（1）在省间电力现货交易中，一般情况下1个省为1 个交易节点。当省内出现严重阻塞，且该阻塞相对频繁发生 时，可定义多个交易节点。 （2）国调中心、网调直调机组按照批复的电力消纳方 式确定其所属交易节点，省内消纳的机组纳入省内交易节 点，多省消纳的机组可设为独立交易节点。 （3）节点内以及同一省内不同节点间的市场主体不允 许开展省间电力现货交易

3.2.2省间交易网络

市政图纸、图集省间交易网络由交易节点、跨省区交直流输电通道和省 内重要输电通道共同组成

3.2.3交易路径选择

（3）输电价格已包含网损的，不再另行收取。

（3）输电价格已包含网损的，不再另行收取。

省间电力现货交易采用集中竞价的出清方式。

为买方节点对应相应路径的出清价格

为保证电网安全运行，满足输变电设备运行控制要求， 需要在出清过程中对相关参数进行设置。 （1）按时段对每条交易路径成交结果进行数据精度设 置，对交易路径中所有跨区通道的卖电侧出清电力进行取整 （直接舍弃小数位）。 （2）各跨省区联络线相邻时段的输电功率变化幅度不 超过600兆瓦；在市场出清时间内，当出现联络线成交量不 满足爬坡约束时，可按爬坡约束重新进行出清计算

同一交易时段，市场主体是否可以买入或卖出电能，需 根据以下情况进行界定： （1）交易节点内部可冉生能源富余时，节点内部买方 市场主体不得在省间电力现货交易中实入电能。 （2）交易节点内部平衡紧张时，节点内部卖方市场主 本不得在省间电力现货交易中卖出电能。 （3）对于可再生能源是否富余和电力平衡是否紧张的 判定方法，由各地方政府主管部门确定或由各省调报地方政 府主管部门确认同意

4.1 且前现货交易组织周期

（1）市场运管机构按日组织省间白前现货交易。 （2）交易日从00：15至24：00，每15分钟设为一个时 段，交易日共分96个时段

4.2日前现货交易准备

4.2.1预出清（预计划）

4.2.2交易前信息公告

按照《电力现货市场信息披露办法（暂行）》（国能发

监管【2020］56号，以下简称56号文）要求，根据调度机 构向国家能源局及其派出机构报备的信息披露内容，由电力 交易机构负责披露检修计划、电网安全约束等省间日前现货 交易所需相关信息

4.2.3.1市场主体申报数据基本要求

币场主体审报的分时“电力一价格”曲线应满足如下基 本要求： （1）每一交易时段（15分钟）可申报的分段曲线最多 为5段。 （2）卖方市场主体申报的分段曲线要求为单调非递减 曲线。 （3）买方市场主体申报的分段曲线要求为单调非递增 曲线。 （4）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。 （5）市场主体报价最低为0元/兆瓦时，最高为10000

元/兆瓦时。政府主管部门可根据市场运行情况对限价进行 调整。

4.2.3.2卖方市场主体申报数据要求

4.2.3.1节的基本要求外，还需满足：

（1）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（预计划）之差，预出清（预计划）中未安 排升机的机组不得申报电力。 （2）可再生能源企业申报电力不得超过其预测出力与 预出清（预计划）之差。

4.2.3.4申报数据管理

（1）市场主体审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。 （2）省调在数据上报前对市场主体审报量进行预校 核，保证交易节点内部电能申报量可送出或受入。 （3）网调对区域内各交易节点和直调发电企业申报量 进行预校核，保证区域内电能申报量可执行。

（4）预校核不通过的交易甲请，按照“价格优先、可 再生能源优先、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，直至通过预校核

4.3日前现货交易出清

国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组 织省间日前现货交易出清，出清机制与3.4节一致。

4.3.1电力和价格折算方法

power买电j.为买方市场主体j在t时段的申报电力； 方节点的电力； price买电,j.为买方市场主体j在t时段的申报价格; price卖电；j.为买方市场主体j在t时段申报价格折算到卖 方节点的价格； coe为折算参数; pricecoe为中间折算变量; m为交易路径中跨区通道、省间联络线或区域共用电网 的序号； Pm为交易路径中自卖方节点至买方节点的第m段跨区 通道、省间联络线或区域共用电网的输电网损率； Ptm为交易路径中自卖方节点至买方节点的第m段跨区 通道、省间联络线或区域共用电网的输电价格； N为交易路径中跨区通道、省间联络线或区域共用电网 的总个数。

4.3.2集中竞价出清

序，买方市场主体折算后价格从高到低排序。 （3）按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最 大的交易对优先成交，直至价差小于零或节点间交易路径可 用输电容量等于零。

power申报买电，k. power分配卖电，，=power报卖电,k，× r=1 其中： power分配卖电k，为交易对k在t时刻的分配卖方电力 power电报卖电.k! 为交易对k在t时刻的申报卖方电力

power电报买电k， power分配卖电，，=power报卖电，k，× Epower报买电，

power电报表电k 为交易对k在t时刻的申报卖方电力；

power申报买电,k，为交易对k在t 时刻的申报买方电力; SG为价差相同且卖方市场主体相同的交易对对数， 交易对中买方节点的受入需求分配：按照买方节点在全 部价差相同交易对中涉及的各个卖方节点申报电力的比例， 对该买方节点申报电力进行分配，形成该交易节点受入各卖 方节点的电力

power报实电.k power申报卖电，

其中： power分配买电,k.，为交易对k在t 时刻的分配买方电力; power申报买电,k，为交易对k在t时刻的申报买方电力; power申报卖电，为交易对k在t 时刻的申报卖方电力; SS为价差相同且买方市场主体相同的交易对对数。 （5）每个交易对中卖方节点送出电力和买方节点受入 电力中较小的值为该交易对在卖方节点的成交电力。 powerk. = min (power 分配买电,k,, power 分配卖电,k, ) 其中： powerk，为交易对k在t 时刻的成交电力; power分配买电,k，为交易对k在t时刻的分配买方电力； power分配卖电,k，为交易对k在t时刻的分配卖方电力。 （6）考虑跨省区联络线输电容量对成交电力校验调 整。若相关交易对的成交电力超出某一跨省区联络线或输电

