1 概述
（a） 本細則名稱為《華東電力市場月度競價實施細則》。
（b） 本細則依據《華東電力市場運營規則》（電監市場[2004]13號）編制。
（c） 本細則適用於華東電力市場月度模擬運行階段。
（d） 本細則中使用的專業術語和有關名詞解釋參見附屬檔案1。
2 通則
（a） 所有A類發電企業競價機組、其他機組均必須進行市場註冊，A類機組均必須參加月度模擬競價。
（b） 華東電力市場月度模擬競價通過華東電力調度交易中心的交易系統進行。
（c） 月度競價模擬期實施尖峰時段和低谷時段：尖峰時段為8:00－22:00（不含22:00），低谷時段為22:00－次日8:00（不含8:00）。
（d） 模擬期發、購雙方月度競價市場執行市場限價（含增值稅），最高限價暫定為按華東電網競價機組平均上網電價的1.25倍執行，即：尖峰時段482.0元/MWh；低谷時段321.0元/MWh。市場模擬運行結束後，再根據華東電網的實際，並參考模擬期的競價情況，按有關規定重新研究核定市場限價。
（e） 市場主體可到查詢《華東電力市場運營規則》以及有關華東電力市場模擬運行的通知和公告。
（f） 參加月度競價模擬運行的市場主體不得非法竊取他人的用戶名和密碼，不得非法利用他人身份進行交易或查看他人的私有信息。
3 市場主體註冊
（a） 市場主體註冊信息見附屬檔案2，並由所在省（市）市場運營機構核定。
（b） 註冊時間自2004年4月26日8:00起，到2004年4月30日17:00截止。
（c） 成功註冊的市場主體獲得華東電力市場交易用戶卡，本卡記載各個市場主體的用戶名和密碼。
4 模擬運行時間安排
（a） 第一次模擬運行
（1） 2004年5月10日17:00之前：省（市）電力公司向華東電力調度交易中心按附屬檔案4格式申報有關數據，主要包括6月份尖峰時段和低谷時段各競價機組的年度契約電量安排數據、競價機組的預計發電負荷率、上年6月省（市）實際用電量、6月份用電增長率預測值等；同時提交所有A類機組與單機裝機容量300MW及以上B類機組的機爐檢修計畫和電氣檢修計畫。
（2） 2004年5月11日17:00之前：公布競價機組6月份的申報限額、省（市）電力公司6月份的申報限額、省（市）際聯絡線月度競價可用交換電量限額；
（3） 2004年5月12日17:00：開始發電報價、購電報價；
（4） 2004年5月15日17：00：報價截止；
（5） 2004年5月18日17:00之前：市場出清，公布競價結果。
（b） 第二次及以後模擬運行
（1） 每月D－10日17:00之前：省（市）電力公司向華東電力調度交易中心分別申報次月尖峰時段和低谷時段各競價機組的年度契約電量安排數據、競價機組的預計發電負荷率、非競價機組年度契約電量安排數據、華東統配電量、區外來電電量、次月用電量增長率預測值、需求側管理指標電量、本省（市）上年同期尖峰時段和低谷時段實際用電量（詳見附屬檔案4）；所有A類機組與單機裝機容量300MW及以上B類機組的機爐檢修計畫和電氣檢修計畫；
（2） 每月D－8日17:00之前：公布次月尖峰時段和低谷時段各競價機組的發電申報下限、各省（市）電力公司的申報上限、省（市）際聯絡線月度競價可用交換電量限額；
（3） 每月D－3日17:00之前：進行發電報價、購電報價；
（4） 每月D日17:00之前：市場出清，公布競價結果。
5 申報電量限額的確定
（a） 省（市）電力調度交易結算中心確定本省（市）次月各競價機組的峰、谷發電申報下限，並在D-10日17:00之前上報華東電力調度交易中心。
（b） D-8日17:00之前，華東電力調度交易中心通過信息發布系統發布次月各競價機組的發電申報下限。發電申報下限是私有信息，各發電企業只可查詢本企業下屬機組次月的發電申報下限。
