《電力現貨市場基本規則（試行）》是由國家發展改革委、國家能源局印發的規則，於2023年9月印發。
基本介紹
- 中文名：電力現貨市場基本規則
- 頒布時間：2023年9月
- 發布單位：國家發展改革委、國家能源局
規則發布,檔案全文,答記者問,內容解讀,
規則發布
國家發展改革委 國家能源局關於印發
《電力現貨市場基本規則（試行）》的通知
發改能源規〔2023〕1217號
各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，天津市、遼寧省、上海市、重慶市、四川省、甘肅省經信委（經信廳、工信廳、經信局、工信局），國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家開發投資集團有限公司、中國核工業集團有限公司、中國廣核集團有限公司、華潤（集團）有限公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：
為加快推進電力市場建設，規範電力現貨市場的運營和管理，我們組織制定了《電力現貨市場基本規則（試行）》。現印發給你們，請遵照執行。
國家發展改革委
國 家 能 源 局
2023年9月7日
檔案全文
電力現貨市場基本規則（試行）
二〇二三年九月
第一章總則
第一條為規範電力現貨市場運營和管理，依法維護經營主體的合法權益，推進統一開放、競爭有序的電力市場體系建設，根據《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》《中共中央國務院關於加快建設全國統一大市場的意見》《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118 號）和有關法律、法規規定，制定本規則。
第二條本規則所稱電力現貨市場是指符合準入條件的經營主體開展日前、日內和實時電能量交易的市場。電力現貨市場通過競爭形成體現時空價值的市場出清價格，並配套開展調頻、備用等輔助服務交易。
所稱市場成員包括經營主體、電網企業和市場運營機構。經營
主體包括各類型發電企業、電力用戶（含電網企業代理購電用戶）、售電公司和新型經營主體（含分散式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等）；市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。
第三條本規則適用於採用集中式市場模式的省（區、市）/區
域現貨市場，以及省（區、市）/區域現貨市場與相關市場的銜接。採用分散式市場模式的省（區、市）/區域和省間電力現貨市場可探索制定相應市場規則。
第四條各省（區、市）/區域結合能源轉型需要和市場建設進程，及時制修訂電力現貨市場運營規則及其配套實施細則，並公開發布。規則制修訂應充分發揮電力市場管理委員會作用。第五條電力現貨市場信息披露工作應當按照國家有關規定執行，信息披露主體對其提供信息的真實性、準確性、完整性負責。
第二章總體要求
第一節建設目標和基本原則
第六條電力現貨市場建設的目標是形成體現時間和空間特性、反映市場供需變化的電能量價格信號，發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，提升電力系統調節能力，促進可再生能源消納，保障電力安全可靠供應，引導電力長期規劃和投資，促進電力系統向清潔低碳、安全高效轉型。
第七條電力現貨市場建設與運營應堅持安全可靠、綠色低碳、經濟高效、穩步協同、公開透明原則。
第二節建設路徑
第八條近期推進省間、省（區、市）/區域市場建設，以省間、
省（區、市）/區域市場“統一市場、協同運行”起步；逐步推動省間、省（區、市）/區域市場融合。
第九條電力現貨市場近期建設主要任務：
（一） 按照“統一市場、協同運行”的框架，構建省間、省（區、市）/區域現貨市場，建立健全日前、日內、實時市場。
（二） 加強中長期市場與現貨市場的銜接，明確中長期分時交易曲線和交易價格。
（三） 做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，加強現貨市場與調峰輔助服務市場融合，推動現貨市場與輔助服務市場聯合出清。
（四） 推動電力零售市場建設，暢通批發、零售市場價格傳導。（五）穩妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，與新能源保障性政策做好銜接；推動分散式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。
（六） 直接參與市場的電力用戶、售電公司、代理購電用戶等應平等參與現貨交易，公平承擔責任義務；推動代理購電用戶、居民和農業用戶的偏差電量分開核算，代理購電用戶偏差電量按照現貨價格結算，為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益（含偏差電費），由全體工商業用戶分攤或分享。
（七） 省間市場逐步引入其他經營主體，放開各類發電企業、用戶、售電公司等參與交易；兼顧送受端利益，加強省間市場與省
（區、市）/區域市場在經濟責任、價格形成機制等方面的動態銜接。
第十條電力現貨市場中遠期建設主要任務：
（一） 持續完善適應新型電力系統的電力市場機制，通過市場時空價格信號實現源網荷儲各環節靈活互動、高效銜接，促進保障電力供應安全充裕。
（二） 推動制定統一的市場準入退出、交易品種、交易時序、
交易執行結算等規則體系和技術標準，加強國家市場、省（區、市）
/區域電力市場間的相互耦合、有序銜接。
（三） 不斷推動各類經營主體平等參與市場，擴大新型經營主體參與交易範圍，形成平等競爭、自主選擇的市場環境。
第三節運行要求
第十一條 電力現貨市場應依序開展模擬試運行、結算試運行和正式運行，啟動相關試運行和正式運行前按各省（區、市）/區域電力現貨市場規則規定的程式開展相關市場運行工作。
第十二條 電力現貨市場模擬試運行的啟動條件和工作內容如下：
（一） 啟動模擬試運行時，至少應具備以下條件：模擬試運行工作方案及規則向經營主體徵求意見，並公開發布；技術支持系統功能符合要求，通過市場運營機構內部系統測試；市場運營人員和經營主體經過相關培訓，能夠準確理解規則，掌握技術支持系統使用方法；關鍵市場參數按照明確的原則確定。
（二） 模擬試運行工作內容至少應包括：組織經營主體參與現貨市場申報，檢驗技術支持系統功能，適時依據市場出清結果進行生產調度；根據模擬試運行情況對市場規則進行討論修改、對技術支持系統進行完善，對關鍵流程進行記錄備查；形成模擬試運行分析報告，並向市場成員公開；初步開展結算分析，測算對市場成員的影響。
第十三條 電力現貨市場結算試運行的啟動條件和工作內容如下：
（一） 啟動結算試運行時，至少應具備以下條件：結算試運行工作方案及規則向經營主體徵求意見，並公開發布；技術支持系統通過第三方校驗並向經營主體公開校驗報告，能夠連續多日按照規則出清並為形成調度計畫提供依據；市場運營機構和電網企業、發電企業、售電公司等市場成員的業務流程基本理順；關鍵市場參數
按照明確的原則確定；市場應急處置預案完備並經過演練。
（二） 結算試運行工作內容至少應包括：依據市場出清結果進行生產調度並結算；檢驗技術支持系統市場出清等有關功能；根據結算試運行情況對市場規則進行討論修改、對技術支持系統進行完善，對關鍵流程進行記錄備查；形成結算試運行分析報告，向市場成員公開。
第十四條 電力現貨市場正式運行的啟動條件和工作內容如下：
（一） 啟動正式運行時，至少應具備以下條件：現貨市場規則
體系健全；市場風險防控、信息披露、信用管理等制度體系已建立；技術支持系統定期開展第三方校驗並向經營主體公開校驗報告；市場成員具備符合條件的人員、場所，市場成員之間的業務銜接實現制度化、程式化。
（二） 正式運行工作內容至少應包括：按照規則連續不間斷運行現貨市場，保障技術支持系統正常運轉，依據市場出清結果進行調度生產並結算，依法依規進行信息披露、市場干預、爭議處理，實施市場監管和市場監測，具備開展現貨市場體系第三方校驗的條件。
第三章市場成員
第一節權利與義務
第十五條 發電企業的權利和義務主要包括：
