北极星售电网获悉，东北能监局、辽宁省工信厅、辽宁省发改委日前联合发布关于征求《辽宁省电力市场运营基本规则及六项配套规则（征求意见稿）》意见的通知，征求时间为2022年6月3日至2022年7月3日。
辽宁省电力市场运营基本规则中提到，市场主体包括满足准入条件的各类发电企业、配售电企业、电力用户等。
发电侧：起步阶段，省内全部燃煤机组、集中式风电和光伏（不含暂未参与市场的平价及低价项目）、核电机组参与现货市场；其他类型电源暂不参与现货市场。
用户侧：起步阶段，中长期市场用户均应参与现货市场。
【省外政府合约】根据省工业信息化厅批复的年度电力电量平衡方案，与省外机组签订的合约电量，按照相关规则分解执行。
【省内基数合约】采用“以用定发”的匹配原则，确定各时段市场内机组的基数电量，并按照上网电量比例分配给市场化新能源及核电，分配上限为对应时段新能源、核电的上网电量。电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。
详情如下：
关于征求《辽宁省电力市场运营基本规则及六项配套规则（征求意见稿）》意见的通知
辽宁省电力市场管理委员会，国网辽宁省电力有限公司，辽宁电力交易中心有限公司，各有关发电企业、电力用户、售电公司：
为进一步贯彻落实国家发改委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号），积极推进电力现货市场建设，充分发挥市场配置资源的决定性作用，优化电力市场规划、运营与实施，保障电力稳定可靠供应，确保电网安全稳定运行。近期，东北能源监管局会同省工业和信息化厅、省发展改革委组织起草了《辽宁省电力市场运营基本规则及六项配套规则（征求意见稿）》，现征求各市场主体意见：
一、请各市场主体认真研提意见，征求时间为2022年6月3日至2022年7月3日。
二、各发电集团所属企业由省级分、子公司反馈综合意见，不要简单罗列每个企业意见。
三、各单位反馈意见加盖公章后扫描成电子文档，与word版本一并发送至指定邮箱，邮件标题注明单位。无意见也请书面反馈。
联 系 人：张 策
联系电话：024-23148969
电子邮箱：shichang@nea.gov.cn
附件：1.辽宁省电力市场运营基本规则
2.辽宁现货电能量市场交易实施细则
3.辽宁省电力辅助服务（调频）市场实施细则
4.辽宁省电力市场中长期交易细则
5.辽宁省电力市场电费结算实施细则
6.辽宁省电力市场零售管理实施细则
7.辽宁省电力市场管理实施细则计量管理部分
国家能源局东北监管局辽宁省工业和信息化厅
辽宁省发展和改革委员会
2022年6月1日
辽宁省电力市场运营基本规则
2022年5月
名词解释
1.优先购电用户：居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）、农业用户。
2.电力批发市场（下文简称批发市场）：发电企业和电力批发用户/配售电企业之间进行电力交易的市场。
3.电力零售市场（下文简称零售市场）：零售用户自主选择配售电公司进行购电的市场。
4.电能量市场：以电能量为交易标的物的市场。
5.电力辅助服务市场：为维护系统的安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网经营企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等提供除正常电能生产、传输、使用之外的市场化辅助服务的市场，包括调频、备用、无功调节、黑启动等市场。
6.电力现货市场：通过交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。辽宁现货市场以15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。
7.日前电能量市场（下文简称日前市场）：本规则中，市场主体在集中式市场模式下，按具有财务约束力的日前价格，为次日（运行日）购买或销售电能的市场。
8.实时电能量市场（下文简称实时市场）：本规则中，市场主体在集中式市场模式下，按具有财务约束力的实时价格，在运行日为未来15分钟购买或销售电能的市场。
9.中长期电能量市场（下文简称：中长期市场）：市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式开展的以电能量为交易标的物的（多）年、（多）月、月内、多日等的批发市场。
10.调频辅助服务：指在符合条件的市场成员申报的出力调整范围内，调频资源跟踪自动发电控制装置 AGC 指令，按照电力系统频率和联络线功率控制的要求，实时、往复调整发电出力的辅助服务。
11.节点边际电价：在现货电能交易中，在满足发电侧和输电安全约束条件和各类其它资源的工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时所需要增加的系统边际成本。节点边际电价由系统电能价格、阻塞价格两部分构成。辽宁节点边际电价指辽宁电网220kV 及以上电压等级母线的现货出清电价。
12.统一结算价格：用户侧采用统一结算点电价，本规则采用发电侧所有节点电价加权平权值。
13.安全约束机组组合：（Security Constrained Unit Commitment, SCUC）：在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化为优化目标，制定多时段的机组开停机计划。
14.安全约束经济调度（Security Constrained Economic Dispatch, SCED）：在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化等为优化目标，制定多时段的机组发电计划。
15.安全校核：对检修计划、发电计划、市场出清结果和电网运行操作等内容，从电力系统运行安全角度分析其安全性的过程。分析方法包括静态安全分析、暂态稳定分析、动态稳定分析、电压稳定分析等。
16.市场力：市场成员操纵市场价格、使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平的能力。
17.市场出清：电力市场根据市场规则通过竞争定价确定交易电量和电价。
18.信息发布：指向电力监管机构、市场成员（不含市场运营机构）及社会公众等发布电力市场相关信息的过程。
19.报价：市场主体向市场运营机构提交的包含量价信息的电子文档，包括简单报价、打包报价等报价类型。