（c） D-8日17:00之前，華東電力調度交易中心通過信息發布系統發布次月各省（市）電力公司購電申報上限。
（d） 各競價機組的尖峰時段、低谷時段申報發電下限分別按以下公式計算：
（1） 發電申報下限（尖峰時段）=機組按預計發電負荷率測算的次月上網可發電量（尖峰時段）－機組年度契約次月上網電量（尖峰時段）×85%；
（2） 發電申報下限（低谷時段）=機組按預計發電負荷率測算的次月上網可發電量（低谷時段）－機組年度契約次月上網電量（低谷時段）×85%。
（e） 華東電力調度交易中心按以下公式計算確定各省（市）電力公司購電申報上限：
（1） 購電申報上限（尖峰時段）=省（市）上年次月實際用電量（尖峰時段）×省（市）用電量增長率-次月省（市）需求側管理指標電量（尖峰時段）±次月省（市）年度跨省雙邊契約電量（尖峰時段）－次月省（市）非競價機組年度契約分月電量（尖峰時段）－次月省（市）競價機組年度契約分月電量（尖峰時段）×85%－次月省（市）華東統配電量（尖峰時段）－次月省（市）區外來電電量（尖峰時段）；
（2） 購電申報上限（低谷時段）=省（市）上年次月實際用電量（低谷時段）×省（市）用電量增長率－次月省（市）需求側管理指標電量低谷時段）±次月省（市）年度跨省雙邊契約電量（低谷時段）－次月省（市）非競價機組年度契約分月電量（低谷時段）－次月省（市）競價機組年度契約分月電量（低谷時段）×85% －次月省（市）華東統配電量（低谷時段）－次月省（市）區外來電電量（低谷時段）。
6 報價
（a） 在D-3日從8:00至17:00期間，各市場主體通過與華東電力調度交易中心交易系統聯網的終端設備進行報價。
（b） 發電報價
（1） 發電報價以機組為單位；
（2） 每台機組按高峰、低谷時段分別申報1個段電價，1個段電量，段電量以兆瓦・時為單位並不小於零，段電價以元/兆瓦・時為單位（含增值稅）；
（3） 報價數據不保留小數點，如有小數點四捨五入；
（4） 各機組申報的段電價除以對應本機組的網損係數後，不得超過最高限價，高於最高限價的報價視為無效報價；
（5） 各機組申報的段電量，不得低於該競價機組的發電申報下限，低於發電申報下限的報價視為無效報價；
（6） 各機組申報的尖峰時段段電量應為（1×14×次月天數）兆瓦・時的整數倍，低谷時段段電量應為（1×10×次月天數）兆瓦・時的整數倍。
（c） 購電報價
（1） 省（市）電力公司按高峰、低谷時段分別申報4個段電量，4個段電價；段電量以兆瓦・時為單位並不小於零，，段電價以元/兆瓦・時為單位（含增值稅）；
（2） 報價數據不保留小數點；
（3） 省（市）電力公司申報的段電價應單調遞減，最小段電價差價為10元/MWh，否則視為無效報價；
（4） 省（市）電力公司申報的最高段電價不得超過最高限價，第一段電量應小於或等於購電申報上限的50%，四段電量之和應小於或等於購電申報上限；
（5） 省（市）電力公司申報的尖峰時段段電量應為（1×14×次月天數）兆瓦・時的整數倍，低谷時段段電量應為（1×10×次月天數）兆瓦・時的整數倍。
（d） 報價確認和修改
（1） 市場主體必須按本細則規定的要求，對其申報的數據進行有效性檢查，提交有效報價數據；
（2） 華東電力調度交易中心接收到有效報價後，通過交易系統返回已被技術支持系統接受的確認信息，被技術支持系統接受的報價數據內容；
（3） 華東電力調度交易中心接受到的報價如果不滿足要求，則視為無效的報價；
（4） 對於無效的報價，華東電力調度交易中心立即向發電企業反饋，並指出報價無效原因；
（5） 市場成員可在報價時間範圍內修改報價。報價時間截止後，高於最高限價的發電報價按最高限價處理；低於發電申報電量下限的發電報價按申報電量下限處理；高於購電申報電量上限的購電報價按申報電量上限處理；高於購電限價的購電報價按最高限價處理。
