國家電網公司及所屬東北電網有限公司、遼寧、吉林、黑龍江省電力公司，華能、大唐、華電、國電、中電投集團公司，有關發電公司，中電聯：

　　現將《東北區域電力市場初期運營規則（暫行）》印發你們，請依照執行。東北區域電力市場模擬運行結束后，國家電力監管委員會將對《東北區域電力市場初期運營規則（暫行）》進行修改完善。

　　二00三年十二月三十一日

東北區域電力市場初期運營規則（暫行）
（國家電力監管委員會　二00三年十二月）

　　第1章　總則

　　為保證東北區域電力市場穩步推進和健康發展，規范初期電力市場，實現由市場運營初期向中期順利過渡，保障市場成員的合法利益，依據《關于建立東北區域電力市場的意見》、《東北區域電力市場實施方案（暫行）》以及國家有關法律、法規，制定本規則。

　　第1條　本規則適用于東北區域電力市場運營初期，所有市場成員和市場交易行為均應遵守本規則。

　　第2條　東北區域電力市場運營初期，堅持循序漸進的原則，分兩個步驟，逐步開放。

　　1、第一步，區域電力市場技術支持系統不具備日前競價條件時，實行有限電量按月競價上網，開放月合同電量交易，根據區域電力市場運營的成熟程度，逐步開放發電權轉讓交易。其它非競爭性電量原則上按原電價屬性的同類型機組、同等利用小時數并參照東北電網近年來平均利用小時合理核定，按合同電量方式管理。

　　2、第二步，區域電力市場技術支持系統具備日前交易和實時交易條件、市場主體熟知本規則、市場發展較為成熟時，開放日前交易、實時交易市場。

　　第3條　區域電力市場運作由初期的第一步驟進入第二步驟，由東北區域電力監管機構決定并宣布。

　　第4條　本規則試用期半年，根據東北區域電力市場的發展進行修改、完善，修改后的有關條款，經國家電力監管委員會批準后即行生效。本規則由東北電力監管機構負責解釋。

　　第5條　出現下列情況時，東北電力監管機構授權東北電力調度交易中心可制訂本規則的臨時條款，原規定與臨時條款相抵觸的地方暫時執行臨時條款，臨時條款一經發布立即生效。

　　1、本規則的某項規定嚴重損害市場成員權益；

　　2、本規則存在漏洞，導致市場秩序混亂；

　　3、其他緊急情況。

　　第6條　東北電力調度交易中心在發布本規則的臨時條款時，應向市場成員說明制訂臨時條款的理由、列舉詳細的證據，并及時向東北電力監管機構核備。

　　第7條　臨時條款有效期默認為十五天，十五天內東北電力調度交易中心可決定撤銷所發布的臨時條款，或者向東北電力監管機構申請修改本規則。

　　第8條　在臨時條款的有效期期滿前，東北電力調度交易中心可以決定對其有效期延長一次，臨時條款的有效期最多可以延長十天。

　　第9條　臨時條款的有效期期滿，東北電力調度交易中心未決定延期時，臨時條款自動失效。

　　第10條　在臨時條款有效期內，東北電力監管機構批準對本規則相應部分進行修改時，修改后的條款生效后，臨時條款自動失效。

　　第11條　本規則中所規定的所有時間均為北京時間，并以東北電力調度交易中心負責維護的東北區域電力市場技術支持系統時鐘為準。

　　第12條　本規則的執行由東北電力監管機構進行監督。

　　第13條　本規則從2004年1月1日起試行。

　　第2章　市場管理

　　2.1　市場成員

　　第14條　市場運營初期，東北區域電力市場的主要成員包括東北電網有限公司及遼寧、吉林、黑龍江省電力公司、經核準進入市場進行交易的發電公司（廠）。

　　第15條　東北電網有限公司及遼寧、吉林、黑龍江省電力公司、經核準進入市場進行交易的發電公司（廠）是東北區域電力市場的主體，東北電力調度交易中心是東北區域電力市場的運營機構。

　　第16條　經核準進入市場進行交易的發電公司（廠）中的競價機組，暫定為東北電網中直接接入220KV及以上電網的100MW及以上容量的火電機組（不包括供熱電廠和企業自備電廠），競價機組的調峰能力原則上應達到50％（即最小出力可減到最大能力的50％），電網調度機構在調用各機組參與電網調峰時，應充分考慮不同季節的負荷特性，水電廠的調節能力等因素。

　　2.2　市場注冊

　　第17條　市場主體入市交易需在東北電力調度交易中心注冊。

　　第18條　市場主體進行市場注冊應具備如下條件：

　　1、持東北電力監管機構頒發的東北區域電力市場準入通知書；

　　2、遵守《電力法》、《電網調度管理條例》等電力法規，承諾遵守本規則；

　　3、通信、信息傳輸、安全自動裝置等技術條件滿足調度及市場的要求；

　　4、承諾履行參與市場競爭應承擔的責任和義務；

　　5、與相應調度機構簽定了《并網調度協議》。

　　第19條　申請進入東北區域電力市場進行交易的發電公司（廠），取得準入通知書后5個工作日內，應到東北電力調度交易中心辦理市場注冊，否則視為自動放棄注冊。

　　第20條　辦理市場注冊時，應填報市場注冊申請表，其主要內容包括：發電公司（廠）名稱、詳細地址、法人代表等，還應提供國家電力監管委員會印發的《東北區域電力市場準入實施意見（暫行）》中規定的各項資料。

　　第21條　市場主體注冊申報不符合準入條件，東北電力調度交易中心應向東北電力監管機構建議重新審核其準入資格，并通知申請者。

　　第22條　東北電力調度交易中心應在收到市場主體注冊申請之日起的10個工作日內完成對該市場主體的注冊工作，并以書面形式通知該市場主體登錄東北區域電力市場技術支持系統的帳號和密碼。

