东北区域电力市场初期运营规则（暂行）

（国家电监会 2003年12月30日发布 电监供电[2003]54号）

第1章　总则

为保证东北区域电力市场稳步推进和健康发展，规范初期电力市场，实现由市场运营初期向中期顺利过渡，保障市场成员的合法利益，依据《关于建立东北区域电力市场的意见》、《东北区域电力市场实施方案（暂行）》以及国家有关法律、法规，制定本规则。

第1条　本规则适用于东北区域电力市场运营初期，所有市场成员和市场交易行为均应遵守本规则。

第2条　东北区域电力市场运营初期，坚持循序渐进的原则，分两个步骤，逐步开放。

1、第一步，区域电力市场技术支持系统不具备日前竞价条件时，实行有限电量按月竞价上网，开放月合同电量交易，根据区域电力市场运营的成熟程度，逐步开放发电权转让交易。其它非竞争性电量原则上按原电价属性的同类型机组、同等利用小时数并参照东北电网近年来平均利用小时合理核定，按合同电量方式管理。

2、第二步，区域电力市场技术支持系统具备日前交易和实时交易条件、市场主体熟知本规则、市场发展较为成熟时，开放日前交易、实时交易市场。

第3条　区域电力市场运作由初期的第一步骤进入第二步骤，由东北区域电力监管机构决定并宣布。

第4条　本规则试用期半年，根据东北区域电力市场的发展进行修改、完善，修改后的有关条款，经国家电力监管委员会批准后即行生效。本规则由东北电力监管机构负责解释。

第5条　出现下列情况时，东北电力监管机构授权东北电力调度交易中心可制订本规则的临时条款，原规定与临时条款相抵触的地方暂时执行临时条款，临时条款一经发布立即生效。

1、本规则的某项规定严重损害市场成员权益；

2、本规则存在漏洞，导致市场秩序混乱；

3、其他紧急情况。

第6条　东北电力调度交易中心在发布本规则的临时条款时，应向市场成员说明制订临时条款的理由、列举详细的证据，并及时向东北电力监管机构核备。

第7条　临时条款有效期默认为十五天，十五天内东北电力调度交易中心可决定撤销所发布的临时条款，或者向东北电力监管机构申请修改本规则。

第8条　在临时条款的有效期期满前，东北电力调度交易中心可以决定对其有效期延长一次，临时条款的有效期最多可以延长十天。

第9条　临时条款的有效期期满，东北电力调度交易中心未决定延期时，临时条款自动失效。

第10条　在临时条款有效期内，东北电力监管机构批准对本规则相应部分进行修改时，修改后的条款生效后，临时条款自动失效。

第11条　本规则中所规定的所有时间均为北京时间，并以东北电力调度交易中心负责维护的东北区域电力市场技术支持系统时钟为准。

第12条　本规则的执行由东北电力监管机构进行监督。

本规则从2004年1月1日起试行。

第2章　市场管理

2.1市场成员

第14条　市场运营初期，东北区域电力市场的主要成员包括东北电网有限公司及辽宁、吉林、黑龙江省电力公司、经核准进入市场进行交易的发电公司（厂）。

第15条　东北电网有限公司及辽宁、吉林、黑龙江省电力公司、经核准进入市场进行交易的发电公司（厂）是东北区域电力市场的主体，东北电力调度交易中心是东北区域电力市场的运营机构。

第16条　经核准进入市场进行交易的发电公司（厂）中的竞价机组，暂定为东北电网中直接接入220KV及以上电网的100MW及以上容量的火电机组（不包括供热电厂和企业自备电厂），竞价机组的调峰能力原则上应达到50％（即最小出力可减到最大能力的50％），电网调度机构在调用各机组参与电网调峰时，应充分考虑不同季节的负荷特性，水电厂的调节能力等因素。

2、2市场注册

第17条　市场主体入市交易需在东北电力调度交易中心注册。

第18条　市场主体进行市场注册应具备如下条件：

1、持东北电力监管机构颁发的东北区域电力市场准入通知书；

2、遵守《电力法》、《电网调度管理条例》等电力法规，承诺遵守本规则；

3、通信、信息传输、安全自动装置等技术条件满足调度及市场的要求；

4、承诺履行参与市场竞争应承担的责任和义务；

5、与相应调度机构签定了《并网调度协议》。

第19条　申请进入东北区域电力市场进行交易的发电公司（厂），取得准入通知书后5个工作日内，应到东北电力调度交易中心办理市场注册，否则视为自动放弃注册。

第20条　办理市场注册时，应填报市场注册申请表，其主要内容包括：发电公司（厂）名称、详细地址、法人代表等，还应提供国家电力监管委员会印发的《东北区域电力市场准入实施意见（暂行）》中规定的各项资料。

第21条　市场主体注册申报不符合准入条件，东北电力调度交易中心应向东北电力监管机构建议重新审核其准入资格，并通知申请者。

第22条　东北电力调度交易中心应在收到市场主体注册申请之日起的10个工作日内完成对该市场主体的注册工作，并以书面形式通知该市场主体登录东北区域电力市场技术支持系统的帐号和密码。

