为规范江苏电力市场中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，江苏能源监管办于近日发布《江苏电力中长期交易规则(试行)(征求意见稿)》(以下简称《意见稿》)。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，江苏将适时启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。
电力市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、合同电量转让交易、以及辅助服务补偿(交易)机制等。电力中长期交易主要按照年度、月度、月度以内为周期开展，可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。关于集中竞价，可以采取高低匹配或者边际出清方式进行，《意见稿》中指出，风电、光伏以及核电机组优先于常规燃煤机组参加集中竞价交易。在高低匹配出清的出清方式下，在价格相同时，优先于常规燃煤机组成交;在边际出清的交易方式下，按照只申报电量方式进行，中标电价参照边际电价优先成交，不再纳入电价排序。除此之外，挂牌交易的组织，按照供方挂牌、需方挂牌两轮进行。交易参与方成交前可以随时调整挂牌价格。在需方挂牌轮次，风电、光伏以及核电机组具有优先认购权。
《意见稿》强调，鼓励电力用户与江苏风电、光伏等可再生能源发电企业签订直接交易合同和电量认购，积极开展绿色能源证书认购工作。
关于电力交易合同，《意见稿》规定，各市场主体应根据规定签订经江苏能源监管办监制的电力交易合同。发电企业与电网公司签订购售电合同由中长期基数购售电合同和当年度协议组成。中长期基数购售电合同有效期五年，约定发电企业并网计量点、电费支付等基础性条款;当年度协议明确当年的基数电量、电价和分月电量安排。其中，对于执行全额保障性收购的风电、光伏发电企业，以中长期购售电合同为主，年度电量只做预估，不再约定具体数值。
关于发电机组结算基本原则，《意见稿》规定，江苏电网对可再生能源、资源综合利用电厂上网电量实行全额收购。对于参加绿色能源认证交易的风电、光伏发电企业，交易电量不再享受政府补贴。
政策原文：
各有关电力企业、电力用户、售电企业、辅助服务提供商：
根据国家发改委、国家能源局《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)等文件和有关法律、法规规定，按照国家能源局的部署和要求，我办起草了《江苏电力中长期交易规则(试行)》，现公开征求你们的意见。请于3月17日前将修改意见反馈我办。
联系人：李雪松83115284，83199610(传真)
邮箱：xuesonglee@126.com
附件：《江苏电力中长期交易规则(试行)》
江苏能源监管办
2017年3月13日
第一章 总则
第一条 为规范江苏电力市场中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，根据《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、国家发改委、国家能源局《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)等文件和有关法律、法规规定，结合江苏实际，制定本规则。
第二条 本规则适用于江苏现阶段开展的电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、合同电量转让交易等。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，江苏将适时启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。
第三条 本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。
优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。辅助服务补偿(交易)机制纳入电力中长期交易范畴，执行本规则相关规定。
第四条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第五条 国家能源局江苏监管办公室(以下简称江苏能源监管办)会同江苏电力管理部门负责本规则的制定和实施工作，并依法履行江苏电力中长期交易监管职责。
第二章 市场成员
第六条 市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。
第一节 市场成员的权利与义务
第七条 发电企业:
(一) 按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;
(二) 获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三) 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;
(四) 按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(五) 法律法规规定的其他权利和义务。
第八条 电力用户:
(一) 按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、市场交易合同、输配电服务合同，提供参与交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;
(二) 获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;
(三) 自主选择交易对象、方式，进入或退出交易市场;
(四) 按规定披露和提供信息，有权获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(五) 服从电力调度机构统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;
(六) 遵守有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;
(七) 法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 不拥有配电网运营权的售电公司:
(一) 按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、市场交易合同、输配电合同等，约定交易、服务、结算、收费，提供银行履约保函等事项;
(二) 获得公平的输配电服务;
(三) 已在电力交易机构注册的售电公司不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区售电;
(四) 按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(五) 应承担保密义务，不得泄露用户信息;
(六) 按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报;
(七) 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、严重供不应求等)按调度要求协助安排用电;
