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第一章 總則
第一條[目的和依據]為規范電力市場運營，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場的統一、開放、競爭、有序，根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件和有關法律、行政法規，制定本規則。
第二條[適用范圍]本規則適用于中華人民共和國境內開展現貨交易的電力市場。
第三條[市場原則]電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不利用市場力或市場規則的缺陷操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。
任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。
第四條[實施主體]國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場和區域電力交易機構實施監管。
國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省（區、市）電力市場監管職責。
第二章 市場成員
第五條[市場成員]電力市場成員包括市場主體（包括市場交易主體和電網經營企業）和市場運營機構三類。其中，市場交易主體包括各類發電企業、售電企業、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等；電網經營企業指運營和維護輸配電資產的輸配電服務企業；市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。
第六條[市場主體登記]所有并網運行的省級及以上調度發電企業應在電力交易機構登記。
為電力市場交易提供輸配電服務的電網經營企業應在電力交易機構登記。
不符合準入條件的電力用戶、符合準入條件但未在電力交易機構注冊的電力用戶（以下統稱“非市場用戶”），由售電企業或電網經營企業代理開展交易，按售電企業約定價格或國家目錄電價結算。
第七條[市場主體注冊]符合準入條件且納入省級政府目錄的的售電企業、電力用戶、發電企業須向電力交易機構申請注冊，取得市場主體資格后，方可參與電力市場交易。申請注冊的發電企業和擁有配電網的售電企業須取得電力業務許可證后。
符合技術條件的獨立輔助服務供應商，須向電力交易機構申請注冊，取得市場主體資格后，方可參與輔助服務交易。
第八條[市場運營機構職責]電力交易機構主要負責市場主體注冊及注銷、組織實施電力市場交易、編制交易計劃，并提供結算依據和服務。
電力調度機構主要負責電網運行安全、系統實時平衡和日以內即時交易，執行交易計劃。
第三章 交易類型、方式與價格
第九條[交易分類]電力市場交易分為電力批發交易和電力零售交易。
電力批發交易主要指發電企業與售電企業或電力大用戶之間通過市場化方式進行的電力交易活動的總稱。
電力零售交易指售電企業與中小型終端電力用戶開展的電力交易活動的總稱。售電企業應代理或匯總其售電量并參與電力批發交易。
第十條[電力批發市場構成]電力批發交易市場主要由中長期市場和現貨市場構成。市場建設初期，電力批發交易市場主要開展電能量交易和輔助服務交易；條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品交易等。
第十一條[電力批發市場模式]電力批發交易市場主要分為分散式市場和集中式市場。
分散式市場主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節；集中式市場主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價。
對于輸電阻塞較嚴重和新能源裝機較多、系統調節能力較差的地區，原則上推薦采用集中式市場。
第十二條[中長期市場構成和交易方式]中長期市場主要采取雙邊協商方式，開展電能量交易，以及可中斷負荷、調壓、黑啟動等輔助服務交易。
第十三條[現貨市場]現貨市場特指在系統實時運行日前一天至實時運行之間，通過交易平臺集中開展的交易活動的總稱。
第十四條[價格]現貨市場采用基于邊際成本定價的機制。現貨電能量市場交易價格實行單一制電量電價；各地根據當地電網的網架結構和輸電阻塞情況，自主選擇分區邊際電價或節點邊際電價等市場價格形成機制。
第四章 中長期電能量市場
第一節 通則
第十五條[中長期電能量交易]中長期電能量交易一般是以合同方式確定在未來一定時間（多年、年、季、月、周等日以上）內完成的電量交易。
中長期電能量交易品種包括：電力直接交易、跨省跨區電能交易等市場化交易，優先發電合同交易，以及基于上述合同開展的電量轉讓交易等。中長期電能量交易形成雙邊實物合同或差價合同等。
第十六條[合同要素]中長期電能量交易合同應至少包括以下主要內容：交易起止時間、合同電量注入節點和流出節點、交易價格（可為分時交易價格）、分時電力曲線等。
第二節 優先發電合同
第十七條[省內供需平衡預測]每年年底，各地預測本地區下一年度電力供需平衡情況，提出未參與市場用戶的用電需求。
省內電量需求預測，應綜合考慮當地經濟社會發展形勢、經濟結構、投資與消費增長等因素，綜合采用電力彈性系數法、年平均增長率法和用電單耗法等進行預測后合理確定。
第十八條[省間優先發電]國家計劃、政府協議形成的省間送受電，納入優先發電。
第十九條[省內優先發電] 省內水電和規劃內的風能、太陽能、生物質能等清潔能源及調節性電源納入優先發電。其中，風電、太陽能發電量原則上按原核價小時數確定，棄風、棄光嚴重地區可根據實際情況靈活處理；水電發電量兼顧資源條件、歷史電量均值和綜合利用確定；供熱機組以熱定電電量。
第二十條[其他優先發電]當未參與市場用戶的用電需求超出上述省間和省內優先發電規模時，可以按照現行的差別電量計劃制定規則，考慮年度檢修計劃后，確定剩余其他各類機組基數電量。市場初期，基數電量視為優先發電電量，隨著發用電計劃的放開，基數電量逐漸縮減為零。
第二十一條[優先發電合同]優先發電量視為年度電能量交易合同電量，執行政府定價。