第23条　对于现有符合入市要求的电网公司和发电公司（厂），应按照《东北区域电力市场准入实施意见（暂行）》，办理入市手续。

2.3市场注销

第24条　市场主体退出市场申请，获得东北电力监管机构批准后，应以书面形式向东北电力调度交易中心申请市场注销。申请内容包括：

1、申请退市成员名称；

2、退市原因；

3、与其他市场主体之间的债权、债务关系；

4、与其他市场主体之间尚未履行完毕的交易协议及处理办法。

第25条　东北电力调度交易中心批准市场主体的注销申请后，予以注销。

2.4市场成员的权利和义务

2.4.1市场主体共有的权利和义务

第26条　认为本规则有歧义或者难以理解时，有权要求东北电力监管机构解释本规则。

第27条　有权对本规则提出修改建议，并对其建议举证。

第28条　有权向东北电力监管机构申请对影响市场公正交易的违规行为进行调查。

第29条　有权向东北电力监管机构申请对其与其它市场主体的争议进行调解。

第30条　有义务按照本规则，履行合同，遵守电网调度规程。

第31条　有义务熟知本规则，熟悉市场运作程序，对本规则的误解不构成免责或者减轻责任的条件。

第32条　有义务按照本规则的要求，向东北电力调度交易中心和东北电力监管机构及时、准确提供信息。

第33条　有义务配合东北电力监管机构对违规行为进行调查和争议调解。

2.4.2竞价电厂的权利和义务

第34条　有权按照本规则，平等地参与电力市场的交易，并从市场交易中获取合法收益。

第35条　有权对市场交易结果和调度指令提出意见或者质询，但在调度运行当中，应无条件执行调度指令。

第36条　有权选择进入或退出东北区域电力市场。

第37条　有权获得东北区域电力市场发布的市场信息和电网运行信息。

第38条　有义务加强设备的安全生产管理，提高设备可靠性，向电网提供合格的电能。

第39条　有义务向相关调度机构提交设备检修申请，在获得批准的检修时间内完成检修工作。

2.4.3电网公司的权利和义务

第40条　东北区域电力市场中的电网公司包括：东北电网有限公司、辽宁省电力公司、吉林省电力公司和黑龙江省电力公司。

第41条　在东北电网有限公司设立东北电力调度交易中心，东北电力调度交易中心负责东北区域电力市场的组织和运作。

2.4.3.1东北电网有限公司的权利和义务

第42条　负责管理东北电力调度交易中心，负责东北电网的规划、建设、维护和管理。

第43条　负责制定电网调度规程、并网技术标准等有关规则、规定，负责制订电网运行的安全标准，并报国家电网公司批准。

第44条　负责建设、管理、维护和升级东北区域电力市场技术支持系统。

第45条　负责竞价机组竞价电量及省间联络线交易电量的电费结算。

第46条　有义务为市场成员提供输电服务，不断提高服务质量，并在国家相关政策出台后，从输电服务中收取合理的输电费用。

第47条　有义务提高效率，提高系统的安全稳定能力，降低输配电成本。

第48条　有义务加强输电设备的安全生产管理，提高设备可靠性，使电网安全、经济运行，向用户提供合格的电能与服务。

第49条　有义务配合政府价格主管部门和东北电力监管机构核查输电成本。

第50条　有义务严格执行经政府价格主管部门批准的电网收费标准和收费方法。

2.4.3.2各省电力公司的权利和义务

第51条　辽宁、吉林、黑龙江省电力公司负责运行、管理、维护其管辖范围内输配电资产，负责向用户提供优质、可靠的电力和服务。

第52条　管理本省调度机构，履行调度职责，维护所管辖电网设备的安全稳定运行。

第53条　各省电力调度机构负责管辖范围内的用电市场的预测和管理，并向东北电力调度交易中心及时提供相关信息。

第54条　管理本省电费结算机构，负责本省范围内竞价机组的非竞价电量、非竞价机组电量及用户的电费结算。

2.4.4东北电力调度交易中心的权利和义务

第55条　负责所辖电网调度，保证系统安全、可靠、稳定运行，按照本规则，在“公平、公正、公开”的原则下，组织市场交易。

第56条　负责核查、办理市场主体的注册和注销申请。

第57条　负责对交易进行安全校核。

第58条　根据规则，计算各市场主体应交纳的违约补偿金。

第59条　负责向市场主体发布市场信息和电网运行信息。

第60条　有权采取紧急措施处理东北区域电力市场中出现的紧急情况。

第61条　有权依据本规则制订本规则的临时条款。

第62条　有权依据本规则干预或暂时关闭市场。

第63条　有义务评估各市场主体的交易行为，向东北电力监管机构举报违规行为，并提出处罚建议。

第64条　对市场主体申报的数据承担保密义务，并接受东北电力监管机构的监督。

第65条　有义务配合东北电力监管机构对市场行为进行的调查、检查、调解争议，并如实提供有关信息。

2.4.5市场成员信息变更

第66条　市场主体的规模、技术、信用条件发生较大变化，必须及时向东北电力调度交易中心书面提交变更情况，并予以说明。

第67条　东北电力调度交易中心在收到变更情况说明后的3个工作日内完成市场主体信息更新，报东北电力监管机构备案后，及时公布市场主体的变更信息。

第3章　市场交易体系

第68条　凡经过东北电力监管机构批准进入东北区域电力市场，并由东北电力调度交易中心注册的发电机组，均可以进入东北区域电力市场进行竞价交易。

第69条　东北区域电力市场的各种交易必须以东北电力调度交易中心为交易平台统一进行。

第70条　市场初期设月合同电量交易、日前电量交易、实时电量交易、发电权交易及双边交易试点，依市场条件分步开放。

3.1初期第一步

第71条　开放月合同电量交易，竞价机组的年度合同电量按《东北电网年度购电合同电量管理办法》确定。上网电量由电网经营企业单一购买，并根据区域电力市场运营的条件逐步开放发电权转让交易。

第72条　在市场交易过程中，由东北电力调度交易中心统一进行电网安全校核，年、月合同交易安全校核采用校核电网各安全断面输送电量能力的方式。

3.1.1年度合同电量

第73条　全网竞价机组的年度合同电量占其全年总上网电量的80%，原则上按原电价属性的同类型机组同等利用小时，并参照东北电网近年来平均利用小时数合理安排，同时要考虑电网的输电能力及目前执行的分省综合销售电价水平，特殊情况应说明原因。

第74条　年度电量合同按厂签订，同一电厂内，属性不同或政府物价部门批准的电价不同的机组需分别签订。

第75条　东北电力调度交易中心在年度合同电量执行过程中，根据已经发生的实际负荷，预测全年的实际负荷与制定年度合同电量时的负荷预测偏差将超过两个百分点时，对原定各电厂的年度合同电量进行调整。

第76条　东北电力调度交易中心根据各电厂各月的发电能力、全网年度分月负荷预测曲线的分月比例，将各电厂的年度合同电量预分解到月，当月实际执行过程中的偏差电量在月间进行滚动平衡。

第77条　在签订年度电量合同的各项依据不发生重大变化的情况下，应尽可能保证各电厂的年度合同电量均衡完成。

第78条　年度电量合同按照《东北电网年度购电合同电量管理办法》签订。

3.1.2月合同电量交易

第79条　月合同电量交易以发电公司（厂）为单位进行竞价交易，竞争标的为下月的月合同电量。

第80条　月合同电量由该月的负荷预测，扣除该月的送华北电量、非竞价机组上网电量和滚动分解到该月的竞价机组年度合同电量后得出，原则上全年各月的月合同电量之和占全网竞价机组全年总上网电量的20%。

第81条　在进行最终竞价交易之前，进行预交易，预交易结果公布后，允许在规定的时间内调整报价曲线，进行最终的竞价交易。

第82条　月合同电量交易的目标是全网购电成本最低。

第83条　月合同电量交易的中标价格为各中标电厂的申报价格。

第84条　各电厂的网损修正系数由东北电力调度交易中心统一计算，经东北电力监管机构批准后发布，各参加竞价发电公司（厂）如有异议，可在公布之日起，三日内向东北电力监管机构提出。

第85条　参加竞价发电公司（厂）的报价经过网损修正后进行竞争排序。

第86条　月合同电量交易的组织流程如下：

1、发布月度市场信息；

2、接受各发电公司（厂）报价；

3、进行预交易和安全校核，预交易结果发布后，各参竞发电公司（厂）根据预交易结果，可调整报价曲线；

4、根据电厂的最终报价数据，进行最终的竞价交易和安全校核，形成最终交易结果；

5、发布竞价交易结果；

6、组织执行竞价交易结果。

3.1.2.1发布市场信息

第87条　辽宁、吉林、黑龙江省电力公司于每月20日（遇有节、假日提前至节、假日前的最后二个工作日）15：00前上报下月供电负荷预测（包括全省日均电量、最大电力、最小电力、省内各节点日均电量、最大电力、最小电力）和其管辖电网区域内的非东北电力调度交易中心直接调度的电厂的上网电量建议。

