东北监能市场〔2025〕38号
关于印发《东北电力互济交易实施细则(试行)》的通知
各有关单位： 为助力构建全国统一电力市场体系，加快完善有利于促进新能源消纳和保障电力供需平衡的市场规则，提升东北区域电力资源优化配置效率，根据《电力市场运行基本规则》（发改委2024年第20号令）等文件，国家能源局东北监管局组织市场运营机构制订，经广泛征求地方政府相关部门和经营主体意见，由电力市场管理委员会审议通过，形成《东北电力互济交易实施细则（试行)》（以下简称《实施细则》)，现印发给你们，请遵照执行。有关事项通知如下。
一、电网企业、市场运营机构要切实做好交易组织、计量结算、偏差处理、信息披露、风险防控等相关工作，遇重大问题及时报告。
二、东北电力互济交易自《实施细则》印发之日开展模拟试运行，在充分验证基础上，于2025年10月中旬转入结算试运行。
东北电力互济交易实施细则
(试行) 2025年9月
目 录
第二章 市场成员管理…8
第一节市场成员8
第二节 经营主体权利8
第三节 经营主体义务9
第四节 电网企业职责10
第五节 市场运营机构职责10
第三章交易组织…14
第一节 交易品种14
第二节 交易路径14
第三节 输电价格和线损14
第四节 交易限制条件15
第四章日前互济交易…… …16
第一节 日前互济交易组织周期……16
第二节 日前互济交易准备16
第三节 日前互济交易申报信息合理性校验……19
第四节 日前互济交易出清20
第五节 日前互济交易流程23
第五章 日内互济交易…25
第一节 日内互济交易组织周期25
第二节 日内互济交易准备25
第三节 日内互济交易申报信息合理性校验……26
第四节 日内互济交易出清26
第五节 日内（实时)互济交易流程28
第六章统安全校核……29
第七章 交易执行与偏差处理…31
第节 交易执行31
第二节 偏差处理31
第八章 计量方法与结算原则……3
第二节 结算原则34
第九章 市场风险防控…36
第一节 市场力检测及缓解……36
第三节 风险千预37
第十章信息披露...
第三节 交易前信息发布 …40
第六节结算后信息披露.
第七节信息披露原则和方式..
第十一章 合同管理
第十三章 附则....
第一章 总则
第一条为助力构建全国统一电力市场体系，加快完善有利于促进新能源消纳和保障电力供需平衡的市场规则，提升东北区域电力资源优化配置效率，满足“省间市场未延伸、省内市场未覆盖”的交易需求，依据《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）及其相关配套文件、《电力监管条例》（国令第432号）、《电力市场运行基本规则》（国家发展改革委令2024年第20号）、《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司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，制定本细则。
第二条本细则所称东北电力互济交易（下文简称互济交易)，是指在省间电力现货交易基础上，进一步挖掘东北区域内省间电力保供和新能源消纳能力，开展的省间电能量互济交易。
第三条互济交易目标为优化省内资源配置，立足各省（区）间资源优势，提升电力保供和新能源消纳能力，挖掘向华北等区域送电能力，优化服务能力，加快融入全国统一电力市场体系。
第四条国家电网东北电力调度控制中心负责互济交易的运营管理，北京电力交易中心市场交易五部，辽宁、吉林、黑龙江、蒙东等省级电力调度控制中心和省级电力交易机构按职责分工配合工作。互济交易的所有市场成员，须遵守本细则。
第二章 市场成员管理
第一节 市场成员
第五条市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括各类型发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体，市场运营机构包括国家电网东北电力调度控制中心（简称网调），辽宁、吉林、黑龙江、蒙东电力调度控制中心（简称省调）和北京电力交易中心市场交易五部（简称京交五部），辽宁、吉林、黑龙江、蒙东电力交易机构（简称省级电力交易机构)。参与省间电力现货市场的经营主体可参与互济交易。
第二节 经营主体权利
第六条 发电企业权利包括：
（一）可按本细则参与互济交易。
（二）可公平获得输电服务和电网接入服务。
（三）可公平获得市场运营相关信息。
（四）法律法规所赋予的其他权利。
第七条售电公司权利包括：
（一）符合准入条件的售电公司可按本细则参与互济交易。
（二）可公平获得输配电服务。
（三）可公平获得市场运营相关信息。
（四）法律法规所赋予的其他权利。
第八条电力用户权利包括：
（一）符合准入条件的电力用户可按本细则参与互济交易。
（二）可公平获得输配电服务和电网接入服务。
（三）可公平获得市场运营相关信息。
（四）法律法规所赋予的其他权利。
第三节 经营主体义务
第九条发电企业义务包括：
（一）应签订和履行互济交易合同。
（二）应按规定披露和提供企业信息。 (三）应执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务。
（四）法律法规规定的其他义务。
第十条售电公司义务包括：
（一）应签订和履行互济交易合同。
（二）拥有配电网的售电公司应向其他经营主体提供公平的配电服务。
（三）应按规定披露和提供信息。
