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华东电力市场运营规则

(电监市场[2004]13号)

国家电网公司及所属华东电网有限公司，上海、江苏、浙江、安徽省（市）电力公司，福建省电力有限公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，申能（集团）有限公司，浙江省能源集团有限公司，安徽省能源集团有限公司，各有关发电公司：

根据华东电力市场试点工作的需要，《华东电力市场运营规则》已经编制完成（见附件），现印发试行。随着华东电力市场试点工作的深入和模拟运行的情况，我会将根据需要及时对电力市场运营规则进行修改、补充和完善。各单位在执行中有何问题、意见和建议，请及时告我会市场监管部。

二○○四年四月十九日

华东电力市场运营规则

1. 总则
1.1 华东电力市场运营规则
(a) 本规则名称为《华东电力市场运营规则》。
(b) 为规范华东电力市场的运行和管理，实现电力交易的公开、公平、公正，促进华东电力市场的稳定、健康、有序、协调发展，制订本规则。
(c) 本规则依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）以及国家电力监管委员会颁布的相关文件等法律、法规、规章，结合华东电网实际情况，进行编制。
(d) 本规则中使用的专业术语和有关名词的详细解释，参见附件《华东电力市场名词解释》。
1.2 适用范围
(a) 本规则适用于华东电力市场一期运行（模拟运行先从月度竞争起步，技术支持系统完善后开展日前竞争。规则中部分内容暂缺，待规则刷新时补充）。
(b) 本规则所称华东电力市场，地理范围覆盖上海市、江苏省、浙江省、安徽省和福建省（以下简称四省一市）。
(c) 市场主体和市场运营机构必须遵守本规则。华东电力市场主体包括在华东电力市场注册的发电企业、电网经营企业，经核准的区外购售电企业、独立配售电企业和电力用户。市场运营机构包括华东电力调度交易中心和四省一市的电力调度交易结算中心。
1.3 华东电力市场建设目标
(a) 建设华东电力市场的总体目标是：引入竞争机制，打破市场壁垒，实现电力资源优化配置，促使电力企业加强管理、提高效率、改善服务，形成政府监管下的统一、开放、竞争、有序的区域电力市场。
(b) 华东电力市场的建设分三期实施，分阶段目标如下：
(1) 一期目标：建立区域统一的电能交易平台，部分电量在华东电力市场平台统一竞争，有步骤地开展大用户直接向发电企业购电试点。建立华东电力市场运营的法规体系和监管组织体系，改革和完善电价制度，初步建立输配电电价体系，建立统一竞争、分区控制、区域和省（市）协调运作的华东电力市场；
(2) 二期目标：逐步增加参与竞争的发电企业的范围，增加竞争电量的比例，增加电能交易品种，开展大用户、独立配售电企业与发电企业的双边交易，开展辅助服务和输电权交易，增加交易品种，完善电价管理和市场价格监管制度，建立统一运作的华东电力市场；
(3) 三期目标：随着电力体制改革的深化，在售电环节引入竞争机制，所有具备条件的发电企业和用户直接参与市场竞争，开展电能金融合同交易，形成政府监管下的统一、开放、竞争、有序的华东电力市场。
1.4 制定本规则的原则
(a) 坚持电力系统安全、优质、经济运行，确保连续可靠供电的原则。
(b) 坚持"公开、公平、公正"的原则。
(c) 积极发挥市场机制作用，兼顾各方利益的原则。
1.5 框架结构
(a) 本规则主要包括以下内容：
(1) 总则；
(2) 安全运行；
(3) 市场管理；
(4) 双边合同；
(5) 月度竞价；
(6) 日前市场；
(7) 实时平衡；
(8) 辅助服务；
(9) 市场计量；
(10) 交易结算；
(11) 干预中止；
(12) 附则。
1.6 生效时间与效力
(a) 本规则是华东电力市场和华东电力系统调度运行的基本规则，华东电力市场的市场主体和市场运营机构制订的规章、规则、规程等不得与本规则相抵触。
(b) 本规则由国家电力监管委员会负责解释。
(c) 本规则自2004年5月1日起施行。