第88条　东北电力调度交易中心于每月22日（遇有节、假日提前至节、假日前的最后一个工作日）10：00之前，发布月度市场信息，月度市场信息包括如下内容：

1、下月全网发电上网电量预测；

2、下月预计上网最大电力、最小电力和平均负荷率；

3、下月送华北电量计划；

4、下月全网非竞价机组预分解上网电量；

5、下月竞价机组预分解的年合同电量（上网电量）；

6、下月竞价电量空间；

7、下月月合同电量应达到的调峰率；

8、下月各竞价机组的网损修正系数；

9、下月参竞机组的检修计划；

10、影响下月电力市场运营的供电设备检修计划；

11、各参加竞价发电公司（厂）允许参加竞价机组的上网电量上限（计电厂出口约束，不计稳定断面约束）；

12、下月各稳定断面极限变化情况；

13、市场的最高、最低限价。

第89条　各市场主体对发布的月度市场信息有异议的，可在当日15：00之前提出质询，由东北电力调度交易中心在16：00之前确认。

3.1.2.2发电公司（厂）申报报价数据

第90条　每月23日（遇有节、假日延后至节、假日后的第一个工作日）8：00～16：30，参加竞价发电公司（厂）申报报价数据。

第91条　东北电力调度交易中心遇特殊原因需要修改发布市场信息和接受报价时间的，应提前2天通知所有竞价的发电公司（厂）。

第92条　参加竞价发电公司（厂）申报的报价数据应包括如下内容：

1、注册申报的各项数据的变化情况；

2、上一年的平均厂用电率；

3、下月机组运行方式有特殊要求的时段及相应特殊要求；

4、市场交易电量-价格曲线。

第93条　电厂申报的电量-价格曲线的横坐标是电量，单位为万千瓦时；纵坐标为该电厂提供对应电量时，单位电量的价格，单位为元/万千瓦时。

第94条　电厂申报的电量-价格曲线为一段与横坐标轴平行的线段，线段的始端为0；线段的末端是该电厂在其年度合同电量和区域交易电量以外，准备向电网提供的最高电量，此电量与其年度合同电量和区域交易电量之和不得大于东北电力调度交易中心规定调峰率下，该电厂的上网能力；该线段的纵坐标必须在全网最低至最高限价范围内(暂按此方式模拟运行，按三段报价曲线做准备)。

第95条　各电厂申报电量-价格曲线时，按照东北电力调度交易中心统一规定的格式，上报线段的末端坐标即可（上报数据均取整数）。

第96条　东北电力调度交易中心在接收到电厂报价后，由电力市场技术支持系统立即对报价有效性进行检查，对于符合要求的有效报价立即发回确认信息；对于不符合要求的报价，应立即返回修改信息，由电厂修改后重新上报；电厂发出报价数据10分钟后，仍未收到确认或修改信息的，应立即以电话方式通知东北电力调度交易中心市场交易人员，查找原因，联系解决。

第97条　在当日16：30市场锁定报价前，各参加竞价发电公司（厂）允许多次报价，东北电力调度交易中心以锁定报价前最后一次的有效报价为准。

3.1.2.3预竞价交易和参加竞价发电公司（厂）修改报价

第98条　当日16：30市场锁定报价后，不再受理报价。东北电力调度交易中心进行预竞价交易和电网安全校核，并将预竞价交易结果在24日10：00之前发布，发布的预竞价交易结果包括电厂的中标电量、中标电价及全网的市场出清价格和加权平均价格。

第99条　自预竞价交易结果发布之时起，到25日16：30止，允许各参加竞价发电公司（厂）根据预竞价交易结果，有条件地修改报价，参加竞价发电公司（厂）修改报价应遵守如下条款：

1、修改报价不得修改技术参数；

2、修改报价不得修改申报的电量。

3.1.2.4竞价交易和竞价结果发布

第100条　每月25日16：30，再次锁定报价，进行竞价交易计算和电网安全校核。

第101条　竞价交易计算过程中，以全网购电成本最低为目标，以经过网损系数修正后的报价进行排序，按低报价优先交易的原则组织交易，确定各电厂中标的电量。最后一个中标电厂的报价为市场出清价格。

第102条　月合同电量交易校核各输电断面输送电量能力。如果发生个别输电断面输电能力不足时，按输电能力不足断面将电网分区域，多电源的区域按中标电厂的报价由高到低减少交易电量，少电源的区域按未中标电厂的报价由低到高增加交易电量，直到满足安全约束。各区域中标的最高价格为本区域的出清价格。

第103条　每月27日9：00之前，发布下月的月合同电量交易结果，各发电公司（厂）只能查询自己的中标电量和中标电价，以及全网的市场出清价格。

第104条　各参加竞价发电公司（厂）的中标价格是其中标电量在申报曲线上对应的价格，与网损修正后的排序价格无关。

第105条　在电网安全校核过程中，如果安全约束产生分区出清价格，在发布竞价交易结果时，应将无约束和有约束出清价格一并发布。

3.1.3合同电量的执行

第106条　随着电力市场开放进度，合同电量采取两种执行方式。

3.1.3.1日前、实时交易开放以前合同电量的执行

第107条　各参加竞价发电公司（厂）下月滚动分解的年合同电量、送华北电量和月合同电量交易中标电量相加之和为该电厂的月电量目标。

第108条　根据各省负荷预测结果、各省内竞价电厂的月电量目标、非竞价电厂的月电量目标，机组检修计划、机组运行特性、下月电网的平均调峰率、折算各省间联络线关口月度送受电量目标，并分解到日。

第109条　按调度管辖范围，依据各省联络线送受电量目标，各电厂下月的月电量目标、机组检修计划、机组运行特性、下月的负荷预测曲线、下月电网的平均调峰率、电网冷、热备用需求等因素，给出各电厂下月的机组组合及运行天数表。

第110条　制定各电厂下月的机组组合及运行天数表应遵循以下原则：

1、尽量保证各电厂月度合同电量的完成；

2、尽量保证省间联络线月度送受电量目标的完成；

3、根据机组的运行特性，尽可能选择运行指标好、调节能力强、能够向电网提供必要的辅助服务、装有PSS装置的机组优先运行；

4、尽量保证机组连续开机；

5、尽量保证电网内合同电量的均衡分布，包括地理上的平衡和时间上的平衡；

6、满足网络约束和电网对调峰、冷、热备用的需求。

第111条　每个工作日14：30之前，根据下一日全网及各省负荷预测，计算省间联络线送受电量曲线，并下发给三省电力公司。确定网调直调电厂辅助服务要求、日上网电量曲线，并发布给各发电公司（厂）。

第112条　各省调按调度管辖范围确定本省提供辅助服务的机组，并下达各台机组的日调度曲线。

第113条　在编制日上网曲线过程中，如发生全部参与竞价机组运行无法满足电网负荷需求的情况，应首先考虑调用有发电能力但未参与市场竞争的竞价机组和调增非竞价机组的日调度曲线，尽最大可能满足用户需求。

第114条　网调当值调度员监视、调整网调直调电厂的调电曲线和三省公司联络线送受电量曲线；省调当值调度员负责监视、调整省内发电机组调电曲线，保证本省联络线曲线的完成。

第115条　在负荷预测发生偏差或电网出现异常时，网调负责对直调电厂调电曲线和三省联络线送受电量曲线进行修改，省调负责对本省内发电公司（厂）调电曲线进行修改，三省和各电厂必须严格按照修改后的调度曲线运行，当值调度员在修改电厂调度曲线后，必须详细记录修改原因，备查。

第116条　确定提供电网辅助服务的机组，如果因临时原因不能按要求提供电网辅助服务时，当值调度员可以根据电量实际运行情况，临时指定其它技术参数相当的机组提供电网辅助服务。

第117条　日联络线曲线下达后各省应严格执行，当省内负荷预测偏差等因素造成省内机组完成合同电量偏差时，应优先保证月竞价电量的完成，年合同电量后期滚动平衡，全年保证年度合同电量的完成。

第118条　当某台运行的发合同电量的机组因事故或临检停运，需启动备用机组时，应首先启动本厂的备用机组；如本厂已经没有能力时，根据本省内各厂合同电量的完成进度，优先选择进度落后的电厂的机组启动；启动备用机组时，应重新进行安全校核。

第119条　由于电网运行造成的电厂年合同电量偏差，应根据电网的实际运行情况进行滚动弥补，并优先考虑在近几日内进行弥补；本月无法弥补的，可以在月间进行滚动平衡。

第120条　由于电厂自身原因造成无法完成年度合同电量的，电厂可以申请进行发电权交易。

3.1.3.2日前交易、实时交易开放以后合同电量的执行

第121条　各参加竞价发电公司（厂）下月滚动分解的年合同电量、送华北电量和月合同电量交易中标电量相加之和为该电厂的月电量目标。

第122条　依据各电厂下月的月电量目标、机组检修计划、机组运行特性、下月的负荷预测曲线、下月电网的平均调峰率、电网冷、热备用需求等因素，给出各电厂下月的机组组合及运行天数表。