相關電力企業優先發電計劃安排電量，簽訂年度優先發電合同。分散式批發市場中的優先發電合同為實物合同。集中式批發市場中的優先發電合同為差價合同。
第二十二條[優先發電安排原則]省間和省內優先發電合同電量規模一經確定，不再進行調整。
其他優先發電合同電量，根據每日預測的負荷曲線扣除省間和省內優先發電曲線后，比例分配。
第三節 市場化交易合同
第二十三條[中長期電能量交易合同]市場交易主體簽訂中長期電能量交易合同，須在電力交易機構登記。交易合同可以為實物合同，也可以為差價合同等金融性合同。
第二十四條[中長期電能量交易要求]中長期電能量交易合同，均要求發用電雙方根據合同約定在日前階段自行確定并向電力交易機構提交次日發用電曲線。
對于實物合同，在不違背安全約束的前提下，合同電量需要予以剛性執行，再通過現貨市場對系統的偏差電量進行調整。
對于差價合同，合同電量不需要剛性執行，在日前階段，將以社會福利最大化為目標制定電網次日的發用電曲線，并通過現貨市場不斷更新修正，針對其與差價合同所分解出來的曲線的偏差電量，按現貨市場的價格進行偏差結算。
第二十五條[中長期電能量交易結算]合同交易雙方可根據合同約定自行結算，也可委托電力交易機構和電網企業代為結算。
第四節 交易約束及轉讓
第二十六條[中長期交易約束]現階段，發電企業所持有的中長期交易合同電量原則上不超過其發電能力，若分解為分時電力曲線，則各時段的最大出力不得超過其額定容量。
第二十七條[二級市場]市場主體可以通過合同電量轉讓交易，對簽訂的中長期交易合同電量進行調整。交易后，由新的替代方按交易結果全部或部分履行原交易合同，交易雙方應簽訂轉讓交易合同，送電力交易機構登記。
第六章 現貨市場
第一節 通則
第二十八條[現貨市場體系] 現貨市場包括日前市場、日內市場和實時市場。日內市場視實際需要開展。分散式批發市場中，實時市場可采用實時平衡機制取代。
市場建設初期，現貨市場可先開展日前交易，也可以同時開展日前、日內和實時交易。
第二十九條[現貨市場交易標的物]現貨市場交易標的物包括電能量和備用、調頻等輔助服務。
第三十條[電網公平開放]電網企業應當公平開放輸配電網，為市場交易主體提供安全、可靠、優質、經濟的輸配電服務。
第三十一條[網絡拓撲]電力調度機構應向電力交易機構提供實時更新的電網運行拓撲結構、主要斷面電力約束、發電機組運行狀態等數據，確保在共同的電力系統模型和安全約束條件的前提下形成交易結果。
第三十二條[安全校核]電力調度機構負責電力交易出清結果的安全校核，并與電力交易機構共享市場所需的安全校核算法、計算軟件和數據。
中長期差價合同不需要進行安全校核。中長期實物合同應考慮輸電能力等安全約束，其分解曲線與日前市場交易結果疊加后一并進行安全校核。
第三十三條[發電企業申報]發電企業通過現貨交易平臺開展電能量/輔助服務交易，申報要求如下：
（一）單機裝機容量4萬千瓦以上水電機組、10萬千瓦以上火電機組、核電機組應以單個機組為單位申報；經批準，同一發電廠的多個機組可以集中報價。
（二）其他類型機組按全廠（場）申報。
第三十四條[電力用戶申報]電力用戶通過交易平臺主要開展電能量交易，須具備符合現貨交易和結算的相關技術條件。
第三十五條[售電公司申報]售電公司通過交易平臺主要開展電能量交易，須具備符合現貨交易和結算的相關技術條件。
第三十六條[電網企業申報]電網企業（或下屬供電企業）應申報其所代理非市場用戶的電力需求預測信息。
電網企業下屬供電企業為直接申報單位，以區域或節點為粒度進行申報。
第二節 分散式市場組織實施
第三十七條[優先發電合同分解]電力交易機構根據次日非市場用戶的負荷預測曲線，扣減（受入省）或疊加（送出省）國家計劃、政府間協議形成的跨省（區）交易曲線，扣減風電、光伏發電、徑流式水電、以熱定電等發電曲線，剩余負荷曲線由其他機組按其優先發電合同電量比重分攤，并作為各機組優先發電電量的次日發電曲線。
第三十八條[中長期市場交易合同分解]在實際運行日的規定時間以前（不晚于日前市場開市時間），市場交易主體向電力交易機構提交中長期實物合同所約定的日發用電曲線、注入節點和流出節點等信息。
第三十九條[初始發用電曲線形成] 機組優先發電電量與各類中長期實物交易合同的分解曲線相疊加，即形成次日的初始發電計劃；大用戶和售電企業各類中長期實物交易合同的分解曲線相疊加，即形成次日初始用電計劃。
機組根據次日初始發電計劃，可與其他機組協商進行發電計劃整合，形成更新后的發電計劃。
第四十條[日前市場]日前市場主要針對中長期實物合同之外的次日發用電曲線，組織集中競價交易。市場出清過程中考慮網絡拓撲約束。日前市場交易組織程序如下：
（一）電力調度機構提供日前系統負荷預測曲線（扣減中長期合同對應發用電曲線后形成的次日電力需求曲線）等信息，由電力交易機構發布。
（二）發電企業在規定的時間前向電力交易機構提交次日機組運行的物理參數和各時段賣電報價或/和買電報價及以下信息：啟停費用報價和空載費用報價、爬坡速率、最大最小技術出力、調頻和備用等輔助服務報價等。售電企業、電力用戶在規定的時間前向電力交易機構提交買電或/和賣電報價。
在風電和水電裝機容量占比較大的市場，發電企業應同時申報賣電報價和買電報價，以實現日前發電權交易，促進中長期合同之外的風電和水電的消納，但發電企業申報的賣電報價應高于買電報價。電力用戶和售電企業在一個時段只能選擇買電或賣電之一，不可同時申報買電和賣電報價。
（三）中長期實物合同各時段的分解電量，按照市場規定的最低報價參加日前市場交易優化和出清。
（四）根據市場交易主體的報價，將機組運行能力、網絡拓撲、事故校驗等各類安全約束作為約束條件，以偏差調整成本最小化為目標，直接形成滿足各類安全約束的市場出清結果，包括各市場交易主體各時段的中標電力，以及分區邊際電價或節點邊際電價。
因各類安全約束，導致機組停機或實物合同交易的發電曲線被削減時，按市場出清價格購入相應電力電量，不影響原有合同的結算。
（五）電力交易機構根據日前市場交易結果，形成市場交易主體的次日發用電計劃，送電力調度機構進行安全校核。經校核后，由電力交易機構發布各時段的成交結果和出清價格。
電力調度機構有權對日前市場交易結果進行修改，但要提出充分的理由。
第四十一條[輔助服務]條件成熟時，日前電能量市場和輔助服務市場應聯合優化出清。
第四十二條[平衡服務報價]日前市場結束后，電力交易機構公布各市場交易主體的次日發用電計劃，并更新次日系統負荷預測。發電企業在規定時間內向電力調度機構提交機組次日各時段的平衡服務報價，包括上調報價和下調報價兩種。
