第一章总则第一条为规范电力现货市场的运营和管理，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系第二条本规则所称电力现货市场是指符合准入条件的市场主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。电力现货市场通第三条本规则适用于采用集中式市场模式的省/区域现货市场，以及省/区域现货市场与相关电力市场的衔接。采用分散第二章总体要求第一节建设目标和基本原则第四条电力现货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源第五条电力现货市场建设与运营应坚持安全可靠、绿色低碳、经济高效、稳步协同、公开透明原则。第二节建设路径第六条近期推进省间、省/区域市场建设，以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省/区第七条电力现货市场近期建设主要任务：第八条电力现货市场中远期建设主要任务：第三节运行要求第九条电力现货市场应先开展模拟试运行、结算试运行，符合条件后进入正式运行。第十条电力现货市场模拟试运行的启动条件和工作内容如下：第十一条电力现货市场结算试运行的启动条件和工作内容如下：第十二条电力现货市场正式运行的启动条件和工作内容如下：第三章市场成员第一节权利与义务第十三条电力市场成员包括电力市场主体、电网企业和市场运营机构。其中，电力市场主体包括各类型发电企业、电力用户第十四条发电企业的权利和义务主要包括：第十五条电力用户的权利和义务主要包括：第十六条售电公司的权利和义务主要包括：第十七条其他市场主体根据参与的市场交易类型，享受与上述市场主体同等的权利和义务，并需满足参与现货市场的技术条第十八条电网企业的权利和义务：第十九条电力调度机构的权利和义务主要包括：第二十条电力交易机构的权利和义务主要包括：第二节准入与退出第二十一条参加电力市场交易的市场主体应是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。第二十二条准入电力市场的发电企业和电力用户原则上不允许退出。满足下列情形之一的，可自愿申请办理退市手续：第二十三条市场主体发生以下情况时，电力交易机构按有关规定强制其退出市场，并向地方主管部门和能源监管机构备案。第二十四条退出市场的市场主体应缴清市场化费用及欠费，处理完毕尚未交割的成交电量。售电公司和电力用户应解除零售代第三节注册、变更与注销第二十五条市场注册具体应符合以下要求：第二十六条已完成市场注册的市场主体，因故需要变更相关注册信息的，应符合以下要求：第二十七条因故需要退出市场的市场主体，应及时向电力交易机构提出市场退出申请，履行或处理完成已成交合同有关事项，第四章市场构成与价格第一节市场构成第二十八条现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。各地可根据实际情况选择实际构成。第二十九条可靠性机组组合是集中式市场的重要环节，在日前市场出清的基础上开展。为满足系统运行安全需要，可靠性机组第二节价格机制第三十条可根据电网结构和阻塞等情况，选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等机制。第三十一条在没有特殊规定的情况下，市场主体具有报价权和参与定价权。代理购电用户在现货市场中不申报价格。市场主体第三十二条当系统发生局部可靠性问题、市场主体有序用电、省间紧急支援等情况，电力调度机构可按规则实施应急调度。应第三十三条发电侧价格由电能量价格、辅助服务费用等构成。第三十四条用户侧用电价格由电能量价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。代理购电用户用电价格按第三十五条输配电价（含线损及交叉补贴）以政府核定的输配电价为准。政府性基金及附加遵循政府有关规定。第三节阻塞管理第三十六条通过在市场出清中考虑线路/断面安全约束等方式进行阻塞管理。采用分区电价或节点电价所产生的阻塞费用，可第四节市场限价第三十七条市场限价设定应考虑经济社会承受能力，有利于市场发现价格，激励投资，引导用户侧削峰填谷，防范市场运行风第三十八条现货市场限价包括电能量市场、辅助服务市场价格上限、下限。第三十九条市场限价应综合考虑边际机组成本、电力供需情况、失负荷价值、经济发展水平等因素，经科学测算后按规则规定第四十条市场限价应与市场建设相适应，并加强不同交易品种市场限价的协同。第四十一条现货市场限价规则、二次价格上限规则、市场价格达到限值后的价格干预规则等管制性价格规则由国务院价格主管第五章现货市场运营第一节交易原则第四十二条参加省/区域市场、省间市场的成员，分别遵守所参加市场的市场规则，按照所参加市场的规则和交易结果承担相第二节参数管理与数据准备第四十三条参与电力市场的发电企业（机组）按要求，向电力市场运营机构提供运行技术参数，作为电力现货市场出清的参数第四十四条电网企业负责预测代理购电用户及保障居民、农业用电量规模，并通过技术支持系统发布。第四十五条在市场主体申报前，省/区域电力调度机构开展运行日分时段负荷预测和母线负荷预测。第四十六条各地根据系统运行需要，确定系统正、负备用要求。