电力交易知识题库及解答

电力交易知识题库及解答1.电力中长期交易与现货交易的核心区别是什么？电力中长期交易与现货交易的核心区别体现在交易周期、价格形成机制和风险对冲功能上。中长期交易通常以月、季、年为周期，部分可覆盖多年，交易标的为未来特定时段的电量，价格通过双边协商、集中竞价或挂牌等方式确定，主要功能是锁定电力供需关系和稳定市场预期，降低市场主体因短期价格波动带来的风险。现货交易则聚焦于近实时或当日的电力平衡，包括日前、日内和实时市场，交易周期通常为1天内的小时级或15分钟级，价格由供需关系实时形成，反映电力的边际成本，主要用于保障电力系统实时平衡和发现短期市场价格信号。例如，某发电企业通过中长期交易锁定全年70%的电量，剩余30%通过现货市场竞价出售，既能稳定收益，又能参与短期市场调节。2.电力市场中“发电侧单边开放”与“双侧开放”的具体含义是什么？“发电侧单边开放”指电力市场仅允许发电企业作为卖方参与交易，电力用户（包括大用户和一般用户）作为买方由电网企业代理购电，不直接参与市场竞价。此模式下，电网企业承担购售电主体责任，用户电价仍由政府核定，主要适用于市场建设初期，风险可控但市场化程度较低。“双侧开放”则允许发电企业、售电公司与电力用户（包括工商业用户和部分居民用户）直接参与交易，形成多买多卖的市场格局。用户可自主选择售电公司或与发电企业直接交易，电价由市场供需决定，更能反映电力商品属性。例如，2022年某省启动双侧开放后，超过500家工商业用户直接与12家发电企业签订双边交易合同，全年交易电量占比从30%提升至55%。3.电力交易中的“偏差考核”机制如何设计？其对市场主体的影响是什么？偏差考核机制是电力市场保障电力系统实时平衡的核心手段，通常基于中长期合同电量与实际结算电量的偏差比例进行奖惩。设计上，首先明确偏差电量计算方式（如实际用电量减合同电量），然后设定免考核阈值（如±2%），超过阈值部分按阶梯式价格惩罚：偏差在2%-5%的部分，按市场平均电价的1.5倍结算；超过5%的部分，按2倍结算。正向偏差（实际用电量超合同）需额外购电，反向偏差（实际用电量低于合同）则可能面临惩罚性结算。对发电企业而言，偏差过大可能导致收益下降；对用户而言，需加强用电预测，否则可能增加用电成本。例如，某用户签订月合同电量1000万千瓦时，实际用电量1030万千瓦时，偏差3%（超过2%阈值），其中20万千瓦时（1030-1000×1.02）需按1.5倍结算，若市场均价为0.5元/千瓦时，该用户需多支付20×0.5×0.5=5万元。4.电力现货市场中“节点电价”与“区域统一出清价”的差异是什么？节点电价（NodalPrice）是考虑电网阻塞和传输损耗的精细化电价机制，每个电网节点（如变电站母线）的电价由该节点的边际发电成本、阻塞成本和损耗成本共同决定。其核心是反映电力在不同位置的稀缺性，引导电源和负荷的合理布局。例如，某节点因输电线路满载导致电力供应紧张，该节点电价可能高于其他节点，激励用户减少用电或发电企业增加附近电源投资。区域统一出清价（UniformClearingPrice）则是将整个市场视为单一区域，所有成交机组按边际机组的报价统一结算，不考虑节点间的差异。此模式计算简单，适用于电网结构坚强、阻塞较少的地区，但可能无法准确反映局部供需矛盾。目前，美国PJM市场采用节点电价，而北欧市场早期采用区域统一出清价，后逐步向分区电价过渡。5.售电公司参与电力交易的主要盈利模式有哪些？需承担哪些风险？