2. 安全运行
2.1 概述
(a) 本章主要规定了市场主体和市场运营机构在市场规则下应遵守的保证电力系统安全运行管理的规定，包括以下内容：市场主体和市场运营机构义务与职责，电力系统安全原则，电力输送限额的确定，系统调度运行，负荷预测，频率和省（市）际联络线控制，备用容量，电力系统同步规定，电压和无功功率管理，低频减载和拉、限电，检修计划，继电保护和安全自动装置，遥控、遥调、监控和二次防护管理，数据信息的管理，运营通信设施和记录。
(b) 华东电力系统包括四省一市的发电厂、变电所、换流站、电力线路、其他电力设备和用户。华东电力系统是一个不可分割的完整系统，所有市场主体必须相互协作配合，保障电力系统的安全稳定运行。
(c) 本章节所参照的各类相关规程如发生变更，以新生效的规程为准。本规则未提及的安全运行管理规定仍参照《华东电力系统调度规程》和相关规程文件执行。
(d) 华东电力系统内国家电力调度通信中心管辖或许可的发输电设备的调度管理，根据国家电力调度通信中心有关规定执行。
2.2 职责
2.2.1 华东电力调度交易中心
(a) 华东电力调度交易中心负责组织、指挥、指导、协调和监督华东电力系统运行、操作和事故处理，履行下列职责：
(1) 制定有关电力系统调度方面的规章制度，监视华东电力系统的运行状态；
(2) 编制和执行系统的运行方式；
(3) 监督和指挥全网频率和电压的调整工作，确保全网频率和各地区电压在合格范围内；
(4) 依据本规则及《华东电力系统调度规程》及其它相关规程、规定，进行发电机组及负荷的调度；
(5) 编制网调管辖/许可范围内输变电设备检修计划，批准这些设备检修申请；凡下一级调度范围内设备检修影响全网安全的，应列入上一级调度的许可范围；
(6) 对调度管辖范围内的设备进行操作管理；
(7) 协调和批准发电机组的检修计划；
(8) 确定所调度管辖设备的输送限额；
(9) 对调度管辖范围内的继电保护和安全自动装置以及电力调度通信和调度自动化设备负责运行管理，对下级调度管辖的上述设备和装置负责技术指导；
(10) 评估任何技术或运营方面的限制对电力系统运作的影响；
(11) 确定发电机组和负荷调度潜在的约束条件，评估约束对电力系统安全性和可靠性造成的影响；
(12) 汇总全网发电机组事故备用容量和无功功率备用容量，确定全网备用容量要求，并进行评估，采取合理步骤使备用达到要求；
(13) 尽早向市场主体预报或通报严重影响电力系统安全的信息；当系统备用容量不足时，及时向市场主体通报这一信息；
(14) 将了解到的严重威胁电力系统安全而处理责任不在华东电力调度交易中心的有关信息提交给其认为合适的市场主体；
(15) 利用辅助服务或其它有效方法来维护或恢复电力系统的安全运行；
(16) 命令市场主体采取必要的行动以确保、维护或恢复电力系统的安全运行状态；
(17) 指挥系统事故处理，分析系统事故和制定提高系统安全的运行措施；在电力供应不足、重大事故或系统瓦解时，发布拉、限电命令；
(18) 研究所有可能出现的重、特大电力系统事故，制定事故预案和应急措施；
(19) 确保华东输电网的安全；
(20) 负责华东电网年度电力电能平衡；
(21) 根据系统安全稳定运行需要，有权干预和暂停市场，并向电力监管机构申请中止市场。
2.2.2 省（市）电力调度交易结算中心
(a) 各省（市）电力调度交易结算中心在华东电力调度交易中心组织、指挥和监督下根据《华东电力系统调度规程》负责所辖电力系统安全运行和事故处理，履行下列职责：
(1) 制定所辖电力系统调度方面的规程制度，监视其运行状态；
(2) 编制和执行所辖电力系统的运行方式；
(3) 依据市场规则并考虑电力输送限额的制约，进行所辖电力系统范围内发电机组及负荷的调度；
(4) 监视电网频率，并使本省（市）区域控制误差（ACE）满足联络线控制要求；
(5) 监督和指挥所辖电力系统范围内电压的调整，确保各地区电压在合格范围内；
(6) 编制管辖/许可范围内输变电设备检修计划，批准这些设备检修申请。属华东电力调度交易中心的许可设备，需得到其许可；
(7) 对调度管辖范围内的设备进行操作管理；
(8) 协调和批准管辖/许可范围内发电机组的检修计划，属华东电力调度交易中心的许可设备，需得到其许可；
(9) 确定所调度管辖输变电设备的输送限额，并协助华东电力调度交易中心确定500kV和220kV输变电设备的输送限额组合；
(10) 对调度管辖范围内的继电保护和安全自动装置以及电力调度通信和调度自动化设备负责运行管理，对下级调度管辖的上述设备和装置负责技术指导；
(11) 评估任何技术或运营方面的限制对所辖电力系统运作的影响；
(12) 确定发电机组和负荷调度潜在的制约条件，评估制约对所辖电力系统安全性和可靠性造成的影响；
(13) 监视所辖电力系统发电机组备用容量，当备用容量不满足要求时，及时汇报华东电力调度交易中心，并根据调度指令采取合理步骤使备用达到要求；
(14) 尽早向有关市场成员预报或通报严重影响所辖电力系统安全的信息；
(15) 将了解到的严重威胁所辖电力系统安全而处理责任不在本省（市）电力调度交易结算中心的有关信息提交给其认为合适的市场主体或汇报华东电力调度交易中心；
(16) 利用辅助服务或其它有效方法来保障所辖电力系统的安全运行；
(17) 命令有关市场主体采取必要的行动以确保、维护或恢复所辖电力系统的安全运行状态；
(18) 在华东电力调度交易中心指挥下，进行所辖电力系统事故处理，分析系统事故和制定提高系统安全的运行措施；在电力供应不足、重大事故或系统瓦解时，在华东电力调度交易中心的命令下或自行发布拉、限电命令；
(19) 研究所辖电力系统所有可能出现的重、特大电力系统事故,制定事故预案和应急措施；
(20) 确保与华东电力调度交易中心和其他市场主体保持密切的联系，确保相关华东主系统输电网和所辖电力系统的安全。
2.2.3 电网经营企业
(a) 电网经营企业履行下列职责：
(1)根据调度关系，服从华东电力调度交易中心的统一调度；
(2)严格遵守华东电网和所在省（市）电网的调度规程和本市场规则；
(3)严格遵守法律法规、行业标准、以及国家电力管理、监管部门的规定，保证华东电网的安全、可靠、稳定运行；
(4)电网经营企业应加强对所辖的输、变、配电设备的运行管理、检修维护；
(5)电网经营企业应加强对继电保护、安全自动装置、自动化、通信等二次设备的技术管理及运行维护；
(6)由于电网事故导致发电企业主设备停运的，电网经营企业应组织相关发电企业共同参与事故分析、调查；
(7)电网经营企业应优化网络结构，充分发挥现有输、变、配电设备的输送能力；
(8)电网经营企业应采取有效措施加强网络结构建设，提高输送能力，减少输送限制；
(9)依据市场规则进行所辖电网范围内负荷需求侧管理。
2.2.4 发电企业
(a) 发电企业履行下列职责：
(1) 根据调度关系，服从华东电力调度交易中心和所在省（市）的电力调度交易结算中心的统一调度，当华东电力调度交易中心和所在省（市）的电力调度交易结算中心的调度指令存在矛盾时，以华东电力调度交易中心的调度指令为准；
(2) 严格遵守华东电网和所在省（市）电网的调度规程和相关《并网调度协议》；
(3) 严格遵守有关法律法规、行业标准以及国家电力管理、监管部门和华东电力系统安全、优质、经济运行的有关规程（规定）；
(4) 防止任何影响电力系统安全运行的事故发生，并将其为防止影响电力系统安全运行的事故而制定的安全技术措施向华东电力调度交易中心和所在省（市）的电力调度交易结算中心备案；
(5) 电厂主要设备出现重大缺陷或隐患，应及时按电力行业标准、相关电力系统调度规程和发电厂调度管理规定等进行处理，并同时向所属调度交易机构报告。处理完毕后应及时将处理结果以书面形式告知所属调度交易机构；
(6) 电厂主要设备发生故障，应立即向所属调度交易机构的值班员报告设备故障情况，涉及电力系统安全稳定运行的，应同时提供有关数据及故障录波图，并允许所属调度交易机构方参与事故调查和事故分析；
(7) 制定切实可行的因电网事故或异常情况下保证电厂安全的措施，确保电厂的安全；
(8) 在未收到所属调度交易机构的实时调度指令时，应严格按照所属调度交易机构事先下达的预调度计划和电压曲线运行；
(9) 必须履行其与市场、系统运行相关的义务，提供必要的辅助服务设施和控制装置、通信设施。
2.2.5 大用户（独立配售电企业）
2.3 电力系统安全原则
(a) 各市场主体严格按照《华东电网年度稳定运行规程》和所在省（市）的《电网年度稳定运行规程》控制有关输变电设备的潮流，保证系统安全稳定地运行。
(b) 华东电力调度交易中心必须采取一切必要措施避免大的事故，避免扰动的影响扩散，避免连锁事故的发生，保证电力系统的正常运行。
(c) 华东电力调度交易中心和各省（市）电力调度交易结算中心在电力系统安全稳定允许条件下，考虑最大限度满足电力交易。
(d) 各省（市）电力调度交易结算中心严格监视、控制本省（市）区域控制误差(ACE)满足控制CPS标准，在ACE严重偏离合格范围时必须及时采取有效措施，防止系统长时间低频或高频运行带来的风险。
(e) 全网必须留有足够的旋转备用，防止重大事故下系统解列、失稳甚至崩溃的危险。
(f) 电力系统继电保护和安全稳定自动装置是防止电力系统失去稳定和避免发生电力系统大面积停电事故的重要措施，因此各市场主体管辖的继电保护和电力系统安全稳定自动装置应满足可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求，避免误动或拒动。
(g) 各省（市）电网必须有足够的自动低频减载容量，以降低多个严重事故后系统全停的风险。
(h) 华东电力调度交易中心和各省（市）电力调度交易结算中心应严格监视和控制电力系统各部分电压在合格范围内运行；各省（市）电网必须有足够的低电压减负荷的容量，防止地区系统严重事故后的电压崩溃；
(i) 自动发电控制（AGC）和机组的一次调频是保证电力系统安全、经济、高质量运行的重要措施；凡参加AGC运行的发电企业都必须保证其设备的正常投入，未经调度许可不得擅自退出运行；发电企业必须保证机组一次调频功能的正常投入，未经调度许可不得擅自退出运行；
(j) 各省（市）电力系统必须有充足的具有黑启动能力的机组,以使系统可在无外来电源情况下得到恢复；
(k) 各市场主体应根据《并网调度协议》和辅助服务协议提供必要的设施，并保证设施的正常投入，按以下方式运行：
(1) 协助防止或控制电力系统的事故；
