国家能源局西北监管局文件
西北监能市场〔2026〕28号
国寮能源局西北监管局关于
印发《西北区域省间电力互济交易
实施细则（试行）》的通知
国网西北分部，北京电力交易中心市场交易六部，陕西、甘肃、 青海、宁夏、新疆五省（区）电网企业、电力调度机构、电力
交易机构，内蒙古电力（集团）有限责任公司，内蒙古电力交
易中心有限公司，发电企业，相关经营主体：
为助力构建全国统一电力市场体系，促进西北区域省间电
力余缺互济，根据《电力市场运行基本规则》等有关规定，国 家能源局西北监管局会同甘肃、新疆能源监管办，组织市场运
营加油和公酒成《實金世地會所血工 行為。道广说中业方承序教美停门和色會上体家品。停由取
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理解掌握规则，熟悉技术支持系统操作方法。
特此通知。
豕能源管局 026年4月24冉
国家能源局西北监管局综合处2026年4月24日印发
西北区域省间电力互济交易实施细则 （试行） 2026 年4 月
目 录
第一章总
则....................................................................................................................1
第二章市场成员管理.......................................................................................................3
第一节市场成员.................................................3
第二节经营主体权利和义务.......................................4
第三节电网企业权利和义务.......................................6
第四节市场运营机构权利和义务...................................7
第三章市场准备.............................................................................................................11
第一节全网安全校验............................................11
第二节信息申报................................................12
第四章交易组织.............................................................................................................19
第一节交易品种................................................19
第二节输电价格和线损..........................................19
第三节交易路径................................................19
第四节交易出清................................................20
第五节交易限制条件............................................23
第五章日前互济交易.....................................................................................................25
第一节日前交易组织周期..............................................25
第二节日前交易流程............................................25
第六章日内互济交易.....................................................................................................27
第一节日内交易组织周期........................................27
第二节日内交易流程............................................27
第七章交易执行与偏差处理........................................................................................29
第八章计量与结算.........................................................................................................30
第一节结算原则................................................30
第二节结算方法................................................31
第九章市场风险防控.....................................................................................................34
第一节风险防控原则............................................34
第二节风险监测及防控..........................................34
第三节市场限价................................................34
第四节风险干预................................................35
第十章信息披露.............................................................................................................38
第十一章合同管理.........................................................................................................40
第十二章免责条款.........................................................................................................41
第十三章附则.................................................................................................................42
附件1 名词解释.............................................................................................................. 43 附件2 电子交易承诺书..................................................................................................46 附件3 互济交易风险提示书......................................................................................... 49 附件4 互济交易出清与结算计算方法.........................................................................51 附件5 聚合型虚拟电厂整体基线负荷计算方法........................................................61 附件6 各经营主体交易申报曲线示意图.....................................................................63