售电公司的主要盈利模式包括：①价差收益，通过低买高卖赚取中长期合同与零售电价的差额；②增值服务收益，为用户提供负荷聚合、需求响应、能效管理等服务并收取费用；③辅助服务分成，组织用户参与调峰、调频等辅助服务，与发电企业或电网企业分享收益。需承担的风险包括：①价格风险，若中长期合同采购价格高于零售电价或现货市场波动剧烈，可能导致亏损；②偏差风险，用户实际用电量与预测偏差过大，需支付高额偏差考核费用；③信用风险，用户拖欠电费或发电企业违约导致合同无法履约；④政策风险，市场规则调整（如偏差考核比例收紧）可能影响盈利空间。例如，某售电公司与10家工业用户签订零售合同，约定电价为0.55元/千瓦时，同时以0.5元/千瓦时采购中长期电量，理论价差0.05元/千瓦时；若用户实际用电量偏差达5%，需额外支付0.03元/千瓦时的考核费用，实际盈利降至0.02元/千瓦时。6.新能源（风电、光伏）参与电力交易的特殊规则有哪些？新能源参与电力交易需遵循“保障性收购+市场化交易”的双轨制规则。首先，保障利用小时数内的电量由电网企业按标杆上网电价全额收购，超出部分需通过市场化交易出售。其次，因出力波动性大，新能源企业需提交次日96点（每15分钟）发电预测曲线，偏差超过一定比例（如±10%）将面临考核，部分市场允许通过购买“调节服务”（如与火电企业签订互补协议）减少偏差。此外，新能源参与现货市场时，部分地区实行“报量不报价”机制，即仅申报发电能力，电价由市场出清价决定，保障其优先消纳。例如，某光伏电站年保障性收购小时数为1200小时，实际发电1500小时，超出的300小时需通过双边协商或集中竞价出售，若市场均价为0.4元/千瓦时（低于标杆电价0.45元/千瓦时），则该部分收益减少15万元（300小时×1万千瓦×0.05元/千瓦时）。7.电力交易中的“合同电量分解”是什么？如何实现分时分解？合同电量分解是将中长期交易签订的总电量按时间维度（月、日、小时）拆分，形成具体的交割曲线，确保与现货市场衔接。分时分解需考虑用户负荷特性和发电侧出力特性：对于大工业用户，可根据历史用电曲线（如高峰8-12时、平段12-18时、低谷18-24时）分解；对于发电企业，火电可按基荷曲线分解，新能源则按预测出力曲线分解。实际操作中，若交易双方未约定分解曲线，通常由交易中心按“均匀分解”原则（如月合同电量按每日24小时平均分配）处理，但可能与实际用电需求不匹配，导致偏差考核风险。例如，某用户签订月合同电量720万千瓦时（按30天计算，每日24万千瓦时），若其实际用电高峰集中在白天（每日8-18时用电1.5万千瓦时/小时，共15万千瓦时），夜间仅9万千瓦时，实际日用电量24万千瓦时与合同一致，但分时曲线差异可能导致现货市场中高峰时段需额外购电，增加成本。8.电力辅助服务市场的主要品种有哪些？其与电力现货市场的衔接方式是什么？电力辅助服务市场主要品种包括调峰（深度调峰、有偿调峰）、调频（一次调频、二次调频）、备用（旋转备用、非旋转备用）、无功补偿、黑启动等。其中，调峰和调频是当前市场建设的重点。与现货市场的衔接方式主要有两种：①联合出清，将辅助服务需求与电能量需求统一优化，在现货市场出清时同时确定电能量价格和辅助服务补偿价格；②独立出清，辅助服务市场单独运行，补偿费用从电能量市场结算中分摊。例如，在山东电力现货市场中，日前市场同时出清电能量和备用服务，备用价格作为节点电价的附加项，发电企业提供备用可获得额外收益，用户则通过电能量价格间接承担备用成本。9.电力交易中的“跨省跨区交易”与“省内交易”的主要区别是什么？跨省跨区交易与省内交易的区别体现在交易主体、价格机制和协调难度上。