现货交易出清结果需同时满足运行日的系统备用要求，特殊时第四十七条基于发、输变电设备投产、退役和检修计划，结合电网实际运行状态，确定运行日的发、输变电设备检修和投运计第四十八条系统安全约束条件包括但不限于输变电设备极限功率、断面极限功率、发电机组（群）必开必停约束、发电机组（第三节市场申报第四十九条现货交易每日连续运行，市场主体需在规定时间前向市场运营机构提交申报信息，迟报、漏报或不报者均默认采用第四节日前市场第五十条国家电力调度机构按照中长期合同约定曲线和电网实际运行情况，于规定时间前下发运行日送受两端市场的中长期第五十一条按照省间中长期送受电计划，进行信息发布并组织市场主体报价，省/区域电力调度机构形成省/区域日前预平衡第五十二条国家电力调度机构根据省间申报信息开展省间日前市场。省间市场日前交易结果叠加跨省跨区联络线中长期计划，第五十三条开展日前市场的地区，省/区域市场运营机构按照上级电力调度机构下发的省间交易结果形成的联络线计划，进行第五节日内市场第五十四条省/区域电力调度机构以日前调度计划为基础，根据日内运行情况和相关预测信息，滚动优化日内机组组合。具备第六节实时市场第五十五条省/区域电力调度机构根据最新的电力负荷预测、联络线计划和系统约束条件等，以发电成本最小为目标进行出清第七节市场出清和结果发布第五十六条市场运营机构应按照规则规定时间向市场主体发布对应出清结果，当发生出清结果缺失或错误时，应根据规则及时第八节发电成本调查第五十七条机组发电成本的组成部分包括启动成本、变动成本（含空载成本）等。第五十八条发电成本情况由政府价格主管部门通过组织开展成本调查获得。第五十九条政府价格主管部门应结合发电成本变化趋势，及时开展成本调查，明确各类型机组成本。第六章市场衔接机制第一节中长期与现货市场衔接第六十条现货市场运行地区应约定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，曲线或曲线形成方式由市场主体自主协商（含自愿第六十一条现货市场运行地区中长期合同应约定分时电量、分时价格等，并根据需要确定结算参考点。第六十二条现货市场运行地区应提高中长期交易效率，开展分时段的标准化交易，增加交易频次、缩短交易周期，中长期交易第六十三条跨省跨区交易结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源，分别参与送、受端省/区域内市场出第二节代理购电与现货市场衔接第六十四条根据各省实际条件，电网企业代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务。代理购电产生的偏第六十五条电网企业考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测代理购电分时段用电量。电网企业通过参与场内集中交易方式第六十六条代理工商业用户购电电量参与现货市场产生的偏差电费按国家相关规定执行。第六十七条为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第三节辅助服务市场与现货市场衔接第六十八条电力调度机构以电力系统安全稳定运行标准为依据，明确各类辅助服务需求确定方法，根据实际情况定期更新辅助第六十九条通过现货市场满足系统调峰需求的，不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务市场品种。第七十条现货市场起步阶段，可单独开展调频辅助服务交易；具备条件时，电能量市场与调频辅助服务市场联合出清。第七十一条现货市场起步阶段，可单独开展备用辅助服务交易；具备条件时，电能量市场与备用辅助服务市场联合出清。第七十二条适时引入爬坡、转动惯量等辅助服务交易品种，对调节性资源进行市场化定价。第七十三条按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立用户侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制。第四节容量补偿机制与现货市场衔接第七十四条各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发第七十五条开展现货市场的地区，要做好现货市场与市场化容量补偿机制的衔接。第七章计量第一节计量要求第七十六条计量管理的目的是保证电能计量量值的准确性、溯源性、及时性，电能计量装置运行安全可靠，维护市场成员合法第七十七条发用单元各计量点结算时段电量应通过计量装置计量或通过数据拟合获得，并考虑变（线）损电量。第二节计量装置管理第七十八条电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置满足市场主体要求后，在以后第七十九条直接参与现货市场的发电企业、电力用户计量点应配置符合国家标准的电表和计量自动化终端，满足电力现货市场第八十条电网企业负责本供电营业区内所有用于交易结算（含发电企业上网交易电量）的电能计量装置的计量管理。发电企第八十一条电网企业根据市场主体的申请，设置关口电能计量点，作为交易结算计量点。第三节计量数据管理第八十二条发电单元关口计量点的电量数据通过相关计量点计量或拟合确定；电力用户（含代理购电用户）关口计量点的电量第八十三条计量数据应当满足最小交易周期的结算需要，电网企业应对各结算时段内计量数据进行校核，保证计量数据准确、第八十四条电网企业应按照有关数据采集、校验、估算的细则和标准，及时、准确计量其服务区域内市场主体计量装置记录的第八十五条电网企业应根据国家相关规定，对采集到的数据进行物理计量点到产权分界点的变（线）损分配。