12月11日，华东能监局发布关于公开征求《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》意见的公告，其中提到，华东电力调峰辅助服务市场包括富余新能源调剂交易和电力调峰交易。
修订稿中明确市场成员包括各类发电企业、电网企业、电力调度机构、电力交易机构、新型储能、可调节负荷。同时规定，参加市场的新型储能和可调节负荷主体应为接入10千伏及以上电压等级，并且新型储能和可调节负荷主体独立参与或以聚合方式参与市场可提供的单次调节容量应不小于2.5MWh，最大调节功率应不小于5MW，调节可持续时间2小时及以上。
修订稿提到，新型储能参与华东调峰市场是指处在充电状态的新型储能在省(市)电网出现预测调峰资源不能满足电网运行需求时，增加充电而提供的调峰辅助服务。修订稿提到，华东调峰市场执行日清月结，优先结算。
跨省输电费(包括买方省(市)电网企业输电费和华东分部省间输电费)由卖方电网企业、卖方发电企业、新型储能、可调节负荷承担。其中，新型储能卖出调峰辅助服务费用结算=出清中标充电电量×出清电价，由卖出调峰辅助服务新型储能向所在省电网企业支付。
费用分摊中明确，发电企业、新型储能电站分摊费用=分摊电量×上网电价或落地电价-(调峰出清电价-华东电量输电价-购买调峰辅助服务省电网企业输电价(含损耗)))。
发电企业、新型储能电站的分摊电量=该省在调峰交易成交的外送电量×分摊比例。本规则自发布之日起实施，有效期3年。
原文如下
关于公开征求《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》意见的公告
为贯彻落实国家文件要求，结合华东电力调峰辅助服务市场运行情况，我局对《华东电力调峰辅助服务市场运营规则》(华东监能市场〔2022〕7号)进行了修订，形成《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》，现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议。此次征求意见的时间为2023年12月11日至2024年1月10日。相关意见建议请通过电子邮件或传真等形式反馈。
华东电网备用辅助服务市场运营规则
第一章 总则
第一条 为保障华东电网安全稳定运行，建立市场化备用辅助服务跨省调剂机制，充分发挥市场在资源配置中的决
定性作用，提升华东电网电力安全保障能力，制定本规则。第二条 本规则依据《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》(国务院令第 432 号)、《国家能源局关于印发〈完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案〉的通知》(国能发监管〔2017〕67 号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43 号)以及国家相关法律、法规制定。
第三条 华东电网备用辅助服务市场(以下简称华东备用市场，本规则指正备用辅助服务，负备用辅助服务按照《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》执行)通过市场化方式实现备用辅助服务跨省调剂。省(市)电网在省(市)内备用辅助服务无法满足电网运行需求时，通过华东备用市场购买省(市)外备用辅助服务。
第四条 华东备用市场坚持市场化导向，坚持“公开、公平、公正”原则，确保市场运作规范透明。
第五条 国家电网华东电力调控分中心(以下简称华东分中心)负责华东备用市场的日常运行。
第六条 华东备用市场包括日前备用辅助服务市场(以下简称日前备用市场)和日内备用辅助服务市场(以下简称日内备用市场)。