20.市场监管：根据有关法律、法规和规章，电力监管机构遵循市场规律对市场主体和市场运营机构及其遵守电力市场运营规则的行为进行的监督和管理，以实现电力市场竞争的合理、有序、公正、公平和公开。
21.市场监测：由市场监测机构对市场运行总体情况、市场规则缺陷、参与主体的操纵行为的监控。
22.风险管控：通过识别、衡量、分析现货市场风险，并在此基础上有效控制风险，将风险导致的各种不利后果减小到最低限度的科学管理控制手段。
23.保函：又称信用保证书，是指银行、保险公司、担保公司或担保人应申请人或企业的请求，向受益人或企业及第三方（电力交易机构）开立的一种书面信用担保凭证，以书面形式出具的、凭提交与承诺条件相符的书面索款通知和其它类似单据即行付款的保证文件。保函的种类可以有多种。
24.运行日（D），为实际执行日前电能量市场交易计划的自然日，每 15 分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有 96 个交易出清时段。
25.竞价日（D-1）：为运行日的前一日。
第一章总则
第一条【目的】为规范辽宁电力市场的运营及管理，构建安全、合理、高效的市场体系，实现电力交易的公开、公平、公正，保障市场成员合法权益，促进辽宁电力市场的稳定、健康、有序、协调发展，制订本规则。
第二条【概述】辽宁电力市场规则体系包括基本规则和相关实施细则。以本规则为基础，制定相关实施细则。
第三条【依据】本规则依据有关现行法律法规和《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、《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《发电企业与电网企业电费结算办法》（国能发监管〔2020〕79号）、《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号）、《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）、《国家发展改革委 国家能源局关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）等文件精神，结合辽宁现货市场试点要求和电网实际情况进行编制。
第四条【市场运营原则】电力市场运营遵循的主要原则：
（一）坚持市场化方向，遵循市场经济基本规律和电力系统运行规律；
（二）坚持安全第一，积极、稳妥、有序的推进辽宁电力市场建设，确保电力供应安全、系统运行安全、市场改革安全；
（三）以“碳达峰、碳中和”战略目标为指引，构建以新能源为主体的新型电力系统及与之相适应的市场体系；
（四）坚持问题导向，统筹推进中长期市场、现货市场、辅助服务市场的机制设计、品种设置；
（五）兼顾市场成熟和主体培育的过程化进程，稳步有序放开发用电计划，合理设置市场封顶价和保底价，推动市场平稳起步。
第五条【适用范围】本规则适用于辽宁省电力市场运营及管理。
第六条【市场秩序】电力市场成员应当自觉维护社会主义市场经济秩序，严格遵守国家有关法律法规、电力市场规则和市场管理制度，自觉自律，不得操纵市场、损害社会公共利益和其他市场主体的合法权益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第七条【市场管理】辽宁省工业和信息化厅（以下简称：省工业信息化厅）、辽宁省发展和改革委员会（以下简称：省发展改革委）、国家能源局东北监管局（以下简称“东北能源监管局”）根据职能依法履行辽宁电力市场管理职责，对市场主体行使市场力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施管理，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施管理。
第二章市场成员
第八条【市场成员】市场成员包括市场主体、市场运营机构和电网企业。
（一）市场主体包括满足准入条件的各类发电企业、配售电企业、电力用户等。
发电侧：起步阶段，省内全部燃煤机组、集中式风电和光伏（不含暂未参与市场的平价及低价项目）、核电机组参与现货市场；其他类型电源暂不参与现货市场。
用户侧：起步阶段，中长期市场用户均应参与现货市场。
（二）市场运营机构包括电力交易机构（辽宁电力交易中心有限公司）和电力调度机构（国网辽宁电力调度控制中心）。
第九条【发电权责】发电企业的权利和义务：
（一）按照规则参与电力交易，签订和履行各类交易合同，按时完成电费结算；
（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；
（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；
（四）按照信息披露和报送等有关规定提供相关信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；
（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第十条【用户权责】电力用户的权利和义务：
（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供市场化交易所必需的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息；
（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、政府性基金及附加等；
（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；
（四）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）按照电力调度机构要求安排用电；
（五）遵守政府电力管理部门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；
（六）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（八）法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条【售电权责】售电公司企业的权利和义务：
（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算；
（二）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；
