2026华中区域（东四省）电力互济交易实施细则详解

国网华中分部调度控制中心2026年5月（一）总体情况介绍（二）市场申报与组织（三）市场出清机制（五）交易结算（六）后续工作安排一、总体情况介绍（发改体改〔2022〕118号）省间互济交易等灵活响应新能源短时消纳需新能源消纳和调控的指导意见（发改能源〔2025〕1360号）完善跨省跨区电力交易制度。在省间交易框架下探索区完善跨省跨区电力交易制度。在省间交易框架下探索区一、总体情况介绍一、总体情况介绍国家能源局华中监管局将编制省间电力互济交易规则列为2025年重点工作，并将任务以会议纪要形式下发分部组织四省调开展集中工作，会后形成交易国家能源局华中监管局将编制省间电力互济交易规则列为2025年重点工作，并将任务以会议纪要形式下发分部组织四省调开展集中工作，会后形成交易规则讨论稿规则第二次征求意见；专程向国家能源局市场监管司汇报规则编制情况规则经四省市场管委会分别审议通过，并报国家能源局和国家发改委相关司局审查完成主要交易机制设计，并在国家能源局组织召开的华中（东四省）电力市场调研座谈会上进行专题汇报形成规则征求意见稿，规则第一次征求意见，广泛听取各方意见规则第三次征求意见；形成规则送审稿一、总体情况介绍省内中长期交易省内现货省内中长期交易省内现货交易跨省跨区中长期交易跨省跨区现货交易区域内省间互济交易交易结果中长期交易结果预平衡 一、总体情况介绍l已在电力交易机构完成市场注册手续的各类型发电企业（含抽水蓄能电站）、售电公司、电力用户、新型经营主体。参与省间电力现货市场的售电公司和电力用户可参与互济交易。l新型经营主体包括调度调用新型储能、独立参与市场的负荷侧可调节资源、通过聚合方式代理相关资源参与市场的负荷聚合商或负荷类虚拟电厂；其中调度调用新型储能是指具备独立计量装置，并且按照市场出清结果或电力调度机构指令运行的新型储能，包括独立储能电站、具备条件独立运行的新能源配建储能等。电网企业区域电网企业、省级电网企业市场运营机构区域、省级电力调度机构及交易机构一、总体情况介绍l发电企业（初期包括燃煤火电、抽水蓄能）l新型经营主体（初期包括调度调用新型储能、独立参与市场的负荷侧可调节资源、通过聚合方式代理相关资源参与市场的负荷聚合商或负荷类虚拟电厂）。l发电企业（初期包括燃煤火电、水电、新能源、抽水蓄能）、新型经营主体（初期仅包括调度调用新型储能）。l可再生能源优先在省内消纳，富余电力可参与互济交易申报。交易场次根据开展时间分为日前交易和日内交易，日内交易为日前交易的增量交易。一、总体情况介绍水电及新能源水电及新能源富余电力参与互济交易跨省售发电量和售电收益售电公司及用户满足自身负荷需求，同时可以在省间采购低价电，相较于省内购电更优惠，有效降低购电成本燃煤火电l在互济交易中低价购电替代收益增加业负荷侧调节资源调整自身或被聚合资源的用电业负荷侧调节资源调整自身或被聚合资源的用电得增量调节收益电网企业l保证高峰时段供电可靠充裕l购入省外低价弃电量降低购电成本抽蓄及新型储能在互济交易中通过抽发/充放差价获得收益：l可再生能源富余时低价购电l电力供需紧张时高价售电（一）总体情况介绍（二）市场申报与组织（三）市场出清机制（五）交易结算（六）后续工作安排二、市场申报与组织各类经营主体在同一平台上开展市场申报。落实全国统一电力市场建日前市场日前市场是日前市场日前市场跨区资源配置跨省余缺互济省内平衡兜底省间现货交易区域内省间互济交易省内现货交易日内市场否日内市场实时市场经营主体二、市场申报与组织申报原则①购售电双方按照96个交易时段进行交易申报。础上剔除日前互济交易出清结果、省间现货市场日内出清二、市场申报与组织针对电网实时供需平衡变化情况，允许“日前申报价格日内可调”，赋予市场主体更加灵活的交易选择和策略调整空间。新能源、水电主体提供“报量报价”“报量不报价”“缺省报价”三种申报1.报量报价1.报量报价配成功的剩余售电需求以“接受购电方价格”的2.报量不报价3.缺省报价3.