(八) 法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 拥有配电网运营权的售电公司：
(一) 具备不拥有配电网运营权的售电公司全部的权利和义务;
(二) 拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务;
(三) 承担配电网安全责任，按照要求提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和江苏省标准;
(四) 按照要求负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理等工作，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司;
(五) 同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权，并按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴);
(六) 法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电网企业：
(一) 保障输配电设施的安全稳定运行;
(二) 为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(三) 服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;
(四) 向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;
(五) 按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等;
(六) 预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;
(七) 按政府定价为优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，当售电公司不能履行配售电义务时，根据政府调配，代为履行;
(八) 签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;
(九) 按规定披露和提供信息;
(十) 法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条 独立辅助服务提供者：
(一) 按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;
(二) 获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三) 服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;
(四) 按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;
(五) 法律法规规定的其他权利和义务。
第十三条 电力交易机构：
(一) 组织各类交易;
(二) 拟定相应电力交易实施细则;
(三) 编制交易计划;
(四) 负责市场主体的注册管理;
(五) 提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;
(六) 监测和分析市场运行情况，不定期向监管机构报告市场主体异常交易或违法违规交易行为，合同执行情况及处理建议;
(七) 建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;
(八) 配合江苏能源监管办和江苏电力管理部门对市场运营情况进行分析评估，提出修改建议;
(九) 配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序;
(十) 按规定披露和发布信息;
(十一) 法律法规规定的其他权利和义务。
第十四条 电力调度机构：
(一) 负责安全校核;
(二) 按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;
(三) 向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;
(四) 合理安排电网运行方式，按规执行机组调用，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);
(五) 按规定披露和提供电网运行的相关信息;
(六) 法律法规规定的其他权利和义务。
第二节 市场准入与退出
第十五条 参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。符合国家与省有关准入条件，并在电力交易机构完成注册、办理数字安全证书，方可获准参与市场交易。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力交易。
第十六条 发电企业市场准入条件：
(一) 应取得电力业务许可证(发电类)。仅开展基数电量合同转让交易的发电企业，可直接在电力交易机构注册;
(二) 符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求;
(三) 并网自备电厂参与市场化交易，须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费;
(四) 省外以“点对网”专线输电方式向江苏省送电的燃煤发电企业，可视同省内电厂(机组)参与江苏电力交易。省外符合要求的其他类型机组，按本规则相关要求参与江苏电力交易。
第十七条 电力用户市场准入条件：
(一) 符合国家和地方产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与;
(二) 拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费;
(三) 符合电网接入规范，满足电网安全技术要求;
(四) 微电网用户应满足微电网接入系统的条件;
(五) 满足江苏省售电侧改革试点方案的其他要求。
第十八条 售电企业市场准入条件：
按照国家规定和江苏省售电侧改革试点方案相关要求执行。
第十九条 独立辅助服务提供者的市场准入条件:
(一) 具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与交易;
(二) 鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与。
第二十条 自愿参与市场交易的电力用户，全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。
第二十一条 市场主体在履行完交易合同和交易结算的情况下，可自愿申请退出市场。
第二十二条 市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经江苏能源监管办核实予以撤销注册，并从市场主体目录中剔除。