交易主体方面，跨省跨区交易涉及不同省份的发电企业、电网企业（如国家电网、南方电网的省公司）和用户，部分交易由国家电网交易中心或区域交易中心组织；省内交易则由省级交易中心组织，主体为省内市场主体。价格机制方面，跨省跨区交易电价通常由送受端协商确定，或执行国家核定的输电价格（如“点对网”“网对网”交易），部分市场化交易（如清洁能源外送）采用“落地价倒推”方式（受端市场均价减去输电费用）；省内交易电价由市场竞争形成。协调难度方面，跨省跨区交易需考虑送端发电能力、跨区通道容量、受端消纳能力等因素，协调多个省级政府的利益，复杂度更高。例如，四川水电外送江苏的交易中，需统筹考虑四川水电丰枯期出力差异、特高压通道利用率（如锦苏直流最大输送容量720万千瓦）、江苏用电负荷特性（夏季高峰需求大），交易周期通常为年度框架协议+月度调整。10.电力市场中“虚拟电厂”的参与方式有哪些？其在交易中的核心作用是什么？虚拟电厂（VPP）通过聚合分布式电源（如光伏、储能）、可控负荷（如工业可调节设备、电动汽车充电桩）和储能资源，以单一主体参与电力交易。参与方式包括：①作为售电主体，将聚合的分布式电源电量通过中长期或现货市场出售；②作为需求响应主体，组织可控负荷参与调峰、调频等辅助服务；③作为储能运营主体，利用储能充放电参与现货市场低买高卖。核心作用是解决分布式资源规模小、分散化的问题，提升其市场参与能力，同时为系统提供灵活调节资源。例如，某虚拟电厂聚合了100个工商业用户的可调节负荷（总容量5万千瓦）和50个分布式光伏（总容量3万千瓦），在现货市场日前申报中，可报出“高峰时段减少负荷2万千瓦，低谷时段增加发电1万千瓦”的组合策略，既帮助用户降低用电成本，又为系统提供调峰服务，获得辅助服务补偿。11.电力交易合同中的“价格调整机制”通常包含哪些条款？其设计目的是什么？价格调整机制主要包含以下条款：①煤电联动条款，当煤炭价格波动超过约定阈值（如±10%）时，合同电价按公式调整（如电价=基准价+0.01×（实际煤价-基准煤价））；②新能源补贴退坡条款，若国家降低新能源标杆电价，合同电价相应下调；③市场价格联动条款，以月度或季度市场均价为基准，合同电价按比例浮动（如合同电价=市场均价×0.95）；④不可抗力条款，因自然灾害、政策调整等导致成本大幅变化时，双方协商调整电价。设计目的是降低市场主体因外部因素（如燃料价格、政策变化）导致的合同履约风险，保障交易双方利益平衡。例如，某煤电企业与用户签订年度合同，约定基准电价0.4元/千瓦时，煤炭基准价700元/吨，当煤价超过800元/吨时，电价每上涨10元/吨，电价上调0.002元/千瓦时。若实际煤价850元/吨，电价调整为0.4+（850-700）/10×0.002=0.43元/千瓦时，企业成本压力得到部分缓解。12.电力现货市场中“日前市场”与“日内市场”的功能定位和出清流程有何不同？日前市场的功能是确定次日各小时的发电计划和电能量价格，保障系统次日的电力平衡，出清流程为：①发电企业申报次日96点（15分钟级）的发电能力和报价曲线（价格-电量）；②电力用户或售电公司申报次日96点的用电需求和报价曲线；③交易中心通过安全约束经济调度（SCED）模型，在满足电网安全约束（如线路容量、机组出力限制）的前提下，优化选择发电和用电计划，出清各小时的市场电价（边际机组报价）。日内市场的功能是修正日前计划的偏差，处理临时的发电出力波动（如新能源弃风弃光、机组故障）或用电需求变化，出清流程更灵活，通常按“滚动出清”方式，每1-2小时组织一次，仅申报未来几小时的调整需求，出清模型简化为无约束或弱约束优化，快速确定调整电量和电价。