未納入次日發用電計劃的機組，可重新申報賣電報價。
第四十三條[日內市場]風電和水電裝機容量占比較大以及其他具備條件的地區，可以組織開展日內市場。
日前市場閉市后至系統實際運行1小時之前，發電企業應及時向電力調度機構提供機組運行狀態更新信息和日內交易報價，包括但不限于可再生能源機組發電功率的更新預測曲線，機組的可用狀態信息，機組發電能力上下限和出力上調、下調報價等；機組的上調出力報價應高于下調出力報價，無調節能力的風電及水電機組申報出力上調、下調報價。
電力用戶和售電企業也只能單向報價，即只能選擇買電或賣電之一。電力調度機構應根據上述申報信息以及網絡拓撲約束，以高低報價匹配為原則進行滾動、持續交易，形成交易匹配對與對應的價格。
第四十四條[實時平衡機制] 實際運行前1小時，電力調度機構根據超短期負荷預測，綜合考慮網絡拓撲約束、機組運行約束等系統安全約束條件后，以15-30分鐘為周期，基于調整成本最小原則接受平衡服務報價，保障下一運行時段基本的電力供需平衡和管理輸電阻塞，運行時段內小的負荷波動通過自動發電控制等輔助服務進行平衡。
第三節 集中式市場組織實施
第四十五條[負荷預測信息發布與優先發電合同分解]電力調度機構負責次日負荷預測曲線預測和發布。
優先發電合同可參照第三十七條規定分解為日前優先發電合同曲線，用于差價結算。
第四十六條[中長期市場交易合同分解]在實際運行日的規定時間以前（不晚于日前市場開市時間），市場交易主體可自行選擇交易合同的執行方式，選擇按差價合同執行的需向電力交易機構提交中長期合同所約定的日發用電曲線、注入節點和流出節點等信息。
第四十七條[日前市場]日前市場采用集中優化的組織方式，以社會福利最大化為目標進行電能量和輔助服務的聯合優化出清。市場出清過程中考慮網絡拓撲約束。日前市場交易組織程序如下：
（一）電力調度機構提供日前系統負荷預測曲線等信息，由電力交易機構發布。
（二）發電企業在規定的時間前向電力交易機構提交次日機組運行的物理參數和報價信息，包括電能費用報價、啟停費用報價和空載費用報價、爬坡速率、最大最小技術出力、調頻和備用等輔助服務報價等；售電企業、電力用戶在規定的時間前向電力交易機構申報次日各時段購電量。
（三）根據市場交易主體的申報信息，將機組運行能力、網絡拓撲、事故校驗等各類安全約束作為約束條件，以社會福利最大化為目標，計算形成滿足各類安全約束的市場出清結果，包括次日機組組合、各市場交易主體中標各時段的中標電力和輔助服務以及分區邊際電價或節點邊際電價。
第四十八條[重新報價]日前市場結束后，未納入次日機組組合的機組，可以重新申報電能費用報價、啟停費用報價和空載費用報價
第四十九條[實時市場]實時市場基于更新的超短期預測負荷曲線，采取全電量集中優化的組織方式，以社會福利最大化為目標，利用帶安全約束的經濟調度程序進行市場出清，形成機組需要實際執行的發電計劃和用于事后偏差電量結算的實時市場價格等信息。
市場出清過程中需詳細考慮實時更新后的網絡拓撲、發電機組運行能力、事故校驗等安全約束問題。實時市場交易時段為5-15分鐘。
第六章 輔助服務市場
第五十條[中長期輔助服務交易]對于在未來一定時間（年、季、月、周等日以上）內的可中斷負荷、調壓、黑啟動等輔助服務，由電力調度機構與市場交易主體通過雙邊協商或集中競價等方式確定輔助服務提供方及價格，簽訂輔助服務合同并送電力交易機構登記。
第五十一條[現貨輔助服務交易]現貨輔助服務是指次日或者日內未來某一時段系統運行所需要的備用、調頻等輔助服務。原則上現貨輔助服務交易通過市場交易平臺競價確定。
第五十二條[輔助服務考核]電力調度機構應定期對市場交易主體提供輔助服務的能力進行測試。測試結果應公布并向能源監管機構報告。電力市場主體不能按照要求提供輔助服務時，應當及時向電力調度機構報告，并接受考核。考核費用用于輔助服務補償資金。
輔助服務考核辦法由能源監管機構組織電力調度機構制訂并實施。
第五十三條[輔助服務分擔]按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。
與全體電力用戶相關的輔助服務費用，暫由所有并網發電企業按上網電量共同承擔。與部分電力用戶相關的輔助服務費用，由該部分電力用戶主要承擔。
第七章 計量和抄表
第五十四條[電能計量裝置]市場主體應當根據電力市場結算要求，安裝具備遠程抄表和分時計量等功能且符合國家或行業標準的電能計量裝置，由電能計量檢測機構檢定后投入使用。
本規則所稱電能計量檢測機構，是指經政府計量行政部門認可、電能交易雙方確認的電能計量檢測機構。
第五十五條[電能計量裝置校核]市場主體可以申請校核電能計量裝置，經校核，電能計量裝置誤差達不到規定精度的，由此發生的費用由該電能計量裝置的產權方承擔；電能計量裝置誤差達到規定精度的，由此發生的費用由申請方承擔。
第五十六條[電能計量裝置安裝點]電能交易雙方簽訂的電能交易合同應當明確電能的計量點。電能計量點位于交易雙方的產權分界點，產權分界點不能安裝電能計量裝置的，由雙方協商確定電能計量點。法定或者約定的計量點計量的電能作為電費結算的依據。電力市場主體以計量點為分界承擔電能損耗和相關責任。
第五十七條[抄表責任]電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置記錄電量，并提交給電力交易機構作為結算依據。
電力交易機構應當建立并維護電能計量數據庫，并按照有關規定向電力市場主體公布相關的電能計量數據。
第五十八條[輔助服務計量]輔助服務通過能量管理系統、電力需求側系統等計量，由電力調度機構按結算要求統計輔助服務提供和使用情況，按規定送電力交易機構。
第八章 交易結算
第一節 通則
第五十九條[結算電價單位時間]市場交易主體結算電價最小單位時間：
（一）中長期市場按市場交易主體約定的價格結算，原則上以不低于1小時為結算電價單位時間；
（二）現貨市場以1小時為結算電價單位時間。
第六十條[結算電價位置范圍]對于日前市場和實時平衡市場，電力用戶可以按分區邊際電價或節點邊際電價結算，也可將節點邊際電價加權平均后作為電力用戶的結算價格。
第二節 分散式交易結算
第六十一條[電能量交易結算規則]中長期市場和現貨市場電能量交易結果結算程序：
（一）中長期交易結算：中長期優先發電合同電量按照政府規定的上網電價進行結算。中長期市場化交易按照合同約定的價格和電量進行結算。
