电力行业发电量保持增长，2011年发电量47217亿千瓦时。2011年发电量增速趋缓，增速为11.74%，比2010年低3.11个百分点。2008年金融危机，我国出台四万亿投资计划，家电下乡等积极的财政政策，使得我国工业需求并没有大幅度打滑，主要耗能产业产能大幅提高，电力需求旺盛，2010年电力发电量
电力市场运营基本规则(征求意见稿)资料
附件3 电力市场运营基本规则 （征求意见稿） 第一章总则 第一条[ 目的和依据] 为规范电力市场运营，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《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）及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。 第二条[ 适用范围] 本规则适用于中华人民共和国境内开展现货交易的电力市场。 第三条[ 市场原则] 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。 任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。 第四条[ 实施主体] 国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管。 国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责。 第二章市场成员 第五条[ 市场成员] 电力市场成员包括市场主体（包括市
场交易主体和电网经营企业）和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网经营企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。 第六条[ 市场主体登记] 所有并网运行的省级及以上调度发电企业应在电力交易机构登记。 为电力市场交易提供输配电服务的电网经营企业应在电力交易机构登记。 不符合准入条件的电力用户、符合准入条件但未在电力交易机构注册的电力用户（以下统称“非市场用户” ），由售电企业或电网经营企业代理开展交易，按售电企业约定价格或国家目录电价结算。 第七条[ 市场主体注册] 符合准入条件且纳入省级政府目录的的售电企业、电力用户、发电企业须向电力交易机构申请注册，取得市场主体资格后，方可参与电力市场交易。申请注册的发电企业和拥有配电网的售电企业须取得电力业务许可证后。 符合技术条件的独立辅助服务供应商，须向电力交易机构申请注册，取得市场主体资格后，方可参与辅助服务交易。 第八条[ 市场运营机构职责] 电力交易机构主要负责市场主体注册及注销、组织实施电力市场交易、编制交易计划， 并提供结算依据和服务。 电力调度机构主要负责电网运行安全、系统实时平衡和日以
电力市场营销工作管理办法
电力市场营销工作管理办法 第一章总则 第一条为适应深化电力体制改革要求和电力市场供大于求的严峻形势，加强市场营销机制建设，强化电量、电价、电费等营销指标管控，确保公司主营业务收益，结合区域电力市场实际情况，制定本办法。 第二条本管理办法按照集团、公司有关市场营销工作相关管理规定，以推动公司部门进一步明确市场营销的责任、理顺关系、规范管理、加强关键指标的过程管控，确保年度指标的顺利完成。 第三条本规定适用于公司市场营销部门。 第二章管理职责 第四条公司市场营销部是电量、电价、电费等指标的职能管理部门。主要职责: （一）负责收集自治区范围内电力市场，掌握国家及自治区相关产业政策的动态，分析研判电力供需形势变化，为公司营销管理决策提供信息支持。 （二）深度了解电力交易、调度规则，加强与生产管理的协同，指导和监督场站合理利用规则争抢电量。 （三）研究促进新能源消纳的各类政策，积极拓展市场，争取差异化的电力交易，提升竞争优势;根据电改工作推进情况，转变营销理念，适时开展用电市场分析和大用户的发掘和争取，为电力市场放开后的市场开拓做好准备。
