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方申报上限，剩余交易需求进入月度市场。3.年度电网代购交易，采用场内集中竞价方式组织。在交易闭市前，购方通过电力交易平台申报峰、平、谷、尖四个时段电量，按月分时段申报电量，其中 1 月、7 月
)电力公司、增量配电网经营主体等配售电公司均可参与。2.年度电网代购未成交部分电量、月度剩余电网代购需求进入月度电网代购交易。3.月度电网代购交易，采用场内集中竞价方式组织。交易组织时间为每月 14

、无功和黑启动等辅助服务交易。第五节市场主体参与方式第三十二条〔统调煤电机组〕统调燃煤机组通过报量报价方式，竞价参与市场申报出清，依据出清结果确定启停和出力，给予运行成本补偿。第三十三条〔统调燃气机组〕统
调燃气机组通过报量报价方式，竞价参与市场申报出清，依据出清结果确定启停和出力，给予运行成本补偿。其中同轴燃机通过全容量报价决定启停和出力；分轴燃机通过燃机容量报价决定启停和出力，汽机不参与报价，按照

(包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易)等多种方式灵活组织开展分时段交易，交易周期包含年度、季度(多月)、月度等。鼓励年度、季度(多月)分时段交易以双边协商为主，月度分时段交易以集中竞价为主，电网企业
连续开市。通过双边协商、集中交易(包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易)等方式确定送电价格、规模和分时曲线(或形成方式)，年度签约时需确定分月电量规模及曲线(或形成方式)，进一步拉大峰谷价差。对于跨省

（包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）等多种方式灵活组织开展分时段交易，交易周期包含年度、季度（多月）、月度等。鼓励年度、季度（多月）分时段交易以双边协商为主，月度分时段交易以集中竞价为主，电网企业
连续开市。通过双边协商、集中交易（包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）等方式确定送电价格、规模和分时曲线（或形成方式），年度签约时需确定分月电量规模及曲线（或形成方式），进一步拉大峰谷价差。对于跨省

开展电网代理购电。月度市场电量直接交易：采用集中竞价交易方式（具备条件后，可采用先开展集中竞价交易，后进行滚动撮合交易的方式），按月组织，标的物为电力用户次月外购电量。月度市场合同电量转让交易：包括发电合同

价格，除以其最近一个调用日的综合调频性能指标，得到其排序价格：式中，为AGC调频单元的原始报价。第26调频市场交易流程如下：（一）运行日（D）为执行调频辅助服务交易的自然日，竞价日（D-1）为运行日前一日
，遇有节假日可提前至节前最后一个工作日。（二）竞价日（D-1）9:00前，电力调度机构根据次日（多日）负荷预测、新能源出力预测、以及电网运行状态等因素发布次日（多日）调频容量需求，暂定为系统负荷预测

电力中长期交易。现货市场启动后，中长期交易与现货交易衔接等相关事宜另行规定。本规则所称的电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式
电力交易活动的总称。电力批发交易可采用双边协商、集中竞价、平台挂牌等方式进行，其中电力交易双方的供需信息应在电力交易平台上发布。（一）双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成

控机构按照电网结构指定的黑启动机组按水电机组（含抽蓄）每月1分/万千瓦，火电机组（含光热）每月2分/万千瓦，新能源场站（风电场、光伏电站）及新型储能电站每月2分/万千瓦，对并网主体的补偿最高不超过最高300分/月补偿。待条件具备后以市场竞价方式确定黑启动服务。

授权合同，由调度机构统一分解，并在竞价日现货市场申报前提供给相应的发电企业。2. 中长期与现货市场衔接采用“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的交易模式，中长期交易结果
不作为发电机组调度执行依据。竞价日前一天(D-2)17:00前，交易机构向各市场主体提供运行日的各类中长期交易分解曲线。四、日前市场交易(出清不结算)1. 组织方式日前电能量市场采用全电量申报

至2023年底；优先足额拨付公共可再生能源独立系统项目至2022年底；优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目、2020年起采取“以收定支”原则确定的符合拨款条件的新增项目至2022年底；对于
足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目、2020年起采取“以收定支”原则确定的符合拨款条件的新增项目至2022年底；对于国家确定的光伏“领跑者”项目和地方参照中央政策建设的村级光伏扶贫电站，优先