（一） 按照規則參與電能量、輔助服務等交易，簽訂和履行電力交易契約，按規定參與電費結算，在規定時間內可對結算結果提出異議。
（二） 獲得公平的輸配電服務和電網接入服務。
（三） 簽訂並執行併網調度協定，服從電力調度機構統一調度，提供承諾的有效容量和輔助服務，提供電廠檢修計畫、實測參數、預測運行信息、緊急停機信息等。
（四） 依法依規提供相關市場信息，按照信息披露有關規定獲得市場交易、輸配電服務、信用評價、電力負荷、系統運行等相關信息，並承擔保密義務。
（五） 法律法規規定的其他權利和義務。
第十六條 電力用戶的權利和義務主要包括：
（一） 按照規則參與電能量和輔助服務交易，簽訂和履行電力交易契約，暫時無法直接參與市場的電力用戶按規定由電網企業代理購電，其中參與批發電能量交易的用戶，可以按照規則進行跨省跨區購電和省內購電。
（二） 獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、線損電費、系統運行費（含輔助服務費）、政府性基金及附加等。（三）依法依規提供相關市場信息，獲得電力交易和輸配電服務等相關信息，並承擔保密義務。
（四） 服從電力調度機構的統一調度，遵守電力需求側管理等相關規定，提供承諾的需求回響服務。
（五） 按規定支付電費，在規定時間內可對結算結果提出異議。
（六） 法律法規規定的其他權利和義務。
第十七條 售電公司的權利和義務主要包括：
（一） 按照規則參與跨省跨區、省內電能量交易和輔助服務交易，提供增值服務，與用戶簽訂零售契約，並履行契約規定的各項義務。
（二） 按照規則向電力交易機構提供代理零售用戶的交易契約及電力電量需求，獲得電力交易、輸配電服務和代理零售用戶歷史用電負荷（或典型用電負荷）等相關信息，承擔用戶信息保密義務。
（三） 獲得電網企業的電費結算服務。
（四） 具有配電網運營權的售電公司負責提供相應配電服務，按用戶委託提供代理購電服務。
（五） 法律法規規定的其他權利和義務。
第十八條 其他經營主體根據參與的市場交易類型，享受與上述經營主體同等的權利和義務，並需滿足參與現貨市場的技術條件。
第十九條 電網企業的權利和義務：
（一） 保障輸變電設備正常運行。
（二） 根據現貨市場價格信號反映的阻塞情況，加強電網建設。
（三） 為經營主體提供公平的輸電、配電服務和電網接入服務，提供報裝、計量、抄表、收付費等服務。
（四） 建設、運行、維護和管理電網相關配套系統，服從電力調度機構的統一調度。
（五） 依法依規提供相關市場信息，並承擔保密義務；向市場運營機構提供支撐現貨市場交易和市場服務所需的相關數據，保證數據互動的準確性和及時性。
（六） 收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金及附加等，按時完成電費結算。
（七） 保障居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電供應，執行現行目錄銷售電價政策；單獨預測居民、農業用戶的用電量規模及典型用電曲線。
（八） 向符合規定的工商業用戶提供代理購電服務。
（九） 法律法規規定的其他權利和義務。
第二十條 電力調度機構的權利和義務主要包括：
（一）組織電力現貨交易，負責安全校核、市場監測和風險防
控，按照調度規程實施電力調度，保障電網安全穩定運行。（二）合理安排電網運行方式，保障電力市場正常運行。
（三） 按規則建設、運行和維護電力現貨市場技術支持系統。
（四） 按照信息披露和報送等有關規定披露和提供電網運行的相關信息，提供支撐市場化交易以及市場服務所需的相關數據，按照國家網路安全有關規定與電力交易機構進行數據互動，承擔保密義務。
（五） 配合國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門開展市場分析和運營監控，履行相應市場風險防範職責，依法依規實施市場干預，並向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門報告，按照規則規定實施的市場干預予以免責。
（六） 法律法規規定的其他權利和義務。
第二十一條 電力交易機構的權利和義務主要包括：
（一） 向經營主體提供市場註冊、信息變更和退出等相關服務。
（二） 負責中長期交易組織及契約管理，負責現貨交易申報和信息發布。
（三） 提供電力交易結算依據及相關服務。
（四） 建設、運營和維護電力交易平台和相關配套系統。
（五） 按照國家信息安全與保密、電力市場信息披露和報送等有關規定披露和發布信息，承擔保密義務；提供信息發布平台，為經營主體信息發布提供便利，獲得市場成員提供的支撐現貨市場交易以及服務需求的數據等；制定信息披露標準格式，及時開放數據接口。
（六） 監測和分析市場運行情況，記錄經營主體違反交易規則、擾亂市場秩序等違規行為，向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門及時報告並配合相關調查，依法依規實施市場干預，防控市場風險。
（七） 法律法規規定的其他權利和義務。
第二節準入與退出
第二十二條 參加電力市場交易的經營主體應是具有法人資
格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體，其中發電企業應當依法依規取得電力業務許可證。內部核算的經營主體經法人單位授權，可申請參與電力市場交易。參與中長期交易的經營主體均可參與現貨市場。
第二十三條 準入電力市場的發電企業和電力用戶不允許退出。滿足下列情形之一的，可自願申請辦理退市手續：
（一） 經營主體宣告破產、退役，不再發電或用電。
（二） 因國家政策、電力市場規則發生重大調整，導致原有經營主體因自身原因無法繼續參加市場。
（三） 因電網網架結構調整，導致經營主體的發用電物理屬性無法滿足所在地區的市場準入條件。
（四） 售電公司退出條件按照國家有關售電公司準入與退出的管理規定執行。
第二十四條 經營主體發生以下情況時，電力交易機構依法依規強制其退出市場，並向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門備案。
（一） 因情況變化不再符合準入條件（包括依法被撤銷、解散，依法宣告破產、歇業，電力業務許可證被註銷等情況）。
（二） 隱瞞有關情況或者以提供虛假申請材料等方式違法違規進入市場，且拒不整改的。
（三） 嚴重違反市場交易規則，且拒不整改的。
（四） 企業違反信用承諾且拒不整改或信用評價降低為不適合繼續參與市場交易的。
（五） 因違反交易規則及市場管理規定等情形被暫停交易，且未在期限內完成整改的。
（六） 法律、法規規定的其他情形。
第二十五條 退出市場的經營主體應繳清市場化費用及欠費，
處理完畢尚未交割的成交電量。無正當理由退出市場的經營主體及其法定代表人三年內均不得申請市場準入。
第三節註冊、變更與註銷
第二十六條 符合電力市場準入條件的各類經營主體在電力交易機構完成市場註冊程式後，方可參與電力市場交易。各電力交易機構共享註冊信息。經營主體應當保證註冊提交材料的真實性、完整性，履行承諾、公示、註冊、備案等相關手續後，電力交易機構及時向社會發布經營主體註冊信息。
第二十七條 已完成市場註冊的經營主體，當市場註冊信息發生變更時，應當及時向電力交易機構提出變更申請，變更信息經公示無異議後，電力交易機構向社會重新發布相關經營主體註冊信息。
第二十八條 因故需要退出市場的經營主體，應及時向電力交易機構提出市場退出申請，履行或處理完成已成交契約有關事項，並由電力交易機構公示無異議後，方可註銷其市場註冊信息並退出市場。
第四章市場構成與價格
第一節市場構成
第二十九條 現貨市場一般包括日前市場、日內市場和實時市場。各省（區、市）/區域可根據實際情況選擇實際構成。
（一） 日前市場。市場運營機構按日組織日前市場，根據經營主體日前交易申報，在考慮電網運行和物理約束的前提下，滿足日前市場負荷需求和備用需求，以社會福利最大為目標，進行日前市場集中最佳化出清，形成日前出清結果。加快推動日前市場以市場化用戶申報曲線疊加非市場化用戶預測曲線為依據開展集中最佳化出清。如不開展日前市場，可選擇開展日前預出清，日前預出清結果不作為結算依據，僅向經營主體披露。