第二十三条 市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定;严重违反市场规则;发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按违规履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的，由江苏能源监管办会同江苏电力管理部门勒令整改，或强制其退出市场，同时记入信用评价。
第二十四条 市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力直接交易。退出市场的电力用户须向售电企业购电。当售电公司不能满足该电力用户用电需求时，电网企业应履行保底供电义务，其价格暂按照对应目录电价的110%执行;国家如有新的规定，从其执行。
第二十五条 市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第三章 交易组织
第一节 交易品种、周期和方式
第二十六条 电力市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、合同电量转让交易、以及辅助服务补偿(交易)机制等。
第二十七条 电力直接交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户(含售电公司)经双边协商、平台竞价等方式达成的购售电交易。
第二十八条 跨省跨区交易可以在对应区域交易平台开展，也可以在江苏电力交易平台开展;外省发电企业经点对网专线输电江苏的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为江苏省内发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入江苏电力电量平衡，并按本省要求参与电力市场。
第二十九条 抽水蓄能电量招标交易是指按国家规定，为分摊租赁制抽水蓄能电站发电侧核定比例的租赁电费，在全省发电机组中招标的电量交易。
第三十条 合同电量转让交易是指发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间，就存量合同开展的电量相互转让交易。主要包括基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。
第三十一条 发电企业之间、电力用户之间以及售电企业之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发(代用)部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。
第三十二条 电力中长期交易主要按照年度、月度、月度以内为周期开展。电力直接交易和跨省跨区交易主要按年度和月度开展，合同电量转让交易主要按月度、月度以内开展，合同偏差电量调整交易主要按月度开展;部分交易可在条件成熟后逐步过渡到日前开展。
第三十三条 电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行，其中，电力交易双方的供需信息，均需在江苏能源监管办认可和监管的电力交易平台上发布。
(一) 双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易作为主要的交易方式。
(二) 集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行集中竞价。
1.集中竞价可以采取高低匹配或者边际出清方式进行。其中，发电企业的申报按照机组组合申报、电力用户按照分电压等级的户号申报;并可以采取分段式的电量电价申报。
2.风电、光伏以及核电机组优先于常规燃煤机组参加集中竞价交易。在高低匹配出清的出清方式下，在价格相同时，优先于常规燃煤机组成交;在边际出清的交易方式下，按照只申报电量方式进行，中标电价参照边际电价优先成交，不再纳入电价排序。
(三) 挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
挂牌交易的组织，按照供方挂牌、需方挂牌两轮进行。交易参与方成交前可以随时调整挂牌价格。在需方挂牌轮次，风电、光伏以及核电机组具有优先认购权。
第三十四条 电力市场的交易组织，应在江苏能源监管办的监督下进行，交易规模、交易时间、准入成员、出清规则、结果发布时间均需在交易组织前公告说明。交易的申报和出清必须在全过程的数字加密方式下进行。严禁任何单位、组织、个人在交易进行中泄露市场成员私有信息;同时，除电网安全校核外,禁止任何单位、组织、个人在交易进行中临时修改出清规则或设立修正系数干预交易。
(一)交易公告应提前三个工作日发布，内容包括但不限于以下内容：
1.合同执行周期内关键输电通道剩余可用输送能力情况;
2.合同执行周期内江苏电力市场总体供需情况，对于直接交易电量，还必须提供准入电力用户需求预测;
3.合同执行周期内，跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布)(适用于跨区跨省交易);
4.合同执行周期内各准入机组的可发电量上限;
5.招标总规模、 交易申报时间、截止时间、结果发布时间等。
(二)交易申报时间应在工作日内进行，时间不低于1个小时。无约束出清应在申报结束后的一个工作日内完成，安全校核工作在两个工作日内完成。
(三)交易结果的发布应按照本规则的第七章信息披露规定执行。
第三十五条 具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电企业可以参与跨省跨区直接交易，发电企业和电力用户也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。
第三十六条 现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。
鼓励电力用户与江苏风电、光伏等可再生能源发电企业签订直接交易合同和电量认购，积极开展绿色能源证书认购工作。
第三十七条 拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等电力用户和售电企业可以参与合同转让交易。直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条件。
第三十八条 享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让。
第二节 价格机制
第三十九条 电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商、平台竞价等市场化方式形成，第三方不得干预;计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。
第四十条 核定输配电价后，电力直接交易按照核定的输配电价执行，不再采取购销差价不变的方式;暂未单独核定输配电价的，以及已核定输配电价但未覆盖电压等级的电力用户，可采取电网购销差价不变的方式。相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。
第四十一条 跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。
第四十二条 双边协商交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或高低匹配价格确定;挂牌交易以挂牌价格确定。