(2) 协助维护或恢复电力系统的安全运营状态；
(l) 防止在电力系统事故后，系统被不受控制地分隔成孤立区域或部分联接的区域，或造成大面积停电、或系统失去稳定。
2.4 电力输送限额的确定
(a) 华东电力调度交易中心应根据需要及时确定并修正其调度管辖的输变电设备的输送限额，同时监督省(市)电力调度交易结算中心及时确定并修正其调度管辖的输变电设备的输送限额，以满足系统稳定要求和保证电力市场的正常运行。
(b) 市场运营机构确定电力输送限额时需考虑但不限于以下约束条件和因素：
(1) 额定电流；
(2) 额定电压；
(3) 热稳定;
(4) 静态稳定；
(5) 暂态稳定；
(6) 动态稳定；
(7) 电压稳定；
(8) 频率控制要求；
(9) 各区域CPS控制要求；
(10) 输电设备存在的缺陷；
(11) 电网结构及电源和负荷的分布
(12) 无功设备的数量和分布
(13) 电网设备的停、复役；
(14) 电力系统的异常或事故情况。
(c) 各市场主体应严格根据市场运营机构确定的电力输送限额进行市场交易。各市场主体对已确定的电力输送限额存在疑义的，应先按规定限额执行，同时尽快与市场运营机构协商解决电力输送限额的更改。
2.5 系统调度运行
2.5.1 调度指令
(a) 市场运营机构发布的调度指令包括以下类型：
(1) 对发电机组和可控负荷的调度指令；
(2) 电压控制调度指令；
(3) 发输变电设备停、复役调度指令；
(4) 变更系统备用容量与运行方式的调度指令；
(5) 事故处理的调度指令。
(b) 对发电机组的调度指令必须包括：
(1) 调度指令针对的具体对象；
(2) 要求执行的结果，如有功功率、无功功率、开停机、控制频率和电压值或需控制的输变电设备潮流值等；
(3) 发电机组有待遵循的负荷变化速率(如果适用)或完成调度指令的目标时间；
(4) 发令时间。
(c) 倒闸操作的调度指令：
(1) 设备名称；
(2) 设备操作前的状态；
(3) 要求设备达到的状态；
(4) 发令时间。
(d) 拉、限电的调度指令：
(1) 进行拉、限电地区电网的名称或范围；
(2) 要求执行的结果，如数量、控制频率和电压值或需控制的输变电设备潮流值等；
(3) 发令时间。
(e) 各市场主体的值班人员必须服从华东电力调度交易中心的统一调度，严守调度纪律，服从上级调度指令。
(f) 任何无理由拖延或拒绝执行调度指令的行为均为违反调度纪律行为，按相关规定处理。
(g) 市场主体认为执行调度指令将危及人身及设备安全的，应立即向华东电力调度交易中心的值班调度报告，由其决定调度指令的执行或撤消。
(h) 倒闸操作命令发布的具体规定根据《华东电力系统调度规程》"倒闸操作制度"的规定执行。
2.5.2 电力系统紧急状态通知
(a) 当华东电力调度交易中心发现任何影响对从市场主体购电或向市场主体供电的因素时，华东电力调度交易中心必须及时发布电力系统紧急状态的通知，公布所有相关细节。
(b) 这些情况可能是，但不限于：
(1) 华东全网系统备用小于最小规定容量，而不能对所有负荷进行安全、可靠供电时；
(2) 由于出力不足或输变电设备输送容量无法满足需求而导致拉、限电；
(3) 输变电设备过限额；
(4) 主力发电机跳闸；
(5) 水电厂水库水位异常导致泄洪或接近死水位；
(6) 主干线路或变压器跳闸；
(7) 变电站全停事故；
(8) 系统有振荡现象发生；
(9) 全网频率不合格；
(10) 局部系统电压不合格，并影响到系统和设备的安全稳定运行；
(11) 局部系统与主网解列，出现两个以上小系统；
(12) 可能会严重影响电力系统安全的自然灾害：暴风雨、火灾、大雾、地震等。
2.5.3 事故处理
(a) 华东电力调度交易中心值班调度员是处理华东电力系统事故的指挥者，应对指挥事故处理的正确和迅速负责。
(b) 市场主体的现场值班人员在处理事故时，对系统运行有重大影响的操作（如改变电气接线方式，变动机组出力等），必须根据调度许可范围得到华东电力调度交易中心或省（市）电力调度交易结算中心值班调度员指令或许可后才能进行。如符合现场规程可自行处理事故时，现场应一面自行处理，一面向华东电力调度交易中心简明汇报，待处理告一段落后再详细汇报。
(c) 华东电网的具体事故处理根据《华东电力系统调度规程》"系统事故处理规定"执行。
2.5.4 事故分析
(a) 在出现系统事故后，市场运营机构必须进行事故分析，如实提供事故发生、处理情况，评估电力服务供应或响应的可靠性和及时性，评估市场规则和系统运营程序的准确性，并对为恢复或维持电力系统安全所采取的措施是否恰当作出评价。
(b) 华东电力调度交易中心和省（市）电力调度交易结算中心应对各市场主体事故处理中及时性、准确性进行评估，对存在的问题应通过评估报告形式要求各市场主体及时整改。
(c) 若在事故处理时，市场运营机构下令让某一发电机组与主系统解列，在事故处理后应当向该市场主体提供事故分析报告，说明事故发生时采取该措施的必要性。对于影响面较大的事故，根据本章提供的事故分析报告必须向所有市场主体开放。
(d) 市场主体必须配合市场运营机构开展事故分析，包括及时准确地提供相关的记录和信息。
(e) 在市场运营机构提出要求时，市场主体应向市场运营机构提供事故发生期间或事故后设备的各类运行数据和性能参数，以便华东电力调度交易中心进行事故分析。
(f) 在市场主体提出要求时，市场运营机构应把事故分析中涉及的该成员的设备在事故期间的有关信息提供给该市场主体。
2.6 负荷预测
(a) 电力市场运行初期华东电网负荷统计口径仍采用统调负荷【参加华东电网统一调度的发电厂(含阳城电厂)发电出力和区外送受电的总和被定义为华东电网统调负荷】。在具备进行全社会负荷统计的条件以后，华东电网负荷统计口径应作相应更改【华东地区6000kW及以上发电厂(含阳城电厂)发电出力和区外送受电的总和被定义为华东电网全社会负荷】。
(b) 华东电力调度交易中心必须对以下时间段的华东电力系统的统调负荷进行预测：
(1) 超短期负荷预测：预测未来4小时每5分钟的系统负荷。由超短期负荷预测软件进行预测，华东电力调度交易中心调度员可以根据实际和预期偏差对其进行修正。
(2) 日负荷预测：日负荷预测由华东电力调度交易中心负责，各省（市）电力调度交易结算中心可根据本省（市）气象预报资料、负荷增减趋势、相关的历史统计资料分析，于每日12时前预测次日的每个交易时段负荷曲线、全日的用电量，并通过计算机数据传输网络传送至华东电力调度交易中心，作为华东电网发、用电平衡的依据。华东电力调度交易中心根据各省（市）提出的日用电需求，并综合华东电网历史资料分析、气象预报资料，重大事件、重要活动、节假日等，进行校核和修正。
(3) 月度负荷预测：各省（市）电力调度交易结算中心根据年度预报情况，上月电力、电量实际增长情况及历史统计资料分析，综合本地区发电、供电、受电能力，气象及水情预报等资料预测月度用电量和用电负荷。于每月15日将本省（市）下月份最高用电负荷、平均最高用电负荷、最高日用电量、平均日用电量上报华东电力调度交易中心，作为华东电网全网负荷预测的依据。华东电力调度交易中心根据各省（市）提出的月度用电需求，并综合华东电网历史资料分析、气象及水情预报资料，预测华东电网全网月度所需用电量和用电负荷和全网月平均最高负荷，作为全网发电、用电平衡依据。
(4) 年度负荷预测：年度负荷预测以电力公司计划部门为主，调度交易中心配合。每年的10月末各省（市）电力公司根据本省（市）政府部门编制的国民生产计划、政府公布的宏观经济信息、用电量的需求、统计资料分析，并综合本地区的发电、供电、受电能力，气象及水情预报等情况，预测下一年度用电量，12个月的分月最高用电负荷及月平均最高负荷报华东电网有限公司，作为华东电网预测全网所需电量、电力的依据。华东电网有限公司根据各省（市）提出的用电需求，国家生产计划的总安排，及综合华东电网历史资料分析，预测华东电网全网用电电量及12个月的分月用电最高负荷及月平均最高负荷，做为全网发电、用电平衡的依据。
(c) 电网经营企业、华东电力调度交易中心及省（市）电力调度交易结算中心必须研究并公布负荷预测的方法。
(d) 负荷预测受电力监管机构监管。
2.7 频率和省(市)际联络线潮流控制
(a) 华东电力调度交易中心负责指挥华东电力系统的频率调整工作，各省（市）电力调度交易结算中心应监视电网频率，具体频率控制根据《华东电力系统调度规程》"系统频率的调度管理"和"系统事故处理规定"中的"系统频率异常的事故处理"的规定执行。
(b) 各发电企业应满足华东电力系统频率要求，系统正常额定频率为50Hz，允许在50．2Hz～49．8Hz范围内波动。特殊情况下，系统频率允许50．5Hz～49．5Hz范围内运行。任何情况下系统频率不应超过53Hz～47Hz范围。
(c) 为确保系统频率质量，各发电企业机组的频率一次调节功能必须投入运行，如退出运行需得到市场运营机构同意，机组的一次频率调节参数由直接调度管辖的市场运营机构与相关电厂共同研究，在保证电力系统的安全情况下，由市场运营机构核准下达。
(d) 各省（市）电力调度交易结算中心应控制本省（市）区域控制偏差(ACE)满足控制性能标准（CPS标准），具体规定暂根据《华东电网省（市）际联络线功率电量管理和考核办法（试行）》（华东电调[2001]512号文）的规定执行。如有新的考核办法替代此考核办法，则按新的考核办法执行。
(e) 各发电企业应严格服从市场运营机构的指令加减出力，并根据市场协议投用机组AGC，以满足所在省（市）区域控制偏差（ACE）和区域控制性能标准（CPS）。
(f) 各省（市）电网区域控制偏差（ACE）规定值及区域频率响应系数由华东电力调度交易中心每年下达一次，并根据调度指令进行定值调整。
2.8 备用容量
(a) 华东电网备用容量的分配按照《华东电网运行备用安排及使用的暂行规定（试行）》（华东电调[1999]178号文）的有关规定、《华东电网年度运行方式》中各省（市）预计最高用电负荷及上一年底装机中最大单台机组的功率，由华东电力调度交易中心每年初进行计算，并以文件形式下发各省（市）电力调度交易结算中心。
(b) 华东电网的备用容量实行全网共享的使用原则。当发生电网频率异常、机组事故、线路事故时，由华东电力调度交易中心根据市场协议统一安排使用。
(c) 当省（市）旋转备用容量不足时，可将负荷备用作为备用手段。负荷备用必须是10分钟内可以完全削减的负荷。但负荷备用不能完全替代旋转备用的作用，具体规定按照《华东电网错峰计划管理办法（试行）》执行。