　　第23條　對于現有符合入市要求的電網公司和發電公司（廠），應按照《東北區域電力市場準入實施意見（暫行）》，辦理入市手續。

　　2.3　市場注銷

　　第24條　市場主體退出市場申請，獲得東北電力監管機構批準后，應以書面形式向東北電力調度交易中心申請市場注銷。申請內容包括：

　　1、申請退市成員名稱；

　　2、退市原因；

　　3、與其他市場主體之間的債權、債務關系；

　　4、與其他市場主體之間尚未履行完畢的交易協議及處理辦法。

　　第25條　東北電力調度交易中心批準市場主體的注銷申請后，予以注銷。

　　2.4　市場成員的權利和義務

　　2.4.1　市場主體共有的權利和義務

　　第26條　認為本規則有歧義或者難以理解時，有權要求東北電力監管機構解釋本規則。

　　第27條　有權對本規則提出修改建議，并對其建議舉證。

　　第28條　有權向東北電力監管機構申請對影響市場公正交易的違規行為進行調查。

　　第29條　有權向東北電力監管機構申請對其與其它市場主體的爭議進行調解。

　　第30條　有義務按照本規則，履行合同，遵守電網調度規程。

　　第31條　有義務熟知本規則，熟悉市場運作程序，對本規則的誤解不構成免責或者減輕責任的條件。

　　第32條　有義務按照本規則的要求，向東北電力調度交易中心和東北電力監管機構及時、準確提供信息。

　　第33條　有義務配合東北電力監管機構對違規行為進行調查和爭議調解。

　　2.4.2　競價電廠的權利和義務

　　第34條　有權按照本規則，平等地參與電力市場的交易，并從市場交易中獲取合法收益。

　　第35條　有權對市場交易結果和調度指令提出意見或者質詢，但在調度運行當中，應無條件執行調度指令。

　　第36條　有權選擇進入或退出東北區域電力市場。

　　第37條　有權獲得東北區域電力市場發布的市場信息和電網運行信息。

　　第38條　有義務加強設備的安全生產管理，提高設備可靠性，向電網提供合格的電能。

　　第39條　有義務向相關調度機構提交設備檢修申請，在獲得批準的檢修時間內完成檢修工作。

　　2.4.3　電網公司的權利和義務

　　第40條　東北區域電力市場中的電網公司包括：東北電網有限公司、遼寧省電力公司、吉林省電力公司和黑龍江省電力公司。

　　第41條　在東北電網有限公司設立東北電力調度交易中心，東北電力調度交易中心負責東北區域電力市場的組織和運作。

　　2.4.3.1　東北電網有限公司的權利和義務

　　第42條　負責管理東北電力調度交易中心，負責東北電網的規劃、建設、維護和管理。

　　第43條　負責制定電網調度規程、并網技術標準等有關規則、規定，負責制訂電網運行的安全標準，并報國家電網公司批準。

　　第44條　負責建設、管理、維護和升級東北區域電力市場技術支持系統。

　　第45條　負責競價機組競價電量及省間聯絡線交易電量的電費結算。

　　第46條　有義務為市場成員提供輸電服務，不斷提高服務質量，并在國家相關政策出臺后，從輸電服務中收取合理的輸電費用。

　　第47條　有義務提高效率，提高系統的安全穩定能力，降低輸配電成本。

　　第48條　有義務加強輸電設備的安全生產管理，提高設備可靠性，使電網安全、經濟運行，向用戶提供合格的電能與服務。

　　第49條　有義務配合政府價格主管部門和東北電力監管機構核查輸電成本。

　　第50條　有義務嚴格執行經政府價格主管部門批準的電網收費標準和收費方法。

　　2.4.3.2　各省電力公司的權利和義務

　　第51條　遼寧、吉林、黑龍江省電力公司負責運行、管理、維護其管轄范圍內輸配電資產，負責向用戶提供優質、可靠的電力和服務。

　　第52條　管理本省調度機構，履行調度職責，維護所管轄電網設備的安全穩定運行。

　　第53條　各省電力調度機構負責管轄范圍內的用電市場的預測和管理，并向東北電力調度交易中心及時提供相關信息。

　　第54條　管理本省電費結算機構，負責本省范圍內競價機組的非競價電量、非競價機組電量及用戶的電費結算。

　　2.4.4　東北電力調度交易中心的權利和義務

　　第55條　負責所轄電網調度，保證系統安全、可靠、穩定運行，按照本規則，在“公平、公正、公開”的原則下，組織市場交易。

　　第56條　負責核查、辦理市場主體的注冊和注銷申請。

　　第57條　負責對交易進行安全校核。

　　第58條　根據規則，計算各市場主體應交納的違約補償金。

　　第59條　負責向市場主體發布市場信息和電網運行信息。

　　第60條　有權采取緊急措施處理東北區域電力市場中出現的緊急情況。

　　第61條　有權依據本規則制訂本規則的臨時條款。

　　第62條　有權依據本規則干預或暫時關閉市場。

　　第63條　有義務評估各市場主體的交易行為，向東北電力監管機構舉報違規行為，并提出處罰建議。

　　第64條　對市場主體申報的數據承擔保密義務，并接受東北電力監管機構的監督。

　　第65條　有義務配合東北電力監管機構對市場行為進行的調查、檢查、調解爭議，并如實提供有關信息。

　　2.4.5　市場成員信息變更

　　第66條　市場主體的規模、技術、信用條件發生較大變化，必須及時向東北電力調度交易中心書面提交變更情況，并予以說明。

　　第67條　東北電力調度交易中心在收到變更情況說明后的3個工作日內完成市場主體信息更新，報東北電力監管機構備案后，及時公布市場主體的變更信息。

　　第3章　市場交易體系

　　第68條　凡經過東北電力監管機構批準進入東北區域電力市場，并由東北電力調度交易中心注冊的發電機組，均可以進入東北區域電力市場進行競價交易。

　　第69條　東北區域電力市場的各種交易必須以東北電力調度交易中心為交易平臺統一進行。

　　第70條　市場初期設月合同電量交易、日前電量交易、實時電量交易、發電權交易及雙邊交易試點，依市場條件分步開放。

　　3.1　初期第一步

　　第71條　開放月合同電量交易，競價機組的年度合同電量按《東北電網年度購電合同電量管理辦法》確定。上網電量由電網經營企業單一購買，并根據區域電力市場運營的條件逐步開放發電權轉讓交易。

　　第72條　在市場交易過程中，由東北電力調度交易中心統一進行電網安全校核，年、月合同交易安全校核采用校核電網各安全斷面輸送電量能力的方式。

　　3.1.1　年度合同電量

　　第73條　全網競價機組的年度合同電量占其全年總上網電量的80%，原則上按原電價屬性的同類型機組同等利用小時，并參照東北電網近年來平均利用小時數合理安排，同時要考慮電網的輸電能力及目前執行的分省綜合銷售電價水平，特殊情況應說明原因。

　　第74條　年度電量合同按廠簽訂，同一電廠內，屬性不同或政府物價部門批準的電價不同的機組需分別簽訂。

　　第75條　東北電力調度交易中心在年度合同電量執行過程中，根據已經發生的實際負荷，預測全年的實際負荷與制定年度合同電量時的負荷預測偏差將超過兩個百分點時，對原定各電廠的年度合同電量進行調整。

　　第76條　東北電力調度交易中心根據各電廠各月的發電能力、全網年度分月負荷預測曲線的分月比例，將各電廠的年度合同電量預分解到月，當月實際執行過程中的偏差電量在月間進行滾動平衡。

　　第77條　在簽訂年度電量合同的各項依據不發生重大變化的情況下，應盡可能保證各電廠的年度合同電量均衡完成。

　　第78條　年度電量合同按照《東北電網年度購電合同電量管理辦法》簽訂。

　　3.1.2　月合同電量交易

　　第79條　月合同電量交易以發電公司（廠）為單位進行競價交易，競爭標的為下月的月合同電量。

　　第80條　月合同電量由該月的負荷預測，扣除該月的送華北電量、非競價機組上網電量和滾動分解到該月的競價機組年度合同電量后得出，原則上全年各月的月合同電量之和占全網競價機組全年總上網電量的20%.