第一章总
则 第一条为更好发挥市场在资源配置中的决定性作用，激 励西北区域内经营主体积极参与西北区域省间电力互济，提高 电力系统电力可靠供应及新能源消纳水平，依据《中共中央国 务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕 9 号）及其配套文件、《国务院办公厅关于完善全国统一电力 市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4 号）、《国家发展 改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指 导意见》（发改体改〔2022〕118 号）、《电力市场运行基本 规则》（国家发展改革委令第20 号）、《国家发展改革委国 家能源局关于印发〈电力现货市场基本规则（试行）〉的通知》 （发改能源规〔2023〕1217 号）、《国家能源局关于印发〈电 力市场信息披露基本规则〉的通知》（国能发监管〔2024〕9 号）、《国家能源局关于印发〈电力市场注册基本规则〉的通 知》（国能发监管规〔2024〕76 号）、《国家发展改革委国 家能源局关于印发〈电力市场计量结算基本规则〉的通知》（发 改能源规〔2025〕976 号）等文件和国家电力市场化改革要求， 制定本规则。 第二条本规则适用于西北电网范围内陕西、甘肃、青海、 宁夏、新疆五省（区）及接入西北电网的直流配套电源组成的 控制区（以下简称配套控制区）之间开展的省间电力互济交易。
第三条西北区域省间电力互济交易（以下简称互济交易） 坚持市场化导向，根据“先省内（控制区内）、后省间”的优 先级顺序，各经营主体集中竞价出清。各市场成员不得以参与 互济交易为由，影响电力系统安全运行。 第四条国家能源局西北监管局（以下简称西北能源监管 局）会同国家能源局甘肃监管办公室（以下简称甘肃能源监管 办）、国家能源局新疆监管办公室（以下简称新疆能源监管办） 负责监管本规则的实施。
第二章市场成员管理
第一节市场成员
第五条互济交易的市场成员包括经营主体、电网企业和 市场运营机构等。 经营主体包括发电侧主体、用户侧主体、新型经营主体。 （一）发电侧主体包括接入西北电网，由省级及以上电力 调度机构直调的单机容量10万千瓦及以上的公网火电与光热 （含直流配套火电，下同）、风电（含直流配套风电，下同）、 光伏（含直流配套光伏，下同）、抽水蓄能（以下简称抽蓄）、 区域电力调度机构直调黄河水电机组（不含直流配套水电，以 下简称水电）。 其中，火电、光热以机组为单位，水电以电厂为单位，风 电、光伏以场站为单位，风光同场电站以调度控制单元为单位 （具体与主体参与省（区）现货市场保持一致，以下火电、光 热均简称火电；风电、光伏、风光同场电站的控制单元均简称 新能源，配套新能源专指直流配套新能源，配套电源专指直流 配套新能源与直流配套火电），抽蓄以电站为单位参与（参与 方式另行制定）。 （二）用户侧主体包括各省（区）电网企业（代理本省（区） 用户）、完成准入注册可直接参与批发市场的电力用户和售电 公司（以下简称批发用户）。
其中，批发用户仅在所在省（区）有电力供应缺口时参与。 （三）新型经营主体包括各省（区）完成市场注册的独立 储能电站（含直流配套独立储能，下同）、虚拟电厂。 其中，具备在接收到调度指令30分钟内响应、并与所在省 （区）电网企业签订并网调度协议的虚拟电厂可参与日内市场； 具备自动发电控制（AGC）功能、并能够连续可靠接收互济交 易出清结果的发电侧主体与独立储能电站可参与日内市场。 市场运营机构包括区域及省级电力调度机构和电力交易 机构。
第二节经营主体权利和义务
第六条发电企业的权利和义务 （一）按照本规则自愿参与互济交易，签订和履行互济交 易合同。 （二）公平获得输电服务和电网接入服务。 （三）公平获得市场运营相关信息。 （四）按规定披露和提供信息。 （五）执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度， 按规定提供辅助服务。 （六）法律法规所赋予的其他权利和义务。 第七条售电公司的权利和义务 （一）按照本规则自愿参与互济交易，签订和履行互济交
易合同。 （二）公平获得输配电服务，拥有配电网的售电公司应向 其他经营主体提供公平的配电服务。 （三）公平获得市场运营相关信息。 （四）按规定披露和提供信息。 （五）具备参与互济交易所需的计量、申报条件。 （六）法律法规所赋予的其他权利和义务。 第八条电力用户的权利和义务 （一）按照本规则自愿参与互济交易，签订和履行互济交 易合同。 （二）公平获得输配电服务和电网接入服务。 （三）公平获得市场运营相关信息。 （四）按规定披露和提供信息。 （五）具备参与互济交易所需的计量、申报条件。 （六）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状 况下（如事故等），按电力调度机构要求安排用电。 （七）法律法规所赋予的其他权利和义务。 第九条新型经营主体的权利和义务 （一）按照本规则自愿参与互济交易，签订和履行互济交 易合同。 （二）资源聚合类新型经营主体负责将互济交易结果下发 至被聚合资源并组织执行，按要求与被聚合资源协商确定有关
权利义务，签订代理服务合同，并将代理服务合同在电力交易 机构备案，按照代理服务合同分享互济交易收益。 （三）公平获得输配电服务和电网接入服务。 （四）公平获得市场运营相关信息。 （五）按规定披露和提供信息。资源聚合类新型经营主体 应提供自身及被聚合资源的相关信息。 （六）执行负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力 负荷管理系统或电力调度自动化系统。 （七）具备参与互济交易所需的计量、申报条件。 （八）法律法规所赋予的其他权利和义务。
第三节电网企业权利和义务
第十条电网企业的权利和义务 （一）保障经营范围内输变电设施的安全稳定运行。 （二）向经营主体提供公平的输、配电服务和电网接入服 务，为新型经营主体提供接入新型电力负荷管理系统或电力调 度自动化系统服务，开展调节能力评估服务；提供计量、抄表、 收付费等各类市场服务。 （三）代理暂未直接参与互济交易的电力用户参与互济交 易；在售电公司和电力用户直接参与互济交易之前，代理全部 电力用户参与互济交易。 （四）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，
服从电力调度机构的统一调度。 （五）依法依规提供相关市场信息，并承担保密义务，不 违规泄露市场信息，向市场运营机构提供支撑互济交易和市场 服务所需的相关数据，保证数据交互的准确性和及时性。 （六）负责互济交易电费结算，按规定收取输配电费，代 收政府性基金及附加等。 （七）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。
第四节市场运营机构权利和义务
第十一条区域电力调度机构（国网西北分部调度控制中 心，以下简称西北网调）的权利和义务 （一）负责运营互济交易。 （二）建设、运行、维护和管理西北区域省间电力互济交 易技术支持系统平台。 （三）组织互济交易出清，并向省级电力调度机构、经营 主体发布出清结果。 （四）负责相关主体申报数据的合理性校验和调管范围内 电网安全校核，组织省级电力调度机构开展安全校核。直调机 组参与接入省级电网省内电力现货交易的，其申报数据的合理 性校验由接入电网所在省（区）省级电力调度机构负责。 （五）向区域电力交易机构提供互济交易出清相关信息； 向相关电力交易机构提供支撑结算所需的相关基础数据。
（六）紧急情况下根据授权中止市场运行，保障电网安全 运行。 （七）与区域电力交易机构共同开展市场运营监测、评估 工作，科学防范市场运营风险；向相关能源监管机构报送市场 运行信息，对市场规则提出修改完善建议。 （八）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第十二条省级电力调度机构（国网陕西、甘肃、青海、 宁夏、新疆等省（区）电力调度控制中心及内蒙古电力（集团） 有限责任公司电力调度控制分公司，以下简称各省（区）调） 的权利和义务 （一）配合西北网调组织互济交易。 （二）建设、运行和维护本省（区）侧配套技术支持系统。 （三）按规定披露和提供本省（区）电力电量平衡情况、 输变电设备检修、机组检修、省内重要断面可用输电容量参考 值等市场信息。 （四）组织相关经营主体参与市场，负责相关主体申报数 据的合理性校验和调管范围内电网安全校核。 （五）根据本省（区）电力供应形势，开展省内预平衡或 市场预出清。 （六）按照市场出清结果组织本省（区）内经营主体执行， 对市场运营情况进行监测和评估。 （七）配合省级电力交易机构制定和完善本省（区）相关