（三）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约零售用户的电力电量需求、典型负荷曲线以及其他生产信息，获得市场化交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；
（四）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（六）拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收取和结算业务；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条【电网权责】电网企业的基本权利和义务：
（一）保障电网以及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，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务；
（三）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从电力调度机构统一调度；
（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定提供相关信息，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（五）收取输配电费，代收代付政府性基金及附加等，按时完成电费结算；
（六）按照政府定价或者政府相关规定向优先购电用户提供供电服务，签订供用电合同和购售电合同；
（七）预测优先购电用户的电力、电量需求等；
（八）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（九）法律法规规定的其他权利和义务。
第十三条【交易机构权责】电力交易机构的基本权利和义务
（一）参与拟定相应电力交易规则；
（二）提供各类市场主体的注册服务；
（三）按照规则组织电力市场交易，并负责交易合同的汇总管理；
（四）提供电力交易结算依据以及相关服务，按照规定收取交易服务费；
（五）建设、运营和维护电力市场化交易技术支持系统（以下简称“电力交易平台”）；
（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息， 提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等；
（七）配合省工业信息化厅、省发展改革委、东北能源监管局对市场规则进行分析评估，提出修改建议；
（八）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向监管机构和政府相关部门及时报告；
（九）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；
（十）法律法规规定的其他权利和义务。
第十四条【调度机构权责】电力调度机构的基本权利和义务：
（一）负责安全校核；
（二）按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，保障电网安全稳定运行；
（三）负责电力现货市场、辅助服务市场交易组织等工作；
（四）向电力交易机构提供电网安全约束条件、必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，配合电力交易机构履行市场运营职能；
（五）合理安排电网运行方式，保障市场正常运行；
（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定提供相关信息，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场概述
第一节 电力市场架构
第十五条【市场分类】辽宁省电力市场交易体系包括批发市场和零售市场。
第十六条【批发市场】辽宁批发市场包括电能量市场和电力辅助服务市场。其中，电能量市场包括中长期市场和现货市场；现阶段，电力辅助服务市场指调频市场。
第十七条【零售市场】建立零售市场与批发市场价格传导机制，参见零售市场相关管理规定。
第十八条【电力用户分类】电力市场用户是指参与电力市场交易的用户，可直接参与批发市场、在零售市场向单一配售电企业购电或通过电网企业代理购电，在同一时期只能以一种方式购电。直接参与批发市场的用户称为批发用户；参与零售市场的用户称为零售用户；通过电网企业代理购电的用户称为电网代理用户。
第二节 价格机制
第十九条【电能量价格机制】在中长期市场和现货市场中，市场主体基于上网侧电能价格进行交易。中长期市场通过双边协商、集中竞价、挂牌等方式形成电能价格；现货市场采用节点边际电价机制定价。
第二十条【调频价格机制】市场初期，调频辅助服务补偿包括调频里程补偿和调频机会成本补偿，调频里程补偿依据市场集中竞价方式形成，调频机会成本补偿由现货电能量市场报价及出清结果计算形成。
第二十一条【容量补偿机制】对批发用户、配售电企业按照一定的度电分摊标准收取容量补偿费用，度电分摊标准根据辽宁电力市场化机组投资建设成本及市场运行情况进行测算；机组按照有效容量占总有效容量比例分享容量补偿费用。本条执行时间由政府主管部门根据市场发展情况另行约定。
第二十二条【交易限价】为避免市场操纵及恶意竞争，经政府主管部门和能源监管机构同意，可对电能量市场和调频市场申报价格和市场出清价格设置上限及下限。
第三节 市场衔接机制
第二十三条【非现货机组】暂不参与现货市场的省内机组，由电力调度机构制定日计划曲线，作为辽宁现货市场边界条件。
第二十四条【现货与调频】竞价日，市场主体依据市场调频需求申报调频里程价格及调频容量。运行日，在实际机组启停状态基础上，日内整点时刻前对未来一小时调频市场正式出清。进行实时市场出清计算时，修改调频市场出清中标机组的出力上、下限，预留调频容量。
第二十五条【现货与中长期】中长期交易合约应约定功率曲线或曲线形成方式，现货市场运行后，仅具有财务结算意义，不物理执行。
第四章中长期市场
第一节政府合约电量
第二十六条【政府合约】政府合约包括省外政府合约和省内基数合约（电量），由厂网双边签订购售电合同，纳入电力中长期交易合约管理范畴。
第二十七条【省外政府合约】根据省工业信息化厅批复的年度电力电量平衡方案，与省外机组签订的合约电量，按照相关规则分解执行。