第123条　制定各电厂下月的机组组合及运行天数表应遵循以下原则：

1、根据机组的运行特性，尽可能选择运行指标好、调节能力强、能够向电网提供必要的辅助服务、装有PSS装置的机组优先运行；

2、尽量保证机组连续开机；

3、尽量保证电网内合同电量的均衡分布，包括地理上的平衡和时间上的平衡；

4、满足网络约束和电网对调峰、冷、热备用的需求。

第124条　每个工作日10：00前，辽宁、吉林、黑龙江省电力公司应向东北电力调度交易中心报送下一日（遇节假日，应包括节假日及节假日后的第一个工作日，下同）本省的供电负荷预测（96点曲线）。

第125条　每个工作日15：00之前，根据下一日负荷预测和各电厂机组组合及运行天数表，确认或个别调整下一日的机组运行方式，以满足电网运行的需要。

第126条　确定提供电网辅助服务的机组，按照辅助服务要求安排日调度曲线。对于提供AGC调频辅助服务的机组，在安排日调度曲线时应保证其调频需要的调整区间。

第127条　在各电厂的机组运行方式确定后，依据各运行机组的特性、电网安全约束、下一日的负荷预测、下一日启、停机组的启、停机曲线进行计算，分配各运行机组各运行时段的上网电量，形成日上网电量曲线（96点）。

第128条　在编制日上网曲线过程中，如发生全部参与竞价机组运行无法满足电网负荷需求的情况，应首先考虑调用有发电能力但未参与市场竞争的竞价机组和调增非竞价机组的日调度曲线，尽最大可能满足用户需求，仍不能符合电网运行要求的情况下，可以采取限制部分用电负荷的办法保证电网能够安全运行。

第129条　每个工作日16：00之前，东北电力调度交易中心将下一日各电厂的上网电量曲线分解为5分钟一点并根据各电厂上一年的平均厂用电率折算成发电调度曲线后，发布给有关电厂，并按照调度管辖范围分别向辽宁、吉林、黑龙江三省调度中心发布其管辖电网区域内的非东北电力调度交易中心直接调度的电厂的总发电曲线。

第130条　由当值调度员负责监督各电厂按照调度曲线运行，督导辽宁、吉林、黑龙江三省当值调度员调整好其管辖电网范围内的非东北电力调度交易中心直调电厂发电总曲线，并在负荷预测发生偏差或电网出现其它需要调整部分电厂出力的情况下，对各电厂和三省的调度曲线进行修改，各电厂必须严格按照修改后的调度曲线运行，当值调度员在修改电厂调度曲线后，必须详细记录修改原因，备查。

第131条　确定提供电网辅助服务的机组，如果因临时原因不能按要求提供电网辅助服务时，当值调度员可以根据电量实际运行情况，临时指定其它技术参数相当的机组提供电网辅助服务。

第132条　当某台运行的发合同电量的机组因事故或临检停运，需启动备用机组时，应首先启动本厂的备用机组；如本厂已经没有能力时，根据各厂合同电量的完成进度，优先选择进度落后的电厂的机组启动；启动备用机组时，应重新进行安全校核。

第133条　由于电网运行造成的电厂年合同电量偏差，东北电力调度交易中心应根据电网的实际运行情况进行滚动弥补，并优先考虑在近几日内进行弥补；本月无法弥补的，可以在月间进行滚动平衡。

3.1.4电网辅助服务

第134条　东北区域电力市场在初期不开放电网辅助服务交易，并网电厂都有向电网提供辅助服务的义务。

第135条　辅助服务按照“按需调度”的原则，由网内各级调度部门按照调度管辖范围的规定直接调度。

第136条　电网辅助服务的补偿按照《电网辅助服务补偿办法》执行。

3.1.5发电权交易

第137条　在未形成电力金融市场情况下，由于燃料、水等一次能源不足，客观原因无力完成年合同电量，可以向其它发电公司 （厂）转让部分或全部合同电量。

第138条　发电权交易由东北电力调度交易中心以撮合方式组织交易，同一物理节点的发电权交易优先。

第139条　发电权交易以电厂为单位组织交易。

第140条　当某电厂已经确认无法完成合同电量时，可以在发电权转让交易中转让发电权。各直接接入220KV及以上电压等级的竞价火电厂可在发电权转让交易中购买或转让发电权。

3.1.5.1发电权转让交易的组织流程

第141条　发电权转让交易组织流程如下：

1、有转让发电权意向的电厂向东北电力调度交易中心申报；

2、发布各电厂申报的发电权的转让信息；

3、有购买发电权意向的电厂向东北电力调度交易中心申报；

4、进行撮合交易和电网安全校核，并确认成交的发电权交易。

3.1.5.2发电权转让交易数据申报

第142条　每月15日前，需要进行发电权转让的电厂提出申报，申报内容如下：

1、无法执行合同交易的原因；

2、转让发电权的时间段和电量，转让价格。

第143条　每月16日前，发布发电权转让信息。

第144条　每月17日前，有购买发电权意向的电厂提出申报，申报内容包括购买发电权的时间段、电量和上网电量价格。

第145条　因特殊原因需要修改发电权转让交易开始时间或者接受申报时间的，应提前一天通知交易成员。

第146条　电厂可以转让发电权的时间范围为下一个月至当年年底。

第147条　电厂申报转让的发电权不得超过剩余的预安排合同电量。

第148条　电厂申报购买的发电权与预安排的发电量之和不得超过电厂的发电能力。

3.1.5.3确认成交的发电权交易

第149条　每月20日前，进行撮合交易和电网安全校核。

第150条　东北电力调度交易中心根据申报的购买发电全的价格、时间段与电量额度由低到高排序，撮合发电权转让交易。如果在某一时间段内，出现两个或以上购买发电权电厂的报价相同时，且购买发电权的申报电量超过转让的电量时，按各电厂在这一时间段内申报的电量比例进行撮合。

第151条　经过撮合的发电权交易，应进行安全校核，无法通过安全校核的交易不能成交，需重新进行撮合交易，只有通过安全校核的发电权交易才能被确认。

第152条　每月21日前，发布确认的发电权交易结果。

第153条　发电权交易的成交价格为已经成交的交易当中购买方申报的上网电量价格。

第154条　发电权交易过程中应考虑网损修正。

第155条　发电权交易中，成功转出发电权的一方应按每万千瓦时10元（暂定）的标准缴纳交易管理费。

3.1.5.4发电权交易计划的执行

第156条　在电厂成功转让发电权的时段，已经出让发电权的电厂不能再参加月合同电量交易、日前电量交易。

第157条　转让发电权的电厂，东北电力调度交易中心将其尚未执行的合同电量扣除已经转让的部分，再分解执行。

第158条　接受发电权的电厂，东北电力调度交易中心将其合同电量与接受的发电权电量相加，再分解执行。

3.2初期第二步

第159条　第二步开始开放日前交易和实时交易。

第160条　月合同电量交易的竞争电量按照第一步的50%执行，剩余上网电量空间用于日前电量交易，合同电量的执行方式不变，其它规定不变。

第161条　随着区域电力市场运营的不断成熟，逐步增加竞争电量份额。

3.2.1日前电量交易

第162条　日前电量交易以单一购买模式组织交易，东北电网有限公司为东北区域电力市场中日前电量的单一购买者。

第163条　在交易期间，所有未安排发合同电量的竞价机组均可以参与竞争。

3.2.1.1交易组织

第164条　日前电量交易以机组为单位进行报价，对次日剩余的电量空间进行竞争。

第165条　日前电量交易各时段最后一台中标机组在中标出力下的报价为该时段的边际价格，日前电量交易按边际价格结算。

第166条　为避免机组频繁启停，规避市场风险，在日前电量交易中标的机组，可以自愿选择是否连续5天运行，选择连续运行5天的机组在连续运行期间，机组的实际出力由市场竞争确定，如果该机组某时段的中标电量不能满足运行需要时，则在这个时段根据电网需要及该机组的最小运行需求确定中标电量，中标电价按该时段调整前的边际价格确定。