主体参与互济交易的配套结算分摊细则。 （八）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第十三条区域电力交易机构（北京电力交易中心市场交 易六部，以下简称京交六部）的权利和义务 （一）提供经营主体的注册、信息变更、注销等相关服务。 （二）建设、运营和维护电力交易平台和相关配套系统。 （三）根据电力调度机构提供的互济交易出清及执行结果 等开展互济交易结算，向市场成员出具结算依据，提供相关服 务。 （四）提供信息发布平台，按规定披露和发布信息，服务 经营主体信息发布。承担保密义务，不违规泄露市场信息。 （五）与西北网调共同开展市场运营监测、评估工作，科 学防范市场运营风险。 （六）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第十四条省级电力交易机构（陕西、甘肃、青海、宁夏、 新疆、内蒙古等省（区）电力交易中心）的权利和义务 （一）提供经营主体的注册、信息变更、注销等相关服务。 （二）建设、运营和维护电力交易平台和相关配套系统。 （三）负责省（区）内经营主体的交易申报及信息发布， 负责将经营主体申报的相关交易数据发送至省级电力调度机 构。 （四）负责省（区）内相关经营主体交易结算工作。
（五）配合京交六部开展信息披露和发布。承担保密义务， 不违规泄露市场信息。 （六）根据市场运行情况，配合相关能源监管机构、本省 （区）相关主管部门等制定和完善本省（区）相关主体参与互 济交易的配套结算分摊细则。 （七）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。
第三章市场准备
第一节全网安全校验
第十五条全网安全校验是指在省间现货、互济交易、各 省（区）现货市场预出清前，根据西北各省（区）跨省区中长 期交易形成的联络线预计划、负荷预测、新能源预测等信息， 计算通过安全校验的全网典型运行方式，可供省内现货市场预 出清使用。 第十六条本规则包括D-1、D 日共两个交易日，交易执行 日为D 日。交易起始时刻为T 时刻，每15分钟为一个交易时段， 全天共96个交易时段。 第十七条全网安全校验开展前，京交六部向西北网调推 送D 日各省（区）、配套控制区跨省区中长期分时段交易曲线， 各省（区）调向西北网调报送D 日本省（区）各时段全省及分 节点相关参数信息。相关参数信息包括。 （一）负荷预测。 （二）新能源可用功率预测。 （三）机组与输变电设备检修计划。 （四）关键输电断面限额。 （五）机组可调出力范围与必开必停计划。 （六）其他开展全网典型运行方式计算需要的信息。 第十八条为做好全网安全校验所使用的电网典型运行方
式与D 日各省（区）现货市场使用的参数有效衔接，按以下原 则确定经营主体发电成本信息。 （一）非配套火电优先采用机组申报的D 日省（区）内现 货市场报价信息；若无申报价格，采用相关主管部门核定成本； 若所在省（区）未开展核定工作，采用在省（区）内现货市场 最近一次的有效报价信息。 配套火电启动成本采用机组最近一次在互济交易申报值， 变动成本采用最近一次在西北区域“沙戈荒”大基地配套电源 短期平衡市场（以下简称配套短期市场）申报“周报价”；未 参与配套短期市场的配套火电采用相关主管部门核定变动成 本；若所在省（区）未开展核定，暂采用机组当月年度、月度 中长期交易净合约价格与接入电网所在省（区）燃煤发电基准 价两者的较小值。 （二）独立储能电站采用所在省（区）现货市场最近一次 的有效申报信息。 第十九条西北网调在考虑全网可再生能源消纳需求、分 省平衡基础上开展西北全网安全校验，向各省（区）调发布全 网安全校验所用的D 日典型可靠性机组组合、经安全校验的西 北省间联络线、750千伏主要输电断面典型运行方式。发布的 信息不作为机组组合、电源发电计划等结果。
第二节信息申报
第二十条各省（区）调在互济交易出清前，应向西北网 调报送边界参数与电力电量平衡情况。 （一）边界参数 1.省内预平衡/市场预出清机组组合与发电预计划。 2.本规则第十七条所列相关参数信息。 （二）电力电量平衡情况 本省（区）D 日及D+1 日各时段全省及分区上备用、下备 用，本省（区）D 日各时段预计新能源调峰受阻电力。 第二十一条各经营主体在各交易日申报卖电、买电报价， 并依据基础参数等交易信息参与互济交易。其中： （一）获得容量电费的火电（不含应急备用机组）须参与 申报，若迟报、漏报或未报，则按历史最近一个有效报价参与 出清。 （二）依据各交易日组织时序，基础参数按照接入省级电 网省内现货市场或配套短期市场最近一个有效申报信息、缺省 原则处理方式执行，不再单独申报。 第二十二条火电申报交易信息 （一）卖电报价：即分时段“卖电电力-价格”曲线 1.卖电报价随卖电电力增加单调非递减，每一交易时段可 申报的分段曲线最多为5 段。 2.火电卖电报价出力范围为零至额定装机容量，对于计量 关口内装设有电源侧储能的经营主体，额定装机容量暂按“机
组额定装机容量+电源侧储能额定放电功率”确定，下同。 （二）买电报价：即分时段“买电电力-价格”曲线 1.买电报价随买电电力增加单调非递增，每一交易时段可 申报的分段曲线最多为5 段。 2.火电买电报价出力范围为零至额定装机容量。 3.最小发电能力曲线以下部分的非分时单段电能量报价 及最小连续停机买电时长。 （三）启动成本报价 对于非配套火电，采用机组在所在省（区）现货市场申报 的启动成本报价；对于配套火电，需单独申报启动成本，申报 方式与报价限值按照接入省级电网省内现货市场同类型机组 启动成本要求执行。 （四）基础参数 空载成本报价（针对参与省内现货市场且实施空载成本补 偿的火电机组，下同）、现货市场电能量报价曲线或配套短期 市场“周报价”、最早可并网时刻、典型开机与停机曲线、最 大与最小发电能力曲线、最小连续运行时长。水电申报卖电报 价与最大、最小发电能力曲线参数要求同火电。 第二十三条新能源申报卖电报价，申报要求同火电。 第二十四条配套新能源可单独申报买电报价，要求同火 电。在配套短期市场中申报“日报价”的，沿用作为卖电、买 电报价，不再单独申报。
第二十五条独立储能申报交易信息 （一）买（或卖）电报价：分时段“买（或卖）电电力- 价格”曲线 1.买（或卖）电报价随出力需求增加单调非递减，每一交 易时段充、放电分段曲线分别最多可申报5 段。 2.第一段出力区间起点为可用充电功率（负值），最后一 段出力区间终点为可用放电功率（正值）。出力区间不得跨越 充电、放电功率。 （二）基础参数 包括但不限于（分时段）可用功率、最大允许荷电状态等 约束。 第二十六条虚拟电厂申报交易信息 （一）卖电量价 申报要求同火电，最大卖电容量不超所在省（区）负荷管 理中心评估认定的最大下调节容量。 （二）买电量价 申报要求同火电，最大买电容量不超所在省（区）负荷管 理中心评估认定的最大上调节容量。 （三）参与时段 即分别参与互济交易卖电、买电的时间范围。若虚拟电厂 迟报、漏报或未报任一方向参与时段，则默认虚拟电厂不参与 相应方向的互济交易。
（四）上、下调节能力 即虚拟电厂在互济交易中可执行的最大买电、卖电空间， 不超过所在省（区）负荷管理中心评估认定的相应方向的最大 上、下调节容量（迟报、漏报或未报缺省值）。各省（区）调 依据电网平衡与虚拟电厂剩余发用电能力开展合理性、安全校 核。 第二十七条用户侧主体可选择“报量报价”或“报量不 报价”方式参与。 （一）选择“报量报价”方式时，按节点申报分时段“买 电电力-价格”曲线，申报要求同火电，出力范围为零至其该 时段分节点最大买电电力（作为相应时段买电需求，不超报装 容量）。 其中，各省（区）调考虑本省（区）独立参与的买方主体 申报情况后，依据电网平衡情况对各类经营主体的申报信息开 展合理性、安全校核，代理本省剩余用户申报。 （二）选择“报量不报价”方式时，申报分时段买电需求。 第二十八条各经营主体在日前市场组织日自愿申报参与 交易日单边交易意愿，即：以“报量报价”形式申报的经营主 体在互济交易第一次出清后，同意将剩余交易需求转为“报量 不报价”模式，作为价格接受者参与第二次出清。针对新能源 企业由于报价原因未成交或未申报单边交易意愿造成的未发 电量，不纳入弃电统计。