第二十八条【省内基数合约】采用“以用定发”的匹配原则，确定各时段市场内机组的基数电量，并按照上网电量比例分配给市场化新能源及核电，分配上限为对应时段新能源、核电的上网电量。电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。
第二节 基本要求
第二十九条【交易范围】主要包括省间中长期交易和省内中长期交易。
第三十条【省间中长期】省间中长期交易结果作为省间现货交易的基础，与省间电力现货交易共同构成省内现货市场边界。
第三十一条【省内中长期】交易双方带曲线开展交易。
（一）以双边协商方式开展的交易，交易双方可自行约定交易曲线，也可以选取典型交易曲线（交易开展前确定）；
（二）以集中竞价方式开展的交易，采用交易公告给出的典型交易曲线；
（三）以挂牌方式开展的交易，采用挂牌方在挂牌时给出的交易曲线。
第三十二条【交易电量约束】对中长期合约设置交易电量约束，包括年度（月度）净合约量约束、时段电量约束等。年度（月度）净合约量约束根据市场主体的历史年度（月度）发电能力或用电需求确定，避免市场主体过度投机。时段电量约束要求市场主体在一个时段内电量合约不小于零（发电侧卖出电量为正，用户侧买入电量为正），避免市场主体购售角色转变。
第三节 交易组织
第三十三条【交易公告】对于定期开市和连续开市的交易，交易公告应提前至少1个工作日发布；对于不定期开市的交易，应提前至少5个工作日发布。
第三十四条【年度交易】年度（多年）交易的标的物为次年（多年）的电量（或者年度分时电量），年度交易可通过双边协商或者集中交易等方式开展。
第三十五条【月度交易】月度（多月）交易的标的物为次月电量（或者月度分时电量），适时开展针对年度内剩余月份的月度电量（或者月度分时电量）交易。月度交易可通过双边协商或者集中交易等方式开展。
第三十六条【月内交易】月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展。根据交易标的物不同，月内交易可定期开市或者连续开市。
第四节 合同签订与执行
第三十七条【校核及执行】现货市场运行时，中长期交易合约经电网安全校核后，作为结算依据，不作为调度执行依据。
第三十八条【合约签订】中长期合约要素主要包括合约起止时间、合约电量、交易价格、交易曲线等。
第五章 日前市场
第一节 缺省参数设置
第三十九条【缺省参数设置】现货市场开市前，对市场主体设置缺省参数，包括：
（一）额定有功功率
（二）典型开机曲线
（三）典型停机曲线
（四）综合厂用电率，分月核定
（五）最大发电能力
（六）最小发电能力
（七）爬坡速率
（八）冷态启动时间
（九）热态启动时间
（十）最小连续开机时间
（十一）最小连续停机时间
（十二）最小技术出力
（十三）机组冷/热态启动费用
（十四）电能量量-价曲线
（十五）调频报价
第二节 边界条件准备及事前信息发布
第四十条【边界条件准备】在日前市场开市前，做好市场边界条件准备，包括：
（一）D-5日17:00前，电力交易机构将运行日省外政府合约曲线及电价、跨区跨省电力中长期交易合约曲线及电价、省内电力中长期交易合约曲线及电价等信息向电力调度机构和电网企业推送。
（二）D-2日12:00前，试验机组提交D日试验计划；核电机组提交D日出力曲线；66千伏及以下燃煤机组申报D日发电总量。
（三）D-2日17:00前，上级调度机构下发省间联络线预计划后，电力调度机构审核核电机组、试验机组、66千伏及以下燃煤机组申报结果。
（四）D-1日08:15前，新能源企业申报运行日96时段功率预测曲线；燃煤机组申报D日分时段最大发电能力（不大于额定容量）、分时段最小发电能力（不小于0，不大于最小技术出力）。电力调度机构准备好电网运行边界条件，包括运行日的网络拓扑、负荷预测、水电机组出力计划、自备电厂出力计划、设备检修计划、设备投产与退役计划、电网安全约束、必开机组等。
第四十一条【信息发布】D-1日08:45前，市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台发布D日的边界条件等信息。
第三节 交易申报
第四十二条【市场申报】D-1日09:45前，参与日前市场交易的市场主体通过电力交易平台申报交易信息，电力交易机构汇总后推送至电力调度机构。若出现迟报、漏报或不报等情况，发电侧采用缺省参数替代，用户侧按照其运行日所持有的中长期合约分时电量合计值进行填报。
（一）220千伏及以上燃煤机组申报
申报信息主要包括机组启动费用（元/次）、电能量费用（元/兆瓦时）等。
机组启动费用：启动费用包括热态启动费用、冷态启动费用。不能超过事前规定的启动费用上、下限范围（R1）。
电能量费用：电能量报价为全天一条单调非递减的发电量价曲线，最多不超过7段。每段需申报出力区间起点（兆瓦）、出力区间终点（兆瓦）以及该区间的能量价格（元/兆瓦时）。第一段出力区间起点为0，最后一段出力区间终点为额定有功功率。每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点。每一个报价段的长度不能小于1兆瓦，申报价格最小单位为1元/兆瓦时。每段报价的电能量价格均不可超过事前规定的申报价格的上、下限范围（R2）。燃煤机组电能量价格包含环保电价（含脱硫、脱硝、除尘以及超低排放电价）。
（二）其他类型机组申报
风电、光伏结合自身预测出力情况，申报次日96时段出力曲线。
（三）用户侧申报
配售电企业及电网企业申报其代理用户运行日的分时用电需求曲线，批发用户申报其运行日的分时用电需求曲线。配售电企业、电网企业、批发用户的分时用电需求曲线仅用于结算，不作为出清计算依据。
第四节 市场出清及结果发布
第四十三条【省内预出清】D-1日11:00前，电力调度机构开展省内预出清，将省内预出清结果、省内电力平衡裕度和可再生能源富余程度向相关市场主体发布。
第四十四条【省间现货申报】D-1日11:30前，市场成员申报省间电力现货交易分时“电力—价格”曲线。火电和核电发电企业申报电力不得超过其实际发电能力与预出清结果之差，预出清中未安排开机的机组不得申报电力；可再生能源企业申报电力不得超过其预测出力与预出清结果之差。
第四十五条【申报数据校验】D-1日11:45前，电力调度机构对省内市场主体申报数据进行合理性校核。
第四十六条【联络线终计划】D-1日14:30前，上级调度机构组织开展区域内省间辅助服务交易后，将交易结果和省间联络线终计划下发至电力调度机构和发电企业。
第四十七条【日前市场出清】电力调度机构经安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序计算，形成日前现货交易结果，包括各节点每15分钟节点边际电价、运行日开机组合、各机组运行日96点发电预计划曲线等。出清价格不能超过上、下限范围（R3）。