（二）日前市場交易：日前市場出清形成的交易計劃與中長期合同分解形成的日合同曲線之間的偏差量，按照日前市場形成的價格結算。
（三）日內市場交易：交易主體日內交易的中標電量，按日內市場形成的價格結算。
（四）平衡服務中標電量。實時平衡機制中，被電力調度機構接受的平衡服務，按照市場交易主體報價結算。
（五）不平衡電量：市場交易主體實際發用電曲線與交易計劃曲線（含日內交易中標電量和平衡服務中標電量）之間的偏差量稱為不平衡電量，按照實時平衡機制形成的價格結算。
不平衡電量的結算價格應考慮市場總體供需情況，采用不同的定價機制。當系統處于供大于求狀態時，機組增發電量或用戶少用電量，采用懲罰性結算價格，機組減發電量或用戶增用定量，采用常規性結算價格；當系統處于供不應求狀態時，則反之。
第六十二條[輔助服務結算規則]中長期輔助服務按照合同約定價格結算。現貨輔助服務按照市場邊際價格結算。輔助服務市場未建立之前，可參照和完善現有“兩個細則”執行。
第六十三條[阻塞成本結算規則]對于實物合同交易，由于輸電阻塞所增加的購電成本，由對應發電方承擔。實時平衡機制中，輸電阻塞所增加的購電成本，由市場交易主體共同承擔。
第三節 集中式交易結算
第六十四條[電能量交易結算規則]中長期市場和現貨市場電能量交易結果結算程序：
（一）中長期交易結算：中長期的公益性、調節性電量按照政府規定的上網電價和目錄電價進行結算。中長期市場化交易則按照交易雙方協商的價格和電量進行結算。
（二）日前市場交易：日前市場出清形成的交易計劃與中長期合同分解形成的日合同曲線之間的偏差量，按照日前市場價格進行結算。
（三）實時市場交易：市場交易主體實際發用電曲線與日前出清形成的交易計劃曲線之間的偏差量，按照實時市場價格進行結算。
第六十五條[輔助服務結算規則]備用和調頻等輔助服務按照日前市場出清價格和實際調用效果進行結算；可中斷負荷、調壓、黑啟動等輔助服務按照合同約定價格和實際調用效果進行結算。
第六十六條[阻塞剩余結算規則]市場建設初期，由電網阻塞所引起的阻塞剩余，按上網電量比例分配給發電企業。待金融輸電權市場建立之后，阻塞剩余通過金融輸電權市場進行分配。
第四節 其他
第六十七條[輸配費用及其他]參與交易的市場主體按照國家核定的輸配電價標準繳納輸配電費用。輸配電價未核準前，可維持現有的購售價差不變，即采用發售聯動機制。
電力用戶根據實際用電量，按照國家規定繳納的政府性基金和附加等標準繳納相關費用。
第六十八條[結算憑據]電力交易機構根據中長期交易合同、現貨市場交易結果以及電量計量數據等，出具電量電費、輔助服務費及輸電服務費等結算憑證。結算憑據需在規定時間內完成，原則上日前市場、實時平衡市場的結算憑據原則上應該在3-10個工作日內形成。中長期合同原則上按月出具結算憑據。
第六十九條[電費結算]電力市場主體按照交易機構出具的結算憑據進行電費結算。
中長期交易可以根據市場交易發展情況及市場主體意愿，由合同雙方自主協商電費結算方式，也可以委托電網企業、電力交易機構進行電費結算。
第九章 信息披露
第七十條[信息分類]按照信息屬性分類，市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其它市場成員公布的數據和信息。
第七十一條[信息披露責任]電力交易機構、電力調度機構和電力市場主體應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。
電力交易機構、電力調度機構、電網經營企業應公平對待市場交易主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。
第七十二條[信息披露分工]電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場交易主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息等。
電力市場主體應當按照有關規定向電力交易機構、電力調度機構提供信息。
第七十三條[信息披露方式]在確保安全的基礎上，電力市場信息原則上通過電力市場技術支持系統發布，也可以輔以報刊、廣播、電視等媒體，信息發布會，簡報、公告等披露途徑。
第七十四條[信息披露監管]能源監管機構制定電力市場信息披露管理辦法并監督實施。
第十章 電力市場技術支持系統
第七十五條[有關職責]電力交易機構負責電力市場技術支持系統的建設和維護管理。電力市場主體按照規定配備有關配套設施并負責日常維護管理。
電力市場管理委員會審定電力市場技術支持系統規劃和設計方案。
第七十六條[功能要求]電力市場技術支持系統建設應當符合規定的性能指標。電力市場技術支持系統包括能量管理、合同管理、交易管理、電能計量、結算系統、市場申報、市場分析與預測、信息發布、市場監管等功能模塊。
第七十七條[其他要求]電力市場技術支持系統建設應當以電力市場運營規則為基礎。在同一電力市場內，電力市場技術支持系統應當統一規劃、統一設計、統一管理、同步實施、分別維護。電力市場交易支持系統應當根據電力市場發展的需要及時更新。
第十一章 市場風險防控
第七十八條[市場限價]能源監管機構、有關國家價格主管部門可根據需要，制定現貨市場最高報價，規避電力市場價格劇烈大幅波動的風險。
第七十九條[市場力防范]能源監管機構授權電力交易機構按照相關規定，將可能影響市場正常運行的機組認定為市場價格接受者，或強制相關發電機組簽訂中長期合同，以維護市場公平、防范市場風險。
第八十條[保證金、預付費]電力交易機構可以對電力用戶（售電企業）實施交易保證金、預付費制度，維護市場結算安全。
第八十一條[市場力監測]能源監管機構建立完善市場力監測與評價標準，加強對市場主體濫用市場力行為的監管。
第八十二條[市場干預]能源監管機構根據維護電力市場正常運作和電力系統安全的需要，制定電力市場干預、中止辦法，規定電力市場干預、中止的條件和相關處理方法。
第十二章 系統運行安全
第八十三條[調度紀律]電力市場主體應當執行有關電網運行管理的規程、規定，服從統一調度，加強設備維護，按照并網調度協議配備必要的安全設施，維護電力系統的安全穩定運行。
第八十四條[檢修管理]電力調度機構應當根據市場交易計劃、電力供需形勢、設備運行狀況、安全約束條件和系統運行狀況，統籌安排電力設備檢修計劃。
