电力市场交易规则解析

电力市场交易规则解析（精选7篇）

1.电力市场交易规则解析 篇一

《电力中长期交易基本规则（暂行）》

第一章总则

第一条为规范各地电力现货市场启动前的电力中长期交易，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）及其配套文件和有关法律、法规规定，制定本规则。

第二条本规则适用于中华人民共和国境内现阶段各地开展的电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、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，各地应当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。

第五条国家发展改革委和国家能源局会同有关部门加强对各地发用电计划放开实施方案制定和具体工作推进的指导和监督；适时组织评估有序放开发用电计划工作，总结经验、分析问题、完善政策。

国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管。

国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）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。第七条发电企业的权利和义务：

（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。第八条售电企业、电力用户的权利和义务：

（一）按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、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）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；

（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）法律法规规定的其他权利和义务。第九条独立辅助服务提供者的权利和义务：

（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。第十条电网企业的权利和义务：

（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）按政府定价向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，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；

（八）按规定披露和提供信息；

（九）法律法规规定的其他权利和义务。第十一条电力交易机构的权利和义务：

（一）组织各类交易，负责交易平台建设与运维；

（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）监视和分析市场运行情况；

（七）建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统；

（八）配合国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；

（九）按规定披露和发布信息；

（十）法律法规规定的其他权利和义务。第十二条电力调度机构的权利和义务：

（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，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。第三章市场准入与退出

第十三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。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。

第十四条电力直接交易的市场准入条件：

（一）发电企业准入条件

1．依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）；

2．符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求； 3．并网自备电厂在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、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。

（二）电力用户准入条件 1．10千伏及以上电压等级电力用户，鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场； 2．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；

3．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；

4．符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。

（三）售电企业准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定执行。

第十五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；

（二）鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）等尝试参与。

第十六条发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。

自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，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。

参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。各电力交易机构对注册信息共享，无需重复注册。电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成自主交易市场主体目录，向国家能源局派出机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易机构网站向社会公布。

第十七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，经国家能源局派出机构核实予以撤销注册。第十八条市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，由省级政府或者省级政府指定的部门向社会公示。退出市场的电力用户须向售电企业购电。第十九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。第四章交易品种、周期和方式

第二十条交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿（交易）机制等。

具备条件的地区可开展分时（如峰谷平）电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易（调度）曲线。

跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易；跨省跨区交易可以在区域交易平台开展，也可以在相关省交易平台开展；点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。

合同电量转让交易主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。

发电企业之间以及电力用户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。

第二十一条电力中长期交易主要按照和月度开展。有特殊需求的，也可以按照以上、季度或者月度以下周期开展交易。

第二十二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。

（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。双边协商交易应当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。

（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。

第二十三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。

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、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。第二十四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的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。

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，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。第五章价格机制

第二十五条电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，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。

第二十六条已核定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行，不得采取购销差价不变的方式；暂未单独核定输配电价的地区，以及已核定输配电价未覆盖的电压等级电力用户，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。

第二十七条跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第二十八条双边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根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。集中竞价采用统一出清的，可以根据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的成交价格确定；采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格（比如卖方报价和买方报价的平均值）。

第二十九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。

第三十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。

第三十一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；也可以按直接交易电价结算，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。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。

第三十二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，可以对报价或者结算价格设置上限，参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求的地区可对报价或者结算价格设置下限。第六章交易组织 第一节交易时序安排

第三十三条开展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。

（二）确定省内优先发电（燃煤除外）。各地结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排本地优先发电。首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电，其次按照二类优先发电顺序合理安排。各地也可以按照气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，放开发电计划。优先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落实。

（三）开展双边交易、集中竞价交易（双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同）。如果双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展集中竞价交易。

（四）确定燃煤发电企业基数电量。各地根据本地区发电预测情况，减去上述环节优先发电和交易结果后，如果不参与市场用户仍有购电需求，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其基数电量。各地应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燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。

（五）电力交易机构在各类交易结束后，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、双边和集中竞价的直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布汇总后的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。

第三十四条交易开始前仍未确定优先发电的，可由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。

第三十五条开展月度交易时遵循以下顺序：在合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。如果月度双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展月度集中竞价交易。

第三十六条在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后。在电力供应宽松的情况下，受入省可按价格优先原则确定交易开展次序；在电力供应紧张的情况下，送出省可优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易，对于已签订的合同可予以执行或者协商合同另一方回购。各区域、各省可根据自身实际情况调整省内交易和跨省跨区交易的开展次序。第三十七条合同转让交易原则上应早于合同执行3日之前完成，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让。第二节优先发电合同签订

第三十八条根据确定的跨省跨区优先发电（含以上优先发电合同），相关电力企业在每年双边交易开始前协商签订次交易合同（含补充协议），约定电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。

第三十九条根据各省（区、市）确定的省内优先发电，在每年双边交易开始前签订厂网间优先发电合同，约定电量规模及分月计划、交易价格等。第三节双边交易

第四十条每年12月初，电力交易机构应通过交易平台发布次双边交易相关市场信息，包括但不限于：

（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次年直接交易电量需求预测；

（三）次年跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次年各机组可发电量上限。

第四十一条双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易（含跨省跨区合同转让交易，下同）。

第四十二条市场主体经过双边协商分别形成双边省内直接交易、双边跨省跨区交易和双边合同转让交易的意向协议，并在双边交易闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。双边交易的意向协议应当提供月度分解电量。

第四十三条电力交易机构在双边交易闭市后第1个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应当在5个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第四十四条电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布双边交易结果。

市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成双边直接交易、双边跨省跨区交易和双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。第四节集中竞价交易

第四十五条每年12月中旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次集中竞价市场相关信息，包括但不限于：

（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次年集中竞价直接交易电量需求预测；

（三）次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次年各机组剩余可发电量上限。

第四十六条集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过2个工作日。

第四十七条集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报分月电量、分月电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。集中竞价交易原则上应分月申报、分月成交。市场主体对所申报的数据负责。

第四十八条报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在5个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第五节基数电量合同签订

第四十九条根据燃煤发电企业基数电量安排，在每年12月底前签订厂网间购售电合同，约定电量规模及分月计划、交易价格等。第五十条基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。第六节月度双边交易

第五十一条每月上旬，电力交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息，包括但不限于：

（一）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次月直接交易电量需求预测；

（三）次月跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次月各机组可发电量上限。

第五十二条月度双边交易自开市至闭市原则上不超过3个工作日。月度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。

第五十三条市场主体经过双边协商分别形成月度双边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转让交易的意向协议，并且在月度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议（包含互保协议）。

第五十四条电力交易机构在闭市后1个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在2个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。第五十五条电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布月度双边交易结果。

市场主体对交易结果有异议的，应在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成双边直接交易、双边跨省跨区交易和双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应在成交信息发布后的3个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。第七节月度集中竞价交易

第五十六条每月中下旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次月集中竞价市场相关信息，包括但不限于：

（一）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次月集中竞价直接交易电量需求预测；

（三）次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次月各机组剩余可发电量上限。

第五十七条月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过2个工作日。

第五十八条月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报电量、电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。

第五十九条报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在2个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第六十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，对分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果。第八节临时交易与紧急支援交易

第六十一条可再生能源消纳存在临时性困难的省（区、市），可与其他省（区、市）市场主体通过自主协商方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第六十二条各地应当事先约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他有关事项，在电力供需不平衡时，由电力调度机构组织实施。条件成熟的地区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。第七章安全校核与交易执行

第六十三条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，各级电力调度机构均有为各交易机构提供电力交易（涉及本电力调度机构调度范围的）安全校核服务的义务。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。

第六十四条为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。第六十五条电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。第六十六条安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。

第六十七条安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减；对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格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，最后进行削减。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。

第六十八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，并在事后向国家能源局派出机构和地方政府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。

第六十九条电力交易机构根据各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。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第七十条电力调度机构负责执行月度发电计划；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。

对于电力直接交易合同约定交易曲线的，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。

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。第八章合同电量偏差处理

第七十一条电力市场交易双方根据交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月5日前对交易合同中次月分解计划提出调整要求，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第七十二条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（即优先发电、基数电量合同优先结算）。