集中竞价采用统一出清的,按照“价格优先、容量优先、时间优先”的原则确定成交。以买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对双方价格的算术平均值确定市场边际成交价，作为全部成交电量价格统一出清。
集中竞价采用高低匹配出清的，按照“价格优先”的原则，对发电企业申报价格由低到高排序，电力用户申报价格由高到低排序，依次配对直到匹配电量达到公布的集中竞价交易规模或者一方可成交的电量全部匹配完，成交价为配对双方价格的算术平均值。
第四十三条 跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取;未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。
第四十四条 合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。
第四十五条 参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。
采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。
第四十六条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上限;参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求时，可对报价设置下限。
第三节 年度电量交易的组织
第四十七条 开展年度交易时遵循以下顺序：
(一) 确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。由江苏省电力公司与上述省外电力资源签订购售电合同。
(二) 确定省内优先发电。江苏电网结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排本地优先发电，确保规划内的风电、太阳能、生物质发电、余热余压等可再生能源保障性收购;为满足调峰调频和电网安全需要，抽水蓄能机组等调峰调频电量优先发电;在保证安全、兼顾调峰需要的情况下合理安排核电优先发电，并鼓励其参与市场交易;实行“以热定电”，供热方式合理、纳入在线监测并符合国家环保要求的热电联产机组优先发电。
(三) 根据江苏电网实际情况,每年12月初由售电公司和参加直接交易的电力用户上报次年度的用电量规模预测，由电力交易机构组织开展年度直接交易。
(四) 按照国家确定的抽水蓄能租赁费用分摊比例，由电力交易机构组织挂牌交易。
(五) 确定化石能源(含燃煤、天然气)发电企业基数电量。根据本省年度发电预测情况，减去上述环节优先发电和年度交易结果后，对于非市场化用户(含居民、农业用电等)的保障性购电需求，则该部分需求在化石能源发电企业中分配，作为其年度基数电量。在常规化石能源机组基数发电量计划放开之前，按照机组容量等级确定基数电量。我省将有序放开发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例逐年缩减化石能源发电企业基数电量，直至完全取消。
第四十八条 电力交易机构组织年度直接交易、抽水电量挂牌、跨区跨省等交易后，应根据经安全校核后的交易结果，于12月底前将优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同和转让交易合同进行汇总，并发布年度交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。
第四十九条 年度交易开始前仍未确定优先发电的，电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。
第五十条 江苏电网积极落实国家指令性计划和政府间送电协议。在保障省内电能平衡和发电企业与电力用户已经签订的直接交易合同基础上，妥善开展跨区跨省电能交易。在本省电能供应紧张时，优先购买省外清洁电能，在本省电能供应平衡和富裕情况下，推进省外电能资源替代本省常规燃煤机组的发电工作。
第五十一条 市场主体签订购售电合同后即可进行转让，但月度合同转让应于当月底3日之前完成。
第四节 月度电量交易的组织
第五十二条 市场主体应在当月前十个工作日内，按照电网设备计划检修公告、自身生产经营情况和对发用电情况的预测，完成后续月份存量合同的分月电量调整工作。
第五十三条 电力交易机构在当月前十五个工作日内，完成次月的直接交易和合同电量转让组织工作。相关交易的组织按照上述相关规定执行。其中，月度直接交易主要采取集中竞价方式进行，合同电量转让以双边协商为主、集中竞价为辅方式进行。
第五十四条 电力交易机构在各类月度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和次月月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的次月交易结果。
第五节 月度内合同电量转让
第五十五条 每月25日前，电力交易机构组织已签订互保协议的市场主体以双边协商方式，对应在本月执行完毕的月度电量合同进行转让交易。月度合同电量转让组织工作自开市至闭市原则上不超过2个工作日。
第六节 月度偏差电量预挂牌交易
第五十六条 月度偏差电量预挂牌交易主要针对次月可能出现的电量偏差，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。
第五十七条 电力交易机构在每月第4周组织发电企业申报次月预挂牌上下调价格，发电企业必须提供上下调价格。电力交易机构形成次月上下调价格序列并公布。当价格相同时，增发按照机组容量由大到小、减发按照机组容量由小到大的顺序确定中标机组。当月未纳入开机组合的机组不参与上调、下调电量交易。
第七节 临时交易和紧急支援交易
第五十八条 江苏省可与其它省(市)通过自主协商方式开展跨省区临时及紧急支援交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。
第五十九条 电力交易机构应当事先与其它交易机构约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他事项，在电力供应出现严重缺口时，由电力调度机构根据电网安全约束组织实施。必要时可以采取预挂牌方式确定跨省跨区紧急支援交易中标机组排序。
第六十条 电力调度机构事后应将临时及紧急支援交易的原因、电量、电价等情况向江苏能源监管办、省电力主管部门报告。
第四章 安全校核
第六十一条 电力调度机构负责涉及其调度范围的各种交易的安全校核工作。所有电力交易必须通过电力调度机构安全校核后方可生效，涉及跨省跨区的交易，须通过所有相关电力调度机构的安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。
第六十二条 为保障系统整体的备用和调频调峰能力，省级电力调度机构在市场信息公示日前2个工作日，向电力交易机构提供根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷曲线以及电网约束情况，折算得到的各机组电量上限，由电力交易机构在信息披露中予以公布。
第六十三条 省级电力调度机构在市场信息公示日前2个工作日，向电力交易机构提供电网关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构在信息披露中予以公布。