缺省报价二、市场申报与组织市场成员类别日前交易日内交易交易方向申报方式燃煤火电√√买入+卖出报量报价抽水蓄能√买入+卖出新型储能√买入+卖出负荷侧可调节资源主体、负荷聚合商、负荷类虚拟电厂√×买入电网企业、售电公司、电力用户√√买入报量报价，分档、非递增新能源、水电√√卖出①报量报价：分档、非递减，接受余量出清意愿②报量不报价：只报需求③缺省报价：提前报意愿，需求自动填报二、市场申报与组织l预出清（预计划）中未安排开机的机组不得申报购电和售电电力。l可同时参与日前、日内互济交易的购电和售电申报。l未参与省内现货市场时：①需单独申报其最大发电能力和最小技术出力。②机组省内日前预计划叠加省间现货市场日前出清结果后，与分段报价相匹配，形成机组日前互济交易购售电分时“电力-价格”曲线。③机组省内日内最新计划叠加省间现货市场日内出清结果后，与分段报价相匹配，形成机组日内互济交易购售电分时“电力-价格”曲线。l参与省内现货市场时：①机组最大发电能力和最小技术出力沿用其在省内现货市场申报参数（不再单独申报）。②机组省内现货日前预出清结果叠加省间现货市场日前出清结果后，与分段报价相匹配，形成机组日前互济交易购售电分时“电力-价格”曲线。③机组省内现货日内最新出清结果叠加省间现货市场日内出清结果后，与分段报价相匹配，形成机组日内互济交易购售电分时“电力-价格”曲线。二、市场申报与组织售电申报售电申报1.申报96个交易时段的售电量价曲线，按照非递减原则逐段申报。2.每段需申报出力区间起点、出力区间终点，以及该区间的日前、日内售电价格。3.每个报价段的起始点必须等于上一个报价段的结束点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。4.第一段出力区间起点为机组的最小技术出力，最后一段出力区间终点为机组的最大发电能力。最大发电能力不得高于其额定装机容量。5.未参与省内现货市场时：①日前互济售电上限=最大发电能力-省内日前预计划-省间现货日前出清结果。②日内互济售电上限=最大发电能力-省内日内最新计划-省间现货日内出清结果。6.参与省内现货市场时：①日前互济售电上限=最大发电能力-省内现货日前预出清结果-省间现货日前出清结果。②日内互济售电上限=最大发电能力-省内现货日内最新出清结果-省间现货日前日内出清结果。二、市场申报与组织购电申报1.申报96个交易时段的出力意愿下限及购电量价曲线，按照非递增原则逐段申报。2.每段需申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间的日前、日内购电价格。3.每个报价段的起始点必须等于上一个报价段的结束点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。4.第一段出力区间起点为机组的最大发电能力，最后一段出力区间终点为机组的出力意愿下限。出力意愿下限不得低于其最小技术出力。5.未参与省内现货市场时：①日前互济购电上限=省内日前预计划+省间现货日前出清结果-最小技术出力。②日内互济购电上限=省内日内最新计划+省间现货日内出清结果-最小技术出力。6.参与省内现货市场时：①日前互济购电上限=省内日前预出清结果+省间现货日前出清结果-最小技术出力。②日内互济购电上限=省内日内最新出清结果+省间现货日内出清结果-最小技术出力。二、市场申报与组织①可参与交易时段。二、市场申报与组织售电申报售电申报1.按照单机满发容量的整数倍申报96个交易时段售电价格，不分档。2.申报全厂的连续可发电电量：3.申报96个交易时段每台机组的发电能力：①未参与省内现货市场时：申报的发电能力≤机组最大发电容量。②参与省内现货市场时：申报的发电能力≤省内现货申报的最大发电能力。购电申报购电申报1.按照单机满抽容量的整数倍申报96个交易时段购电价格，不分档。2.申报全厂的连续可抽水电量：3.申报96个交易时段每台机组的发电能力：①未参与省内现货市场时：申报的抽水能力≤机组最大抽水容量。