文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局正式批复修订后的《省间电力现货交易规则》，旨在通过规则优化，促进更大范围的电力资源配置与余缺互济，并推动市场范围的稳步扩大和用户侧主体的有序参与 [12] - 修订后的规则核心在于构建高效衔接的市场体系，强调省间电力现货市场与跨区交易、省间中长期市场及省内现货市场的协同，并致力于维护公平竞争的市场环境 [12] 一、适用范围与市场成员 - 市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电网企业以及市场运营机构（国调中心、网调、省调及各级电力交易机构） [5] - 经营主体实行“一地注册、全国共享”机制，注册后原则上在交易周期完成前不得退出 [5] - 对于暂未直接参与省间电力现货交易的电力用户，由电网企业代理其以报量报价方式参与交易 [3] 二、交易机制与出清规则 - 交易品种为电能量交易，采用集中竞价方式进行出清 [5] - 交易路径由卖方节点和买方节点之间的跨省区交直流及省内重要输电通道顺序链接形成，且同一路径不重复经过同一节点 [5] - 买方经营主体需在其所在节点申报分时“电力-价格”曲线，在考虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折算到卖方节点参与出清 [5] - 买卖双方申报曲线需满足单调性要求（卖方非递减，买方非递增），且申报电力和价格有最小单位及上下限限制 [5] - 同一经营主体在同一时刻不可同时作为买卖双方参与交易，并在电网安全紧张时对特定交易行为进行限制 [5] - 价格折算方法为：折算到卖方节点的买方价格 = 买方报价 - 输电价格（含输电网损折价） [5] - 电力折算方法为：折算到卖方节点的买方电力 = 买方申报电力 / (1 - 线路网损率) [4] 三、交易组织流程 - 市场运营机构按日组织省间日前现货交易，交易周期覆盖未来24小时（D日） [5] - 每个交易日从00:15至24:00，每15分钟为一个时段，共计96个时段 [5] - 日前交易流程包括：预计划下发、交易前信息公告、省内预计划、交易申报、出清及跨区发输电计划编制、省间联络线计划编制、省内发电计划编制 [6] - 日内现货交易以1小时或2小时为一个固定交易周期组织，具体方式以交易公告为准 [10] - 日内交易流程包括：交易前信息公告、交易申报、出清及跨区发输电计划下发、省间联络线计划下发、省内发电计划编制 [10] - 各类交易的执行优先级为：跨省区中长期交易 > 省间日前现货 > 省间日内现货 [6] 四、交易执行与偏差处理 - 对于卖方节点发电企业，其省间现货交易收入 = 日前现货执行电量 × 日前出清价格 + 日内现货执行电量 × 日内出清价格，并需自行承担与送端省内现货市场出清产生的盈亏 [8] - 对于买方节点，若为电网企业，相关盈亏由受端省代理购电用户分享或分摊；若为经营主体，则自行承担盈亏 [8] - 买方节点的省间现货交易支出 = 日前现货执行电量 × 折算后日前出清价格（含输电价格和网损折价） + 日内现货执行电量 × 折算后日内出清价格（含输电价格和网损折价） [8] - 卖方节点设有日均结算价格上限，按上年度市场覆盖范围内各省省内现货市场正式申报价格上限的最高值确定，若当日出清加权平均电价超过此上限，则对96点分时电价进行等比例调减 [9] - 省内发电企业偏差处理：在省内现货市场运行时，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算；未运行时按中长期交易规则进行偏差考核 [10] - 直调发电企业少发电能时，优先通过内部机组调增补足，无法补足时按区域规则处理，并对相关受影响主体按市场出清均价或中长期平均价格进行补偿 [10] - 售电公司与电力用户偏差处理：在省内现货市场运行期间，按省内现货市场规则处理；未运行期间，按当地电力中长期交易规则处理 [10] - 输电方偏差处理：因电网安全等原因导致输电能力下降时，电力调度机构可调减或取消省间交易，因功率波动、网损误差等造成的偏差按相关规则处理 [10] 五、组织运营与监管要求 - 交易组织运营由国家电力调度控制中心（国调中心）和区域电力调度控制中心（网调）负责，省级电力调度控制中心（省调）和电力交易机构配合 [5] - 监管机构要求强化统筹协同，做好各级市场的高效衔接，维护公平竞争秩序，保障各类经营主体平等参与市场的权益 [12] - 要求结合市场运行实际，稳步扩大交易范围，加快研究论证用户侧直接参与的可行路径，并完善计量、结算、风险防控等配套措施 [12] - 强调需统筹市场效率与电网运行安全，严守安全底线，强化风险防控，完善应急处置机制，并不断优化交易规则和运营机制 [12]