例如，某风电场日前预测次日10-12时发电10万千瓦，但实际因风速降低仅能发电5万千瓦，需在日内市场申报“缺额5万千瓦”的购买需求，交易中心组织其他机组（如燃气机组）增发电量，出清电价为燃气机组的边际报价（如0.7元/千瓦时），风电场需按此价格购买缺额电量。13.电力交易中的“信用管理”主要包括哪些内容？如何影响市场主体的交易行为？信用管理主要包括信用信息采集、信用评价和信用奖惩。采集内容涵盖市场主体的履约情况（如合同电量完成率、电费缴纳及时性）、违规行为（如虚假申报、操纵市场）、社会责任（如参与辅助服务积极性）等。信用评价通常分为AAA（优秀）、AA（良好）、A（合格）、B（关注）、C（不良）等级，评价结果向社会公开。奖惩措施包括：AAA级主体可获得优先交易权、降低保证金比例；C级主体需提高保证金比例、限制交易规模，严重者列入“黑名单”并暂停交易资格。信用管理通过约束市场主体的短期机会主义行为，激励其重视长期信用，促进市场公平有序运行。例如，某售电公司因连续3个月未及时缴纳电费被评为B级，需将交易保证金从合同金额的5%提高至10%，增加了资金占用成本；而另一AAA级发电企业则可将保证金比例降至3%，提升了资金使用效率。14.电力市场中“交叉补贴”的表现形式有哪些？市场化改革对其影响是什么？交叉补贴主要表现为：①不同用户类型间的补贴，如居民、农业用户电价低于成本，由工商业用户补贴；②不同电压等级间的补贴，低电压等级用户（如220V居民）供电成本高于高电压等级用户（如10kV工业），但电价差异未完全反映成本；③不同区域间的补贴，偏远地区供电成本高，但电价与城市地区趋同，由城市用户补贴。市场化改革通过“管住中间、放开两头”，逐步减少交叉补贴：工商业用户电价由市场形成，不再承担居民用户的补贴；输配电价按“过网费”模式独立核定，反映电压等级和区域供电成本差异；居民用户电价仍由政府核定，但部分地区探索“分时电价”，引导用户错峰用电，间接降低交叉补贴规模。例如，某省2020年工商业用户平均电价0.6元/千瓦时（含补贴0.1元/千瓦时），居民电价0.45元/千瓦时；2023年工商业用户市场化比例达80%，平均电价0.58元/千瓦时（补贴降至0.08元/千瓦时），居民电价调整为“峰0.6元、谷0.3元”，交叉补贴规模减少约20%。15.电力交易中的“输电权”是什么？其在跨区交易中的作用是什么？输电权是市场主体获得的在特定输电通道上传输电力的权利，通常以“容量权”（允许传输的最大电力）或“电量权”（允许传输的最大电量）形式存在。在跨区交易中，输电权的作用包括：①分配稀缺的跨区通道资源，避免通道阻塞导致的交易受限；②降低市场主体的价格风险，持有输电权的主体可锁定通道使用费，避免因通道拥挤导致的额外成本；③引导电源和负荷的合理布局，若某通道输电权价格高，反映该方向电力供需紧张，激励在受端建设电源或在送端控制装机规模。例如，国家电网对“西电东送”通道（如复奉直流）实行输电权拍卖，发电企业需竞买输电权后才能参与外送交易，2023年某通道输电权拍卖价格为50元/千瓦·月，某发电企业竞买10万千瓦输电权，需支付50×10×12=600万元/年，计入外送交易成本。16.电力市场中“需求响应”的参与主体和激励方式有哪些？需求响应的参与主体包括工商业用户（可调节生产设备）、居民用户（可调节空调、热水器）、售电公司（聚合用户资源）、虚拟电厂（聚合分布式资源）。