断面的可用输电容量，则按比例缩减相关交易对的成交电 力，形成各交易对在对应跨省区联络线及输电断面上的成交 电力。

1可用输电J， T特成交儿

其中： 1为t时刻越限最严重的跨省区联络线或输电断面； T可用输电为跨省区联络线或输电断面1的可用输电容量； T交J，为跨省区联络线或输电断面1在t时刻的待成交电 力； powerx为交易对k在t时刻调整前成交电力; power调整后,k.为交易对k在t 时刻调整后成交电力。 （7）每成交一笔交易后，扣除该交易路径可用输电容 量以及买卖双方对应的审报量。 （8）剩余的买方市场主体审报量再次折算到卖方节 点，与卖方市场主体剩余申报量进行集中竞价出清。 （9）买卖双方在市场内依次出清，直至买方市场主体 或卖方市场主体申报电力全部成交，或买卖双方价差为负： 或买卖双方可成交节点间交易路径无可用输电容量，交易结 東。

4.3.3出清边际价格计算

与卖方申报价格的平均值为该卖方节点的边际价格

price迹际电价,1=(price暴后买电, + price最后卖电,.)×0.5 其中： price边际电价，i.为卖方市场主体i的出清边际价格; price囊后买电，为卖方节点最后一笔成交交易对的买方报价 折算到卖方节点的价格； price 最后卖电，为卖方节点最后一笔成交交易对的卖方报 价。 （2）卖方节点价格叠加交易路径的输电价格（含输电 网损折价）为买方节点对应相应路径的出清价格。 （3）买卖双方市场主体在竞价出清过程中成交的电力 按照上述买卖节点结算价格结算

（1）国调中心、网调、省调按各自调管范围确定通道 可用输电能力或断面限额，省间电力现货交易出清过程闭环 考虑通道安全约束。 （2）省间电力现货交易出清后，国调中心统筹组织网 调、省调开展安全校核。安全校核未通过时，按照灵敏度由 高到低顺序，取消相关省间电力现货交易，消除设备越限 出清边际电价不变

非现货试点地区和现货试点地区现货市场未运行期间， 卖出电能量的发电企业按成交结果增加发电份额，实入电能 量的售电公司和电力用户扣除其参与省内市场的买电需求。 现货试点地区现货市场运行期间，省间电力现货交易卖方成 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。

4.6日前现货交易结果发布

按照56号文相关要求，根据调度机构向国家能源局及 其派出机构报备的信息披露内容，由电力交易机构负责升展 日前市场各时段出清电价、出清电量等日前现货市场出清后 信息的披露工作

4.7日前现货交易流程

4.7.2交易前信息公告

4.7.3省内预出清（预计划）

4.7.5省间现货交易出清及跨区发输电计划编制

4.7.6省间联络线计划编制

4.7.7省内发电计划编制

5.1日内现货交易组织周期

5.2日内现货交易准备

5.2.1交易前信息公告

按照56号文相关要求，根据调度机构向国家能源局及 其派出机构报备的信息披露内容，由电力交易机构负责披露 日内现货交易所需相关信息。

5.2.2.1市场主体申报数据基本要求

5.2.2.2卖方市场主体申报数据要求

4.2.3.1节的基本要求外，还需

（1）火电和核电发电企业申报电力不得超过其实际发 电能力与目前计划之差，日前计划中未安排升机的机组不得 申报电力。 （2）可再生能源企业申报电力不得超过其预测出力与 日前计划之差。

5.2.2.3买方市场主体申报数据要求

买方市场主体申报的买电分时“电力一价格”曲线除满 足上述基本要求外，还需满足4.2.3.3节的要求。

5.2.2.4申报数据管理

满足4.2.3.4节的要求

5.3日内现货交易出清

国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组 织省间日内现货交易出清，出清机制与3.4节一致。

5.3.1电力和价格折算

买方市场主体在买方节点审报的电力和价格按照所有 可用交易路径，按4.3.1节公式折算到卖方节点。

5.3.2集中竞价出清

5.3.3出清边际价格计算

边际价格计算与4.3.3节相同。

非现货试点地区和现货试点地区现货市场未运行期间， 卖出电能量的发电企业按成交结果增加发电份额，实入电能 量的售电公司和电力用户扣除其参与省内市场的买电需求。 现货试点地区现货市场运行期间，省间日内现货交易卖方成 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 电源参与出清，

5.6日内现货交易结果发布

按照56号文相关要求，根据调度机构向国家能源局及

其派出机构报备的信息披露内容，发布日内市场各时段出清 电价、出清电量等日内现货交易出清后需披露的相关信息

5.7日内现货交易流程

5.7.1交易前信息公告

5.7.3省间现货交易出清及跨区发输电计划编制

项目管理、论文包含省间日内现货交易出清结果的跨区发输电计划下发至 相关省调及直调发电企业

5.7.4省间联络线计划下发

6.交易执行与偏差处理

电力调度机构按照以下优先级安排跨省区联络线计划： （1）跨省区中长期交易。 （2）省间日前现货交易。 （3）省间日内现货交易

省间电力现货交易结果纳入跨省区联络线计划装修CAD图纸，作为省 内市场的运行边界，原则上不跟随市场主体的实际发用电而 变化。

6.2.1省内发电企业偏差处理