②参与省内现货市场时：申报的抽水能力≤省内现货申报的最大抽水能力。二、市场申报与组织二、市场申报与组织售电申报售电申报1.申报96个交易时段的售电价格，不分档。2.申报电站连续可放电电量(≥2.5兆瓦时）：3.申报96个交易时段电站放电能力(≥5兆瓦）：①未参与省内现货市场时：申报的放电能力≤最大放电容量。②参与省内现货市场时：申报的放电能力≤省内现货申报的最大放电能力。购电申报购电申报1.申报96个交易时段的购电价格，不分档。2.申报电站连续可充电电量(≥2.5兆瓦时）：3.申报96个交易时段电站充电能力(≥5兆瓦）：①未参与省内现货市场时：申报的充电能力≤最大充电容量。②参与省内现货市场时：申报的充电能力≤省内现货申报的最大充电能力。二、市场申报与组织购电申报购电申报1.申报96个交易时段的购电价格，不分档。）：3.申报96个交易时段向上调节能力(≥5兆瓦）：①相关主体未参与省内现货市场时：申报的向上调节能力不得导致其最大用电负荷越限。②相关主体参与省内现货市场时：申报的向上调节能力不得超过其在省内现货市场申报的最大上调能力。二、市场申报与组织购电申报购电申报1.申报96个交易时段的最大购电需求及“购电电力-价格”曲线，按照非递增原则逐段申报。2.每段需申报负荷区间起点、负荷区间终点以及该区间的日前及日内购电价格。3.每个报价段的起始点必须等于上一个报价段的结束点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。4.第一段负荷区间起点为零。最后一段负荷区间终点为最大购电需求。5.购电申报电力不得超过其所代理用户或自身用电负荷的最大值扣除省间现货交易已成交部分。二、市场申报与组织l可根据自身交易意愿，自主选择“报量报价”或“报量不报价”参与互济交易售电。“报量报价”二、市场申报与组织售电申报1.“报量报价”的经营主体：①申报96个交易时段的售电需求及“售电电力-价格”曲线，按照非递减原则逐段申报。②每段需申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间的日前及日内售电价格。③每个报价段的起始点必须等于上一个报价段的结束点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。④第一段出力区间起点为零。⑤最后一段出力区间终点为互济交易售电需求(≤富余电力）。2.“报量不报价”的经营主体：只申报售电需求(≤富余电力不需要申报价格。3.“缺省申报”的经营主体：售电需求自动缺省填报，填报值为其富余电力。二、市场申报与组织完成省间现货市场日前交易出清，接收国调下发的跨区发输电日前调完成省间现货市场日前交易出清，接收国调下发的跨区发输电日前调度计划。省内现货市场未运行：省调编制省内发电调度预计划；省内现货市场运行：省调开展省内现货市场预出清。发布交易前信息公告，经营主体进行交易申报和申报数据审核管理，开展互济交易出清，网调下发跨省发输电日前调度计划。10:30前12:30前14:30前二、市场申报与组织省内现货市场未运行：省调根据网调下发的出清结果及其他计划曲线，更新相关主省内现货市场未运行：省调根据网调下发的出清结果及其他计划曲线，更新相关主体日内计划曲线，经安全校核后发布执行；省内现货市场运行时：依据出清结果与计划，完成省内现货及辅助服务市场实时出清，经安全校核后发布执行。发布交易前信息公告，向省内经营主体发布本交易周期互济交易所需相关信息。经营主体完成日内互济交易申报数据更新，省调将经营主体申报的数据发送至网调。调度机构对申报数据进行审核管理。网调完成互济交易出清，形成考虑电网安全和电力电量平衡约束的出清结果，调整跨省发输电日内调度计划，在互济交易技术支持系统中发布出清结果。T－60分钟前T－45分钟前T－30分钟前T－15分钟前P27（一）总体情况介绍（二）市场申报与组织（三）市场出清机制（五）交易结算（六）后续工作安排三、市场出清机制续开展第二次出清。