（四）应具备参与互济交易所需的计量条件。
（五）法律法规规定的其他义务。
第十一条电力用户义务包括：
（一）应签订和履行互济交易合同。
（二）应按规定披露和提供信息。
（三）应具备参与互济交易所需的计量条件。
（四）应服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故等），按电力调度机构要求安排用电。
（五）法律法规规定的其他义务。
第四节 电网企业职责
第十二条电网企业职责包括：
（一）应保障电网设施的安全稳定运行。
（二）应为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入服务。
（三）应代理暂未直接参与互济交易的电力用户以报量报价方式参与互济交易；在售电公司和电力用户直接参与互济交易之前，代理全部电力用户参与互济交易。
（四）应向经营主体提供计量、抄表、收付费等各类市场服务。
（五）应负责互济交易电费结算，按规定收取输配电费用，代国家收取政府性基金及附加等。
（六）应负责互济交易的收支明细实施专账管理。
（七）应按规定披露和提供市场信息，承担保密义务和责任。
（八）法律法规规定的其他职责。
第五节 市场运营机构职责
第十三条 网调职责包括： (一）应负责组织互济交易，负责建设、运行、维护和管理互济交易技术支持系统主站。
（二）应负责组织省调开展安全校核。
（三）应负责向省调下发网调直调机组发电预计划与省间联络线预计划。网调直调机组参与所在省省内电力现货交易的，可不下发其发电预计划。
（四）应按规定披露互济交易相关信息，将披露信息推送至电力交易信息平台。
（五）应负责依据本细则组织互济交易出清，并向相关调度机构下发出清结果。
（六）应根据互济交易出清结果，编制并下发网调直调机组发电计划与省间联络线计划，网调直调机组参与所在省省内电力现货交易的，可不下发其发电计划。
（七）应负责向京交五部提供互济交易出清结果、执行情况等信息。
（八）法律法规所规定的其他职责。
第十四条省调职责包括：
（一）应负责建设、运行、维护和管理本省（区）侧互济交易技术支持系统终端，负责向主站报送开展互济交易的相关信息，负责接收省级交易机构发送的经营主体申报数据，并将申报数据转发至网调。
（二）应负责按调管范围开展安全校核。
（三）应负责组织省内电力现货市场预出清或预计划。
（四）应按规定披露和提供输变电设备检修、机组检修、省内重要断面可用输电容量参考值等信息。
（五）应负责组织省内经营主体参与互济交易。
（六）应负责向所在省的电力交易机构提供互济交易出清结果、执行情况等信息。
（七）法律法规所规定的其他职责。
第十五条 京交五部职责包括：
（一）应提供经营主体注册、注销等服务。
（二）应按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和报送信息。
（三）应负责向市场成员出具互济交易结算依据，提供相关服务。
（四）法律法规所规定的其他职责。
第十六条省级电力交易机构职责包括：
（一）应提供经营主体注册、注销等服务。
（二）应负责省内经营主体的交易申报及信息发布，负责将经营主体申报的相关交易数据发送至省调。
（三）应配合北京电力交易中心开展信息披露有关工作。
（四）应配合北京电力交易中心开展电力交易结算有关工作。
（五）法律法规所规定的其他职责。
第三章 交易组织
第一节 交易品种
第十七条互济交易为电能量交易，买方为电网企业、售电公司、电力用户、发电企业（初期包括新能源、火电、核电发电企业），卖方为发电企业（初期包括新能源、火电、核电发电企业）。
第二节 交易路径
第十八条在互济交易中，设置网调、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东5个交易节点。网调直调机组绥中电厂1、2号机纳入辽宁交易节点，京科电厂2号机、科右中电厂1、2号机纳入蒙东交易节点，其余网调直调机组纳入网调交易节点。同一节点内的经营主体不允许开展互济交易。
第十九条交易网络由交易节点、跨省交直流输电通道和省内重要输电通道共同组成。
第二十条交易路径由卖方节点和买方节点之间通过跨省交直流输电通道和省内重要输电通道顺序链接形成。
（一）同一交易路径不重复经过同一交易节点。
（二）任意一对卖方、买方节点间可选择多条交易路径开 展交易。
第三节 输电价格和线损
第二十一条输电价格是顺序链接形成交易路径的各跨省交直流输电通道和各省内相关输电通道的输电价格（含税、含 线损）之和。
第二十二条互济交易输电价格及输电线损由顺序链接形成交易路径的各跨省交直流输电通道输电价格之和与各省内相关输电通道的输电线损叠加形成；跨省交直流输电通道的输电价格（含税、含线损）按照政府主管部门核定价格执行；东北区域电网线损率参照国家电网公司东北分部向国家能源局东北监管局报备的综合线损率执行。
第四节 交易限制条件
第二十三条同一交易时段，经营主体是否可以买入或卖出电能，需根据以下情况进行界定：
（一）同一经营主体在同一时刻不可同时作为买方、卖方参与交易。
（二）交易节点内部平衡紧张时，节点内部卖方经营主体不得在互济交易中卖出电能。
（三）交易节点内部可再生能源富余时，节点内部买方经营主体不得在互济交易中买入电能。
（四）交易节点内部不存在平衡紧张或可再生能源富余时，节点内部经营主体是否可以买入或卖出电能，按最大限度满足其他交易节点交易需求确定。
第四章 日前互济交易
第一节 日前互济交易组织周期
