儲能企業可參與！江蘇省電力中長期交易規則（征求意見稿）印發

2023-03-06 22:23:24 江蘇能源監管辦　點擊量：評論 (0)

3月6日，江蘇能源監管辦發布關于《江蘇省電力中長期交易規則》公開征求意見的公告。市場成員包括各類發電企業、售電公司、電力用戶、電網企...

3月6日，江蘇能源監管辦發布關于《江蘇省電力中長期交易規則》公開征求意見的公告。市場成員包括各類發電企業、售電公司、電力用戶、電網企業、江蘇電力交易中心、江蘇電力調度控制中心、儲能企業等。其中售電公司包括獨立售電公司和擁有配電網運營權的售電公司。

除計劃電量執行政府制定的價格外，電力中長期交易的成交價格由市場主體通過雙邊協商、集中交易等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成。基準價和浮動幅度按國家規定執行。

發電企業的結算電價即為交易電價，包含脫硫、脫硝、除塵和超低排放等環保電價;市場化電力用戶的結算電價由交易價格、輸配電價(含線損及交叉補貼)、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成，促進市場用戶公平承擔系統責任。容量電價、功率因數考核、峰谷分時電價、輸配電價、政府性基金及附加按照國家及省有關規定執行。

詳情如下：

江蘇省電力中長期交易規則 (征求意見稿)

第一章總則

第一條為規范江蘇省電力中長期交易，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場建設工作統一、開放、競爭、有序，根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、《國家發展改革委國家能源局關于印發<電力中長期交易基本規則>的通知》(發改能源規〔2020〕889號)、《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)、《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》(發改辦價格〔2021〕809號)、《國家發展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》(發改辦價格〔2022〕1047號)、《國家發展改革委國家能源局關于印發售電公司管理辦法的通知》(發改體改規〔2021〕1595號)等文件和有關法律、法規規定，結合江蘇實際，制定本規則。

第二條本規則適用于在江蘇現階段開展的電力中長期交易。

第三條本規則所稱電力中長期交易指發電企業、電力用戶、售電公司、電網企業等市場主體，通過自主協商、集中競價、掛牌交易等市場化方式，開展的多年、年、季、月、旬、周、日以上等電力、電量交易。

執行政府定價的優先發電電量、基數電量和抽水蓄能招標電量現階段視為廠網間雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易合同管理范疇，其全部電量交易、執行和結算均須遵守本規則。

第四條市場成員應當嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的合法權益。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

第五條國家能源局江蘇監管辦公室(以下簡稱江蘇能源監管辦)、江蘇省發展和改革委員會(能源局)(以下簡稱省發展改革委(能源局))負責本規則的制定、實施工作，并按照相關職能依法履行電力中長期交易監管職責。

第二章市場成員

第六條市場成員包括各類發電企業、售電公司、電力用戶、電網企業、江蘇電力交易中心(以下簡稱電力交易機構)、江蘇電力調度控制中心(以下簡稱電力調度機構)、儲能企業等。其中售電公司包括獨立售電公司和擁有配電網運營權的售電公司。

進入電力市場的電力用戶分為兩類：一類用戶是指參與批發交易的電力用戶，又稱批發市場用戶;二類用戶是指參與零售交易的電力用戶，又稱零售市場用戶。

批發交易是指一類用戶、售電公司和電網企業通過電力交易機構，向發電企業直接購買電量的交易;零售交易是指二類用戶向售電公司購買電量的交易。

第一節權利與義務

第七條發電企業的權利和義務：

(一)按規則參與電力交易，執行優先發電等合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同，按時完成電費結算;

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

(三)簽訂并執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度;

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場化交易和輸配電服務等相關信息，并承擔保密義務;

(五)具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段;

(六)法律法規規定的其他權利和義務。

第八條電力用戶的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場化交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同等，提供市場化交易所必須的電力電量需求、典型負荷曲線及相關生產信息;

(二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按時支付購電費、輸配電費、輔助服務費用、政府性基金及附加、為保障居民、農業用電價格穩定產生的損益等;

(三)按規定披露和提供信息，獲得市場化交易和輸配電服務等相關信息，并承擔保密義務;

(四)不受所在供電區域的限制，自主選擇交易對象、方式，按有關管理規定進入或退出江蘇電力市場;

(五)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按電力調度機構要求安排用電;

(六)遵守有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰;

(七)依法依規履行可再生能源消納責任;

(八)具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段;

(九)法律法規規定的其他權利和義務。

第九條售電公司的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場化交易，簽訂和履行市場化交易合同，按照要求提供履約保函或者履約保險等履約保障憑證，按時完成電費結算;

(二)按規定披露和提供信息，在政府指定網站上公示公司資產、經營狀況等情況和信用承諾，依法對公司重大事項進行公告，并定期公布公司年報;

(三)按規則向電力交易機構、電力調度機構提供簽約零售用戶的交易電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息，獲得市場化交易、輸配電服務和簽約市場主體的基礎信息等相關信息，承擔用戶信息保密義務;

(四)依法依規履行可再生能源消納責任;

(五)具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段;

(六)已在電力交易機構注冊的售電公司不受供電營業區限制，可在省內多個供電營業區售電;

(七)擁有配電網運營權的售電公司承擔配電區域內電費收取和結算業務;

(八)增量配網企業從事競爭性售電業務時，其售電業務部門應獨立運營;

(九)作為批發市場用戶側主體之一，根據相關市場規則的規定參與各類市場費用的分攤及返還;

(十)法律法規規定的其他權利和義務。

第十條電網企業的權利和義務：

(一)保障電網及輸配電設施的安全穩定運行;

(二)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務，提供報裝、計量、抄表、收費等各類供電服務;

(三)建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統，服從電力調度機構的統一調度;

(四)按規定披露和提供信息，向電力交易機構提供支撐市場化交易、結算和市場服務所需的相關數據，按照國家網絡安全有關規定實現與電力交易機構的數據交互;

(五)收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金及附加等，按時完成電費結算;

(六)按政府定價或政府相關規定向優先購電的居民、農業用戶提供供電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同;

(七)按規則參與電力市場化交易，按規定向暫未直接參與市場交易的工商業用戶提供供電服務、代理購電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和代理購電協議;

(八)預測優先購電用戶和代理購電用戶的電力、電量需求等;