（四）按照政府相关文件要求签订年度《购售电》,负责年度发电量的预测，编制年度电量计划，根据上级下达的年度电量目标，分解制定月度电量计划。 （五）做好各类电力交易的量价测算，以收入最大化原则参与市场交易，争量争价；负责月度售电量、电费结算确认，协助做好电费回收工作。 （六）及时申请办理新建项目发电业务许可证，定期办理年审业务； 第五条落实营销策略、积极争抢电量，主要职责： （一）全面了解掌握所在区域电网架构、装机情况、电力负荷特性及电力送出的影响因素等区域电力市场信息。 （二）负责了解掌握当地电网检修计划，配合公司运行部调整生产计划，减少受累损失电量。 （三）在市场营销部的指导下，做好电力现货交易的量价申报工作。 （四）主动采取有效措施争抢电量，加强与省调、地调的沟通联系，积极争取负荷。 第三章管理内容和工作要求 第七条关注国家电改政策以及电改先行省份的政策动态，注重信息收集和积累。
第2章-电力市场模式
第二章 电力市场模式 本章介绍基于实时交易的电力市场模式和基于交易合同的电力市场模式。 2-1 基于实时交易的电力市场模式 一、基于实时交易的电力市场 在传输和配电线运行作为垄断部门，电力市场重组强调在发电和零售服务中的竞争潜力。网络之间的相互作用使开放入口线路的制度和价格分配的设计复杂化。当考虑传输网的特殊运行可靠性要求时，批发市场的制度设计可以使批发和零售竞争都适应这个入口。 由系统操作员协调的基于联合运营中心的短期电力市场为建立开放入口系统提供了基础。系统操作员的协调是不可避免的，并且在经济调度前提下的基于投标的实时电力市场为市场参与者创造了一个竞争性的批发市场环境。联合的边际电价定义了传输使用的机会成本，支持传输权利不受系统的实际使用的限制。合同系统可以为短期运行和建立在市场激励上的长期投资提供联系。 批发市场设计的核心组成如下： ● 由系统操作员协调的基于投标并受安全约束的经济调度的短期实时电力市场。 ● 市场清算区域价格包括边际损失和阻塞的实时电力交易。 ● 等价于传输源和目的地之间的地区价格差异的短期传输使用费用的双边贸易。 ● 使用前一日报价、定价和合同，和具有实时市场电价的实时平衡的两个结算系统。 ● 用以分配传输权利益的传输阻塞合同。 ● 包含电网综合成本和其他固定费用的网络入口费用。 ● 负荷使用其他解捆辅助服务的使用费用。 以下将详细给出同时支持批发和零售电力交易的竞争性电力市场设计中的基本组成。 竞争性电力市场的经济性 图 2-1 电力批发市场结构
具有经济性的电力市场的一般框架为评估市场设计成员提供了一个参考点。这个批发电力市场的框架为电价和入口同时也为零售竞争提供了一个基础。 电力市场的重构通常强调纵向集成系统的功能解捆。通常的将其分为发电、输电和配电分法是不恰当的。在电力市场的环境中，传输线和运营中心调度是非常重要的部门。电力系统的特殊环境对一个高效、大规模的电力市场是一个障碍。而由系统操作员协调的电力运营中心则可以克服这些障碍。可靠运行是任何一个电力系统的主要要求和约束。就拿电力网的强的、复杂的相互作用而言，目前自由潮流传输网的技术水平需要一个协调传输系统使用的系统操作员。传输使用控制即调度控制是调整电网使用的主要或唯一的手段。因此，对传输网开放入口也就是开放调度入口。必须存在一个系统操作员协调电网传输系统。并且，该系统操作员应该独立于现有的电力部门和其他的市场参与者，所有市场的参与者可以获得平等的待遇。在电力市场分析中，要建立一个竞争性的市场，关键的总是如何设计传输和调度之间在过程和电价上的相互影响。 为了提供一个高效的竞争性的批发电力市场运行的综述，有必要区分由系统操作员协调的短期运行和包含合同和投资的长期决策。现假设有一竞争性电力市场，市场参与者是电价的收取者并包括发电者和理想用户。在这个问题中，批发市场中远离发电机侧运行的配电者是用户的一部分。就短期运行而言，这个系统是非常简单的，并且有可能给出像机会成本之类有意义的概念。一旦短期运行经济性确立之后，长期运行的要求也就显示而易见了。对短期和长期决策之间的联系的关注可以分隔电力市场的特殊属性。 2. 短期运行电力市场 就电力角度而言，短期运行是一般很长的时间，但就人而言是一段很短的时间—半个小时。