（二） 日內市場。市場運營機構在運行日，根據系統運行情況和最新預測信息，滾動最佳化快速啟停機組等靈活調節資源，以滿足系統平衡要求。
（三） 實時市場。實時市場中，市場運營機構在運行日根據經營主體申報，在機組組合基本確定的基礎上，考慮電網實際運行狀態和物理約束，滿足超短期負荷預測和備用需求，以社會福利最大為目標，進行實時市場出清，形成實時市場出清結果。
第三十條 可靠性機組組合是日前市場的重要環節。為滿足系統運行安全需要，可靠性機組組合根據發電側報價、可再生能源出
力預測、省間送受電計畫和系統負荷預測等，確定需要啟停的機組。
第二節價格機制
第三十一條 可根據電網結構和阻塞等情況，選擇節點邊際電價、分區邊際電價和系統邊際電價等機制。
（一） 節點邊際電價包含電能量分量和阻塞分量。對於電網阻塞程度較為嚴重、輸電能力受限的地區，宜採用節點邊際電價機制。
（二） 當電網存在輸電阻塞時，可按阻塞斷面將市場分成幾個不同的分區，並以各分區內邊際價格作為該分區電價。對於存在明顯阻塞斷面的地區，宜採用分區邊際電價機制。
（三） 現貨市場出清時，以市場內統一邊際價格作為系統電價的，可不區分節點或價區。
第三十二條 經營主體具有報價權和參與定價權。電網企業代理購電用戶在現貨市場中不申報價格。經營主體不能參與定價的情況有：
（一） 機組已達到最大爬坡能力。
（二） 機組因自身原因，出力必須維持在某一固定水平。
（三） 機組因自身原因或因水電廠水位控制或下游綜合利用需要，出力不得低於某一水平，低於該水平的部分不能參與定價。
（四） 機組正處於從併網到最小技術出力水平，或從最小技術出力水平到解列的過程。
第三十三條 發電側價格由電能量價格、輔助服務費用等構成。
第三十四條 直接參與交易的用戶側用電價格由電能量價格、
輸配電價（含交叉補貼）、上網環節線損費用、系統運行費用（包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等）、政府性基金及附加等構成。代理購電用戶用電價格按照政府有關規定執行。
第三十五條 輸配電價（含交叉補貼）、綜合線損率等以政府核定水平為準。政府性基金及附加遵循政府有關規定。
第三十六條 通過在市場出清中考慮線路/斷面安全約束等方式進行阻塞管理。採用分區電價或節點電價所產生的阻塞費用，可按規則分配給經營主體。
第三節市場限價
第三十七條 市場限價設定應考慮經濟社會承受能力，有利於市場發現價格，激勵投資，引導用戶側削峰填谷，提高電力保供能力，防範市場運行風險。
第三十八條 現貨市場應設定報價限價和出清限價，報價限價不應超過出清限價範圍。除正常交易的市場限價之外，當市場價格處於價格限值的連續時間超過一定時長後，可設定並執行二級價格限值。二級價格限值的上限可參考長期平均電價水平確定，一般低於正常交易的市場限價。
第三十九條 市場限價應綜合考慮邊際機組成本、電力供需情況、失負荷價值、經濟發展水平等因素，經科學測算後按規則規定合理確定，並適時調整。
第四十條 市場限價應與市場建設相適應，並加強不同交易品種市場限價的協同。
（一） 未建立容量成本回收機制的地區，市場限價應考慮機組固定成本回收。
（二） 隨著交易接近交割時間，市場價格上限應依次遞增或持平。
第四十一條 現貨市場限價規則、價格干預規則等管制性價格規則由國務院價格主管部門明確制定原則，各省（區、市）價格主管部門會同有關主管部門、國家能源局派出機構組織制定具體規則，並在當地市場規則中體現。
第五章現貨市場運營
第一節市場準備
第四十二條 參加省（區、市）/區域市場的成員，應分別遵守所參加市場的市場規則，按照所參加市場的規則和交易結果承擔相應經濟責任。
第四十三條 發電企業（機組）按要求向電力市場運營機構提供運行技術參數，作為電力現貨市場出清的參數。
第四十四條 電網企業負責預測代理購電用戶分時段用電量及居民、農業用電量和典型曲線，並通過技術支持系統發布。
第四十五條 在經營主體申報前，電力調度機構開展運行日分時段負荷預測和母線負荷預測。
第四十六條 各省（區、市）/區域根據系統運行需要，確定系統正、負備用要求。現貨交易出清結果需滿足運行日的系統備用要求，特殊時期電力調度機構可根據系統安全運行需要，調整備用值，並向經營主體披露調整情況。
第四十七條 電力調度機構基於發、輸變電設備投產、退役和檢修計畫，結合電網實際運行狀態，確定運行日的發、輸變電設備檢修和投運計畫。
第四十八條 系統安全約束條件包括輸變電設備極限功率、斷面極限功率、發電機組（群）必開必停約束、發電機組（群）出力上下限約束等。
第四十九條 現貨市場每日連續運行，經營主體需在規定時間前向市場運營機構提交申報信息，遲報、漏報或不報者均默認採用預設值作為申報信息。
第五十條 關鍵參數的設定和修改應按規則規定的程式開展，不得隨意更改。
第二節市場運營
第五十一條 市場運營機構綜合考慮省間中長期契約約定曲線、電網實際運行情況、省間現貨市場日前交易結果等因素，確定跨省跨區聯絡線計畫，作為送受兩端市場的初始條件。
第五十二條 開展日前市場的地區，市場運營機構按照上級電力調度機構下發的省間交易結果形成的聯絡線計畫，進行信息發布。電力調度機構以社會福利最大為目標，以已發布的信息作為市場最佳化邊界條件，將用戶側申報電量或調度負荷預測作為需求，集中最佳化出清形成日前市場出清結果。
第五十三條 開展現貨市場但未開展日前市場的地區，市場運營機構可依據已發布的送受電曲線、經營主體申報信息和次日負荷預測，形成省（區、市）/區域日前預出清結果。
第五十四條 開展日內市場的地區，電力調度機構以日前機組組合為基礎，根據日內運行情況和相關預測信息，滾動最佳化快速啟停機組等靈活調節資源。具備條件的地區，經營主體可在規定時間前調整報價。
第五十五條 開展實時市場的地區，電力調度機構根據最新的電力負荷預測、聯絡線計畫和系統約束條件等，以社會福利最大為目標進行出清。
第五十六條 各省（區、市）價格主管部門會同國家能源局派出機構結合各地機組啟動成本、變動成本（含空載成本）和固定成本等變化趨勢，及時開展成本調查，明確各類型機組成本。
第三節市場出清和結果發布
第五十七條 市場運營機構應按照規則及時向經營主體發布對應出清結果，當出清結果缺失或錯誤時，應根據規則及時補發或更正，並進行情況說明。
（一） 開展日前市場的地區，日前正式出清結果應包含機組組合及機組出力曲線、分時價格。未開展日前市場的地區，日前預出清結果應包含機組組合及機組出力曲線等。
（二） 日前市場出清（或日前預出清）後，電力調度機構應在規定時間內下達調度計畫（含機組組合）。
（三） 運行日內，市場運營機構按規定發布省（區、市）/區域市場日內出清結果和實時出清結果，包含機組組合及機組出力曲線、分時價格。
（四） 實時運行中，如發生場外調度或市場干預，電力調度機構應記錄事件經過、計畫調整情況等，並按照相關要求進行信息披露。
第六章市場銜接機制
第一節中長期與現貨市場銜接
第五十八條 現貨市場運行地區，經營主體應通過自主協商或集中交易方式確定中長期交易契約曲線或曲線形成方式，並約定分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素。
第五十九條 現貨市場運行地區，市場運營機構應不斷最佳化中長期與現貨市場運營銜接，開展中長期分時段帶曲線交易，增加交易頻次，縮短交易周期。
第六十條 跨省跨區交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內出清結算，省間交易結果作為省間交易電量的結算依據。
第二節代理購電與現貨市場銜接
第六十一條 電網企業應定期預測代理購電工商業用戶用電量及典型負荷曲線，並考慮季節變更、節假日安排等因素分別預測分時段用電量，通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，形成分時契約。
第六十二條 代理工商業用戶購電的偏差電量應按照現貨市場價格結算。
第六十三條 為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益，由全體工商業用戶分攤或分享。
第三節輔助服務市場與現貨市場銜接
第六十四條 現貨市場起步階段，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場可單獨出清；具備條件時，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場聯合出清。