第二十九条本规则中卖电、买电报价申报要求 （一）申报电力最小单位为1兆瓦，申报价格最小单位为1 元/兆瓦时。 （二）各类报价中每段报价应包含申报出力区间起点、出 力区间终点以及该区间的能量价格，报价范围为0~1500 元/兆 瓦时。 （三）每一个报价段的出力起点必须等于上一个报价段的 出力终点，两段报价的出力衔接点对应报价值属于前一段报价。 （四）各省（区）电网企业每月申报一条缺省“买电电力 -价格”曲线，在未申报交易信息时用于互济交易出清。 第三十条交易申报信息管理 （一）经营主体申报数据应满足规定要求，由技术支持系 统根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过的不允许提交。 （二）各省（区）调在互济交易申报数据上报前对相关经 营主体申报量进行合理性、安全性校核，包括但不限于经营主 体可买、卖电力、电量等，确保互济交易申报量可送出或受入。 （三）合理性、安全性校核未通过的交易申请，各省（区） 调按照“价格优先，清洁能源优先，节能环保优先”的原则依 次调减。当以上条件均相同时，按照申报电力等比例调减，直 到通过校核。 第三十一条经营主体各类基础参数日内出清时原则上采 用日前申报值，参与配套短期市场的直流配套电源（含配套火
电、新能源、独立储能）采用D-2 日配套短期市场申报值；若 经营主体申请变更，应及时向西北网调与所属省（区）调提交 参数变更申请。其中，西北网调直调配套电源向西北网调提交 参数变更申请，其他经营主体参数变更申请经所属省（区）调 的合理性、安全校核后报送至西北网调，经审核确认后生效。 条件具备时，各经营主体采用接入省级电网省内现货市场、 配套控制区配套短期市场的电能量报价参与互济交易。
第四章交易组织
第一节交易品种
第三十二条互济交易是指在各省（区）内预平衡/市场预 出清的基础上，存在买电需求的经营主体向有增发需求的经营 主体购买电能量的省间交易。 卖方包括火电、水电、新能源、独立储能、虚拟电厂，买 方包括各省（区）电网企业、批发用户、独立储能、虚拟电厂、 火电、配套新能源。
第二节输电价格和线损
第三十三条互济交易买电经营主体互济交易输电费包含 送出省（区）外送输电费用，以及西北省间输电费用、省间输 电损耗费用。其中，配套控制区与所在省（区）成交时外送输 电费用、西北省间输电费用及省间输电损耗费用为零，独立储 能买电产生的输电费用按照放电电量予以退减。 第三十四条西北省间输电线损率按照相关电网企业向西 北能源监管局报备的标准执行，输电损耗根据相应标准折算为 线损电价，不再单独收取。各省（区）外送输电价格、西北电 网输电价格按照国家有关规定执行和调整。
第三节交易路径
第三十五条在互济交易中，陕西、甘肃、青海、宁夏、 新疆每个省（区）至少设置1 个交易节点，可根据电网阻塞情 况设置多个交易节点。配套控制区可设为独立交易节点。 第三十六条交易网络由交易节点、省间联络通道和省内 输电通道共同组成。 第三十七条交易路径由卖方节点和买方节点之间的输电 通道顺序链接形成。同一交易路径不重复经过同一交易节点。 第三十八条任意一对卖方、买方节点间可选择多条交易 路径开展交易。
第四节交易出清
第三十九条互济交易采用集中竞价，按照以下方法。 （一）将买方在所在交易节点申报的有效买电“电力-价 格”曲线，考虑所有交易路径的输电价格和输电线损后，逐一 折算到卖方交易节点。将买方折算至卖方的报价从高到低排序， 卖电方报价从低到高排序。 （二）按照买、卖双方价差递减的原则依次出清，价差最 大的优先出清，直至价差小于零或节点间交易路径可用输电容 量等于零或出清电力达到相关交易节点可受入/送出电力上限 或输电通道功率达到安全限额约束。存在多个买卖双方价差相 同时，相关经营主体按照其待成交电力的比例进行中标。 第四十条互济交易分两次顺序开展出清。
（一）第一次出清 各省（区）电网企业、批发用户、独立储能、配套控制区 存在平衡缺口的配套电源作为买方与各卖方开展集中优化出 清。出清后仍有增发需求的新能源、火电可继续作为卖方，与 具备下调能力的火电、虚拟电厂开展集中优化出清。 （二）第二次出清 按照“自主自愿、保供优先”的原则，先组织申报单边交 易意愿的省（区）电网企业、批发用户、独立储能、配套电源 的剩余买电需求按“报量不报价”模式，与卖方剩余卖电量价 开展集中优化出清；再组织申报单边交易意愿的新能源、火电 的剩余增发需求按“报量不报价”模式，与买方剩余买电量价 开展集中优化出清。 第四十一条第二次出清时，自愿参与单边交易的买方、 卖方分别按照剩余买电报价由高到低、剩余卖电报价由低到高 排序参与出清。其余情况下各经营主体按照有效容量比例出清。 第四十二条互济交易出清价格确定方法 卖方节点出清价格为该节点内最后一笔成交的卖方有效 卖电报价。买方节点出清价格为购入各卖方节点出清价格叠加 送出省（区）外送输电价格、西北省间输电价格及省间输电线 损的加权均价。 若卖方为“报量不报价”，则作价格接受方，即：买方节 点出清价格为该节点内最后一笔成交的买方有效买电报价。卖
方节点出清价格为送至各买方节点出清价格扣减西北省间输 电价格及省间输电线损、外送输电价格后的加权均价，卖方出 清价格不低于零。 卖方、买方出清价格计算方式详见附件4。 第四十三条各经营主体的有效量价曲线确定方法 （一）卖方 火电、水电有效卖电容量为“日前/日内最大发电能力－ 发电预计划（含已成交的省间电力交易，下同）－省内预留上 备用”；新能源为“短期/超短期可用功率预测－发电预计划”； 独立储能为“日前/日内可用放电功率－充放电预计划（放电 为正，充电为负，下同）”；虚拟电厂为经校核的日前/日内 最大下调节能力。卖电有效量价曲线从对应主体卖电报价起始 段（即最低价）起取至有效卖电容量。 （二）买方 火电为“发电预计划－日前/日内最小发电能力－预留下 备用容量”，出清停机买电机组不考虑预留下备用容量，配套 控制区存在平衡缺口买电时，配套火电为“发电预计划-日前/ 日内最大发电能力”；独立储能为“充放电预计划－日前/日 内可用充电功率”；配套新能源为“发电预计划－短期/超短 期可用功率预测”；虚拟电厂为经校核的日前/日内最大上调 节能力。买电有效量价曲线从对应主体买电报价起始段（即最 高价）起取至有效买电容量。出清停机机组的有效买电报价再
续接停机买电报价，整体单调非递增。 其中，省内预留上、下备用由各省（区）调按照所在省（区） 现货市场或辅助服务市场规定确定。配套新能源采用配套短期 市场“日报价”扣减发电预计划后剩余量价曲线参与出清。
第五节交易限制条件
第四十四条各经营主体按照出清机制及申报信息参与出 清，参与交易的限定条件如下。 （一）同一经营主体同一交易日的同一时刻仅可中标单一 买、卖电方向交易。 （二）同一省（区）或配套控制区同一交易日的同一时刻 仅可中标单一买、卖电方向交易。省（区）内或配套控制区内 存在通道阻塞时，在内部节点不成交互济交易的情况下，该省 （区）或配套控制区内不同阻塞分区的交易节点可同时分别作 为卖方、买方参与省间出清。 （三）若经营主体接入电网所在省（区）、配套控制区内 存在平衡缺口时，该时段不作为卖方参与省间出清；若存在可 再生能源富余时，该时段不作为买方参与省间出清。存在通道 阻塞时，若经营主体卖电/买电对所在省（区）电力平衡、可 再生能源消纳无影响，可作为卖方/买方参与省间出清。 （四）省（区）或配套控制区内部不存在平衡紧张或可再 生能源富余时，该省（区）或配套控制区内部经营主体是否买
入或卖出电能，按最大限度满足其他省（区）或配套控制区交 易需求确定。
第五章日前互济交易
第一节日前交易组织周期
第四十五条D-1 日组织D 日96 个时段的互济交易日前市 场出清。
第二节日前交易流程
第四十六条D-2 日12:00 前，各省（区）调向西北网调 报送西北区域全网安全校验所需参数信息。京交六部向西北网 调推送D 日各省（区）、配套控制区跨省区中长期96 点分时 交易曲线。 第四十七条D-2 日15:30 前，国家电力调控中心（简称 国调）编制D 日跨区联络线预计划。 第四十八条D-2 日15:45 前，西北网调编制D 日跨省联 络线预计划。 第四十九条D-2 日17:30 前，西北网调完成西北区域全 网安全校验，向各省（区）调发布结果。 第五十条D-1 日11:00 前，各省（区）调完成D 日省内预 平衡/现货市场预出清并报送西北网调，并将相关预出清或预 计划结果向经营主体发布。各省（区）调向西北网调报送互济 交易日前出清所需参数信息。 第五十一条D-1 日12:45 前，西北网调会同各省（区）