　　第81條　在進行最終競價交易之前，進行預交易，預交易結果公布后，允許在規定的時間內調整報價曲線，進行最終的競價交易。

　　第82條　月合同電量交易的目標是全網購電成本最低。

　　第83條　月合同電量交易的中標價格為各中標電廠的申報價格。

　　第84條　各電廠的網損修正系數由東北電力調度交易中心統一計算，經東北電力監管機構批準后發布，各參加競價發電公司（廠）如有異議，可在公布之日起，三日內向東北電力監管機構提出。

　　第85條　參加競價發電公司（廠）的報價經過網損修正后進行競爭排序。

　　第86條　月合同電量交易的組織流程如下：

　　1、發布月度市場信息；

　　2、接受各發電公司（廠）報價；

　　3、進行預交易和安全校核，預交易結果發布后，各參競發電公司（廠）根據預交易結果，可調整報價曲線；

　　4、根據電廠的最終報價數據，進行最終的競價交易和安全校核，形成最終交易結果；

　　5、發布競價交易結果；

　　6、組織執行競價交易結果。

　　3.1.2.1　發布市場信息

　　第87條　遼寧、吉林、黑龍江省電力公司于每月20日（遇有節、假日提前至節、假日前的最后二個工作日）15：00前上報下月供電負荷預測（包括全省日均電量、最大電力、最小電力、省內各節點日均電量、最大電力、最小電力）和其管轄電網區域內的非東北電力調度交易中心直接調度的電廠的上網電量建議。

　　第88條　東北電力調度交易中心于每月22日（遇有節、假日提前至節、假日前的最后一個工作日）10：00之前，發布月度市場信息，月度市場信息包括如下內容：

　　1、下月全網發電上網電量預測；

　　2、下月預計上網最大電力、最小電力和平均負荷率；

　　3、下月送華北電量計劃；

　　4、下月全網非競價機組預分解上網電量；

　　5、下月競價機組預分解的年合同電量（上網電量）；

　　6、下月競價電量空間；

　　7、下月月合同電量應達到的調峰率；

　　8、下月各競價機組的網損修正系數；

　　9、下月參競機組的檢修計劃；

　　10、影響下月電力市場運營的供電設備檢修計劃；

　　11、各參加競價發電公司（廠）允許參加競價機組的上網電量上限（計電廠出口約束，不計穩定斷面約束）；

　　12、下月各穩定斷面極限變化情況；

　　13、市場的最高、最低限價。

　　第89條　各市場主體對發布的月度市場信息有異議的，可在當日15：00之前提出質詢，由東北電力調度交易中心在16：00之前確認。

　　3.1.2.2　發電公司（廠）申報報價數據

　　第90條　每月23日（遇有節、假日延后至節、假日后的第一個工作日）8：00～16：30，參加競價發電公司（廠）申報報價數據。

　　第91條　東北電力調度交易中心遇特殊原因需要修改發布市場信息和接受報價時間的，應提前2天通知所有競價的發電公司（廠）。

　　第92條　參加競價發電公司（廠）申報的報價數據應包括如下內容：

　　1、注冊申報的各項數據的變化情況；

　　2、上一年的平均廠用電率；

　　3、下月機組運行方式有特殊要求的時段及相應特殊要求；

　　4、市場交易電量-價格曲線。

　　第93條　電廠申報的電量-價格曲線的橫坐標是電量，單位為萬千瓦時；縱坐標為該電廠提供對應電量時，單位電量的價格，單位為元/萬千瓦時。

　　第94條　電廠申報的電量-價格曲線為一段與橫坐標軸平行的線段，線段的始端為0；線段的末端是該電廠在其年度合同電量和區域交易電量以外，準備向電網提供的最高電量，此電量與其年度合同電量和區域交易電量之和不得大于東北電力調度交易中心規定調峰率下，該電廠的上網能力；該線段的縱坐標必須在全網最低至最高限價范圍內（暫按此方式模擬運行，按三段報價曲線做準備）。

　　第95條　各電廠申報電量-價格曲線時，按照東北電力調度交易中心統一規定的格式，上報線段的末端坐標即可（上報數據均取整數）。

　　第96條　東北電力調度交易中心在接收到電廠報價后，由電力市場技術支持系統立即對報價有效性進行檢查，對于符合要求的有效報價立即發回確認信息；對于不符合要求的報價，應立即返回修改信息，由電廠修改后重新上報；電廠發出報價數據10分鐘后，仍未收到確認或修改信息的，應立即以電話方式通知東北電力調度交易中心市場交易人員，查找原因，聯系解決。

　　第97條　在當日16：30市場鎖定報價前，各參加競價發電公司（廠）允許多次報價，東北電力調度交易中心以鎖定報價前最后一次的有效報價為準。

　　3.1.2.3　預競價交易和參加競價發電公司（廠）修改報價

　　第98條　當日16：30市場鎖定報價后，不再受理報價。東北電力調度交易中心進行預競價交易和電網安全校核，并將預競價交易結果在24日10：00之前發布，發布的預競價交易結果包括電廠的中標電量、中標電價及全網的市場出清價格和加權平均價格。

　　第99條　自預競價交易結果發布之時起，到25日16：30止，允許各參加競價發電公司（廠）根據預競價交易結果，有條件地修改報價，參加競價發電公司（廠）修改報價應遵守如下條款：

　　1、修改報價不得修改技術參數；

　　2、修改報價不得修改申報的電量。

　　3.1.2.4　競價交易和競價結果發布

　　第100條　每月25日16：30，再次鎖定報價，進行競價交易計算和電網安全校核。

　　第101條　競價交易計算過程中，以全網購電成本最低為目標，以經過網損系數修正后的報價進行排序，按低報價優先交易的原則組織交易，確定各電廠中標的電量。最后一個中標電廠的報價為市場出清價格。

　　第102條　月合同電量交易校核各輸電斷面輸送電量能力。如果發生個別輸電斷面輸電能力不足時，按輸電能力不足斷面將電網分區域，多電源的區域按中標電廠的報價由高到低減少交易電量，少電源的區域按未中標電廠的報價由低到高增加交易電量，直到滿足安全約束。各區域中標的最高價格為本區域的出清價格。

　　第103條　每月27日9：00之前，發布下月的月合同電量交易結果，各發電公司（廠）只能查詢自己的中標電量和中標電價，以及全網的市場出清價格。

　　第104條　各參加競價發電公司（廠）的中標價格是其中標電量在申報曲線上對應的價格，與網損修正后的排序價格無關。

　　第105條　在電網安全校核過程中，如果安全約束產生分區出清價格，在發布競價交易結果時，應將無約束和有約束出清價格一并發布。

　　3.1.3　合同電量的執行

　　第106條　隨著電力市場開放進度，合同電量采取兩種執行方式。

　　3.1.3.1　日前、實時交易開放以前合同電量的執行

　　第107條　各參加競價發電公司（廠）下月滾動分解的年合同電量、送華北電量和月合同電量交易中標電量相加之和為該電廠的月電量目標。

　　第108條　根據各省負荷預測結果、各省內競價電廠的月電量目標、非競價電廠的月電量目標，機組檢修計劃、機組運行特性、下月電網的平均調峰率、折算各省間聯絡線關口月度送受電量目標，并分解到日。