市場主體應按規定的時間向電力調度機構申報電力設備檢修計劃，經電力調度機構批準后方可確認。電力調度機構應及時向市場主體披露已提交申報和已批準確認的檢修計劃。
第八十五條[調度要求]電力調度機構應當嚴格執行電力調度規則，合理安排系統運行方式，及時向電力市場主體預報或者通報影響電力系統安全運行的信息，防止電網事故，保障電網運行安全。
第八十六條[緊急事故處理]系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。為保障市場主體利益，應對電力市場運行情況下的緊急事故進行分類定級。
第十三章 附 則
第八十七條[有關程序]國家能源局派出機構組織電力交易機構根據本規則擬定各地電力市場運營規則，報國家能源局備案后執行。
第八十八條[市場監管]電力市場監管辦法由國家能源局另行制定。
第八十九條[解釋]本規則由國家能源局負責解釋。原有電力交易相關規則與本規則不一致的，以本規則為準。
第九十條[名詞解釋]本規則中有關專業名詞解釋及說明見附件。
第九十一條[文件實施]本規則自XX年XX月XX日起施行。
附件:電力市場有關專業名詞解釋及說明
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電力市場有關專業名詞解釋及說明
1.日前市場。日前市場是現貨市場的重要組成部分，其運作方式有多種。
在以實物雙邊合約為主的市場中（如英國），日前市場是一個雙邊合約之外的增量市場，發電商和大用戶（含零售商）可申報次日各時段的賣電報價和買電報價，交易機構通過市場出清軟件得到各時段最優的交易計劃及結算電價。
在以金融性合約為主的市場中（如美國PJM），日前市場是一個全電量競價市場，發電企業申報機組的報價曲線，大用戶（含零售商）申報各時段的買電報價，系統運行商在滿足電網安全約束的前提下，通過市場出清軟件得到各時段最優的交易計劃及結算電價，形成滿足系統可靠性要求的日前機組組合和各機組的日前發電計劃。
2.日內市場。日內市場主要應用在北歐、德國等以實物雙邊合約為主的市場模式中。日內市場中，所有市場主體既可以買電、也可以賣電。交易主體申報實際交割前的各時段買電或賣電的量和價（通常按15min報價）。日內市場通常采用先到先得、價格優先的原則進行滾動、持續出清。
由于風電、光伏等間歇式能源的出力預測誤差在隨著預測時間的縮短，預測精度會明顯提升。因此，開設日內市場可以進一步促進間歇式能源的消納，并幫助市場主體進一步降低因預測偏差引起的不平衡電量結算風險。
3.實時市場/（小時前）平衡市場。實時市場/（小時前）平衡市場主要在于保障系統的實時平衡與阻塞管理。以實物雙邊合約為主的市場和以金融性合約為主的市場中，系統實時平衡的運行機制存在較大差異。
以實物雙邊合約為主的市場模式中，發電機組需要在實際運行前的規定時間內（通常為1小時）提交下一時段的運行計劃及上調和下調服務報價，調度機構根據最新的負荷預測信息和系統運行狀況，基于經濟調度原則確定機組中標的上調服務和下調服務，保障系統的實時平衡。
以金融性合約為主的市場模式中，日前市場形成機組組合需要優先保證執行，其發電計劃可作為結算參考，并不需要物理執行。實時市場中，系統運行機構根據機組在日前市場提供的報價曲線和實時的負荷需求，基于經濟調度原則，考慮網絡安全約束，實時計算各機組每5min的出力計劃及市場出清價格。
4.實物合同。合同雙方根據實際供需情況，自行分解簽訂的中長期合同，在規定的時間將實際運行日分時曲線提交電力調度機構，納入市場交易主體的發用電計劃，進行實際交割。
5.差價合同。差價合同是指為規避現貨市場價格波動引起過大的金融風險，交易雙方以事先敲定的合同價格與合同交割時的現貨價格之差為基礎簽訂的一種金融性合同。差價合同僅作為結算依據，不影響調度運行，合同電量仍然參與現貨競價。
6.分區邊際電價。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區域（即價區），并以區域內邊際機組的價格作為該區域市場出清價格，即分區邊際電價。
7.節點邊際電價。以電網特定的節點上新增單位負荷所產生的新增供電成本為基礎計算的電價。
8.輸電權。輸電權是指允許輸送一定容量的權利，它賦予其所有者相應容量的權利或者取得與其相關經濟利益的權利。具有鎖定輸電費用或保證電力傳輸的功能，即電力交易者在購買了輸電權后，可以保證以既定的輸電價格實現電能的傳輸，即使電網實際運行中發生阻塞，也能獲得相應的經濟補償。
9.阻塞盈余。阻塞盈余是指由于輸電阻塞引起的交易盈余。當采用分區定價方法消除阻塞時，由于電能輸入區的市場出清電價一般要高于電能輸出區，這樣由電能輸入區出清電價和阻塞斷面的輸送電能所確定的購電費用要高于電能輸出區出清電價和阻塞斷面輸送電能所確定的售電輸入，這兩部分差額就是阻塞盈余。
10.阻塞成本。阻塞成本是指由于輸電阻塞需要調整電能交易計劃而引起的系統總購電費用的增加部分。
第一條[目的和依據]為規范電力市場運營，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場的統一、開放、競爭、有序，根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件和有關法律、行政法規，制定本規則。
第二條[適用范圍]本規則適用于中華人民共和國境內開展現貨交易的電力市場。
第三條[市場原則]電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不利用市場力或市場規則的缺陷操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。
任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。
第四條[實施主體]國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場和區域電力交易機構實施監管。
國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省（區、市）電力市場監管職責。
第二章 市場成員
第五條[市場成員]電力市場成員包括市場主體（包括市場交易主體和電網經營企業）和市場運營機構三類。其中，市場交易主體包括各類發電企業、售電企業、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等；電網經營企業指運營和維護輸配電資產的輸配電服務企業；市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。