第六十四条 电力调度机构在收到电力交易机构提供的初始交易结果汇总后，应在2个工作日内完成安全校核。安全校核未通过时，调度机构需出具书面解释，并提供对应灵敏度级别列表，由电力交易机构在信息披露中予以公布。
第六十五条 安全校核未通过时，依据电力调度机构提供的灵敏度级别列表进行调整。灵敏度级别相同的机组，等比例调整。每台机组优先调整基数电量，后调整市场交易电量。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。削减市场交易电量时，优先削减集中竞价交易，后削减双边协商交易。对于集中竞价交易，按集中竞价成交顺序进行削减;对于双边协商交易，按时间优先原则进行削减，时间相同时，按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减，对于约定电力交易曲线的，最后削减。
第五章 合同签订与执行
第一节 合同签订
第六十六条 各市场主体应根据规定签订经江苏能源监管办监制的电力交易合同。
第六十七条 根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边协商交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入我省优先发电计划，并优先安排输电通道。
第六十八条 电力市场合同(协议)类型主要包括以下类型：
1. 发电企业与电网公司签订购售电合同;
2. 直接交易的发电企业、电力用户(含售电公司)与电网输电方签订直接交易三方合同;
3. 抽水蓄能电量招标合同;
4. 合同电量转让合同(协议);
5. 售电企业与代理的用户签订的交易合同;
6. 电网企业与售电公司及其代理的电力用户三方签订保底供用电协议(含输电服务);
7. 电网企业与非市场化电力用户的供用电协议。
第六十九条 发电企业与电网公司签订购售电合同由中长期基数购售电合同和当年度协议组成。中长期基数购售电合同有效期五年，约定发电企业并网计量点、电费支付等基础性条款;当年度协议明确当年的基数电量、电价和分月电量安排。
其中，对于执行全额保障性收购的风电、光伏发电企业，以中长期购售电合同为主，年度电量只做预估，不再约定具体数值。
第七十条 非市场化的电力用户与电网公司签订供用电协议，明确计量、用电类型和电费支付等事项。
第七十一条 直接交易合同、抽水电量招标合同、合同电量转让协议，在执行示范文本的基础上，实行电子化管理。合同数据以电力交易机构的技术支持系统为准。如市场主体有明确用途需要纸质合同，另行签订。
第七十二条 市场化交易的各类中标通知书，具备纸质合同同等效力。
第二节 合同执行
第七十三条 电力交易机构根据各年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。
第七十四条 电力调度机构负责根据经安全校核后的月度总发电计划，合理安排电网运行方式和机组开机方式。
第七十五条 电力交易机构每日跟踪和公布月度发电计划执行进度情况。市场主体对月度发电计划执行进度提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。
第七十六条 已约定交易曲线的电力直接交易合同，其中发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲线叠加形成次日发电计划;发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。
第七十七条 未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。
第七十八条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并于事后向江苏能源监管办和省级电力管理部门书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任;无明确责任主体的，由所有市场交易主体共同承担。
第三节 合同电量偏差处理
第七十九条 在市场化电量占全社会用电量比例不超过30%的情况下，可以采取滚动调整方式处理合同偏差。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同约定的年度合同可以滚动调整分月电量。同时，对当月负荷预测导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以在月度内按照互保协议，以合同电量转让方式进行。
第八十条 在市场化电量占全社会用电量比例超过30%的情况下，中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理(优先发电、基数电量合同优先结算)。
第八十一条 在执行月度偏差电量预挂牌交易的方式下，电力调度机构应严格执行预挂牌确定的机组调用顺序。每月最后7日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力需求超出预期时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划;当电力需求低于预期时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。
第八十二条 在执行月度偏差电量预挂牌交易的方式下，月度上下调电量当月结清，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电、基数电量和市场化交易合同，下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边协商电量、年度双边协商交易分月电量、基数电量分月计划、优先发电分月计划的顺序依次扣减。
第六章 辅助服务
第八十三条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励需求侧、高性能储能设备参与提供辅助服务，允许独立辅助服务提供者参与提供辅助服务。
第八十四条 按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。
第八十五条 逐步放开辅助服务市场化交易品种，采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。
第八十六条 电力用户、独立辅助服务提供者参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。
第八十七条 跨省跨区送电到江苏的发电企业纳入本省辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务获得或者支付补偿费用。
第八十八条 在江苏电网辅助服务市场启动前，按《江苏电网辅助服务管理实施细则》执行。
第七章 计量和结算
第一节 计量
第八十九条 电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。
第九十条 同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照;当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。