(九)依法依規履行可再生能源消納責任;

(十)法律法規規定的其他權利和義務。

第十一條電力交易機構的權利和義務：

(一)參與擬定相應電力交易規則;

(二)提供各類市場主體的注冊服務;

(三)按規則組織電力市場交易，負責交易合同的匯總管理;

(四)提供電力交易結算依據及相關服務，按規定收取交易服務費;

(五)建設、運營和維護電力市場化交易技術支持系統(以下簡稱“電力交易平臺”);

(六)按規定披露和發布信息，提供信息發布平臺，為市場主體信息發布提供便利，獲得市場成員提供的支撐市場化交易及服務需求的數據等;

(七)對市場規則進行分析評估，提出修改建議;

(八)監測和分析市場運行情況，預防市場風險，對重大市場風險進行提示，依法依規干預市場，并于事后向江蘇能源監管辦和省發展改革委(能源局)及時報告;

(九)對市場主體違反交易規則、擾亂市場秩序等違規行為進行報告并配合調查;

(十)法律法規規定的其他權利和義務。

第十二條電力調度機構的權利和義務：

(一)負責安全校核;

(二)按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，保障電網安全穩定運行;

(三)向電力交易機構提供安全約束邊界和必開機組組合、必開機組發電量需求、影響限額的停電檢修、關鍵通道可用輸電容量等數據，配合電力交易機構履行市場運營職能;

(四)向江蘇能源監管辦和省發展改革委(能源局)報送負荷情況、電力電量平衡情況、輸變電設備檢修計劃執行情況、輸變電設備非計劃停運情況、線路重載或超限情況、發電機組檢修計劃執行情況、發電機組臨修和非計劃停運情況等;

(五)合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行(因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任)，保障電力市場正常運行;

(六)按規定披露和提供電網運行的相關信息，提供支撐市場化交易及市場服務所需的相關數據，按照國家網絡安全有關規定實現與電力交易機構的數據交互;

(七)法律法規規定的其他權利和義務。

第二節準入與退出

第十三條市場主體應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。個人、個體工商戶、內部核算的市場主體等不具備法人資格的市場主體，經有關部門證明有效身份或經法人單位授權，可參與相應電力交易。

第十四條市場準入基本條件：

(一)發電企業

1.依法取得發電項目核準或備案文件，依法取得或者豁免電力業務許可證(發電類);

2.并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金及附加以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費，取得電力業務許可證(發電類)，達到能效、環保要求后，可作為市場主體參與市場化交易;

3.省外以“點對網”專線輸電方式向江蘇省送電的發電企業(含網對網專線輸電的配套發電機組)，納入江蘇電力電量平衡，根據江蘇發電計劃放開情況參與江蘇電力交易;

4.分布式發電企業符合分布式發電市場化交易試點規則要求。

(二)電力用戶

1.工商業用戶原則上全部進入電力市場,暫未直接從電力市場購電的工商業用戶由電網企業代理購電;

2.符合電網接入規范、滿足電網安全技術要求，與電網企業簽訂正式供用電協議(合同);

3.經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開。不符合國家產業政策的電力用戶暫不參與市場化交易，產品和工藝屬于淘汰類和限制類的電力用戶嚴格執行現有差別電價政策;

4.擁有自備電廠的用戶應當按國家規定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費等;

5.微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件;

6.最高用電電壓等級為35 千伏及以上的用戶，可以自主選擇作為一類用戶或者二類用戶參與市場交易，其他用戶只能作為二類用戶參與市場交易;

7.具備相應的計量能力或替代技術手段，滿足市場計量和結算的要求。

(三)售電公司

1.售電公司應根據簽約用戶的電量，向交易機構提供履約保障憑證。其中，(1)過去12個月批發市場交易總電量，按標準不低于0.8分/千瓦時;(2)過去2個月內參與批發、零售兩個市場交易電量的大值，按標準不低于5分/千瓦時。

2.擁有配電網運營權的售電公司應當取得電力業務許可證(供電類)。

第十五條參加市場化交易(含批發、零售交易)的電力用戶，扣除參加分布式發電市場化交易的電量后，全部電量需通過批發或者零售交易購買，且不得同時參加批發交易和零售交易。

第十六條售電公司與二類用戶按照月為最小單位簽訂合同。二類用戶在同一合同周期內只能向一個售電公司購電。售電公司和二類用戶在電力交易平臺建立零售服務關系。綁定確認后，電力交易機構不再受理新的綁定申請。

第十七條電網企業代理購電的用戶可按月選擇直接參與市場交易。已經選擇市場化交易的電力用戶，原則上不得自行退出市場。

第十八條已經選擇市場化交易的發電企業和電力用戶，原則上不得自行退出市場。有下列情形之一的，可辦理正常退市手續，在辦理正常退市手續后，執行國家及省有關發用電政策：

1.市場主體宣告破產，不再發電或用電;

2.因國家及省政策、電力市場規則發生重大調整，導致原有市場主體非自身原因無法繼續參加市場的情況;

3.因電網網架調整，導致發電企業、電力用戶的發用電物理屬性無法滿足所在地區的市場準入條件。

第十九條售電公司在履行完交易合同和交易結算的情況下，可自愿申請退出市場。自愿申請退出電力市場之前應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。

擁有配電網運營權的售電公司申請自愿退出配電業務時，應妥善處置配電資產。若無其他公司承擔該地區配電業務，由電網企業接收并提供保底供電服務。

第二十條市場主體存在違反國家及省有關法律法規和產業政策規定、嚴重違反市場規則、發生重大違約行為、惡意擾亂市場秩序、未按規定履行信息披露義務、拒絕接受監督檢查、因自身原因不能持續保持準入條件等情形的，由江蘇能源監管辦會同省發展改革委(能源局)責令其整改，情節嚴重的，強制其退出市場，電力交易機構對其予以注銷注冊，并從市場主體目錄中剔除。

第二十一條售電公司被強制退出，其所有已簽訂但尚未履行的購售電合同優先通過自主協商的方式處理;自主協商期滿未協商一致的，通過電力交易平臺以轉讓、拍賣等方式轉給其他售電公司;仍未處理完成的，原合同終止，零售用戶可與其他售電公司簽訂新的零售合同，如未簽訂新的零售合同，視為退出電力市場，按照電網企業代理購電價格1.5倍執行。