第六條[市場主體登記]所有并網運行的省級及以上調度發電企業應在電力交易機構登記。
為電力市場交易提供輸配電服務的電網經營企業應在電力交易機構登記。
不符合準入條件的電力用戶、符合準入條件但未在電力交易機構注冊的電力用戶（以下統稱“非市場用戶”），由售電企業或電網經營企業代理開展交易，按售電企業約定價格或國家目錄電價結算。
第七條[市場主體注冊]符合準入條件且納入省級政府目錄的的售電企業、電力用戶、發電企業須向電力交易機構申請注冊，取得市場主體資格后，方可參與電力市場交易。申請注冊的發電企業和擁有配電網的售電企業須取得電力業務許可證后。
符合技術條件的獨立輔助服務供應商，須向電力交易機構申請注冊，取得市場主體資格后，方可參與輔助服務交易。
第八條[市場運營機構職責]電力交易機構主要負責市場主體注冊及注銷、組織實施電力市場交易、編制交易計劃，并提供結算依據和服務。
電力調度機構主要負責電網運行安全、系統實時平衡和日以內即時交易，執行交易計劃。
第三章 交易類型、方式與價格
第九條[交易分類]電力市場交易分為電力批發交易和電力零售交易。
電力批發交易主要指發電企業與售電企業或電力大用戶之間通過市場化方式進行的電力交易活動的總稱。
電力零售交易指售電企業與中小型終端電力用戶開展的電力交易活動的總稱。售電企業應代理或匯總其售電量并參與電力批發交易。
第十條[電力批發市場構成]電力批發交易市場主要由中長期市場和現貨市場構成。市場建設初期，電力批發交易市場主要開展電能量交易和輔助服務交易；條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品交易等。
第十一條[電力批發市場模式]電力批發交易市場主要分為分散式市場和集中式市場。
分散式市場主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節；集中式市場主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價。
對于輸電阻塞較嚴重和新能源裝機較多、系統調節能力較差的地區，原則上推薦采用集中式市場。
第十二條[中長期市場構成和交易方式]中長期市場主要采取雙邊協商方式，開展電能量交易，以及可中斷負荷、調壓、黑啟動等輔助服務交易。
第十三條[現貨市場]現貨市場特指在系統實時運行日前一天至實時運行之間，通過交易平臺集中開展的交易活動的總稱。
第十四條[價格]現貨市場采用基于邊際成本定價的機制。現貨電能量市場交易價格實行單一制電量電價；各地根據當地電網的網架結構和輸電阻塞情況，自主選擇分區邊際電價或節點邊際電價等市場價格形成機制。
第四章 中長期電能量市場
第一節 通則
第十五條[中長期電能量交易]中長期電能量交易一般是以合同方式確定在未來一定時間（多年、年、季、月、周等日以上）內完成的電量交易。
中長期電能量交易品種包括：電力直接交易、跨省跨區電能交易等市場化交易，優先發電合同交易，以及基于上述合同開展的電量轉讓交易等。中長期電能量交易形成雙邊實物合同或差價合同等。
第十六條[合同要素]中長期電能量交易合同應至少包括以下主要內容：交易起止時間、合同電量注入節點和流出節點、交易價格（可為分時交易價格）、分時電力曲線等。
第二節 優先發電合同
第十七條[省內供需平衡預測]每年年底，各地預測本地區下一年度電力供需平衡情況，提出未參與市場用戶的用電需求。
省內電量需求預測，應綜合考慮當地經濟社會發展形勢、經濟結構、投資與消費增長等因素，綜合采用電力彈性系數法、年平均增長率法和用電單耗法等進行預測后合理確定。
第十八條[省間優先發電]國家計劃、政府協議形成的省間送受電，納入優先發電。
第十九條[省內優先發電] 省內水電和規劃內的風能、太陽能、生物質能等清潔能源及調節性電源納入優先發電。其中，風電、太陽能發電量原則上按原核價小時數確定，棄風、棄光嚴重地區可根據實際情況靈活處理；水電發電量兼顧資源條件、歷史電量均值和綜合利用確定；供熱機組以熱定電電量。
第二十條[其他優先發電]當未參與市場用戶的用電需求超出上述省間和省內優先發電規模時，可以按照現行的差別電量計劃制定規則，考慮年度檢修計劃后，確定剩余其他各類機組基數電量。市場初期，基數電量視為優先發電電量，隨著發用電計劃的放開，基數電量逐漸縮減為零。
第二十一條[優先發電合同]優先發電量視為年度電能量交易合同電量，執行政府定價。
相關電力企業優先發電計劃安排電量，簽訂年度優先發電合同。分散式批發市場中的優先發電合同為實物合同。集中式批發市場中的優先發電合同為差價合同。
第二十二條[優先發電安排原則]省間和省內優先發電合同電量規模一經確定，不再進行調整。
其他優先發電合同電量，根據每日預測的負荷曲線扣除省間和省內優先發電曲線后，比例分配。
第三節 市場化交易合同
第二十三條[中長期電能量交易合同]市場交易主體簽訂中長期電能量交易合同，須在電力交易機構登記。交易合同可以為實物合同，也可以為差價合同等金融性合同。
第二十四條[中長期電能量交易要求]中長期電能量交易合同，均要求發用電雙方根據合同約定在日前階段自行確定并向電力交易機構提交次日發用電曲線。
對于實物合同，在不違背安全約束的前提下，合同電量需要予以剛性執行，再通過現貨市場對系統的偏差電量進行調整。
對于差價合同，合同電量不需要剛性執行，在日前階段，將以社會福利最大化為目標制定電網次日的發用電曲線，并通過現貨市場不斷更新修正，針對其與差價合同所分解出來的曲線的偏差電量，按現貨市場的價格進行偏差結算。
第二十五條[中長期電能量交易結算]合同交易雙方可根據合同約定自行結算，也可委托電力交易機構和電網企業代為結算。
第四節 交易約束及轉讓
第二十六條[中長期交易約束]現階段，發電企業所持有的中長期交易合同電量原則上不超過其發電能力，若分解為分時電力曲線，則各時段的最大出力不得超過其額定容量。
第二十七條[二級市場]市場主體可以通過合同電量轉讓交易，對簽訂的中長期交易合同電量進行調整。交易后，由新的替代方按交易結果全部或部分履行原交易合同，交易雙方應簽訂轉讓交易合同，送電力交易機構登記。
第六章 現貨市場
第一節 通則