第167条　日前电量交易按日组织，每日组织一次。每个交易日为一个日历日，从次日0：00～次日24：00，以15分钟为一个时段。遇节假日，应在节假日前最后一个工作日的16点前，将节假日期间及节假日后第一个工作日的日前电量交易组织交易完成。

第168条　日前电量交易组织流程如下：

1、发布次日竞价空间；

2、接受各发电公司（厂）报价；

3、根据机组的报价数据，制定日前电量交易中的交易计划；

4、发布各发电公司（厂）中标结果；

5、执行日前交易计划。

3.2.1.2确定竞争电量

第169条　日前电量交易的竞争负荷是次日各个时段剩余的负荷空间，为次日各个时段全网负荷预测值减去非竞价机组的合同电量、竞价机组已分解的合同电量。

第170条　每个工作日10：00之前，发布如下日前交易市场信息：

1、下一日（遇节假日，应包括节假日及节假日后的第一个工作日，下同）全网发电上网负荷预测电量和96点曲线（单位为万千瓦时、万千瓦、取整数位）；

2、下一日日前交易电量空间；

3、下一日全网需要的AGC调频容量；

4、下一日全网需要的热备用容量；

5、下一日影响电力市场运营的供电设备检修计划；

6、下一日竞价机组的发电设备检修计划；

7、最高限价、最低限价。

第171条　市场主体对东北电力调度交易中心发布的日前交易市场信息有异议的，应在当日11：30前向发布单位提出质询。

3.2.1.3机组向东北电力调度交易中心申报数据

第172条　每天10：00至14：00，接受各竞价机组的申报。

第173条　遇特殊原因需要修改开市时间和接受报价的时间的，应提前1小时通知所有竞价发电公司（厂）。

第174条　机组应向东北电力调度交易中心申报如下数据：

1、日前交易的报价曲线，按机组报价。每台机报1～10个上网出力点（单位为万千瓦，取整数位），对应1～10个电价（单位为元/万千瓦时，取整数位），报价曲线非减，第一个点必须是机组所能达到的最小出力点。

2、是否希望连续运行5天；

3、机组参加日前交易对运行方式的特殊要求。

第175条　东北电力调度交易中心可以要求机组提交其他与系统安全有关的数据。

第176条　出力-价格曲线的含义是，每个出力点对应的电量价格，即在该出力下，每提供1万千瓦时电量希望获得的价格。

第177条　出力-价格曲线采用曲线并辅助表格的方式提交。出力数据范围对应机组在日前电量交易中申报的最小、最大出力。

第178条　在日前电量交易中，各竞价机组只申报一条出力-价格曲线，该竞价曲线适用于次日每个时段的竞争。

第179条　发电公司（厂）的报价范围超出本规则规定的范围视为无效报价。

第180条　东北电力调度交易中心在接收到电厂报价后，由电力市场技术支持系统立即对报价有效性进行检查，对于符合要求的有效报价立即发回确认信息；对于不符合要求的报价，应立即返回修改信息，由电厂修改后重新上报；电厂发出报价数据10分钟后，仍未收到确认或修改信息的，应立即以电话方式通知东北电力调度交易中心市场交易人员，查找原因，联系解决。

3.2.1.4日前电量交易计划

第181条　每天16：00之前，东北电力调度交易中心应制定日前电量交易的交易计划并发布，各发电公司（厂）可查询本厂各竞价机组的中标情况。

第182条　在日前电量交易排序计算时应考虑网损修正。

第183条　在日前电量交易中，各竞价机组的中标结果是次日各个时段的中标平均出力和中标价格。

第184条　日前电量交易以购电成本最低为目标。

第185条　在制定日前电量交易的交易计划时，考虑安全约束条件，包括机组约束和网络约束。

第186条　需要考虑的机组约束包括如下各项：

1、机组最小出力；

2、机组最大出力；

3、机组爬坡能力；

4、机组最小持续开机时间、持续停机时间；

5、机组当前状态；

6、机组热启动、冷启动过程持续时间。

第187条　需要考虑的网络约束主要包括如下各项：

1、安全稳定约束；

2、节点电压范围约束；

3、系统负荷平衡约束；

4、足额备用约束；

5、足额的调峰、调频容量约束等。

第188条　当电网出现阻塞时，采取分区定价的方式，即按约束后的分区边际价格分别结算。

3.2.1.5日前电量交易结果发布

第189条　日前电量交易结束后，发布日前电量交易结果和各个时段的市场边际价格，同时发布已确定的各机组需提供的电网辅助服务。

3.2.1.6日前电量交易计划的执行

第190条　参与日前电量交易的机组在日前电量交易中各个时段的中标平均出力为该日的上网曲线，由区域电力市场技术支持系统将下一日各机组的日上网曲线分解为5分钟一点，并根据各电厂上一年的平均厂用电率折算成发电调度曲线发布给有关电厂，各电厂应按照调度曲线发电。

第191条　被确定提供电网辅助服务的机组应按照规定执行。

第192条　当某台机组在日前交易中标运行过程中，因事故或临检停运，需启动备用机组时，应根据原日前交易的竞价排序，在未中标的机组中按由报价低到报价高的顺序选取，并进行安全校核，直到满足需要。新增机组中标电量按照其申报价格进行结算。

3.2.2实时电量交易

第193条　实时电量交易是以市场的手段，消除系统中电力供需的短期不平衡或者电网阻塞。

第194条　实时电量交易从未来半小时开始，最长可以到当日24：00系统的不平衡负荷组织竞争。

第195条　实时电量交易施行最高限价、最低限价和涨跌幅限制。

第196条　实时电量交易以单一购买模式组织交易。东北电网有限公司为单一购买者。

第197条　实时电量交易以机组为单位报价，所有已经开机运行的竞价机组均可以参加实时电量交易竞争。

3.2.2.1交易组织

第198条　原则上当系统未平衡负荷达到或超过系统总负荷的3%、局部负荷偏差较大、日前机组运行方式调整后不能满足电网运行需要或者出现电网阻塞时，由当值实时交易员决定启动实时电量交易，实时电量交易的中标电量的价格为各时段最后一台中标机组的中标出力对应的报价。

1、实时竞价：当系统实际负荷高于预测负荷，或者发生机组非计划停运，导致需要组织实时电量交易，东北电力调度交易中心应组织各机组竞价，以增加出力维持系统平衡。

2、过发电管理：当系统实际负荷低于预测负荷，导致需要组织实时电量交易，东北电力调度交易中心应组织机组竞价，以降低出力维持系统平衡。

3、阻塞管理：系统中出现输电走廊阻塞，东北电力调度交易中心应组织机组竞价，降低输电走廊的送电端的出力，增加受电端的出力，以维持系统平衡。阻塞管理的实质是在一部分地区进行实时竞价，一部分地区进行过发电管理。