调将本交易周期互济交易所需相关信息发送至省级电力交易 机构，省级电力交易机构通过省级电力交易平台向省内经营主 体发布交易前信息公告。经营主体申报参与互济交易的相关信 息。 第五十二条D-1 日13:00 前，根据省间现货交易出清结 果，各省（区）调向西北网调报送D 日电网企业代理所在省（区） 用户购电需求相关数据，并对本省（区）内经营主体申报信息 完成合理性、安全校核，保障省（区）内电能申报量可执行， 更新关键输电断面限额等参数信息后报送至西北区域省间电 力互济交易平台。 第五十三条D-1 日14:30 前，西北网调完成D 日互济交 易日前出清，发布互济交易日前市场出清结果。当省内现货市 场、配套短期市场预出清并网主体发用电能力无法满足全网买 电需求时，先确定新增启机机组并形成相应省间送电交易曲线 （方法详见附件4），再组织集中式省间电力互济交易。 第五十四条D-1 日14:30 后，各省（区）调开展省内现 货日前市场正式出清或编制次日电能计划。具体时间以各省 （区）市场规则为准。 以上组织时序为标准工作日流程时序，若省间联络线计划 下发时间延迟，后续市场交易组织的时间节点将依次顺延。 第五十五条D-1 日20:00 前，各经营主体可选择修改用 于日内市场出清的报价，或沿用日前报价。
第六章日内互济交易
第一节日内交易组织周期
第五十六条日内市场以15 分钟为一个交易时段，滚动组 织T 时刻（T 为交易起始时刻）互济交易出清、T+15 分钟至T+120 分钟互济交易预出清。 按需组织T 时段至24:00 之间相应交易时段的长时日内市 场出清。
第二节日内交易流程
第五十七条省级电力交易机构完成相应的交易前信息公 告发布。 第五十八条T-45 分钟前，各经营主体申报T 至T+120 分 钟的交易信息。各省（区）调向西北区域省间电力互济交易平 台报送T 至T+120 分钟本省（区）参与日内市场所需交易信息， 以及本省（区）经营主体经过安全校核与合理性校核的交易信 息。其中T 时刻信息用于正式出清。 第五十九条T-30 分钟前，西北网调完成D 日互济交易日 内出清。发布T 时刻互济交易出清结果、T+15 分钟至T+120 分钟市场预出清结果，滚动编制发布西北省间联络线日内滚动 计划。 第六十条T-15 分钟前，各省（区）调完成省内现货市场
出清/实时发用电计划编制，发布机组发电计划并同步报送至 西北网调。 第六十一条为满足独立储能参与互济交易早、晚高峰的 充放电时间要求以及各经营主体交易需求，分别于4:00 前组 织6:15 至24:00、16:00 前组织18:15 至24:00 两场次的长时 日内交易。具体组织时间根据省间现货交易下发结果为准。相 关组织流程如下。 （一）3:05、15:05 前，各经营主体申报相应时段的交易 信息，各省（区）调完成交易信息报送。 （二）4:00、16:00 前，西北网调完成D 日互济交易长时 日内交易出清并发布出清结果，编制相应时段西北省间联络线 日内计划。
第七章交易执行与偏差处理
第六十二条互济交易出清结果纳入省间联络线计划，作 为各省（区）省内市场的运行边界，卖方成交结果作为送端关 口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结 算，互济交易出清结果作为互济交易电量的结算依据。 第六十三条互济交易出清结果原则上不跟随经营主体的 实际发用电而变化，实际执行中的偏差应优先在省（区）或配 套控制区内部进行调节，偏差按照省内现货市场、配套短期市 场等相关规则执行及结算。 第六十四条对于未参与所在省（区）省内现货市场的虚 拟电厂，当执行缺额电量大于考核门槛值时予以考核。考核费 用计算方法暂按附件4 执行，考核费用向所在省（区）全体工 商业用户分享。
第八章计量与结算
第一节结算原则
第六十五条市场运营机构依据国家有关规定开展互济交 易的计量与结算，包含实际结算电量、交易量价等内容。 第六十六条互济交易电费、考核费用采用日清月结方式， 各补偿类费用依据具体结算办法采用月清月结方式结算。 （一）西北网调于交易执行日的次日12:00 前通过交易平 台向京交六部提供互济交易出清电力和电价、执行结果等基础 数据。D+5 日京交六部按日生成并发布D 日日清分结果。 （二）每月第5 个工作日前，京交六部及省级电力交易机 构向经营主体出具上月结算依据（核对版），经营主体应在1 个工作日内完成核对、异议反馈（若有）和确认，逾期视为已 确认。经营主体提出异议的，出具该依据的电力交易机构应在 1 个工作日内组织经营主体、相关电网企业、相关电力调度机 构进行核实，达成一致的，经营主体应对修正后的结算依据（核 对版）在1 个工作日内完成核对和确认；因异议处理无法按时 达成一致的，纳入下一结算周期进行结算、追退补或清算，异 议处理不得影响无争议部分的电费结算。 （三）每月第8 个工作日前，京交六部及省级电力交易机 构汇总其他交易结果，统一出具月度结算依据，并向经营主体 发布。
各省级电力交易机构开展互济交易与省内市场结算业务 衔接工作，相关电网企业开展电费支付。 第六十七条互济交易结算原则 （一）发电侧主体申报电价含税。 （二）买电省（区）的用户侧主体到户价格在买电省（区） 省间交易落地结算价格基础上，还应按照国家和所在省（区） 价格政策和相关规定，加上省（区）内的相关价格和费用（如 省内输配电价、政府性基金及附加、系统运行费用等，具体项 目按照国家和各省（区）相关文件规定执行，下同）。独立储 能、抽蓄具体项目的相关费用按照国家和各省（区）相关文件 规定执行。 （三）各售电公司、虚拟电厂所代理用户享有互济交易成 交结果、考核费用的知情权，并在零售合同（代理协议）中予 以体现，向所在省（区）电力交易机构备案。若有互济交易相 关费用的分摊分享原则，需在零售合同（代理协议）中明确。
第二节结算方法
第六十八条互济交易按照出清量、价结算。卖方总互济 交易电费为各交易日相应交易结算电量与结算电价的乘积之 和（含长时日内市场出清结果，下同），买方总互济交易电费 为各交易日相应交易落地结算电量与落地结算电价的乘积之 和。卖方、买方总电费计算方式详见附件4。
第六十九条互济交易新增启机时，开展互济交易电费、 启动补偿费用、启机损失补偿费用结算。 （一）互济交易电费：新增启机机组按照省间送电曲线电 量、结算价格结算；相应买电省（区）或配套控制区按照对应 机组的省间送电曲线落地结算电量、落地结算价格结算。 （二）启动补偿费用：按照新增启机机组对应状态的启动 成本报价计算，拟停备机组按零计算。 （三）启机损失补偿费用：当新增启机机组的启动补偿费 用、互济交易电费之和低于核定启动成本、对应出力的变动成 本之和时，可获得启机损失补偿，依据机组省间送电曲线出力、 核定变动成本等计算。 上述费用计算方式详见附件4。 第七十条各交易日总启动补偿费用、启机损失补偿费用 按买电省（区）或配套控制区在分配省间送电曲线的交易日总 分配量之和比例分摊。原则上，各省（区）按照本省（区）机 组启动补偿等费用分摊规则执行，配套控制区相关经营主体按 照当月月度上网电量比例分摊。有需要的省（区），由省级电 力交易机构协同本级调度机构，在充分听取相关经营主体意见 后，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则制定本 省（区）分摊细则，并向相关能源监管机构报送后执行。 第七十一条互济交易出清机组停机时，互济交易电费依 据成交结果计算，不再单独补偿启动费用。
第七十二条独立储能省间输电费退减按照“谁收取、谁 退减”原则按月开展。每月第2 个工作日，京交六部汇总上月 独立储能省间互济交易执行结果，下发至省级交易机构。省级 交易机构，会同省级电网企业，结合参与省间互济交易独立储 能个体上月充、放电平均转换效率，计算省间充电交易对应的 放电电量，并于第4 个工作日发送至京交六部。京交六部据此 开展分部、相关送出省省间输电费退减工作。
第九章市场风险防控
第一节风险防控原则
第七十三条西北网调、京交六部应按照“谁运营、谁防 范，谁运营、谁监控”的原则，建立并完善互济交易监测和风 险防控机制，采取有效风险防控措施，加强对市场运营情况的 监控分析。
第二节风险监测及防控
第七十四条互济交易技术支持系统相关信息应按照能源 监管机构有关工作要求接入电力监管信息系统。西北网调、京 交六部应根据互济交易运行情况设置市场风险监测指标，并向 西北能源监管局提出包括但不限于以下建议：指标计算方法、 分级判定标准、风险缓解及管控措施等。
第三节市场限价
第七十五条互济交易除正常交易的申报限价之外，当市 场价格处于价格限值的时间超过一定时长后，可设置并执行二 级价格限值，具体执行方式如下。 （一）当出清的卖方节点价格达到互济申报价格上限的时 长累计超过1 小时，相关卖方主体对应时段的卖电结算价格限 制为所接入省（区）省内现货市场出清价格上限。
（二）当出清的卖方节点价格达到所接入省（区）省内现 货市场出清价格上限的时长累计超过2 小时，相关卖方主体对 应时段的卖电结算价格限制为所接入省（区）燃煤基准价的1.5 倍（不超所接入省（区）省内现货市场出清价格上限）。 以上参数由相关能源监管机构依据互济交易运行情况调 整。
第四节风险干预