短期运行电力市场相对来说比较简单，在短期运行中，已经做出地区投资决定。电厂、输电网和配电线路都已建立。用户和发电者之间有联系，购电者、售电者、电力经济人和其他服务部分的工作也大部分完成。唯一存在的决定就是电力的交付，这在短期电力市场中是实实在在的商品生产。 每半个小时，市场竞争性地运行，将实际功率从发电侧送到用户侧。每个电厂的发电机在生产实际功率时都有一个边际费用，同样用户也根据每半个小时的电价的不同对电力需求量也不相同。收集各发电机的发电成本，按最低到最贵的顺序对发电机进行排序，得到发电机次序表。这个最优次序表确定了短期运行的边际费用曲线，并用于控制电力供给。同样，用户的需求量对提供联合报价计划。发电者和用户并不是单方面作用，他们都为调度员提供信息，以确定每个给定时段哪些电厂投入运行。电力联合运营中心为实现在给定短期运行边际成本前提下的有效的电力调度提供了一个模型。虽然调度需要不总出现，但是在这延伸部分并不存在概念和技术上的困难。系统操作员控制系统的运行，以参考者在投标中的报价为参考，实现供电和需求的有效平衡。 这个有效的集中调度与市场结果是完全吻合的。就同一个负荷的要求而言，最低成本调度和竞争性市场调度是相同的。传统电力交易中心和市场方式下的电力交易的主要区别在于用户对价格的决定作用。在传统电力交易模型中，用户付费，发电者获得平均费用。如图2-2所示边际成本仅仅确定了最低成本调度，边际成本是竞争性电力市场电价的确定标准。 从发电报价曲线上给出的边际成本的来源可以发现传统集中式调度与分散市场观点的显著不同。一般来说，给定发电厂给定时间内的发电成本数据来自对发电能源成本所做的工程评估。但是，在市场模式下，这些依赖于工程评估得到的数据是不准确的。因为实际的机会成本还可能包含其他的因素，比如；不包括在燃料费用中的对持续供电的不同程度要求。用发电者的市场投标来代替发电者的工程评估（只包含燃料费用的显示）是完全可取的。每次报价确定一个给定半小时内的发电者可以接受的最低价格。这些报价用以调整调度。
电力市场分析
引言 本文致力于通过分析市场结构、市场特点、电价形成机制，市场主体的构成、市场交易和运行模式、市场交易策略，并进行科学预测市场需求，分析研究发电集团交易竞价策略，在此基础上，建议发电集团在当前电力市场竞争条件下，积极主动并有选择性地采取交易策略参与市场竞争，以最优的报价策略获取最大化利润。本文还分析国内外电力市场结构、运行方式、特点、模式和存在的问题，在掌握大量基础性市场信息基础上预测未来电力需求，比较分析区域电力总供给和需求的状况，并对未来区域电力市场竞争趋势进行科学预测和判断;本文在对电力市场理论分析、实际运行情况以及实证论述基础上，提出发电集团参与电力市场交易策略的竞价基本原则和方法，并具体总结提出基于成本分析、基于市场出清价格预测的博弈论模型等多种交易竞价策略方法。最后，通过对市场规则、竞争形势和发电集团内部降耗等方面进行研究，认为交易前充分做好战略设计和规划，做好内部挖潜、降本增效等基础工作对发电集团竞价具有十分重要的战略意义，并建议发电集团及时调整竞价策略，改善管理方式，积极寻求战略合作，为未来在电力市场中交易成功奠定基础。
第一章：概述 第一节课题研究目的和意义 20世纪80年代以前，电力产业被普遍认为是典型的自然垄断产业，世界各国对电力产业发电、输电、配电、售电等环节实行严格管制。80年代以后，电力产业的自然垄断边界发生了显著变化，全球范围掀起了电力体制市场化改革浪潮。随着我国电力产业的发展，“打破垄断、引入竞争”成为当前电力行业改革和理论研究的主流思想，建立科学、合理、完善的电力市场成为各级政府和各类学者研究和探讨的重要课题之一。作为电力市场参与者的发电集团，其利益最终必须通过电能的生产和交易来实现，在交易过程中提前获悉尽可能多的电价和电力需求信息，就可以在电力市场的交易中占得先机，求得更大的利益回报。发电集团的报价决定了其自身在发电市场中可以占有的市场份额，直接影响到其自身的利润。因此，对竞争对手报价策略以及电力市场未来运行趋势进行准确预测，并在此分析判断基础上，结合自身情况做出最合理、最理性、最优化的策略选择，就成为当前发电集团迫切需要解决的重要课题。 