第六十五條 現貨市場運行期間，已通過電能量市場機制完全實現系統調峰功能的，原則上不再設定與現貨市場並行的調峰輔助服務品種。
第六十六條 現貨市場運行地區，輔助服務費用由發用電兩側按照公平合理原則共同分擔。
第四節容量補償機制與現貨市場銜接
第六十七條 各省（區、市）/區域要按照國家總體部署，結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用於激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度、調節能力和運行安全。開展現貨市場的地區，要做好市場限價、市場結算、發電成本調查等與容量補償機制的銜接。具備條件時，可探索建立容量市場。第七章計量
第一節計量要求
第六十八條 計量管理的目的是保證電能計量量值的準確性、
溯源性、及時性，確保電能計量裝置運行安全可靠，維護市場成員合法權益，為電力現貨市場規範開展提供計量保證。
第六十九條 發用單元各計量點結算時段電量應通過計量裝置計量或通過數據擬合獲得，並考慮變（線）損電量。
（一） 若某計量點的電量數據需分配給多個單元，則各單元的電量根據既定方法分配獲得。
（二） 若某計量點無計量裝置，則該點的電量應根據與其相關聯計量點的電量數據計算得出。
第二節計量裝置管理
第七十條 電網企業應當為參與現貨市場的發電企業、電力用戶計量點配置符合國家標準的計量裝置，滿足電力現貨市場對計量數據的採集頻次、成功率和存儲等要求。計量裝置滿足經營主體要求後，在以後的改造（含更換）過程中不應降低其技術要求。
第七十一條 若計量點配置主、副電錶，應當確保主、副電錶型號、規格、準確度相同，且有明確標誌，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障後，副表計量數據替代主表計量數據作為結算依據。
第七十二條 電網企業負責本供電營業區內所有用於交易結算（含發電企業上網交易電量）的電能計量裝置的計量管理。發電企業配合電網企業完成與本企業有關的交易結算所使用電能計量裝置的技術管理。
第七十三條 電網企業根據經營主體的申請，設定關口電能計量點，作為交易結算計量點。
（一） 計量裝置應安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，電網企業應在與經營主體協商明確計量裝置安裝位置後，依法確定相應的變（線）損，參與交易結算的關口計量點應在相關契約、協定中予以明確。
（二） 發電單元需設定接入對應電網的關口計量點，參與市場的用戶需設定接入對應電網的關口計量點，不同電網間需設定關口計量點。
（三） 若某發電單元未安裝計量裝置，上網電量可通過其他單元和出線側計量裝置的計量數據計算獲得，且該計算數據滿足結算要求，電量的計算方法應徵求經營主體意見。
（四） 多個發電側結算單元共用計量點且無法拆分時，結算單元電量分配方式應在市場規則或方案中予以明確。
（五） 依法依規設定新型經營主體關口電能計量點。
第三節計量數據管理
第七十四條 發電單元關口計量點的電量數據通過相關計量點計量或擬合確定；電力用戶（含代理購電用戶）關口計量點的電量數據由電網企業根據計量裝置或計量電量數據擬合規則確定，並傳輸給電力交易機構（售電公司或新型經營主體在電力用戶授權下也可獲得該部分數據）。
第七十五條 計量數據應當滿足最小交易周期的結算需要，電網企業應對各結算時段內計量數據進行校核，保證計量數據準確、完整。
第七十六條 電網企業應按照有關數據採集、校驗、估算的細則和標準，及時、準確計量其服務區域內經營主體計量裝置記錄的分時電量數據（包括擬合數據）。
（一） 當計量裝置計量時段無法滿足結算時段要求時，由計量
數據採集系統進行電量數據擬合。數據擬合可採用插值法、外推法、樣本法等方法，並在市場規則或方案中予以明確。
（二） 當自動採集數據不完整時，由電能計量採集管理信息系統根據擬合規則補全電量數據。
（三） 當計量裝置故障等問題導致計量表計底碼不可用時，電網企業依據相關擬合規則出具電量更正報告，經相關經營主體確認後進行電量追退補。
（四） 對於計量裝置無法滿足分時計量的電力用戶，應細化其計量數據擬合方法。
第七十七條 電網企業依法依規對採集到的數據進行物理計量點到產權分界點的變（線）損分配。
第七十八條 電網企業應按照結算周期，依據適用於計量裝置及相關經營主體的通用校核規則、個別計量裝置特定的校核規則及任何可用的計量數據，通過系統對計量數據發起自動校核。若計量數據未通過自動校核，則應對該數據進行人工審核，並記錄審核結果。
第七十九條 電網企業應當按照電力市場結算要求定期抄錄各類經營主體的電能計量裝置數據，並將各類經營主體計量數據
（包括擬合計量數據）按結算時序要求提交電力交易機構。
第八十條 電網企業應根據經營主體詢問及爭議，對計量數據問題進行分類管理，並按規定進行處理。
第八十一條 當計量數據缺失、錯誤或不可用時，可由相應經營主體或電網企業提出，並由具備資質的計量檢定機構確認並出具報告，電網企業按照市場規則進行數據擬合作為電量追補依據，對電量電費進行差錯退補。
第八十二條 電網企業負責經營主體計量數據管理，包括原始分時計量數據、調整和匯總後的電量數據（包括線（變）損調整參數）、驗證和擬合數據的方法、計量數據的調整參數等。計量數據需按要求保存，數據保存時間應依法依規確定。
第八章市場結算
第一節市場結算管理
第八十三條 現貨市場結算，及中長期、輔助服務市場結算涉及現貨市場的相關內容適用本章節有關規定。
第八十四條 電能量批發市場可以按以下兩種方式結算：
方式一：現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期契約電量按中長期契約價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。
方式二：中長期契約電量按中長期契約價格結算，並結算所在節點/分區與中長期結算參考點的現貨價格差值，實際電量與中長期契約電量的偏差按現貨市場價格結算。
第八十五條 現貨市場可採用“日清月結”的結算模式，每日對已執行的成交結果進行清分計算，以自然月為周期出具結算依據並開展電費結算。
第八十六條 結算時段是指市場進行結算的最小時段，每個結算時段以市場設計為準。每個結算時段的電費依據相關出清時段的出清結果計算確定。
第八十七條 電力市場結算不得設定不平衡資金池，每項結算項目均需獨立記錄，分類明確疏導。所有結算項目的分攤（返還）應根據“誰產生、誰負責，誰受益、誰承擔”原則事先商定分攤（返還）方式，明確各方合理的權利與義務。
第二節市場結算權責
第八十八條 電力交易機構在市場結算方面的權利和義務主要包括：
（一） 負責按照規則，通過電力交易平台等方式向各經營主體單獨推送其結算明細和結算依據，在電力交易平台公開計算示例和說明，數據推送應採用數據接口等便於經營主體使用的方式。
（二） 負責按規則處理經營主體結算的相關查詢。
（三） 負責經營主體的履約保函管理，接受電網企業履約保函、保險的使用申請，要求履約保函、保險的開立單位支付款項，向經營主體發出履約保函、保險執行告知書並做好相關信用評價管理記錄。
（四） 按照有關規定，將經營主體的結算信息和數據進行涉密管理。
第八十九條 電網企業在市場結算方面的權利和義務主要包括：
（一） 負責根據電力交易機構提供的結算依據，按自然月周期向經營主體出具結算賬單，並按照規定向經營主體收付款。
（二） 按照有關規定，將經營主體的結算信息和數據進行涉密管理。
（三） 負責向發生付款違約的經營主體催繳欠款，對於逾期仍未全額付款的經營主體，向電力交易機構提出履約保函、保險的使用申請。
第九十條 經營主體在市場結算方面的權利和義務主要包括：
（一） 可以獲取、查看其在各歷史交易日、各歷史結算時段的結算明細。
（二） 結算依據出具後，應按照時間表核對並確認結算依據的完整性和準確性。
（三） 對結算依據、結算賬單存在疑問時，可在規定時間內向電力交易機構、電網企業提交結算查詢。
（四） 負責提供用於資金結算的銀行賬戶。
（五） 應按規定向電網企業支付（或收取）款項。