第199条　实时电量交易的组织流程为：

1、竞价机组申报升出力和降出力的报价曲线；

2、进行超短期负荷预测，确定是否组织实时电量交易，以及实时电量交易的类型；

3、根据各发电公司（厂）的报价，制定实时电量交易的交易计划；

4、发布并执行实时电量交易的交易计划。

3.2.2.2实时电量交易的申报数据

第200条　在日前电量交易结束后，每天23：00之前，有参与实时电量交易竞争意向的各竞价机组申报参与实时电量交易的数据。

第201条　参与实时电量交易的机组申报如下数据：

1、参加下一日实时交易的升出力报价曲线。按机组申报一条单调非减曲线。可以报1～10个出力增量（单位为万千瓦，取整数位），对应出力增量的电量价格（单位为元/万千瓦时，取整数位）。

2、参加下一日实时交易的降出力报价曲线。按机组申报一条单调非减曲线。可以报1～10个出力减量（单位为万千瓦，取整数位），对应出力减量的电量价格（单位为元/万千瓦时，取整数位）。

第202条　机组申报的升出力报价曲线的含义是机组在日前电量交易后确定的预调度计划的基础上，升相应出力对应的增发电量的电量价格。报价为正时，表示电网公司应向机组支付增发电量电费；当报价为负时，表示机组同意向电网公司支付费用以提高出力。

第203条　机组申报的降出力报价曲线的含义是机组在日前电量交易后确定的预调度计划的基础上，降相应出力对应的减发电量的补偿价格。报价为正时，表示电网公司向机组提供减发电量的补偿；报价为负时，表示机组同意向电网公司支付费用以降低出力。

3.2.2.3实时竞价

第204条　当东北电力调度交易中心预测到未来半小时到数小时实际负荷高于预测负荷，或者出现机组非计划停运，需要组织机组增加出力时，组织实时竞价。

第205条　根据各机组的升出力申报价格曲线，按时段制定实时竞价的交易计划。

第206条　机组在实时竞价中的中标价格是该时段最后一台中标机组的中标出力在升出力报价曲线上对应的价格。

3.2.2.4过发电管理

第207条　当东北电力调度交易中心预测到未来半小时到数小时实际负荷低于预测负荷，需要组织机组降低出力时，组织过发电管理。

第208条　根据各机组的降出力申报价格曲线，按时段制定过发电管理的交易计划。

第209条　机组在过发电管理中的中标价格是该时段最后一台中标机组的中标出力在降出力报价曲线上对应的价格。

3.2.2.5阻塞管理

第210条　当东北电力调度交易中心预测到未来半小时到数小时将出现输电走廊阻塞时，组织阻塞管理。

第211条　在输电走廊受阻的送电端，组织过发电管理；在受电端，组织实时竞价。

3.2.2.6实时电量交易的交易计划

第212条　进行实时电量交易时，以调整费用最低为目标，同时考虑安全约束条件。

第213条　为保证系统稳定，进行实时电量交易时可适当牺牲经济性，使调整量小、调整速度快。

第214条　在进行实时电量交易时应考虑网损修正。

3.2.2.7实时电量交易结果发布

第215条　实时电量交易结果发布如下信息：

1、出现负荷预测误差时，发布各个时段的不平衡负荷；

2、出现线路阻塞时，发布阻塞线路的额定传输容量和实际传输容量，受阻的电量；

3、出清价格；

4、各电厂各机组中标的电量、电价。

3.2.2.8实时交易计划的执行

第216条　根据实时电量交易制定的交易计划，修正各个机组的日前调度计划。

第217条　参与实时电量交易的机组在实时电量交易中各个时段的中标出力为该时段的平均上网出力调整量，由区域电力市场技术支持系统分解为5分钟一点，并根据各电厂上一年的平均厂用电率折算成发电调度曲线调整量，叠加到日前制定的发电调度曲线上，发布给有关电厂，各电厂按照调整后的调度曲线发电。

第218条　当通过实时电量交易不足以平衡系统中的未平衡负荷时，东北电力调度交易中心可直接调度任何有剩余发电能力的并网运行机组。

第4章　计量、结算与违约补偿

4.1计量

第219条　参加竞价的发电公司（厂）上网关口计量点设在发电公司（厂）出线侧，对计量需明确到机组的，可采用在主变高压侧增设辅助计量装置，对出线侧计量数据进行分摊的方式解决。

第220条　关口电量以东北电网电能量计费系统采集数据为准。

第221条　所有关口按有功、无功、分时、双向设置关口表，原则上要求关口表精度为0.2级及以上，并实现远传功能。

第222条　关口计量点电量以15分钟为一个时段。

第223条　市场主体有义务和职责根据市场运行的需要，设计、安装、调试、改造和维护计量装置，并由具备国家技术监督部门授权校核计量装置的资质的单位负责定期校核，从而保证计量数据的准确、可靠。

4.2 违约补偿

第224条　各竞价机组发电运行应按发电调度曲线执行，当偏离调度曲线幅度较大时，应交纳违约补偿金。

第225条　东北电力调度交易中心和各省调度机构将按调度管辖范围对竞价机组进行违约补偿计算。

第226条　对于不参与AGC调频辅助服务的竞价机组，以东北电力调度交易中心和各省调下达的每5分钟一点的调度曲线为基准（当值调度员修改调度曲线时，按修改后的曲线为准），对各机组实际执行曲线的偏差量进行违约补偿计算。

第227条　违约补偿计算比较各机组5分钟时段内发电机出口电力监视点采集电力的积分量与该机组的发电调度计划，若偏差绝对值大于5%，则计算超过部分。当机组的电力积分量比发电调度计划大于正5%时，超出部分的电量为正偏差发电量；低于5%时，少发部分的电量为负偏差发电量。市场运营一年后，偏差电量按±3%计算。

第228条　将机组各时段的正、负偏差发电量用本厂的上年平均厂用电率进行折算，得出该机组各时段的正、负偏差上网电量。

第229条　应根据不同季节的负荷特性，分别确定不同季节的尖峰、低谷和腰荷时段划分，由东北电力监管机构批准后发布，各电厂的正、负偏差电量按照尖峰、低谷和腰荷分别累计。

第230条　被指定向电网提供AGC调频辅助服务的机组，在正常实施AGC调频运行时，免违约考核。

第231条　当某台并网运行机组发生事故或临检与电网解列时，6小时内可以恢复并网运行的，按其实际偏离调度计划的情况，进行上网电量偏差违约补偿；如果在6小时之内不能恢复并网运行的，只补偿6小时的上网电量偏差，临时指定开机运行的机组发生的电量，视为其本身的年合同电量。临时开机的机组原则上至少连续运行5天。

第232条　无论购入发电权的机组是否履行发电权转让交易合同，出售发电权的发电公司（厂）都不必为之承担违约责任。

第233条　每个工作日10：00前，发布各电厂上一日（遇节假日，包括节假日和节假日前一个工作日）的违约补偿结果，各电厂对违约补偿结果有异议的，可在违约补偿结果发布24小时之内向发布单位提出。

4.3 结算

4.3.1 电量结算

第234条　市场运营初期对各电厂的结算按月进行，东北电力调度交易中心每月3日（遇节假日延至节假日后第一个工作日）9：00前，汇总辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司的违约补偿计算结果和辅助服务补偿情况，统一发布对各电厂的预电量结算信息。预电量结算信息包括以下内容：

1、结算电量类型；

2、结算电量数量；

3、结算电量价格；

4、电网辅助服务的补偿费用；

5、违约补偿费用。

第235条　各电厂对预电量结算结果有异议的，可在预结算信息发布24小时之内提出。

第236条　每月5日（遇节假日延至节假日后第一个工作日）9：00前，发布对各电厂的正式电量结算信息。

第237条　结算时，按照各类中标价格和实际完成的各类中标电量结算各电厂各类竞争电量的电费；按照经区域交易网损系数折算后的区域间交易电价与实际完成的送华北电量结算送华北电量电费；按照合同规定的年度合同电量电价与实际完成的年度合同电量结算年度合同电量电费。