2.9 电力系统同步稳定
2.9.1 定义
(a) 电力系统的同步运行稳定指电力系统不发生主系统的非同步运行；不发生频率崩溃；不发生电压崩溃。电力系统的同步运行稳定分为静态稳定、暂态稳定和动态稳定。
(b) 静态稳定是指电力系统受到小干扰后，不发生自发振荡和非同期性的失步，自动恢复到起始运行状态的能力。
(c) 暂态稳定是电力系统受到大干扰后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定运行方式的能力。通常指保持大扰动后第一或第二个周期不失步。
(d) 动态稳定是指电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。
2.9.2 原则要求
(a) 根据《电力系统安全稳定导则》的"保证电力系统安全稳定运行的基本要求"执行。
2.9.3 电力系统稳定计算分析
(a) 根据《华东电力系统调度规程》"系统稳定的管理"和《华东电网年度稳定运行规程》执行。
2.9.4 系统运行稳定规定
(a) 华东电力调度交易中心应于每年6月30日前确定并公布新的系统稳定运行规定。
(b) 华东电力调度交易中心每年公布的系统稳定运行规定应包括以下内容：
(1) 稳定限额编制修订说明；
(2) 计算用网络图；
(3) 正常接线方式、正常检修方式的稳定限额表；
(4) 线路和母线停快速保护方式下的稳定限额表；
(5) 根据计算结果，分析本年度电力系统稳定特点，提出分析报告。
2.10 电压和无功功率管理
2.10.1 基本要求
(a) 根据《电力系统电压和无功技术导则》的"基本要求"执行。
2.10.2 无功设备管理
(a) 无功设备的调度权限根据华东电力调度交易中心编制的《调度管辖及许可范围明细表》划分。
(b) 各市场主体应对列入运行的无功补偿设备定期巡视检查，保证设备随时处于完好状态。
(c) 各市场主体应对无功补偿设备进行定期维护，发生故障时应及时处理修复。
2.10.3 电压监视与电压控制
(a) 各市场主体应根据各季度市场运营机构下发的"电网电压曲线及电网电压控制点、监视点"进行电压监视和电压控制。
(b) 当地区电网无功功率补偿容量严重不足、无功功率负荷异常波动或系统方式安排不合理等特殊情况下，造成各市场主体没有能力按电压曲线或合格范围控制相关输变电设备的运行电压时，可暂按不超过额定电压的10%控制。此时，有关各方应尽快采取措施，使相关输变电设备的运行电压在合格范围内。当输变电设备的运行电压长时间不合格，并影响到设备安全运行时，市场运营机构可采取拉、限电或停役相关设备的措施恢复电压。
(c) 当枢纽变电站电压监视点的运行电压下降到"最低极限运行电压"（500kV系统为400kV，220kV系统为180kV）以下时，市场运营机构应立即采取措施直至拉路，使电压恢复到极限运行电压以上。现场运行人员也应一面按"紧急拉路序位表"进行拉路，一面报告市场运营机构，尽快使电压恢复到极限运行电压以上。
(d) 各市场主体的其他具体电压控制措施和方法根据《华东电力系统调度规程》"系统电压的调度管理"和"系统事故处理规定"中的"系统电压降低的事故处理"的规定执行。
2.11 低频减载和拉、限电
2.11.1 自动低频减负荷
(a) 自动低频减负荷装置是保证电网安全运行的重要技术措施，各市场主体不得擅自停用，如需校核、维护或改变定值而临时停用时，必须向有关省（市）电力调度交易结算中心提出申请，得到同意后方可进行。
(b) 自动低频减负荷的分配和整定原则根据《电力系统自动低频减负荷技术规定》执行。
(c) 华东电力调度交易中心负责编制全网的自动低频减负荷方案，并按各省（市）年度预测最大用电负荷水平分配到各省（市）电力公司。各省（市）电力公司根据华东电力调度交易中心下达的分配方案，编制本省（市）低频自动减负荷方案，并由各省（市）电力公司负责逐级落实。
(d) 市场运营机构在编制和分配自动低频减负荷方案时，必须根据电网的实际情况进行事故后频率动态变化分析和分区的事故后频率动态变化分析及事故校核，以检查方案的配置是否能适应各种事故的功率缺额下频率恢复要求，同时也应防止系统频率下降低频减负荷保护动作切除负荷后造成线路过负荷或稳定破坏事故发生。
(e) 为了检查自动低频减负荷方案的落实情况和各轮可能切除负荷的数量，各省（市）电力调度交易结算中心每月应进行一次自动低频减负荷装置的投入和控制负荷数实测，并将实测月报送华东电力调度交易中心。每年进行一次全网自动低频率减负荷装置的投入和控制负荷的实测工作，具体时间由华东电力调度交易中心确定。
2.11.2 拉、限电
(a) 市场运营机构必须掌握相当数量的"超计划用电拉路名单"和"紧急拉路序位表"。
(b) 对于市场运营机构发布的拉、限电命令，现场运行人员不得少拉或不拉，不得倒换电源；对于有特殊原因确实不能停供电的用户，必须及时向市场运营机构汇报，由其决定是否收回或更改拉限电命令。
(c) 在执行拉路命令时，若线路配有备用电源自投装置，应事先停用相应原备用电源自投装置。
(d) 由于事故原因而导致拉、限电的规定参见《华东电力系统调度规程》"系统事故处理规定"。
2.12 检修计划
(a) 各市场主体必须根据华东电力调度交易中心编制的《调度管辖及许可范围明细表》上报检修计划，在得到华东电力调度交易中心批准后方可执行检修计划。
(b) 发电企业的发电设备年度检修计划编制：每年八月底前，各发电企业负责编制下一年度的设备检修计划，由省（市）电力公司平衡汇总后报华东电网有限公司，经华东电网有限公司统一平衡后于十月底批准下达。
(c) 500kV输变电设备年度检修计划编制：每年十月底前，各市场主体将下一年度的500kV输变电设备检修计划由省（市）电力公司平衡汇总后报华东电网有限公司，经华东电网有限公司统一平衡后于十一月底批准下达。
(d) 月度检修计划以年度计划为依据，以尽可能不改变由年度合同方式确定的月度送受电计划为原则，由省（市）电力调度交易结算中心负责，会同本省（市）电力公司有关部门编制。于每月十五日前报华东电力调度交易中心，经统一平衡批准后于二十五日由华东电力调度交易中心下达。
(e) 节日检修计划由各市场主体负责，于节前15天将设备检修项目报华东电力调度交易中心，经统一平衡后于节前7天将高峰、低谷送受电力的允许限额通知各省（市）电力调度交易结算中心。各省（市）电力调度交易结算中心于节前5天提出设备检修申请单，于节前3天由华东电力调度交易中心正式批复下达。
(f) 日检修计划根据月度检修计划和设备的临时检修申请编制。各市场主体每天12点以前将次日的检修申请上报华东电力调度交易中心，经华东电网有限公司统一平衡后于每天18点以前批准下达。
(g) 设备检修计划的具体编制和实施流程根据《华东电网设备停役日计划流程管理规定》执行。
2.13 继电保护和安全自动装置
2.13.1 原则要求
(a) 继电保护和安全自动装置的基本原则和配置整定要求根据《继电保护和安全自动装置技术规程》和《220-500kV电网继电保护装置运行整定规程》的规定执行。
2.13.2 继电保护管理
(a) 华东电网在继电保护专业管理上实行统一调度、分级管理。华东电力调度交易中心、省（市）电力调度交易结算中心继电保护专业作为电力系统继电保护技术管理的职能机构，负责对华东电网继电保护专业实施管理职能。各发电企业及大用户（独立配售电企业）的继电保护整定计算、技术管理及维护试验工作应集中于继电保护机构统一管理。
(b) 华东电力调度交易中心和各市场主体根据《年度华东电力调度交易中心调度管辖及许可范围明细表》和《华东电网年度运行方式》负责对其直接调度管辖系统保护装置的配置、整定及运行管理。当整定范围与调度管辖范围不相一致时（如主设备保护等），整定部门应将整定值、整定说明、运行规定、资料和图纸等，完整地提供给所属调度部门备案。
(c) 各市场主体根据《华东电力系统调度规程》"系统继电保护及安全自动装置的管理"的规定进行继电保护及安全自动装置的管理。
2.14 遥控、遥调、监控和二次防护管理
(a) 各市场主体必须根据市场规则的规定，遵守注册发电机组或输电网络设备的遥控与监管设施的安装与维护的要求。
(b) 注册发电机组必须保证向电力调度交易机构提供可监视信息，包括有功功率、无功功率的显示，与控制相关的状态和告警信号等。
(c) 各市场主体必须提供和维护从本地到由市场运营机构指定的接口终端之间的控制、运营计量和显示的基本通信设施和备用通信设施。
(d) 华东电力调度交易中心监督各市场主体的量测数据的有效性、遥测和遥信的实时性、电量原始数据的正确性。
(e) 各市场主体对自动化和通信设施的管理根据《华东电力系统调度规程》"系统调度自动化管理"和"系统通信管理"的规定执行。
(f) 各市场主体应遵守《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求。
2.15 数据信息的管理
(a) 市场计量数据的管理根据本规则《市场计量》的有关规定执行。
(b) 其他数据信息的管理仍根据《华东电力系统调度规程》"系统调度自动化管理"和"系统通信管理"的规定执行。
2.16 运营通信设施和记录
(a) 市场主体应将可以接受调度指令的人员名单及负责与华东电力调度交易中心联系的人员的名单上报华东电力调度交易中心。
(b) 上述人员名单的详细情况必须上报华东电力调度交易中心，包括：
(1) 职务；
(2) 电话号码；
(3) 传真号码；
(4) 电子邮件的地址。
(c) 每一市场主体必须为每一位指定人员提供两套独立的、与华东电力调度交易中心的通信设备完全兼容的电话通信系统。
(d) 每一市场主体必须负责保障通信系统的完好，若出现故障，必须在4小时之内查明故障原因，并及时修复故障；。
(e) 华东电力调度交易中心应及时记录所有的通信信息，记录可以以书面形式或其它任何一种可供审查的形式长期保留。
(f) 华东电力调度交易中心必须保证运营通信的记录包括每一通信的时间和内容及每次通信的各方。
(g) 华东电力调度交易中心必须安排电话运营通信的语音记录，并将它们作为书面记录的补充或选用。
(h) 华东电力调度交易中心必须将所有的运营通信记录(包括语音录音的磁带)最少保留2年。
(i) 华东电力调度交易中心必须采取合理措施，保守有关通信信息的秘密。
(j) 如果发生运营通信纠纷，以华东电力调度交易中心所作的运营通信记录及录音为准。
(k) 运营通信的的其他管理规定根据《华东电力系统调度规程》"系统通信管理"的规定执行。

