第二十条受端省电力调度部门(受端省调)职责：
(1)负责组织省内大用户、售电公司报价。
(2)负责根据省内消纳能力，代表电网企业参与跨区域现货交易报价，或者按照委托合同确定的购电报价策略参与跨区域现货交易报价。
(3)负责省内电网安全校核和合同签订。
(4)负责跨区域现货交易结果在用户侧的执行。
(5)负责向电力交易机构提供交易结果、执行情况等结算所需信息。
第二十一条市场主体在电力交易平台上注册后即可参与跨区域现货交易。已经完成注册的市场主体不需再为参与跨区域现货交易单独注册。
第二十二条已注册的市场主体，其注册信息变更、注销按照北京电力交易中心相关规定执行。
第二十三条市场主体资格注销后，停止其在跨区域现货交易中的所有交易活动。
第三章交易组织
第二十四条跨区域现货交易主要用于组织考虑省内消纳能力和可再生能源中长期交易之后的富余可再生能源外送交易。
第二十五条日前现货交易按日组织，每个工作日组织次日96个时段(00:15～24:00，15分钟为一个时段)的日前交易。节假日前，根据节日期间调度计划工作需要，可集中组织节日期间的多日交易。
第二十六条日内现货交易按五个交易段(0:15-8：00、8:15-12：00、12:15-16：00、16:15-20：00、20:15-24：00)组织。
第二十七条可再生能源发电企业应根据弃水弃风弃光电能界定标准，根据其富余发电能力，直接在各省跨区域现货交易系统中报价。
第二十八条受端市场主体可直接向省调报价或直接在各省跨区域现货交易系统中报价。
第二十九条日前现货交易买方、卖方分别申报每一时段(15分钟)的“电力-电价”曲线，申报电价的最小单位是10元/兆瓦时，电力的最小单位是1兆瓦。卖方申报上网电价，买方申报落地电价。
第三十条日内现货交易买方、卖方提前一天申报次日日内交易报价，只申报价格，电力在日内申报，申报电价的最小单位是10元/兆瓦时，电力的最小单位是1兆瓦。市场初期日内交易可以不报价，采取日前出清电价，日内每一时段(15分钟为一个时段)的交易电价为对应时段的日前交易出清电价，若无对应日前交易出清电价，则采用距该时段最近的前侧时段日前交易出清电价。日内现货交易买方、卖方在日内仅申报交易意向电力。
第三十一条按照最优交易路径(输电费用最低)确定唯一的输电电价。
第三十二条买方按照交易路径承担输电电价和线损折价，输电电价和线损率按政府价格主管部门核定标准或备案标准执行。
第三十三条跨区域现货交易送端交易关口设在送端换流站换流变交流侧，受端交易关口设在受端换流站换流变交流侧。涉及省间交流联络线的现货交易关口与中长期交易关口设置保持一致。
第三十四条相关电网公司与发电企业的交易关口在双方产权分界点处。
第三十五条将买方申报的“电力-电价”曲线按照可能的最优交易路径、输电电价和通道线损率，分别折算到送端交易关口。
第三十六条跨区域现货交易采用考虑通道安全约束的集中竞价出清机制，按时段出清：
(1)按照高低匹配的方式，将卖方报价按照从低到高排序，将按照可能的交易路径折算到送端的买方报价按照从高到低的顺序排序，报价最低的卖方和报价最高的买方优先成交，按照买卖双方报价价差递减的原则依次出清。存在价差相同的多个交易对时，买卖方的成交电力按照交易申报电力比例进行分配。
(2)达成的交易从买卖双方申报交易量中扣除，剩余的买方申报量再按可能的交易路径将“电力-电价”折算到送端，与卖方剩余申报量进行价差配对。
(3)若买卖双方之间的输电通道达到输电能力限值，视为相关买卖双方交易结束，与通道相对应的卖方、买方报价从报价序列中删除，但仍可以向其他区域市场主体买卖电。
(4)市场依次出清，直至买方或卖方申报电量全部成交，或买卖双方价差为负，或输电通道无可用空间，交易结束。每个送端省最后一笔成交电量买卖双方报价的平均值为系统边际电价，该省全部成交电量按照系统边际电价结算。
第三十七条送端省调根据预计划对可再生能源发电企业申报的发电能力进行安全校核，保证发电企业申报的交易电力意向满足电网安全约束。
第三十八条受端省调根据预计划对申报购电意向进行安全校核，保证联络线关口受入电力满足电网安全运行要求。