第七十三条预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结束后（如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌），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）。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。当电力供需形势紧张时（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；当电力需求不足时（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。

第七十四条除以上方式外，各地还可以采取以下三种方式之一处理合同电量偏差，也可以根据实际探索其他偏差处理方式。

（一）预挂牌日平衡偏差方式。月度交易结束后，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）。实时运行过程中，当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡。机组各日的增发电量或减发电量进行累加（互抵），得到月度的净增发电量或净减发电量，按照其月度预挂牌价格进行结算。其余机组原则上按日前制定的计划曲线发电。

（二）等比例调整方式。月度交易结束后，在实时调电过程中，电力调度机构按照“公开、公平、公正”要求，每日跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排次日发电计划。发电企业超发、少发电量按照各自月度计划合同和市场合同电量比例划分，超发电量按照其全部合同的加权平均价格进行结算，少发电量对相应合同进行扣减且后期不予追补。用户承担超用、少用偏差责任并且支付偏差考核费用，偏差考核费用按照发电企业电量或者电费比例返还给发电企业。采用本方式导致的发电企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。

（三）滚动调整方式。此方式适用于发电计划放开比例较低地区。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。第九章辅助服务

第七十五条辅助服务执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。第七十六条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第七十七条按照“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。

第七十八条鼓励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。

第七十九条电力用户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。第八十条用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。

电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用；剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。第八十一条加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第八十二条跨省跨区交易涉及的送端地区发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务情况获得或者支付补偿费用。

跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行；达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。第十章计量和结算

第八十三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。

第八十四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。

第八十五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。第八十六条电力交易机构负责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电力交易机构出具结算依据；合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第八十七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，不具备条件的地区可暂时保持现有计量抄表方式不变。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，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担电费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。第八十八条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。

第八十九条建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以交易和月度交易为主的地区，按月清算、结账；开展周（日）交易的地区，按周（日）清算，按月结账。

采用预挂牌月平衡偏差方式的，结算流程和结算价格如下：

（一）发电侧

1．根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电（含部分时段无调节能力的水电）可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。

2．其他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%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。

3．其他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%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。4．其他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结算。

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。5．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。

6．各地可按照以上原则，区分电源类型细化结算方式和流程。

（二）电力用户侧

1．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。

2．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。3．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。

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最高成交价的10%支付偏差考核费用）。

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、地方电网造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。4．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）。

（三）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。

（四）市场电力用户的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金与附加等。发电企业的电费构成包括：电量电费、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。

第九十条对于电网故障、电网改造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；对于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。第十一章信息披露

第九十一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。

第九十二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。

电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。

第九十三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。

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。

第九十四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。

第九十五条国家能源局及其派出机构、地方政府电力管理部门、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。

第九十六条国家能源局派出机构、地方政府电力管理部门根据各地实际制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。第十二章附则

第九十七条国家能源局及其派出机构会同地方政府电力管理等部门组织区域电力交易机构根据本规则拟定区域电力交易实施细则。国家能源局派出机构和地方政府电力管理等部门共同组织省（区、市）电力交易机构根据本规则拟定各省（市、区）电力交易实施细则。

第九十八条电力市场监管实施办法由国家能源局另行制定。第九十九条本规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释。第一百条本规则自发布之日起施行，有效期3年。

2.电力市场交易规则解析 篇二

电网运营情况分析主要是对电网的电力、潮流、检修等进行简单的处理。由于交易的重点是电量交易,目前的交易运营系统都没有独立计算模块,即根据电网安全限额、煤质或来水情况来计算这些量,数据主要来自调度部门。调度部门通过统一的数据平台将数据发送至交易中心。交易中心可从这些信息了解电网的基础运行情况,为交易工作的开展提供依据。分析的内容主要有7个方面。

1)受阻电力统计。统计因电网安全约束、火电厂缺煤或煤质差,水电厂水头低,经营不善,环保停机等原因造成的受阻电量情况。

2)发输电检修计划分析。分析统计电网当前和历史检修计划,提供年度、季度、月度检修计划,并提供检修情况汇总,分析每月的平均检修容量、最大最小检修容量。检修计划均来自调度中心。

3)联络线潮流分析。分析统计省间和省内联络线潮流流向,联络线占用率,结合典型运行方式,统计联络线潮流,并通过图表等手段表示。

4)系统备用分析。分析统计系统当前备用容量,即总装机容量中减去受阻容量、检修容量(包括非计划停运)、负荷需求、外送后,可以得出系统大致的旋转备用容量。

5)网损统计分析。分电压、分区域、分线路对网损进行统计分析。

6)发输电设备的利用率。可以统计发输电设备的利用效率,以图表形式表现。为以后制作发电计划提供辅助依据。分析以上数据的过程,也是电网平衡分析的过程。得出以上数据后,可以进行月度、季度、年度的平衡分析。电网分析的主要作用就是平衡分析,得出电网运行的概况,为电力交易的主要职责如发电计划编制、发电出力分配、外送电做基础。

7)平衡分析。电力交易运营系统中,市场分析中已包含年度、季度、月度的平衡分析功能。其中,以月度为基础,年度与季度的平衡分析都在月度平衡分析的基础上建立。目前,月度平衡分析的公式为:电力余缺=本月装机+本月新机-退役机组+外购容量-检修容量-受阻容量-外送容量-旋转备用容量,旋转备用容量是电网中最大单机容量。

外购容量是从其他电网购入的电力,一般指高峰电力;检修容量是计划检修机组停机容量。电量的平衡是根据电力,计算出电量,公式与上述公式相同。平衡中的电力都指高峰电力。根据市场的不同,上述公式可能有所不同。平衡的难点在于负荷预测的准确性,其中的临时检修容量、最大负荷需求都不是很确定。又由于年度、季度平衡都以此为基础,因此不介绍年度与季度的平衡。

2 市场运营情况分析

市场分析是运营系统分析的重点,是对交易的事前、事后进行分析。事前分析通对可预见结果的分析,为作出的决策提供依据。事后分析是对电力交易的执行结果进行分析,为下一步的工作开展提供依据。

2.1 不同策略制订发电方案的事前分析

稳健原则是现代电力市场的第一原则,市场的稳定运行对于电力这一特殊资源是非常重要的[1]。通过对各种交易方案的事前分析,对产生的结果进行预见性的研究,是运营系统应具备的基础功能。目前的发电计划编制还是传统的计划模式,即根据用电需求及电网情况,结合节能减排编制每个厂的发电计划。发电计划的制订有多种方法,其目标也各有侧重。有侧重电网公司经济效益的发电计划分配方法,也有侧重节能减排的编制方法。通过将不同策略制定的结果进行展示对比,为计划的编制找到经济与节能的最佳结合点[2]。

未来的电量竞价上网也应通过系统进行分析,即对竞价上网电量引起的购电成本变化,节能减排结果的影响进行分析。可行的做法是在电量计划中留出部分电量空间进行竞价,按照相应交易规则成交后,通过系统对由于竞价产生的购电成本变化、节能减排效果进行分析。

2.2 购售电量及成本分析

分析购售电量,并以图表方式进行展现。通过同比、环比等方式对购售电量进行对比,并分析原因,为计划的编制、下一月的交易组织提供依据。分析年度、季度、月度的购售电成本,按照电厂类型、购售电区域进行统计。可以展现总购售电费用、购售电均价和每个市场成员的购售电量、价格及购电费用。

2.3 交易统计功能

按各种类型的交易分别进行查询与统计。目前,山西电网的交易类型有发电权交易、年度购售电合同交易、联络线合同交易。统计时先选择交易的类型,再查询统计后可以完成的交易笔数、成交均价、成交量、最大成交量、最小成交量、总计划量、总完成量等多种数据。

2.4 对各种交易成果进行分析

电力市场开展了类型多样的电量交易,如发电替代交易、电厂委托外送交易等,针对每种交易类型,应进行特定分析。如发电权交易侧重于对节能减排的效果进行分析,节约标煤及二氧化硫排放是重要的分析项目,其取得的社会效益是主要的。委托外送侧重于对购售电成本、电量进行分析。