激励方式主要有：①价格激励，通过分时电价、尖峰电价引导用户主动调整用电（如高峰时段电价提高50%，用户减少用电可节省电费）；②补偿激励，对参与调峰、调频的用户按实际减少（或增加）的电量给予补偿（如调峰补偿0.3元/千瓦时）；③积分激励，用户参与需求响应获得积分，可兑换电费折扣或实物奖励。例如，某工业用户参与电网公司组织的“迎峰度夏”需求响应，约定在14-16时减少用电2万千瓦，实际减少2.5万千瓦，超出部分按0.4元/千瓦时补偿，该用户获得2.5×2×0.4=2万元补偿，同时享受当月电费5%的折扣。17.电力交易合同中的“履约保函”是什么？其额度如何确定？履约保函是市场主体为保证合同履约向交易中心或对方提供的担保，通常由银行或保险公司出具，承诺在违约时承担赔偿责任。额度确定需考虑合同标的金额、市场主体信用等级和交易风险：信用等级高的主体（如AAA级），保函额度为合同金额的5%-10%；信用等级低的主体（如B级），额度提高至15%-20%。对于中长期合同，额度可按年、季分阶段调整（如首年10%，次年8%）；对于现货交易，额度通常为单日最大可能结算金额的20%-30%。例如，某发电企业与用户签订年度合同，交易电量1亿千瓦时，均价0.5元/千瓦时，合同金额5000万元，若企业信用等级为AA级，保函额度为5000×8%=400万元，若企业违约（如未按合同供电），用户可凭保函获得400万元赔偿。18.电力现货市场中“市场力”的表现形式有哪些？监管机构如何防范？市场力表现为：①卖方垄断，少数发电企业控制大部分发电容量，通过抬高报价操纵市场电价（如某企业拥有区域内60%的火电装机，在现货市场中报高价迫使其他机组成为边际机组）；②买方垄断，少数大用户联合压低购电价格；③区域阻塞导致的局部市场力，某节点因通道限制仅有1-2台机组供电，机组可报高价。监管机构防范措施包括：①市场集中度监管，设定单个主体最大市场份额（如不超过20%）；②报价行为监管，限制最高报价（如不超过煤电标杆电价的3倍），监控异常报价（如连续多日报高价且成交）；③阻塞管理，通过节点电价或分区电价反映阻塞成本，削弱局部市场力；④市场力检测与干预，定期评估市场力指数（如HHI指数），对超标主体采取强制剥离资产、限制交易等措施。例如，某省现货市场运行初期，某发电集团市场份额达35%，监管机构要求其出售部分机组，将份额降至25%，并对其报价设置“最高限价=标杆电价×2”的额外约束。19.电力交易中的“结算周期”和“结算流程”是怎样的？结算周期通常分为月结算和年结算，月结算处理当月中长期合同、现货交易、辅助服务等费用，年结算进行全年偏差调整（如年度合同电量与实际电量的最终清算）。结算流程为：①数据采集，交易中心收集发电企业上网电量、用户用电量、现货市场出清结果、辅助服务调用量等数据；②核对确认，市场主体对数据进行核对，提出异议并修正；③费用计算，计算中长期合同结算费用（合同电量×合同电价）、现货偏差费用（偏差电量×现货电价）、辅助服务补偿费用（服务量×补偿价格）；④资金结算，交易中心开具结算单，市场主体通过电力交易平台完成电费支付，电网企业扣除输配电费和政府性基金后，将剩余电费支付给发电企业。例如，某用户8月中长期合同电量1000万千瓦时（电价0.5元），现货偏差电量+50万千瓦时（现货均价0.55元），输配电费0.1元/千瓦时，政府性基金0.03元/千瓦时，总电费=1000×0.5+50×0.55=527.5万元，扣除输配电费（1050×0.1=105万元）和基金（1050×0.03=31.5万元），实际需支付527.5+105+31.5=664万元。