第二十八條[現貨市場體系] 現貨市場包括日前市場、日內市場和實時市場。日內市場視實際需要開展。分散式批發市場中，實時市場可采用實時平衡機制取代。
市場建設初期，現貨市場可先開展日前交易，也可以同時開展日前、日內和實時交易。
第二十九條[現貨市場交易標的物]現貨市場交易標的物包括電能量和備用、調頻等輔助服務。
第三十條[電網公平開放]電網企業應當公平開放輸配電網，為市場交易主體提供安全、可靠、優質、經濟的輸配電服務。
第三十一條[網絡拓撲]電力調度機構應向電力交易機構提供實時更新的電網運行拓撲結構、主要斷面電力約束、發電機組運行狀態等數據，確保在共同的電力系統模型和安全約束條件的前提下形成交易結果。
第三十二條[安全校核]電力調度機構負責電力交易出清結果的安全校核，并與電力交易機構共享市場所需的安全校核算法、計算軟件和數據。
中長期差價合同不需要進行安全校核。中長期實物合同應考慮輸電能力等安全約束，其分解曲線與日前市場交易結果疊加后一并進行安全校核。
第三十三條[發電企業申報]發電企業通過現貨交易平臺開展電能量/輔助服務交易，申報要求如下：
（一）單機裝機容量4萬千瓦以上水電機組、10萬千瓦以上火電機組、核電機組應以單個機組為單位申報；經批準，同一發電廠的多個機組可以集中報價。
（二）其他類型機組按全廠（場）申報。
第三十四條[電力用戶申報]電力用戶通過交易平臺主要開展電能量交易，須具備符合現貨交易和結算的相關技術條件。
第三十五條[售電公司申報]售電公司通過交易平臺主要開展電能量交易，須具備符合現貨交易和結算的相關技術條件。
第三十六條[電網企業申報]電網企業（或下屬供電企業）應申報其所代理非市場用戶的電力需求預測信息。
電網企業下屬供電企業為直接申報單位，以區域或節點為粒度進行申報。
第二節 分散式市場組織實施
第三十七條[優先發電合同分解]電力交易機構根據次日非市場用戶的負荷預測曲線，扣減（受入省）或疊加（送出省）國家計劃、政府間協議形成的跨省（區）交易曲線，扣減風電、光伏發電、徑流式水電、以熱定電等發電曲線，剩余負荷曲線由其他機組按其優先發電合同電量比重分攤，并作為各機組優先發電電量的次日發電曲線。
第三十八條[中長期市場交易合同分解]在實際運行日的規定時間以前（不晚于日前市場開市時間），市場交易主體向電力交易機構提交中長期實物合同所約定的日發用電曲線、注入節點和流出節點等信息。
第三十九條[初始發用電曲線形成] 機組優先發電電量與各類中長期實物交易合同的分解曲線相疊加，即形成次日的初始發電計劃；大用戶和售電企業各類中長期實物交易合同的分解曲線相疊加，即形成次日初始用電計劃。
機組根據次日初始發電計劃，可與其他機組協商進行發電計劃整合，形成更新后的發電計劃。
第四十條[日前市場]日前市場主要針對中長期實物合同之外的次日發用電曲線，組織集中競價交易。市場出清過程中考慮網絡拓撲約束。日前市場交易組織程序如下：
（一）電力調度機構提供日前系統負荷預測曲線（扣減中長期合同對應發用電曲線后形成的次日電力需求曲線）等信息，由電力交易機構發布。
（二）發電企業在規定的時間前向電力交易機構提交次日機組運行的物理參數和各時段賣電報價或/和買電報價及以下信息：啟停費用報價和空載費用報價、爬坡速率、最大最小技術出力、調頻和備用等輔助服務報價等。售電企業、電力用戶在規定的時間前向電力交易機構提交買電或/和賣電報價。
在風電和水電裝機容量占比較大的市場，發電企業應同時申報賣電報價和買電報價，以實現日前發電權交易，促進中長期合同之外的風電和水電的消納，但發電企業申報的賣電報價應高于買電報價。電力用戶和售電企業在一個時段只能選擇買電或賣電之一，不可同時申報買電和賣電報價。
（三）中長期實物合同各時段的分解電量，按照市場規定的最低報價參加日前市場交易優化和出清。
（四）根據市場交易主體的報價，將機組運行能力、網絡拓撲、事故校驗等各類安全約束作為約束條件，以偏差調整成本最小化為目標，直接形成滿足各類安全約束的市場出清結果，包括各市場交易主體各時段的中標電力，以及分區邊際電價或節點邊際電價。
因各類安全約束，導致機組停機或實物合同交易的發電曲線被削減時，按市場出清價格購入相應電力電量，不影響原有合同的結算。
（五）電力交易機構根據日前市場交易結果，形成市場交易主體的次日發用電計劃，送電力調度機構進行安全校核。經校核后，由電力交易機構發布各時段的成交結果和出清價格。
電力調度機構有權對日前市場交易結果進行修改，但要提出充分的理由。
第四十一條[輔助服務]條件成熟時，日前電能量市場和輔助服務市場應聯合優化出清。
第四十二條[平衡服務報價]日前市場結束后，電力交易機構公布各市場交易主體的次日發用電計劃，并更新次日系統負荷預測。發電企業在規定時間內向電力調度機構提交機組次日各時段的平衡服務報價，包括上調報價和下調報價兩種。
未納入次日發用電計劃的機組，可重新申報賣電報價。
第四十三條[日內市場]風電和水電裝機容量占比較大以及其他具備條件的地區，可以組織開展日內市場。
日前市場閉市后至系統實際運行1小時之前，發電企業應及時向電力調度機構提供機組運行狀態更新信息和日內交易報價，包括但不限于可再生能源機組發電功率的更新預測曲線，機組的可用狀態信息，機組發電能力上下限和出力上調、下調報價等；機組的上調出力報價應高于下調出力報價，無調節能力的風電及水電機組申報出力上調、下調報價。
電力用戶和售電企業也只能單向報價，即只能選擇買電或賣電之一。電力調度機構應根據上述申報信息以及網絡拓撲約束，以高低報價匹配為原則進行滾動、持續交易，形成交易匹配對與對應的價格。
第四十四條[實時平衡機制] 實際運行前1小時，電力調度機構根據超短期負荷預測，綜合考慮網絡拓撲約束、機組運行約束等系統安全約束條件后，以15-30分鐘為周期，基于調整成本最小原則接受平衡服務報價，保障下一運行時段基本的電力供需平衡和管理輸電阻塞，運行時段內小的負荷波動通過自動發電控制等輔助服務進行平衡。
第三節 集中式市場組織實施
第四十五條[負荷預測信息發布與優先發電合同分解]電力調度機構負責次日負荷預測曲線預測和發布。
優先發電合同可參照第三十七條規定分解為日前優先發電合同曲線，用于差價結算。
第四十六條[中長期市場交易合同分解]在實際運行日的規定時間以前（不晚于日前市場開市時間），市場交易主體可自行選擇交易合同的執行方式，選擇按差價合同執行的需向電力交易機構提交中長期合同所約定的日發用電曲線、注入節點和流出節點等信息。