在省(市)电网出现日前预测备用容量不能满足要求时(华东电网相关备用管理规定另行制定)，启动日前备用市场。在省(市)电网出现日内预测备用容量不能满足要求时，启动日内备用市场。
第七条 华东备用市场与华东电力调峰辅助服务市场有序衔接。日前备用市场出清后，在省(市)电网出现日前预测调峰容量不能满足要求时，启动华东电力调峰辅助服务市场。
第八条 华东备用市场与各省(市)电力市场有序衔接。发电机组中标结果纳入省(市)电网省间联络线计划执行。已开展现货市场地区，中标结果按照该省(市)现货市场规则执行。未开展现货市场地区，中标结果作为该省(市)电力调度机构安排发电机组运行依据。
第二章 市场成员管理
第九条 市场主体范围
(一)买方：备用容量不足的省(市)电网企业。
(二)卖方：省级及以上电力调度机构调度管辖且所处电网备用容量富足的发电机组或者电化学储能电站(以下统称为发电机组)。市场起步初期，包括 30 万千瓦及以上燃煤机组，30 万千瓦及以上燃气机组，单机大于 5 万千瓦、具备月调节能力及以上性能的水电机组(具备日调节能力水电机组需经相应电力调度机构同意)，市场化运行、不再执行政府定价的抽水蓄能机组，电化学储能电站;不包括自备电厂机组和电网内部保留电厂机组。随着市场逐步成熟，适时扩大至核电、风电、光伏等其它发电主体。
(三)输电方：相关电网企业。
第十条 发电企业和电化学储能企业(以下统称发电企业)职责
(一)负责建设、运行和维护华东备用市场电厂侧报价终端。
(二)负责所辖发电机组市场信息注册和运营信息申报，并对信息进行合理性、准确性校验。
(三)严格执行市场出清结果。
(四)法律法规规定的其他职责。
第十一条 电网企业职责
(一)为市场主体提供公平的电网接入服务和输配电服务。
(二)国家电网有限公司华东分部(以下简称华东分部)负责分别与卖方所在电网企业和买方电网企业结算。
(三)华东分部及省(市)电网企业按照现行结算关系负责与中标机组所在发电企业结算。
(四)根据省(市)电网运行实际情况，将备用辅助服务相关费用分摊或返还至相关主体。
(五)法律法规规定的其他职责。
第十二条 华东分中心职责
(一)作为市场运营机构，负责按市场规则运营华东备用市场。
(二)负责建设、运行和维护华东备用市场技术支持系统。
(三)负责考核调度管辖范围(以下简称调管范围)内中标机组的执行情况。
(四)负责调管范围内电网安全校核。
(五)负责披露和提供相关信息。
(六)法律法规规定的其他职责。
第十三条 省(市)电力调度机构职责
(一)负责配合华东分中心运营华东备用市场。
(二)负责建设、运行和维护华东备用市场省(市)侧配套技术支持系统。
(三)负责市场运营信息的申报，并对信息进行合理性、准确性校验。
(四)负责日前、日内发用电平衡预测，在预测备用容量不足时提前申报备用购买需求，并进行需求合理性和安全性校验，保证申报的备用购买需求容量在满足本省(市)电网安全约束的前提下能够可靠受入。
(五)考核调管范围内中标机组执行情况。
(六)负责调管范围内电网安全校核，在保障本省(市)电网安全应急能力的前提下，保证调管范围内机组中标容量在满足本省(市)相关约束的前提下能够可靠送出。
(七)负责披露和提供相关信息。
(八)法律法规规定的其他职责。
第三章 信息申报
第十四条 发电企业应在市场注册时为所辖机组申报铭牌出力、最小技术出力、变负荷速率等注册信息。电化学储能企业应在市场注册时申报最大充、放电功率以及时间。
第十五条 发电机组日前应申报信息
(一)燃煤与燃气机组按照铭牌出力的 [0%，50%)、[50%-85%)、[85%，100%]分 3 档申报日前、次日日内备用辅助服务容量报价 96 点(00:15～24:00，15 分钟为一个点，下同)曲线。水电机组(含抽水蓄能机组)和电化学储能电站按铭牌出力报价。申报电价(含税，下同)包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。申报电价的最小单位为 1 元/千千瓦时，分档报价时须按照价格非递减方式逐档申报。