第二十二條被強制退市的市場主體，按合同約定承擔相應違約責任，不再繼續執行涉及的合同電量,原則上原法人及其法人代表三年內均不得再進入市場交易。其中電力用戶的用電價格按照電網企業代理購電價格1.5倍執行。

第三章市場注冊、變更與注銷

第二十三條市場注冊業務包括注冊、信息變更、市場注銷及零售用戶與售電公司業務關系確定等。

第二十四條市場主體應當按照工商營業執照為基本單位，以統一社會信用代碼為身份識別辦理注冊業務、數字安全證書或同等安全等級的身份認證后方可參加市場交易。

第二十五條直接并入江蘇電網的發電企業(不含個人分布式能源)，均應在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。發電企業的注冊信息包括基礎信息和機組信息?；A信息含企業工商基本信息、統一社會信用代碼等，機組信息為該發電企業并網的機組號、機組類型、發電項目核準或備案文件、電力業務許可證(發電類)等。

辦理售電增項業務的發電企業，應當分別以發電企業和售電公司兩個市場主體類別進行注冊。

第二十六條直接參與市場交易的電力用戶必須在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。電網企業代理購電的電力用戶暫由電網企業代其向電力交易機構提供支撐市場化交易和市場服務所需的注冊簡要信息，后期選擇直接參與市場交易時必須在江蘇電力交易平臺補辦市場注冊手續。電力用戶的注冊信息包括基礎信息和用電信息?；A信息含企業工商基本信息、統一社會信用代碼、該用戶在電網企業(含增量配電網企業)的正式用電戶號、用電分類、電壓等級等，工商業用電類型的用電戶號應全部注冊，由電網企業(含增量配電網企業)校核。

第二十七條在江蘇開展業務的售電公司必須按規定在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。售電公司需提供包括企業工商基本信息、人員結構、技術平臺等資料，由電力交易機構通過電力交易平臺網站、“信用中國”等網站向社會公示,公示期滿無異議的售電公司,注冊手續自動生效。

第二十八條在江蘇開展業務的電網企業必須按規定在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。電網企業需提供包括企業工商基本信息、統一社會信用代碼、電力業務許可證、電網接線示意圖等資料。

第二十九條當國家政策調整或交易規則發生重大變化時，電力交易機構可組織已注冊市場主體重新辦理注冊手續。在江蘇電力市場注冊并公示通過的售電公司，如超過十二個自然月未實際參加批發市場交易，如需開展業務，需重新辦理公示手續。

第三十條市場主體注冊信息發生變更時，應當及時向電力交易機構提出變更申請。市場主體類別、法人、公司主要股東等有重大變化的，市場主體應當再次予以承諾、公示。公示期滿無異議的，電力交易機構向社會發布。

第三十一條已在江蘇電力交易平臺注冊生效的電力用戶發生銷戶、過戶、更名、改類等變更時，電網企業及時將相關信息變更情況、分段計量數據等推送至江蘇電力交易平臺，電力交易機構同步完成用電信息變更，對其進行交易分段結算，提供結算依據。

第三十二條在外省完成注冊公示的售電公司擬在江蘇開展業務時，無需重復提交初始注冊材料，江蘇電力交易機構將按照外省推送的注冊材料以及售電公司補充更新的材料進行公示。

第三十三條非強制退出市場的市場主體，應當及時向電力交易機構提出注銷申請。電力交易機構收集退市市場主體信息并按要求進行公示，待其履行或處理完成交易合同有關事項后予以注銷。

第三十四條如市場主體提供虛假注冊材料而造成的損失，均由責任方承擔。

第四章交易品種和交易方式

第一節交易品種

第三十五條電力中長期交易品種包括電能量交易、發電權交易、合同電量轉讓交易等。

第三十六條電能量交易是指符合準入條件的發電企業與電力用戶(含售電公司)經雙邊協商、集中競價、掛牌等方式達成的購售電交易。

第三十七條發電權交易是指發電企業之間轉讓存量基數電量合同的交易。

第三十八條合同電量轉讓交易是指在批發市場就存量合同開展的電量相互轉讓交易。包括發電側合同電量轉讓和購電側合同電量轉讓兩種情況。

(一)發電側合同電量轉讓。以發電側存量合同為基礎，可以將未完成的合同電量轉讓給其他發電企業。

(二)購電側合同電量轉讓。以購電側市場主體存量合同為依據，可以將當月的存量合同電量轉讓給批發市場的其它購電側市場主體。

(三)合同電量轉讓交易應在滿足電網安全校核的前提下，遵循平等自愿、公開透明的市場化原則。省內執行全額收購的風電、光伏、資源綜合利用發電企業以及熱電聯產發電企業中“以熱定電”執行政府定價的優先電量合同不得轉讓。

(四)約定電力曲線的市場化合同電量，在轉讓時，按照原曲線比例轉讓。轉讓后，新合同的雙方可以協商調整曲線。

(五)發電權和合同電量轉讓交易應體現節能減排要求，鼓勵清潔、高效機組替代低效機組發電。

第二節交易方式

第三十九條根據交易標的物執行周期不同，中長期交易包括年度(多年)電量交易(以某個或多個年度的電量作為交易標的物，并分解到月)、月度電量交易(以某個月度的電量作為交易標的物)、月內(日以上)電量交易(以月內剩余天數的電量或特定天數的電量作為交易標的物)等針對不同交割周期的電量交易。在上述交易基礎上開展的帶曲線電力交易，同時交易執行、結算按曲線方式開展。

第四十條電力中長期交易采取雙邊協商、集中交易等方式進行，集中交易包括集中競價和掛牌交易。

(一)雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量(電力)、電價，形成雙邊協商交易初步意向，相關方確認并經安全校核后形成的交易。

(二)集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，發電企業作為售方，電網企業、售電公司和電力用戶作為購方申報，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量與成交價格等?，F貨運行期間，將成交結果按照交易公告明確的典型負荷曲線進行分解得到現貨日的成交曲線。條件成熟時，可分別按峰、平、谷段電量(或按標準負荷曲線)進行集中競價。

1.集中競價可以采取高低匹配或者邊際出清方式進行，允許采取多段式的電量、電價申報;

2.電網企業代理購電通過參與集中競價采購市場化電量時，在邊際出清的交易方式下，以報量不報價的方式、作為價格接受者參與市場出清，中標電價參照邊際電價優先成交，不再納入購電側電價排序;