　　第109條　按調度管轄范圍，依據各省聯絡線送受電量目標，各電廠下月的月電量目標、機組檢修計劃、機組運行特性、下月的負荷預測曲線、下月電網的平均調峰率、電網冷、熱備用需求等因素，給出各電廠下月的機組組合及運行天數表。

　　第110條　制定各電廠下月的機組組合及運行天數表應遵循以下原則：

　　1、盡量保證各電廠月度合同電量的完成；

　　2、盡量保證省間聯絡線月度送受電量目標的完成；

　　3、根據機組的運行特性，盡可能選擇運行指標好、調節能力強、能夠向電網提供必要的輔助服務、裝有PSS裝置的機組優先運行；

　　4、盡量保證機組連續開機；

　　5、盡量保證電網內合同電量的均衡分布，包括地理上的平衡和時間上的平衡；

　　6、滿足網絡約束和電網對調峰、冷、熱備用的需求。

　　第111條　每個工作日14：30之前，根據下一日全網及各省負荷預測，計算省間聯絡線送受電量曲線，并下發給三省電力公司。確定網調直調電廠輔助服務要求、日上網電量曲線，并發布給各發電公司（廠）。

　　第112條　各省調按調度管轄范圍確定本省提供輔助服務的機組，并下達各臺機組的日調度曲線。

　　第113條　在編制日上網曲線過程中，如發生全部參與競價機組運行無法滿足電網負荷需求的情況，應首先考慮調用有發電能力但未參與市場競爭的競價機組和調增非競價機組的日調度曲線，盡最大可能滿足用戶需求。

　　第114條　網調當值調度員監視、調整網調直調電廠的調電曲線和三省公司聯絡線送受電量曲線；省調當值調度員負責監視、調整省內發電機組調電曲線，保證本省聯絡線曲線的完成。

　　第115條　在負荷預測發生偏差或電網出現異常時，網調負責對直調電廠調電曲線和三省聯絡線送受電量曲線進行修改，省調負責對本省內發電公司（廠）調電曲線進行修改，三省和各電廠必須嚴格按照修改后的調度曲線運行，當值調度員在修改電廠調度曲線后，必須詳細記錄修改原因，備查。

　　第116條　確定提供電網輔助服務的機組，如果因臨時原因不能按要求提供電網輔助服務時，當值調度員可以根據電量實際運行情況，臨時指定其它技術參數相當的機組提供電網輔助服務。

　　第117條　日聯絡線曲線下達后各省應嚴格執行，當省內負荷預測偏差等因素造成省內機組完成合同電量偏差時，應優先保證月競價電量的完成，年合同電量后期滾動平衡，全年保證年度合同電量的完成。

　　第118條　當某臺運行的發合同電量的機組因事故或臨檢停運，需啟動備用機組時，應首先啟動本廠的備用機組；如本廠已經沒有能力時，根據本省內各廠合同電量的完成進度，優先選擇進度落后的電廠的機組啟動；啟動備用機組時，應重新進行安全校核。

　　第119條　由于電網運行造成的電廠年合同電量偏差，應根據電網的實際運行情況進行滾動彌補，并優先考慮在近幾日內進行彌補；本月無法彌補的，可以在月間進行滾動平衡。

　　第120條　由于電廠自身原因造成無法完成年度合同電量的，電廠可以申請進行發電權交易。

　　3.1.3.2　日前交易、實時交易開放以后合同電量的執行

　　第121條　各參加競價發電公司（廠）下月滾動分解的年合同電量、送華北電量和月合同電量交易中標電量相加之和為該電廠的月電量目標。

　　第122條　依據各電廠下月的月電量目標、機組檢修計劃、機組運行特性、下月的負荷預測曲線、下月電網的平均調峰率、電網冷、熱備用需求等因素，給出各電廠下月的機組組合及運行天數表。

　　第123條　制定各電廠下月的機組組合及運行天數表應遵循以下原則：

　　1、根據機組的運行特性，盡可能選擇運行指標好、調節能力強、能夠向電網提供必要的輔助服務、裝有PSS裝置的機組優先運行；

　　2、盡量保證機組連續開機；

　　3、盡量保證電網內合同電量的均衡分布，包括地理上的平衡和時間上的平衡；

　　4、滿足網絡約束和電網對調峰、冷、熱備用的需求。

　　第124條　每個工作日10：00前，遼寧、吉林、黑龍江省電力公司應向東北電力調度交易中心報送下一日（遇節假日，應包括節假日及節假日后的第一個工作日，下同）本省的供電負荷預測（96點曲線）。

　　第125條　每個工作日15：00之前，根據下一日負荷預測和各電廠機組組合及運行天數表，確認或個別調整下一日的機組運行方式，以滿足電網運行的需要。

　　第126條　確定提供電網輔助服務的機組，按照輔助服務要求安排日調度曲線。對于提供AGC調頻輔助服務的機組，在安排日調度曲線時應保證其調頻需要的調整區間。

　　第127條　在各電廠的機組運行方式確定后，依據各運行機組的特性、電網安全約束、下一日的負荷預測、下一日啟、停機組的啟、停機曲線進行計算，分配各運行機組各運行時段的上網電量，形成日上網電量曲線（96點）。

　　第128條　在編制日上網曲線過程中，如發生全部參與競價機組運行無法滿足電網負荷需求的情況，應首先考慮調用有發電能力但未參與市場競爭的競價機組和調增非競價機組的日調度曲線，盡最大可能滿足用戶需求，仍不能符合電網運行要求的情況下，可以采取限制部分用電負荷的辦法保證電網能夠安全運行。

　　第129條　每個工作日16：00之前，東北電力調度交易中心將下一日各電廠的上網電量曲線分解為5分鐘一點并根據各電廠上一年的平均廠用電率折算成發電調度曲線后，發布給有關電廠，并按照調度管轄范圍分別向遼寧、吉林、黑龍江三省調度中心發布其管轄電網區域內的非東北電力調度交易中心直接調度的電廠的總發電曲線。

　　第130條　由當值調度員負責監督各電廠按照調度曲線運行，督導遼寧、吉林、黑龍江三省當值調度員調整好其管轄電網范圍內的非東北電力調度交易中心直調電廠發電總曲線，并在負荷預測發生偏差或電網出現其它需要調整部分電廠出力的情況下，對各電廠和三省的調度曲線進行修改，各電廠必須嚴格按照修改后的調度曲線運行，當值調度員在修改電廠調度曲線后，必須詳細記錄修改原因，備查。

　　第131條　確定提供電網輔助服務的機組，如果因臨時原因不能按要求提供電網輔助服務時，當值調度員可以根據電量實際運行情況，臨時指定其它技術參數相當的機組提供電網輔助服務。

　　第132條　當某臺運行的發合同電量的機組因事故或臨檢停運，需啟動備用機組時，應首先啟動本廠的備用機組；如本廠已經沒有能力時，根據各廠合同電量的完成進度，優先選擇進度落后的電廠的機組啟動；啟動備用機組時，應重新進行安全校核。