(二)次日 96 点发电机组自身受阻容量信息。发电机组自身受阻容量为发电机组上调空间中因发电企业自身原因造成在实际运行中不能被调出的容量。
第十六条 发电机组自身受阻容量信息如有变化，应在15 分钟内更新。市场出清后的信息更新不影响市场已出清结果。
第十七条 省(市)电力调度机构日前应申报信息
(一)日前备用市场买方报价。
(二)次日 96 点买方日前备用辅助服务需求容量。
(三)次日日内备用市场买方报价。
(四)次日 96 点调度口径预测负荷、次日 96 点调度口径最大可调容量。
(五)次日 96 点可参与市场机组(预)组合、次日 96点本网可参与市场机组(预)计划、次日 96 点本网可参与市场机组非机组原因受阻容量以及次日 96 点本网可参与市场机组预留备用容量。
第十八条 省(市)电力调度机构日内运行方式如有变化，应在 15 分钟内根据实际情况更新包括可参与市场机组组合、本网可参与市场机组非机组原因受阻容量和本网可参与市场机组预留备用容量在内的市场运营相关信息。市场出清后的信息更新不影响市场已出清结果。
第十九条 华东分中心日前应申报的信息
(一)华东分中心调管范围内机组(以下简称华东调管机组)次日 96 点调度口径最大可调容量。
(二)次日 96 点可参与市场机组(预)组合、次日 96点本网可参与市场机组(预)计划、次日 96 点本网可参与市场机组非机组原因受阻容量以及次日 96 点本网可参与市场机组预留备用容量。
第二十条 华东分中心日内根据运行方式变化情况，应在 15 分钟内更新包括可参与市场机组组合、本网可参与市场机组非机组原因受阻容量和本网可参与市场机组预留备用容量在内的市场运营相关信息。市场出清后的信息更新不影响市场已出清结果。
第二十一条 电力调度机构申报的信息口径
(一)调度口径最大可调容量：县级及以上调度机构调管范围内的发电机组在实际运行中所能提供的不受电网稳定限额约束，且能至少持续 1 小时的发电功率，即调度口径装机容量扣除检修容量、调停容量、各类受阻容量以后的容量。
(二)可参与市场机组：未安排检修或调停的符合市场主体条件的发电机组。
(三)非机组原因受阻容量：机组上调空间中因电网安全约束、防汛、灌溉、通航等原因在实际运行中不能被调出的容量。
(四)本网可参与市场机组预留备用容量：本网可参与市场机组剩余上调空间内为本网留取的备用容量。
第四章 日前市场准备
第二十二条 日前备用市场开市前，省(市)电力调度机构根据次日 96 点本网备用容量富余情况选择作为买方或卖方。
(一)若某时段省(市)电力调度机构选择作为卖方，则其调管范围内可参与市场机组作为日前备用市场中该时段的卖方主体。
(二)若某时段省(市)电力调度机构选择作为买方，该省(市)电网作为日前备用市场中该时段的买方主体，其调管范围内机组不可作为日前备用市场中该时段的卖方主体。
(三)华东调管机组中可参与市场机组经华东分中心许可后可作为日前备用市场卖方主体。
第二十三条 各电网应预留的备用容量根据华东电网相关备用管理规定确定。
省(市)电网次日备用容量裕度参考值=省(市)调度口径最大可调容量+省(市)联络线(预)计划 – 省(市)调度口径预测负荷华东调管范围次日备用容量裕度参考值=Σ(华东调管机组调度口径最大可调容量-华东调管机组(预)计划)
第二十四条 当某时段省(市)电网次日备用容量裕度参考值小于该省(市)电网次日应预留旋转备用容量时，原则上该省(市)电力调度机构不可选择作为该时段的卖方。若该省(市)电力调度机构选择作为卖方，应事后向相应能源监管机构说明原因。