第238条　发合同电量的机组尖峰时段的负偏差电量和低谷时段的正偏差电量，按其政府批准电价的2倍结算其支付的违约补偿费用；其它偏差电量按其政府批准电价的1倍结算其支付的违约补偿费用，偏差电量滚动平衡。

第239条　发日前交易电量的机组尖峰时段的负偏差电量和低谷时段的正偏差电量，在发生实时电量交易时按该时段实时交易中标价格的2倍支付的违约补偿费用，未发生实时交易时按日前交易该时段的边际价格的2倍结算其支付的违约补偿费用；其它偏差电量，在发生实时电量交易时按该时段过发电中标价格的1倍支付的违约补偿费用，未发生实时交易时按日前交易该时段的边际价格的1倍结算其违约补偿费用。

第240条　全部违约补偿费用按照各电厂的装机容量比例，年终全部返还给发电企业。

第241条　出让发电权的机组，已经转让的部分，东北电力调度交易中心与其结算原合同价格与转让价格的差价；购买发电权的机组，按照发电权转让价格结算该部分上网电量电费。

第242条　电网辅助服务的结算按照《电网辅助服务补偿办法》的规定执行。

4.3.2 电费结算

第243条　非竞价火电厂的资金结算，由东北电力调度交易中心和辽宁、吉林、黑龙江省电力公司按照调度管辖范围分别进行。

第244条　竞价机组的非竞价电量部分的电费结算，由辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司按地域进行。

第245条　在日前和实时交易开放之前，东北电网有限公司负责竞价机组的竞价电量和省间联络线交易电量的电费结算。

第246条　在日前和实时交易开放以后，竞价机组竞价电量的电费结算由东北电力调度交易中心直接进行，同时根据核定的各省购电价格，在扣除辽宁、吉林、黑龙江省结算机构已经支付给各电厂的结算费用后，与辽宁、吉林、黑龙江省结算中心进行电费结算。

第247条　竞价电厂的资金结算按照《东北区域电力市场资金结算管理办法》执行。

4.3.3 竞价产生的差价部分资金

第248条　区域电力市场运营初期，上网电价与销售电价形成联动机制之前，上网机组竞价产生的差价部分资金由东北电力监管机构负责监管，用以规避电力市场价格波动等带来的风险、进行电网辅助服务补偿和支付区域电力市场技术支持系统的改造和维护费用，该资金的使用应规范、透明，并按照国家有关专项资金管理的规定管理。

第249条　竞价产生的差价部分资金的使用与管理按照《东北区域电力市场竞价产生的差价部分资金管理办法》的规定执行。

第5章　信息发布

5.1 信息发布的原则

第250条　为维护市场主体合法权益，增加市场透明度，东北电力监管机构、东北电力调度交易中心、各省调度中心、各市场主体应按照本章规定管理信息。

第251条　东北电力调度交易中心和各省调度中心应根据本规则，及时向市场主体发布市场信息和系统信息。

5.2 需要发布的信息

5.2.1市场运营信息

第252条　市场运营信息由东北电力调度交易中心通过区域电力市场技术支持系统按年（每年12月10日前）、月（每月23日前）、日（工作日10：00前）分别发布，实行联络线关口调度时，日市场运营信息按调度管辖范围发布。主要内容包括：

1、市场主体列表；

2、网损系数；

3、全网发电上网负荷预测；

4、送华北电量；

5、全网装机容量；

6、竞价机组容量；

7、非竞价机组计划上网电量；

8、竞价机组的平均检修容量；

9、竞价机组的检修计划安排；

10、各安全断面的输电能力。

5.2.2市场总结信息

第253条　市场总结信息按年（每年3月末前）、月（每月10日前）、日（工作日10：00前发布此前第1～3天的信息）分别发布，实行联络线关口调度时，日市场总结信息按调度管辖范围发布。主要内容包括：

1、全网发电上网电量、竞价电量、非竞价电量，各发电公司（厂）实际上网的各类电量、偏差电量和应向电网交纳的违约金；

2、东北电力调度交易中心向发电公司支付的平均购电价格和购电费用，各项辅助服务的平均价格和费用；

3、东北电网有限公司电费回收情况；

4、各线路阻塞情况；

5、电力系统技术支持系统投资改造情况；

6、综合上网电价和终端销售价格。

5.2.3 电网运行信息

第254条　每月10日前公布上月电网运行情况（包括电网运行方式、网损、网络阻塞、线路检修等）。

第255条　每月22日前公布下一个月电网运行方式。

第256条　系统进入警戒状态时，应在十五分钟内通知受到影响的市场主体，并在十五分钟内通过公告系统向市场主体公布。

第257条　在系统紧急状态下，应及时刷新主要线路的潮流、主要机组的出力、系统频率、主要中枢点电压等信息。

第258条　当系统脱离紧急状态后，应在十五分钟内发布通告。

第259条　系统发生紧急事件后，应在三个工作日内公布紧急状态下的运行记录。

第260条　按照本规则，东北电力调度交易中心还将随时向各市场主体发布在线市场信息和临时信息，实行联络线关口调度时，电网运行信息按调度管辖范围发布。

第6章　调度与运行管理

第261条　东北电力调度交易中心按照“统一调度、分级管理”的原则，实施电网运行调度和进行调度管理。

第262条　各级调度机构的调度管辖范围划分和各项调度管理措施按照《东北电网调度运行规则》执行。

第263条　东北电力调度交易中心可以随时采取一切必要措施保证电网的安全运行，但在条件允许的情况下，应立即通知受到影响的相关单位，事后应向东北电力监管机构汇报。

第264条　所有并入电网的发电公司（厂）、电网公司和电力用户，必须服从调度机构的统一调度管理。

第265条　为保证系统安全，东北电力调度交易中心可以临时制定或修改有关的调度管理制度，并负责执行，但事后应向相关的管理和监管部门汇报。

第7章　不可抗力与市场干预

第266条　东北电力调度交易中心可根据东北电力监管机构的授权，在电网遭遇不可抗力侵害、电网进入异常状态运行或出现下列情况时，可采取暂停或关闭市场、中止执行市场交易结果等措施干预市场，直接调度发电设备和输配电设备等非市场手段保证系统安全。

1、东北区域电力市场技术支持系统发生故障或检修；

2、连续3个月，市场交易者过少，市场交易无法提供系统所需的电能或者辅助服务；

3、连续3个月，市场全部中标电量的价格达到最高或最低限价；

4、东北区域电力市场无法正常运行；

5、系统备用容量严重不足。

第267条　市场干预、暂停和关闭情况下，东北电力调度交易中心根据电网运行的需要调用的电能按照年度合同电量统计和结算。

第268条　东北电力监管机构对东北电力调度交易中心的市场干预行为进行监督。

7.1 电网异常状态

第269条　东北电力调度交易中心根据系统运行异常与事故的严重程度，随时通过区域电力市场技术支持系统向市场主体发布如下几种系统异常运行的状态：系统警戒状态、系统紧急状态、系统极端状态。

第270条　系统正常状态是指220kV及以上电压等级电网所有的变量，包括电压、电流、有功功率、无功功率都在正常范围内，220kV及以上电压等级电网没有设备运行在过载状态下，电网具备承受常见预想事故的能力。

第271条　系统警戒状态是指220kV及以上电压等级电网所有变量仍在标准范围内，电网稳定能力已被削弱，系统调频容量、旋转备用容量、替代备用容量和冷备用容量不能满足系统运行要求，单一设备发生永久故障情况下电网仍能保证稳定运行。