第九十一条 电力用户必须分电压等级分户号计量;售电公司按照代理的电力用户，并依照直接交易合同对应的关联的户号做汇总统计;对于与发电企业直接交易或代理至售电公司的电力用户，如其计量点存在照明、农业等与工业电量混合计量的情况，必须按照“定量定比”拆分后，统计其用于直接交易的每个月的大工业(或一般工商业)实际用网电量。
第九十二条 对于发电企业内部多台发电机组共用上网计量点且无法拆分，不同发电机组又必须分开结算的情况，原则上按照每台机组的实际发电量等比例拆分共用计量点的上网电量。
第九十三条 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。
第二节 结算的基本原则
第九十四条 市场主体的可结算电量统计口径，由实际上网电量(或用网电量)、合同电量转让、月度上下调电量等部分组成，并按照合同约定，区分基数电量、直接交易电量、抽水蓄能招标电量、跨省外送电量、月度上下调电量等。
发电企业的新机调试电量，单独统计。
第九十五条 电力交易机构负责按照自然月向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由电力用户所在地区的电力交易机构向市场主体出具结算依据，在区域交易平台开展的交易由区域电力交易机构向电力用户所在地区的电力交易机构出具结算依据;合同电量转让交易由江苏电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。
第九十六条 电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量，各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变。
第九十七条 发电企业上网电量电费次月由电网公司支付;电力用户仍向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险;售电公司按照交易机构出具的结算依据和电网公司进行电费结算。
第九十八条 随着电力市场发展，如不承担电费资金结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。
第九十九条 为保证交易有序进行，售电公司需按照合同签订量的待执行部分，向交易中心每月提供银行履约保函作为违约担保。其中，待执行电量超过30亿千瓦时的售电公司，暂需提供不低于2000万元人民币的银行履约保函;待执行电量超过6亿千瓦时的售电公司，暂需提供不低于500万人民币的银行履约保函。同时，建立售电公司信用评价体系，按照信用程度，调整银行履约保函额度。
第一百条 市场主体的结算依据，包括以下部分：
(一) 发电企业的结算依据，包括本月实际上网电量、每笔合同结算电量/电价和违约电量/电价、基数电量(或优先发电电量)、电价等信息;在实行预挂牌交易的方式下，发电企业的电费构成包括：电量电费、上调服务补偿费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。
(二) 与发电企业直接签订合同的电力用户，由电力交易机构提供该用户的每笔合同结算电量/电价、违约(偏差考核)电量/电价、输配电费;其他容量电费、功率因数调整等仍由电网公司提供。
(三) 由售电公司代理的电力用户，由售电公司将该用户市场化结算电量、电价提供给电力交易机构。由电力交易机构核对汇总后，提交电网公司进行资金结算;其他容量电费、功率因数调整等仍由电网公司提供。
(四) 售电公司的结算依据由两部分组成，一是与发电企业直接交易每笔合同结算电量/电价，违约电量/电价，输配电费等，由电力交易机构结算完成;二是由售电公司向电力交易机构提供其代理的电力用户每个户号的结算电量、电价等。电力交易机构与用户确认后，汇总形成。
(五) 电网企业结算单均由电力交易机构提供：一是输电费用结算单，包括每笔合同输电电量、结算电价(含网损明细)，以及违约电量、电价等;二是电网公司向跨区跨省市场主体购售电结算单，包括每笔合同的结算电量和电价以及违约电量、电价等。
(六) 辅助服务结算依据由电力交易机构提供。
(七) 市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。
第一百〇一条 建立合同偏差电量结算机制，电网企业、发电企业和电力用户(含售电公司)的合同偏差分开结算。在市场化电量占全社会用电量比重不超过30%时，用户侧(含售电公司)采取“分月计划滚动调整”的方式进行，发电侧采取“基数电量滚动调整”方式进行;在市场化电量占全社会用电量比重超过30%时，启动“偏差电量月度预挂牌”方式进行。
第三节 电力用户的结算
第一百〇二条 电力用户同一个户号签订多笔直接交易合同的，应按照合同执行周期的先后进行结算。其中，当月到期的合同优先进行。如存在多笔合同优先级一样的情况，按照每笔合同分月电量值均摊。
第一百〇三条 与发电企业直接交易的电力用户，若直接交易的发电企业不欠发(含合同电量转让互抵)，其月度直接交易结算电量按照合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)、本月实际用网电量的二者取小结算;若发电企业欠发不满足交易合同的分月计划，则按照发电企业可结算电量分摊至该用户的电量结算，并计入发电企业违约。
第一百〇四条 在市场化电量占全社会用电量比重不超过30%时，与发电企业直接交易的电力用户，其本月实际用网电量与合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)允许偏差范围为±3%。在允许偏差范围以内，按照实际用网电量结算;低于偏差下限，仍按照实际用网电量结算，但需计入电力用户违约并扣减发电企业合同对应部分的结算电量;高于偏差上限，按照合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)的103%结算，超过部分的电量，按照电力用户目录电价的110%结算。
当月少用电量，可以滚动至下月执行。
第一百〇五条 在市场化电量占全社会用电量比重超过30%时，按照月度偏差电量预挂牌的方式进行：
(一)市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价或当月市场交易的最高成交价结算)。
市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。
下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量;发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。
(二)非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。
1.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;2%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。
2.非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价或当月市场交易的最高成交价的10%支付偏差考核费用)。
3.非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂等造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。偏差计量、责任划分和费用分摊办法由电网企业另行制定，报江苏能源监管办和江苏电力管理部门同意后实施。