当某时段华东调管范围次日备用容量裕度参考值大于华东调管范围次日应预留旋转备用容量时，华东调管机组可以作为日前备用市场中该时段的卖方主体。
第二十五条 为防止买方购入过多备用容量，日前备用需求容量设置申报上限如下：
省(市)电网次日备用容量裕度参考值与该省(市)日前拟购入备用容量之和不大于该省(市)次日应预留的旋转备用容量份额的一定倍数。市场起步初期该倍数取 1.5，后续视情况由华东分中心调整，并将调整情况报送国家能源局华东监管局。若省(市)电力调度机构需要超过上限购买备用容量，应事后向相应能源监管机构说明原因。
第二十六条 卖方机组进入日前备用市场的可用上调空间计算公式卖方机组进入日前备用市场的可用上调空间=铭牌出力- 机组自身受阻容量-非机组原因受阻容量-本网预留备用容量-机组预计划出力
第二十七条 次日同一时段，日前备用市场的买方主体不可作为华东电力调峰辅助服务市场的买方主体。在日前备用市场中标的卖方机组不可作为华东电力调峰辅助服务市场的卖方主体。
第五章 日前市场出清
第二十八条 日前备用市场采用分段边际电价出清，分96 点出清。
(一)卖方日前落地报价= 卖方报价+卖方省(市)电网企业输电价(含损耗)+华东分部电量输电价
(二)按卖方日前落地报价由低到高进行排序，形成卖方序列。
(三)根据买方报价对卖方序列进行分段。
(四)以卖方日前落地报价不超过各买方报价为前提，按各买方需求容量比例分配该段内的卖方备用容量。
(五)每段边际出清电价为各段内最后中标的一档机组容量卖方日前落地报价。卖方落地报价相同，按照水电机组、电化学储能电站、燃气机组、超低排放大容量燃煤机组、超低排放小容量燃煤机组、未超低排放大容量燃煤机组、未超低排放小容量燃煤机组顺序确定最后中标的一档机组。报价和优先级相同的机组，中标结果按申报电力比例分配。
(六)如有卖方机组因电网安全条件、机组变负荷速率等约束不能成交的，由排序在后的发电机组递补。
第六章 日前市场组织流程
第二十九条 每个工作日组织次日 96 点的日前市场交易。法定公休日与节假日前，可集中组织公休日和节假日的多日交易。
第三十条 工作日 11:30 前，发电企业完成机组日前备用容量报价与日内备用容量报价，并申报发电机组自身受阻容量信息。
第三十一条 工作日 11:30 前，省(市)电力调度机构完成包括次日调度口径预测负荷、次日调度口径最大可调容量、次日可参与市场机组预组合、次日本网可参与市场机组预计划、次日本网可参与市场机组非机组原因受阻容量、次日本网可参与市场机组预留备用容量、日前备用市场买方报价、日内备用市场买方报价在内的市场运营相关信息申报。华东分中心完成包括华东调管机组次日调度口径最大可调容量、次日可参与市场机组预组合、次日本网可参与市场机组预计划、次日本网可参与市场机组非机组原因受阻容量、次日本网可参与市场机组预留备用容量在内的市场运营相关信息申报。
第三十二条 工作日 12:00 前，华东分中心接收国家电力调度控制中心(简称国调中心，下同)下发的正式跨区直流联络线送电计划，完成次日检修计划审批，将相关断面限额录入安全校核系统。
若华东分中心未在 12:00 前收到正式跨区直流联络线送电计划，后续流程相应顺延，由华东分中心在华东备用市场技术支持系统中向市场主体发布相关信息。
第三十三条 工作日 13:00 前，华东分中心根据国调中心下发的正式跨区直流联络线计划，编制省间联络线计划，计算省(市)电网次日备用容量裕度参考值，下发至各省(市)电力调度机构。
第三十四条 工作日 13:15 前，省(市)电力调度机构根据本网次日备用容量情况选择作为买方或者卖方，申报买方日前备用辅助服务需求容量。省(市)电力调度机构及华东分中心确认本网买方日前备用需求容量或调管范围内卖方机组可用上调空间在满足本省(市)相关约束的前提下能够可靠受入或送出。日前备用市场开市，华东分中心在华东备用市场技术支持系统中发布买方日前备用需求容量与卖方机组可用上调空间。