第四十八条【出清结果发布】D-1日17:30前，电力调度机构将日前市场出清结果推送至电力交易机构，通过电力交易平台进行发布。
第四十九条【特殊情况调整一】供热期，厂区内已建设电蓄热装置的发电企业，负责在日前申报D日本厂区内电蓄热96点最大用电能力曲线。日前市场出清后，若现货市场全部调节资源用尽后，仍出现向下调峰缺口，应按照现货市场指令，将建设于火电厂区内的电蓄热投入使用，提升新能源消纳水平。任一时段，某厂电蓄热可投入上限由日前申报的最大用电能力与未投电蓄热时最小上网电力的较小者决定。当各厂电蓄热可投入上限之和大于调峰缺口时，按照各厂电蓄热可投入上限加权平均的方式分配电蓄热调用容量。对于不能平滑调节的电蓄热，投入的调节档位不高于被分配的调用容量，剩余的调节容量在可平滑调节的电蓄热之间进行再分配。若剩余可平滑调节电蓄热容量用尽后仍无法满足调峰缺口，则按单台电蓄热装置容量由小到大依次调用，直至满足调峰缺口。
第五十条【特殊情况调整二】若电网运行日边界条件发生重大变化，可能影响电网安全稳定运行，电力调度机构可根据日前市场机组启停排序和电网安全约束，调整运行日机组组合，以保证电网安全运行，同时市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台向相关市场成员发布相关信息，并将调整后的发电调度计划下发至各发电企业。日前市场形成的成交结果和价格不再进行调整。
第六章实时市场
第一节 边界条件准备
第五十一条【机组运行边界】包括日前现货交易所形成的机组组合、非市场化机组发电计划、物理运行参数、开/停机计划曲线、预计并网/解列时间、出力上/下限约束、调整后的出力计划、调试及试验计划、一次能源供应约束等。
第五十二条【电网运行边界】包括网络拓扑、超短期负荷预测、水电机组出力计划、自备电厂出力计划、设备检修计划、设备投产与退役计划、电网安全约束、包含省间日内现货交易出清结果的跨区发输电计划（T-60分钟前由上级调度机构下发）、东北区域内辅助服务市场交易结果（T-30分钟前由上级调度机构下发）、省间联络线计划曲线（T-30分钟前由上级调度机构下发）等。
第二节 交易申报
第五十三条【交易申报】220千伏及以上燃煤机组沿用日前申报信息，不再重新申报。
第五十四条【超短期预测】风电、光伏滚动申报未来四小时的超短期预测出力曲线；核电机组按照调度机构批复的出力曲线执行，调度机构可根据电力系统安全稳定、清洁能源消纳需要，在满足核电运行及调整约束前提下进行调整。
第三节 市场出清及结果发布
第五十五条【出清模式】调度机构考虑最新边界条件，通过安全约束经济调度（SCED）进行优化计算，滚动优化机组出力，形成各发电机组实时发电计划和实时节点边际电价等信息。出清价格不能超过上、下限范围（R3）。
第五十六条【出清周期】实时市场每15分钟对未来两小时滚动优化计算。
第五十七条【结果发布】调度机构出具实时市场出清结果，市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台发布，需满足时效性要求。
第四节 交易执行及调整
第五十八条【电网风险防控】电网实时运行应按照系统运行有关规定，保留合理的调频、调峰、调压、备用容量以及各输变电断面潮流波动空间，满足电网风险防控措施要求，保障系统安全稳定运行和电力电量平衡。
第五十九条【运行方式调整】在发生以下电力系统事故或紧急情况之一时，电力调度机构可根据保障电网安全运行的原则，对电网运行方式进行调整：
（一）电力系统发生事故可能影响电网安全时；
（二）系统频率或电压超过规定范围时；
（三）系统调频容量、备用容量和无功容量无法满足电力系统安全运行的要求时；
（四）输变电设备过载或超出稳定限额时；
（五）继电保护及安全自动装置故障，需要改变系统运行方式时；
（六）气候、水情发生极端变化可能对电网安全造成影响时；
（七）电力设备缺陷影响电网安全时；
（八）电网上、下旋备紧张，影响电力实时平衡时；
（九）风光、负荷预测与实际偏差较大，影响电力实时平衡时；
（十）电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。
第六十条【调整措施】在出现上述情况时，电力调度机构可以采用以下措施调整运行方式：
（一）改变机组的发电计划；
（二）调整发电机组运行状态；
（三）调整设备检修计划；
（四）采取负荷控制措施；
（五）电力调度机构认为有效的其他手段。
第六十一条【特殊情况调整一】供热期，厂区内已建设电蓄热装置的发电企业沿用日前申报信息。实时市场出清后，若现货市场全部调节资源用尽后，仍出现向下调峰缺口，应按照现货市场指令，将建设于火电厂区内的电蓄热投入使用，提升新能源消纳水平。任一时段，某厂电蓄热可投入上限由日前申报的最大用电能力与未投电蓄热时最小上网电力的较小者决定。当各厂电蓄热可投入上限之和大于调峰缺口时，按照各厂电蓄热可投入上限加权平均的方式分配电蓄热调用容量计划。对于不能平滑调节的电蓄热，投入的调节档位不高于被分配的调用容量如果分配的调用计划处于两个档位之间，则按照较低档位调用，剩余的调峰缺口调节容量在可平滑调节的电蓄热之间进行再分配。若剩余可平滑调节电蓄热容量用尽后仍无法满足调峰缺口，则按单台电蓄热装置容量由小到大依次调用，直至满足调峰缺口。
第六十二条【特殊情况调整二】电网实时运行中，当系统发生事故或紧急情况时，电力调度机构应按照“安全第一”的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时市场出清计算，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台发布相关信息。
第七章调频辅助服务市场
第六十三条【调频主体】调频市场主体包括调频服务提供者、调频费用分摊者。调频服务提供者为电力调度机构调管的220千伏及以上公用燃煤发电机组，按照调频市场出清结果和调频指令提供调频服务，获得调频补偿费用；调频费用分摊者为全部市场主体。
第六十四条【交易模式】调频市场按照“日前报价、日内出清”的模式组织，对调频市场中标的机组进行调频里程补偿和调频机会成本补偿。调频考核与补偿条款，由东北能源监管局在新版“两个细则”中同步修订。
第六十五条【出清时间】电力调度机构在日内整点时刻前，以小时为周期集中出清。
第六十六条【出清结果】出清结果为中标调频机组及其中标调频容量、调频里程价格。