（六） 擁有配電網運營權的售電公司根據政府有關規定開展電費結算。
第三節市場結算計算
第九十一條 省（區、市）/區域內發電側主體電能量電費計算應符合以下要求：
（一）按照本規則第八十四條方式一，運行日前市場的省（區、
市）/區域，發電側主體電能量電費為其日前全電量電費、實時偏差電量電費、中長期差價契約電費之和，結算公式如下：
發電側電能量電費＝日前全電量電費＋實時偏差電量電費＋中長期差價契約電費
日前全電量電費＝∑（日前市場出清電量×日前市場節點/分區邊際電價）
實時偏差電量電費＝∑[（實際上網電量－日前市場出清電量）
×實時市場節點/分區邊際電價] 中長期差價契約電費＝∑[契約電量×（契約價格－中長期結算參考點現貨電價）]
未運行日前市場、僅運行實時市場的省（區、市）/區域，發電側主體電能量電費為其實時全電量電費、中長期差價契約電費之和，結算公式如下：
發電側電能量電費＝實時全電量電費＋中長期差價契約電費實時全電量電費＝∑（實際上網電量×實時市場節點/分區邊際電價）
中長期差價契約電費=∑[契約電量×（契約價格－中長期結算參考點現貨電價）]
（二）按照本規則第八十四條方式二，運行日前市場的省（區、
市）/區域，發電側主體電能量電費為中長期契約電費、日前電能量電費與實時電能量電費之和。結算公式如下：
發電側電能量電費＝中長期契約電費＋日前電能量電費＋實時電能量電費
中長期契約電費=∑[契約電量×（契約價格＋日前市場節點/分區邊際電價－中長期結算參考點現貨電價）]
日前電能量電費=∑[（日前市場出清電量-∑契約電量）×日前市場節點/分區邊際電價]
實時電能量電費=∑[（實際上網電量-日前市場出清電量）×實時市場節點/分區邊際電價]
未運行日前市場、僅運行實時市場的省（區、市）/區域，發電側主體電能量電費為中長期契約電費與實時電能量電費之和，結算公式如下：
發電側電能量電費＝中長期契約電費＋實時電能量電費
中長期契約電費=∑[契約電量×（契約價格＋實時市場節點/分區邊際電價－中長期結算參考點現貨電價）]
實時電能量電費=∑[（實際上網電量-∑契約電量）×實時市場節點/分區邊際電價]
（三） 根據市場構成不同，中長期結算參考點的現貨價格可以由日前市場出清價格或者實時市場出清價格確定。
（四） 針對不同發電類型，可設計不同的政府授權契約結算公式。主要區別在於如何規定政府授權契約價格、契約電量曲線以及契約結算參考點。具體可在相關市場實施細則中明確。
第九十二條 省（區、市）/區域內用戶側主體電能量電費計算應符合以下要求：
（一）按照本規則第八十四條方式一，運行日前市場的省（區、
市）/區域，用戶側主體電能量電費為其日前全電量電費、實時偏差電量電費、中長期差價契約電費之和，結算公式如下：
用戶側電能量電費＝日前全電量電費＋實時偏差電量電費＋中長期差價契約電費
日前全電量電費＝∑[日前市場出清電量×日前市場節點/分區邊際電價或統一結算點電價]
實時偏差電量電費＝∑[（實際用電量－日前市場出清電量）×
實時市場節點/分區邊際電價或統一結算點電價] 中長期差價契約電費＝∑[契約電量×（契約價格－中長期結算參考點現貨電價）]
未運行日前與日內市場、僅運行實時市場的省（區、市）/區域，
用戶側主體電能量電費為其實時全電量電費、中長期差價契約電費之和，結算公式如下：
用戶側電能量電費＝實時全電量電費＋中長期差價契約電費實時全電量電費＝∑[實際用電量×實時市場節點/分區邊際電價或統一結算點電價]
中長期差價契約電費＝∑[契約電量×（契約價格－中長期結算參考點現貨電價）]
（二）按照本規則第八十四條方式二，運行日前市場的省（區、
市）/區域，用戶側主體電能量電費包括中長期契約電費、日前電能量電費與實時電能量電費，結算公式如下：
用戶側電能量電費＝中長期契約電費＋日前電能量電費＋實時電能量電費
中長期契約電費=∑[契約電量×（契約價格＋日前市場節點/分區邊際電價或統一結算點電價－中長期結算參考點現貨電價）]
日前電能量電費=∑[（日前市場出清電量-∑契約電量）×日前市場節點/分區邊際電價或統一結算點電價]
實時電能量電費=∑[（實際用電量-日前市場出清電量）×實時市場節點/分區邊際電價或統一結算點電價] 若未運行日前與日內市場、僅運行實時市場的省（區、市）/ 區域時，用戶側主體電能量電費為中長期契約電費和實時電能量電費之和，結算公式如下：
用戶側電能量電費＝中長期契約電費＋實時電能量電費
中長期契約電費=∑[契約電量×（契約價格＋實時市場節點/分區邊際電價或統一結算點電價－中長期結算參考點現貨電價）]
實時電能量電費=∑[（實際用電量-∑契約電量）×實時市場節點
/分區邊際電價或統一結算點電價]
（三）根據市場構成不同，中長期結算參考點的現貨價格可以由日前市場出清價格或者實時市場出清價格確定。
第九十三條 日前市場、實時市場阻塞費用為由於阻塞造成的應付費用與應收費用之差。市場設計中應考慮省內的阻塞費用分配方式，並明確跨省阻塞費用的計算和分配方式。阻塞費用可按規則分配給經營主體，初期可採用分配方式處理阻塞費用，待條件成熟時，可通過市場化方式拍賣輸電權，由輸電權擁有者獲取相應的阻塞收入。
第四節結算依據及流程
第九十四條 經營主體結算依據包括現貨電能量電費、中長期契約電費（包括雙邊契約、政府授權契約等）、系統運行費用（包含輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等）、不平衡費用等。
第九十五條 電力交易機構和電網企業應確定結算周期、結算依據和結算賬單出具日期以及收付款日期等，在此基礎上制定相關時間節點和流程，並提前 1 個季度公開上述信息。
第九十六條 電力交易機構從電網企業按日獲取每個經營主體的計量數據，計算每個經營主體批發市場的月度結算結果，在規定截止日期前形成結算依據。
第九十七條 電力交易機構在規定截止日期前向經營主體出具結算依據，並推送給電網企業。
第九十八條 電網企業在規定截止日期前，根據結算依據向經營主體發布結算賬單。
第九十九條 用戶側主體應根據其結算賬單在規定截止日期前向電網企業全額支付相關電費。電網企業應根據結算賬單在規定截止日期前向發電側主體全額支付相關電費。
第一百條 結算賬單內容包括結算依據、匯總表及其他適用的附加項目。向用戶側主體收取電費的結算賬單應包括電能量費用、輸配電價、線損電費、系統運行費、政府性基金及附加等。向發電側主體支付電費的結算賬單應包括電能量費用（包括現貨和中長期交易的電能量電費）、系統運行費、相關成本補償費用等。
第五節結算查詢及調整
第一百〇一條經營主體對結算明細數據、結算依據計算過程、
結算依據內容等向電力交易機構提出查詢或就結算賬單問題向電網企業提出查詢的，收到結算查詢後，電力交易機構或電網企業應確認和評估查詢是否有效，可要求經營主體追加信息，若確認結算
查詢有效且需要修改結算依據或結算賬單，應按照規則進行調整。
第一百〇二條結算調整應按照以下方式開展：（一）若結算錯誤影響多個經營主體，電力交易機構應重新進行結算計算，並在最近一次結算周期內完成調整；無法在最近一次結算周期內完成調整的，調整金額應在下個結算周期的結算依據中記為“結算調整項目”費用。
（二）可根據結算周期內對單個經營主體的影響設定閾值，超出閾值的，應在下個月的結算依據中記為“結算調整項目”；低於閾值的，可每年定期開展統一結算調整。
第六節違約處理
第一百〇三條對付款違約經營主體的處理應符合以下要求：
（一） 若經營主體未能在付款截止日前完成全額付款，電網企業應及時告知電力交易機構，電力交易機構按規定向經營主體發出違約通知。
（二） 當電力交易機構發出違約通知後，電網企業應儘快按照違約金額提出履約保函、保險的適用申請。電力交易機構向履約保函、保險開立單位出具索賠通知及履約保函、保險原件，要求開立單位支付款項。電網企業向經營主體付款的總額不應超過實際收款及提取到的履約保函、保險金額總和。
（三） 電力交易機構向違約經營主體發出履約保函、保險執行
告知書，同時發出暫停交易通知，並做好相關信用記錄。第九章風險防控
第一節基本要求
第一百〇四條建立健全電力市場風險防控機制，防範市場風險，保障電力系統安全和市場平穩運行，維護經營主體合法權益和社會公共利益。
第一百〇五條市場運營機構在國家能源局派出機構、省（區、
市）有關主管部門指導下，履行市場風險防控職責，市場成員應共同遵守並按規定落實電力市場風險防控職責。