第二十四条市场运营机构按日组织日前互济交易。交易日从00:00至24:00时刻，每15分钟设为一个时段，交易日共分96个时段。
第二节 日前互济交易准备
第二十五条网调从京交五部获取省间中长期电力交易曲线。网调D-2日编制并下发D日96时段调管范围内省间联络线及网调直调机组发电预计划。直调机组参与所在省省内电力现货交易时，可不下发其发电预计划。
第二十六条省调在 D-1 日开展 D 日 96 时段省内预出清或预计划工作。
第二十七条省级电力交易机构发布交易前信息公告。
第二十八条省内经营主体、网调直调机组通过省级电力交易机构进行互济交易申报，省级电力交易机构将经营主体申报的相关交易数据发送至省调，省调接收经营主体申报数据并转发至网调。
第二十九条日前互济交易买方经营主体申报要求如下：
（一）买方经营主体每一交易时段申报单调非递增的购电量价曲线。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）。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，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。
（二）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。
（三）买方经营主体申报价格上下限范围参照附件五。 (四）火电、核电发电企业运行日最大、最小发电能力沿用省内电力现货市场运行参数，未开展省内电力现货市场运行省份及独立申报的火电、核电发电企业需单独申报其最大、最小发电能力，单位为兆瓦。配有电蓄热的买方火电发电企业最小发电能力为该火电发电企业申报的发电企业自身最小发电能力扣除电蓄热的计划用电电力。火电发电企业的最小发电能力要以确保电力安全、供热安全为前提，不得影响居民供热质量，因参与互济交易而影响居民供热质量的发电企业，暂停其参与互济交易的资格。
（五）买方火电发电企业申报购电量价曲线第一段出力区间起点为发电企业的最大发电能力，最后一段出力区间终点为发电企业的最小发电能力。
（六）买方电力用户、售电公司、新能源发电企业及核电发电企业申报购电量价曲线根据省内市场供需平衡情况、新能源预测偏差、核电安全运行要求综合考虑。
第三十条日前互济交易卖方经营主体申报要求如下：
（一）卖方经营主体每一交易时段申报不超过10段单调非递减的“电力-价格”曲线。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）；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，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价；第一段出力区间起点为发电企业的最小发电能力，最后一段出力区间终点为发电企业的额定出力。
（二）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。
（三）卖方经营主体申报价格上下限范围参照附件五。
（四）省内电力现货市场运行省份卖方发电企业运行日最大、最小发电能力沿用省内电力现货市场运行参数，未开展省内电力现货市场运行省份及独立申报的经营主体需单独申报发电企业最大、最小发电能力，单位为兆瓦，发电企业申报的最大发电能力不得超过其额定出力。火电发电企业申报的最小发电能力为其自身最小发电能力，新能源场站最小发电能力为0。
（五）卖方火电机组还需申报以下机组物理运行参数，申报沿用省内电力现货市场中的运行参数。 冷态启动时间：即机组处于冷态情况下（停机时间72小时及以上）从接到开机通知到机组并网所需的时间，单位为小时。 热态启动时间：即机组处于热态情况下（停机时间72小时以内）从接到开机通知到机组并网所需的时间，单位为小 典型开机曲线：即机组在开机过程中，从并网至最小技术出力（供热期，暂按国家能源局东北监管局核定的最小方式执行；非供热期，暂按机组额定容量的50%执行）期间的升功率曲线，时间间隔为15分钟，开机曲线持续时间不超过3小时。 最小连续开机时间：即机组竞价开机后，距离下一次停机至少需要连续运行的时间，单位为小时；最小连续开机时间与省内电力现货市场要求一致。 启动费用：包括热态启动费用、冷态启动费用，代表发电机组从不同状态启动时所需要的费用，单位为元/次，两者之间的大小关系为：冷态启动费用>热态启动费用。独立申报火电机组的启动费用上下限范围参照附件五。 额定有功功率，单位为兆瓦。
第三节日前互济交易申报信息合理性校验
第三十一条日前卖方经营主体可卖出电力计算。 日前卖方可卖出电力为卖方日前申报的最大发电能力（新能源场站为短期功率预测，可叠加配储实际放电能力）扣除省内电力现货市场日前预出清结果或预计划及日前省间电力现货市场出清结果。
第三十二条日前买方经营主体可买入电力计算。 日前买方火电发电企业可买入电力为省内电力现货市场日前预出清结果或预计划叠加日前省间电力现货市场出清结果扣除发电企业最小发电能力。
第三十三条日前互济交易合理性校验。
（一）经营主体申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。
（二）省间电力现货市场出清后，网调、省调在数据上报前分别对互济交易中的经营主体申报量进行合理性校验，保证交易节点内部电能申报量可送出或受入；网调对区域内各交易节点的申报量进行合理性校验，保证区域内电能申报量可执行。