3.不執行政府定價的優先發電電量優先于省內市場化交易機組參加集中競價交易。在高低匹配出清的出清方式下，在價格相同時，優先于常規燃煤機組成交;在邊際出清的交易方式下，按照只申報電量方式進行，中標電價參照邊際電價優先成交，不再納入電價排序;

4.若未生成有效邊際電價，則成交電量為零。

(三)掛牌交易是指購售電雙方同時通過交易平臺發布需求電量或可供電量的數量和價格等要約，按照價格優先、時間優先的順序連續成交。

第四十一條以雙邊協商形式開展的交易鼓勵連續開市，以集中競價交易形式開展的交易定期開市。雙邊協商交易在交易雙方達成一致的前提下，于交易申報截止時間前均可提交或修改。

第四十二條為降低市場操縱風險，發電企業的售電量不得超過其剩余最大發電能力。電力用戶和售電公司當月的轉出電量不得超過其購入電量的凈值(指多次購入、轉出相互抵消后的凈購電量)。

第五章價格機制

第四十三條除計劃電量執行政府制定的價格外，電力中長期交易的成交價格由市場主體通過雙邊協商、集中交易等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成?；鶞蕛r和浮動幅度按國家規定執行。

第四十四條除國家有明確規定的情況外，雙邊協商交易原則上不進行限價。集中交易中，為避免市場操縱以及惡性競爭，可對報價或者出清價格設置上、下限。價格上、下限原則上按國家有關規定執行。

第四十五條發電企業的結算電價即為交易電價，包含脫硫、脫硝、除塵和超低排放等環保電價;市場化電力用戶的結算電價由交易價格、輸配電價(含線損及交叉補貼)、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成，促進市場用戶公平承擔系統責任。容量電價、功率因數考核、峰谷分時電價、輸配電價、政府性基金及附加按照國家及省有關規定執行。

第四十六條省內光伏、風電機組的市場交易電量按照實際交易電價結算。光伏、風電機組參與綠電交易部分的電量，不再領取可再生能源發電補貼或另行申請綠證，可不計入其全生命周期保障收購小時數。

第四十七條已直接參與市場交易后改由電網企業代理購電的用戶，用電價格按照電網企業代理購電價格的1.5倍執行。

第四十八條雙邊協商交易價格按照雙方合同約定執行;集中競價交易價格按照邊際價格統一出清或高低匹配價格確定。

(一)集中競價采用邊際價格統一出清的,賣方按照“價格優先、時間優先、容量優先”的原則確定成交，買方按照“價格優先、時間優先”的原則確定成交。以買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或者根據最后一個交易配對雙方價格的算術平均值確定市場邊際成交價，作為全部成交電量價格統一出清。

(二)集中競價采用高低匹配出清的，按照“價格優先、時間優先”的原則，對發電企業申報價格由低到高排序，電力用戶申報價格由高到低排序，依次配對直到匹配電量達到公布的集中競價交易規?；蛘咭环娇沙山坏碾娏咳科ヅ渫?，成交價為配對雙方價格的算術平均值。

(三)若成交價格高于成交價格上限或低于成交價格下限時，交易排序和配對的原則不變，最后按照成交價格上限或下限進行出清。

第四十九條掛牌交易按照以下原則開展：

(一)交易主體在交易時輸入需交易的電量及電價，未成交的電量可多次修改，量價及修改次數不做限制。

(二)買方按價格降序展示買一、買二、買三、買四、買五的電價及每個價格的總計電量;賣方按價格升序展示賣一、賣二、賣三、賣四、賣五的電價及每個價格的總計電量。

(三)如買方后出價且價格大于等于賣一價格時，按賣方電價成交，電量按賣方電價的排序梯次成交，賣方電價相同的，申報時間早的優先成交，直到買方電價小于賣方電價不再成交。

(四)如賣方后出價且價格小于等于買一時，按買方電價成交，電量按買方電價的排序梯次成交，買方電價相同的，申報時間早的優先成交，直到賣方電價大于買方電價不再成交。

第六章交易組織

第一節總則

第五十條電力交易機構組織市場交易前，應按省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦的要求，發布交易信息公告。集中交易(包括集中競價、掛牌交易)的申報和出清必須在全過程的數字加密方式下進行。嚴禁任何單位、組織、個人泄露市場成員私有信息。除電網安全校核需要外,禁止任何單位、組織、個人在交易進行中臨時修改出清規則或設立修正系數干預交易，確有必要的，應當事后發布公告，公開說明原因。

第五十一條市場主體通過年度(多年)交易、月度交易和月內交易滿足發用電需求，促進供需平衡。

第五十二條對于定期開市和連續開市的交易，交易公告應當至少提前一個工作日發布;不定期開市交易，應根據對市場實際影響，至少提前五個工作日發布交易公告。交易公告應當包括但不限于以下內容：

(一)合同執行周期內關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)合同執行周期內江蘇電力市場總體供需情況;

(三)合同執行周期內，跨省跨區交易電量需求預測;

(四)合同執行周期內各準入機組的市場交易電量上限;

(五)交易準入成員條件、交易總規模、交易申報時間、交易出清方式、價格形成機制、截止時間、結果發布時間等。

交易公告發布后，電力交易機構原則上按照準入成員條件，按照機組組合、用電單元組合配置交易單元，用于市場成員申報。

交易申報時間應在工作日內進行，時間不低于1個小時。無約束出清應在申報結束后的一個工作日內完成，安全校核工作在一個工作日內完成。

第五十三條市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布一個工作日內向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在一個工作日內給予解釋。逾期未提出異議的，電力交易平臺自動確認成交。

第五十四條電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相關交易，指導承擔消納責任的市場主體優先完成可再生能源電力消納相應的電力交易。

第二節年度(多年)交易

第五十五條年度(多年)交易以雙邊協商和掛牌交易方式開展，交易標的物為次年(多年)的電量(或年度分時電量)。

第五十六條開展年度(多年)交易前，根據次年電力電量平衡預測，確定各類優先發電電量、抽水蓄能招標發電量及發電側市場化交易電量規模等。

第五十七條市場主體經過雙邊協商形成的年度(多年)意向協議，應約定各時段電量和價格，或曲線分解方式。需要在年度交易申報截止前，通過電力交易平臺提交至電力交易機構。電力交易機構根據電力調度機構提供的安全校核約束條件，形成雙邊交易預成交結果。