7 市場出清
（a） 尖峰時段、低谷時段分別出清。
（b） 華東電力調度交易中心將按網損折算後的發電報價和購電報價統一排序，形成全網累計的發電報價曲線和購電報價曲線，其中月度購電報價曲線按電價降序排列，月度發電報價曲線按電價升序排列。
（c） 月度競價開標日（D日），華東電力調度交易中心的交易系統運行市場出清算法，計算確定各競價機組和省（市）電力公司的無約束中標電量、有約束中標電量。
（d） 市場出清算法的輸入數據包括：購電報價、經網損係數折算後的發電報價、各省（市）聯絡線的最大淨輸出電量和最大淨輸入電量。
（e） 市場出清算法的輸出數據包括：各競價機組和省（市）電力公司的無約束中標電量、有約束中標電量。
（f） 市場出清算法計算無約束市場出清、有約束市場出清兩種結果。有約束市場出清考慮省（市）聯絡線的最大淨輸出電量，最大淨輸入電量約束。無約束市場出清不考慮任何網路約束。
（g） 市場出清算法採用標準數學規劃方法求解，計算結果可以用標準數學規劃軟體校驗，市場出清算法對應的數學模型見附屬檔案5。
（h） 市場出清價確定
（1） 市場出清價按峰、低谷時段分別確定；
（2） 若電網沒有堵塞，則取無約束中標的最高發電報價為市場統一出清價；
（3） 若無約束市場出清結果導致省（市）際聯絡線送/受電量超過可用交換電量限額，則分省確定電價；
（4） 若有約束計算結果導致高於無約束市場出清價的機組被調用，則這些機組稱為約束上機組，其中標電價為其報價；
（5） 若有約束計算結果使淨送出省市的送出電量小於無約束計算結果，則該省市內中標機組中最高報價機組的價格為該省市有約束市場出清價。
8 月度競價數據的處理
（a） 華東電力調度交易中心根據月度模擬競價結果，將各省（市）模擬月度競價淨送出（或淨受進）電量納入次月生產計畫，按照峰、低谷時段劃分，分解到各個時段，下達各省（市）電力調度交易結算中心。
（b） 採用物理契約的省（市），省（市）電力調度交易中心將參與月度模擬競價各機組中標電量納入次月生產計畫，下達各發電企業。
（c） 月度差價契約處理按月度差價契約雙方商定的條款進行。
（d） 發電企業差價契約電費由省（市）電力公司與發電企業結算。
附屬檔案1：
術語釋義
1. D日，指月度競價開標日。如2004年5月18日是2004年6月月度競價的D日。D-1日，指D日之前第1天，D-2日，指D日之前第2天。
2. 報價日：指月度競價的報價日，D-3日。
3. 元：指人民幣元。
4. 工作日：指除法定節假日以外的公曆日。
5. 年度契約上網電量：指省（市）電力公司與發電企業在年度契約中約定購買的電量。
6. 發電申報下限：指競價機組通過競價向月度市場的上網電量不得少於該數值。
7. 購電申報上限：指各省（市）電力公司從月度市場中購買的電量不得高於該數值。
8. 月度競價可用交換電量限額：指月度市場中省（市）際聯絡線交換的電量不得高於該數值。
9. 增長率預測值：指省（市）前五個月用電量同期增長率最大值。
10. 機組發電負荷率：指機組可用小時減去機組降低出力等效停運小時與機組的統計期間小時的比例。
11. 區外來電電量：指向華東電網以外區外主體購買的電量。
12. 需求側管理指標電量：指供不應求時，省（市）電網公司通過需求側管理措施減少的電量。
13. 私有信息：指只有特定的市場主體及電力調度交易機構才有權訪問的私有數據和信息，屬於保密信息。
14. 公開信息：指市場主體和公眾均可以得到的數據和信息。
15. 市場出清：指根據報價，考慮網損係數和電網安全約束，確定中標電量、市場價格。
16. 無約束：指不考慮電網安全約束。
17. 有約束：指考慮電網安全約束。
18. 中標電量：如非特殊申明，指有約束中標電量。