第二節風險分類
第一百〇六條電力市場風險類型包括：
（一） 電力供需風險，指電力供應與需求大幅波動、超出正常預測偏差範圍，影響電力系統供需平衡的風險。
（二） 市場價格異常風險，指部分時段或局部地區市場價格持續偏高或偏低，波動範圍或持續時間明顯超過正常變化範圍的風險。
（三） 電力系統安全運行風險，指電力系統在運行中承受擾動時，無法承受住擾動引起的暫態過程並過渡到一個可接受的運行工況，或者在新的運行工況下，各種約束條件不能得到滿足的風險。
（四） 電力市場技術支持系統風險，指支撐電力市場的各類技術支持系統出現異常或不可用狀態，影響市場正常運行的風險。
（五） 網路安全風險，指因黑客、惡意代碼等攻擊、干擾和破壞等行為，造成被攻擊系統及其中數據的機密性、完整性和可用性被破壞的風險。
（六） 履約風險，指經營主體簽訂的批發、零售契約，由於經營主體失信、存在爭議或不可抗力等原因而不能正常履行，影響市場結算工作正常開展的風險。
第三節風險防控與處置
第一百〇七條市場風險監測以事前、事中為主。市場運營機構按照國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門要求，加強對電力市場各類交易活動的風險防範和監測。
第一百〇八條市場運營機構按照有關程式對市場風險進行預警，並報告國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門。
第一百〇九條市場運營機構負責編制各類風險處置預案，包括風險級別、處置措施、各方職責等內容，並滾動修編。風險處置預案經國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門審定後執行。
第一百一十條市場風險發生時，各方按照事前制定的有關預案，在事中、事後採取相應的措施進行處置，儘可能減小風險造成的後果，並按要求披露市場風險處置情況。
第十章市場干預
第一節市場干預條件
第一百一十一條 市場干預分為政府干預和市場運營機構干預。
第一百一十二條 現貨市場運行過程中發生下列情形之一的，由國家能源局派出機構、省（區、市）價格等有關主管部門根據職責作出市場干預決定，包括臨時中止市場運行、中止部分或全部規
則的執行、價格管制等措施，並委託市場運營機構實施市場干預：
（一） 電力供應嚴重不足時。
（二） 電力市場未按照規則運行和管理時。
（三） 電力市場運營規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改時。
（四） 電力市場交易發生惡意串通操縱市場的行為，並嚴重影響交易結果時。
（五） 市場價格達到價格限值且觸發管控條件時。
（六） 其他認為需要進行市場干預的情形。
第一百一十三條 現貨市場運行過程中出現如下情況時，市場運營機構應按照安全第一的原則採取取消市場出清結果、實施發用電計畫管理等措施對市場進行干預，並儘快報告國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門：
（一）電力系統發生故障導致網路拓撲發生重大變化，或當電
網整體、局部發生穩定破壞，嚴重危及電網安全時。（二）因重大自然災害、突發事件等原因導致電網運行安全風險較大時。
（三） 電力市場技術支持系統發生重大故障，導致無法按照市場規則進行出清和調度時。
（四） 其他認為需要進行市場干預的情形。
第二節市場干預內容
第一百一十四條 市場運營機構須按要求記錄干預的原因、措施，分析存在的問題，形成方案建議，並儘快向國家能源局派出機構、省（區、市）價格等有關主管部門備案。
第一百一十五條 市場運營機構應公布市場干預情況原始日誌，包括干預時間、干預人員、干預操作、干預原因，涉及《電力安全事故應急處置和調查處理條例》（中華人民共和國國務院令第
599 號）規定電力安全事故等級的事故處理情形除外。
第一百一十六條 市場干預期間的干預觸發條件、干預規則等由國家能源局派出機構和省（區、市）價格等有關主管部門制定，並在省（區、市）/區域市場交易規則中明確。若干預期間機組總發電收入低於核定的總發電成本（包含調用停機機組的啟動成本），應按照核定的總發電成本對機組進行結算。
第一百一十七條 當採用價格管制的方式干預市場時，管制定價的制定應綜合考慮市場供需情況、電力稀缺價值以及機組變動成本等因素，定期根據市場運行情況更新、調整計算方法，並同步建立與結算聯動的機制。
第三節市場中止和恢復
第一百一十八條 當觸發市場干預條件，且市場中止之外的措施不足以將市場恢復到正常運行狀態，由國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門做出市場中止決定，並委託市場運營機構實施。市場運營機構應立即發布市場中止聲明。突發情況時，市場運營機構可按規定進行市場干預，並做好相關記錄，事後由國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門做出是否中止市場的決定並發布。
第一百一十九條 當異常情況解除、電力市場重啟具備條件後，
經國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門同意，市場運營機構按程式恢復市場正常運行。市場恢復通知應按要求提前向經營主體發布。
第一百二十條國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部
門應建立電力市場中止和恢復工作機制並在規則中予以明確。
第十一章爭議處理
第一百二十一條 經營主體之間、經營主體與市場運營機構之間、經營主體與電網企業之間因參與電力現貨市場發生爭議的，可先通過市場管理委員會調解，也可向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門申請行政調解；調解不成的可通過仲裁、司法等途徑解決爭議。
第一百二十二條 市場成員應按照以下規定時間提出爭議調解申請：
（一） 對於出清價格、結算依據中的電量或金額有爭議的，應在市場運營機構給出查詢回復後的 10 個工作日內以書面方式提出。
（二） 對於結算憑證中的電量或金額有爭議的，應在電網企業給出結算查詢回復後的 10 個工作日內以書面方式提出。
（三） 對於其他爭議，市場成員應在事件發生之日起 2 年內提出。
第一百二十三條 市場成員有義務為國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門提供爭議處理所需的數據和材料。承擔調解工作的相關人員應遵守保密規定，不得泄露因調解工作知悉的商業秘密。
第十二章電力市場技術支持系統
第一百二十四條 電力市場技術支持系統與市場成員及市場運營所需相關係統的數據通信應符合相關標準和通信協定。
第一百二十五條 電力市場技術支持系統功能規範要求：
（一） 電力市場技術支持系統應符合國家有關技術標準和行業標準。
（二） 電力市場技術支持系統所有軟、硬體模組應採用冗餘配置。
（三） 電力市場技術支持系統應建立備用系統或並列雙活運行系統，實現雙套系統互為主備和並列運行，防止遭受嚴重自然災害而導致的系統癱瘓。
（四） 電力市場技術支持系統應保障電力市場運營所需的交
易安全、數據安全和網路安全，並具備可維護性、適應性、穩定性，適應電力市場逐步發展完善的需要。
（五） 電力市場技術支持系統須對電力市場的經營主體註冊管理、數據申報、契約分解與管理、市場出清、調度計畫編制、安全校核、輔助服務、市場信息發布、市場結算、市場運行監控等運作環節提供技術支撐，保障電力市場穩定運行。
（六） 電力市場技術支持系統應具備數據校驗功能，支持對規則配置和生效設定的校驗，包括各類分項數據的單一合理性驗證、各種關聯數據的相關性驗證。
（七） 電力市場技術支持系統應能夠按照相關要求和數據接口規範提供數據接口服務，支持市場成員按規定獲取相關數據，市場成員在使用數據接口服務時應滿足相關網路安全要求。
（八） 電力市場技術支持系統應具備線上監測功能，按有關規定對市場運營情況進行監測，並向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門開放相應的訪問許可權。
（九） 現貨結運算元系統應充分考慮未來發展趨勢，統籌規劃系