第二次出清的售电方包括“报量不报价”的经营主体、第一次三、市场出清机制l单一交易节点内不同的经营主体在同一交易时段不允许分别购入、售出电能。三、市场出清机制售电方申报量价曲线价格电力第一次出清曲线售电方申报量价曲线价格电力第一次出清曲线l采用双边模式，由购售电双方集中竞价，根据双方“电力-价格”曲线进行匹配，按照价差递减的原则依次购电方申报量价曲线三、市场出清机制模式交易出清价格。购电省份双边模式交易出清价格扣减相关输电价格(含输电线损折价)作为对应路径售电省三、市场出清机制第二次出清曲线第二次出清曲线l采用单边模式，若购售电双方仍有交易需愿原则，沿用购电方申报的量价数据、售电方作为价格接受者，继续开展余量出清。l第二次出清的售电方包括“报量不报价”的经营主体（先成交）、第一次出清未成交且仍有交易意愿的经营主体和缺省申报的经营主体（后成交，按售电需求的比例分配）。其售电需求的比例分配。P34三、市场出清机制①第一次出清后，购售电双方仍有交易需求，且输电通道可用能力仍有富余时，继续开展余量出清。②根据第一次出清结果调整购售电双方交易申报数据，将已成交部分剔除，形成开展第二次出清的购售电双方剩余交易需求。购电方沿用第一次出清未成交的量价数据，售电方沿用“报量不报价”的经营主体、第一次出清未成交且仍有交易意愿的经营主体、缺省申报的经营主体申报的售电需求。③购电方按照报价由高到低的顺序依次出清并更新剩余交易需求，售电方作为价格接受者，直至出清电力满足售电方剩余售电需求、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。④购电方因电网安全约束不能成交的，报价排序在后的递补继续进行集中竞价出清。⑤售电方“报量不报价”的经营主体优先中标，按其总售电需求进行出清。当售电方“报量不报价”的经营主体总售电需求大于购电需求时，按其售电需求的比例分配中标电力。当售电方“报量不报价”的经营主体总售电需求小于购电需求时，剩余购电需求由第一次出清未成交且仍有交易意愿的经营主体、缺省申报的经营主体按三、市场出清机制⑥售电方因电网安全约束不能成交的，调减相应中标电力，调减部分由相关售电方按比例分配。⑦最后中标的购电方，其申报价格作为购电省份单边模式交易出清价格。购电省份单边模式交易出清价格扣减输电价格(含输电线损折价)作为对应路径售电省份单边模式交易出清价格。⑧当多个购电方申报价格等于边际出清价格时，相关购电方按该价格下的剩余购电需求比例分配中标电力。三、市场出清机制价格限制价格限制①购售方、售电方申报及出清价格下限均为0元/兆瓦时。②售电方申报及出清价格上限为1500元/兆瓦时，购电方申报及出清价格上限为“1500元/兆瓦时+购售电双方交易节点之间全部交易路径的输电价格（含输电线损折价）的最大值”。二级限价①考虑不过分推高用电侧购电成本，同时保证售电侧合理的收益空间二级限价①考虑不过分推高用电侧购电成本，同时保证售电侧合理的收益空间，设置市场限价。②考虑华中区域电价实际承受能力，设置二级限价，购电侧0.585元/千瓦时（华中区域东四省燃煤基准电价最大值的1.3倍）。l二级限价启动条件：用户购电价格超过二级限价上限的时长累计超过4小时。l购电省的用户高于二级限价部分的购电费用予以补偿返还l售电省的经营主体按照市场出清费用的比例分摊用户侧的补偿费用三、市场出清机制l省内现货市场运行时：售电方成交结果作为送端关口负荷增量参与省内现货市场出清结算。购电方成交结果作为受端关口电源参与省内现货市场出清结算。购入电能量的发电企业按照交易结果从高到低扣减发电能力后参与省内现货市场。l省内现货市场未运行时：售出电能量的经营主体按成交结果增加发电份额。购入电能量的抽水蓄能机组、新型经营主体按成交结果增加用电份额。购入电能量的发电企业按照成交结果扣减发电份额。购入电能量的售电公司和用户侧主体相应扣除其省内购电需求。（一）总体情况介绍（二）市场申报与组织（三）市场出清机制（五）交易结算（六）后续工作