第五十八條年度交易結束后，電力交易機構匯總各類交易的預成交結果，并提交電力調度機構統一進行安全校核。電力調度機構在五個工作日內返回安全校核結果，安全校核越限時，由電力交易機構根據市場規則對預成交結果進行削減和調整。

第五十九條電力交易機構應根據經安全校核后的交易情況，于12月底前將次年優先發電、基數電量、市場交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易等合同進行匯總，并發布年度交易和分類交易結果。電力調度機構應按交易結果合理安排電網運行方式，保障交易順利實施。

第六十條積極落實國家指令性計劃和政府間送電協議，在保證電力平衡和市場交易合同完成的基礎上，積極開展跨省跨區電能交易。

第六十一條市場主體簽訂年度購售電合同后即可進行轉讓，但轉讓次月電量合同應于當月月底之前完成，具體交易組織及申報時間以電力交易機構發布的交易公告為準。

第三節月度(多月)交易

第六十二條月度交易標的物為次月電量(或月度分時電量)，多月交易標的物為當年后續多個月份電量。月度交易主要通過月度競價方式開展，多月交易主要通過雙邊協商方式開展。

第六十三條月底前，市場主體在電力交易平臺確認次月年度合同分月計劃;發電企業在電力交易平臺申報次月優先發電電量。

第六十四條月底前，電力交易機構按照交易規則組織完成次月月度競價交易。

第六十五條在各類月度交易結束后，電力交易機構應當根據經安全校核后的交易結果，對年度交易分月結果和月度交易結果進行匯總，于每月月底前發布匯總后的交易結果。

第四節月內交易

第六十六條根據市場運行需要，組織開展以旬、周、日以上為交易周期的月內交易，交易標的物為月內剩余天數或者特定天數的電量(或分時電量)。月內(多日)交易主要通過集中競價、掛牌等方式開展。

第六十七條市場主體參加當月的月內市場交易合同電量轉讓只能單向選擇轉讓或者受讓。

第六十八條電力交易機構將月內集中交易的預成交結果提交給電力調度機構進行安全校核。電力調度機構應當在一個工作日之內返回安全校核結果，電力交易機構根據經安全校核后的交易結果，對分月交易計劃進行調整、更新和發布。

第六十九條為規避市場風險，發電權交易、合同電量轉讓均采取月度簽訂，月結月清方式進行。轉讓的電量不得再次轉讓。

第五節日以上分時段能量塊交易

第七十條在江蘇電力現貨市場運行月份組織開展中長期分時段能量塊交易，全天按照24個時段劃分，每小時為一個時段，以每個時段的電量為交易標的。所有中長期交易合同，由帶時標的能量塊組合而成。能量塊的最小單位為1MWh。發電側與購電側(含一類用戶和售電公司)按時段開展電力中長期交易。各市場主體根據自身對中長期合同曲線的要求自由確定各時段需交易電量，并由各個時段的交易結果形成各市場主體的中長期合同曲線。

第七十一條雙邊協商交易電量的分月計劃按照當月日歷天數平均分解(或按工商業用戶月分日的典型曲線分解)至每日，按照雙邊協商確定的各時段電量和價格、合同約定的曲線分解方式或工商業用戶日分時典型曲線，分解到時段內每個小時段，形成能量塊曲線。在保持當月各時段剩余總電量不變的條件下，經雙方協商一致，可在D-3日之前調整執行日(D日)的日合約電量及各小時能量塊電量。不能調整各時段的價格。

第七十二條年度掛牌分月計劃電量和月度競價電量按該交易周期日歷天數平均分解(或按工商業用戶月分日、日分時的典型曲線分解)至每日的所有時段成為價格相同的持續能量塊。

第七十三條在江蘇電力現貨交易運行月份的發電側合同電量轉讓交易，均按照轉讓時交易標的物原曲線比例進行轉讓。

第七十四條多日交易可按周或按日(T日)滾動組織，采用能量塊交易方式開展。交易標的可為T+2日至下次多日交易日后第2個工作日某個時段的電量，每日每個時段的電量單獨進行能量塊交易。

第七十五條市場主體某一運行日某個時段的中長期交易電量為相應時段周及以上交易的日分解電量與多日能量塊交易之和的凈電量。

第七十六條發用兩側市場主體(按交易單元為準)對某一時段的能量塊進行交易申報時，當月某日的一個時段只能選定一個買賣方向。

第七章安全校核

第七十七條電力調度機構負責涉及其調度范圍的安全校核服務的責任，各類電力交易必須通過電力調度機構安全校核。涉及跨省跨區的交易，須提交相關電力調度機構共同進行安全校核，安全校核的主要內容包括但不限于：通道輸電能力限制、機組發電能力限制、機組輔助服務限制等內容。

第七十八條電力調度機構應及時向電力交易機構提供或更新各斷面(設備)、各路徑可用輸電容量，交易在不同斷面、路徑上的分布系數，發電機組檢修、調停安排，并通過交易平臺發布必開機組組合和發電量需求，影響斷面(設備)限額變化的停電檢修等。

電力交易機構以各斷面、各路徑可用輸電容量等為約束，對集中交易進行出清，并與同期組織的雙邊交易一并提交電力調度機構進行安全校核。

第七十九條為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場化交易信息公示日前二個工作日，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上限，對參與市場化交易的機組發電利用小時數提出限制建議，并及時提供關鍵通道可用輸電容量、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。

其中，對于年度交易，應當在年度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的80%下達交易限額。

對于月度交易，應當在月度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃和發電設備利用率，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的90%下達交易限額;發電設備利用率應結合調峰調頻需求制定，并向市場主體公開設備利用率。

對于月度內的交易，參考月度交易的限額制定方法，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的95%下達交易限額。

第八十條電力交易機構根據交易規模安排和電力調度機構提供的市場化交易機組利用小時數限制建議，組織交易并出清，將初始交易結果提交電力調度機構進行安全校核。

第八十一條電力調度機構收到電力交易機構提供的初始交易結果匯總后，應在一個工作日內完成安全校核。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構予以公布。