第六十七条【调频机组分组】运行日调频市场正式出清前，电力调度机构将调频服务提供者中排除AGC装置异常、试验、因系统安全约束固定出力、启停机过程中等情况下的机组后，将其他机组分为性能不足组和性能合格组。出现调频性能不足等情况，将机组从性能合格组划到性能不足组，有效期至运行日24:00。
第六十八条【交易流程】调频市场的交易流程为：
（一）调频容量需求发布
D-1日08:45前，电力调度机构发布运行日每个小时的调频容量需求。实时运行中，若出现临时调整调频容量需求的情况，事后进行信息发布。
（二）市场申报
D-1日09:45前，调频服务提供者在相应限值范围（R4、R5）内申报调频容量和调频里程价格。调频市场运行期间，符合准入条件的调频机组必须参与调频市场申报，迟报、漏报或不报者均采用缺省值作为申报信息。
（三）报价调整及排序
每天组织交易前，将调频机组一定周期或里程内的综合调频性能指标（k值，暂由k1, k2, k3加权计算）平均值进行归一化处理，并以此为依据对各机组的调频里程报价进行调整，并将调整后的价格由低到高排序。
（四）日内出清
日内在整点时刻前，电力调度机构依据调频容量需求、调频排序，按照“性能合格组优先”的原则，依据机组排序，确定下一小时调频市场中标机组及其调频容量。当性能合格组总调频容量无法满足调频需求时，再按调频排序调用性能不足组机组。调频市场正式出清后，相应调整中标机组的出力上下限，参与实时市场出清。调整公式如下：
第六十九条【交易结果执行】调频市场正式出清后，AGC系统相应切换中标机组的控制模式，调频机组跟踪AGC指令，提供调频服务。AGC系统实时计算调频机组每次响应AGC指令的调频性能指标和调频里程。
第七十条【特殊情况处理】实际运行中，若中标调频机组无法满足系统调频需求时，电力调度机构依次调用未出清机组；若电力调度机构发现某中标机组不跟踪AGC指令、调频性能不合格时，可对其进行调整。
第七十一条【调频市场结算】调频市场费用包括调频补偿费用和调频分摊费用，采用收支平衡、月清月结的方式结算。
（一）调频补偿费用
调频补偿费用包括调频里程补偿和调频机会成本补偿。调度机构依据AGC系统计算中标机组的调频里程，按机组里程报价进行补偿；依据中标机组预留的调频容量，若在能量市场中损失收益，对其进行机会成本补偿。
（二）调频分摊费用
调频市场补偿费用按月统计，月度总补偿费用按照A、B的比例，由发电侧、用户侧分摊。
第七十二条【中标机组考核】
（一）单指令周期不合格，则该次调频服务的里程不予累计；
（二）小时不合格，取消该机组小时内调频里程收益；
（三）日不合格，划入性能不足组，取消该机组当日调频里程收益。
第八章零售市场
第七十三条【零售市场】零售市场要素包括零售服务关系、零售合同、电费结算协议。
（一）零售服务关系
配售电企业与电力用户在电力交易平台建立零售服务关系。经配售电企业与电力用户双方协商一致，在确立服务关系期限内，任何一方均可在电力交易平台中发起零售服务关系确立，由双方法定代表人（授权代理人）在电力交易平台中确认。
（二）零售合同
配售电企业和零售用户在确立服务关系后，可签订零售合同，用于明确双方合同关系、合同期限、交易电量、零售电价、零售用户的用电信息，以及与市场化交易相关的权利和义务等。
（三）电费结算协议
配售电企业和零售用户签订零售合同后，在双方协商一致的情况下，配售电企业、零售用户、电网企业三方签订电费结算协议，用以明确零售市场结算相关内容。如零售合同发生变更，则三方须重新签订电费结算协议。
第九章市场计量和数据管理
第七十四条【计量点设置】参与现货交易的发电企业和拥有配电网运营权的配售电企业，应在产权分界点处设置关口电能计量点。燃煤、核电机组需在主变高压侧增加设置电能计量点，作为分劈计量点，将关口计量电量分劈至单机，单机上网电量按关口电能计量点所计总上网电量中各分劈计量点所计电量的占比计算。风电、光伏电站应按交易单元设置计量点，并具备关口电量的分时计量（15分钟为一个时段，下同）、采集、传输能力，满足现货市场准入条件。
第七十五条【配置要求】关口电能计量装置配置应满足《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2016）的相关要求。电能计量装置和采集设备的时钟以北斗或GPS标准时钟为基准，实现自动对时。
第七十六条【计量数据】电网企业负责计量数据的统一管理。市场结算用的关口计量数据，应通过电能计量装置计量，由用电信息采集系统自动采集。自动采集数据不完整时，应实现数据补采，补采失败时由用电信息采集系统根据拟合规则补全。
第七十七条【辅助服务计量】辅助服务通过调度技术支持系统计量，由电力调度机构按照结算要求统计辅助服务提供和使用情况。
第七十八条【代理用户要求】配售电企业和电网企业需确认所代理的市场用户满足电量分时计量、采集、传输条件。
第七十九条【特殊处理】批发市场中，对于暂时不满足电量分时计量、采集、传输条件的市场用户，不能直接参与市场。电网企业根据负荷特性，确定不满足分时计量条件的用户分类及典型分时用电曲线，报政府主管部门备案后，作为参与市场结算的电量分解依据。
第十章市场结算
第一节 结算原则
第八十条【结算职责】市场成员职责如下：
（一）电网企业负责提供每天15分钟间隔机组上网电量、市场用户每天15分钟间隔实际用电量等数据，并开展电费结算。
（二）电力调度机构提供现货市场和调频市场出清结果等结算准备数据。
（三）电力交易机构负责提供相关市场化交易电量、电价等结算依据。
（四）各市场主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变。
第八十一条【结算模式】中长期市场根据中长期合约分解电量及约定价格进行结算。现货市场偏差结算模式：
（一）对于发电企业，日前市场出清上网电量与（中长期合约分解电量+省间日前现货中标量）的偏差电量，按照日前市场节点电价进行结算；实际上网电量与（日前市场出清电量+省间日内现货中标量）的偏差电量，按照实时市场节点电价进行结算。
（二）对于批发用户和配售电企业，日前申报电量与（中长期合约分解电量+省间日前现货中标量）的偏差部分，按照日前统一结算价格结算；实际用电量与（日前申报电量+省间日内现货中标量）的偏差电量，按照实时统一结算价格结算。
第八十二条【结算周期】批发市场按照“日清月结”的模式开展结算。按日进行市场化交易结果清分，生成日清分账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。遇特殊情况和节假日，结算相关工作顺延。
第八十三条【结算时段】批发市场以每15分钟为一个结算时段。