如发电权替代分析中的减少标煤与减少二氧化硫,其中,减少标煤的算法为

式中,Di为减少标煤;Wi为某笔发电权替代电量,kW·h;Ai为在发电权交易中被替代方煤耗,kW·h;Bi为在发电权交易中替代方煤耗,kg/kW·h;D为所有替代交易节省的煤耗;n为替代交易笔数。

减少二氧化硫排放计算方法为

式中,g为单笔发电权交易减少的二氧化硫排放量;W为某笔发电权替代电量,kW·h;Bg为在发电权交易中被替代方煤耗,kg/kW·h;Ng为被替代方脱硫效率;Bd为在发电权交易中替代方煤耗,kg/kW·h;Nd为替代方脱硫效率;G为所有减少的二氧化硫排放量。

煤耗的计算比较简单,就是替代电厂的煤耗差乘以替代量。二氧化硫的计算方法比较复杂,是电量替代减少二氧化硫排放的典型算法。购电成本的计算为结算电量乘以上网电价,再将所有电厂的电费累加,除以总电量,得出平均购电价。对于网间交易,需要统计每笔交易的购售电价,方法跟统计购电均价是一样的。

3 市场评估分析

1)市场集中度评估。按发电可控容量以及一定时期内的发电量列出市场份额居于前几位的发电企业名称及其份额,建立市场集中度指标表述。在竞争性的电力市场中,通过交易规则及定价机制减少大发电集团的垄断作用,减少市场投机行为,对于建立正常的市场秩序是非常重要的。实践证明,在完全竞价电力市场中,交易规则、定价机制存在的问题使垄断电力企业很有可能操纵市场价格。

2)市场风险评估。市场运行状态评估功能,帮助市场交易人员准确有效地评估电力市场的运行状态,并能在市场出现异常或紧急情况时报警提示。电力市场运行的风险主要指出清电价上涨或下降到不合理程度、申报电力容量与负荷需求相差较大时给市场运行带来的风险。可通过给出各种指标的上下限,超过限值时进行提示来达到预警的目的。

4 数据展现

市场分析交易运营系统通过对市场运行中的各种数据进行分析,最大限度地将电力市场展现到交易组织者面前,为交易决策提供依据,最大限度地发挥市场功能,提高运行效率,是市场分析的最基本功能。

参考文献

[1]言茂松.现代电力市场及其当量电价[M].北京:中国电力出版社,2008.

3.2008年单体网吧交易市场解析 篇三

2007年2月，文化部、公安部、教育部等14个部委联合印发《关于进一步加强网吧及网络游戏管理工作的通知》中明确指出，“已取得同意筹建批准文件的网吧，须在2007年6月30号之前完成筹建工作，逾期不得向其颁发《网络文化经营许可证》”，在七月一日以后就停止审批新的网吧了。从政策可以看得出全国网吧也已经步入了一个饱和的状态，此时市场调节已经显得有些力不从心，而不得不依靠政府采取强制手段来控制该行业的无序扩大。在停牌的这段时间，打开个网吧论坛，各地转让网吧牌照的信息横飞，一时间洛阳纸贵，在现实生活中只需十多元钱的工本费的网吧牌照被炒到了几十万甚至上百万，更有甚者从事起了网吧牌照的倒卖工作。但是，倒卖牌照并不是那么轻松的事情，前段时间网上有人发布“2008年全国网吧牌照放开”的传闻可让不少人担心，一方面是担心手里的牌照不能很快转让或出售，另一方面担心面对牌照审批放开后的网吧市场竞争更加激烈。但是，前来购买网吧牌照的投资人也是络绎不绝，有来自各行各业的人，他们大都是从未涉足网吧行业，有的是听说网吧很赚钱而慕名而来的；有的是想试水第三产业的；更有想晚上睡觉都赚钱的……每个人的目的不同，有想进来的，也有想出去的。

从全国各地网吧牌照供不应求到现在的各地网吧出售情况越来越多，直接反映出目前网吧行业整体经营情况不佳，但其中也有不少是因为经营者个人经营水平越来越不能与其他同行竞争所导致的，面对日渐萎缩的收入，只能把店卖掉。对于网吧业绩差的原因，很多网吧经营者把原因归结于政策不好，竞争太激烈，以及社会公众的歧视……在诸多种原因中，网吧经营者却从来没有反思过自身的原因，毕竟，在网吧经营的整个过程中，网吧经营者扮演的角色是非常重要的，网吧本身就需要溶入到商业社会当中，那就更不能逃避商业竞争，不断提高自己的能力，与时俱进地提高自身综合实力才是应该思考的。

针对如今全国各地普遍出现的网吧出售情况，笔者采访国内主要城市网吧收购者和网吧出售者，还有炒卖网吧牌照相关人士，结合乡镇网吧赢利现状，综合分析目前网吧整体交易行情市场情况，为全国网吧业主朋友们带来最新的业内行情信息，也为您网吧经营策略的调整提供参考意见。

前景不被看好卖方有意出局

出售网吧牌照的投资人大多是在网吧行业里爬摸滚打3、4年的人，虽然在出售网吧时问及他们出售原因，大都是说到因为家里有其他产业需要打理，或者是想去其他地方发展等，但其实真正的原因是他们大都对网吧产业的未来发展持悲观态度，对目前的市场竞争也已经意识到风险很大，在这样大的风险面前却不能带来可观的收益，那谁还愿意继续做网吧呢?而且有的业主对记者讲述了更重要一方面原因，网吧受到的约束太多，不仅有来自公安(包括派出所)、文化、消防、质监、卫生、城管、网监、工商、税务、劳动等很多个部门的同时管理，还有需要安装的监控软件和文化平台之类的要求更是名目繁多，而且每年还要年审一次(花费也不少)，否则牌照就无法使用。他们不仅要面对市场的竞争，更要面对政府部门的各类检查和收费，又要面对社会的监督，让网吧的投资人不堪重负，在这样的重负面前又没有巨大的利润吸引，那为什么还要做网吧啊，不如收回投资做别的了，所以纷纷决定永远不再涉足网吧行业，都觉得自己在网吧行业的几年来操心太多，太累了。有的投资人做起了服装生意，有的开起了商务酒店，他们都觉得离开网吧行业让人清静了很多，不再每天因为开通宵被派出所叫去罚款；更不会为阻止未成年人进入网吧而解决打架事件；也不会为了文化、消防年审而四处求人。

虽然网吧行业的辉煌已经一去不复返，但一张网吧牌照曾经热得烫手，在众多网吧出卖的同时也在促进更多连锁网吧的形成，各个有实力的私人连锁老板与国内有雄厚资金实力的网吧经营公司都在尽力收购网吧，目的只有一个，就是扩大自己的实力，但毕竟资金是企业的血液，所以都想的是便宜收购，面对折旧后成本只有50万左右的网吧，对方开价却在100)5-以上，大多数的网吧还是不能完成高价易手的，卖者往往是因为一纸网吧牌照曾经的高价而不能把网吧整体价格定在合理区间，导致买卖双方激烈的博弈。

另一方面在小城市或乡镇当中网吧本身价值又是非常低的，首先牌照成本很少，但现在网吧整体赚钱趋势是趋向于小城市和乡镇以及农村的，所以在如今网吧牌照并未完全开放的时候，那些地方经营不佳的老板们是很容易出手网吧的，如果等到网吧牌照彻底开放，完全引入市场竞争时，那些地方想出售网吧的朋友就要考虑如何尽快脱手了。

网吧牌照稀缺买方惯性入市

其实2008年业界都在猜测网吧牌照的审批能否放开，今年的两会代表委员没有关于开放网吧牌照审批的议题，而更多的是为网吧的发展设置规则，和更为严格的审核和监管制度的建立。所以，2008年的网吧牌照完全开放是不太可能的，那么在网吧整体市场牌照稀缺的情况下，刚性的需求就显现出来。刚刚进入2008年，在国内一线城市当中买卖网吧牌照的人就越来越多。买家大都是来自各个行业的投资人，他们对网吧大都不甚了解，只听说网吧的上机人很多，感觉挺赚钱，而且网吧牌照根本买不到，一纸牌照几十万，所以大都觉得网吧仍然是暴利的，也有很多做传统行业的年轻人前来咨询购买，他们大都是做工程承包、食品销售、五金配件、医药批发等工作。所以，想投资网吧有个实体，而且，相对自己每月收入大起大落的销售行业来说，每天能有固定的进账还是让自己心里踏实很多。