第八十二條安全校核未通過的，由電力交易機構進行交易削減。對于雙邊交易，可按時間優先、等比例等原則進行削減;對于集中交易，可按價格優先原則進行削減，價格相同時按時間優先原則進行削減，對于約定電力交易曲線的，最后削減。

第八十三條執行過程中，電力調度機構因電網安全和可再生能源消納原因未能按照中長期交易計劃執行時，應當詳細記錄原因并向市場主體說明。

第八章合同簽訂與執行

第一節合同簽訂

第八十四條各市場主體應按照合同示范文本簽訂各類電力交易合同，并在規定時間內提交至電力交易機構，合同中應當明確購電方、售電方、輸電方、電量(電力)、電價、執行周期、結算方式、偏差電量計量、違約責任、資金往來信息等內容。電力交易機構應對市場主體提交的各類合同進行審查。

第八十五條購售電合同原則上應當采用電子化形式簽訂，電力交易平臺應當滿足國家電子合同有關規定的技術要求，市場成員應當依法使用可靠的電子簽名。

第八十六條在電力交易平臺提交、確認的雙邊協商交易，以及電力交易平臺生成的集中交易等電子交易結果憑據視同為電子合同，電子合同與紙質合同具備同等效力。

第八十七條電力市場合同(協議)主要包括以下類型：

1.發電企業與電網企業簽訂的購售電合同;

2.售電公司與簽約用戶簽訂的購售電合同;

3.直接交易的發電企業、電力用戶(售電公司)與電網輸電方簽訂直接交易三方合同;

4.合同電量轉讓合同(協議);

5.抽水蓄能電量招標合同;

6.跨省跨區電網企業間的購售電合同。

第八十八條發電企業與電網企業簽訂購售電合同由中長期購售電合同和年度協議組成。中長期購售電合同有效期五年，約定發電企業并網計量點、電費支付以及應遵守電力市場交易規則等基礎性條款;年度協議明確當年的基數電量、電價和分月電量安排。

第八十九條參與綠電交易的售電公司應當在與二類用戶簽訂的購售電合同或補充協議中，明確綠色電力交易電量等相關信息。二類用戶如需綠色電力交易憑證，應當在與售電公司簽訂的購售電合同或補充協議中，明確交易周期內分年綠色電力交易電量、價格以及消納量歸屬等信息。

第九十條各類合同在執行示范文本的基礎上，可以實行電子化管理。合同數據以電力交易機構的技術支持系統為準。

第二節優先發電合同

第九十一條對于省內優先發電計劃，應結合電網安全、供需形勢、電源結構等因素安排優先發電電量。原則上在每年年度雙邊交易開始前，對執行政府定價的電量簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。

年度交易開始前仍未確定優先發電的，可參考歷史情況測算，預留優先發電空間，確保市場交易正常開展。

第九十二條優先發電電量原則上按照“保量不保價”的方式參與電力中長期市場交易，探索開展以“保量競價”的方式參與電力中長期市場交易。

第三節合同執行

第九十三條電力交易機構根據各年度合同中約定的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果、次月電網檢修及供需平衡情況等因素編制發電企業的次月月度發電計劃。電力調度機構根據經安全校核后的月度(含調整后的)發電計劃、可再生能源消納需求，合理安排電網運行方式和機組開機方式。

第九十四條年度合同的執行周期內，在購售雙方一致同意且不影響其他市場主體交易合同執行的基礎上，允許通過電力交易平臺調整次月的合同分月計劃(合同總量不變)，調整后的分月計劃需通過電力調度機構安全校核。

第九十五條電力交易機構定期跟蹤和公布月度(含多日交易調整后的)發電計劃完成進度情況。市場主體對發電計劃完成進度、發電曲線執行情況提出異議時，電力調度機構負責出具說明，電力交易機構負責公布相關信息。

第九十六條發電企業全部合同約定交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃;發電企業部分合同約定交易曲線的，由電力調度機構根據系統運行需要，安排無交易曲線部分的發電曲線，與約定交易曲線的合同疊加，形成次日發電計劃。

第九十七條電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，事后向江蘇能源監管辦、省發展改革委(能源局)報告事件經過，并向市場主體進行相關信息披露。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。

第九章計量和結算

第一節計量

第九十八條電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置;計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變(線)損。電網企業應當在跨省跨區輸電線路兩端安裝符合技術規范的計量裝置，跨省跨區交易均應明確其結算對應計量點。

第九十九條計量周期和抄表時間應當保證最小交易周期的結算需要，并保證計量數據準確、完整。

第一百條發電企業、跨省跨區交易送受端計量點應當安裝相同型號、相同規格、相同精度的主、副電能表各一套，主、副表應當有明確標志，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。

第一百〇一條電力用戶應分電壓等級、用電類別、用電戶號進行計量。同一個工商營業執照，有多個不同電壓等級戶號的電力用戶，可自愿選擇是否按照電壓等級就高不就低的原則合并戶號參加交易。合并戶號后相關合同計劃調整結算以及偏差電費收取均按照合并后進行。合并戶號的用戶，在合同周期內，不得再進行拆分戶號交易。

如計量點存在市場化與非市場化電量混合計量的情況，應在供用電合同中明確拆分方法。

第一百〇二條發電企業內多臺發電機組共用計量點且無法拆分，各發電機組需分別結算時，按照每臺機組的實際發電量等比例拆分共用計量點的上網電量。對于可再生能源企業處于相同運行狀態的不同項目批次共用計量點的機組，可按照額定容量比例計算各自上網電量。

處于調試期的機組，如果和其他機組共用計量點，則按照機組調試期的發電量等比例拆分共用計量點的上網電量，確定調試期的上網電量。

第一百〇三條電網企業應當按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業(機組)和參加市場化交易(含批發、零售交易)的電力用戶電能計量裝置數據，并在D+3日內將D日將電量數據提交電力交易機構,電網企業應保證各市場成員日電量數據準確。

第一百〇四條當出現計量數據不可用或對計量數據存在疑義時，由具有相應資質的電能計量檢測機構確認并出具報告，由電網企業組織相關市場成員協商解決。

第二節結算

第一百〇五條電力交易機構負責按照自然月向市場成員出具結算依據。

第一百〇六條發電企業上網電量電費由電網企業支付，發電企業電量轉讓合同，由交易機構按照合同約定，分別向轉出方和轉入方出具結算依據，由電網企業分別支付結算;電力用戶仍向電網企業繳納電費，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險;售電公司按照電力交易機構出具的結算依據與電網企業進行結算。