統功能的維護管理與擴展升級，滿足市場全周期全品種結算要求。
第一百二十六條 電力市場技術支持系統第三方校驗要求：
（一） 電力市場技術支持系統投入運行前，應由國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門組織第三方開展市場出清軟體的標準算例校驗。
（二） 電力市場技術支持系統應通過第三方校驗，確保電力現貨市場技術支持系統算法模型、市場出清功能和結果與現貨市場規則一致，同時滿足出清時效性及實用性的要求。
（三） 電力市場技術支持系統由國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門遵循利益迴避原則組織獨立第三方開展校驗。
第一百二十七條 電力市場技術支持系統數據互動和管理的要求：
（一） 電力市場技術支持系統互動應支持多周期多品種電力交易全過程業務，相關數據互動應確保流程清晰、數據準確、責任明晰，可支持市場出清的離線仿真。
（二） 電力市場技術支持系統數據互動應滿足《中華人民共和國網路安全法》、《電力監控系統安全防護規定》、《電力監控系統安全防護方案》等法律法規和相關檔案要求。
（三） 電力市場技術支持系統交換數據精度應滿足電力市場運行規則要求。
（四） 電力市場技術支持系統交換的數據應由市場運營機構、經營主體和承擔計量、資金結算等服務的單位按各自職責進行採集、提供和核驗，並負責數據準確性。
第十三章附則
第一百二十八條 本規則由國家發展改革委、國家能源局負責解釋。
第一百二十九條 本規則自 2023 年 10 月 15 日起施行，有效期截至 2026 年 10 月 15 日。
附屬檔案
名詞解釋
1．電力批發市場（Wholesale Electricity Market）：發電企業和電力批發用戶或售電公司之間進行電力交易的市場，主要包括通過市場化方式開展的中長期電能量交易和現貨電能量交易等。
2．電力零售市場（Retail Electricity Market）：在批發市場的基礎上，由電力零售商和電力用戶自主開展交易的市場。
3．電力現貨市場（Electricity Spot Market）：通過現貨交易平台在日前及更短時間內集中開展的次日、日內至實時調度之前電力交易活動的總稱。
4．中長期交易（Medium and Long-term Transaction）：對未來某一時期內交割電力產品或服務的交易，包含數年、年、月、周、多日等不同時間維度的交易。中長期交易契約包括實物契約和財務契約。
5．安全校核（Power System Security Analysis）：對檢修計畫、發電計畫、市場出清結果和電網運行方式等內容，從電力系統運行安全形度分析的過程。分析方法包括靜態安全分析、暫態穩定分析、動態穩定分析、電壓穩定分析等。
6．輔助服務市場（Ancillary Service Market）：為維護電力系統的安全穩定運行、保證電能質量，由發電企業、電網企業、電力用戶等提供除正常電能生產、傳輸、使用之外的電力輔助服務的市場，包括調頻、備用、無功調節、黑啟動等市場。 7．節點邊際電價（Locational Marginal Price, LMP）：現貨電能量交易中，在滿足發電側和輸電安全等約束條件下，為滿足某一電氣節點增加單位負荷時導致的系統總電能供給成本的增量。
8．分區邊際電價（Zonal Marginal Price）：當電網存在輸電阻塞時，按阻塞斷面將市場分成幾個不同的分區（即價區），並以分區內邊際機組的價格作為該分區市場出清價格，即分區邊際電價。
9．市場限價（Market Price Cap & Floor）：一般分為報價限價和出清限價等。報價限價指允許經營主體申報的價格範圍，出清限價指市場運行允許出現的價格範圍。
10．日前市場（Day-ahead Market）：運行日提前一天（D-1 日）進行的決定運行日（D 日）機組組合狀態和發電計畫的電能量市場。
11．日內市場（Intra-day Market）：運行日（D 日）滾動進行的決定運行日（D 日）未來數小時調度機組組合狀態和發電計畫的電能量市場。
12．實時市場（Real-time Market)：運行日（D 日）進行的決定運行日（D 日）未來 5-15 分鐘最終調度資源分配狀態和計畫的電能量市場。
13．市場註冊（Market Registration）：指市場交易成員將用於取得經營主體資格相關的信息和資料提交給市場運營機構並獲得經營主體資格的過程。
14．市場出清（Market Clearing）：電力市場根據市場規則通過競爭確定交易量、價。
15．市場結算（Market Settlement）：根據交易結果和市場規則相關規定，在規定周期內對市場成員參與電能量等市場的有關款項進行的計算、劃撥。
16．阻塞管理（Congestion Management）：當市場出清過程中進行安全校核時，若輸電線路潮流超出了安全約束，市場運營機構需根據一定原則調整發電機組出力，改變輸電線路潮流使其符合安全約束，並且分配調整後產生的盈餘或者成本。
17．阻塞費用（Congestion Cost）：因潮流阻塞需要系統總購電費用的增加部分，阻塞費用等於兩節點之間的節點價格價差乘以連線兩節點線路的潮流。
18．調頻服務（Frequency Regulation Service）：電力系統頻率偏離目標頻率時，併網主體通過調速系統、自動功率控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。
19．備用服務（Reserve Service）：為保證電力系統可靠供電，在調度需求指令下，併網主體通過預留調節能力，並在規定的時間內回響調度指令所提供的服務。
20．市場監測（Market Monitoring）：對發電企業生產及運行情況、電網運行狀態、用戶用電行為等運行情況，以及交易組織、交易行為等市場運營情況進行監視的行為。
21．履約保函（Prudential Deposit）：又稱信用保證書，是指銀行、保險公司、擔保公司或擔保人應申請人或企業的請求，向受益人或企業及第三方（電力交易機構）開立的一種書面信用擔保憑證，以書面形式出具的、憑提交與承諾條件相符的書面索款通知和其它類似單據即行付款的保證檔案。
22．電力市場技術支持系統（ Electricity Market Operation System）：是支持電力市場運營的計算機、數據網路與通信設備、各種技術標準和套用軟體的有機組合，包括現貨市場技術支持系統、電力交易平台等。
答記者問
國家發展改革委國家能源局關於印發 《電力現貨市場基本規則（試行）》的通知，（以下簡稱《基本規則》）。《基本規則》對規範電力現貨市場建設和運營作出了哪些部署？記者專訪了國家發展改革委、國家能源局有關負責同志。
問：制定《基本規則》的背景是什麼？
答：2015年，中共中央、國務院《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》提出，加快構建有效競爭的市場結構和市場體系。2022年，《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出，加快建設多層次統一電力市場體系。2022年，中共中央、國務院《關於加快建設全國統一大市場的意見》提出，建設全國統一的能源市場。目前，我國多層次統一電力市場體系已初具雛形：交易品種涵蓋電力中長期、現貨、輔助服務；交易範圍已覆蓋省間、省內；經營主體擴大到虛擬電廠、獨立儲能等新型主體；交易機構實現相對獨立規範運作，市場決定電力價格的機制初步形成，市場在資源最佳化配置中的決定性作用逐步顯現。
電力現貨市場作為反映電力供需形勢的“風向標”，試運行周期不斷拉長，經營主體逐步多元，市場價格最佳化發用電行為的引導作用不斷顯現。山西、甘肅、山東、蒙西和廣東等已進入不間斷結算試運行。電力現貨市場運行取得以下重要成效：
一是有效提高資源配置效率，推動電力生產組織由傳統計畫模式向市場模式轉變，現貨市場出清結果直接運用於電網調度運行，促進市場運營與系統運行深度融合；
二是有效提升電力供需緊張時段的安全保供能力，現貨市場分時價格信號有效反映供需形勢，通過現貨市場短時高電價信號引導火電企業頂峰發電、電力用戶減少用電需求；