第272条　系统紧急状态是指电网能量保持平衡、220KV电压等级及以上电网局部出现电压越限，个别设备运行在过载状态下，系统频率越限等，在单一设备发生永久故障情况下，电网无法保证稳定运行。

第273条　系统极端状态是指电网能量已无法保持平衡，电压、频率等运行参数严重越限，发生大面积停电事故，只能通过拉闸限电或电网解列维持电网局部的能量平衡的情况。

第274条　恢复状态是指电网从极端状态、紧急状态向警戒状态、正常状态转化的过程。

第275条　电网运行进入异常状态，应在最快的时间内通知相关的市场主体。

第276条　在系统警戒状态下，根据本规则及电网调度规程，东北电力调度交易中心有权要求市场主体提供超出原计划的辅助服务，有权要求部分发电公司（厂）增加或减小出力；有权通知相关省级调度机构和地区调度机构或者大用户准备调整用电计划，以确保系统安全、稳定运行。

第277条　在紧急状态下，可根据当时情况，宣布中止部分市场交易。

第278条　在系统极端状态下，可以立即宣布暂停全部市场交易，原交易计划在此期间无效。

第279条　在系统异常状态下，应及时公布电网重要设备的运行状态信息。

第280条　如果系统处于大面积停电状态，可以调度所有具备黑启动能力的机组。

第281条　东北电力调度交易中心应与各省和地区调度机构协商，编制在系统紧急状态下负荷切除的顺序表和系统恢复过程中负荷恢复的顺序表，并报政府批准。

第282条　在系统紧急状态下，可以根据事先编制的负荷切除的顺序表决定电网拉闸限电方案。

第283条　当系统脱离紧急状态之后，应及时通知所有市场主体，并降低系统异常和故障的等级，并及时恢复能够进行的市场交易。

7.2 电网异常状态处理步骤

第284条　在系统非正常状态下，应按如下原则采取应急措施：

1、东北电力调度交易中心必须采取一切必要的措施，尽快使系统恢复到正常运行状态；

2、东北电力调度交易中心必须尽最大努力，消除事故根源、解除事故对人身和设备的威胁；

3、保持与区外电网的密切联系，将可能的事故原因和发展趋势通知给区外电力调度中心；

4、在可行的情况下，向市场主体通告系统紧急程度及发展趋势。

第285条　在系统恢复正常运行后，东北电力调度交易中心应对系统出现紧急状态的原因进行分析，并通过信息发布系统公布给所有的市场主体。

第286条　系统出现非正常状况，东北电力调度交易中心必须向东北电力监管机构作出书面处理报告。

7.3 电网紧急处理测试

第287条　东北电力调度交易中心有权在不事先通知的情况下，对电网紧急处理措施和步骤进行测试。测试的目的是确保市场主体能够正确地执行系统紧急处理措施和步骤，同时保证系统预备足够应付系统紧急状态的能力。

7.4 不可抗力

第288条　由于不可抗力对东北电网全部或局部产生影响，造成区域电力市场部分或全部暂停运营期间，市场主体必须无条件接受东北电力调度交易中心或相应各级调度机构的指挥，对市场主体造成的利益影响，不属于本规则规定的补偿范围。

附件一：

附件二：

电网辅助服务补偿办法

一、总则

1、辅助服务是指为了保障电力系统安全运行和电力商品质量(包括频率、电压和可靠性)，发电公司（厂）提供的除正常电能生产外的额外服务。本办法中，辅助服务包括黑启动、调峰、调频和无功调整。

2、电网企业和进入区域电力市场的机组都有承担电力系统辅助服务的义务。东北区域电力市场初期，暂不开展辅助服务交易，对辅助服务建立合理的补偿机制。

3、为保证系统平衡与安全，辅助服务按照“按需调度”的原则，由网内各级调度机构按照调度管辖范围直接调度。

4、本办法适用于参与东北区域电力市场竞价的发电机组。

5、竞价发电机组向电网提供的辅助服务分为无偿服务和有偿服务。

6、无偿服务是竞价发电机组必须提供的基本辅助服务，是各竞价机组必须履行的义务，不予补偿。

7、有偿辅助服务是各竞价机组除基本辅助服务，额外向电网提供的辅助服务，电网根据提供辅助服务的额度，对提供额外辅助服务的机组给予补偿。

8、辅助服务的补偿费用由差价资金支付。

9、有偿辅助服务按日发布，按月结算。

二、调峰电网辅助服务的补偿原则

1、所有竞价机组有义务参加电网调峰。竞价机组按其调峰幅度分为常规调峰和非常规调峰。常规调峰是各机组必须达到的基本辅助服务；非常规调峰是有偿辅助服务。

2、各竞价机组的常规调峰幅度为：

（1）供热机组在供热期按能力参加调峰，水电机组依据来水情况按能力参加调峰，各供热机组、水电机组的调峰能力由东北电力监管机构组织东北电力调度交易中心、相应的发电集团公司共同核定。

（2）非供热机组和供热机组在非供热期内的常规调峰为其额定容量的40%，即常规调峰时的最小出力为额定容量的60％。

3、非常规调峰是指各类机组超过其常规调峰标准的调峰量。100MW及以下非供热机组和供热机组在非供热期内应具备开停调峰的非常规调峰能力。

4、按照东北电力调度交易中心安排提供开停调峰辅助服务机组，100MW机组每台次补偿5万元，其它容量的机组比照补偿（暂定）。

5、按照东北电力调度交易中心安排，通过降低低谷时段出力提供非常规调峰辅助服务的机组，按时段内比常规调峰少上网电量，每万千瓦时补偿1000元。

三、AGC调频辅助服务的补偿原则

1、调频服务也称频率控制，指发电机组提供足够的调整容量、一定的调节速率，在允许的调节偏差下实时处理较小的负荷和发电功率的不匹配，以满足系统频率要求的服务。

2、在东北区域电力市场初期，东北电力调度交易中心根据电网调频的需要，在确定运行的机组中，按照分区平衡的原则和各机组AGC装置的技术参数，选定部分机组参与AGC调频辅助服务，保证足额调频辅助服务容量。

3、AGC机组在被实时调用时，根据东北电力调度中心的EMS系统发出的AGC调度指令确定机组实时出力的调整。在实际调度中，被调用的AGC调频机组的AGC调频电量为机组根据AGC调度指令要求增发、减发电量绝对值之和。

4、AGC调频辅助服务，按照其实际的AGC调频电量，每万千瓦时600元；在国家相关政策出台后，适时出台预留调整容量的补偿办法。

5、各机组的实际的AGC调频电量由监视点电力采集量积分得出。

四、无功辅助服务的补偿原则

1、无功服务又称无功支持服务或无功电压控制服务，指发电机组向电网注入或吸收无功功率，以维持系统正常运行时节点电压波动水平在允许范围内，在电力系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃的服务。

2、所有竞价机组都有参加无功辅助服务的义务。各竞价机组在并网运行中均应按照规定的功率因数运行，参与电网调压。

3、东北电力调度交易中心将结合机组的运行功率因数，考核各电厂的母线电压合格率，具体内容见《东北电网调度运行管理办法》。

4、竞价机组按照东北电力调度交易中心指令进行进相调压的无功服务为有偿服务。

5、东北电力调度交易中心，按照无功就地平衡的原则，确定全网提供进相调压的机组台数和进相深度，在实际调度运行过程中实施。

6、进相调压的机组在进相期间实际吸收的无功电量，按照每万千乏小时300元（暂定）予以补偿。

7、机组实际吸收的无功电量由监视点采集量积分得出。