从国际、国内电力改革的历程以及未来发展趋势看，传统的电力产业垄断经营体制已经难以为继，电力市场化改革已是大势所趋。电力市场开放，就是要将电力工业纳入到市场经济的框架中，通过市场竞争，达到资源的最优配置和合理利用。传统的基于粗放管理和行政手段的一系列规制、调度和控制方式，势必无法适应竞争环境下的市场实际情况，因此，必须用全新的视角重新审视电力系统运行控制及规划工作的各个环节，相应改变市场调节手段。作为最先被推向市场的发电集团，必须高度关注电力市场信息、市场特点、市场建设和规划。我们知道，市场经济的特点就是放开规制、引入竞争、市场定价。而其中电价是电力市场的杠杆和核心内容，电价的形成机制直接决定了市场的开放程度，因而改革电价形成机制是电力体制改革的核心内容。当前我国电力市场改革的主要方向是，在厂网分开的基础上，逐渐放宽市场准入，尝试建立区域电力市场，建立完善的监管机制，制定电力市场法律，制定市场交易规则，使价格在竞争中形成，使电价真正反映电力生产成本水平和市场对电力产品的供需状况。 建立科学、健全、有序的市场，要求所有的市场主体能够认清形势，按照市场规则进行规范的竞争，要求市场主体宏观上找准定位，调整成本控制策略，确
2015年电力体制改革配套文件：关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见
关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见为贯彻落实《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)有关要求，推进构建有效竞争的市场结构和市场体系，建立相对独立、规范运行的电力交易机构(以下简称交易机构)，现就电力交易机构组建和规范运行提出以下意见。 一、总体要求 (一)指导思想。 坚持市场化改革方向，适应电力工业发展客观要求，以构建统一开放、竞争有序的电力市场体系为目标，组建相对独立的电力交易机构，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，形成公平公正、有效竞争的市场格局，促进市场在能源资源优化配置中发挥决定性作用和更好发挥政府作用。 (二)基本原则。 平稳起步，有序推进。根据目前及今后一段时期我国电力市场建设目标、进程及重点任务，立足于我国现有网架结构、电源和负荷分布及其未来发展，着眼于更大范围内资源优化配置，统筹规划、有序推进交易机构组建工作，建立规范运行的全国电力交易机构体系。 相对独立，依规运行。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构管理运营与各类市场主体相对独立。依托电网企业现有基础条件，发挥各类市场主体积极性，鼓励具有相应技术与业务专长的第三方参与，建立健全科学的治理结构。各交易机构依
规自主运行。 依法监管，保障公平。交易机构按照政府批准的章程和规则，构建保障交易公平的机制，为各类市场主体提供公平优质的交易服务，确保信息公开透明，促进交易规则完善和市场公平。政府有关部门依法对交易机构实施监管。 二、组建相对独立的交易机构 (一)职能定位。 交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理;负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同;负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。 (二)组织形式。 将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，按照政府批准的章程和规则组建交易机构。交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。其中，电网企业相对控股的公司制交易机构，由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。会员制交易机构由市场主体按照相关规则组建。 (三)市场管理委员会。 为维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，充分体现各方意愿，可建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用