三是有效激勵靈活調節資源參與系統調節助力新能源消納，新能源大發時段，通過現貨市場價格信號引導火電企業壓降出力、電力用戶提高用電需求，擴大新能源消納空間。
總體來看，長周期結算試運行的現貨試點地區開展了各具特色的實踐探索，為後續市場建設積累了寶貴經驗。為進一步鞏固市場建設成果，深化市場建設共識，推動電力現貨市場穩妥有序實現全覆蓋，國家發展改革委和國家能源局制定了《基本規則》，對已實現電力現貨市場連續運行的地區進一步規範引導，實現健康持續發展；為尚未開展電力現貨市場運行的地區開展電力現貨市場建設探索提供可借鑑的經驗，降低試錯成本。
問：《基本規則》的出台有哪些重要意義？
答：《基本規則》的出台有四方面重要意義。
一是指導規範電力現貨市場建設，構建全國統一電力市場體系。通過全面總結電力現貨試點建設成功經驗，進一步凝聚現貨市場建設共識，指導各地因地制宜開展電力現貨市場建設。以《基本規則》為指引，最佳化電力現貨市場推進程式，規範電力現貨市場規則編制，從市場準入退出、交易品種、交易時序、交易執行結算、交易技術標準等方面一體化設計規則體系。積極推動電力市場間銜接，加快構建全國統一電力市場體系，促進資源在更大範圍內最佳化配置。
二是提升電力安全保供能力，支撐國家能源安全。長期來看，市場化改革是保證能源安全的有效手段，電力現貨市場建設作為市場化改革的核心舉措之一，在保障電力供應安全方面具有重要作用，具體而言，電力現貨市場構建了“能漲能降”的市場價格機制，依託分時價格信號動態反映市場供需形勢及一次能源價格變化趨勢，並通過短時尖峰價格信號有效激勵火電、燃氣機組頂峰發電，電力用戶移峰填谷，顯著提升電力保供能力，支撐經濟社會高質量發展。
三是構建適合新能源發展的電力市場體系，助力新型電力系統建設。建立適應新能源特性的市場機制，發揮電力現貨市場分時價格信號作用，鼓勵火電機組提升運行靈活性，促進源網荷儲協同互動，充分釋放系統整體調節能力。有序推動新能源參與電力市場交易，以市場方式促進變動成本更低的新能源優先消納，實現新能源在更大範圍內的最佳化配置和協同消納。
四是有效激發市場活力，探索新型主體參與電力市場的新模式、新機制。適應儲能、虛擬電廠等新型主體發展需要，不斷最佳化市場機制，獨立儲能、虛擬電廠等新型主體已可實現自主參與現貨市場申報，並按照現貨市場分時價格信號參與系統靈活調節。未來，隨著市場機制的進一步建立健全，可通過現貨市場的分時價格信號更好激勵新型主體充分發揮靈活調節能力，引導用戶靈活用電，有效提升電力系統穩定性和靈活性，實現源網荷儲各環節靈活互動，為新型電力系統建設提供機制保障。
問：《基本規則》的適用範圍和主要內容是什麼？
答：《基本規則》主要規範電力現貨市場的建設與運營，包括日前、日內和實時電能量交易，以及現貨與中長期、輔助服務、電網企業代理購電等方面的統籌銜接。適用於採用集中式市場模式的省（區、市）/區域現貨市場，以及省（區、市）/區域現貨市場與相關市場的銜接。
《基本規則》包括十三章129條內容及名詞解釋附屬檔案，主要包括四方面內容。
一是明確電力現貨市場建設路徑。《基本規則》明確近期重點推進省間、省（區、市）/區域市場建設，以“統一市場、協同運行”起步，加強中長期、現貨、輔助服務交易銜接，暢通批發、零售市場價格傳導，推動新能源、新型主體、各類用戶平等參與電力交易。中遠期現貨市場建設要適應新型電力系統運行要求，實現源網荷儲各環節靈活互動、高效銜接，形成平等競爭、自主選擇的市場環境，逐步推動省間、省（區、市）/區域市場融合，推動全國統一電力市場體系全面建成。
二是規範電力現貨市場機制設計。擴大市場準入範圍，將虛擬電廠等新型主體納入市場交易；規範市場限價機制，明確價格限值的確定與修改原則；促進市場銜接，提出現貨與中長期、輔助服務交易銜接的原則性要求；細化市場結算管理，明確結算流程及結算方式。
三是明確電力現貨市場運營要求。明確電力現貨市場要依序開展模擬試運行、結算試運行和正式運行，並從規則體系、信息披露、技術支持系統、人員培訓、計量管理、市場干預等方面規範了各階段工作內容及相關要求，保障電力現貨市場建設工作平穩有序推進。
四是規範電力現貨市場相關名詞術語。通過名詞解釋，對部分電力現貨市場相關的名詞術語進行了統一規範，有效解決了專業術語中存在的一義多詞或一詞多義、含義不清的現象，例如對電能量批發市場有多種說法，現在統一明確為發電企業和電力批發用戶或售電公司之間進行電力交易的市場，具體包括中長期電能量交易和現貨電能量交易兩種交易方式。
問：《基本規則》的主要制度設計有哪些？
答：結合“雙碳”目標和構建新型電力系統的新形勢、新要求，《基本規則》主要進行了三方面制度性設計。
一是針對全國統一電力市場體系建設路徑有待進一步明確、電力現貨市場建設運營流程需要進一步規範等問題，在《基本規則》中明確了電力現貨市場近期和遠期重點任務，從市場規則發布、技術支持系統建設、經營主體培訓與規則宣貫、市場運行情況分析、市場風險防控等方面，明確了電力現貨市場模擬試運行、結算試運行和正式運行等不同階段的啟動條件和工作內容。
二是針對電力市場需要一體化推進，特別是加強電力現貨交易與相關交易和機制的統籌銜接等問題，在《基本規則》中設定了市場銜接機制章節，對現貨與中長期、輔助服務、代理購電、容量補償的銜接提出了各方達成共識的原則性要求。例如，中長期交易要約定分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素，推動調頻、備用輔助服務與現貨市場聯合出清，探索建立市場化容量補償機制等。
三是針對市場運營風險防範，在《基本規則》中設定了風險防控章節，對市場風險分類提出了防控與處置機制，明確了國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門和市場運營機構在市場風險防控中的職責分工，提出了市場風險監測以事前、事中為主，市場風險處置以事中、事後為主的風險防控原則。
問：下一步如何推動《基本規則》有效落實？
答：國家發展改革委、國家能源局將會同地方政府有關部門和國家能源局派出機構，因地制宜抓好《基本規則》的落實工作。一方面，指導已進入長周期結算試運行的地區依據《基本規則》進一步修改完善規則體系，在持續開展現貨市場長周期結算試運行的基礎上，在新能源和新型主體參與市場、加強批發市場與零售市場協同等方面開展創新探索。另一方面，穩妥有序擴大現貨市場範圍，引導其他地區參照《基本規則》開展電力現貨市場規則體系編制和市場建設運營工作，加快完善市場關鍵機制設計，儘快啟動現貨市場試運行。
同時，國家發展改革委、國家能源局將密切關注各地電力現貨市場建設運營情況和《基本規則》落實情況，適時總結評估，根據新形勢、新要求動態修訂《基本規則》，不斷健全電力現貨市場相關政策體系，加強各類市場的協同和銜接，加快構建全國統一電力市場體系。
內容解讀
電力現貨市場近期建設主要任務：
（一）按照“統一市場、協同運行”的框架，構建省間、省（區、市）/區域現貨市場，建立健全日前、日內、實時市場。
（二）加強中長期市場與現貨市場的銜接，明確中長期分時交易曲線和交易價格。
（三）做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，加強現貨市場與調峰輔助服務市場融合，推動現貨市場與輔助服務市場聯合出清。
（四）推動電力零售市場建設，暢通批發、零售市場價格傳導。
（五）穩妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，與新能源保障性政策做好銜接；推動分散式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。
（六）直接參與市場的電力用戶、售電公司、代理購電用戶等應平等參與現貨交易，公平承擔責任義務；推動代理購電用戶、居民和農業用戶的偏差電量分開核算，代理購電用戶偏差電量按照現貨價格結算，為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益（含偏差電費），由全體工商業用戶分攤或分享。
（七）省間市場逐步引入其他經營主體，放開各類發電企業、用戶、售電公司等參與交易；兼顧送受端利益，加強省間市場與省（區、市）/區域市場在經濟責任、價格形成機制等方面的動態銜接。