第八十六条电网企业应按照结算周期，依据适用于计量装置及相关市场主体的通用校核规则、个别计量装置特定的校核规则及第八十七条对于存在计量装置计量时段暂时无法满足结算要求等情况的电力用户，数据拟合可采用插值法、外推法、样本法等第八十八条电网企业应当按照电力市场结算要求定期抄录各类市场主体和居民、农业的电能计量装置数据，并将各类市场主体第八十九条电网企业应按照市场主体询问及争议，对计量数据问题进行分类管理，并按规定进行处理。第九十条当计量数据缺失、错误或不可用时，可由相应市场主体或电网企业提出，并由具备资质的计量检定机构确认并出具第九十一条电网企业负责市场主体计量数据管理，包括但不限于原始分时计量数据、调整和汇总后的电量数据（包括线（变）第八章市场结算第一节市场结算管理第九十二条本规则中结算适用于现货市场中批发市场主体的结算，及中长期市场、辅助服务市场等与现货市场结算相关的内容第九十三条电能量批发市场可以按以下两种方式结算：第九十四条现货市场可采用“日清月结”的结算模式，每日对已执行的成交结果进行清分计算，以自然月为周期出具结算依据第九十五条结算时段是指市场进行结算的最小时段，每个结算时段以市场设计为准。每个结算时段的电费由相关出清时段的出第九十六条电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录，分类明确疏导，辅助服务费用、成本补偿、阻第二节市场结算权责第九十七条电力交易机构在市场结算方面的权利和义务主要包括：第九十八条电网企业在市场结算方面的权利和义务主要包括：第九十九条市场主体在市场结算方面的权利和义务主要包括：第三节市场结算计算第一百条省/区域内发电侧主体电能量电费计算应符合以下要求：第一百〇一条省/区域内用户侧主体电能量电费计算应符合以下要求：第一百〇二条可约定用户侧统一（分区）结算点价格进行用户侧结算，市场盈余计算及分配应符合以下要求：第一百〇三条辅助服务费用计算应符合以下要求：第一百〇四条机组和场站的容量费用为其有效容量乘以容量补偿标准或容量价格。容量费用可由电力用户分摊。第四节结算依据及流程第一百〇五条市场主体结算依据应包括但不限于现货电能量电费、中长期合同电费（包括双边合同、政府授权合约等）、辅助服第一百〇六条电力交易机构和电网企业应确定结算周期、结算依据和结算账单出具日期以及收付款日期等，在此基础上制定相关第一百〇七条电力交易机构从电力调度机构及电网企业按日获取每个市场主体的计量数据，计算每个市场主体批发市场的月度结第一百〇八条在每个自然月结束后的第10个工作日，由电力交易机构向市场主体出具结算依据，并推送给电网企业。第一百〇九条电网企业在规定截止日期前，根据结算依据向市场主体发布结算账单。第一百一十条用电侧主体应根据其结算账单在规定截止日期前向电网企业全额支付相关电费。电网企业应根据结算账单在规定截第一百一十一条结算账单内容包括结算依据、汇总表及其他适用的附加项目。向用电侧主体收取电费的结算账单应包括电费、输配第五节结算问询及调整第一百一十二条市场主体可按规定对结算明细数据、结算依据计算过程、结算依据内容等向电力交易机构提出问询，可按规定就结第一百一十三条结算调整应符合以下要求：第六节违约处理第一百一十四条对付款违约市场主体的处理应符合以下要求：第九章信用管理第一节总体原则第一百一十五条开展电力市场信用管理工作，实现对电力现货市场信用与风险的评估、预警和控制，保障电力现货市场安全有序运第一百一十六条应当依法依规建立科学明晰的信用评价体系，对市场主体开展信用评价；建立信用风险管理机制，按照公开、公平第一百一十七条市场运营机构协助政府相关部门，根据市场主体信用评价结果和市场运营情况，进行电力市场信用管理；能源监管第一百一十八条信用管理对象为参加电力市场的市场主体。第一百一十九条信用管理主要内容包括：市场主体的信用档案管理、信用评价、信用风险管理、履约保函及保险管理等。第二节信用管理权责第一百二十条电力交易机构负责协助政府相关部门对信用管理对象进行信用等级评价、风险分级管理、履约保函及保险管理等工第一百二十一条市场主体应遵守电力市场信用管理的制度和办法，主动配合开展信用评价；按照信用管理结果及时足额提交履约担第三节信用评价第一百二十二条信用评价标准体系包括指标内容、评分标准、评级标准。（一）指标内容包括基本条件、守信情况、财务情况及信用情况等。（二）电力交易机构根据指标内容制定评分标准和评级标准。第一百二十三条市场主体按照要求向电力交易机构提供相应资料，电力交易机构根据评分标准对市场主体开展信用评价，依据评分第一百二十四条电力交易机构对市场主体定期开展信用评价工作，并不定期开展抽查。根据定期评定和不定期抽查结果进行等级调第一百二十五条电力交易机构汇总信用评价相关资料及数据，建立数字化信用档案，按月定期报送政府主管部门、能源监管机构。第一百二十六条电力交易机构根据信用评价标准体系，科学设置各信用等级对应的财务风险等级标准，开展市场主体风险管控工作第一百二十七条电力交易机构依据财务风险等级标准，制定各等级的风险管理措施。风险管理措施主要包括但不限于追加信用保证第十章信息披露第一节总体原则第一百二十八条市场成员应当按照《第一百二十九条信息披露应遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则。市场竞争所需信息应当充分披露，信息披露主体对其第二节信息披露权责第一百三十条信息披露主体是指参与电力现货市场的市场成员。第一百三十一条电力交易机构总体负责电力现货市场信息披露的实施，应当设立信息披露平台。