　　第133條　由于電網運行造成的電廠年合同電量偏差，東北電力調度交易中心應根據電網的實際運行情況進行滾動彌補，并優先考慮在近幾日內進行彌補；本月無法彌補的，可以在月間進行滾動平衡。

　　3.1.4　電網輔助服務

　　第134條　東北區域電力市場在初期不開放電網輔助服務交易，并網電廠都有向電網提供輔助服務的義務。

　　第135條　輔助服務按照“按需調度”的原則，由網內各級調度部門按照調度管轄范圍的規定直接調度。

　　第136條　電網輔助服務的補償按照《電網輔助服務補償辦法》執行。

　　3.1.5　發電權交易

　　第137條　在未形成電力金融市場情況下，由于燃料、水等一次能源不足，客觀原因無力完成年合同電量，可以向其它發電公司（廠）轉讓部分或全部合同電量。

　　第138條　發電權交易由東北電力調度交易中心以撮合方式組織交易，同一物理節點的發電權交易優先。

　　第139條　發電權交易以電廠為單位組織交易。

　　第140條　當某電廠已經確認無法完成合同電量時，可以在發電權轉讓交易中轉讓發電權。各直接接入220KV及以上電壓等級的競價火電廠可在發電權轉讓交易中購買或轉讓發電權。

　　3.1.5.1　發電權轉讓交易的組織流程

　　第141條　發電權轉讓交易組織流程如下：

　　1、有轉讓發電權意向的電廠向東北電力調度交易中心申報；

　　2、發布各電廠申報的發電權的轉讓信息；

　　3、有購買發電權意向的電廠向東北電力調度交易中心申報；

　　4、進行撮合交易和電網安全校核，并確認成交的發電權交易。

　　3.1.5.2　發電權轉讓交易數據申報

　　第142條　每月15日前，需要進行發電權轉讓的電廠提出申報，申報內容如下：

　　1、無法執行合同交易的原因；

　　2、轉讓發電權的時間段和電量，轉讓價格。

　　第143條　每月16日前，發布發電權轉讓信息。

　　第144條　每月17日前，有購買發電權意向的電廠提出申報，申報內容包括購買發電權的時間段、電量和上網電量價格。

　　第145條　因特殊原因需要修改發電權轉讓交易開始時間或者接受申報時間的，應提前一天通知交易成員。

　　第146條　電廠可以轉讓發電權的時間范圍為下一個月至當年年底。

　　第147條　電廠申報轉讓的發電權不得超過剩余的預安排合同電量。

　　第148條　電廠申報購買的發電權與預安排的發電量之和不得超過電廠的發電能力。

　　3.1.5.3　確認成交的發電權交易

　　第149條　每月20日前，進行撮合交易和電網安全校核。

　　第150條　東北電力調度交易中心根據申報的購買發電全的價格、時間段與電量額度由低到高排序，撮合發電權轉讓交易。如果在某一時間段內，出現兩個或以上購買發電權電廠的報價相同時，且購買發電權的申報電量超過轉讓的電量時，按各電廠在這一時間段內申報的電量比例進行撮合。

　　第151條　經過撮合的發電權交易，應進行安全校核，無法通過安全校核的交易不能成交，需重新進行撮合交易，只有通過安全校核的發電權交易才能被確認。

　　第152條　每月21日前，發布確認的發電權交易結果。

　　第153條　發電權交易的成交價格為已經成交的交易當中購買方申報的上網電量價格。

　　第154條　發電權交易過程中應考慮網損修正。

　　第155條　發電權交易中，成功轉出發電權的一方應按每萬千瓦時10元（暫定）的標準繳納交易管理費。

　　3.1.5.4　發電權交易計劃的執行

　　第156條　在電廠成功轉讓發電權的時段，已經出讓發電權的電廠不能再參加月合同電量交易、日前電量交易。

　　第157條　轉讓發電權的電廠，東北電力調度交易中心將其尚未執行的合同電量扣除已經轉讓的部分，再分解執行。

　　第158條　接受發電權的電廠，東北電力調度交易中心將其合同電量與接受的發電權電量相加，再分解執行。

　　3.2　初期第二步

　　第159條　第二步開始開放日前交易和實時交易。

　　第160條　月合同電量交易的競爭電量按照第一步的50%執行，剩余上網電量空間用于日前電量交易，合同電量的執行方式不變，其它規定不變。

　　第161條　隨著區域電力市場運營的不斷成熟，逐步增加競爭電量份額。

　　3.2.1　日前電量交易

　　第162條　日前電量交易以單一購買模式組織交易，東北電網有限公司為東北區域電力市場中日前電量的單一購買者。

　　第163條　在交易期間，所有未安排發合同電量的競價機組均可以參與競爭。

　　3.2.1.1　交易組織

　　第164條　日前電量交易以機組為單位進行報價，對次日剩余的電量空間進行競爭。

　　第165條　日前電量交易各時段最后一臺中標機組在中標出力下的報價為該時段的邊際價格，日前電量交易按邊際價格結算。

　　第166條　為避免機組頻繁啟停，規避市場風險，在日前電量交易中標的機組，可以自愿選擇是否連續5天運行，選擇連續運行5天的機組在連續運行期間，機組的實際出力由市場競爭確定，如果該機組某時段的中標電量不能滿足運行需要時，則在這個時段根據電網需要及該機組的最小運行需求確定中標電量，中標電價按該時段調整前的邊際價格確定。

　　第167條　日前電量交易按日組織，每日組織一次。每個交易日為一個日歷日，從次日0：00～次日24：00，以15分鐘為一個時段。遇節假日，應在節假日前最后一個工作日的16點前，將節假日期間及節假日后第一個工作日的日前電量交易組織交易完成。

　　第168條　日前電量交易組織流程如下：

　　1、發布次日競價空間；

　　2、接受各發電公司（廠）報價；

　　3、根據機組的報價數據，制定日前電量交易中的交易計劃；

　　4、發布各發電公司（廠）中標結果；

　　5、執行日前交易計劃。

　　3.2.1.2　確定競爭電量

　　第169條　日前電量交易的競爭負荷是次日各個時段剩余的負荷空間，為次日各個時段全網負荷預測值減去非競價機組的合同電量、競價機組已分解的合同電量。

　　第170條　每個工作日10：00之前，發布如下日前交易市場信息：

　　1、下一日（遇節假日，應包括節假日及節假日后的第一個工作日，下同）全網發電上網負荷預測電量和96點曲線（單位為萬千瓦時、萬千瓦、取整數位）；

　　2、下一日日前交易電量空間；

　　3、下一日全網需要的AGC調頻容量；

　　4、下一日全網需要的熱備用容量；

　　5、下一日影響電力市場運營的供電設備檢修計劃；

　　6、下一日競價機組的發電設備檢修計劃；

　　7、最高限價、最低限價。

　　第171條　市場主體對東北電力調度交易中心發布的日前交易市場信息有異議的，應在當日11：30前向發布單位提出質詢。

　　3.2.1.3　機組向東北電力調度交易中心申報數據

　　第172條　每天10：00至14：00，接受各競價機組的申報。

　　第173條　遇特殊原因需要修改開市時間和接受報價的時間的，應提前1小時通知所有競價發電公司（廠）。

　　第174條　機組應向東北電力調度交易中心申報如下數據：

　　1、日前交易的報價曲線，按機組報價。每臺機報1～10個上網出力點（單位為萬千瓦，取整數位），對應1～10個電價（單位為元/萬千瓦時，取整數位），報價曲線非減，第一個點必須是機組所能達到的最小出力點。