(三)对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价或当月市场交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。
第一百〇六条 售电公司与代理的电力用户存在电费结算争议时，用户当月实际用网电量暂按目录电价结算，待争议解决后多退少补。
第一百〇七条 由电网公司实行保底供电的用户，仍按照供用电协议执行。
第四节 售电公司的结算
第一百〇八条 与发电企业直接交易的，若发电企业不欠发(含合同电量转让互抵)，售电公司月度结算电量按照合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)、所代理电力用户本月实际用网电量累加值二者取小结算。因发电企业原因不能满足交易合同的分月计划，则按照发电企业可结算电量分摊至该笔合同的电量结算，并计入发电企业违约。
第一百〇九条 在市场化电量占全社会用电量比重不超过30%时，对于与发电企业直接交易的售电公司，其本月各用户实际用网电量累加值与合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)偏差按照±3%为允许偏差范围。在允许偏差范围以内，按照实际用网电量累加值结算;低于偏差下限，仍按照实际用网电量累加值结算，但需计入售电公司违约并扣减发电企业合同对应部分的结算电量;高于偏差上限，按照合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)的103%结算，超过部分电量，按照110%的电力用户目录电价(该笔合同中电力用户对应的最高目录电价)结算。
当月少用电量，可以滚动至下月执行。
第一百一十条 在市场化电量占全社会用电量比重超过30%时，参照第一百零五条按照月度偏差电量预挂牌的方式进行。
第一百一十一条 经营配网业务的售电公司，其配网范围内供电的电力用户的电量、电费结算由售电公司参照供用电协议执行。
第五节 发电企业的结算
第一百一十二条 发电机组结算基本原则
(一) 江苏电网对可再生能源、资源综合利用电厂上网电量实行全额收购。对于参加绿色能源认证交易的风电、光伏发电企业，交易电量不再享受政府补贴。
(二) 垃圾掺烧发电企业按国家垃圾掺烧比例政策结算;热电联产企业按照“以热定电”原则结算。
(三) 核电企业、常规燃煤、天然气发电企业的市场化交易电量，按照交易合同约定结算;非市场化部分电量，按照电网运行需要由基数合同电量按照月度计划分解至日计划执行，上网电量按照政府核定的电价结算;发电企业的当月实际上网电量与月度合同电量(含合同电量转让)偏差，纳入偏差电量考核。
第一百一十三条 市场化电量结算方法：
(一) 从合同类型上，市场化电量结算优先级依次为：合同电量转让合同、抽水蓄能低谷电量招标合同、直接交易合同(含跨区跨省直接交易)。在发电企业欠发(含合同电量转让)时，逆序处理上述合同的违约偏差。
(二) 从时间周期上，本月到期的合同优先于未到期合同结算，相同合同执行周期的合同按照签订日期先后结算。
(三) 当发电企业同时存在多笔合同，其上网电量与合同可结算电量按照上述(一)、(二)原则依次扣除，如有合同结算次序并列，按照分月计划比例分摊或由事先由发电企业与交易机构商定。
(四) 合同电量转让的合同、抽水蓄能低谷电量招标合同均按照合同约定(分月计划)结算。
(五) 直接交易合同，当月结算电量按照电力用户各交易户号(分电压等级)实际用电量、合同分月计划(含合同电量转让互抵)、发电企业可结算电量三者取小结算。在发电企业不欠发(含合同电量转让互抵)的情况下，直接交易合同电量按电力用户、售电公司的结算规则确定。在发电企业欠发(含合同电量转让互抵)的情况下，参照月度偏差处理办法执行。
第一百一十四条 在市场化电量占全社会用电量比重不超过30%时
(一) 在发电企业并网运行和辅助服务考核的基础上，发电企业当月实际上网电量与合同分月计划(含合同电量转让)的汇总值偏差超过±3%以外部分，计入偏差考核。
(二) 发电企业超发电量，计入月度基数电量滚动，并在年度内平衡(可采取合同电量转让)。如基数电量当年已经结清，则计入后续直接交易电量平衡。
(三) 发电企业欠发部分，优先扣减月度基数电量，并在年度内平衡(可采取合同电量转让)。如当月基数电量不足以扣减欠发部分，则扣减直接交易电量。
(四) 非发电企业自身原因，导致发电企业超、欠发，并无法由基数电量和直接交易电量平衡的情况下，由电网企业承担保底责任并在后续月份平衡。
(五) 发电企业直接交易电量偏差处理办法：
1. 当发电企业欠发、用户超用时，按照发电企业可结算电量结算，电力用户由此超用电量按照目录电价110%结算，但发电企业只承担自身欠发部分的违约赔偿。
2. 当发电企业与用户同时欠发、欠用，且发电企业可结算电量低于用户用电量，则按照发电企业的可结算电量结算，电力用户由此超用电量按照目录电价110%结算，但发电企业只承担自身欠发超出用户少用部分的违约赔偿。
3. 当发电企业与用户同时欠发、欠用，且电力用户的实际用电量低于发电企业可结算电量，则按照电力用户的实际用电量，发电企业由此超发电量按照目录电价90%结算，但电力用户只承担自身少用超出发电企业欠发部分的违约赔偿。
上述条款中，对于售电公司与发电企业直接签订的合同，售电公司视同为电力用户，需要承担违约责任。售电公司与其内部代理用户的结算由售电公司出具结算依据，报电力交易机构汇总统计。
第一百一十五条 在市场化电量占全社会用电量比重超过30%时
(一) 机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%或标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
(二) 机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%或标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
(三) 机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价或当月市场交易合同中最低电价结算。
(四) 机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。
(五) 全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价或当月市场交易合同中最低电价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。
第六节 预挂牌方式下偏差考核费用的处理
第一百一十六条 电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。
上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量—可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量)
优先发电和基数电量加权平均价=(可再生能源政府批复电价(不含补贴)×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源当月计划合同电量)