电力中长期交易基本规则
附件4 电力中长期交易基本规则 （征求意见稿） 第一章总则 第一条[目的和依据]为规范电力中长期交易，保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据《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）及其配套文件及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。 第二条[定义]本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易（含电能和辅助服务）。交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等。 第三条[适用范围]本规则适用于中华人民共和国境内未开展电力现货市场试点地区，开展现货试点地区按照《电力市场运营基本规则》有关规定执行。 第四条[实施主体]国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管。
国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责。 第二章市场成员 第五条[成员分类]市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网运营企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。现货市场启动前，电网运营企业可作为市场交易主体参加跨省跨区交易。 第六条[对市场成员的要求]所有市场成员应严格遵守本规则，主动接受监管，严格履行各项义务和职责，切实维护电力市场正常运营秩序。 第七条[市场交易主体权责]市场交易主体的权利和义务： （一）发电企业 1.执行优先发电合同（发电企业发电量分为优先发电电量、市场交易电量和基数电量，市场初期基数电量视为优先发电电量，随着发用电计划的放开，基数电量逐渐缩减，下同），按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同； 2.获得公平的输电服务和电网接入服务，支付相应的费用；
《企业产品成本核算制度——电网经营行业》(财会[2018]2号)
附件： 企业产品成本核算制度——电网经营行业 目录 第一章总则 第二章产品成本核算项目和范围第三章 产品成本归集、分配和结转第一章总则 一、为了规范电网经营行业产品成本核算，促进电网经营企 业加强成本管理，服务输配电价格和成本监管需要，根据《中华人民共和国会计法》、企业会计准则和《企业产品成本核算制度
（试行）》等有关规定，制定本制度。二、本制度适用于电网经营企业。 本制度所称的电网经营企业，是指拥有输电网、配电网运营权，提供输配电服务的企业。 有配电业务的售电公司，其配电业务参照执行。 三、本制度所称的产品，是指电网经营企业生产经营活动中提供的输配电服务。 四、电网经营企业应合理划分输配电服务成本与其他业务成本之间的界限。 输配电服务成本，是指电网经营企业为输送和提供电能在输 配环节所发生的成本支出，主要包括与输配电网络及设备运行、维护等直接相关成本及间接分配计入的成本。 五、输配电服务成本核算的基本步骤包括： （一）按照电压等级合理确定成本核算对象； （二）根据实际管理层级，设置成本中心；