第八十四条【市场运营费用】市场运营费用按照各科目独立记账、逐项分摊的原则实施。
（一）结构不平衡费用
发用两侧计划或市场电量不平衡产生的结算费用，该项费用由市场主体按比例分摊或分享。
（二）市场不平衡费用
1.成本补偿类费用
（1）机组启动补偿费用：暂由发用两侧按比例分摊。
（2）因保障电网安全运行的必开机组补偿费用：暂由发用两侧按比例分摊。
（3）因保障电网安全运行的必停机组补偿费用：暂由发用两侧按比例分摊。
2.市场平衡类费用
包括阻塞平衡费用、用户侧价差调整电费等。
（1）阻塞平衡费用：暂由发用两侧按比例分摊或分享。
（2）用户侧价差调整电费：指用户侧正式日账单发布后，当发电侧出清结果、上网电量、结算规则等变化造成用户侧统一结算点电价发生变化时，不再修改日账单结果，统一结算点电价变化引起用户侧日前、实时电能量差费，暂由市场用户按比例分摊或分享。
3.市场调节类费用
（1）用户侧超额获利回收；
（2）用户侧中长期缺额考核；
（3）新能源预测偏差考核；
（4）新能源超额获利回收；
（5）燃煤、核电机组执行偏差获利回收；
（6）燃煤、核电机组非停获利回收；
（7）燃煤、核电机组启停偏差获利回收；
（8）燃煤、核电机组中长期缺额考核；
（9）燃煤机组限高考核；
（10）燃煤机组限低考核；
（11）燃煤机组最大发电能力变更考核；
（12）燃煤机组最小发电能力变更考核。
市场调节类费用的相关计算、疏导方式，详见第十一章。
第二节 批发市场结算流程
第八十五条【数据准备】
（一）D-5日，电力交易机构推送运行日省间政府合约曲线及电价、跨区跨省电力中长期交易合约曲线及电价、省内电力中长期交易合约曲线及电价等信息发给电力调度机构和电网企业；
（二）D-1日17:30前，电力调度机构将日前市场出清结果推送至电力交易机构和电网企业；
（三）D+1日17:30前，电力调度机构将D日实时市场、调频市场出清信息推送至电力交易机构和电网企业；
（四）D+4日，电力交易机构和电网企业获取D日市场用户和机组每15分钟的电量数据。
第八十六条【日清分预账单发布及确认】运行日后第8天（D+8日），通过电力交易平台发布日清分预账单。发布后3天内，市场主体进行核对、确认。若有异议，提出反馈意见，逾期未反馈的视为确认。反馈意见经双方确认一致后，形成日清分账单确认结果。
第八十七条【日清分正式账单发布】运行日后第11天（D+11日），通过电力交易平台发布日清分正式账单。
第八十八条【获取调平电量及追退补电量】次月第11天（M+11日），获取发电侧和用户侧调平电量、当月及历史追退补电量。
第八十九条【月结算预账单发布及确认】次月第11天（M+11日），通过电力交易平台发布月结算预账单，发布后3天内，市场主体进行核对、确认。若有异议，提出反馈意见，逾期未反馈的视为确认。反馈意见经双方确认一致后，形成月结算账单确认结果。
第九十条【月结算正式账单发布】次月第17天（M+17日），通过电力交易平台发布月结算正式账单。
第三节 电费计算
第九十一条【发电企业电费】发电企业的电费包括电能电费、辅助服务补偿（分摊）费用、市场运营费用、“两个细则”费用等。
第九十二条【批发用户电费】批发用户电费包含电能量费用（含电能电费、辅助服务分摊费用、市场运营费用，下同）、输配电费、力调电费、政府性基金及附加等。
第九十三条【零售用户电费】零售用户终端到户费用包括零售合同的电能量费用（应约定相关费用处理方式）、输配电费、力调电费、政府性基金及附加等，按电费结算协议约定内容执行。
第九十四条【电费追退补】当市场运行出现异常、政策调整、差错等特殊情况，市场结算需要重新调整，由电网企业依照相关规定开展电费追退补。
第十一章超额获利回收与考核
第一节 用户侧超额获利回收与考核
第九十五条【超额获利回收】用户侧每个时段偏差电量（实际用电量与日前申报量的偏差）超出允许偏差范围（R6）时，将超出部分产生的价差收益进行回收。该项费用在市场化用户中按月度实际用电量比例进行返还。
第九十六条【中长期缺额考核】用户侧的月内全部中长期合约电量应不小于其月总用电量的最小限值（M1），对缺额电量按度电偏差考核价格（P2）进行考核。现货市场短期运行时，相关条款另行制定。考核费用在发电侧和用户侧平均分配。发电侧按照月内全部中长期合约电量占比分配；用户侧按照月内全部中长期合约电量占比分配。
第二节 新能源超额获利回收与考核
第九十七条【预测偏差考核】对风电场及光伏电站短期功率预测和超短期功率预测的准确率进行考核（由东北能源监管局在新版“两个细则”中同步修订）。该项费用在同类型发电侧之间按照月度上网电量比例返还。
第九十八条【超额获利回收】新能源每个时段偏差电量（实际发电量与日前预测值的偏差）超出允许偏差范围时，将超出部分产生的价差收益进行回收。该项费用在市场化发电企业中按月度上网电量比例进行返还。
第三节 燃煤火电、核电机组超额获利回收与考核
第九十九条【执行偏差获利回收】机组实时发电出力与实时发电计划的偏差率超过允许值（M4）时，将偏差时段内的超额获利进行回收。回收费用在燃煤火电、核电企业中，按照月度上网电量比例返还。
第一百条【非停获利回收】机组在日前市场中标，因自身原因发生非停，非停时段产生的偏差收益为正值时进行回收。该项费用在燃煤火电、核电企业中，按照月度上网电量比例返还。
第一百〇一条【启停偏差获利回收】机组因自身原因未按照日前市场中出清的并网/停机时间（或电力调度机构在实时运行中要求的并网/停机时间）按时并网/停机且延迟/提前时间超过允许时间（暂定60分钟），超出时间视为非停时段，按照第一百条方式计算非停获利，为正值时进行回收。回收费用在燃煤火电、核电企业中，按照月度上网电量比例返还。
第一百〇二条【中长期缺额考核】燃煤火电、核电机组的月内全部中长期合约电量应不小于允许值，对缺额电量，按度电偏差考核价格进行考核。考核费用在发电侧和用户侧平均分配，发电侧按照月内全部中长期合约电量占比分配；用户侧按照月内全部中长期合约电量占比分配。
第四节 燃煤火电机组限高、限低考核
第一百〇三条【限高考核】机组发生限高指机组申报的最大发电能力或实际发电能力未达到额定有功功率的允许值（M5）的情况。限高时段内，对限高容量计算考核费用，考核费用按照限高容量×限高时长×考核价格×考核系数计算，分以下两种情况具体考虑：
（一）在当日出清结果最高值的时段，若机组出力大于或等于实时市场出清结果最高值×（1-M4），则限高容量计为（额定有功功率×M5-申报分时最大发电能力的最小值），限高时长按照机组申报的限高时长计算，考核系数按照M6计算。