第三十九条市场出清过程中，闭环考虑跨区域通道的可用输电能力，市场出清结果满足跨区域通道的输送能力要求。
第四十条跨区域现货交易集中出清后，各级调度机构按照各自调管范围，对包含电力现货交易出清结果的日前、日内发电计划进行安全校核，并形成正式交易结果。
第四章日前现货交易组织流程
第四十一条工作日09:30前，国家电力调度控制中心根据跨区域通道年度、月度交易电力曲线，制定下发跨区域通道次日96点预计划。
第四十二条工作日10:00前，各调控分中心根据跨区域日前预计划曲线、省间年度、月度交易电力曲线，以及直调电源发电电力曲线，制定下发省间联络线关口次日96点预计划。
第四十三条工作日10:00前，可再生能源发电企业向送端省调申报次日96点发电能力。
第四十四条工作日10:30前，送端省调根据次日系统负荷预测、可再生能源发电能力预测、省间联络线计划等信息，按照发电计划编制规则和可再生能源富余电量界定标准，兼顾电力平衡、保障供热和可再生能源消纳需求，合理安排火电机组开机方式，编制下发网内机组日前预计划，确定可再生能源发电企业次日参与跨省区日前电量交易的电力曲线。
第四十五条工作日11:00前，相应调度机构发布以下信息：
(1)次日可能的交易路径;
(2)次日跨区域、跨省通道可用输电能力;
(3)次日各省的负荷预测值。
第四十六条工作日11:30前，送端省调组织省内可再生能源发电企业完成日前现货交易报价。省调对电厂报价进行合理性校验和初步安全校核，确保发电企业申报的外送电量需求满足省
内电网安全约束，整合成全省可再生能源外送总报价曲线，提交至国家电力调度控制中心。
第四十七条工作日11:30前，受端省调申报“电力-电价”购电曲线，并对申报购电电量进行合理性校验和初步安全校核，保证电网能够安全可靠受入。
第四十八条工作日12:00前，相关调控分中心对申报购售电电量进行区域内主网初步安全校核，保证电网能够承载申报的电能交易。
第四十九条工作日14:00前，国家电力调度控制中心组织跨区域现货交易集中出清，形成考虑通道安全约束和交易品种的联合出清结果，将出清结果纳入跨区域通道日前计划，下发相应调度机构。
第五十条工作日15:00前，国调下发跨区域通道日前计划，各调控分中心编制省间联络线计划，经安全校核后下发各省调。
第五十一条工作日16:00前，送端省调接受上级调度机构日前计划和跨省区日前现货交易出清结果编制电厂次日发电计划并下发执行。
第五十二条工作日16:00前，受端省调根据上级调度机构下发的联络线关口计划，将跨省区日前现货交易成交电力曲线纳入省内平衡，编制省内机组发电计划，经安全校核后下发执行。
第五十三条工作日16:30前，各级调度中心根据规定要求，公布交易出清结果。
第五章日内现货交易组织流程
第六章第五十四条相应调度机构应发布并及时更新以下信息：
(1)跨区域通道可用输电能力;
(2)区域内跨省等重要通道可用输电能力;
(3)受端省可再生能源接纳能力。
(4)安全校核的结果及其原因。
第五十五条T-60分钟前(交易时段起始时刻为T，下同)，送端省调根据省内可再生能源发电企业申报，商相关调控分中心后向国调申报交易时段内的交易意愿电力曲线，包括电力、时段、送出跨区域通道等，进行合理性校验和初步安全校核，保证电网能够安全可靠送出。受端省调申报相应跨区域通道交易时段内的交易意愿电力曲线，包括电力、时段等，进行合理性校验和初步安全校核，保证电网能够安全可靠受入。
第五十六条T-30分钟前，国家电力调度控制中心组织日内交易集中出清，形成考虑通道安全约束和交易品种的联合出清结果，交易结果纳入跨区域通道计划下发。
第五十七条T-15分钟前，各调控分中心根据跨区域通道交易结果，经安全校核后形成省间联络线关口计划下发。
第五十八条T时刻之前，送端省调根据跨省区日内调整交易结果，修改发电计划并下发;受端省调根据省间联络线关口计划，相应调整省内机组发电计划并下发。
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