（三）合理性校验过程中，需对经营主体可买入/可卖出电力进行加和计算（交易节点内部平衡紧张时，新能源发电企业可买入电力的数值不超过省内平衡缺口，火电、核电发电企业不允许买入电力；交易节点内部电力富余时新能源发电企业不允许买入电力），若受入或送出能力无法满足可买入/可卖出电力时，可按照价格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，形成合理性校验结果。
（四）合理性校验后，省调将买卖双方“电力-价格”曲线按照合理性校验要求扣减后的曲线上报至网调。
第四节 日前互济交易出清
第三十四条网调依托互济交易技术支持系统组织日前互济交易出清。
第三十五条日前互济交易出清方法如下：
（一）日前互济交易综合考虑上网环节线损，输电价格及输电通道容量限额等约束条件，以“社会福利最大化”为目标，开展集中优化出清。
（二）买方经营主体在所在节点日前申报“电力-价格”曲线，考虑所有交易路径的输电价格（含税、含线损）后，逐一折算到卖方节点。
（三）根据经营主体交易需求及在运机组（三省一区预出清结果中并网的机组）日前可卖出电力，确定各时段市场是否存在缺口，计算方法参照附件四。存在缺口时，通过算法优化得到调启拟停机组（三省一区预出清结果中当日拟停机组），停备机组的机组组合，优化算法参照附件一。
（四）需要调启停备机组（含拟停机组）的时段，调启停备机组的全部买方需根据交易需求的比例分摊停备机组的启机费用。
（五）调启停备机组（含拟停机组）的全部买方需在相应时段购买停备机组（含拟停机组）的最小发电能力，需要调启停备机组（含拟停机组）的时段，按照该时段交易需求的比例购买，其他时段按照分摊启机费用的比例购买。相应时段的定义如下： 1.拟停机组执行发电计划曲线降出力过程中，机组出力在最小发电能力以下（含最小发电能力）的时段至需要调启停备机组（含拟停机组）的时段； 2.停备机组成交时刻至当日24:00时刻的所有时段。
（六）买方经营主体交易需求按照报价从高到低的顺序扣除已购买的调启停备机组（含拟停机组）最小发电能力。
（七）买方经营主体剩余交易需求在卖方节点报价按照从高到低排序，卖方经营主体（含在运机组、拟停机组、停备机组）报价从低到高排序，形成价差交易对。
（八）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。
（九）存在多个价差相同的交易对时，按照日前申报电力比例分配交易对中的卖方节点送出需求和买方节点受入需求。
（十）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申报量。 （十一）卖方节点最后一笔成交交易对中买方申报价格与卖方申报价格的平均值为该卖方节点的出清价格。 （十二）卖方节点价格叠加输电价格（含税、含线损）为买方节点对应相应路径的出清价格。 （十三）考虑省间联络线输电容量对成交电力校验调整。若相关交易对的日前成交电力超出某一省间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日前成交电力，形成各交易对在对应省间联络线及输电断面上的日前成交电力。
第三十六条省内电力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，买入电能量的电网企业、售电公司、电力用户扣除其参与省内的买电需求。省内电力现货市场运行期间，日前互济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电力现货市场出清。
第三十七条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。
第三十八条省调负责开展日前市场各时段出清电价、出清电量等互济交易出清后信息的披露工作。
第五节 日前互济交易流程
第三十九条日前互济交易时序。 D-1日12:45前，经营主体申报参加互济交易的相关信息。 D-1日12:45-13:00，省调将经营主体申报的数据发送至网调。网调、省调对经营主体的申报量进行合理性校验。根据交易限制条件确定节点买入或卖出电力。省调合理性校验后整合一条“电力-价格”曲线（仅在运机组），并上报至网调。网调对区域内各交易节点的申报量进行合理性校验。 D-1日13:00-14:00，网调组织日前互济交易。 D-1日14:00-14:30，网调将日前互济交易结果和省间联络线计划下发至相关省调。
第五章 日内互济交易
第一节日内互济交易组织周期
第四十条日内互济交易从00:00时刻开始以30分钟为一个固定交易周期，滚动组织未来2小时的日内互济交易。
第二节 日内互济交易准备
第四十一条省级电力交易机构发布交易前信息公告。
第四十二条省内经营主体、网调直调机组通过省级电力交易机构进行互济交易申报，省级电力交易机构将经营主体申报的相关交易数据发送至省调，省调接收经营主体申报数据并转发至网调。
第四十三条日内卖方经营主体申报要求如下： 日内卖方经营主体重新申报“电力-价格”曲线，申报要求与日前互济交易申报要求一致，新能源发电企业通过省级新能源功率预测系统滚动申报超短期预测出力曲线（可叠加配储实际放电能力）。
第四十四条日内买方经营主体申报要求如下： 日内买方经营主体重新申报购电量价曲线，申报要求与日前互济交易申报要求一致，买方电力用户、售电公司、新能源发电企业及核电发电企业日内申报的购电曲线根据省内市场供需平衡情况、新能源预测偏差、核电安全运行要求综合考虑。