第三十五条 工作日 13：30 前，省(市)电力调度机构可修改日前备用市场买方报价，发电企业可修改日前备用容量报价。
第三十六条 工作日 14:15 前，日前备用市场出清，华东分中心将出清结果纳入省间联络线日前计划。
第三十七条 工作日 14:30 前，华东分中心下发省间联络线日前计划至各省(市)电力调度机构。华东分中心在华东备用市场技术支持系统中发布日前备用市场出清结果。
第七章 日内市场准备
第三十八条 日前备用市场结束后，进入日内备用市场隔夜准备阶段。隔夜准备阶段形成次日全网日内可用上调组序列与次日日内备用价格指数。
(一)全网日内可用上调机组序列：进入可参与市场机组组合的发电机组申报的各档容量扣除发电机组自身原因受阻容量、非机组原因受阻容量、计划出力、所在省(市)电力调度机构预留备用容量后，按卖方日内落地报价从低到高排序形成的机组档位容量序列。全网日内可用上调机组序列在日内备用市场隔夜准备阶段形成，并在日内运行方式变化时及时更新，日内市场出清后的信息更新不影响日内市场已出清结果。卖方日内落地报价= 日内华东备用市场卖方报价+卖方省
(市)电网企业输电价(含损耗)+华东分部电量输电价
(二)日内备用价格指数：指全网次日日内备用市场上调机组序列中满足次日全网备用测算需量的最后一档机组容量卖方日内落地报价，用于反映次日日内备用容量供需紧张程度。
(三)全网备用测算需量：华东分中心下发的本月电力生产及检修计划文件中各省(市)电网旋转备用容量最大值与最小值之和，同时不超过全网日内上调机组序列容量总和。
第三十九条 日内备用市场按固定市场周期组织。日内市场全天分为 12 个固定市场周期，每个市场周期时长为 2 小时，即 00:15～2:00 为第一个市场周期，以此类推。每个市场周期起始时刻记为 T 时刻，每个市场周期终止时刻记为 T+120 分钟时刻。
第四十条 日内备用市场开市前，由省(市)电力调度机构根据各时段本网备用富余情况选择作为买方或卖方。若某时段省(市)电力调度机构选择作为买方，该省(市)电网作为日内备用市场中该时段的买方主体，其调管范围内机组不可作为日内华东备用市场中该时段的卖方主体。若某时段省(市)电力调度机构选择作为卖方，则其调管范围内可参与市场机组作为日内备用市场中该时段的卖方主体。华东调管机组中可参与市场机组经华东分中心许可后可作为日内备用市场卖方主体。
第八章 日内市场出清
第四十一条 日内备用市场采用分段边际电价出清，出清T 时刻到 T+120 分钟时刻交易结果。
(一)根据各买方日内备用市场买方报价对全网日内可用上调机组序列分段。
(二)以卖方日内落地报价不超过各买方日内报价为前提，按各买方备用需求容量比例分配该段内的日内可用上调机组序列容量。
(三)每段边际出清电价为各段内最后中标的一档机组容量卖方日内落地报价。如机组卖方日内落地报价相同，采取与日前备用市场相同方式处理。
(四)如有卖方机组因电网安全条件、机组变负荷速率等约束不能成交的，由排序在后的发电机组递补。
第九章 日内市场组织流程
第四十二条 前一工作日 14:30 至 17:00 间，发电企业可对日内备用容量报价进行调整，日内不再报价。
第四十三条 前一工作日 17:00 前，省(市)电力调度机构完成经安全校核的次日调度口径最大可调容量、次日可参与市场机组组合、次日本网可参与市场机组计划、次日本网可参与市场机组非机组原因受阻容量、次日本网可参与市场机组预留备用容量信息申报，并对日内备用市场买方报价进行调整。
华东分中心完成经安全校核的华东调管机组次日调度口径最大可调容量、次日可参与市场机组组合、次日本网可参与市场机组计划、次日本网可参与市场机组非机组原因受阻容量、次日本网可参与市场机组预留备用容量信息申报。