（a） 本細則名稱為《華東電力市場月度競價實施細則》。
（b） 本細則依據《華東電力市場運營規則》（電監市場[2004]13號）編制。
（c） 本細則適用於華東電力市場月度模擬運行階段。
（d） 本細則中使用的專業術語和有關名詞解釋參見附屬檔案1。
2 通則
（a） 所有A類發電企業競價機組、其他機組均必須進行市場註冊，A類機組均必須參加月度模擬競價。
（b） 華東電力市場月度模擬競價通過華東電力調度交易中心的交易系統進行。
（c） 月度競價模擬期實施尖峰時段和低谷時段：尖峰時段為8:00－22:00（不含22:00），低谷時段為22:00－次日8:00（不含8:00）。
（d） 模擬期發、購雙方月度競價市場執行市場限價（含增值稅），最高限價暫定為按華東電網競價機組平均上網電價的1.25倍執行，即：尖峰時段482.0元/MWh；低谷時段321.0元/MWh。市場模擬運行結束後，再根據華東電網的實際，並參考模擬期的競價情況，按有關規定重新研究核定市場限價。
（e） 市場主體可到查詢《華東電力市場運營規則》以及有關華東電力市場模擬運行的通知和公告。
（f） 參加月度競價模擬運行的市場主體不得非法竊取他人的用戶名和密碼，不得非法利用他人身份進行交易或查看他人的私有信息。
3 市場主體註冊
（a） 市場主體註冊信息見附屬檔案2，並由所在省（市）市場運營機構核定。
（b） 註冊時間自2004年4月26日8:00起，到2004年4月30日17:00截止。
（c） 成功註冊的市場主體獲得華東電力市場交易用戶卡，本卡記載各個市場主體的用戶名和密碼。
4 模擬運行時間安排
（a） 第一次模擬運行
（1） 2004年5月10日17:00之前：省（市）電力公司向華東電力調度交易中心按附屬檔案4格式申報有關數據，主要包括6月份尖峰時段和低谷時段各競價機組的年度契約電量安排數據、競價機組的預計發電負荷率、上年6月省（市）實際用電量、6月份用電增長率預測值等；同時提交所有A類機組與單機裝機容量300MW及以上B類機組的機爐檢修計畫和電氣檢修計畫。
（2） 2004年5月11日17:00之前：公布競價機組6月份的申報限額、省（市）電力公司6月份的申報限額、省（市）際聯絡線月度競價可用交換電量限額；
（3） 2004年5月12日17:00：開始發電報價、購電報價；
（4） 2004年5月15日17：00：報價截止；
（5） 2004年5月18日17:00之前：市場出清，公布競價結果。
（b） 第二次及以後模擬運行
（1） 每月D－10日17:00之前：省（市）電力公司向華東電力調度交易中心分別申報次月尖峰時段和低谷時段各競價機組的年度契約電量安排數據、競價機組的預計發電負荷率、非競價機組年度契約電量安排數據、華東統配電量、區外來電電量、次月用電量增長率預測值、需求側管理指標電量、本省（市）上年同期尖峰時段和低谷時段實際用電量（詳見附屬檔案4）；所有A類機組與單機裝機容量300MW及以上B類機組的機爐檢修計畫和電氣檢修計畫；
（2） 每月D－8日17:00之前：公布次月尖峰時段和低谷時段各競價機組的發電申報下限、各省（市）電力公司的申報上限、省（市）際聯絡線月度競價可用交換電量限額；
（3） 每月D－3日17:00之前：進行發電報價、購電報價；
（4） 每月D日17:00之前：市場出清，公布競價結果。
5 申報電量限額的確定
（a） 省（市）電力調度交易結算中心確定本省（市）次月各競價機組的峰、谷發電申報下限，並在D-10日17:00之前上報華東電力調度交易中心。
（b） D-8日17:00之前，華東電力調度交易中心通過信息發布系統發布次月各競價機組的發電申報下限。發電申報下限是私有信息，各發電企業只可查詢本企業下屬機組次月的發電申報下限。