第三节 日内互济交易申报信息合理性校验
第四十五条日内卖方经营主体可卖出电力计算。 日内卖方可卖出电力为卖方日前申报的最大发电能力（新能源场站为超短期功率预测，可叠加配储实际放电能力）扣除省内电力现货市场日前正式出清结果或日前正式计划及日內省间电力现货市场出清结果，具备条件时日内互济卖方可卖出电力为卖方日内申报的发电能力扣除省内电力现货市场日内滚动出清结果。
第四十六条日内买方经营主体可买入电力计算。 日内买方火电发电企业日内可买入电力为省内电力现货市场日前正式出清结果或日前正式计划叠加日内省间电力现货市场出清结果扣除最小发电能力，具备条件时日内互济买方可买入电力为省内电力现货市场日内滚动出清结果扣除最小发电能力。
第四十七条日内互济交易合理性校验。 日内互济交易合理性校验与日前互济交易合理性校验一致（本细则“第三十三条”）。
第四节 日内互济交易出清
第四十八条网调依托互济交易技术支持系统组织日内互济交易出清。
第四十九条日内互济交易出清方法如下：
（一）综合考虑上网环节线损、输电价格及输电通道容量限额等约束条件，以“社会福利最大化”为目标，开展集中优化出清。
（二）买方经营主体在所在节点日内申报“电力-价格”曲线，考虑所有交易路径的输电价格（含税、含线损）后，逐一折算到卖方节点。
（三）买方经营主体在卖方节点报价按照从高到低排序，卖方经营主体报价从低到高排序，形成价差交易对。
（四）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。
（五）存在多个价差相同的交易对时，按照日内申报电力比例分配交易对中的卖方节点送出需求和买方节点受入需求。
（六）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申报量。
（七）卖方节点最后一笔成交交易对中买方申报价格与卖方申报价格的平均值为该卖方节点的出清价格。
（八）卖方节点价格叠加输电价格（含税、含线损）为买方节点对应相应路径的出清价格。
（九）考虑省间联络线输电容量对成交电力校验调整。若相关交易对的日内成交电力超出某一省间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日内成交电力，形成各交易对在对应省间联络线及输电断面上的日内成交电力。
第五十条省内电力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，买入电能量的电网企业、售电公司、电力用户扣除其参与省内市场的买电需求。省内电力现货市场运行期间，日内互济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。
第五十一条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。
第五十二条省调负责开展日内市场各时段出清电价、出清电量等互济交易出清后信息的披露工作。
第五节 日内互济交易流程
第五十三条日内互济交易时序。 T-55分钟前，经营主体申报互济交易量价信息。 T-55 至T-45 分钟，省调将经营主体申报的数据发送至网调。网调、省调对经营主体的申报量进行合理性校验。根据交易限制条件确定节点买入或卖出电力。省调合理性校验后整合一条“电力-价格”曲线，并上报至网调。网调对区域内各交易节点的申报量进行合理性校验。 T-45至T-30分钟，网调组织开展日内互济交易出清，并将交易结果和省间联络线计划下发至省调。
第六章 统一安全校核
第五十四条省级电网安全由各省相关单位负责，统一安全校核机制用于保障东北电网火电开机容量、重要联络线潮流满足稳定运行要求。
第五十五条统一安全校核，是指在省内电力现货市场预出清阶段对全网火电机组开机容量进行安全校核，确保满足安全约束，并在省内电力现货市场正式出清阶段对全网潮流分布进行安全校核，确保市场交易结果具备可执行性。
第五十六条火电开机容量安全校核。 为保障区域电网安全稳定运行、电力保供及新能源消纳，在省内电力现货市场日前预出清阶段，安全约束机组组合（SCUC）后、安全约束经济调度（SCED）前，对全网火电机组开机容量进行安全校核。
（一）当全网开机容量不满足全网最小开机容量约束（其中最小开机容量约束参照安全稳定管理规定）时，按以下原则校正机组开机方式，确定各省启机机组总容量： 1.当各省安全约束机组组合中拟停机组总容量大于最大停机容量约束时，对各省机组组合中的拟停机组按比例分配拟停机组总容量。 2.若各省机组组合仍未满足全网最小开机容量约束时，根据各省备用机组容量比例分配各省开机机组总容量。 此外需满足机组最小停机间隔时间、机组综合启停次数、 机组状态约束等约束条件。 (二）当全网停机容量不满足全网最大开机容量约束（其中最大开机容量由网调根据电力电量平衡情况确定）时，按以下原则校正机组开机方式，确定各省停机机组总容量： 1.省内电力现货市场预出清机组组合中拟启机机组优先不安排启机，并按照电能量量价信息高价优先排序。 2.受阻断面内的机组优先停机。 3.省内电力现货市场中申报的平均电能量高价优先停机。 此外需满足机组最小运行方式、最小连续开机时间、机组综合启停次数等约束条件。
第五十七条全网潮流安全校核。
（一）网调组织省调确定通道可用输电能力或断面限额，互济交易出清过程闭环考虑通道安全约束。