第四十四条 前一工作日 19:00 前，华东分中心经过必要的合理性和安全性校验，形成次日全网日内可用上调机组序列。
第四十五条 前一工作日 19:30 前，华东分中心在华东备用市场技术支持系统中发布次日日内备用价格指数和全网次日日内可用上调机组序列。
第四十六条 T-60 分钟时刻前，华东分中心依据跨区直流联络线送电计划更新省间联络线计划。
第四十七条 T-45 分钟时刻前，华东分中心将省间联络线计划下发至各省(市)电力调度机构。省(市)电力调度机构选择作为 T 时刻到 T+120 分钟时刻各时段的买方或者卖方。买方省(市)电力调度机构在满足本省(市)电网安全约束的前提下申报能够可靠受入的买方日内备用需求容量。卖方省(市)电力调度机构及华东分中心确认调管范围内机组在全网日内可用上调机组序列中的可售容量在满足本省(市)相关约束的前提下能够可靠送出。日内备用市场开市。
第四十八条 T-30 分钟时刻前，日内备用市场出清，华东分中心将出清结果纳入省间联络线计划口子，并下发至各省(市)电力调度机构。华东分中心在华东备用市场技术支持系统中发布日内备用市场结果。
第十章 执行与考核
第四十九条 华东分中心与省(市)电力调度机构依据调管范围内所有机组中标结果统一安排日前、日内备用市场出清结果的执行。
第五十条 卖方机组在华东备用市场中的中标电量不占用机组年度发电量计划额度。
第五十一条 当中标机组执行出清结果出现偏差时，由电力调度机构优先安排调管范围内其它机组承担偏差部分。
第五十二条 卖方机组未能执行中标电量，产生卖方机组执行偏差费用。执行偏差费用的计算、收取由各省(市)电网企业优先按已有现货市场规则或本省(市)相关规定执行。省(市)电网企业可根据省(市)电网运行实际情况另行制定相应结算办法并报相应能源监管机构批准，也可按以下方式执行。
(一) 已启动省级电力现货市场的地区，卖方机组执行偏差费用如下：卖方机组执行偏差费用=Σ(本省(市)现货市场价格×各段卖方机组未执行中标电量)-Σ[各段卖方机组未执行中标电量×(各段边际出清电价-卖方省(市)电网企业输电价(含损耗)-华东分部电量输电价)]执行偏差费用由产生偏差的发电企业与相应电网企业结算。
(二) 未启动省级电力现货市场的地区，卖方机组执行偏差费用如下：
卖方机组执行偏差费用=(本省(市)燃煤机组上网基准价(含脱硫、脱硝、除尘，不含超低排放，下同)+本省(市)燃煤机组超低排放电价)×Σ各段机组未执行中标电量-Σ[各段卖方机组未执行中标电量×(各段边际出清电价-卖方省(市)电网企业输电价(含损耗)-华东分部电量输电价)]执行偏差费用由产生偏差的发电企业与相应电网企业结算或由电力调度机构后续安排电量追补。
第十一章 结算与分摊
第五十三条 华东备用市场执行日清月结，优先结算。华东备用市场交易结算报表每月公示，经市场主体核对无异议后进行结算。
第五十四条 华东备用市场跨省输电费(包括卖方电网企业输电费和华东分部省间输电费，下同)由买方省(市)电网企业承担，按相关规定执行。
第五十五条 买方省(市)电网企业购买备用费用由买方省(市)电网企业向华东分部支付。
第五十六条 华东分部向卖方机组调度关系所在省(市)电网企业支付该省(市)调度管辖机组中标备用容量费用总和。卖方机组备用结算费用由卖方机组调度关系所在省(市)电网企业或华东分部与相关发电企业按现有结算流程结算。
第五十七条 华东备用市场相关费用计算方法
(一)买方省(市)电网企业购买备用费用(买方电网企业支付华东分部费用)=Σ本网所购各段出清电量×各段边际出清电价
(二)机组中标备用容量费用(华东分部支付卖方机组调度关系所在省(市)电网企业费用)=Σ[各段机组出清中标电量×(各段边际出清电价-华东分部电量输电价)]
(三)卖方机组备用结算费用(卖方机组调度关系所在地电网企业支付发电企业费用)=Σ[各段机组已执行中标电量×(各段边际出清电价-卖方省(市)电网企业输电价(含损耗)-华东分部电量输电价)]