（c） D-8日17:00之前，華東電力調度交易中心通過信息發布系統發布次月各省（市）電力公司購電申報上限。
（d） 各競價機組的尖峰時段、低谷時段申報發電下限分別按以下公式計算：
（1） 發電申報下限（尖峰時段）=機組按預計發電負荷率測算的次月上網可發電量（尖峰時段）－機組年度契約次月上網電量（尖峰時段）×85%；
（2） 發電申報下限（低谷時段）=機組按預計發電負荷率測算的次月上網可發電量（低谷時段）－機組年度契約次月上網電量（低谷時段）×85%。
（e） 華東電力調度交易中心按以下公式計算確定各省（市）電力公司購電申報上限：
（1） 購電申報上限（尖峰時段）=省（市）上年次月實際用電量（尖峰時段）×省（市）用電量增長率-次月省（市）需求側管理指標電量（尖峰時段）±次月省（市）年度跨省雙邊契約電量（尖峰時段）－次月省（市）非競價機組年度契約分月電量（尖峰時段）－次月省（市）競價機組年度契約分月電量（尖峰時段）×85%－次月省（市）華東統配電量（尖峰時段）－次月省（市）區外來電電量（尖峰時段）；
（2） 購電申報上限（低谷時段）=省（市）上年次月實際用電量（低谷時段）×省（市）用電量增長率－次月省（市）需求側管理指標電量低谷時段）±次月省（市）年度跨省雙邊契約電量（低谷時段）－次月省（市）非競價機組年度契約分月電量（低谷時段）－次月省（市）競價機組年度契約分月電量（低谷時段）×85% －次月省（市）華東統配電量（低谷時段）－次月省（市）區外來電電量（低谷時段）。
6 報價
（a） 在D-3日從8:00至17:00期間，各市場主體通過與華東電力調度交易中心交易系統聯網的終端設備進行報價。
（b） 發電報價
（1） 發電報價以機組為單位；
（2） 每台機組按高峰、低谷時段分別申報1個段電價，1個段電量，段電量以兆瓦・時為單位並不小於零，段電價以元/兆瓦・時為單位（含增值稅）；
（3） 報價數據不保留小數點，如有小數點四捨五入；
（4） 各機組申報的段電價除以對應本機組的網損係數後，不得超過最高限價，高於最高限價的報價視為無效報價；
（5） 各機組申報的段電量，不得低於該競價機組的發電申報下限，低於發電申報下限的報價視為無效報價；
（6） 各機組申報的尖峰時段段電量應為（1×14×次月天數）兆瓦・時的整數倍，低谷時段段電量應為（1×10×次月天數）兆瓦・時的整數倍。
（c） 購電報價
（1） 省（市）電力公司按高峰、低谷時段分別申報4個段電量，4個段電價；段電量以兆瓦・時為單位並不小於零，，段電價以元/兆瓦・時為單位（含增值稅）；
（2） 報價數據不保留小數點；
（3） 省（市）電力公司申報的段電價應單調遞減，最小段電價差價為10元/MWh，否則視為無效報價；
（4） 省（市）電力公司申報的最高段電價不得超過最高限價，第一段電量應小於或等於購電申報上限的50%，四段電量之和應小於或等於購電申報上限；
（5） 省（市）電力公司申報的尖峰時段段電量應為（1×14×次月天數）兆瓦・時的整數倍，低谷時段段電量應為（1×10×次月天數）兆瓦・時的整數倍。
（d） 報價確認和修改
（1） 市場主體必須按本細則規定的要求，對其申報的數據進行有效性檢查，提交有效報價數據；
（2） 華東電力調度交易中心接收到有效報價後，通過交易系統返回已被技術支持系統接受的確認信息，被技術支持系統接受的報價數據內容；
（3） 華東電力調度交易中心接受到的報價如果不滿足要求，則視為無效的報價；
（4） 對於無效的報價，華東電力調度交易中心立即向發電企業反饋，並指出報價無效原因；
（5） 市場成員可在報價時間範圍內修改報價。報價時間截止後，高於最高限價的發電報價按最高限價處理；低於發電申報電量下限的發電報價按申報電量下限處理；高於購電申報電量上限的購電報價按申報電量上限處理；高於購電限價的購電報價按最高限價處理。