以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。
第七节 电网企业的结算
第一百一十七条 省内直接交易电量的输电网损等费用，均按照物理电量收取，由电力交易机构提供结算依据。
第一百一十八条 除不可抗力外，因电网公司的责任导致发电企业、电力用户(含售电公司)电量超欠，电网公司需双向赔偿发电企业和电力用户(含售电公司)。具体赔偿标准按合同约定执行。
第一百一十九条 跨区跨省各类交易的电量结算依据，由电力交易机构提供。
第八节 其他结算
第一百二十条 因电网故障、电网改造、电网企业间的跨区跨省电能交易等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用;因不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。
第一百二十一条 发电企业因不可抗力欠发，直接交易合同仍参照发电企业欠发情况确定可结算电量，电力用户(含售电公司)因发电企业欠发而超用部分按照目录电价结算，不收取其他考核分摊费用。
第一百二十二条 电力用户(含售电公司)因不可抗力少用，直接交易合同仍参照电力用户少用情况确定可结算电量，发电企业因电力用户欠用而超发部分计入基数电量滚动结算或按照月度预挂牌上调服务处理。
第八章 信息披露
第一百二十三条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
第一百二十四条 市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
第一百二十五条 市场成员应该报送与披露包括但不限于以下信息：
(一) 电力交易机构：交易约束条件及情况;交易电量执行，电量清算、结算等;每笔交易的公告，成交总体情况，成交结果公示等; 电力交易计划和执行情况等;偏差电量责任认定、偏差处理资金收入及支出情况等。
(二) 电力调度机构：具体输配电线路或输变电设备名称的安全约束情况、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等;交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况;法律法规要求披露的其他信息。
(三) 电网企业：电网发电总体情况、年度电力电量需求预测、电网项目建设进度计划信息、电网概况、检修计划、运行控制限额、输配电价标准、政府性基金和附加、输配电损耗率、电网安全运行情况、重要运行方式变化情况、新设备投产情况、机组非计划停运情况、火电机组启停调峰情况、机组调频调压情况、发电企业发电考核和并网服务两个细则的考核执行情况、电网电力供应和用电需求信息等。
(四) 交易主体：
发电企业：公司名称、股权结构;发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证等;已签合同电量、发电装机容量扣减直接交易容量后剩余容量等;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
售电企业：公司名称、股权结构;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
电力用户：公司名称、股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等;直接交易需求、价格等信息;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
独立辅助服务提供商：公司名称、股权结构、服务性质和能力;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
第一百二十六条 在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。
第一百二十七条 电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。
第一百二十八条 市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。
第一百二十九条 江苏能源监管办、省经信委、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。
第九章 争议和违规处理
第一百三十条 本规则所指争议是市场成员之间的下列争议：
(一) 注册或注销市场资格的争议;
(二) 市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议;
(三) 市场交易、计量、考核和结算的争议;
(四) 其他方面的争议。
第一百三十一条 发生争议时，按照国家有关法律法规和国家能源局及江苏能源监管办的相关规定处理，具体方式有：
(一) 协商解决;
(二) 申请调解或裁决;
(三) 提请仲裁;
(四) 提请司法诉讼。
第一百三十二条 市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由江苏能源监管办按照《电力监管条例》等相关法律法规处理：
(一) 提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;
(二) 滥用市场力，恶意串通、操纵市场;
(三) 不按时结算，侵害其他市场交易主体利益;
(四) 市场运营机构对市场交易主体有歧视行为;
(五) 提供虚假信息或违规发布信息;
(六) 泄露应当保密的信息;
(七) 其他严重违反市场规则的行为。
第十章 市场干预
第一百三十三条 当出现以下情况时，江苏能源监管办可以做出中止电力市场的决定，并向市场交易主体公布中止原因。
(一) 电力市场未按照规则运行和管理的;
(二) 电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的;
(三) 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的;
(四) 电力市场技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的;
(五) 因不可抗力市场交易不能正常开展的;
(六) 电力市场发生严重异常情况的。
第一百三十四条 电力调度、交易机构为保证电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预。
第一百三十五条 市场干预期间，电力调度、交易机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报江苏能源监管办备案。
第一百三十六条 当面临重大自然灾害和突发事件时，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易，全部或部分免除市场主体的违约责任。发电全部或部分电量应执行指令性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案。
第一百三十七条 市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。
第十一章 附则
第一百三十八条 江苏电力市场监管具体办法由江苏能源监管办另行制定。
第一百三十九条 本规则由江苏能源监管办负责解释。
第一百四十条 本规则自发布之日起施行。