信息披露主体按照标准格式通过信第三节信息披露内容与管理第一百三十二条按照信息公开范围，电力现货信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。第一百三十三条电力交易机构应确保信息披露文档形式以可导出的、常规文件格式为主。任何市场成员不得违规获取或泄露未经授第一百三十四条信息披露主体发现已披露信息有误的，应及时更正并公布。第一百三十五条依申请披露信息纳入特定管理流程，由申请人发起申请，经现货市场第一责任单位审核通过并承诺履行保密责任后第十一章风险防控第一节基本要求第一百三十六条建立健全电力市场风险防控机制，有效防控和处理市场风险，保障电力系统安全和市场平稳运行，维护市场主体合第一百三十七条市场运营机构负责建立健全电力市场风险防控相关机制，经市场建设第一责任单位会同能源监管机构审定同意后执第二节风险分类第一百三十八条电力市场风险指发生严重不正当竞争行为、危害事件或不利影响，导致电力市场交易活动无法正常开展、危及电力第一百三十九条电力市场风险类型包括但不限于：第三节风险防控与处置第一百四十条市场风险监测以事前、事中为主。市场运营机构按照政府有关部门要求，加强对电力市场各类交易活动的风险防范第一百四十一条市场运营机构按照有关程序对市场风险进行预警，并报告能源监管机构和政府主管部门。第一百四十二条市场运营机构负责编制各类风险处置预案，包括风险级别、处置措施、各方职责等内容，根据实际滚动修编市场风第一百四十三条市场风险发生时，各方按照事前制定的有关预案，在事中、事后采取相应的措施进行处置，尽可能减小风险造成的第十二章市场监管第一百四十四条各地能源监管机构会同政府相关部门，根据职能依法履行电力现货市场监管职责。电力市场监管依法依规进行，并第一百四十五条市场操纵行为是指市场主体违反公平竞争原则，通过不正当手段制造市场供需紧张或宽松的行情、操纵或影响市场第一百四十六条对于市场成员的市场操纵、泄露市场涉密信息等违规行为，可依据有关规定处理。第一百四十七条能源监管机构可根据需要，聘请第三方机构对交易开展情况进行业务稽核，并提出完善规则等相关建议。第一百四十八条现货市场建设第一责任单位和能源监管机构根据工作要求，可委托具备资质的第三方开展市场监测，第三方监测包第十三章市场干预第一节市场干预条件第一百四十九条市场干预分为政府干预和运营机构干预。政府干预市场措施包括临时中止市场运行、中止部分或全部规则的执行、第一百五十条现货市场运行过程中发生下列情形之一的，由能源监管机构与现货市场第一责任单位按职责作出市场干预决定，并第一百五十一条现货市场运行过程中出现如下情况时，市场运营机构应按照安全第一的原则对市场进行干预，并尽快报告能源监管第二节市场干预内容第一百五十二条市场运营机构须按要求记录干预的原因、措施，分析存在的问题，形成方案建议，并尽快向能源监管机构和政府有第一百五十三条市场运营机构应公布市场干预情况原始日志，包括干预时间、干预人员、干预操作、干预原因，涉及《电力安全事第一百五十四条政府价格主管部门、现货市场第一责任单位、能源监管机构依据职责可采取价格管制的方式干预市场，市场价格干第一百五十五条市场干预期间的电价形成方式由政府主管部门与能源监管机构确定，并在省/区域市场交易规则中明确。若干预期第三节市场中止和恢复第一百五十六条当触发市场干预条件，且市场中止之外的措施不足以将市场恢复到正常运行状态，由现货市场第一责任单位与能源第一百五十七条当异常情况解除、电力市场重新具备各项运行条件后，经现货市场第一责任单位、能源监管机构同意，市场运营机第一百五十八条现货市场第一责任单位与能源监管机构应建立电力市场中止和恢复工作机制并发布实施。第十四章争议处理第一百五十九条市场主体之间、市场主体与市场运营机构之间、市场主体与电网企业之间因参与电力现货市场发生争议的，可向市第一百六十条市场成员应按照以下规定时间提出争议调解申请：第一百六十一条市场成员有义务为政府有关部门、能源监管机构提供争议处理所需的数据和材料，并遵守保密规定。第十五章技术支持系统第一百六十二条电力市场技术支持系统与市场成员及市场运营所需相关系统的数据通信应符合相关标准和通信协议。第一百六十三条电力市场技术支持系统功能规范要求：第一百六十四条电力市场技术支持系统第三方校验要求：第一百六十五条电力市场技术支持系统数据交互和管理的要求：第十六章规则制定第一百六十六条按照中央文件关于电力市场建设的职责分工要求，结合各地能源转型需要和市场建设进程，及时制修订各地电力现第一百六十七条电力现货市场运营规则的编制应按以下要求开展：第一百六十八条电力现货市场运营规则的关键条款包括但不限于：总则、总体要求、市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、附件一名词解释附件二关键条款主要内容附件1电力现货市场基本规则（征求意见稿）二〇二二年十一月I目录第一章总则...............................................................................-1-第二章总体要求.......................................................................-2-第一节建设目标和基本原则...............................................-2-第二节建设路径...................................................................