　　2、是否希望連續運行5天；

　　3、機組參加日前交易對運行方式的特殊要求。

　　第175條　東北電力調度交易中心可以要求機組提交其他與系統安全有關的數據。

　　第176條　出力-價格曲線的含義是，每個出力點對應的電量價格，即在該出力下，每提供1萬千瓦時電量希望獲得的價格。

　　第177條　出力-價格曲線采用曲線并輔助表格的方式提交。出力數據范圍對應機組在日前電量交易中申報的最小、最大出力。

　　第178條　在日前電量交易中，各競價機組只申報一條出力-價格曲線，該競價曲線適用于次日每個時段的競爭。

　　第179條　發電公司（廠）的報價范圍超出本規則規定的范圍視為無效報價。

　　第180條　東北電力調度交易中心在接收到電廠報價后，由電力市場技術支持系統立即對報價有效性進行檢查，對于符合要求的有效報價立即發回確認信息；對于不符合要求的報價，應立即返回修改信息，由電廠修改后重新上報；電廠發出報價數據10分鐘后，仍未收到確認或修改信息的，應立即以電話方式通知東北電力調度交易中心市場交易人員，查找原因，聯系解決。

　　3.2.1.4　日前電量交易計劃

　　第181條　每天16：00之前，東北電力調度交易中心應制定日前電量交易的交易計劃并發布，各發電公司（廠）可查詢本廠各競價機組的中標情況。

　　第182條　在日前電量交易排序計算時應考慮網損修正。

　　第183條　在日前電量交易中，各競價機組的中標結果是次日各個時段的中標平均出力和中標價格。

　　第184條　日前電量交易以購電成本最低為目標。

　　第185條　在制定日前電量交易的交易計劃時，考慮安全約束條件，包括機組約束和網絡約束。

　　第186條　需要考慮的機組約束包括如下各項：

　　1、機組最小出力；

　　2、機組最大出力；

　　3、機組爬坡能力；

　　4、機組最小持續開機時間、持續停機時間；

　　5、機組當前狀態；

　　6、機組熱啟動、冷啟動過程持續時間。

　　第187條　需要考慮的網絡約束主要包括如下各項：

　　1、安全穩定約束；

　　2、節點電壓范圍約束；

　　3、系統負荷平衡約束；

　　4、足額備用約束；

　　5、足額的調峰、調頻容量約束等。

　　第188條　當電網出現阻塞時，采取分區定價的方式，即按約束后的分區邊際價格分別結算。

　　3.2.1.5　日前電量交易結果發布

　　第189條　日前電量交易結束后，發布日前電量交易結果和各個時段的市場邊際價格，同時發布已確定的各機組需提供的電網輔助服務。

　　3.2.1.6　日前電量交易計劃的執行

　　第190條　參與日前電量交易的機組在日前電量交易中各個時段的中標平均出力為該日的上網曲線，由區域電力市場技術支持系統將下一日各機組的日上網曲線分解為5分鐘一點，并根據各電廠上一年的平均廠用電率折算成發電調度曲線發布給有關電廠，各電廠應按照調度曲線發電。

　　第191條　被確定提供電網輔助服務的機組應按照規定執行。

　　第192條　當某臺機組在日前交易中標運行過程中，因事故或臨檢停運，需啟動備用機組時，應根據原日前交易的競價排序，在未中標的機組中按由報價低到報價高的順序選取，并進行安全校核，直到滿足需要。新增機組中標電量按照其申報價格進行結算。

　　3.2.2　實時電量交易

　　第193條　實時電量交易是以市場的手段，消除系統中電力供需的短期不平衡或者電網阻塞。

　　第194條　實時電量交易從未來半小時開始，最長可以到當日24：00系統的不平衡負荷組織競爭。

　　第195條　實時電量交易施行最高限價、最低限價和漲跌幅限制。

　　第196條　實時電量交易以單一購買模式組織交易。東北電網有限公司為單一購買者。

　　第197條　實時電量交易以機組為單位報價，所有已經開機運行的競價機組均可以參加實時電量交易競爭。

　　3.2.2.1　交易組織

　　第198條　原則上當系統未平衡負荷達到或超過系統總負荷的3%、局部負荷偏差較大、日前機組運行方式調整后不能滿足電網運行需要或者出現電網阻塞時，由當值實時交易員決定啟動實時電量交易，實時電量交易的中標電量的價格為各時段最后一臺中標機組的中標出力對應的報價。

　　1、實時競價：當系統實際負荷高于預測負荷，或者發生機組非計劃停運，導致需要組織實時電量交易，東北電力調度交易中心應組織各機組競價，以增加出力維持系統平衡。

　　2、過發電管理：當系統實際負荷低于預測負荷，導致需要組織實時電量交易，東北電力調度交易中心應組織機組競價，以降低出力維持系統平衡。

　　3、阻塞管理：系統中出現輸電走廊阻塞，東北電力調度交易中心應組織機組競價，降低輸電走廊的送電端的出力，增加受電端的出力，以維持系統平衡。阻塞管理的實質是在一部分地區進行實時競價，一部分地區進行過發電管理。

　　第199條　實時電量交易的組織流程為：

　　1、競價機組申報升出力和降出力的報價曲線；

　　2、進行超短期負荷預測，確定是否組織實時電量交易，以及實時電量交易的類型；

　　3、根據各發電公司（廠）的報價，制定實時電量交易的交易計劃；

　　4、發布并執行實時電量交易的交易計劃。

　　3.2.2.2　實時電量交易的申報數據

　　第200條　在日前電量交易結束后，每天23：00之前，有參與實時電量交易競爭意向的各競價機組申報參與實時電量交易的數據。

　　第201條　參與實時電量交易的機組申報如下數據：

　　1、參加下一日實時交易的升出力報價曲線。按機組申報一條單調非減曲線。可以報1～10個出力增量（單位為萬千瓦，取整數位），對應出力增量的電量價格（單位為元/萬千瓦時，取整數位）。

　　2、參加下一日實時交易的降出力報價曲線。按機組申報一條單調非減曲線。可以報1～10個出力減量（單位為萬千瓦，取整數位），對應出力減量的電量價格（單位為元/萬千瓦時，取整數位）。

　　第202條　機組申報的升出力報價曲線的含義是機組在日前電量交易后確定的預調度計劃的基礎上，升相應出力對應的增發電量的電量價格。報價為正時，表示電網公司應向機組支付增發電量電費；當報價為負時，表示機組同意向電網公司支付費用以提高出力。