（二）区内保供紧张时段，为保障区内电力平衡，各省上报省间电力现货交易量前由网调开展平衡校核。
（三）省调向网调报送省内电力现货市场申报数据及出清结果，网调组织省调对互济交易、各省省内电力现货市场出清结果开展全网主要断面潮流安全校核。
第七章交易执行与偏差处理
第一节 交易执行
第五十八条省间联络线计划安排优先级如下：
（一）省间中长期交易。
（二）日前省间电力现货交易。
（三）日前互济交易。
（四）日内省间电力现货交易。
（五）日内互济交易。
第二节 偏差处理
第五十九条互济交易结果纳入省间联络线计划，作为省内市场的运行边界，原则上不跟随经营主体的实际发用电而变化。
第六十条省内电力现货市场运行时，省内发电企业实际发电出力低于互济交易的电力时，互济交易的电力不变，少发电能按照省内电力现货市场价格向省内其他发电企业购买。省内电力现货市场未运行时，发电企业电量按照相关规则进行偏差考核。
第六十一条网调直调机组实际发电能力下降导致与互济交易结果出现偏差时，采用如下方式进行偏差调整： 少发电能优先通过调增直调发电企业内部机组进行补足。如直调发电企业内部无法补足，由相关省份发电企业或相同调管范围内其余直调机组调增出力进行补足，保持省间联络线计划不变。调增后对相关省产生的影响，由直调发电企业按照省内电力现货市场规则对其进行补偿。对于未开展省内电力现货市场的省份，直调发电企业按照省内中长期交易平均价格对相关省份发电企业进行补偿，或按照省内相关规则进行偏差考核。
第六十二条当省间联络线因电网故障、设备异常、自然灾害、外力破坏及其他原因导致输电能力下降时，电力调度机构依据调度规程，按照“安全第一”的原则，及时调减或取消日内互济交易。 省间交流联络线输电功率波动、输电线损误差等因素造成实际执行值与所有交易的偏差，按照相关规则处理。
第八章计量方法与结算原则
第一节 交易计量
第六十三条计量装置设置要求如下：
（一）电网企业应根据市场运行需要，按照《电能计量装置技术管理规程》等国家和行业规程规范要求，在产权分界点设置关口电能计量装置。
（二）发电企业上网电量计量装置原则上设在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应变（线）损，并由发电企业、电网企业在相关合同中进行约定。
（三）所有的省间结算关口点，需要安装具备分时计量能力的计量装置，计量装置的精确度达到国家、行业的要求，并能接入相应的电能量采集系统。
（四）省间结算关口包括各跨省专项工程的送端和受端、 省间交流联络线送端和受端、省间点对网电厂及直流配套电源 上网侧、省间统分电源的上网侧等。
（五）输电电量计量装置原则上应按输电价格核准文件中有关规定设置或与买电电量计量装置保持一致。
（六）省间结算关口计量装置应由电网企业与相关主体明确约定，若发生变更，交易各方应以书面方式进行确认。
第六十四条计量数据要求如下：
（一）电力交易机构根据电网企业提供的关口点计量数据，向经营主体出具结算依据。
（二）当计量装置故障等问题导致计量表计底码值不可用时，电网企业出具电量更正报告，由电力交易机构组织相关经营主体确认后进行结算。
（三）交易执行的关口表名称和计量数据间逻辑关系应标志清晰。
第六十五条电网企业负责计量数据的统一管理。
第六十六条市场结算用的关口计量数据，原则上应由电能计量采集管理信息系统自动采集，并按相关市场规则要求的抄表周期报送至电力交易机构。
第二节 结算原则
第六十七条 互济交易结算周期如下：
（一）互济交易结算采用日清月结方式，D+5日进行市场化交易结果清分，生成日清分结果。京交五部及省级电力交易机构依据调度机构提供的互济交易结果和实际执行情况按日发布日清分结果；交易机构在次月结算规定时限内，汇总其它交易结果，统一出具月度结算依据，并向经营主体发布。
（二）网调、省调D+1日将D日市场交易结果和实际执行情况等信息提供给京交五部及省级电力交易机构。
第六十八条互济交易结算依据如下： 调度机构负责提供互济交易出清结果及执行结果，包括互济交易周期（日前、日内）、电量、电价；京交五部会同相关省级电力交易机构提供互济交易结算依据；电网企业负责开展 相关经营主体电费结算。
第三节 结算方法
第六十九条互济交易费用计算如下： 卖方经营主体参与互济交易的总收入，包括日前和日内两部分，其中日前部分为互济交易中卖方日前成交的电量与日前出清边际价格的乘积，日内部分为互济交易中卖方日内成交的电量与日内出清边际价格的乘积。 买方经营主体参与互济交易的总支出，包括日前和日内两部分，其中日前部分为互济交易中卖方日前成交的电量与日前出清边际价格、输电价格（含税、含线损）之和的乘积，日内部分为互济交易中卖方日内成交的电量与日内出清边际价格、输电价格（含税、含线损）之和的乘积。
第九章 市场风险防控
第一节 风险防控原则
第七十条东北三省一区要守好省间边界，相关责任部门负责做好省内电力保供和新能源消纳等工作，切实保障电力系统安全稳定运行。
第二节 市场力检测及缓解
第七十一条开展市场力评估分析，在互济交易完成后，分别计算HHI指数（赫芬达尔—赫希曼指数，测量产业集中度）、RSI指数（剩余供应指数，评估特定发电商（或一组发电商）行使市场力的能力）、MRR指数（最大收入比率指数，评估市场对单一发电集团的依赖程度）及Top-4指数（TOP-m指数，衡量市场集中度）四项市场力评估指标。
第七十二条国家能源局东北监管局及政府主管部门依据报价检测结果和市场力评估分析结果，可以采取市场力缓解措施进行干预。
第三节 市场限价