-2-第三节运行要求...................................................................-4-第三章市场成员.......................................................................-7-第一节权利与义务...............................................................-7-第二节准入与退出.............................................................-12-第三节注册、变更与注销.................................................-13-第四章市场构成与价格.........................................................-16-第一节市场构成.................................................................-16-第二节价格机制.................................................................-17-第三节阻塞管理.................................................................-18-第四节市场限价.................................................................-18-第五章现货市场运营.............................................................-20-第一节交易原则.................................................................-20-第二节参数管理与数据准备.............................................-20-第三节市场申报.................................................................-21-第四节日前市场.................................................................-21-第五节日内市场.................................................................-22-第六节实时市场.................................................................-22-II第七节市场出清和结果发布.............................................-22-第八节发电成本调查.........................................................-23-第六章市场衔接机制.............................................................-24-第一节中长期与现货市场衔接.........................................-24-第二节代理购电与现货市场衔接.....................................-24-第三节辅助服务市场与现货市场衔接.............................-25-第四节容量补偿机制与现货市场衔接.............................-25-第七章计量.............................................................................-27-第一节计量要求.................................................................-27-第二节计量装置管理.........................................................-27-第三节计量数据管理.........................................................-29-第八章市场结算.....................................................................-32-第一节市场结算管理.........................................................-32-第二节市场结算权责.........................................................-33-第三节市场结算计算.........................................................-34-第四节结算依据及流程.....................................................-39-第五节结算问询及调整......................…