但是，他们的确对这个行业了解太少，甚至他们无法测算自己的投资收益和投资回收周期，更没有一定的风险控制和防范意识。其实，记者采访了几家大型连锁机构的负责人，根据他们的经验总结，网吧的风险无处不在，包括政策风险、经营风险、安全风险等。首先如果没有很好地了解网吧市场、网吧行业政策法规、网吧投资收益及回收周期和可能存在的风险等，就不要盲目地进入这个行业，它可能会令你大失所望，而用这些资金投入其他行业，你的收益可能翻番。中国银行在不断加息，贷款利率也在不断上调，如果把几百万投入在其他行业或者股票、期货市场中，也

一样收入不菲。买家们最大的缺点在于他们都往往把预期想得太美好了，完全没有想像网吧的成本和不见预见性支出。

而另一方面，虽然政府的一系列政策的目的都是倡导网吧向规模化、连锁化、集团化、品牌化方向发展，鼓励更多的连锁机构去收购、兼并、整合网吧市场，出发点是好的。但是，收购一家网吧后，牌照的过户及审批手续就需要大概一个月的时间，而且，比办理一个新牌照更困难，让很多投资人望而却步。具体来说，收购一家网吧牌照之后要做以下工作：

1、选择适合开设网吧的场地或房屋，必须满足离中小学200米距离和消防安全通道畅通等条件。

2、选择好房屋后，需要公安、文化勘察场地，必须满足《互联网上网服务管理条例》中所规定条件。

3、变更公安文化证照后，需要变更的还有工商营业执照和税务登记证。

4、具体费用根据当地政府收费标准而定，全国没有统一定价。

5、经过一系列审批过后，还要大批地更换设备，劳神费力。

虽然这些政策上的限制让网吧转让交易变得更加艰难，但由于网吧牌照资源根本没有，一些连锁网吧想要继续发展就要从这条路上发展，毕竟这些困难在另一方面也加高了入行的门槛，使外行人不能轻易地介入进来，这对现有连锁网吧也是好事。

购买网吧经验谈

由于网吧行业的特殊性，使得买、卖网吧的过程非常复杂，目前国内网吧交易过程中有很多成功的经验可以为准备买、卖网吧的朋友们提供一些经验参考。单体网吧在出售过程中，一般要买、卖双方先确定大概估价，双方均认可后才可能进行下一步谈判，所以第一步的估价很重要，如果高估肯定会多花钱，但如果低估则会导致不能成交，所以合理有序的估价是必要的。在此我们就针对网吧单店交易过程中最关键的估价方式总结如下：

1、看网吧正常营业时一个星期的流水情况，通过计算可以大概算出月利润和年利润，从而可以推断出2年内的大概利润情况，因为一般网吧收回成本期是2年左右，当然这里面要根据网吧所处位置充分考虑淡季的分布情况，一般在学校周边就是寒、暑假是淡季，如果在市中心居民小区则正相反。

2、网吧所在的房屋能否继续使用，或网吧的位置是不是你将继续经营的位置，如果不能继续租用或对位置不满意则需要搬走，这是一笔不小的费用，对购买者来说得考虑。

3、如果网吧将在现有位置继续经营下去，那么相关的房租、水、电费用需要仔细算一笔账，这将是支出的一大块，直接影响网吧未来利润。

4、是否买过来就需要更新计算机和重新装修，基本上换PC是肯定的，但是旧电脑的价值需要仔细合算，因为它占了整体网吧价值的一部分，核算后可以分析出网吧牌照的购买价位，另外是否要装修一般根据情况而定。

5、执照是独立法人还是加盟连锁，独立法人牌照市场价值高，直接影响网吧定价，而连锁牌照市场价值低，而且每年都要交加盟管理费，这是一笔不小的费用，会使网吧经营成本巨增，所以这点是最影响网吧估价的原因之一。

综合分析以上几点，就可以大概估算出网吧整体价值的偏重点，而且可以初步估算出网吧经营成本，从而计算出未来网吧可能带来的利润，再根据掌握到的数据为自己定个心理价位，从而在初步谈判中得到优势。

国内网吧牌照行情

正像前面提到的，网吧买、卖过程当中，在价格上起到决定性作用的还是稀缺的网吧牌照资源，在重重困难面前仍然大量收购二手网吧的买家们大多是冲着这张价值不菲的牌照而来，那么目前在国内网吧牌照到底值多少钱呢7针对这个问题我们在全国各主要城市和有代表性的乡镇地区做了一个调查，综合分析了目前全国网吧牌照的价格行情。

北京：北方网吧行业的代表城市，全市1400余家网吧，目前二手网吧交易过程中，网吧牌照占比重50％。一般一个什么都没有的照在5万左右，如果已经办完公安和消防的照，可以卖到35万以上。卖照手续也比较麻烦，一般全部办完需要2-3个月

上海：能代表中国的国际化都市，拥有1430余家网吧，由于经济化程度相当高，经营网吧的业主都是典型的生意人，所以那里的网吧发展都很好，在上海大型网吧出售相对较少，小型网吧牌照占比重70％以上。牌照很值钱，目前估计50万不成问题。

南京：对于网吧业来说南京算一线城市了，近千家网吧总数，目前网吧牌照占出售网吧总价值35％左右。牌照目前估价25万以下。

湖北武汉：市内小网吧居多，全市共有近两千家网吧，但大都不超过50台电脑，牌照估价35万左右，出售网吧人数众多，整体生意普遍良好。

湖北仙桃：共有150家左右网吧，牌照价值在2万左右，不过基本当地人没有花钱办照的，都是通过其他途径搞到牌照。

湖南长沙：全市拥有1700余家网吧，长沙网吧很乱是大家普遍的印象，但这是偏见，目前长沙网吧牌照价值大概12-20万左右，大型网吧前景看好，小型网吧确实乱。

湖南怀化：当地有160多家网吧，但比较引人注目的是，当地没有一家黑网吧，有照网吧每年交的管理费是笔不小数字，由于地方小，所以都不怎么赚钱。牌照7000-3万左右。

重庆：网吧大户，全市拥有网吧3000家左右，还不算上黑网吧，重庆市由于网吧数量多，导致竞争很激烈，利润相对较少，牌照价值20万左右，出售与购买更是频繁，交易情况火暴。

吉林市：著名的“英图连锁网吧”就在那里，吉林省吉林市是东北城市中非常有文化底蕴的城市，所以网吧很是发达，原来的网吧人可能不太愿意往网吧方向发展，所以那里网吧牌照5万起，全部办好大概10万之内，二手网吧交易过程中，网吧牌照占比重15％。

呼和浩特市：内蒙古重要城市，网吧牌照10万以下，目前全市大概300家网吧经营状态处于平稳下降趋势，之所以平稳是因为那里网吧主要是电信和联通在经营，之所以下降是因为那里行业管理力度跟不上，无序竞争太严重。

东莞：这里是中国网吧盛地，这里的网吧生意好，赚钱多，黑网吧治理力度大，所以这里的网吧业发展迅速，当然牌照价格也是一升再升，目前标价100万，但好像买不到。二手网吧交易情况是买的都在等，卖的一出全体哄抢。