第七十三条市场限价设定应考虑经济社会承受能力，有利于市场发现价格，激励投资，引导用户侧削峰填谷，提高电力保供能力，防范市场运行风险。
第七十四条互济交易除正常交易的市场限价之外，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后，可设置并执行二级价格限值，具体执行方式参照附件六。
第四节 风险干预
第七十五条为保障电网安全稳定运行，运行过程中发生下列情形之一的，市场运营机构应按照安全第一的原则对市场进行干预，并尽快报告国家能源局东北监管局及有关部门：
（一）出现电网故障、系统频率或电压超过正常范围、设备超过稳定限额等情况。
（二）因突发性社会事件、异常气象和自然灾害等，威胁电网安全运行或电力可靠供应。
（三）新能源预测出现重大偏差，影响市场正常运行。
（四）相关技术支持系统故障，影响市场正常运行。
（五）落实政府部门的特殊管控要求。
（六）其他必要情况。
第七十六条当出现第七十五条所述情况时，可采取如下风险干预措施：
（一）调整市场交易范围，暂停指定范围内的电力市场交易。
（二）调整市场交易时间，暂缓组织市场交易。
（三）取消一定时段的日前交易或日内交易。
（四）重新进行日前或日内出清计算。
（五）其他措施。
第七十七条采取风险干预措施后，市场运营机构应通知相关对象风险干预的原因和范围等信息。 风险干预期间，市场运营机构应记录干预时间、干预操作、干预原因等内容。 市场运营机构确定市场风险已消除，市场具备恢复正常运行条件时，结束风险干预，事后报国家能源局东北监管局备案。
第五节 市场中止
第七十八条当无法保证电网安全稳定运行、电力可靠供应或市场秩序受到严重扰乱时，市场运营机构可中止市场交易，电力调度机构按照安全第一的原则及时进行处置。
第七十九条当出现以下情况时，市场运营机构可中止互济交易：
（一）因突发性社会事件、异常气象和自然灾害等，电力供应出现严重不足或电网运行出现较大风险。
（二）发生重大电源或电网故障，严重影响电力有序供应或电力系统安全运行。
（三）相关技术支持系统（互济交易技术支持系统主站、智能调度技术支持系统（含现货功能）、交易中心交易平台、数据通信系统等）发生故障，导致短期内无法正常组织市场交易。
（四）其他严重异常情况。
第八十条当出现第七十九条所述情况时，可采用如下处理措施： 互济交易中止期间，各级电力调度机构依据调度规程，以保障电网安全运行、电力有序供应为原则，及时进行相关处置，调整电网运行方式。
第八十一条市场中止由市场运营机构通知相关对象，通知的内容包括市场中止的原因、范围和开始时间。 市场运营机构可在采取中止措施后，记录中止的起因、起止时间等内容，同时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，事后报国家能源局东北监管局备案。 市场运营机构确定导致市场中止的情形消除后，通知各市场成员恢复市场交易。
第十章 信息披露
第一节 信息披露管理
第八十二条省级市场运营机构负责互济交易信息披露的实施并通过省级信息披露平台发布信息。
第八十三条省调将需要披露的信息上报至互济交易技术支持系统主站，主站将信息汇总后下发至省调，省调通过省级信息披露平台发布信息。
第二节 常态化信息发布
第八十四条定期进行年度、月度等常态化电力市场信息披露，相关信息如有变更及时发布变更说明，常态化信息包括：
（一）互济交易第三方校验报告。
（二）电网主要网络通道示意图（500kV电压等级及以上）。
（三）发电机组转商情况。
（四）政府印发的电价政策相关文件、输配电价、政府核定的输配电线损率、政府性基金及附加等。
第三节 交易前信息发布
第八十五条 D-1 日12:30 前发布 D日互济交易所需相关信息：
（一）必开必停机组名单及总容量。
（二）开停机不满足最小约束时间机组名单。
（三）市场参数信息，包括互济交易出清模块算法及运行参数、价格限值。 (四）约束信息，包括发输变电设备投产、退役计划、发输变电设备检修计划、省间联络线输电可用容量等。
第四节 交易后信息披露
第八十六条日前互济交易出清后发布出清结果相关信息。 (一）D日日前互济交易出清边际价格。
（二）D日经营主体日前互济交易中标出力与电量。
第八十七条日内互济交易出清后发布出清结果相关信息。 (一）D日日内互济交易出清边际价格。
（二）D日经营主体日内互济交易中标出力与电量。
第五节 市场风险防控信息披露
第八十八条互济交易出现暂停、中止、重新启动等情况时，市场运营机构将发生原因、起止时间及时向经营主体进行信息披露。
第六节 结算后信息披露
第八十九条互济交易月结流程完成后电力交易平台发布月结算预账单，发布后3天内，经营主体进行核对、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。 经营主体确认后，电力交易平台发布月结算正式账单。
第七节 信息披露原则和方式
第九十条信息披露应当遵循安全、真实、准确、完整、及时、易于使用的原则。
第九十一条市场信息通过电力交易平台披露，各省级电力交易机构应配合北京电力交易中心开展市场信息披露工作。
第十一章 合同管理
第九十二条互济交易合同包括电子承诺书和电子交易单。经营主体在互济交易报价前，阅知《电力互济交易风险提示书》，并签订电子承诺书。调度机构将签订的交易合同提供给交易中心作为交易结算依据。
第十二章 免责条款