20.新能源参与电力交易时，“保障性收购”与“市场化交易”的电量如何划分？保障性收购电量根据国家或省级政府核定的保障利用小时数确定，计算公式为：保障性电量=装机容量×保障利用小时数。剩余电量为市场化交易电量（总发电量-保障性电量）。保障利用小时数的核定需考虑新能源发展阶段、消纳能力和技术进步，例如，2023年某省风电保障利用小时数为2000小时，某风电场装机5万千瓦，保障性电量=5×2000=1亿千瓦时；若实际发电1.2亿千瓦时，市场化电量为0.2亿千瓦时。需注意，若因电网企业原因导致新能源限电（如线路故障），限电部分电量仍计入保障性收购电量，由电网企业承担责任；若因新能源企业自身预测偏差导致限电，超出保障小时数的限电部分不计入保障性电量。21.电力交易中的“绿电交易”与“常规电力交易”的核心区别是什么？绿电交易与常规电力交易的核心区别在于交易标的的环境属性。绿电交易的标的是风电、光伏等可再生能源发电量，同时配套“绿色电力证书”（绿证），证明该电量的环境效益（如减少二氧化碳排放）。用户购买绿电不仅获得电力商品，还获得绿证，可用于满足自身碳减排目标（如企业承诺使用100%可再生能源电力）或参与碳市场交易。常规电力交易仅涉及电能量的物理交割，不包含环境属性。例如，某跨国企业为满足“零碳工厂”认证要求，通过绿电交易购买1000万千瓦时光伏电量，同时获得1000个绿证（每个绿证对应1兆瓦时绿电），其工厂用电量中绿电占比提升至30%，帮助完成认证；而常规电力交易中，用户仅获得电能量，无法证明其使用的是清洁能源。22.电力市场中“辅助服务补偿”与“电能量电价”的关系是什么？辅助服务补偿与电能量电价共同构成发电企业的收入来源，两者既互补又存在一定替代关系。电能量电价主要补偿发电企业的边际成本（如燃料、运行维护），辅助服务补偿则补偿其提供调峰、调频等服务的额外成本（如深度调峰导致的煤耗增加、设备损耗）。在现货市场中，辅助服务需求可能影响电能量电价：例如，系统需要更多调峰服务时，调峰机组可能降低出力（减少电能量供应），导致电能量电价上涨，同时调峰补偿增加，发电企业通过“电能量+辅助服务”组合获得更高收益。反之，若电能量电价已充分反映稀缺性，辅助服务补偿可适当降低，避免重复补偿。例如，某火电机组在现货市场中因电能量价格高（0.6元/千瓦时）获得高收益，同时提供深度调峰服务（补偿0.1元/千瓦时），总收益0.7元/千瓦时；若电能量价格降至0.5元/千瓦时，调峰补偿可能提高至0.2元/千瓦时，维持总收益稳定。23.电力交易中的“合同转让”是什么？其允许的条件和限制有哪些？合同转让是指市场主体将已签订的电力交易合同部分或全部权利义务转让给第三方，需经交易双方和交易中心同意。允许的条件包括：①合同未完全履约（如剩余3个月未交割的电量）；②转让双方均具备市场主体资格；③原合同无“禁止转让”条款。限制包括：①转让电量不得超过原合同剩余电量的50%（防止过度投机）；②转让价格不得低于原合同电价的80%或高于120%（防止价格操纵）；③新能源保障性收购合同不得转让（保障基本消纳）。例如，某发电企业因机组退役，无法履行剩余500万千瓦时的年度合同，经用户同意后，将合同转让给另一发电企业，转让价格为原合同电价的95%（0.475元/千瓦时，原电价0.5元），交易中心审核通过后完成转让，新发电企业承担剩余电量的供电义务。24.电力现货市场中“边际机组”的确定对电价形成有何影响？边际机组是指在现货市场出清中，最后被选中的发电机组，其报价决定了该时段的市场电价（边际电价）。