7 市場出清
（a） 尖峰時段、低谷時段分別出清。
（b） 華東電力調度交易中心將按網損折算後的發電報價和購電報價統一排序，形成全網累計的發電報價曲線和購電報價曲線，其中月度購電報價曲線按電價降序排列，月度發電報價曲線按電價升序排列。
（c） 月度競價開標日（D日），華東電力調度交易中心的交易系統運行市場出清算法，計算確定各競價機組和省（市）電力公司的無約束中標電量、有約束中標電量。
（d） 市場出清算法的輸入數據包括：購電報價、經網損係數折算後的發電報價、各省（市）聯絡線的最大淨輸出電量和最大淨輸入電量。
（e） 市場出清算法的輸出數據包括：各競價機組和省（市）電力公司的無約束中標電量、有約束中標電量。
（f） 市場出清算法計算無約束市場出清、有約束市場出清兩種結果。有約束市場出清考慮省（市）聯絡線的最大淨輸出電量，最大淨輸入電量約束。無約束市場出清不考慮任何網路約束。
（g） 市場出清算法採用標準數學規劃方法求解，計算結果可以用標準數學規劃軟體校驗，市場出清算法對應的數學模型見附屬檔案5。
（h） 市場出清價確定
（1） 市場出清價按峰、低谷時段分別確定；
（2） 若電網沒有堵塞，則取無約束中標的最高發電報價為市場統一出清價；
（3） 若無約束市場出清結果導致省（市）際聯絡線送/受電量超過可用交換電量限額，則分省確定電價；
（4） 若有約束計算結果導致高於無約束市場出清價的機組被調用，則這些機組稱為約束上機組，其中標電價為其報價；
（5） 若有約束計算結果使淨送出省市的送出電量小於無約束計算結果，則該省市內中標機組中最高報價機組的價格為該省市有約束市場出清價。
8 月度競價數據的處理
（a） 華東電力調度交易中心根據月度模擬競價結果，將各省（市）模擬月度競價淨送出（或淨受進）電量納入次月生產計畫，按照峰、低谷時段劃分，分解到各個時段，下達各省（市）電力調度交易結算中心。
（b） 採用物理契約的省（市），省（市）電力調度交易中心將參與月度模擬競價各機組中標電量納入次月生產計畫，下達各發電企業。
（c） 月度差價契約處理按月度差價契約雙方商定的條款進行。
（d） 發電企業差價契約電費由省（市）電力公司與發電企業結算。
附屬檔案1：
術語釋義
1. D日，指月度競價開標日。如2004年5月18日是2004年6月月度競價的D日。D-1日，指D日之前第1天，D-2日，指D日之前第2天。
2. 報價日：指月度競價的報價日，D-3日。
3. 元：指人民幣元。
4. 工作日：指除法定節假日以外的公曆日。
5. 年度契約上網電量：指省（市）電力公司與發電企業在年度契約中約定購買的電量。
6. 發電申報下限：指競價機組通過競價向月度市場的上網電量不得少於該數值。
7. 購電申報上限：指各省（市）電力公司從月度市場中購買的電量不得高於該數值。
8. 月度競價可用交換電量限額：指月度市場中省（市）際聯絡線交換的電量不得高於該數值。
9. 增長率預測值：指省（市）前五個月用電量同期增長率最大值。
10. 機組發電負荷率：指機組可用小時減去機組降低出力等效停運小時與機組的統計期間小時的比例。
11. 區外來電電量：指向華東電網以外區外主體購買的電量。
12. 需求側管理指標電量：指供不應求時，省（市）電網公司通過需求側管理措施減少的電量。
13. 私有信息：指只有特定的市場主體及電力調度交易機構才有權訪問的私有數據和信息，屬於保密信息。
14. 公開信息：指市場主體和公眾均可以得到的數據和信息。
15. 市場出清：指根據報價，考慮網損係數和電網安全約束，確定中標電量、市場價格。
16. 無約束：指不考慮電網安全約束。
17. 有約束：指考慮電網安全約束。
18. 中標電量：如非特殊申明，指有約束中標電量。