3. 市场管理
3.1 概述
3.1.1 简介
(a) 本章规定了华东电力市场管理程序：
(1) 华东电力市场的市场主体类别，市场主体及市场运营机构的义务和责任，市场准入条件以及注册过程；
(2) 本规则的起草，审议，通过，公布和修改程序；
(3) 华东电力市场的争议仲裁机制；
(4) 华东电力市场的审计、保密规定及其它规定。
(b) 市场风险防范体系将根据市场成熟程度适时建立。
3.1.2 适用范围
(a) 本章内容适用于所有市场主体和市场运营机构。
3.2 职责
3.2.1 华东电力调度交易中心
(a) 设立华东电力调度交易中心
(1) 按调度规程实施电力调度，负责华东电力系统安全运行和事故处理；
(2) 组织华东电力市场月度和日前电能交易及辅助服务交易；
(3) 发布电力市场信息，保证信息披露及时、真实、准确和完整；
(4) 执行国家有关部门公布的交易最高限价和最低限价；
(5) 制定相应的发电计划和省（市）际联络线交换计划；
(6) 根据市场规则组织、安排和调用华东电力系统的辅助服务，并对辅助服务提供方进行补偿；
(7) 负责华东电力市场的电能计量与结算；
(8) 负责电力市场技术支持系统的运行、维护和管理；
(9) 执行各类技术标准、安全标准、定额标准、质量标准。
3.2.2 省（市）电力调度交易结算中心
(a) 设立省（市）电力调度交易结算中心，包括上海市电力调度交易结算中心、江苏省电力调度交易结算中心、浙江省电力调度交易结算中心、安徽省电力调度交易结算中心、福建省电力调度交易结算中心
(1) 根据调度规程负责所辖电力系统安全运行和事故处理；
(2) 负责所辖电力系统范围内电厂的年度计划执行、编制月度电量需求和日前现货需求；
(3) 根据市场规则，安排合同计划和区域市场竞价形成的交易计划，调度各发电厂；
(4) 根据市场规则负责全省（市）年度合同的实施和实时电力电量的平衡；
(5) 根据市场规则负责本省（市）电能计量及结算；
(6) 按市场规则提供规定的信息给华东电力调度交易中心；
(7) 确定和上报省（市）安全准则，包括电力系统安全约束及标准；
(8) 执行各类技术标准、安全标准、定额标准、质量标准；
(9) 配合华东电力调度交易中心进行电力市场技术支持系统的建设、维护和运营。
3.2.3 华东电网有限公司
(a) 华东电网有限公司履行下列职责：
(1) 无歧视、公平开放电网，提供输电服务，执行输电电价；
(2) 履行输变电系统运行与维护职责，保证系统安全；
(3) 购销和组织购销区域外交易主体的电力电量，满足区域内用电需要；
(4) 负责管理市场运营机构；
(5) 经营管理所属调峰调频电厂，负责管理代管电厂；
(6) 提供辅助服务；
(7) 负责华东电力市场技术支持系统的建设、维护、运营和管理；
(8) 根据市场规则的要求提供信息。
3.2.4 省（市）电力公司
(a) 省（市）电力公司包括上海市电力公司、江苏省电力公司、浙江省电力公司、安徽省电力公司、福建省电力公司
(1) 按规定向电力生产、使用者公平开放电网，提供输配电服务，执行输配电价；
(2) 履行输配电系统运行与维护职责，保证系统安全；
(3) 代表各省（市）用电方从华东电力市场购电；
(4) 签订和履行购售电合同；
(5) 执行各类辅助服务收费政策；
(6) 根据市场规则的要求提供信息。
3.2.5 发电企业
(a) 发电企业包括A、B两类发电企业。A类发电企业指拥有单机额定容量100MW及以上常规燃煤机组的发电企业。B类发电企业指自备电厂、燃机、水电（抽水蓄能）、核电、热电联产等电厂。华东电力市场一期，B类发电企业暂不参加市场竞争，其计划管理由调度交易机构负责。发电企业职责如下：
(1) 遵守调度规程，履行系统安全义务；
(2) 签订和履行购售电合同；
(3) A类发电企业所拥有的、在华东调度管辖范围内的单机容量100MW及以上的常规燃煤机组必须参加华东月度市场和日前市场；
(4) 提供辅助服务；
(5) 根据市场规则的要求提供信息；
(6) 负责厂端技术支持系统的建设、运行、维护和管理。
3.2.6 大用户（独立配售电企业）
(a) 大用户（独立配售电企业）是指经核准从发电企业直接购电的用户：
(1) 遵守调度规程，履行系统安全义务；
(2) 签订和履行购售电合同；
(3) 参与市场交易；
(4) 负责所在终端技术支持系统的建设、运行、维护和管理。
3.2.7 区外交易主体
(1) 区外交易主体包括三峡、阳城等区外来电和华东区域以外的电能提供者遵守调度规程，履行系统安全义务；
(2) 签订和履行购售电合同；
(3) 参与市场交易；
(4) 负责所在终端技术支持系统的建设、运行、维护和管理；
(5) 根据市场规则的要求提供信息。
3.3 市场主体的权利和义务
(a) 市场主体拥有参与市场交易和市场管理的权利，并得到相应的利益保护。
(b) 市场主体必须遵守本规则，履行本规则规定的职责，并努力维护市场的正常运营。
3.4 市场主体注册
3.4.1 注册条件
(a) 华东电力市场内的发电企业、电网经营企业、大用户（独立配售电企业）、区外购售电企业应向华东电力调度交易中心申请注册，取得市场主体资格。未经注册，任何机构不能以市场主体的身份参加市场交易。
(b) 发电企业注册为华东电力市场主体需具备以下条件：
(1) 技术条件：申请注册的发电企业必须符合进入系统安全稳定运营的技术标准要求和并网规定并具有参加市场交易所需的硬件，软件和通信基础设备；
(2) 环保条件：发电厂噪音，大气排放，水域排污应符合国家法律法规及有关标准和政策；
(3) 信用条件：申请注册的发电企业应具备一定的信用等级，并恪守信用要求。
(c) 电网经营企业注册
(1) 华东电力市场一期，华东电网有限公司注册为网络服务提供者。
(2) 华东电力市场一期，上海市电力公司、江苏省电力公司、浙江省电力公司、安徽省电力公司、福建省电力公司注册为购电商及网络服务提供者。
(d) 大用户注册
(e) 区外交易主体注册
3.4.2 注册过程
(a) 市场主体必须按照规定的格式向华东电力调度交易中心递交书面注册申请，申请材料包括：
(1) 公司法定代表人（或委托代理人）签署的申请成为市场主体的书面申请，内容包括：申请的交易主体类别，公司名称，公司通信地址、邮政编码、联系人、联系电话、电子信箱地址等；
(2) 公司的企业法人营业执照复印件；
(3) 公司最近经会计师事务所审计的企业法人年度财务报告或验资报告及国家有关部门规定的其他相关会计资料；
(4) 公司章程，公司股权结构及股东的有关情况；
(5) 提交其所有申请参加华东电力市场竞价交易的机组的详细技术参数，包括但不限于：机组装机容量，最大出力，最小出力，机组启停参数等；
(6) 申请人的有关自动化系统、数据通信系统等技术条件满足华东电力市场要求的证明材料。包括：具备符合计量规则的计量设备，具备电力调度数据网络接入条件，数据网络满足电力二次安全防护条件；接入电力市场技术支持系统的终端设备或系统满足电力二次安全防护条件；电厂需提供远动信息接入及AGC控制能力，并符合所属专业管理的技术标准和《并网调度协议》的要求。
(b) 华东电力调度交易中心应自收到申请材料之日起15日内，完成对材料的初步审查。对申请材料齐备的，向申请者发出受理申请通知书。对申请材料不齐备的，书面通知申请者补齐，申请者将材料补齐后，华东电力调度交易中心应当在15日内向申请者发出受理申请通知书。
(c) 华东电力调度交易中心应在发出受理通知书30日内决定申请人是否通过注册申请。华东电力调度交易中心在发出受理申请通知书之后，应当对申请材料进行审查，并根据审查意见作出给予注册或者不予注册的决定。对于申请注册为发电商的，华东电力调度交易中心将在注册内容中载明允许其参加华东电力市场竞价交易的机组清单。
(d) 华东电力调度交易中心有义务接受申请，对不予注册的，应当书面通知申请者并说明理由。审查中，对申请材料不符合要求的，应当通知申请者修改和补充，申请者必须自通知发出之日起30日内按要求完成，否则视为放弃申请。申请者修改和补充材料的时间不计算在审查工作时限内。
(e) 对华东电力调度交易中心的决定不服的，申请人可以在知道该处理决定之日起60日内向电力监管机构提请复议。
(f) 已注册的市场主体发生兼并、重组等导致其控股权发生变化的，必须重新申请注册。
3.4.3 注册资格取消
(a) 取消注册资格
(1) 若市场主体要求退出市场或部分退出市场，应提前30日书面通知华东电力调度交易中心，华东电力调度交易中心在收到上述通知后，应将有关情况通知电力监管机构及所有市场主体；
(2) 经电力监管机构批准，对违反规则的市场主体，华东电力调度交易中心可以取消其注册资格，并将有关情况通知电力监管机构及所有市场主体。
(b) 取消注册资格的市场主体必须执行下列规定：
(1) 该市场主体必须按通知规定，停止其所有在市场中的交易及相关活动；
(2) 取消注册资格前，该市场主体必须结清与所有相关市场主体的账目及款项；
(3) 取消注册资格后，该市场主体在注册资格停止前与另一市场主体存在的争议仍须通过市场争议解决程序解决；
(4) 取消注册资格后，该市场主体在注册资格停止前已产生的未终结的义务和责任仍应继续履行。
3.5 华东电力市场联络协调工作组
3.5.1 联络协调工作组的设立
(a) 为及时协调市场主体和市场运营机构涉及市场运营、规则执行、规则修改和争议解决的相关事宜，设立华东电力市场联络协调工作组（以下简称联络协调工作组）。
(b) 联络协调工作组是由市场主体代表和市场运营机构代表组成的非常设工作机构，工作组成员构成如下：
(1) 华东电力调度交易中心的一名代表担任召集人；
(2) 华东电网有限公司、各省（市）电力公司和各大发电集团指派一名代表作为成员；
(c) 在市场运营机构设专职岗位，负责联络协调工作组的日常事务。
(d) 联络协调工作组组成人员应选派富有经验的经济、法律、财务、工程、管理类专业人员担任。一届任期为三年，可以连任。
3.5.2 联络协调工作组的职能
(a) 对市场运营状况作出评价及提出改进的建议。
(b) 受理市场主体、市场运营机构关于修改规则的建议并形成修改动议。
(c) 进行争议调解。
(d) 完成电力监管机构授权的其它事项。
3.5.3 联络协调工作组的工作方式
(a) 小组召集人根据工作需要召开小组会议，组织小组活动，并邀请电力监管机构和政府有关部门代表参加。
(b) 每季度对市场运营状况进行一次评价，并向市场主体和市场运营机构发布。
(c) 在收到市场主体、市场运营机构的有关规则修改建议后，按本规则中规定的程序进行处理。
(d) 受理争议调解要求后，按本规则中的争议解决程序处理。
3.6 市场运营机构规则管理
3.6.1 规则起草
(a) 华东电力市场运营规则由华东电力监管机构负责拟定。
(b) 华东电力市场运营规则的起草应当深入调查研究，总结实践经验，广泛听取有关政府部门、市场运营机构和市场主体的意见。听取意见可以采取召开座谈会、论证会、听证会等多种形式。
3.6.2 规则审议、通过和公布
(a) 华东电力市场运营规则由国家电力监管委员会审定通过后，公布实施。
3.6.3 规则修改
(a) 联络协调工作组提出修改建议，按下列程序进行：
(1) 联络协调工作组收集市场运营机构和市场主体有关规则修改的建议，报华东电力监管机构；
(2) 华东电力监管机构批准修改的建议，由联络协调工作组提前15个工作日，通知所有市场主体、市场运营机构；
(3) 所有市场主体、市场运营机构应在收到规则修改通知后的规定时间内返回意见；
(4) 联络协调工作组应在收到返回意见后的10个工作日内召开会议，组织讨论及审议意见；
(5) 联络协调工作组根据会议讨论的结论意见，组织起草修改动议，书面报告华东电力监管机构。
(b) 市场主体或市场运营机构可直接向电力监管机构提出修改建议。
(c) 电力监管机构认为有必要修改规则时，可直接组织规则修改。
3.6.4 临时条款
(a) 出现下列情况时，华东电力监管机构授权华东电力调度交易中心制订本规则的临时条款：
(1) 本规则的某项规定严重损害市场主体权益的；
(2) 本规则存在漏洞，导致市场秩序混乱的；
(3) 其他紧急情况。
(b) 临时条款一经发布立即生效，原规定与临时条款相抵触的暂时失效。
(c) 华东电力调度交易中心在发布本规则的临时条款时，应向市场主体说明制订临时条款的理由，列举详细的证据，并及时在华东电力监管机构备案。
(d) 临时条款有效期为十五天，十五天内华东电力调度交易中心可决定撤销所发布的临时条款，或者申请修改本规则，修改期间临时条款仍有效。
(e) 在临时条款的有效期内，电力监管机构批准对本规则相应部分进行修改的，修改后的条款生效后，临时条款自动失效。
3.6.5 规则部分无效认定
(a) 当规则修改被批准，新的条款生效后，规则原条款相应废除。
3.7 争议解决
3.7.1 争议的内容和范围
(a) 本条款所称争议特指发生在市场主体之间，或者市场主体与市场运营机构之间的下列争议：
(1) 对市场主体加入的争议；
(2) 对规则的解释、理解和履行的争议；
(3) 对市场主体、市场运营机构权利行使和义务履行的争议；
(4) 对市场交易、结算的争议；
(5) 其它方面的争议。
3.7.2 争议解决的原则
(a) 争议解决应遵循以下原则
(1) 应遵循依法、透明、公平、公正的原则；
(2) 应争取以简单、快捷及经济的方式解决；
(3) 应有利于市场的正常稳定运行；
(4) 应有利于维持、巩固争议各方关系。
3.7.3 争议解决的程序
(a) 发生争议时，可以选择以下方式解决：
(1) 争议方协商解决；
(2) 由联络协调工作组进行调解；
(3) 由电力监管机构进行调解；
(4) 根据有关规定向仲裁机构申请仲裁，或者直接向人民法院起诉。
(b) 联络协调工作组调解争议按以下流程进行：
(1) 争议方应将争议内容书面提交联络协调工作组，并制作副本抄送争议相关方；
(2) 如果争议涉及商业机密，争议各方可以建议联络协调工作组成立专门小组解决此类争议；
(3) 联络协调工作组收到某市场主体争议文本材料后，应及时确定解决方式；
(4) 联络协调工作组在确定协商日的5个工作日前，应使争议各方收到"争议解决通知书"；
(5) 争议各方收到"争议解决通知书"后，应在确定协商日前将本方意见书面提交协调联络工作组；
(6) 若争议各方达成协商调解协议，则在协调联络工作组主持下形成协商（或调解）协议，争议各方及联络协调工作组在协议上分别签字后生效；
(7) 该调解协议由联络协调工作组备存，电力监管机构认为必要时可以查阅；
(8) 联络协调工作组受理的争议，其处理结果由联络协调工作组按其规定范围及形式公布调解结果。
3.8 市场审计
3.9 信息披露
3.9.1 信息公开
(a) 市场主体具有获得市场信息的同等权利，同时也有义务提供本规则所规定的信息。
(b) 市场信息分为公开数据和私有数据两类。所有市场主体均可获得公开数据，市场运营机构应保证市场主体可以在规定时间范围内无歧视地获得本规则3.9.2条规定的各类公开数据。只有特定的市场主体及市场运营机构才有权获得私有数据，市场运营机构应采取必要措施来保证市场主体可以按时获得本规则3.9.3条规定的私有数据，并保证私有数据的保密性。
(c) 市场运营机构应创造信息公开的良好条件，建立市场信息网站或通过其他媒介披露市场信息，披露的信息应及时、真实、准确、完整。
(d) 市场运营市场运营机构应满足市场主体合理的信息查询要求，对质疑积极给予解答。
3.9.2 公开数据
(a) 发电企业应向市场运营机构公开以下标准数据：
(1) 各注册机组的额定功率（兆瓦）和最低技术出力（兆瓦）；
(2) 各注册机组的平均加、减负荷出力速率（兆瓦/分）；
(3) 各注册机组从热态、暖态、冷态启动到并网的时间（小时）；
(4) 各注册机组启停、停启的最小时间间隔（小时）。
(b) 发电企业在其登记注册为市场主体时，必须以书面形式向市场运营机构提供标准数据；若标准数据发生重大变化，应在2个工作日内向市场运营机构提供修改后的标准数据。
(c) 若发电企业向市场运营机构提出申请，要求改变标准数据，新的标准数据在下一个结算周期生效。在新的标准数据生效后5个工作日内，市场运营机构必须予以公布。
(d) 市场运营机构应按本规则相应条款的规定，公开年度合同信息、月度竞价信息、日前市场信息、实时调度信息、辅助服务信息和市场充裕度信息。
(e) 市场运营机构应当在每年开始的前一个月，重新确定并公布下一个年度每个市场主体的网损系数，网损系数的确定原则详见本章3.11节。
(f) 若市场主体或注册机组的身份发生变化，市场运营机构应在5个工作日内公布更改后的这一信息。
(g) 市场运营机构必须公布由国家有关部门确定的市场清算价格上限及下限。
(h) 市场运营机构必须公布市场规则和电力系统调度管理的相关规程。
3.9.3 私有数据
(a) 私有信息包括：
(1) 各机组的中标电量及价格；
(2) 发电企业性能指标管理金额；
(3) 各注册发电机从热态、暖态、冷态各个状态启动的成本费用，各机组运行在其最低技术出力时的1小时的变动成本费用。
3.9.4 系统充裕度评估
3.10 保密规定
(a) 市场主体和市场运营机构必须按照本规则规定将私有信息保密。
(b) 泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向电力监管机构提出对泄密责任人的申诉。
(c) 以下属于例外情况：
(1) 应法律机构要求透露、使用或者复制该信息时；
(2) 应法律、争议解决程序或仲裁程序要求使用或复制该信息时。
3.11 网损系数
(a) 网损是指电能在参考点与上网点（或下网点）之间传输的过程中发生的损耗。
(b) 网损系数：
(1) 华东电力市场采用基于微增网损系数的计算方法，即给定一种电力系统运行方式，在电网的上网点增加一单位的发电出力，在电网的参考点增加相应负荷，全网仍能保持电能平衡，计算系统网损的微增加量，网损系数定义为（1 - 该微增加量与单位发电出力的比值）；
(2) 华东电力市场采用静态的网损系数，即取多个典型运行方式下的微增网损系数的加权平均作为最终采用的网损系数；
(3) 华东电力市场采用两级参考节点，四省一市各设一个参考节点PRN，华东全网设一个参考节点RRN。根据（2）中规定的典型运行方式，计算各市场主体相对华东区域参考节点的网损系数GLF，以及各省（市）参考节点PRN相对华东区域参考节点RRN的网损系数RLF；各市场主体相对本省（市）参考节点的网损系数PLF = GLF / RLF；
(4) 月度、日前市场中，采用GLF对各市场主体的报价进行折算；
(5) 华东电力调度交易中心与省（市）电力公司进行结算时，采用RLF进行折算；
(6) 省（市）电力公司与发电企业结算时，采用PLF进行折算。
(c) 华东电力市场中双边合同、月度竞价、日前市场及实时平衡采用同一套网损系数。
(d) 华东电力调度交易中心负责网损系数的计算和公布。
(e) 华东电力调度交易中心在每年的12月份，确定和公布下一年度的以下数据：
(1) 网损的计算原理、方法及采用的程序；
(2) 华东全网的网损计算参考节点；
(3) 各省（市）网损计算参考节点；
(4) 计算网损系数用的典型运行方式、数据及计算结果；
(5) 下一年度每个市场主体、每台注册机组的网损系数。
(f) 如果电网结构发生重大变化，华东电力调度交易中心负责网损系数的重新计算和公布。
3.12 时段划分
(a) 华东电力市场分为高峰、低谷两时段。其中高峰时段：8:00－22:00；低谷时段：22:00－次日8:00。