第七十六条互济交易运行过程中发生下列情形之一的， 西北能源监管局可会同甘肃能源监管办、新疆能源监管办作出 市场干预决定，并委托市场运营机构实施，省级相关主管部门 可向能源监管机构提出干预建议。 （一）电力供应严重不足时。 （二）电力市场未按照规则运行和管理时。 （三）电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须 进行重大修改时。 （四）电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严 重影响交易结果时。 （五）其他需要进行市场干预的情形。 第七十七条互济交易运行过程中出现如下情况时，市场 运营机构应按照安全第一的原则采取取消市场出清结果、实施 发用电计划管理等措施对市场进行干预，并尽快报告能源监管
机构及相关省（区）相关主管部门。 （一）电力系统发生故障导致网络拓扑发生重大变化，或 当电网整体、局部发生稳定破坏，严重危及电网安全。 （二）因重大自然灾害、突发事件等原因导致电网运行安 全风险较大时。 （三）西北区域省间电力互济交易技术支持系统发生重大 故障，导致无法按照市场规则进行出清和调度时。 （四）其他需要进行市场干预的情形。 第七十八条市场干预的主要手段包括但不限于。 （一）调整市场限价。 （二）调整经营主体发电出力、充放电功率。 （三）中止市场交易结果执行。 （四）暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。 第七十九条市场干预期间，市场运营机构应记录干预原 因、干预时间、干预操作及结果、干预人员等内容，并报送西 北能源监管局及相关能源监管机构。 第八十条市场干预期间，各经营主体应按照电网调度管 理规程，严格执行调度指令，确保电网安全稳定运行。 第八十一条当出现以下情况时，市场运营机构可按区域 能源监管机构授权，中止互济交易。 （一）因发生重大电源或电网故障，严重影响电力有序供 应或电力系统安全运行时。
（二）因重大自然灾害、突发事件等原因导致电力供应出 现严重不足或电网运行出现较大风险时。 （三）相关交易技术支持系统发生故障，导致短期内无法 正常组织市场交易时。 （四）其他严重异常情况。 第八十二条市场中止前由市场运营机构通知各经营主体， 通知的内容包括市场中止的原因、范围和开始时间。 市场运营机构确定导致市场中止的情形消除后，通知各经 营主体恢复市场交易。
第十章信息披露
第八十三条市场信息分为日信息、月度信息，内容包括 卖方、买方、交易时段、电力电量、价格、费用等。电力交易 机构负责互济交易信息披露的实施，电力调度机构通过信息披 露平台发布信息，并同步发布至西北区域省间电力互济交易平 台。 第八十四条工作日12:00 前，发布前一日互济交易出清 情况。对市场信息有异议的经营主体应在信息发布后1 个工作 日内提出核对要求。市场运营机构在接到核对要求后3 个工作 日内完成数据核对并反馈。 第八十五条每月第12 个工作日，西北网调及京交六部负 责向西北能源监管局报送上月度互济交易月度分析报告，同时 抄送甘肃能源监管办、新疆能源监管办。互济交易月度分析报 告内容包括但不限于主体报价、交易运行情况、交易结算情况、 非正常报价等市场异常事件、市场风险防控措施情况、交易规 则修订建议等。省级电力交易机构负责向区域电力交易机构报 送互济交易电费、各类补偿、考核费用及收益分摊明细，同时 向相关能源监管机构报备。 第八十六条省级电力交易机构、调度机构在编制本省（区） 月度交易分析等报告时，应包含涉及本省（区）的互济交易情 况，并按照本省（区）相关主管部门要求报送。
第八十七条西北网调及京交六部于次年1 月20 日前将互 济交易年度运营情况报送西北能源监管局，同时抄送甘肃能源 监管办、新疆能源监管办。
第十一章合同管理
第八十八条互济交易合同包括电子承诺书和包含交易结 果的电子交易单，不再签订纸质合同。经营主体在报价前，阅 知《互济交易风险提示书》，并签订电子承诺书。 第八十九条电子交易单内容包括：交易主体、交易时间、 交易电量、交易电力、交易价格、跨省联络线、输电价格、交 易计量等交易信息。 第九十条电力调度机构将经过经营主体确认的电子承诺 书和电子交易单提供给电力交易机构，作为交易结算的依据。
第十二章免责条款
第九十一条由于不可抗力引发的发输变电设备异常，造 成其他市场成员经济损失的，其设备所属的相关方不承担经济 责任。不可抗力指对市场和电力系统有严重影响的不能预见、 不能避免并不能克服的客观情况。 第九十二条出现电力系统发生重大事故、系统安全稳定 受到威胁、电力供应无法保持平稳有序等情况，市场运营机构 按规定对市场进行干预，电力调度机构按“安全第一”的原则 处理，可予以免责。
第十三章附则
第九十三条结合试运行情况，市场运营机构可提出规则 中相关参数、价格区间等调整需求，由电力市场管理委员会审 议通过，经审定后执行。 第九十四条本规则由西北能源监管局负责解释。 第九十五条本规则自印发之日起施行，《西北区域备用 辅助服务市场运营规则》（西北监能市场〔2023〕60 号）、《西 北区域省间调峰辅助服务市场运营规则》及其补充修订条款 （西北监能市场〔2020〕8 号、西北监能市场〔2023〕2 号） 同时停止执行。 第九十六条本规则有效期2 年。
附件1 名词解释 1.联络线：电力系统中连接两个或多个控制区（如区域电 网、省级电网）的输电线路，实现电力系统之间的功率交换、 互助支援和稳定运行。 2.联络线计划：某一省（区）或配套控制区对外的全部联 络线分时段功率交换计划之和。 3.市场出清：电力市场根据市场规则通过竞争确定交易量、 价。 4.市场结算：根据交易结果和市场规则相关规定，在规定 周期内对市场成员参与电能量等市场的有关款项进行的计算、 划拨。 5.电力电量平衡：在特定时间段内针对发、用电资源电力 （功率）、电量供需的动态匹配管理。 6.机组组合：以各省（区）或配套控制区电力电量平衡及 电网安全为目标，合理出清或安排火电开机、关机状态。 7.上备用：在运行方式安排及实时调度运行中，为了应对 设备意外停运、新能源功率负向波动、负荷正向波动等预留的 额外有功容量。 8.下备用：在运行方式安排及实时调度运行中，为了应对
外送通道中断、新能源功率正向波动、负荷负向波动等预留的 有功调节容量。 9.额定装机容量：即机组在额定工况下，能够连续稳定输 出的最大有效电功率，应与并网调度协议保持一致。 10.综合厂用电率：即一定周期内发电量与上网电量的差 值与发电量的平均比值，单位为%。 11.最大、最小发电能力曲线：即机组考虑受阻、最小稳 定技术出力等因素在各时段能稳定输出的最大、最小发电有功 出力。 12.典型开机曲线：即机组在开机过程中，并网后的升功 率曲线，时间间隔为15 分钟。 13.典型停机曲线：即机组在停机过程中，解列前的降功 率曲线，时间间隔为15 分钟。 14.最小连续运行时长：即机组开机后距离下一次停机至 少需要连续运行的时间，单位为小时。 15.最小连续停机时长：即机组停机后距离下一次开机至 少需要连续停运的时间，单位为小时。 16.可用功率：即储能优化充放电功率上限值，依据储能 额定充放电容量考虑各年电池实际衰减情况确定。 17.最大允许荷电状态：即依据最大可用功率，申报的优 化存储电量极限。 18.调峰受阻电力：因系统调峰资源不足导致新能源可发
电功率与预测功率之间的差值。 19.日前市场：运行日前一个工作日（D-1 日）进行的决定 运行日（D 日）机组组合状态、发电（充放电）计划的电能量 市场。 20.日内市场：运行日（D 日）组织未来一段时间发电（充 放电）计划的电能量市场。 21.变动成本：本规则中，针对参与省内现货市场且实施 空载成本补偿的各省（区）的火电机组，按照边际电能成本、 空载成本两项分别计算；其余情况默认按照平均电能成本单值 计算。 22.电力供应缺口：考虑全部停备机组、应急电源及其他 市场、行政手段后，仍无法满足本省（区）电力供应需求的情 况。
附件2 电子交易承诺书 为保障西北区域省间电力互济交易顺利开展，规范市场成 员行为，维护市场秩序，在遵守国家相关法律法规的基础上， 由参与西北电力互济交易技术支持系统的经营主体签订本承 诺书，并同意作出如下承诺： 一、交易资格 （一）本公司为一家依法设立并合法存续的企业，有权签 署并有能力履行本承诺书。签署和履行参与交易所需的一切手 续（包括办理必要的政府批准、取得许可和营业执照等）均已 办妥并合法有效。 （二）已在电力交易机构注册，满足并遵守《西北区域省 间电力互济交易实施细则》相关要求。 （三）发电企业已与电网企业签订《购售电合同》，单个 时段内15 分钟最小负荷不小于1 兆瓦。 （四）参与交易时，任何法院、仲裁机构、行政机关或能 源监管机构均未作出任何足以对参与交易产生重大不利影响 的判决、裁定、裁决或具体行政行为。 （五）同意通过技术支持系统参与交易，并按照相应交易 事项执行。
