第201条 参与实时电量交易的机组申报如下数据：
1、参加下一日实时交易的升出力报价曲线。按机组申报一条单调非减曲线。可以报1～10个出力增量（单位为万千瓦，取整数位），对应出力增量的电量价格（单位为元/万千瓦时，取整数位）。
2、参加下一日实时交易的降出力报价曲线。按机组申报一条单调非减曲线。可以报1～10个出力减量（单位为万千瓦，取整数位），对应出力减量的电量价格（单位为元/万千瓦时，取整数位）。
第202条 机组申报的升出力报价曲线的含义是机组在日前电量交易后确定的预调度计划的基础上，升相应出力对应的增发电量的电量价格。报价为正时，表示电网公司应向机组支付增发电量电费；当报价为负时，表示机组同意向电网公司支付费用以提高出力。
第203条 机组申报的降出力报价曲线的含义是机组在日前电量交易后确定的预调度计划的基础上，降相应出力对应的减发电量的补偿价格。报价为正时，表示电网公司向机组提供减发电量的补偿；报价为负时，表示机组同意向电网公司支付费用以降低出力。
3.2.2.3 实时竞价
第204条 当东北电力调度交易中心预测到未来半小时到数小时实际负荷高于预测负荷，或者出现机组非计划停运，需要组织机组增加出力时，组织实时竞价。
第205条 根据各机组的升出力申报价格曲线，按时段制定实时竞价的交易计划。
第206条 机组在实时竞价中的中标价格是该时段最后一台中标机组的中标出力在升出力报价曲线上对应的价格。
3.2.2.4 过发电管理
第207条 当东北电力调度交易中心预测到未来半小时到数小时实际负荷低于预测负荷，需要组织机组降低出力时，组织过发电管理。
第208条 根据各机组的降出力申报价格曲线，按时段制定过发电管理的交易计划。
第209条 机组在过发电管理中的中标价格是该时段最后一台中标机组的中标出力在降出力报价曲线上对应的价格。
3.2.2.5 阻塞管理
第210条 当东北电力调度交易中心预测到未来半小时到数小时将出现输电走廊阻塞时，组织阻塞管理。
第211条 在输电走廊受阻的送电端，组织过发电管理；在受电端，组织实时竞价。
3.2.2.6 实时电量交易的交易计划
第212条 进行实时电量交易时，以调整费用最低为目标，同时考虑安全约束条件。
第213条 为保证系统稳定，进行实时电量交易时可适当牺牲经济性，使调整量小、调整速度快。
第214条 在进行实时电量交易时应考虑网损修正。
3.2.2.7 实时电量交易结果发布
第215条 实时电量交易结果发布如下信息：
1、出现负荷预测误差时，发布各个时段的不平衡负荷；
2、出现线路阻塞时，发布阻塞线路的额定传输容量和实际传输容量，受阻的电量；
3、出清价格；
4、各电厂各机组中标的电量、电价。
3.2.2.8 实时交易计划的执行
第216条 根据实时电量交易制定的交易计划，修正各个机组的日前调度计划。
第217条 参与实时电量交易的机组在实时电量交易中各个时段的中标出力为该时段的平均上网出力调整量，由区域电力市场技术支持系统分解为5分钟一点，并根据各电厂上一年的平均厂用电率折算成发电调度曲线调整量，叠加到日前制定的发电调度曲线上，发布给有关电厂，各电厂按照调整后的调度曲线发电。
第218条 当通过实时电量交易不足以平衡系统中的未平衡负荷时，东北电力调度交易中心可直接调度任何有剩余发电能力的并网运行机组。
第4章 计量、结算与违约补偿
4.1 计量
第219条 参加竞价的发电公司（厂）上网关口计量点设在发电公司（厂）出线侧，对计量需明确到机组的，可采用在主变高压侧增设辅助计量装置，对出线侧计量数据进行分摊的方式解决。
第220条 关口电量以东北电网电能量计费系统采集数据为准。
第221条 所有关口按有功、无功、分时、双向设置关口表，原则上要求关口表精度为0.2级及以上，并实现远传功能。
第222条 关口计量点电量以15分钟为一个时段。
第223条 市场主体有义务和职责根据市场运行的需要，设计、安装、调试、改造和维护计量装置，并由具备国家技术监督部门授权校核计量装置的资质的单位负责定期校核，从而保证计量数据的准确、可靠。
4.2 违约补偿
第224条 各竞价机组发电运行应按发电调度曲线执行，当偏离调度曲线幅度较大时，应交纳违约补偿金。
第225条 东北电力调度交易中心和各省调度机构将按调度管辖范围对竞价机组进行违约补偿计算。
第226条 对于不参与AGC调频辅助服务的竞价机组，以东北电力调度交易中心和各省调下达的每5分钟一点的调度曲线为基准（当值调度员修改调度曲线时，按修改后的曲线为准），对各机组实际执行曲线的偏差量进行违约补偿计算。
第227条 违约补偿计算比较各机组5分钟时段内发电机出口电力监视点采集电力的积分量与该机组的发电调度计划，若偏差绝对值大于5%，则计算超过部分。当机组的电力积分量比发电调度计划大于正5%时，超出部分的电量为正偏差发电量；低于5%时，少发部分的电量为负偏差发电量。市场运营一年后，偏差电量按±3%计算。
第228条 将机组各时段的正、负偏差发电量用本厂的上年平均厂用电率进行折算，得出该机组各时段的正、负偏差上网电量。
第229条 应根据不同季节的负荷特性，分别确定不同季节的尖峰、低谷和腰荷时段划分，由东北电力监管机构批准后发布，各电厂的正、负偏差电量按照尖峰、低谷和腰荷分别累计。
第230条 被指定向电网提供AGC调频辅助服务的机组，在正常实施AGC调频运行时，免违约考核。
第231条 当某台并网运行机组发生事故或临检与电网解列时，6小时内可以恢复并网运行的，按其实际偏离调度计划的情况，进行上网电量偏差违约补偿；如果在6小时之内不能恢复并网运行的，只补偿6小时的上网电量偏差，临时指定开机运行的机组发生的电量，视为其本身的年合同电量。临时开机的机组原则上至少连续运行5天。
第232条 无论购入发电权的机组是否履行发电权转让交易合同，出售发电权的发电公司（厂）都不必为之承担违约责任。
第233条 每个工作日10：00前，发布各电厂上一日（遇节假日，包括节假日和节假日前一个工作日）的违约补偿结果，各电厂对违约补偿结果有异议的，可在违约补偿结果发布24小时之内向发布单位提出。
4.3 结算
4.3.1 电量结算
第234条 市场运营初期对各电厂的结算按月进行，东北电力调度交易中心每月3日（遇节假日延至节假日后第一个工作日）9：00前，汇总辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司的违约补偿计算结果和辅助服务补偿情况，统一发布对各电厂的预电量结算信息。预电量结算信息包括以下内容：
1、结算电量类型；