4. 双边合同
4.1 概述
4.2 双边合同通则
4.3 长期物理合同
4.3.1 长期物理合同的签订
4.3.2 长期物理合同电量的分解
4.3.3 长期物理合同的数据申报
4.4 中期物理合同
4.4.1 中期物理合同的签订
4.4.2 中期物理合同电量的分解
4.4.3 中期物理合同的数据申报
4.5 短期物理合同
4.5.1 短期物理合同的签订
4.5.2 短期物理合同电量的分解
4.5.3 短期物理合同的数据申报
4.6 超短期物理合同
4.6.1 超短期物理合同的签订
4.6.2 超短期物理合同的电量分解
4.6.3 超短期物理合同的数据申报
4.7 差价合同
4.7.1 差价合同的签订
4.7.2 差价合同电量的分解
4.8 其它双边合同
4.9 双边合同信息发布
4.9.1 每个交易日前

5. 月度竞价
5.1 概述
5.1.1 简介
(a) 本章是为华东电力市场的月度竞价提供一套有效和可靠的管理办法和程序，主要包括：
(1) 交易方式；
(2) 竞价流程；
(3) 市场清算价格的确定；
(4) 中标电量的计划编制；
(5) 信息发布。
5.1.2 适用范围
(a) 本章适用于：
(1) 所有参与月度竞价的市场主体；
(2) 华东电力调度交易中心；
(3) 省（市）电力调度交易结算中心。
5.2 月度竞价通则
(a) 月度竞价市场由华东电力调度交易中心组织运作，所有下一月未安排计划检修的注册机组可以参加月度竞价，省（市）电力公司可以从月度竞价市场采购下一月度的电能，发电企业可以在月度竞价市场出售下一月度的电能。
(b) 华东电力调度交易中心在月度竞价市场中的具体职责如下：
(1) 组织市场运作；
(2) 发布月度市场信息；
(3) 接收和处理报价；
(4) 确定和公布月度合约竞价市场清算价格；
(5) 进行市场结算；
(6) 根据规则的规定，在特定条件下干预或暂停月度竞价市场的运行。
(c) 实行峰电量、谷电量分别竞价，发电企业对峰、谷两类电能分别提交发电报价，省（市）电力公司对峰、谷两类电能分别提交购电报价。
(d) 执行差价合同的省（市）电力公司，本省（市）范围内中标的发电按差价合同处理，差价合同的买方为省（市）电力公司，卖方为省（市）范围内中标的发电机组，月度差价合同电量为月度中标电量，月度差价合同电价为月度市场价，具体办法参见结算章节。
(e) 省（市）电力公司承担月度竞价形成的联络线电力曲线责任，即将省（市）月度中标购电量与省（市）月度中标发电量之差分解到省（市）际联络线电力曲线。
5.3 月度竞价流程
5.3.1 发电报价
(a) 发电企业在规则规定的限价范围内，在每个月15日（遇有节假日顺延）15:00前，根据合同安排后的情况向华东电力调度交易中心提交下个月的月度售电量报价。
(b) 发电企业应通过华东电力市场技术支持系统提交报价曲线。
(c) 发电企业月度报价曲线以机组为单位。
(d) 发电企业对于峰、谷分别提交报价曲线。
(e) 发电企业提交的报价数据必须符合规则的具体要求。
(f) 注册机组的报价必须符合以下要求：
(1) 每台机组按峰、谷时段分别申报段电价和段电量；
(2) 段电量以兆瓦o时为单位，段电价以人民币元/兆瓦o时为单位（含增值税），段电量和段电价不保留小数点；
(3) 段电价必须单调增。
5.3.2 购电报价
(a) 省（市）电力公司在规则规定的限价范围内，在每个月15日（遇有节假日顺延）15:00前，向华东电力调度交易中心提交下个月的月度需求报价。
(b) 省（市）电力公司对于峰、谷分别提交报价曲线。
(c) 省（市）电力公司提交的报价数据必须符合规则的具体要求。
(d) 省（市）电力公司的报价必须符合以下要求：
(1) 报价包括段电价和相应的段电量；
(2) 最多可以报4个段电价，4个段电量；
(3) 段电价必须单调减。
5.3.3 报价确认和修改
(a) 发电企业按照本规则规定的要求自行负责对其申报的数据进行有效性检查。
(b) 接受到符合要求的报价后，华东电力调度交易中心必须立即向发电企业反馈以下信息：
(1) 报价已经被技术支持系统接受的确认信息；
(2) 被技术支持系统接受的报价数据内容；
(3) 华东电力调度交易中心接受到的报价如果不满足要求，则视为无效的报价。
(c) 对于无效的报价，华东电力调度交易中心必须立即向发电企业反馈，同时指出无效的原因。
(d) 在报价截止时间之前，发电企业和省（市）电力公司可修改报价。
5.4 月度竞价成交
5.4.1 成交电量及价格
(a) 华东电力调度交易中心根据规则本条款及5.4.2、5.4.3条款的规定确定峰、谷市场清算价格及各市场主体的峰、谷中标电量。
(b) 华东电力调度交易中心将按网损折算后的发电报价和购电报价统一排序，形成全网累计的发电报价曲线和购电报价曲线，其中月度购电报价曲线按电价降序排列，月度发电报价曲线按电价升序排列。
(c) 华东电力调度交易中心从购电报价曲线的最高价格与发电报价曲线的最低价格开始，将购电报价高于发电报价的电量成交，直至不能再成交为止，市场清算价格等于成交的最高发电报价。
(d) 当由于受成交总量制约，虽然报价相同但不能全部成交时，按报价电量比例分配。
(e) 华东电力调度交易中心对发电企业申报的预售合约电量进行安全校核，是否超过了联络线稳定限额。如没有超过稳定限额，则得到华东电力调度交易中心的确认；如超过稳定限额，则进行联络线约束调整，形成修正后的该发电企业的月度中标电量。
(f) 省（市）调度交易结算中心应对发电企业申报的电量进行安全校核和可发能力校核，如没有超过稳定限额和可发能力，则得到省（市）调度交易结算中心的确认；如超过稳定限额和可发能力，则进行调整，形成修正后的该发电企业月度竞价中标电量。
5.4.2 限价
(a) 月度竞价的峰、谷市场清算价格上限及下限由国家有关部门确定并作调整。
5.4.3 网损处理
(a) 发电企业的月度报价按华东电力调度交易中心公布的网损系数折算后参加排序。
(b) 网损系数的计算参见本规则第3.11节。
5.5 月度竞价中标电量的计划编制
5.6 月度竞价的信息发布
5.6.1 一般原则
(a) 华东电力调度交易中心应至少在报价截止时间前5个工作日发布月度竞价前的市场信息，并在报价截止时间后3个工作日内发布月度竞价后的市场信息。
(1) 月度竞价前指月度报价截止时间之前。
(2) 月度竞价中指月度竞价报价截止到月度竞价结果公布。
(3) 月度竞价后指月度竞价结果公布后。
5.6.2 月度竞价前
(a) 华东电力调度交易中心发布以下信息：
(1) 竞价月华东电网总用电需求预测量（公开数据）；
(2) 竞价月各省（市）总用电需求预测量（公开数据）；
(3) 竞价月华东电网日用电负荷预测曲线（公开数据）；
(4) 竞价月各省（市）日用电负荷预测曲线（公开数据）；
(5) 竞价月各省（市）已安排总合同发电量（公开数据）；
(6) 竞价月省（市）联络线可用传输容量（公开数据）；
(7) 竞价月区外来电及分配情况（公开数据）；
(8) 竞价月检修预计划安排（公开数据）；
(9) 竞价月各机组已安排合同发电量（私有数据）；
(10) 竞价月各机组已安排出力曲线（私有数据）。
5.6.3 月度竞价后
(a) 华东电力调度交易中心应发布以下信息：
(1) 月度竞价峰、谷市场清算价（公开数据）；
(2) 月度竞价峰、谷市场总成交电量（公开数据）；
(3) 月度竞价后省（市）联络线可用传输容量（公开数据）；
(4) 月度竞价市场出清过程中起作用的电网安全约束（公开数据）；
(5) 各机组月度竞价中标峰谷中标电量和中标电价（私有数据）。
5.6.4 每个交易日前