4.电力市场交易规则解析 篇四

【发布日期】1990-09-28 【生效日期】1990-09-28 【失效日期】 【所属类别】地方法规 【文件来源】中国法院网

郑州粮食批发市场交易管理暂行规则

（1990年9月28日商业部、河南省人民政府发布）

第一章 总则

第一条第一条 为了发展社会主义有计划商品经济，把计划经济和市场调节有机结合起来，根据国务院批准试办郑州粮食批发市场的文件精神，制定本规则。

第二条第二条 郑州粮食批发市场（以下简称郑州市场）是商业部和河南省人民政府合办、面向全国的省际间议价粮食交易的重要场所。

第三条第三条 郑州市场的交易实行公开、平等、公正的原则，是竞争性、规范化的市场。

第四条第四条 郑州市场是非营利的服务性事业单位。

第五条第五条 郑州市场的交易以粮食现货批发交易为主，开办远期批发交易，组织部分合同在场内有规则地转让。

第六条第六条 郑州市场的工作人员和交易人员必须遵守国家法律、政府法令和政策，必须遵守本规则。

第二章 领导机构

第七条第七条 郑州市场的领导机关是商业部和河南省人民政府。

第八条第八条 商业部会同财政部、农业部、铁道部、国家经济体制改革委员会、国务院发展研究中心、国家工商行政管理局、国家物价局、国家税务局成立协调领导小组，协调处理郑州市场运行中所涉及的部门、地区之间的关系和问题。协调领导小组在商业部中国粮食贸易公司设置办公室，处理日常工作。

第九条第九条 商业部对郑州市场行使下列职权：

（一）审批交易会员；

（二）审定交易品种、交易方式；

（三）会同国家物价局确定交易的指导价格；

（四）通过省（自治区、直辖市）粮食主管部门核定会员企业指导性购买配额；

（五）派出驻场特派员，对郑州市场进行监督指导。

第十条第十条 商业部、河南省人民政府组织河南省粮食、工商、物价、金融、财政、计划、税务、铁路、交通等部门同商业部粮食综合司、粮食管理司、粮食储运司、财会物价司、基储司、商业信息中心和中国粮食贸易公司联合成立郑州市场管理委员会，行使政府对市场的监督和管理职能。负责协调处理郑州市场重要的交易和管理问题。市场管理委员会在河南省粮食局设置办公室，处理日常工作。

第三章 工作机构

第十一条第十一条 郑州市场实行主任负责制，主任和副主任由河南省人民政府按干部管理权限任命。

第十二条第十二条 郑州市场设置下列职能工作机构：

（一）综合部：负责协调市场的日常行政工作；

（二）交易一部：负责现货和远期合同成交；

（三）交易二部：负责合同转让；

（四）信息部：负责统计、分析和发布市场信息，以及市场信息系统的建设和管理工作；

（五）结算部：负责审查会员资信，收取交易保证金和手续费，协助买卖双方结算；

（六）交割部：负责签发准运手续，监督实物交割，协调处理货物交割过程中的商务事故；

（七）公关部：负责宣传、联络、教育和培训工作；

（八）监察部：负责监督、调解和处罚。

第十三条第十三条 郑州市场主任根据需要可以组织成立临时工作小组。

第四章 会员

第十四条第十四条 郑州市场实行会员制。

第十五条第十五条 符合条件的粮食商业批发企业、粮食生产企业和以粮食为原料的加工企业，均可申请为会员。

第十六条第十六条 会员必须具备下列资格：

（一）具有独立法人资格、自主经营或购销粮食的经济实体；

（二）拥有资本金三十万元以上；

（三）能提供或购买议价粮食（小麦或面粉折小麦）二百五十万公斤以上；

（四）有两年以上经营或购、销议价粮食业务的经历，并能守法经营；

（五）拥有或租用与其粮食经营业务相适应的设施；

（六）商业信誉好，有县、市以上工商、银行、税务和审计部门的证明。

第十七条第十七条 凡具备第十六条规定资格的企业，均可向省、自治区、直辖市粮食主管部门提出申请，经省、自治区、直辖市粮食主管部门初审后，报送郑州市场管理委员会复审，经商业部批准后，到市场登记、注册，取得会员资格。

第十八条第十八条 郑州市场的交易会员分为下列两种：

（一）粮食经营企业会员可以从事自营买卖和代理买卖；

（二）粮食生产企业会员只能销售自产粮食，不能购进；粮食加工企业会员只准购进所需原料，加工成品出售，不准转销原料粮。

第十九条第十九条 会员有下列权利：

（一）直接进场交易；

（二）享受市场提供的信息服务；

（三）对市场各项交易规则、制度有权提出修改、补充意见；

（四）对市场交易活动和管理服务工作有监督、建议、批评权。

第二十条第二十条 会员有下列义务：

（一）严格履行交易合约；

（二）接受市场的监督和管理，遵守市场各项规章制度；

（三）向市场交纳一次性资格保证金一万元人民币。

第二十一条第二十一条 会员可委派一至三名出市代表进场交易。出市代表的条件是：

（一）必须是会员单位正式职员，具有一定的粮食业务知识；

（二）必须经过指定单位举办的批发市场专业知识培训，取得合格证书；

（三）没有任何经济犯罪和刑事犯罪记录。

第二十二条第二十二条 凡符合第二十一条规定条件者，须持所在企业法人代表委托书，经郑州市场管理委员会审查批准，发给出市代表证书，方可进场交易。

第二十三条第二十三条 出市代表证书不得买卖、转借、涂改、伪造。

第二十四条第二十四条 出市代表全权负责所代表企业在场内的交易活动，所签合同具有法律效力。

第二十五条第二十五条 会员变更法人代表时，在变更后一个月内向郑州市场管理委员会备案。变更或增加出市代表，须提前十五天向郑州市场管理委员会备案。原出市代表在了结各项手续后退场。

第五章 会员协会

第二十六条第二十六条 郑州市场的会员成立会员协会。会员协会是自我教育、自我管理、反映会员意见、维护会员权益的组织。

第二十七条第二十七条 协会理事由会员代表大会选举产生。理事会由十五名协会理事和公共理事组成。理事会选举产生会长一名，副会长若干名。

第二十八条第二十八条 会员协会具体章程由会员协会根据第二十六条、第二十七条规定另行制定。

第六章 交易规则

第二十九条第二十九条 郑州市场的开市品种为小麦（含面粉），新增品种由商业部审批。

第三十条第三十条 郑州市场的交易采取三种形式：

（一）现货交易，即六个月以内交割的交易；

（二）远期合同，即六个月以上不超过十二个月交割的交易；

（三）合同转让，即在场内的合同转让。

第三十一条第三十一条 郑州市场设置相应的交易厅及其交易设施。会员在郑州市场的交易活动一律在交易厅内进行，禁止厅外成交。

第三十二条第三十二条 郑州市场的现货、远期合同和合同转让交易，市场确认后具有法律效力。交易达成后买卖双方必须严格履约，在经法定程序变更以前，卖方不得拒售，买方不得拒收。

第三十三条第三十三条 郑州市场的成交方式为拍卖和协商买卖两种：

（一）拍卖，即由卖方提前向市场提交拍卖品种、数量、质量、样品、交货地点、交货时间、运输方式、包装价格等资料和实物，由市场统一组织拍卖；

（二）协商买卖，即由买卖双方在场内协商定价，签订合同，经市场登记确认，合同生效。

第三十四条第三十四条 郑州市场的成交合同有下列两种：

（一）标准化合同；

（二）非标准化合同。

合同样式由市场统一制定。

第三十五条第三十五条 合同的转让，必须在交割期两个月以前由郑州市场公开组织进行。合同转让交易一旦达成，履行合同的权利和义务随之转移。

第三十六条第三十六条 粮食品种质量、粮食包装物按国家标准或专业标准（部颁标准）执行。

第三十七条第三十七条 郑州市场实行国家指导性购买配额制。配额在五千万公斤以上的省、自治区、直辖市购买粮食，一个月的购买量不得超过配额总量的三分之一。

第三十八条第三十八条 出市代表和工作人员进场须着专用交易工作服装。

第七章 价格

第三十九条第三十九条 郑州市场的法定报价货币为人民币，粮食计量单位为公斤，报价单位为元、角、分、厘／公斤，叫价幅度为1厘／公斤。

第四十条第四十条 现货和远期合同成交的价格不得突破国家指导价格的上限和下限。

第四十一条第四十一条 郑州市场每一个开市日的成交价格，不得高于或低于前一个开市日平均价的一定幅度，突破价幅限制时，市场停市。市场每一个开市日价幅的制定、调整和公布由郑州市场管理委员会负责。