（二）在当日出清结果最高值的时段，若机组出力小于实时市场出清结果最高值×（1-M4），则限高容量计为（额定有功功率-实际最大发电能力与申报分时最大发电能力的最小值中的较小者），限高时长按照24小时计算，考核系数按照M7计算。
限高考核条款，由东北能源监管局在新版“两个细则”中同步修订。该项费用在燃煤火电企业中按照月度上网电量比例返还。
第一百〇四条【限低考核】机组发生限低指机组实际发电能力未达到申报的最小发电能力的情况。在当日实时市场出清结果最低值的时段，若机组实际出力大于实时市场出清结果最低值×（1+M4），对限低容量计算考核费用，考核费用按照限低容量×24小时×考核价格×考核系数计算。其中，限低容量为实际最小发电能力-申报分时最小发电能力的最大值，考核系数为M8。
限低考核条款，由东北能源监管局在新版“两个细则”中同步修订。该项费用在燃煤火电企业中按照月度上网电量比例返还。
第五节 超额获利回收豁免
第一百〇五条【豁免条款】并网发电机组有如下情况之一时，相应的时段不计为执行偏差时段，不进行本章所述执行偏差获利回收:
（一）一次调频正确动作导致的偏差；
（二）小时合格的调频市场中标机组；
（三）机组启动和停运过程中的偏差；
（四）因系统安全需要调整发电计划时。
第十二章市场管理与风险防控
第一百〇六条【信用管理】市场主体的信用评价由电力交易机构、或经电力市场主管部门授权的第三方机构负责。电力交易机构或第三方机构根据授权进行电力市场信用评价和管理，根据市场主体信用评价结果和市场运营情况，建立市场主体信用管理机制。
第一百〇七条【市场力】现货市场开展市场力检测，并根据检测情况采取市场力缓解措施。市场力检测方法主要采用市场结构分析、行为测试和影响测试，市场力缓解措施包括事前、事中、事后措施等。
第十三章信息披露
第一百〇八条【信息分类】市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。公众信息是指向社会公众披露的信息；公开信息是指向所有市场成员披露的信息；私有信息是指向特定的市场主体披露的信息；依申请披露信息：是指仅在履行申请、审核程序后向申请人披露的信息。
第一百〇九条【信息披露原则】市场成员应当遵循及时、准确、完整的原则披露电力市场信息，对其披露信息的真实性负责。违者可纳入失信管理并可按照规定取消市场准入资格。
第一百一十条【信息披露责任】电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构按照市场信息分类及时向社会及市场主体、政府有关部门发布相关信息。市场主体、电网企业、电力调度机构应及时向电力交易机构提供支撑市场化交易开展所需的数据和信息。
第一百一十一条【披露方式及安全】在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力交易平台、电力交易机构网站进行披露。电力交易机构负责电力交易平台、电力交易机构网站的建设、管理和维护，并为其他市场主体通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。电力市场技术支持系统、电力交易机构网站安全等级应满足国家信息安全三级等级防护要求。
第一百一十二条【信息保密】市场运营机构应当公平对待市场主体，无歧视披露社会公众信息和市场公开信息。市场成员严禁超职责范围获取私有信息，不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。
第一百一十三条【信息披露监管】东北能源监管局会同省工业信息化厅、省发展改革委对市场信息披露进行监管。
第十四章市场中止与管制
第一百一十四条【市场中止条件一】有下列情形之一的，省工业信息化厅、省发展改革委、东北能源监管局可依据职责分工做出中止市场交易的决定，并向电力市场成员公布中止原因：
（一）电力市场未按照规则运行和管理时；
（二）电力市场交易规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改时；
（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时；
（四）因发生突发性的社会事件、气候异常和自然灾害等原因导致电网运行安全风险较大时；
（五）当电力供应持续短缺时；
（六）发生其他情况影响电力市场正常运行时。
第一百一十五条【市场中止条件二】当出现如下情况时，市场运营机构按照“安全第一”的原则处理事故和安排电力系统运行，必要时可以中止市场交易，并尽快报告省工业信息化厅：
（一）发生重大自然灾害、电源或电网故障、突发事件等，影响电力正常供应或电力系统安全运行时；
（二）因电力供应短缺、电源或电网故障等原因引起拉闸限电时；
（三）电网被迫发生主备调切换等异常时；
（四）电力市场相关技术支持系统（含电力交易平台、调度运行技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等）发生重大故障，导致现货市场交易无法正常组织时；
（五）出现其他影响电网运行安全、市场资金安全及市场正常组织的重大突发情况时。
第一百一十六条【价格管制】如果市场价格维持在价格上限连续超过H小时，市场价格被强制执行二级价格限值（P3）。二级价格限值参考长期平均电价水平设定。
第一百一十七条【市场中止措施】当市场中止后，不再按照现货市场规则结算。省工业信息化厅做出恢复市场决定后，市场运营机构恢复市场正常运行。
第十五章争议处理
第一百一十八条【争议内容】本规则所指争议主要是指市场成员之间的下列争议：
（一）市场成员之间的纠纷包括但不限于合同纠纷、经济纠纷、隐私保密纠纷；
（二）市场主体与市场运营机构之间的纠纷包括但不限于市场主体对市场组织、交易执行、结算与事后认定等方面的行为进行质疑，或拒不执行市场运营机构指令等；
（三）其他方面的争议。
第一百一十九条【处理程序】电力交易发生争议时，市场成员可自行协商解决，协商无法达成一致时可提交省工业信息化厅、省发展改革委、东北能源监管局调解处理，也可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提起诉讼。
第十六章附则
第一百二十条【免责条款】
（一）电网企业输配电业务属于监管业务，依法接受监管，不承担市场运行相关的经济责任。
（二）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。
（三）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或中止，电力调度机构按“安全第一”的原则处理，并予以免责。