（三）在成本中心下分电压等级设置成本项目，将相关直接成本费用要素归集至相应直接成本项目；同时，在成本中心下设置间接成本项目，将相关间接成本费用要素归集至相应间接成本项目。 （四）对间接成本项目归集的各项间接成本费用要素，选择科学、合理的分配基础，将其分配至不同电压等级，计入成本核算对象成本。 六、电网经营企业产品成本核算应当按照国家输配电定价相关政策规定，依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构，分电压等级确定输配电服务产品类别，进行成本核算。 七、电网经营企业根据行业特点，通常设置“生产成本——输配电成本”等会计科目，按照成本项目归集成本费用要素，对成本费用要素进行明细核算。
电力市场概论
电力市场概论复习题 填空题 1.常用的激励性管制方式为：、、。 2.电力市场上的交易方式共分为、、、等交易类型。 3.在电力市场中，会计成本计算输电费用常用的方法、、、。 4.发电企业的主要生产设备是：、、。 5.电力市场的基本特征包括、、、。 6.电力市场的运行规则有、、。 7.根据市场竞争和垄断的不同程度，电力市场属于类型。 8.我国《电力法》中所说的电价，是指由、、等类型的电价。 9.在电力市场中，发电企业的上网电价形成方法主要有、、。 10.在电力市场上，发电企业常用的竞争战略是：、、、。 11.市场功能的实现机制包括、、。 填空题答案： 1.最高限价、特许经营竞争、区域竞争 2.中长期合约交易、期货交易、日前交易、实时交易 3.路径法、邮票法、距离×功率法、潮流法 4.寡头垄断市场 5.开放性、竞争性、网络性、协调性 6.市场进入规则、市场交易规则、市场竞争规则 7.寡头垄断市场 8.上网电价、电网间的互供电价、电网销售电价 9.个别成本法、标准成本法、竞争形成法 10.成本领先战略、重点集中式战略、差别化战略、补缺者战略 11.供求机制、价格机制、竞争机制 概念题 1.电能计量系统的含义 答案： 电能计量系统，用于自动、实时采集和统计各发电企业、供电企业和部分大用户在各时段，在网上实际交易的电量及相关数据。 2.期货交易的含义 答案： 期货合约是指期货交易所制定的、由交易双方在指定的交易所中按规定的交易规则达成的，在规定时间和地点交割期货商品的标准化契约。期货交易是指针对期货合约所进行的买卖。 3.电力市场载体的定义 答案： 市场交易活动的物质基础，是市场主、客体借以进行交易活动的物质条件。电力市场的载体就是覆盖营业区内的电力网络。 4.技术支持系统 答案： 电力市场的运营是要组织电力市场成员，按照一定的市场运营规则竞价上网 进行计量、考核和结算，保障各方的经济利益。要在电网安全、稳定运行的前提
电力市场分析预测探究
电力市场分析预测探究 摘要：经济迅猛发展的同时，民众的生活水平与质量明显提升，不管是工作还 是生活都需要电力能源，市场需求量的增加，使得各电力企业之间竞争愈加激烈。电力企业要想获取更多经济效益，需要摒弃传统营销模式，全面提高电力设计市 场分析与预测的营销管理水平。基于此，本文对电力市场分析预测进行探究。 关键词：电力市场；分析预测；方法 随着我国科学技术、市场经济的高速发展、用电量的快速提高，让原本饱和的电力行业 逐渐转向了不饱和状态，电力市场也迅速改变。电力市场是采用法律、经济等手段，本着公 平竞争、自愿互利的原则，对电力系统中发电、输电、供电、用电等各位成员组织协调运行 的管理机制与执行系统的总和。有效地预测电力市场需求以实现合理的电网规划、电力营销 及电网管理显得极其关键。 一、电力市场分析预测的概念及原理 1、电力市场预测的概念 预测是为决策服务，以降低决策的风险性。所谓电力市场预测，就是运用科学的方法， 对影响市场供求变化的因素进行调查研究，分析和预见其发展趋势，掌握经济发展或者未来 市场变化的有关动态，为经营决策提供可靠的依据。 2、电力市场预测的原理 简而言之，预测的本质是分析问题的能力和手段，其基本原理可用“规律、趋势、逻辑、 经验”来概括。通过事物具有相关性、惯性、类推性以及一定的概率性等特性，电力市场预测 能对电力市场的发展和变化趋势作出符合实际的评估。 （1）相关原理 事物之间都具有一定的关联性，已知某个事物的变化情况可以推断另一个事物的变化趋势。因此，已知造成电力市场变化的原因，可以有效地去探测电力经营目标的发展规律。 （2）惯性原理 在一定的条件和时间下，事物往往会保持原有的状态与趋势，即事物发展具有一定的惯性。同理，未来电力市场的形势必定是在过去及现在的基础上连续发展而来。