第一百〇七條電網企業向市場主體出具的電費賬單應分項單列。用戶的賬單包括但不限于以下內容：用電戶號、抄表周期、底碼起止、倍率、是否市場化用戶、簽約的售電公司名稱(如是二類用戶)、市場化電量綜合加權電價、為保障居民農業用電價格穩定產生的新增損益折合電度電價、輸配電價、輔助服務費用、政府性基金及附加等。

第一百〇八條電力交易機構向各市場成員提供的結算依據包括以下內容：

(一)發電企業的結算依據。包括本月實際上網電量、每筆合同結算電量、電價、電費和偏差電量、電價、電費，基數電量(或優先發電電量)、電價、電費，新機組調試電量、電價、電費等內容。

(二)一類用戶電度電費的結算依據。包括該用戶每筆合同分戶號和電壓等級的結算電量、電價，偏差電量、電價等內容。

(三)二類用戶電度電費的結算依據。電力交易機構根據電網企業提供的該用戶分戶號和電壓等級的抄核電量，按照綁定時售電公司與二類用戶依據購售電合同約定確認的結算方案，生成市場化電度電量結算依據。

(四)售電公司可與二類用戶在購售電合同中約定根據二類用戶的用電偏差情況調整購售電價的條款，不得對二類用戶額外征收偏差電費。電力交易機構對二類用戶出具的結算單中不包括偏差電費。

(五)售電公司的結算依據由兩部分組成，一是與發電企業直接交易每筆合同結算電量、電價，偏差電費,簽約用戶輔助服務費用等應付電費;二是由售電公司簽約用戶每個戶號的結算電量、電價、輔助服務費用等應收電費。上述兩部分電費分別記賬，資金可對沖結算。

(六)電網企業分攤市場交易相關費用的結算依據。

第一百〇九條市場主體因偏差電量引起的電費資金，暫由電網企業收取和支付，并在電費結算依據中單項列示。

第一百一十條市場主體收到市場化電費結算依據后，應進行核對確認。如有異議，需在三個工作日內通知電力交易機構，各市場主體在結算年度內(通常為當年2月至次年1月底)，仍可繼續申請復核和清算。對超過結算年度的糾紛，由涉事各方自行協商，協商不成依法提請仲裁或訴訟。

第一百一十一條售電公司與其簽約用戶如出現電費結算爭議，爭議解決后應進行清算。爭議期間，電力交易機構可按照電費爭議的具體情況，要求售電公司補充追加履約保障憑證。

第一百一十二條批發市場的市場主體實際用電量與對應時段合同電量總量(含政府明確不納入市場化交易的電量)的差值，為用電偏差電量。對其中超過原合同電量3%的電量收取偏差電費。售電公司所有簽約用戶的實際用電總量計為該售電公司用電量。偏差電費暫由電網企業收取。一類用戶偏差電費由電網企業在電費發票中單項列示;售電公司偏差電費納入與電網企業結算范圍，開具發票并單項列示。

第一百一十三條對于同一個市場成員，有多筆市場化交易合同的情況，結算順序依次如下：

(一)按合同執行周期排序：當月到期的合同優先于未到期的合同執行;

(二)按交易品種排序：跨省跨區交易合同、抽水電量交易合同、合同電量轉讓合同、直接交易合同結算優先級依次遞減;

(三)按交易組織方式排序：掛牌、集中競價、雙邊協商結算優先級依次遞減;

(四)如上述排序后，仍存在合同排序完全一樣的情況，按照價格優先、系統數據庫備案時間(毫秒級)優先方式決定結算順序。

第一百一十四條優先結算綠電交易電量、分布式發電市場化交易電量。

第一百一十五條如果事后發現某市場主體在過去某月發生計量差錯，則對該市場主體及結算電費受影響的其它市場主體按照更正后的電量和當時的市場結算規則重新進行結算計算，并計算出與該月已實際支付或收取電費的差值，與當前月份的電費合并進行資金結算。

第三節購電側結算與偏差調整

第一百一十六條一類用戶和售電公司可以通過調整年度合同的分月計劃、參加月度交易、月內交易及多日分時段能量塊交易等方式，規避電量偏差風險。

第一百一十七條批發市場(不含參加現貨市場的現貨日電量)電量電費及偏差電費結算方法為：

(一)實際用電量低于當月凈合同總量時，依照市場化合同結算次序進行結算;

(二)一類用戶和售電公司實際用電量超過當月凈合同總量時，按實際用電量結算。其中，合同電量按照合同價格結算，3%以內的超用電量按照市場化合同加權平均價結算，超過3%的超用電量按照當期燃煤機組市場化交易價格浮動上限結算;

(三)一類用戶、售電公司和電網企業代理購電超過3%的偏差電量，按照當期燃煤機組基準電價的10%征收偏差電費。其中，月度競價中以不小于市場化交易價格浮動上限申報但未成交的電量不納入超用偏差電費計算。

第一百一十八條用戶的峰谷、功率因數調整按照國家及省有關規定執行。

第一百一十九條售電公司與其簽約二類用戶的結算，根據售電公司與電力用戶的購售電合同約定進行。

第一百二十條偏差電費，以當月用電量占比為基準返還給所有參與市場化交易的一類用戶、售電公司、電網企業。

第四節發電側結算與偏差調整

第一百二十一條在次月月度交易前，一類用戶、售電公司可與發電企業協商調整次月的年度交易合同分月計劃。市場主體可通過月內(多日)交易調整當月市場化合同電量，減少合同執行偏差。

第一百二十二條可再生能源和非常規燃煤機組結算基本原則:

(一)可再生能源機組參加綠電交易以及分布式發電市場化交易，按照相應規則執行;

(二)垃圾摻燒發電機組按國家確定的電價政策結算。

第一百二十三條發電機組的結算方法為：

(一)市場化合同照付不議，月結月清，偏差結算。允許對基數電量合同(如有)，年度范圍內分月滾動結算。

(二)發電機組當月實際市場化結算電量與全體市場化用戶市場化結算電量(含當月代理購電市場化成交合約電量)的差值，為市場化機組的總體結構性超(欠)發電量。各發電機組實際上網電量與其市場凈合同電量的差值，為該機組當月實際超(欠)發電量。