二、交易合同 （一）本公司同意交易采用“电子合同”形式。电子合同 由本承诺书+交易单共同组成。交易结果发布后形成交易单， 电子合同即成立生效，对本公司具有法律约束力。 1.同意在交易过程中使用电子签名、数据电文的形式。使 用本公司交易账号和交易密码在技术支持系统中的各种操作， 包括但不限于申报电力、电量、电价及对申报数据的补充、修 改和对交易结果的核实、确认等，均为基于本公司的交易意愿 产生的交易行为。本公司自行承担因自身故意或过失导致交易 账号和交易密码管理不善带来的风险和损失。 2.同意所参与的互济交易的方式、电力、电量、价格等， 以技术支持系统发布的信息公告、交易结果为准。认可由交易 结果产生的购售输电关系，并对交易结果中电量、电价等各项 内容全面、适当履行。 （二）本公司同意电子合同作为《购售电合同》的有效补 充，与《购售电合同》具有相同法律效力。电子合同中未明确 的，按照《购售电合同》执行。《购售电合同》相关条款与电 子合同相关内容出现不一致时，按照电子合同约定的内容执行。 三、其他 本公司为签署承诺书所需的内部授权程序均已完成，本承 诺书为书面文件时，签署承诺书的是本公司法定代表人或授权 代理人，承诺书自法定代表人或授权代理人签署之日起生效。
采用电子文本时，通过本公司账号、密码，在技术支持系统参 与互济交易之前，点击“同意”即为签署生效。本承诺书生效 后即对本公司具有法律约束力。
附件3 互济交易风险提示书 各经营主体： 在进行互济交易时，由于收益与风险共存，为了使各经营 主体了解其中的风险，根据相关的法律法规和交易规则，现将 可能存在的风险提示如下，请您认真详细阅读。 （一）宏观系统风险。由于我国宏观经济形势变化、地区 宏观经济环境和电力交易市场的变化、电力供需形势变化，可 能会引起互济交易价格波动。 （二）政策风险。因国家宏观政策、相关法律法规和交易 规则发生变化以及监管部门监管政策的调整，可能引起互济交 易价格波动。 （三）不可抗力风险。由于自然灾害、战争等不可抗力因 素的出现，将严重影响互济交易的正常运行。对于由不可抗力 风险所导致的任何损失，由经营主体自行承担。 （四）网络风险。因不可抗力、计算机病毒或者黑客攻击、 突发性的软硬件设备与电子通信设备故障、网络服务提供商线 路或其他故障等原因造成服务中断或不能满足用户要求，交易 平台不承担任何责任。网络环境存在诸多不可预知因素，交易 平台未主动或故意泄露用户隐私资料，平台不承担任何相关责
任。如用户使用交易平台时被第三方抓取甚至泄露信息，由用 户自行承担风险。 （五）安全风险。由于经营主体密码失密、操作不当、决 策失误、公告查阅不及时等原因可能会使经营主体发生亏损； 交易平台上操作完毕后未及时保存，致使未申报成功而造成的 损失；交易平台上操作完毕后未及时退出，被他人利用进行恶 意操作而造成的损失；上述损失都将由经营主体自行承担。在 经营主体进行省间电力现货交易时，委托他人代理进行交易， 长期不关注账户变化有可能造成损失，他人给予经营主体的保 证获利或不会发生亏损的任何承诺都是没有根据的，类似的承 诺不会减少经营主体发生亏损的可能。 本风险提示书无法穷尽从事互济交易的全部风险情形，请 务必全面了解互济交易规则及相关规定。
附件4 互济交易出清与结算计算方法 1.互济交易出清卖方结算价格、买方落地结算价格 （1）卖方“报量报价”时 ks t i ks t p p , , , 互济出清 边际卖电报价 j kb ks t ks t ks n kb ks j kb t kb ks ks j kb ks t kb ks ks Q p p p p Q , , , , 互济 互济出清 外送 , , 互济出清 跨省输电 , , 互济 跨省 上述公式中： ks t p , 互济出清为t 时段卖方节点ks 的互济交易卖方结算电价。 j kb t p , , 互济出清为t 时段买方节点kb 买方j 的互济交易买方落地结 算电价。 i ks t p , , 边际卖电报价为t 时段卖方节点ks 内最后一笔成交的卖方i 有 效卖电报价（计及市场限价后）。 j kb ks t Q , , 互济 为t 时段买方节点kb 买方j 与卖方节点ks 成交的 互济交易落地结算电量。 p跨省输电、跨省、 ks n p , 外送分别为西北省间输电价格、省间输电 线损率及卖方节点ks 所在省（区）n 外送输电价格。 kb ks为省间输电价格的折算系数。当卖方、买方所在节点
ks、kb 为同一省（区）时， kb ks为零。其他情况 kb ks 。 （2）卖方“报量不报价”时 kb t j kb t p p , , , 互济出清 边际买电报价 ,0 i ks t i ks kb t kb ks i ks kb t kb kb kb t kb ks ks n kb ks p Q Max Q p p p , , , , 互济出清 互济 跨省 , , 互济 , , 互济出清 外送 跨省输电 上述公式中： kb t p , 互济出清为t 时段买方节点kb 的互济交易买方落地结算电价。 i ks t p , , 互济出清为t 时段卖方节点ks 卖方i 的互济交易卖方结算电 价。 j kb t p , , 边际买电报价为t 时段买方节点kb 内最后一笔成交的买方j 有 效买电报价。 i ks kb t Q , , 互济 为t 时段卖方节点ks 卖方i 与买方节点kb 成交的 互济交易结算电量。 互济交易节点暂按照西北电网750 千伏、500 千伏变电站 的750 千伏、500 千伏母线设置，并列运行母线作为一个交易 节点。 2.互济交易交易电费 对于某次互济交易： i i t i ks t t R Q p , , , 互济 互济 互济出清 其中：
i t i i t Q d P , , 互济 互济出清 上述公式中： i R互济为卖方i 各交易日对应本次出清的互济交易电费。 i t Q , 互济为t 时段卖方i 对应本次出清的互济交易结算电量。 i ks t p , , 互济出清为t 时段卖方i 所在卖方节点ks 对应本次出清的互 济交易结算电价。 i t P , 互济出清为t 时段卖方i 对应本次出清的互济交易中标出力。 i d 为机组i 的厂用电率，由各省（区）省内市场规则或机 组运行参数管理要求确定，下同。 j j kb t j kb t t C Q p , , , , 互济 互济 互济出清 其中： j KS j kb t j kb ks t ks Q Q , , , , 互济 互济 j kb ks m m I i t j kb ks t i Q Q , , , , 互济 互济 上述公式中： j C互济为买方j 各交易日对应本次出清的互济交易电费。 j kb t Q , , 互济为t 时段买方j 对应本次出清的互济交易落地结算电 量。 j kb t p , , 互济出清为t 时段卖方节点kb 买方j 对应本次出清的互济交 易落地结算电价。
j kb ks t Q , , 互济 、 j KS 为t 时段买方节点kb 买方j 与对应本次出清 的卖方节点ks 成交的互济交易落地结算电量、买方j 购入对应 本次出清的全部卖方节点ks 集合。 j kb ks I , 、 mi t Q , 互济分别为t 时段买方j 与卖方节点ks 对应本次出 清的成交全部卖方集合、相应卖方im 的互济交易结算电量。 3.新增启机需求确定方法 当分时段全网上备用小于全网最小安全上备用时，依据最 大上备用缺额（以下简称上备用缺额）确定新增启机机组。存 在通道阻塞时，根据阻塞情况分区计算。 t t D Max Max D D 启机 最小安全上备用 上备用 - , 上述公式中： D启机为全网新增启机需求。 t D最小安全上备用、 t D上备用分别为D 日全网最小安全上备用、依 据各省（区）现货市场预出清计算的全网上备用。 4.新增启机机组确定方法 依据停备机组（含拟停备机组，下同）启机调用成本、午 间深调能力确定，计算方法为： U C p P C T 启机调用 启动 电能量 平均最小发电 空载 连续运行 上述公式中： U启机调用为机组启机调用成本。 C启动、C空载分别为机组启动成本、空载成本（若有）报价。 在运拟停备机组C启动按零计算。