6. 日前市场
6.1 概述
6.1.1 简介
6.1.2 适用范围
6.2 日前市场通则
6.3 日前市场流程
6.4 报价
6.4.1 报价要求
6.4.2 报价确认
6.4.3 遵守报价
6.4.4 缺省报价
6.4.5 修改报价
6.5 日前市场出清
6.5.1 市场出清原则
6.5.2 市场清算价格
6.5.3 市场清算价格上限
6.6 日前市场安全校核
6.7 日前市场信息发布
6.7.1 一般原则
6.7.2 交易日前
6.7.3 交易日

7. 实时平衡
7.1 概述
7.1.1 简介
7.1.2 适用范围
7.2 实时平衡原则
7.2.1 实时平衡职责划分
7.2.2 正常情况下的实时平衡
7.2.3 事故情况下的实时平衡
7.2.4 实时平衡指令下达
7.3 实时平衡信息发布

8. 辅助服务
8.1 概述
8.1.1 简介
(a) 辅助服务指为维持电力系统的安全稳定运行或恢复系统安全，以及为保证电能供应，满足电压、频率质量等要求所需要的一系列服务。辅助服务的类型包括系统调频、系统备用、无功功率电压支持、黑启动等。
8.1.2 适用范围
(a) 本章适用于：
(1) 所有市场主体；
(2) 华东电力调度交易中心；
(3) 省（市）电力调度交易结算中心。
8.2 辅助服务通则
(a) 辅助服务分为基本和有偿两种，市场主体应根据《并网调度协议》向系统提供基本辅助服务，有偿辅助服务原则上通过市场有偿获得。在华东电力市场一期，辅助服务暂不纳入竞争范围，系统所需有偿辅助服务由市场运营机构向发电企业以合同方式采购。
(b) 若注册机组具有提供某种辅助服务的能力，华东电力调度交易中心或省（市）电力调度交易结算中心可以要求该成员提供此种辅助服务。
(c) 发电企业应采取一切合理措施保证机组能够提供辅助服务。
(d) 华东电力调度交易中心负责调用华东直属和代管发电机组的辅助服务。
(e) 省（市）电力调度交易结算中心负责调用省（市）内机组的辅助服务。
(f) 华东电网有限公司直属电厂不参与辅助服务收费和补偿方案，初期暂按现行办法处理。
8.3 辅助服务类型
8.4 补偿办法与补偿费
8.5 性能指标管理
8.5.1 概述
(a) 性能指标管理是指对100MW及以上的常规燃煤发电机组的主要性能指标和实际运行状况进行评价，并收取和支付一定的费用。
(b) 向发电机组收取的费用和减少的年度合约电量，全部支付给发电机组，总量平衡。
(c) 性能指标管理适用于各省（市）调度交易结算中心直接调度的100MW及以上的商业运行燃煤机组，水电、风电、核电、抽水蓄能和燃油调峰机组在本规则的基础上另行制定性能指标管理规则。
(d) 根据各省（市）实际情况，对目前未达到要求的机组可暂缓收取支付费用，但应规定达标期限。
8.5.2 流程
(a) 性能指标管理分为性能指标评价、收支计算与核定、结算三个阶段。
(b) 省（市）调度交易结算中心对其直接调度的机组按照本规定进行性能指标评价。省（市）电力公司按照评价结果对相应区域的发电机组进行费用和电量的计算，并通过调整向相应发电机组支付的购电费的方式进行结算。
(c) 性能指标评价以省（市）调度交易结算中心下发给各发电机组的日发电曲线（含修改）、调度交易中心的能量管理系统（EMS）采集的实时数据和调度交易中心当班调度员的调度记录为依据。
(d) 省（市）调度交易结算中心每年根据本规则进行一次评价工作。一个年度称为一个评价期。在一个评价期内进行收取和支付费用总额的平衡以及减少电量和增加电量的平衡。
(e) 省（市）调度交易结算中心在下年的第一个月中旬向本省（市）电力公司提供本年度的评价结果，省（市）电力公司根据本规则对数据进行处理，形成分机组核对通知单，在该月下旬向各发电企业发布，发电企业在次月上旬返回核对意见，省（市）电力公司会同省（市）电力调度交易结算中心根据核对意见，结合实际情况对通知单数据进行调整，形成结算单，报电力监管委员会批准后，向各发电企业发布。性能指标评价工作按季度进行。性能指标管理的结算工作按年度进行。
8.5.3 通则
(a) 机组运行日是指在该日中的部分或所有时段，机组处于并网运行状态。
(b) 如无特别说明，日计划发电功率曲线精确到1MW，实际发电功率曲线记录精度为1MW，当实际发电功率的采样精度高于1MW时，取整至1MW。
(c) 如无特别说明，测量、计算过程中采用的取整方法均为四舍五入法。
(d) 本规则所列的性能指标参数为华东电网要求的统一技术参数，华东电力市场一期，各省（市）电力公司可根据本省（市）现状制定具体实施细则。
8.5.4 性能指标类型
(a) 运行状况类
(1) 发电功率偏差；
(2) 分时段发电量偏差；
(3) 机组非计划停运；
(4) 母线电压。
(b) 机组性能类
(1) 调差能力；
(2) AGC性能；
(3) 一次调频性能；
(4) 进相运行能力。
8.6 辅助服务费及其支付

附则：一次调频机组有关参数的设置要求
根据电网对频率调节的基本要求，机组参与一次调频按下列项目和参数进行设置：
1、频率偏差死区
按照电网频率控制要求，调频控制死区采用转速表示。取：
Δn死区＝±1.5转/分 - ±2转/分
与此相对应频率偏差死区定为：
Δf死区＝±0.025Hz - ±0.033Hz
根据电网频率控制的情况确定调频控制死区的设定值，目前暂按±2转/分（±0.033Hz）设置。
2、转速不等率
汽机转速不等率δ取5％。
3、一次调频投入的机组负荷范围
机组投入一次调频的负荷范围为机组正常运行的可调范围，即机组在核定的最低和最高负荷范围内均应投入一次调频。
4、一次调频机组负荷调节限制
考虑到全网参与一次调频机组的容量和机组调节特性，设置机组负荷调节范围为：
ΔMW=±3%ECR - ±6%ECR
机组一次调频负荷调节范围目前暂设置为±3%ECR。
5、机组一次调频的响应时间要求
一次调频是机组对电网频率变化的快速响应。要求对机组的一次调频回路进行调试和定值扰动试验。即频率变化引起的负荷指令变化为ΔMW=±3%ECR - ±6%ECR时，机组实际负荷变化达到63％的指令值的时间小于或等于30秒。
9. 市场计量
9.1 概述
9.1.1 目的
9.1.2 计量原则
9.1.3 义务和责任
9.2 计量装置的安装
9.2.1 计量装置基本要求
9.2.2 计量点
9.2.3 主表和副表
9.3 计量装置的管理
9.3.1 计量装置注册
9.3.2 计量装置参数、定值更改
9.3.3 计量装置检定和校验
9.3.4 计量装置的密封
9.4 计量数据的采集与管理
9.4.1 计量数据采集
9.4.2 计量数据库
9.4.3 数据确认和置换
9.4.4 误差超标
9.4.5 计量数据的安全和访问权限
9.5 计量系统的审计