第四十二条第四十二条 郑州市场的成交价格、成交数量等信息征得有关主管部门同意后，由市场统一发布。

第八章 结算

第四十三条第四十三条 在郑州市场成交的合同，实行市场监督下的买卖双方自行结算制度。在条件允许的情况下，买卖双方可委托市场代办结算。

第四十四条第四十四条 郑州市场实行基础保证金、追加保证金制度：

（一）基础保证金，即买卖双方在每成交一笔交易后，按成交金额的百分之五向市场交纳；

（二）追加保证金，即当粮食市场价格发生大幅度波动，基础保证金已不能有效保证履约时，市场可根据价格升降情况向买卖双方或某一方收取追加保证金。

第四十五条第四十五条 基础保证金和追加保证金用于保证合同的履行，合同履行无误后，市场将保证金的本息归还交纳者。

第四十六条第四十六条 买卖双方在合同成立后，各按成交金额的千分之一至一点五，向市场交纳交易手续费。不同时期的手续费具体执行数额由市场管理委员会根据市场情况和批发市场提供的服务情况确定。

第九章 交割

第四十七条第四十七条 郑州市场成交的合同实行实物交割。货物在合同所确定的火车站车板或港口船舱交货。

第四十八条第四十八条 在合同规定的交割期前两个月，由卖方持市场管理机构签发的准运证向当地粮食调运主管部门申报运输计划，安排运输。郑州市场暂时代办向河南省外发运粮食的运输计划。

第四十九条第四十九条 买卖双方必须严格按照成交样品的等级、规格、质量交收货物，否则按违约处理。

第五十条第五十条 货物交割中的商务事故按照商业部《粮油调运管理规则》的有关规定处理。

第十章 代理

第五十一条第五十一条 做为会员的粮食商业批发企业有权从事代理业务。

第五十二条第五十二条 会员所进行的代理业务必须向市场申明，交验代理协议。自营和代理业务的帐务必须分开。

第五十三条第五十三条 市场只对会员负责，代理者必须对被代理者全面负责。

第五十四条第五十四条 被代理者可以自由选择代理者，代理的条件由代理者和被代理者本着公正、合理的原则协商确定，签订代理协议。

第五十五条第五十五条 代理者可以向被代理者收取代理拥金，佣金限额（含向市场交纳的手续费）最高不得超过成交金额的千分之四。

第五十六条第五十六条 市场有权对代理业务进行检查监督。

第十一章 监督、调解、处罚

第五十七条第五十七条 郑州市场必须积极、严谨、高效为会员服务，凡是由于市场工作人员失职、渎职给会员造成的损失，完全由市场予以赔偿。

第五十八条第五十八条 郑州市场的工作人员必须主持公道、清正廉明，对于徇私舞弊、违法乱纪者，按照对干部、职工的管理权限，由有关部门予以处理。

第五十九条第五十九条 交易者不严格履行合同所定各项内容的，均为违约。发生违约，首先由买卖双方协商解决，当双方不能达成一致意见时，由市场依法予以调解。调解不服者，按法定程序由有关执法部门处理。

第六十条第六十条 合同的变更和解除由买卖双方依法协商处理，变更和解除情况报市场备案。

第六十一条第六十一条 市场建立会员交易档案，定期审查、公布会员的履约情况，鼓励会员信守合同，严格履约。

第六十二条第六十二条 出市代表必须持证进场交易，必须遵守市场的各项交易规则，接受市场监督。

第六十三条第六十三条 出市代表必须遵守下列规则：

（一）不准扰乱和影响场内正常的交易秩序；

（二）不准操纵、垄断市场；

（三）不准私下秘密交易；

（四）不准冒名顶替；

（五）不准伪造、转借、涂改、买卖各种交易凭证和文件。

第六十四条第六十四条 凡违反第六十三条的条款之一者，除需提交有关执法部门处理的以外，市场有权视情节轻重，给予处罚。

第六十五条第六十五条 郑州市场对会员和出市代表的资格实行年审制，并记录备案。

第十二章 附则

第六十六条第六十六条 郑州市场管理委员会可根据本规则制定实施细则。

第六十七条第六十七条 本规则的解释权归商业部和河南省人民政府。

第六十八条第六十八条 本规则自发布之日起施行。

5.电力市场交易规则解析 篇五

公告[2012]2号

为进一步规范非金融企业在银行间债券市场发行债务融资工具的信息披露行为，保护投资者合法权益，促进银行间债券市场健康发展，根据《银行间债券市场非金融企业债务融资工具管理办法》（中国人民银行令[2008]第1号）及相关法律法规，中国银行间市场交易商协会组织市场成员修订了《银行间债券市场非金融企业债务融资工具信息披露规则》，于2012年3月1日经交易商协会第三届常务理事会第一次会议审议通过，并经人民银行备案同意，现予公布，自2012年10月1日起施行。

中国银行间市场交易商协会 二〇一二年五月十四日

银行间债券市场

非金融企业债务融资工具信息披露规则

（2008年4月15日第一届常务理事会第二次会议审议通过；2012年3月1日第三届常务理事会第一次会议修订，自2012年10月1日起施行）

第一条 为规范非金融企业（以下简称企业）在银行间债券市场发行债务融资工具的信息披露行为，保护投资者合法权益，根据中国人民银行《银行间债券市场非金融企业债务融资工具管理办法》及相关法律法规，制定本规则。

第二条 企业及其全体董事或具有同等职责的人员，应当保证所披露的信息真实、准确、完整、及时，承诺其中不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带法律责任。个别董事或具有同等职责的人员无法保证所披露的信息真实、准确、完整、及时或对此存在异议的，应当单独发表意见并陈述理由。

第三条 为债务融资工具的发行、交易提供中介服务的承销机构、信用评级机构、会计师事务所、律师事务所等中介机构及其指派的经办人员，应对所出具的专业报告和专业意见负责。

第四条 债务融资工具的投资者应对披露信息进行独立分析，独立判断债务融资工具的投资价值，自行承担投资风险。第五条 企业应通过中国银行间市场交易商协会（以下简称交易商协会）认可的网站公布当期发行文件。发行文件至少应包括以下内容：

（一）发行公告；

（二）募集说明书；

（三）信用评级报告和跟踪评级安排；

（四）法律意见书；

（五）企业最近三年经审计的财务报告和最近一期会计报表。

首期发行债务融资工具的，应至少于发行日前五个工作日公布发行文件；后续发行的，应至少于发行日前三个工作日公布发行文件。

第六条 企业应在募集说明书显著位置作如下提示：

“本企业发行本期xxx（债务融资工具名称）已在中国银行间市场交易商协会注册，注册不代表交易商协会对本期xxx（债务融资工具名称）的投资价值做出任何评价，也不代表对本期xxx（债务融资工具名称）的投资风险做出任何判断。投资者购买本企业本期xxx（债务融资工具名称），应当认真阅读本募集说明书及有关的信息披露文件，对信息披露的真实性、准确性和完整性进行独立分析，并据以独立判断投资价值，自行承担与其有关的投资风险。”

第七条 企业最迟应在债权债务登记日的次一工作日，通过交易商协会认可的网站公告当期债务融资工具的实际发行规模、价格、期限等信息。

第八条 在债务融资工具存续期内，企业应按以下要求持续披露信息：

（一）每年4月30日以前，披露上一的报告和审计报告；

（二）每年8月31日以前，披露本上半年的资产负债表、利润表和现金流量表；

（三）每年4月30日和10月31日以前，披露本第一季度和第三季度的资产负债表、利润表和现金流量表。

第一季度信息披露时间不得早于上一信息披露时间，上述信息的披露时间应不晚于企业在证券交易所、指定媒体或其他场合公开披露的时间。

第九条 在债务融资工具存续期内，企业发生可能影响其偿债能力的重大事项时，应及时向市场披露。

前款所称重大事项包括但不限于：

（一）企业名称、经营方针和经营范围发生重大变化；

（二）企业生产经营的外部条件发生重大变化；

（三）企业涉及可能对其资产、负债、权益和经营成果产生重要影响的重大合同；

（四）企业发生可能影响其偿债能力的资产抵押、质押、出售、转让、划转或报废；

（五）企业发生未能清偿到期重大债务的违约情况；

（六）企业发生大额赔偿责任或因赔偿责任影响正常生产经营且难以消除的；

（七）企业发生超过净资产10%以上的重大亏损或重大损失；

（八）企业一次免除他人债务超过一定金额，可能影响其偿债能力的；

（九）企业三分之一以上董事、三分之二以上监事、董事长或者总经理发生变动；董事长或者总经理无法履行职责；

（十）企业做出减资、合并、分立、解散及申请破产的决定，或者依法进入破产程序、被责令关闭；

（十一）企业涉及需要说明的市场传闻；

（十二）企业涉及重大诉讼、仲裁事项；

（十三）企业涉嫌违法违规被有权机关调查，或者受到刑事处罚、重大行政处罚；企业董事、监事、高级管理人员涉嫌违法违纪被有权机关调查或者采取强制措施；

（十四）企业发生可能影响其偿债能力的资产被查封、扣押或冻结的情况；企业主要或者全部业务陷入停顿，可能影响其偿债能力的；

（十五）企业对外提供重大担保。

第十条 本规则第九条列举的重大事项是企业重大事项信息披露的最低要求，可能影响企业偿债能力的其他重大事项，企业及相关当事人均应依据本规则通过交易商协会认可的网站及时披露。