　　第203條　機組申報的降出力報價曲線的含義是機組在日前電量交易后確定的預調度計劃的基礎上，降相應出力對應的減發電量的補償價格。報價為正時，表示電網公司向機組提供減發電量的補償；報價為負時，表示機組同意向電網公司支付費用以降低出力。

　　3.2.2.3　實時競價

　　第204條　當東北電力調度交易中心預測到未來半小時到數小時實際負荷高于預測負荷，或者出現機組非計劃停運，需要組織機組增加出力時，組織實時競價。

　　第205條　根據各機組的升出力申報價格曲線，按時段制定實時競價的交易計劃。

　　第206條　機組在實時競價中的中標價格是該時段最后一臺中標機組的中標出力在升出力報價曲線上對應的價格。

　　3.2.2.4　過發電管理

　　第207條　當東北電力調度交易中心預測到未來半小時到數小時實際負荷低于預測負荷，需要組織機組降低出力時，組織過發電管理。

　　第208條　根據各機組的降出力申報價格曲線，按時段制定過發電管理的交易計劃。

　　第209條　機組在過發電管理中的中標價格是該時段最后一臺中標機組的中標出力在降出力報價曲線上對應的價格。

　　3.2.2.5　阻塞管理

　　第210條　當東北電力調度交易中心預測到未來半小時到數小時將出現輸電走廊阻塞時，組織阻塞管理。

　　第211條　在輸電走廊受阻的送電端，組織過發電管理；在受電端，組織實時競價。

　　3.2.2.6　實時電量交易的交易計劃

　　第212條　進行實時電量交易時，以調整費用最低為目標，同時考慮安全約束條件。

　　第213條　為保證系統穩定，進行實時電量交易時可適當犧牲經濟性，使調整量小、調整速度快。

　　第214條　在進行實時電量交易時應考慮網損修正。

　　3.2.2.7　實時電量交易結果發布

　　第215條　實時電量交易結果發布如下信息：

　　1、出現負荷預測誤差時，發布各個時段的不平衡負荷；

　　2、出現線路阻塞時，發布阻塞線路的額定傳輸容量和實際傳輸容量，受阻的電量；

　　3、出清價格；

　　4、各電廠各機組中標的電量、電價。

　　3.2.2.8　實時交易計劃的執行

　　第216條　根據實時電量交易制定的交易計劃，修正各個機組的日前調度計劃。

　　第217條　參與實時電量交易的機組在實時電量交易中各個時段的中標出力為該時段的平均上網出力調整量，由區域電力市場技術支持系統分解為5分鐘一點，并根據各電廠上一年的平均廠用電率折算成發電調度曲線調整量，疊加到日前制定的發電調度曲線上，發布給有關電廠，各電廠按照調整后的調度曲線發電。

　　第218條　當通過實時電量交易不足以平衡系統中的未平衡負荷時，東北電力調度交易中心可直接調度任何有剩余發電能力的并網運行機組。

　　第4章　計量、結算與違約補償

　　4.1　計量

　　第219條　參加競價的發電公司（廠）上網關口計量點設在發電公司（廠）出線側，對計量需明確到機組的，可采用在主變高壓側增設輔助計量裝置，對出線側計量數據進行分攤的方式解決。

　　第220條　關口電量以東北電網電能量計費系統采集數據為準。

　　第221條　所有關口按有功、無功、分時、雙向設置關口表，原則上要求關口表精度為0.2級及以上，并實現遠傳功能。

　　第222條　關口計量點電量以15分鐘為一個時段。

　　第223條　市場主體有義務和職責根據市場運行的需要，設計、安裝、調試、改造和維護計量裝置，并由具備國家技術監督部門授權校核計量裝置的資質的單位負責定期校核，從而保證計量數據的準確、可靠。

　　4.2 違約補償

　　第224條　各競價機組發電運行應按發電調度曲線執行，當偏離調度曲線幅度較大時，應交納違約補償金。

　　第225條　東北電力調度交易中心和各省調度機構將按調度管轄范圍對競價機組進行違約補償計算。

　　第226條　對于不參與AGC調頻輔助服務的競價機組，以東北電力調度交易中心和各省調下達的每5分鐘一點的調度曲線為基準（當值調度員修改調度曲線時，按修改后的曲線為準），對各機組實際執行曲線的偏差量進行違約補償計算。

　　第227條　違約補償計算比較各機組5分鐘時段內發電機出口電力監視點采集電力的積分量與該機組的發電調度計劃，若偏差絕對值大于5%，則計算超過部分。當機組的電力積分量比發電調度計劃大于正5%時，超出部分的電量為正偏差發電量；低于5%時，少發部分的電量為負偏差發電量。市場運營一年后，偏差電量按±3%計算。

　　第228條　將機組各時段的正、負偏差發電量用本廠的上年平均廠用電率進行折算，得出該機組各時段的正、負偏差上網電量。

　　第229條　應根據不同季節的負荷特性，分別確定不同季節的尖峰、低谷和腰荷時段劃分，由東北電力監管機構批準后發布，各電廠的正、負偏差電量按照尖峰、低谷和腰荷分別累計。

　　第230條　被指定向電網提供AGC調頻輔助服務的機組，在正常實施AGC調頻運行時，免違約考核。

　　第231條　當某臺并網運行機組發生事故或臨檢與電網解列時，6小時內可以恢復并網運行的，按其實際偏離調度計劃的情況，進行上網電量偏差違約補償；如果在6小時之內不能恢復并網運行的，只補償6小時的上網電量偏差，臨時指定開機運行的機組發生的電量，視為其本身的年合同電量。臨時開機的機組原則上至少連續運行5天。

　　第232條　無論購入發電權的機組是否履行發電權轉讓交易合同，出售發電權的發電公司（廠）都不必為之承擔違約責任。

　　第233條　每個工作日10：00前，發布各電廠上一日（遇節假日，包括節假日和節假日前一個工作日）的違約補償結果，各電廠對違約補償結果有異議的，可在違約補償結果發布24小時之內向發布單位提出。

　　4.3　結算

　　4.3.1　電量結算

　　第234條　市場運營初期對各電廠的結算按月進行，東北電力調度交易中心每月3日（遇節假日延至節假日后第一個工作日）9：00前，匯總遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司的違約補償計算結果和輔助服務補償情況，統一發布對各電廠的預電量結算信息。預電量結算信息包括以下內容：

　　1、結算電量類型；

　　2、結算電量數量；

　　3、結算電量價格；

　　4、電網輔助服務的補償費用；

　　5、違約補償費用。

　　第235條　各電廠對預電量結算結果有異議的，可在預結算信息發布24小時之內提出。

　　第236條　每月5日（遇節假日延至節假日后第一個工作日）9：00前，發布對各電廠的正式電量結算信息。

　　第237條　結算時，按照各類中標價格和實際完成的各類中標電量結算各電廠各類競爭電量的電費；按照經區域交易網損系數折算后的區域間交易電價與實際完成的送華北電量結算送華北電量電費；按照合同規定的年度合同電量電價與實際完成的年度合同電量結算年度合同電量電費。