10. 交易结算
10.1 简介
(a) 本章规定了华东电力市场的电量结算以及电费支付方法。
10.2 结算原则
10.3 双边合同结算
10.4 月度市场电能结算
10.4.1 月度市场电能结算基本数据
(a) 华东电力调度交易中心在出清月度市场后，将确定以下结算基本数据：
= 发电企业k的m机组，在月度市场T类时段的中标电量（单位： MWh）
其中
= s省（市）电力公司在月度市场T类时段的中标电量（单位： MWh）
= 月度市场T类时段的市场出清价（单位：元/MWh）
(b) 华东电网有限公司与省（市）电力公司协商确定以下结算基本数据：
=月度市场中T类时段s省电力公司从华东电网有限公司的购电价（单位：元/MWh）
(c) 华东电力调度交易中心和省（市）电力调度交易结算中心按照本规则第5章之规定，将月度竞价电量分解到每个交易日的各个时段，并按照5.6条，公布每个交易日的月度竞价中标电量计划安排数据：
= 发电企业k的m机组的第g个合同，在h小时的t时段的安排的上网电量（单位：MWh）
10.4.2 华东电网有限公司与省（市）电力公司之间结算
(a) 省上网电费（月度）
= s省内所有发电企业在月度市场中应得的总上网电费。
=
其中：表示机组m位于s省（市）控制区
表示机组m相对华东的网损系数
省上网电费（月度）是华东电网有限公司作为单一购买者从某省（市）电厂的购电费总额，华东电网有限公司将其划转到各省（市）电力公司后，由省（市）电力公司支付给各发电企业。
(b) 省购网电费（月度）
= 根据月度市场出清结果，s省电力公司应向华东电网有限公司支付的购电费用
=
省购网电费由省（市）电力公司向华东电网有限公司支付。
10.4.3 省（市）电力公司与发电企业的结算
(a) 发电企业上网电费（月度）
= 发电企业k的m机组的月度竞价上网费用
=
发电企业上网电费（月度）由省（市）电力公司向发电企业支付。
10.4.4 月度市场结算业务流程
10.5 日前市场电能结算
10.6 实时平衡结算
10.7 辅助服务结算
10.7.1 评价与费用收取支付标准
(a) 发电功率偏差
当机组处于AGC功能退出状态时执行此项评价（机组正常启动和停运过程中除外）；当机组发生非电网直接原因造成的非计划停运，则从机组发生停运开始两小时后停止执行此项评价。
评价标准：
各发电机组发电功率实绩与对应的日发电功率计划曲线值进行比较，偏差超过±3％（不含±3%）的采样点为不合格点。调度交易中心记录机组每月发生的不合格点数量。
费用收取支付标准：
(1) 月不合格点数小于或等于月度计划点数5％时不收取费用。
(2) 超过月度计划点数5％至月度计划点数10％（含10％）的不合格点数按下列标准对该机组收取费用：10万千瓦及以上发电机组每一不合格点100元，10万千瓦以下发电机组每一不合格点50元。
(3) 超过月度计划点数10％至月度计划点数20％（含20％）的不合格点数按下列标准对该发电机组进行罚款：10万千瓦及以上发电机组每一不合格点200元，10万千瓦以下发电机组每一不合格点100元。
(4) 超过月度计划点数20％的不合格点数按下列标准对该发电机组进行罚款：10万千瓦及以上发电机组每一不合格点300元，10万千瓦以下发电机组每一不合格点200元。
(b) 分时段发电量偏差
当机组处于AGC功能退出状态时执行此项评价（机组正常启动和停运过程中除外）；当机组发生非电网直接原因造成的非计划停运，则从机组发生停运开始两小时后停止执行此项评价。
评价标准：
调度交易中心每1分钟对机组发电功率进行一次采样，利用相邻两个采样点的采样值计算出每分钟的电量，累计算出每5分钟时段内机组的发电量，同时，利用日计划曲线中对应采样时刻的值计算出这5分钟时段内机组的计划电量，实际发电量与计划电量比较误差超过±3％的部分为偏离日计划发电量。正偏离日计划的发电量称超发电量，负偏离日计划的发电量称为欠发电量。分别累计不同时段的超、欠发电量。
费用收取支付标准：
(1) 低谷时段超发电量以年度合约电价为单价进行收取费用，欠发电量不收取费用。
(2) 高峰时段超发电量以年度合约电价的一半为单价进行收取费用；欠发电量以年度合约电价的两倍为单价收取费用。
(c) 停运
评价标准：
凡发生下列情况之一者纳入机组停运评价范围：
(1) 正常运行的机组发生突然跳闸和被迫停运者；
(2) 未按有关规定得到批准而停运的机组；
(3) 处于备用或检修到期的机组未按调度指令并网和接带负荷者；
(4) 机组临检总时间超过如下规定的：
进口30万千瓦及以上机组 120小时/年
国产30－33万千瓦机组 200小时/年
20－22 万千瓦机组 150小时/年
10－13.75万千瓦机组 100小时/年。
凡发生下列情况之一免于评价：
（1）非电厂原因；
（2）机组计划检修报竣工前。
费用收取支付标准：
(1) 机组每发生一次评价范围内的停运，相应减少本年度合约发电量，计算公式为：
减少的发电量＝发电机组停运小时数×停运机组容量×上年度平均发电负荷率×0.3。
(2) 在一、二、四季度，机组每发生一次评价范围内的停运，按照停运容量每万千瓦高峰时段2000元、低谷时段500元的标准收取费用。调峰机组不能按照调度曲线或调度交易中心当班调度员指令开机调峰的，按照燃机每万千瓦2000元，油机每万千瓦1000元的标准收取费用。在三季度，机组每发生一次评价范围内的停运，按照停运容量每万千瓦高峰时段10000元、低谷时段2500元的标准收取费用。调峰机组不能按照调度曲线或调度交易中心当班调度员指令开机调峰的，按照燃机每万千瓦1000元，油机每万千瓦5000元的标准收取费用。
(3) 运行机组连续一个月及以上不能按核定的出力发电，按以下公式核减年度合约发电量：
核减的发电量＝（核定出力－实际最高发电出力）×该机组年度合约利用小时数×影响天数÷当年总天数。
(4) 评价范围内的停运发生在22:00至次日6:00期间，并在次日6:00前并网者，且不影响发用电平衡，免于核减本年度合约发电量。如6:00以后不能并网，从6:00开始参照第（1）条执行。
(5) 机组的常规性大修结束后，首次并网后24小时内的停运不收取费用，24小时后发生停运，参照第（1）条执行。
(6) 超过规定临检时间参照第（1）条标准减半收取费用。
(7) 向一机组j的调停服务支付的费用：

其中：
：全省收取费用总额；
：调差和调停服务的支付系数，按50%标准执行；
：全省机组调差服务支付总额（参见"调差能力"条款）；
：全部机组台数；
：机组j在周期内总的调停次数；
：机组j在第i次调停时的调停容量。
(d) 调差能力
评价标准：
机组调差能力是核定的最高与最低技术出力的差。机组调差能力应当达到额定容量的50%。
费用收取支付标准：
(1) 向调差能力小于50％额定容量的机组收取费用为：
收取的费用（元）＝（额定容量的50%－机组调差能力）×2000元/天×机组运行日数
(2) 调差能力大于50％额定容量的机组支付的费用为：
支付的费用（元）＝（机组调差能力－额定容量的50%）×100元/天×机组运行日数
(e) AGC性能
评价标准：
(1) 12.5万千瓦及以上机组均应具有AGC功能，除调度交易中心指令退出外，必须保持投入状态。一个月中连续2天或累计5天及以上AGC功能不能投入的运行机组视为当月未投入AGC功能。
(2) AGC机组的可调范围以核定的调节范围上、下限为依据，AGC机组的可调范围必须达到额定容量的40％；
(3) AGC机组的调节速率由调度交易中心能量管理系统（EMS）测定，调节速率必须达到2％额定容量/每分钟。
费用收取支付标准：
(1) 凡不具有AGC功能或AGC功能未投入的机组按每1万千瓦每运行日收取200元；
(2) AGC机组的可调范围达不到要求的机组按每超过1万千瓦每运行日收取200元；
(3) AGC机组的调节速率达不到要求的运行机组按每超过0.1％额定容量/每分钟每运行日收取100元。
(4) 向一机组i的AGC服务支付的费用：

其中：
：机组i获得的AGC服务费用；
：全省收取费用总额；
：调节性能支付系数，按50%标准执行；
：全省机组进相运行奖励总额（参见"进相运行"条款）；
：AGC服务支付系数，按0.5标准执行；
：全省机组台数；
：机组i的AGC调节容量；
：机组i的AGC调节速率；
：机组i在期内总的AGC功能投入运行小时。
(f) 一次调频性能
评价标准
12.5万千瓦及以上机组均应具有电网要求的一次调频性能（具体要求见附件）。由调度交易中心能量管理系统（EMS）测定。
费用收取支付标准
(1) 一次调频性能达不到电网要求的机组按每1万千瓦每运行日收取100元。
(2) 向任一机组i的一次调频服务支付费用

其中：
：机组i获得的一次调频服务费用；
：全省收取费用总额；
：调节性能支付系数，按50%标准执行；
：全省机组进相运行支付费用总额（参见"进相运行"条款）；
：一次调频服务系数，按0.5标准执行；
：全部电厂个数；
：机组i对应电网有效频率扰动时的调节容量；
：机组i在评价期内总的一次调频功能投入运行小时。
备注：系统有效频率扰动是指电网频率在1分钟之内变化超出±0.1HZ且持续时间大于等于30秒。
(g) 进相运行
评价标准
20万千瓦及以上机组均应具有进相运行功能。
费用收取支付标准
(1) 已通过进相运行试验的机组不能按电网需要进相运行的，每发生1次收取1万元。
(2) 已通过进相运行试验的机组，每月每1万千瓦支付80元，能按电网需要进相运行的，每月再支付1万元。
(h) 无功电压
各省（市）电力公司可根据本省（市）现状制定具体实施细则。
(i) 减少的合约电量在全部发电机组范围内按各机组年度合约的比例分配。
10.8 调整付款
10.9 付款争议
10.10 滞纳金

11. 干预中止
11.1 简介
11.2 市场干预
11.2.1 市场干预的条件
11.2.2 市场干预的通知
11.3 市场中止
11.3.1 市场中止的条件
11.3.2 市场中止的宣布
11.3.3 市场恢复运行

12. 附则
12.1 罚则
(a) 有关违反本规则后的处罚条款，待国家电力监管委员会监管办法出台后参照制定。
12.2 不可抗力
(a) 不可抗力事件是指不能预见，并且对其发生及后果不能避免并且超过合理控制范围的、不能克服的自然事件和社会事件。此类事件包括：闪电、龙卷风、海啸、暴风雪、山体滑坡、水灾、火灾、核辐射、战争、瘟疫、骚乱、外敌入侵、敌对行动、叛乱以及超设计标准的地震、台风等。
(b) 若不可抗力事件的发生完全或部分妨碍市场主体履行本规则的任何义务，则该市场主体可延迟履行其义务，但前提是：
(1) 延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力事件影响的合理需要；
(2) 受不可抗力事件影响的市场主体应继续履行本规则未受不可抗力事件影响的其他义务；
(3) 一旦不可抗力事件结束，该市场主体应尽快恢复履行本合同。
(c) 受不可抗力事件影响的市场主体在不可抗力事件发生后应尽快书面通知华东电力调度交易中心。该通知中应说明不可抗力事件的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该市场主体履行本规则的影响及该市场主体为减少不可抗力事件影响所采取的措施。受不可抗力事件影响的市场主体应在不可抗力事件影响消除之日（如遇通信中断，则自通信恢复之日）起15天内向华东电力调度交易中心提供一份由不可抗力事件发生地公证机构出具的证明文件。
12.3 实施细则
(a) 本规则的实施细则由华东电力监管机构根据本规则制定，并报国家电力监管委员会备案。
(b) 本规则的实施细则一经批准与本规则具有同等约束力。

华东电力市场运营规则

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