第十一条 企业应当在下列事项发生之日起两个工作日内，履行重大事项信息披露义务，且披露时间不晚于企业在证券交易所、指定媒体或其他场合公开披露的时间，并说明事项的起因、目前的状态和可能产生的影响：

（一）董事会、监事会或者其他有权决策机构就该重大事项形成决议时；

（二）有关各方就该重大事项签署意向书或者协议时；

（三）董事、监事或者高级管理人员知悉该重大事项发生并有义务进行报告时；

（四）收到相关主管部门决定或通知时。

第十二条 在第十一条规定的事项发生之前出现下列情形之一的，企业应当在该情形出现之日起两个工作日内披露相关事项的现状、可能影响事件进展的风险因素：

（一）该重大事项难以保密；

（二）该重大事项已经泄露或者市场出现传闻。

第十三条 企业披露重大事项后，已披露的重大事项出现可能对企业偿债能力产生较大影响的进展或者变化的，应当在上述进展或者变化出现之日起两个工作日内披露进展或者变化情况、可能产生的影响。

第十四条 企业披露信息后，因更正已披露信息差错及变更会计政策和会计估计、募集资金用途或中期票据发行计划的，应及时披露相关变更公告，公告应至少包括以下内容：

（一）变更原因、变更前后相关信息及其变化；

（二）变更事项符合国家法律法规和政策规定并经企业有权决策机构同意的说明；

（三）变更事项对企业偿债能力和偿付安排的影响；

（四）相关中介机构对变更事项出具的专业意见；

（五）与变更事项有关且对投资者判断债务融资工具投资价值和投资风险有重要影响的其它信息。

第十五条 企业更正已披露财务信息差错，除披露变更公告外，还应符合以下要求：

（一）更正未经审计财务信息的，应同时披露变更后的财务信息；

（二）更正经审计财务报告的，应同时披露原审计责任主体就更正事项出具的相关说明及更正后的财务报告，并应聘请会计师事务所对更正后的财务报告进行审计，且于公告发布之日起三十个工作日内披露相关审计报告；

（三）变更前期财务信息对后续期间财务信息造成影响的，应至少披露受影响的最近一年变更后的财务报告（若有）和最近一期变更后的季度会计报表（若有）。

第十六条 企业变更债务融资工具募集资金用途，应至少于变更前五个工作日披露变更公告。

第十七条 企业变更中期票据发行计划，应至少于原发行计划到期日前五个工作日披露变更公告。

第十八条 若投资者认为变更事项对其判断相关债务融资工具投资价值和投资风险具有重要影响，可依据《银行间债券市场非金融企业债务融资工具持有人会议规程》提议召开债务融资工具持有人会议。

第十九条 企业变更已披露信息的，变更前已公开披露的文件应在原披露网站予以保留，相关机构和个人不得对其进行更改或替换。

第二十条 企业应当制定信息披露事务管理制度。信息披露事务管理制度内容包括但不限于：

（一）明确企业应遵守的信息披露标准；

（二）未公开信息的传递、审核、披露流程；

（三）信息披露事务管理部门及其负责人在信息披露中的职责；

（四）董事和董事会、监事和监事会、高级管理人员等的报告、审议和披露的职责；

（五）董事、监事、高级管理人员履行职责的记录和保管制度；

（六）未公开信息的保密措施，内幕信息知情人的范围和保密责任；

（七）财务管理和会计核算的内部控制及监督机制；

（八）对外发布信息的申请、审核、发布流程；与投资者、中介服务机构、媒体等的信息沟通与制度；

（九）信息披露相关文件、资料的档案管理；

（十）涉及子公司的信息披露事务管理和报告制度；

（十一）未按规定披露信息的责任追究机制，对违反规定人员的处理措施。企业信息披露事务管理制度应当经企业董事会或其他有权决策机构审议通过，并向市场公开披露其主要内容。

第二十一条 企业应当制定重大事项的报告、传递、审核、披露程序。董事、监事、高级管理人员知悉重大事项发生时，应当按照企业规定立即履行报告义务；董事长或企业主要负责人在接到报告后，应当立即向董事会或其他有权决策机构报告，并敦促负责信息披露事务的主要责任人组织重大事项的披露工作。

第二十二条 高级管理人员应当及时向董事会或其他有权决策机构报告有关企业经营或者财务方面出现的重大事项、已披露的事件的进展或者变化情况及其他相关信息。

第二十三条 已是上市公司的企业可豁免定期披露财务信息，但须按其上市地监管机构的有关要求进行披露，同时通过交易商协会认可的网站披露信息网页链接或用文字注明其披露途径。

第二十四条 企业应当在债务融资工具本息兑付日前五个工作日，通过交易商协会认可的网站公布本金兑付、付息事项。

第二十五条 为债务融资工具提供登记托管和代理兑付的机构（以下简称登记托管机构）在债务融资工具本、息兑付日12时未足额收到兑付资金的，应及时以书面形式向交易商协会报告。

登记托管机构在债务融资工具本、息兑付日营业终了仍未足额收到兑付资金的，应向投资者公告企业未足额划付资金的事实。

第二十六条 登记托管机构应于每个交易日通过交易商协会认可的网站披露上一交易日日终，单一投资者持有债务融资工具的数量超过该支债务融资工具未偿付存量30%的投资者名单和持有比例。

第二十七条 企业信息披露文件应以不可修改的电子版形式送达全国银行间同业拆借中心（以下简称同业拆借中心），同业拆借中心依据本规则及时完成信息披露文件的格式审核工作后，对符合规定格式的信息披露文件及时予以公布。

对按照本规则第五条、第九条要求披露的信息，同业拆借中心应及时发送至登记托管机构，并由登记托管机构及时在其官方网站公布。

第二十八条 本规则第八条规定的信息披露期限结束后的五个工作日内，同业拆借中心应及时以书面形式向交易商协会报告信息披露情况，并通过交易商协会认可的网站向市场公告。

第二十九条 企业未按本规则第二十条规定制定信息披露事务管理制度的，给予警告处分，可并处责令改正或暂停相关业务。企业未按本规则规定向市场公开其信息披露事务管理制度主要内容的，给予通报批评处分，可并处责令改正。

第三十条 企业违反本规则相关规定，未按要求真实、完整、及时地披露信息的，根据情节严重程度可给予诫勉谈话、通报批评，并处责令改正；对负有直接责任的董事、高级管理人员和其他直接责任人员，给予诫勉谈话、通报批评，并处责令改正。

企业披露的信息有虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏的，根据情节严重程度可给予警告、严重警告或公开谴责处分，可并处责令改正、责令致歉、暂停相关业务、暂停会员权利或取消会员资格处分；对负有直接责任的董事、高级管理人员和其他直接责任人员，可给予警告、严重警告或公开谴责处分，可并处责令改正或认定为不适当人选。

第三十一条 对信息披露违规的中介机构，根据情节严重程度可给予诫勉谈话、通报批评、警告或严重警告处分，可并处责令改正、责令致歉或暂停相关业务；对负有直接责任的董事、高级管理人员和其他直接责任人员，可给予诫勉谈话、通报批评、警告或严重警告处分,可并处责令改正或认定为不适当人选。