因此，在进行 电力市场预测时，必须首先从搜集历史和现实的信息入手，然后推测将来的变化。 （3）类推原理 在“分类”的基础上关注事物间的关联性，即类推原理。电力经济活动的模式具有某种规 律性，观察到电力市场中的某种先兆，就可以根据以往的经验推断出将会发生的变化，并进 一步预测电力市场未来的情况。 （4）概率推断 我们不能准确的预知电力市场的未来发展趋势，但根据历史和经验，能大致估算事物发 生的概率，由此采取对应措施。 二、电力市场目前遇到的问题分析 要了解电力市场出现的问题，首先应该说电厂。目前我国的电厂运行要倒班，大多数四 班三倒，作息完全打乱，上班做主控室，精神高度紧张，看数据和监控曲线，容易出问题。 这会造成电厂的疲软，电力的供应会出现问题。一旦电力供应出现问题，势必也影响到电力 市场。由于经济发展的周期没有西方国家长，所以在世界市场上我国一直不处于优势的地位，与西方电力企业没有很多的深层合作，也促进不了电力市场的长期发展。而且我国现在还处 于工业转型阶段，电厂还有较大的清洁能源问题，结构单一化。技术虽然在不断地进步，但 是跟国外比较还有很多的不足，这也直接造成了电力价格过高，电力市场持续放缓。 三、电力市场的发展形势 1、环保化 人们都说21世纪是信息化时代，其实对于我们来讲，21世纪更是一个全民保护环境的 时代。越来越多的环境污染破坏着我们本该美好干净的家园，所以电力市场未来应该转变为 环保化。一方面是电力行业的能源结构清洁化，用煤炭来发电等的能源装机结构应该清洁化，
电力市场运营基本规则(试行)
电力市场运营基本规则(试行) 目录 第一章总则 第二章市场成员 第三章交易类型 第四章合约交易 第五章现货交易 第六章输电服务 第七章辅助服务 第八章电能计量与结算 第九章系统安全 第十章信息披露 第十一章附则 第一章总则 第一条为规范区域电力市场行为，保证区域电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据国家有关法律、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授权的监管机构(统称“电力监管机构”，下同)负责监督区域电力市场运营，依法维护市场主体的合法权益，不受其他组织和个人的非法干预。 第二章市场成员 第四条本规则所称的市场成员包括市场主体和市场运营机构。电力市场主体是指按规定获得电力业务许可证的发电企业、电网经营企业、供电企业(含独立配售电企业)和经核准的用户；市场运营机构是指电力调度交易中心。 第五条发电企业、电网经营企业和供电企业，在按规定获得电力业务许可证(以下简称“许可证”)后，方可申请进入市场，参与市场交易。用户经核准后可参与市场交易。 第六条电力调度交易中心负责电力调度、市场交易、交易结算。 第三章交易类型 第七条电力市场中电能交易类型包括合约交易、现货交易、期货交易等。 第八条合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，合同价格可以通过双方协商、市场竞争或按国家有关规定确定，合同期限可以是周、月、季、年或一年以上。 第九条现货交易是由发电企业竞价形成的次日(或未来24小时)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。现货交易所占电量的比
例，由电力监管机构根据电力供需情况、电网情况及用电负荷特性等因素，综合研究确定，一般每年确定一次。 第十条期货交易是指在规定的交易所，通过期货合同进行的电能交易。期货合同是指在确定的将来某时刻按确定的价格购买或出售电能的协议。 第十一条电能交易应以合约交易为主，现货交易为辅，近期不开展电能期货交易。 第十二条条件成熟的，经电力监管机构批准，可以开展输电权、辅助服务等交易。 第四章合约交易 第十三条市场运营机构具体组织电能合约交易，电力监管机构监督交易合同的执行。 第十四条购售电合同在签订前必须经市场运营机构安全校核予以确认，不能通过安全校核的由市场运营机构及时告知有关市场主体。 第十五条电网经营企业必须贯彻国家能源政策，优先与风能、地热等提供清洁和可再生能源的发电企业签订合同，保证其发电量充分上网。 