第九十三条电网企业输配电业务依法接受监管，不承担市场运行相关的经济责任。 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。 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。
第十三章 附则
第九十四条结合试运行情况，市场运营机构可提出附件中相关参数调整需求，由电力市场管理委员会审议通过，经审定后执行。
第九十五条本细则由国家能源局东北监管局负责解释。
附件：1.互济交易出清模型 2.电子交易承诺书 3.电力互济交易风险提示书 4.互济交易出清、结算计算方式 5.互济交易申报价格范围 6.互济交易二级限价方式
互济交易出清模型
一、日前市场启机优化的目标函数
其中：
（一）N表示经营主体中发电企业的总数，包括参与东北电力互济交易的火电、核电、新能源发电企业。
（二）T表示互济交易涉及的时段，包括互济交易时段及本细则“第三十五条”定义的相应时段，每15分钟设为一个时段。 (三) 、 分别为卖方经营主体i在时段t的运行费用、启动费用，其中运行费用 是与卖方经营主体申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；启动费用 是与卖方经营主体停机时间有关的函数，以表示卖方经营主体在不同状态（冷态/热态）下的启动费用。
（四）P,表示卖方经营主体i在时段t的出力。 卖方经营主体发电企业出力表达式：
其中，NM为发电企业报价总段数， 为卖方经营主体i在时段t第m个出力区间中的中标电力（拟停、停备机组最小发电能力及以下部分按照本细则“第三十五条”分配）， 分别为卖方经营主体i申报的第m个出力区间上、下界。 发电企业运行费用表达式：
其中， 为发电企业i申报的第m个出力区间对应的能 量价格。
二、约束条件
（一）卖方经营主体出力范围约束
卖方经营主体的出力应该处于其最大/最小可卖出电力范围之内，其约束条件可以描述为：
式中，α,表示卖方经营主体i在时段t启停状态; 表示卖方经营主体i在时段t的最小可卖出电力（在运机组最小可卖出电力为0；拟停、停备机组最小可卖出电力为最小发电能力）； 表示卖方经营主体i在时段t的最大可卖出电力。
（二）卖方经营主体总电力约束
式中， 表示每个匹配对(i，j)在t时刻的中标电力；J为买方经营主体集合。
（三）买方经营主体总电力约束
式中， 表示买方经营主体j在时段t的出力。
（四）输电通道潮流约束
式中， 分别为断面s的最小和最大剩余可用输电能力； 为卖方经营主体i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子； 为买方节点j对断面s的发电机输出功率转移分布因子。
（五）买方经营主体电力需求约束
式中， 表示买方经营主体j在t时刻的电力需求。
（六）启机台数限制约束
式中， 表示买方经营主体j在t时刻的启机需求； 表示拟停、停备机组的停机判断机组； 表示拟停、停备机组集合。
电子交易承诺书
为保障互济交易实施细则顺利开展，规范市场成员行为，维护市场秩序，在遵守国家相关法律法规的基础上，由参与东北电力互济交易技术支持系统的经营主体签订本承诺书，并同意作出如下承诺：
一、交易资格
（一）本公司为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本承诺书。签署和履行参与交易所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得许可和营业执照等）均已办妥并合法有效。
（二）已在电力交易机构注册，满足并遵守《东北电力互济交易实施细则》相关要求。
（三）发电企业已与电网企业签订《购售电合同》，单个时段内15分钟最小负荷不小于1MW。
（四）参与交易时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对参与交易产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。
（五）同意通过技术支持系统参与交易，并按照相应交易事项执行。
二、交易合同
（一）本公司同意交易采用“电子合同”形式。电子合同由本承诺书+交易单共同组成。交易结果发布后形成交易单，电子合同即成立生效，对本公司具有法律约束力。 1.同意在交易过程中使用电子签名、数据电文的形式。使用本公司交易账号和交易密码在技术支持系统中的各种操作，包括但不限于申报电力、电量、电价及对申报数据的补充、修改和对交易结果的核实、确认等，均为基于本公司的交易意愿产生的交易行为。本公司自行承担因自身故意或过失导致交易账号和交易密码管理不善带来的风险和损失。 2.同意所参与的互济交易的方式、电力、电量、价格等，以技术支持系统发布的信息公告、交易结果为准。认可由交易结果产生的购售输电关系，并对交易结果中电量、电价等各项内容全面、适当履行。
（二）本公司同意电子合同作为《购售电合同》的有效补充，与《购售电合同》具有相同法律效力。电子合同中未明确的，按照《购售电合同》执行。《购售电合同》相关条款与电子合同相关内容出现不一致时，按照电子合同约定的内容执行。
三、其他
本公司为签署承诺书所需的内部授权程序均已完成，本承诺书为书面文件时，签署承诺书的是本公司法定代表人或授权代理人，承诺书自法定代表人或授权代理人签署之日起生效。采用电子文本时，通过本公司账号、密码，在技术支持系统参与互济交易之前，点击“同意”即为签署生效。本承诺书生效后即对本公司具有法律约束力。