P平均最小发电为机组接入省级电网省内现货市场申报的日前 分时最小发电能力曲线或考虑低负荷运行的发电能力（具体定 义以各省（区）现货市场相关规定为准，下同）的算术平均值 （考虑最小可并网时间），配套火电按照配套短期市场相关规 定。 T连续运行为机组最小连续运行时长。 p电能量为机组在省内现货市场电能量申报均价、配套短期 市场“周报价”申报均价，按照电能量报价曲线分段加权平均 价格计算（若第一段出力区间起点不为零，则零至报价出力起 点的电能量价格按照第一段报价计算）。 未参与配套短期市场的配套火电采用相关主管部门核定 变动成本；若所在省（区）未开展核定，暂采用机组当月年度、 月度中长期交易净合约价格（若有）与接入电网所在省（区） 燃煤发电基准价两者的较小值。 T t t P S Cap 午间 最小发电 深调 上述公式中： S深调为机组午间深调能力。 t P最小发电为机组接入省级电网省内现货市场申报的日前t 时 段最小发电能力曲线或考虑低负荷运行的发电能力，配套火电 按照配套短期市场相关规定。 T午间为午间谷段，时间范围为10:00 至16:00（下同）。
当造成上备用缺额的省（区）及配套控制区无停备机组， 新增不受安全约束的停备火电按照启机调用成本由低到高依 次调用，直至相应时段的最大发电能力之和满足新增启机需求。 当启机调用成本相同时按机组午间深调能力分别由低到高调 用。由于环保、能耗等政策要求存在开机限制的机组，启机序 位可后移。 若造成上备用缺额的省（区）或配套控制区有停备机组， 缺额由相关省（区）或配套控制区通过优化机组组合等方式解 决，具体机组组合以该省（区）现货市场正式出清结果为准。 5.新增启机送电曲线 为保障启机机组所在省（区）现货市场、配套短期市场边 界稳定、价格不受影响，按以下方法确定新增启机机组的省间 送电曲线： （一）曲线起始时刻：对于当前处于停备状态的机组，为 最早可并网时刻；对于当前处于并网状态拟停备的机组，为拟 解列时刻与全网上备用缺额出现时刻两者的较早值。 （二）曲线持续时长：为机组最小连续运行时长、买电省 （区）购电需求时长中的较大值，不超过机组所在省（区）、 配套控制区下一次净启机时刻（考虑通道阻塞）。 （三）曲线电力：新增启机机组最小发电能力，对于当前 处于停备状态机组需考虑典型开机曲线。 （四）新增启机机组的省间送电曲线由各省（区）上备用 缺额比例分配。出现买电省（区）当日无购电需求但曲线持续
时长未结束时，沿用前一日分配比例。 6.新增启机机组互济交易电费 i T i i t i t t R Q p 启机曲线 , , 启机省间 启机 启机曲线 其中： i t i i t Q d P , , 启机 启机曲线 上述公式中： i R启机省间为新增启机机组i 的互济交易电费。 i t Q , 启机为t 时段新增启机机组i 的省间送电曲线电量。 i t p , 启机曲线为t 时段新增启机机组i 的省间送电曲线结算价格， 即上月互济交易卖方分时结算均价（不含省间启机送电交易费 用及电量、启动补偿费用、启机损失补偿费用）。 i T启机曲线为新增启机机组i 的各日省间送电曲线持续时长。 i t P , 启机曲线为t 时段新增启机机组i 的省间送电曲线出力。 im j m m m T I j i t j i t j i t C Q p 启机曲线 , , , , 启机省间 启机 启机曲线 其中： m m j i t i t Q Q , , , 启机 启机 1 m m m i t i n j i t p p p p , , , , 外送 启机曲线 启机曲线 跨省输电 跨省
上述公式中： j C启机省间为买电省（区）或配套控制区j 的互济交易电费。 m j i t Q , , 启机为t 时段买电省（区）或配套控制区j 的省间送电曲 线电量。 m j i t p , , 启机曲线为t 时段买电省（区）或配套控制区j 的省间送电 曲线落地结算价格。 j I 为买方省（区）或配套控制区j 成交的新增启机机组im 集合。 mi t Q , 启机、 mi n p , 外送分别为买电省（区）或配套控制区j 成交的中 标机组im 在t 时段的省间送电曲线电量、接入电网所在省（区） n 的外送输电价格。 跨省、p跨省输电分别为西北省间输电线损率、西北省间输电 价格。 7.启机损失补偿费用 0 i T i i i i t i t t R Max M R M R 跨省启机 , , 启机损失补偿 启动 启动 变动成本 启机省间, 其中： i t i i t i i M d P p C , , 变动成本 跨省启机 电能成本 空载 上述公式中： iR启机损失补偿为新增启机机组i 的启机损失补偿费用。 i t M , 变动成本为t 时段新增启机机组i 的省间送电曲线出力对应 的变动成本。
i M启动为新增启机机组i 的相关主管部门核定启动成本；若 无相关价格，采用最近一次在互济交易申报值。 i R启动、 i C空载分别为新增启机机组i 的启动补偿费用、空载 成本报价（若有）。 ip电能成本为新增启机机组i 接入省级电网省内现货市场火电 成本补偿相关规定确定的电能成本补偿价格。若无相关价格， 暂采用机组当月年度、月度中长期交易净合约价格与接入电网 所在省（区）燃煤发电基准价两者的较小值。 8.虚拟电厂互济交易考核费用 虚拟电厂执行缺额电量按15 分钟为周期计算： ,0 i t i t i t Q Max X Q Q , , , 考核 虚拟电厂缺额 虚拟电厂互济 虚拟电厂实际 上述公式中： i t Q , 虚拟电厂缺额为虚拟电厂i 在t 时段的执行缺额电量。 X考核为虚拟电厂执行缺额电量考核门槛系数。 i t Q , 虚拟电厂互济为虚拟电厂i 在t 时段互济交易出清电量。 i t Q , 虚拟电厂实际为虚拟电厂i 在t 时段的实际执行电量。卖电执 行电量为虚拟电厂实际用电功率低于基线负荷形成的未用电 量，买电执行电量为虚拟电厂实际用电功率高于基线负荷形成 的增用电量。 虚拟电厂基线负荷的计算、计量数据拟合（补全）方法原 则按照各省（区）内相关交易规则执行；若接入省级电网省内 无相关规则，按照附件5 执行。
虚拟电厂卖电时，暂定考核门槛系数为70%，暂定考核费 用为互济交易电费。 虚拟电厂买电时，暂定考核门槛系数为70%，暂定考核费 用计算公式为： i t i t R Q p , , 考核 虚拟电厂买电考核 虚拟电厂缺额 上述公式中： i t R , 虚拟电厂买电考核为虚拟电厂i 在t 时段的互济交易买电考核费 用。 p考核为虚拟电厂互济交易买电考核价格，按照能源监管机 构、相关主管部门相关规定执行。若无相关规定，暂定按照虚 拟电厂在各交易日的互济交易中标时段的加权结算均价的0.5 倍执行。
附件5 聚合型虚拟电厂整体基线负荷计算方法 聚合型虚拟电厂整体基线负荷由所聚合用户的基线负荷加 和得到。对于含有储能的虚拟电厂，基线应在储能充放电功率 为零的状态下选取。用户基线负荷计算选择参与日前的3 个典 型日的用电功率算术平均值（每15 分钟），典型日按如下规则 选取。 （一）交易日发生在工作日，则选取交易日前5 个工作日， 其中需剔除电力中断（因预先计划或意外事故导致用户电力负 荷与电能供应断开）及用户参与互济交易等市场日，剔除后不 足5 天的部分向前顺序选取补足5 天，从上述5 天中再剔除日 最大负荷最大、最小的两天，剩余3 天作为典型日； （二）若交易日发生在非工作日，则选择交易日前最近的5 个非工作日为典型日，剔除方法同工作日，最终选取3 天为典 型日。 虚拟电厂负荷数据拟合（补全）办法。 （一）用户基线负荷拟合。如用户某个典型日的负荷数据 缺失，则以该典型日前一同类型日相同时段数据替代，进行拟 合； （二）用户实际负荷拟合。如用户实际负荷数据缺失，优
先采用缺失数据时段电量数据进行拟合，其次采用相邻时段负 荷数据拟合。
附件6 各经营主体交易申报曲线示意图 1.火电、水电、新能源卖电报价 2.火电、新能源买电报价 图1 火电、水电、新能源卖电申报曲线示意图 卖电电力 额定装机容量 价格 有效卖电报价范围 图2 火电、新能源买电申报曲线示意图 买电电力 价格 额定装机容量 有效买电报价范围 有效容量 有效容量
3. 出清停机机组有效价格 4.用户侧主体（报量报价）买电报价 图4 用户侧主体买电申报曲线示意图 买电电力 价格 节点最大买电电力 图3 出清停机机组有效价格示意图 买电电力 价格 额定装机容量 有效买电报价范围 有效买电容量=发电预计划 分时最小发电能力 停机买电报价
5.独立储能买（卖）电报价 卖电电力 可用放电功率 价格 买电电力 有效买电 报价范围 可用充电功率 放电预计划 有效卖电 报价范围 图5 独立储能放电状态买（卖）电申报曲线示意图 图6 独立储能充电状态买（卖）电申报曲线示意图 卖电电力 可用放电功率 价格 买电电力 有效买电 报价范围 可用充电功率 充电预计划 有效卖电 报价范围
6.虚拟电厂卖电报价 7.虚拟电厂买电报价 图7 虚拟电厂卖电申报曲线示意图 卖电电力 最大下调节容量 价格 有效卖电报价范围 图8 虚拟电厂买电申报曲线示意图 买电电力 价格 最大上调节容量 有效买电报价范围 有效容量 有效容量