若边际机组为低成本的新能源（如光伏，报价0元），则市场电价较低；若边际机组为高成本的燃气机组（报价0.8元/千瓦时），则市场电价较高。边际机组的确定直接影响市场电价水平和发电企业收益：低成本机组（如煤电）若未成为边际机组，仅按边际电价结算，收益可能低于自身报价；高成本机组若成为边际机组，可获得高于自身成本的收益。例如，某时段市场需求100万千瓦，可用机组为：光伏（50万千瓦，报价0元）、煤电（40万千瓦，报价0.4元）、燃气（20万千瓦，报价0.7元）。出清时优先选择光伏和煤电（共90万千瓦），仍缺10万千瓦，因此边际机组为燃气机组（报价0.7元），市场电价0.7元/千瓦时，光伏和煤电按0.7元结算，获得超额收益（煤电成本0.4元，利润0.3元/千瓦时）。25.电力交易中的“输配电价”是如何核定的？其与电力交易电价的关系是什么？输配电价按“准许成本加合理收益”原则核定，由政府价格主管部门制定。核定流程为：①确定电网企业的准许成本（包括折旧、运行维护费）；②核定准许收益（有效资产×加权平均资本成本）；③计算输配电价=（准许成本+准许收益-其他业务收入）/输配电量。输配电价分为省级电网输配电价、区域电网输配电价和跨省跨区专项输电工程输配电价，按电压等级（如500kV、220kV、10kV、220V）分档。电力交易电价=市场交易电价+输配电价+政府性基金及附加。例如，某用户与发电企业签订市场化交易合同，电价0.5元/千瓦时，输配电价（10kV）0.15元/千瓦时，政府性基金0.03元/千瓦时，用户实际支付电价=0.5+0.15+0.03=0.68元/千瓦时。26.电力市场中“售电公司注册”的条件有哪些？注册后需履行哪些义务？售电公司注册需满足：①资产要求，注册资本不低于2000万元（对应年售电量不超过6亿千瓦时），每增加1亿千瓦时售电量，注册资本增加1000万元（最高无上限）；②人员要求，拥有10名以上专业人员（包括电力、经济、法律等），其中中级及以上职称不少于3人；③技术要求，具备电力交易平台接口、负荷预测系统等技术支持能力；④信用要求，无不良信用记录。注册后需履行的义务包括：①遵守市场规则，按时足额结算电费；②保障用户权益，公示电价、服务标准等信息；③配合监管，定期报送经营数据（如售电量、用户数量）；④承担偏差责任，对代理用户的用电偏差负责。例如，某售电公司注册资本5000万元（可售电11亿千瓦时），拥有15名专业人员（5名中级职称），通过注册后，需每月向交易中心报送用户清单、合同执行情况，并在官网公示“月度平均电价0.55元/千瓦时，服务承诺响应时间≤24小时”。27.电力交易中的“跨省跨区增量交易”与“存量交易”的区别是什么？跨省跨区增量交易指新增的跨省跨区电力交易，通常基于新建输电通道（如金上-湖北特高压）或新增发电装机（如新建风电基地），交易电量为“增量”部分（即不占用原有通道或机组的保障性收购电量）。存量交易则是基于已运行的输电通道和发电装机，交易电量为“存量”部分（如四川水电外送江苏的既有交易）。区别在于：①价格机制，增量交易电价通常通过市场化竞争形成（如招标、挂牌），存量交易电价可能执行政府核定的“落地价”；②消纳责任，增量交易需受端省份承诺消纳（如纳入电力电量平衡计划），存量交易受端省份已承担消纳义务；③通道使用，增量交易需占用新增通道容量，存量交易使用既有通道剩余容量。例如，2023年投运的“陇东-山东”特高压直流工程，其配套的800万千瓦风电光伏基地外送交易为增量交易，通过集中竞价确定电价（