　　第238條　發合同電量的機組尖峰時段的負偏差電量和低谷時段的正偏差電量，按其政府批準電價的2倍結算其支付的違約補償費用；其它偏差電量按其政府批準電價的1倍結算其支付的違約補償費用，偏差電量滾動平衡。

　　第239條　發日前交易電量的機組尖峰時段的負偏差電量和低谷時段的正偏差電量，在發生實時電量交易時按該時段實時交易中標價格的2倍支付的違約補償費用，未發生實時交易時按日前交易該時段的邊際價格的2倍結算其支付的違約補償費用；其它偏差電量，在發生實時電量交易時按該時段過發電中標價格的1倍支付的違約補償費用，未發生實時交易時按日前交易該時段的邊際價格的1倍結算其違約補償費用。

　　第240條　全部違約補償費用按照各電廠的裝機容量比例，年終全部返還給發電企業。

　　第241條　出讓發電權的機組，已經轉讓的部分，東北電力調度交易中心與其結算原合同價格與轉讓價格的差價；購買發電權的機組，按照發電權轉讓價格結算該部分上網電量電費。

　　第242條　電網輔助服務的結算按照《電網輔助服務補償辦法》的規定執行。

　　4.3.2　電費結算

　　第243條　非競價火電廠的資金結算，由東北電力調度交易中心和遼寧、吉林、黑龍江省電力公司按照調度管轄范圍分別進行。

　　第244條　競價機組的非競價電量部分的電費結算，由遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司按地域進行。

　　第245條　在日前和實時交易開放之前，東北電網有限公司負責競價機組的競價電量和省間聯絡線交易電量的電費結算。

　　第246條　在日前和實時交易開放以后，競價機組競價電量的電費結算由東北電力調度交易中心直接進行，同時根據核定的各省購電價格，在扣除遼寧、吉林、黑龍江省結算機構已經支付給各電廠的結算費用后，與遼寧、吉林、黑龍江省結算中心進行電費結算。

　　第247條　競價電廠的資金結算按照《東北區域電力市場資金結算管理辦法》執行。

　　4.3.3　競價產生的差價部分資金

　　第248條　區域電力市場運營初期，上網電價與銷售電價形成聯動機制之前，上網機組競價產生的差價部分資金由東北電力監管機構負責監管，用以規避電力市場價格波動等帶來的風險、進行電網輔助服務補償和支付區域電力市場技術支持系統的改造和維護費用，該資金的使用應規范、透明，并按照國家有關專項資金管理的規定管理。

　　第249條　競價產生的差價部分資金的使用與管理按照《東北區域電力市場競價產生的差價部分資金管理辦法》的規定執行。

　　第5章　信息發布

　　5.1　信息發布的原則

　　第250條　為維護市場主體合法權益，增加市場透明度，東北電力監管機構、東北電力調度交易中心、各省調度中心、各市場主體應按照本章規定管理信息。

　　第251條　東北電力調度交易中心和各省調度中心應根據本規則，及時向市場主體發布市場信息和系統信息。

　　5.2　需要發布的信息

　　5.2.1　市場運營信息

　　第252條　市場運營信息由東北電力調度交易中心通過區域電力市場技術支持系統按年（每年12月10日前）、月（每月23日前）、日（工作日10：00前）分別發布，實行聯絡線關口調度時，日市場運營信息按調度管轄范圍發布。主要內容包括：

　　1、市場主體列表；

　　2、網損系數；

　　3、全網發電上網負荷預測；

　　4、送華北電量；

　　5、全網裝機容量；

　　6、競價機組容量；

　　7、非競價機組計劃上網電量；

　　8、競價機組的平均檢修容量；

　　9、競價機組的檢修計劃安排；

　　10、各安全斷面的輸電能力。

　　5.2.2　市場總結信息

　　第253條　市場總結信息按年（每年3月末前）、月（每月10日前）、日（工作日10：00前發布此前第1～3天的信息）分別發布，實行聯絡線關口調度時，日市場總結信息按調度管轄范圍發布。主要內容包括：

　　1、全網發電上網電量、競價電量、非競價電量，各發電公司（廠）實際上網的各類電量、偏差電量和應向電網交納的違約金；

　　2、東北電力調度交易中心向發電公司支付的平均購電價格和購電費用，各項輔助服務的平均價格和費用；

　　3、東北電網有限公司電費回收情況；

　　4、各線路阻塞情況；

　　5、電力系統技術支持系統投資改造情況；

　　6、綜合上網電價和終端銷售價格。

　　5.2.3　電網運行信息

　　第254條　每月10日前公布上月電網運行情況（包括電網運行方式、網損、網絡阻塞、線路檢修等）。

　　第255條　每月22日前公布下一個月電網運行方式。

　　第256條　系統進入警戒狀態時，應在十五分鐘內通知受到影響的市場主體，并在十五分鐘內通過公告系統向市場主體公布。

　　第257條　在系統緊急狀態下，應及時刷新主要線路的潮流、主要機組的出力、系統頻率、主要中樞點電壓等信息。

　　第258條　當系統脫離緊急狀態后，應在十五分鐘內發布通告。

　　第259條　系統發生緊急事件后，應在三個工作日內公布緊急狀態下的運行記錄。

　　第260條　按照本規則，東北電力調度交易中心還將隨時向各市場主體發布在線市場信息和臨時信息，實行聯絡線關口調度時，電網運行信息按調度管轄范圍發布。

　　第6章　調度與運行管理

　　第261條　東北電力調度交易中心按照“統一調度、分級管理”的原則，實施電網運行調度和進行調度管理。

　　第262條　各級調度機構的調度管轄范圍劃分和各項調度管理措施按照《東北電網調度運行規則》執行。

　　第263條　東北電力調度交易中心可以隨時采取一切必要措施保證電網的安全運行，但在條件允許的情況下，應立即通知受到影響的相關單位，事后應向東北電力監管機構匯報。

　　第264條　所有并入電網的發電公司（廠）、電網公司和電力用戶，必須服從調度機構的統一調度管理。

　　第265條　為保證系統安全，東北電力調度交易中心可以臨時制定或修改有關的調度管理制度，并負責執行，但事后應向相關的管理和監管部門匯報。

　　第7章　不可抗力與市場干預

　　第266條　東北電力調度交易中心可根據東北電力監管機構的授權，在電網遭遇不可抗力侵害、電網進入異常狀態運行或出現下列情況時，可采取暫停或關閉市場、中止執行市場交易結果等措施干預市場，直接調度發電設備和輸配電設備等非市場手段保證系統安全。

　　1、東北區域電力市場技術支持系統發生故障或檢修；

　　2、連續3個月，市場交易者過少，市場交易無法提供系統所需的電能或者輔助服務；

　　3、連續3個月，市場全部中標電量的價格達到最高或最低限價；

　　4、東北區域電力市場無法正常運行；

　　5、系統備用容量嚴重不足。

　　第267條　市場干預、暫停和關閉情況下，東北電力調度交易中心根據電網運行的需要調用的電能按照年度合同電量統計和結算。

　　第268條　東北電力監管機構對東北電力調度交易中心的市場干預行為進行監督。