第三十二条 为债务融资工具发行和交易提供中介服务的相关中介机构及经办人员所出具的文件含有虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，给他人造成损失的，应当就其负有责任的部分依法承担民事责任。

第三十三条 债务融资工具涉及信用增进的，为债务融资工具提供信用增进服务的机构应比照本规则中对发行企业的要求，在债务融资工具存续期内定期披露财务报表，并及时披露对发行企业偿债能力有重大影响的事项。

第三十四条 在信息披露工作中，企业、中介机构及负有直接责任的董事、高级管理人员和其他直接责任人员涉嫌违反法律、行政法规的，交易商协会可将其移交行政主管部门或司法机关处理。

第三十五条 除本规则第二十三条规定的情形外，企业备案豁免披露信息按国家有关规定办理，有关情况须及时向市场公告。

第三十六条 在境外上市或下属公司在境外上市的企业，应严格按照本规则要求披露季度、半和财务报表；财务报表应按中华人民共和国企业会计准则编制。第三十七条 本规则的规定是信息披露的最低要求。不论本规则是否明确规定，凡对企业偿债能力有重大影响的信息，企业及相关当事人均应依据本规则在银行间市场披露。

6.期货交易规则 篇六

期货市场作为发达的信用经济运行方式之一，必须具备一整套规范制度。这是期货交易正常运转的前 提条件。期货交易规则有广义和狭义之分，广义的期货交易规则包括期货市场管理的一切法律、法规、交易所 章程及规则。狭义的期货交易规则仅指期货交易所制定的经过国家监管部门审核批准的《期货交易规则》及以此为基础产生的各种细则、办法、规定。所有的期货交易所都应根据国家

有关法律、条例制定自己的 期货交易规则。交易规则应以交易所为中心明确全部交易规范，这

实际上是交易所与其会员单位（客户）以及交易所会员单位（客户）之间签订的一种共同契约。

期货交易规则应包括开市、闭市、报价、成交、记录、停板、交易的结算和保证、交割、纠纷处

理及违约处罚等内容。期货交易规则仍然是一种总的规定，根据业务管理的需要，交易所又制定

了各种细则 和管理办法，如交割细则，套期保值管理规定，定点仓库 管理规定，仓单管理办法

等。值得一提的是，期货合约也是规则的组成部分。制定期货交易规则的目的是 为了维持正常

7.电力市场交易规则解析 篇七

1 跨省集中竞价交易模式

跨区跨省发电权交易是指, 省电网电力交易中心作为省内电厂的委托代理, 在区域电力市场平台中通过双边交易的方式, 组织省内小容量、低效率、不环保的小火电机组参与跨区、跨省电能外购交易, 逐步减少省内小火电的发电利用小时, 外购跨区、跨省高效能、环保火电或丰水期富裕水电的电能, 减少省内能源消耗, 实现省间的“水火置换”或“以大代小”的发电权交易。

跨省集中竞价交易模式主要优点体现在:买卖双方在同一平台上交易, 能够有效地促进市场交易公平、公开、透明和规范;市场参与方众多, 市场竞争激烈, 对各方的竞争压力较大;利用竞价交易平台可以开展日前、实时等多种交易, 有助于维护市场供需平衡, 提高电力系统的安全稳定水平。

跨省集中竞价交易模式缺点体现在:需要建设专门的交易技术支持系统, 建立一系列配套的市场机制, 投入较大, 交易成本比较高;过程较复杂, 市场竞争激烈, 市场波动较大, 交易风险较高;需要一定的交易规模, 否则市场竞争不充分, 市场流动性不足将影响市场交易的正常进行, 不如双边交易方式简单、灵活。

2 跨省集中竞价交易模式节能减排效益分析

跨省集中竞价交易模式可以促进资源优化配置。可以使高效、节能、环保机组参与的跨省跨区电能交易 (外送电交易) , 能够促进大火电和小火电之间、大水电和小水电之间、水电和火电之间、一次性能源和可再生能源之间、不同流域水电之间的相互补偿和优化配置, 实现水火互济、丰枯互济、峰谷互济, 缓解供需矛盾, 促进节能减排和更大范围内的资源优化配置, 发挥突出作用。

跨省集中竞价交易模式对于节能减排将起很大作用。华东电力已经通过跨省集中竞价交易实现送电, 减少了燃煤运输压力, 减少了受端二氧化硫排放。此外, 水电外送对节能减排效益影响更加明显。通过区域跨省联网, 有效的减少了燃烧标准煤量, 减少了二氧化硫排放量以及烟尘排放量, 降低环境污染的损失。

跨省集中竞价交易模式在华东电力市场的推进, 有助于更好地开放华东电力市场, 形成有效竞争, 淘汰低效高耗能的机组。并且能够有助于可再生资源的发展, 能使它们获得一个更大的市场发展空间, 提高它们的资源利用率, 吸引更多的电力投资, 进一步解决可再生能源发展的资金问题。

另外, 从更加宏观的角度来看, 跨省集中竞价交易模式带来的节能减排效益能够实现全面贯彻落实科学发展观、促进经济又好又快发展的基本要求, 从对一个行业、一个区域的影响扩大到其他行业、全国范围。我国当前面临着经济社会快速发展和人口增长与资源环境约束的突出矛盾。目前我国的生态破坏和环境污染已经达到自然生态环境所能承受的极限, 为了使经济增长可持续, 缓解巨大的环境压力, 必须以环境友好的方式推动经济增长。节能减排能够从从源头预防污染产生, 最有效地减少资源消耗, 不排放废弃物, 从而真正解决当代中国的发展困境。

3 深化电力行业节能减排工作的建议

3.1 实施节能减排目标监督考核, 推行清洁生产

建立并实施工业固定资产投资项目节能环保评估和审查制度, 遏制高耗能、高污染行业盲目发展, 加强源头控制。对生产过程与产品采取整体预防的环境策略, 减少或者消除它们对人类及环境的可能危害, 同时充分满足人类需要, 使社会经济效益最大化的一种生产模式。加强电力规划, 积极推进电力行业结构调整。在保护生态的基础上, 有序发展水电, 积极推进核电建设, 大力开发以风能为主的可再生能源发电, 不断提高煤电发电效率和清洁利用, 开展“上大压小”, 提高热电 (冷) 联产的比例。

3.2 进一步重视节能减排新技术开发与推广应用

加强经济有效的节能减排新技术的开发和应用, 提高电力企业整体技术水平的同时, 又将从源头上降低能耗、减少排放。同时, 完善相关的法律法规和政策措施, 应进一步巩固新能源发展成果, 促进新能源的持续健康发展。

3.3 加快推进电力市场建设

不论从发达国家经验看, 还是从我国的实践看, 在节能减排方面, 市场机制仍然起着基础性和决定性作用。应进一步扩大发电权交易, 利用市场杠杆调节资源, 完善能源管理法规体系, 加强制度设计, 制订完善相关法律、法规和政策, 从机制上、政策上保障电力需求的管理的有效实施。一方面, 扩大发电权交易的范围, 将发电权交易的重点从关停机组电量转移到在役机组电量, 从省内交易扩展到区域内交易, 充分利用高效机组, 进一步实现资源的优化配置, 增强节能减排的整体效果。另一方面, 推进用电力市场机制的建立, 在用户侧引入市场激励机制, 鼓励电力用户改善用电特性, 消峰填谷, 从机制上鼓励用户自觉实现节能减排。

电力市场建设要服务于国家宏观产业政策, 否则将失去电力市场建设的目的和意义。因此, 加快电力市场建设, 要在节能减排上寻求新的突破, 要想实现长期稳定推进电力行业节能减排工作, 就必须将节能调度手段与电力市场的建设相结合, 不断完善市场机制作为节能减排的基本手段, 以更好地服务于国家宏观产业政策。

参考文献

[1]薛鹏.节能减排的一个宏观解析[J].财经问题研究, 2008 (9) :19～23.

[2]米建华.电力行业:节能减排在行动[J].中国电力企业管理, 2007 (8) :16～17.