第十六条市场运营机构按规定的原则对合约电量进行分解，其分解方法应对市场成员公开，并报电力监管机构备案。合约电量分解后因故需要修改的，市场运营机构要及时向合约方通报原因。 第五章现货交易 第十七条市场运营机构按照交易规则组织现货交易。市场运营机构应根据技术支持系统自动计算生成的调度方案下达调度指令，一般不得修改。 第十八条发电企业在现货交易中一般以单个机组为单位进行报价。经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。原则上不实行由多个发电厂组成的发电企业集中报价。禁止发电厂间的串通报价。 第十九条现货市场价格形成机制应有利于促进市场公平有效竞争、有利于发挥市场导向作用、有利于输电阻塞管理。 第二十条为保证市场安全，电力监管机构应当规定市场最高和最低限价。最高和最低限价一般按年核定。 第二十一条为保证市场正常运作及电力系统安全，电力监管机构应当制定市场干预和中止的条件及相关处理方法。 第六章输电服务 第二十二条电网经营企业应当无歧视开放输电网，为市场主体提供安全、优质、经济、可靠和连续的输电服务。 第二十三条电网经营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。 第二十四条输电阻塞管理方法应根据电网结构和市场交易方式确定。 第二十五条为规避输电阻塞产生的风险，经电力监管机构批准，可以进行输电权交易。
电力市场电量分析及预测研究
电力市场电量分析及预测研究 近些年，供电企业根据居民用电量数据的统计中发现，每年的用电量呈递增趋势，随着供电需求量不断增加，供电企业也迎来巨大的挑战，为了保证居民的正常用电，促进供电企业的发展，必须做好电力市场电量的分析和预测工作，这样才能为供电企业的发展做出正确的决策。 标签：电力市场；电量分析；电量预测 前言 在电力不断改革之下，电力能源的使用也向着市场化的方向发展，在电力市场中对电力能源使用的分析与预测也成为当今供电企业的重点工作，而且是直接与供电企业业扩报装工程项目开展有着直接的联系，通过对未来用电量的合理预测，一旦发现用电量达不到供电的需求，及时采取业扩项目，对保证供电企业供电可靠性有着重要的作用。对此，文章主要从电力市场电量分析及预测进行分析。 1 电力市场电量分析预测的重要性 随着社会经济的不断发展，人们在日常生活、生产以及工作中的用电量也在不断的增加，电力市场也在不断的壮大，但是，在这种好的发展趋势下，供电企业也应对自身的发展进行定位[1]。供电企业通过电量的分析和预测来了解社会用电的需求，主要是应用对历史数据的分析、用电客户用电情况分析等，综合所有因素找到发展规律，在保证社会用电的同时提高企业的发展。如果供电企业缺乏对电力市场电量的分析预测，或是分析数据过程中出现差错等，都会造成供电企业在做发展决策时受到影响，因此说，电量的分析预测是肩负着供电企业可靠发展的关键所在，对电力企业实施项目投资、生产经营管理等有着重大的意义。 2 电量分析预测的基本原则 供电企业在对电力市场的用电量进行分析和预测的过程中，应遵循着制度化原则、科学化原则等进行分析，这样才能提高电量分析的可靠性、准确性，才能准确的对未来用电量的情况做出可靠的预测[2]。（1）基础原则是电量分析预测的最基本原则，供电企业在发展中做出的重要决策都需要一些可靠的数据作为参考，而这些数据则是在电量预测过程中得到的，保证电量预测基础数据的准确性、可靠性。（2）制度化原则，顾名思义是要制定电量分析预测的制度，在对电力市场电量进行分析预测的过程中，为了保证分析数据的可靠性，制定合理的制度，要深入用电地区进行实际调查，同时要掌握各行各业的用电情况，并针对用电量采取制度的划分原则，必须要求工作人员严格按照规章制度来进行电量的预测分析，这样才能进一步保证电量分析预测的可靠性。（3）科学化原则，电量预测分析工作具有较强的科学性，不仅要对历史用电量的情况进行分析，同时还要从社会发展、经济需求、电力供求等多方面进行考虑，这样才能确定电量的走势，才能根据电力市场电量走势的情况，来推算供电企业未来的发展道路。