(三)當月市場化機組總體結構性超(欠)發時。

(1)當月實際上網電量低于市場化凈合同電量之和的發電機組，在市場化合同電量按照合同價格結算的基礎上，欠發電量電費按照當月欠發電量結算價格，從當月電費中扣除。

(2)當月實際上網電量高于市場化凈合同電量之和的發電機組，合同電量按照合同價格結算，超發電量按照當月超發電量結算價格結算。

(四)當月超發電量的結算價格從當月集中競價統一出清價格、月內掛牌交易成交均價、發電側合同電量轉讓交易均價、電網企業代理購電價格中取最小值;當月欠發電量的結算價格從當月集中競價統一出清價格、月內掛牌交易成交均價、發電側合同電量轉讓交易均價、電網企業代理購電價格中取最大值。

(五)市場化機組的總體結構性超(欠)發電量，按照當月月度集中競價價格，和電網公司結算。當月市場化機組總體結構性超發時，當月結算的不平衡電費，以當期上網電量超過燃煤機組當期平均上網小時數的電量為權重，返還給全電量參與市場化交易的機組。當月市場化機組總體結構性欠發時，當月結算的不平衡電費，以當期欠發電量為權重，由全電量參與市場化交易的欠發機組分攤。

(六)市場化結算不平衡費用是指批發市場購售電量電費差(不含偏差考核費用)，按照所有全電量參與市場機組的上網電量進行分攤或返還。

(七)若發電機組當月上網電量高(低)于月度及月內市場成交電量，若屬自身原因，則對差值電量超過1%的部分按照當期燃煤機組基準電價的10%征收偏差電費。

第十章信息披露

第一百二十四條市場信息分為社會公眾信息、市場公開信息和私有信息。社會公眾信息是指向社會公眾披露的信息;市場公開信息是指向所有市場主體披露的信息;私有信息是指向特定的市場主體披露的信息。

第一百二十五條社會公眾信息包括但不限于：

(一)電力交易適用的法律、法規及相關政策文件，電力交易業務流程、管理辦法等;

(二)國家批準的發電側上網電價、銷售目錄電價、輸配電價、各類政府性基金及附加、系統備用費及其他電力交易相關收費標準等;

(三)電力市場運行基本情況，包括各類市場主體注冊情況，電力交易總體成交電量、價格情況等;

(四)電網運行基本情況，包括電網主要網絡通道的示意圖、各類型發電機組裝機總體情況，發用電負荷總體情況等;

(五)電網企業代理購電相關信息;

(六)其他政策法規要求向社會公眾公開的信息。

第一百二十六條市場公開信息包括但不限于：

(一)市場主體基本信息，市場主體注冊準入以及退出情況，包括企業名稱、統一社會信用代碼、聯系方式、信用評價信息等;

(二)發電設備信息，包括發電企業的類型、所屬集團、裝機容量、檢修停運情況，項目投產(退役)計劃、投產(退役)情況等;

(三)電網運行信息，電網安全運行的主要約束條件、電網重要運行方式的變化情況，電網各斷面(設備)、各路徑可用輸電容量，必開必停機組組合和發電量需求，以及導致斷面(設備)限額變化的停電檢修等;

(四)市場交易類信息，包括年、季、月電力電量平衡預測分析情況，非市場化電量規模及交易總電量安排、計劃分解，各種交易的總成交電量和成交均價，安全校核結果及原因等;

(五)交易執行信息，包括交易計劃執行總體情況，計劃執行調整及原因，市場干預情況等;

(六)結算類信息，包括合同結算總體完成情況，差額資金每月的盈虧和分攤情況;

(七)其他政策法規要求對市場主體公開的信息。

第一百二十七條市場私有信息主要包括：

(一)發電機組的機組特性參數、性能指標，電力用戶用電特性參數和指標;

(二)各市場主體的市場化交易申報電量、申報電價等交易申報信息;

(三)各市場主體的各類市場化交易的成交電量及成交價格等信息;

(四)各市場主體的市場化交易合同以及結算明細信息;

(五)售電公司簽約用戶的日用電量。

第一百二十八條市場成員應當遵循及時、準確、完整的原則披露電力市場信息，對其披露信息的真實性負責。對于違反信息披露有關規定的市場成員，可依法依規納入失信管理，問題嚴重的可按照規定取消市場準入資格。

第一百二十九條電力交易機構、電力調度機構應當公平對待市場主體，無歧視披露社會公眾信息和市場公開信息。市場成員嚴禁超職責范圍獲取私有信息，不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

第一百三十條電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構按照市場信息分類及時向社會及市場主體、政府有關部門發布相關信息。市場主體、電力調度機構應當及時向電力交易機構提供支撐市場化交易開展所需的數據和信息。

第一百三十一條在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力交易平臺、電力交易機構網站進行披露。電力交易機構負責電力交易平臺、電力交易機構網站的建設、管理和維護，并為其他市場主體通過電力交易平臺、電力交易機構網站披露信息提供便利。電力交易平臺、電力交易機構網站安全等級應當滿足國家信息安全三級等級防護要求。

第一百三十二條市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構負責解釋。

第一百三十三條江蘇電力中長期市場信息披露按照本章要求執行，其他有關信息披露未明確的事項參照《江蘇電力市場信息披露監管實施辦法》(蘇監能市場〔2019〕80 號)執行。

第十一章市場監測和風險防控

第一百三十四條電力交易機構、電力調度機構根據有關規定，按照“誰運營、誰防范，誰運營、誰監控”的原則，履行市場運營、市場監控和風險防控等職責，采取有效風險防控措施。

第一百三十五條電力交易機構、電力調度機構將相關信息系統接入電力監管信息系統，應加強對市場運營情況的監控分析，按照有關規定定期向江蘇能源監管辦、省發展改革委(能源局)提交市場監控分析報告。

第一百三十六條當出現以下情況時，電力交易機構、電力調度機構可依法依規采取市場干預措施：

(一)電力系統內發生重大事故危及電網安全;

(二)電力市場交易發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結果的;

(三)電力市場技術支持系統發生重大故障，導致交易無法正常進行的;

(四)因不可抗力電力市場化交易不能正常開展的;

(五)國家能源局、江蘇能源監管辦作出暫停市場交易決定的;

(六)電力市場運營規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改的;