第五十八条 省(市)电网企业因购买备用辅助服务产生的买方盈亏费用的计算、分摊、返还，由各省(市)电网企业优先按已有现货市场规则或本省(市)相关规定执行，已具备向用户侧疏导条件的，按规定向相关用户疏导。省(市)电网企业可根据省(市)电网运行实际情况另行制定相应结算办法并报相应能源监管机构批准，也可按以下方式执行。
(一)买方盈亏费用=Σ本网所购各段出清电量×当月月度电网企业代理购电价格(市场化部分)-买方省(市)电网企业购买备用费用。电网企业代理购电价格(市场化部分)仅指电网企业通过市场化方式在省(市)内向统调发电机组购电的价格。
(二)买方盈亏费用月度统计后纳入省(市)电网“两个细则”进行结算。盈余费用减少“两个细则”辅助服务补偿分摊费用，亏损费用增加“两个细则”辅助服务补偿分摊费用。
第十二章 信息发布
第五十九条 华东备用市场信息分为每日信息、月度信息，内容包括备用需求、供应、市场出清、结算信息等，由运营机构在市场平台发布以上信息。每日信息在日前市场关市后发布，月度信息在每月第 10 个工作日前发布。
第六十条 备用需求信息：省(市)电力调度机构日前与前日日内备用购买需求，内容为日前备用需求容量与前日日内备用需求容量。
第六十一条 备用供应信息：日前、次日全网日内可用机组上调序列与次日日内备用价格指数。
第六十二条 华东备用市场出清信息：日前、前日日内华东备用市场出清结果信息，包含但不限于市场主体、中标时段、中标备用容量、出清价格等信息。
第六十三条 华东备用市场结算信息：结算信息内容应体现所有市场成员的备用需求和供应情况，包含但不限于市场主体、中标时段、中标备用容量、出清价格、输电价格等信息。
第十三章 市场监管与干预
第六十四条 国家能源局华东监管局对华东备用市场实施监管，可采取现场或非现场方式对规则执行情况开展检查，依法依规对市场主体和市场运营机构违反有关规定的行为进行处理。
第六十五条 发生以下情况时，市场运营机构可以进行市场干预，并将干预情况报送相应能源监管机构。
(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它违规情况导致市场秩序受到严重扰乱。
(二)华东备用市场平台发生故障，导致市场交易无法正常进行。
(三)因恶劣天气、节假日及其它不可抗力等原因造成负荷突变、电网运行方式发生重大变化，导致市场交易无法正常进行。
(四)国家能源局或国家能源局华东监管局作出暂停市场交易决定的。
(五)市场发生其他严重异常情况的。
第六十六条 市场干预的主要手段(包括但不限于)
(一)调整市场限价。
(二)调整市场准入和退出。
(三)暂停市场交易。
第六十七条 为保证市场健康发展，防止市场成员恶性竞争，保障电网安全稳定运行和发电企业利益，初期对日前、日内备用市场卖方报价设置限价：上限为 1000 元/千千瓦时(含税)，报价下限为 0 元/千千瓦时。
第六十八条 华东分中心、省(市)电力调度机构应将季度发生的备用交易情况等信息报送相应能源监管机构。相关省级政府部门有报送要求的，省(市)电力调度机构应同时将该信息抄送相关省级政府部门。
第六十九条 因备用辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的，市场成员可自行协商解决。协商无法达成一致时，提出争议方在争议发生次月内向相应能源监管机构提出书面申请。能源监管机构依法依规进行处理。
第十四章 附则
第七十条 本规则由国家能源局华东监管局负责解释。
第七十一条 本规则与国家政策、文件规定不符的，以上位文件为准。原有备用辅助服务相关规定与本规则不一致的，以本规则为准。
第七十二条 本规则有效期由 2023 年 12 月 17 日至 2028
年 12 月 16 日。