第四十七條[日前市場]日前市場采用集中優化的組織方式，以社會福利最大化為目標進行電能量和輔助服務的聯合優化出清。市場出清過程中考慮網絡拓撲約束。日前市場交易組織程序如下：
（一）電力調度機構提供日前系統負荷預測曲線等信息，由電力交易機構發布。
（二）發電企業在規定的時間前向電力交易機構提交次日機組運行的物理參數和報價信息，包括電能費用報價、啟停費用報價和空載費用報價、爬坡速率、最大最小技術出力、調頻和備用等輔助服務報價等；售電企業、電力用戶在規定的時間前向電力交易機構申報次日各時段購電量。
（三）根據市場交易主體的申報信息，將機組運行能力、網絡拓撲、事故校驗等各類安全約束作為約束條件，以社會福利最大化為目標，計算形成滿足各類安全約束的市場出清結果，包括次日機組組合、各市場交易主體中標各時段的中標電力和輔助服務以及分區邊際電價或節點邊際電價。
第四十八條[重新報價]日前市場結束后，未納入次日機組組合的機組，可以重新申報電能費用報價、啟停費用報價和空載費用報價
第四十九條[實時市場]實時市場基于更新的超短期預測負荷曲線，采取全電量集中優化的組織方式，以社會福利最大化為目標，利用帶安全約束的經濟調度程序進行市場出清，形成機組需要實際執行的發電計劃和用于事后偏差電量結算的實時市場價格等信息。
市場出清過程中需詳細考慮實時更新后的網絡拓撲、發電機組運行能力、事故校驗等安全約束問題。實時市場交易時段為5-15分鐘。
第六章 輔助服務市場
第五十條[中長期輔助服務交易]對于在未來一定時間（年、季、月、周等日以上）內的可中斷負荷、調壓、黑啟動等輔助服務，由電力調度機構與市場交易主體通過雙邊協商或集中競價等方式確定輔助服務提供方及價格，簽訂輔助服務合同并送電力交易機構登記。
第五十一條[現貨輔助服務交易]現貨輔助服務是指次日或者日內未來某一時段系統運行所需要的備用、調頻等輔助服務。原則上現貨輔助服務交易通過市場交易平臺競價確定。
第五十二條[輔助服務考核]電力調度機構應定期對市場交易主體提供輔助服務的能力進行測試。測試結果應公布并向能源監管機構報告。電力市場主體不能按照要求提供輔助服務時，應當及時向電力調度機構報告，并接受考核。考核費用用于輔助服務補償資金。
輔助服務考核辦法由能源監管機構組織電力調度機構制訂并實施。
第五十三條[輔助服務分擔]按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。
與全體電力用戶相關的輔助服務費用，暫由所有并網發電企業按上網電量共同承擔。與部分電力用戶相關的輔助服務費用，由該部分電力用戶主要承擔。
第七章 計量和抄表
第五十四條[電能計量裝置]市場主體應當根據電力市場結算要求，安裝具備遠程抄表和分時計量等功能且符合國家或行業標準的電能計量裝置，由電能計量檢測機構檢定后投入使用。
本規則所稱電能計量檢測機構，是指經政府計量行政部門認可、電能交易雙方確認的電能計量檢測機構。
第五十五條[電能計量裝置校核]市場主體可以申請校核電能計量裝置，經校核，電能計量裝置誤差達不到規定精度的，由此發生的費用由該電能計量裝置的產權方承擔；電能計量裝置誤差達到規定精度的，由此發生的費用由申請方承擔。
第五十六條[電能計量裝置安裝點]電能交易雙方簽訂的電能交易合同應當明確電能的計量點。電能計量點位于交易雙方的產權分界點，產權分界點不能安裝電能計量裝置的，由雙方協商確定電能計量點。法定或者約定的計量點計量的電能作為電費結算的依據。電力市場主體以計量點為分界承擔電能損耗和相關責任。
第五十七條[抄表責任]電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置記錄電量，并提交給電力交易機構作為結算依據。
電力交易機構應當建立并維護電能計量數據庫，并按照有關規定向電力市場主體公布相關的電能計量數據。
第五十八條[輔助服務計量]輔助服務通過能量管理系統、電力需求側系統等計量，由電力調度機構按結算要求統計輔助服務提供和使用情況，按規定送電力交易機構。
第八章 交易結算
第一節 通則
第五十九條[結算電價單位時間]市場交易主體結算電價最小單位時間：
（一）中長期市場按市場交易主體約定的價格結算，原則上以不低于1小時為結算電價單位時間；
（二）現貨市場以1小時為結算電價單位時間。
第六十條[結算電價位置范圍]對于日前市場和實時平衡市場，電力用戶可以按分區邊際電價或節點邊際電價結算，也可將節點邊際電價加權平均后作為電力用戶的結算價格。
第二節 分散式交易結算
第六十一條[電能量交易結算規則]中長期市場和現貨市場電能量交易結果結算程序：
（一）中長期交易結算：中長期優先發電合同電量按照政府規定的上網電價進行結算。中長期市場化交易按照合同約定的價格和電量進行結算。
（二）日前市場交易：日前市場出清形成的交易計劃與中長期合同分解形成的日合同曲線之間的偏差量，按照日前市場形成的價格結算。
（三）日內市場交易：交易主體日內交易的中標電量，按日內市場形成的價格結算。
（四）平衡服務中標電量。實時平衡機制中，被電力調度機構接受的平衡服務，按照市場交易主體報價結算。
（五）不平衡電量：市場交易主體實際發用電曲線與交易計劃曲線（含日內交易中標電量和平衡服務中標電量）之間的偏差量稱為不平衡電量，按照實時平衡機制形成的價格結算。
不平衡電量的結算價格應考慮市場總體供需情況，采用不同的定價機制。當系統處于供大于求狀態時，機組增發電量或用戶少用電量，采用懲罰性結算價格，機組減發電量或用戶增用定量，采用常規性結算價格；當系統處于供不應求狀態時，則反之。
第六十二條[輔助服務結算規則]中長期輔助服務按照合同約定價格結算。現貨輔助服務按照市場邊際價格結算。輔助服務市場未建立之前，可參照和完善現有“兩個細則”執行。
第六十三條[阻塞成本結算規則]對于實物合同交易，由于輸電阻塞所增加的購電成本，由對應發電方承擔。實時平衡機制中，輸電阻塞所增加的購電成本，由市場交易主體共同承擔。
第三節 集中式交易結算
第六十四條[電能量交易結算規則]中長期市場和現貨市場電能量交易結果結算程序：
（一）中長期交易結算：中長期的公益性、調節性電量按照政府規定的上網電價和目錄電價進行結算。中長期市場化交易則按照交易雙方協商的價格和電量進行結算。
（二）日前市場交易：日前市場出清形成的交易計劃與中長期合同分解形成的日合同曲線之間的偏差量，按照日前市場價格進行結算。
（三）實時市場交易：市場交易主體實際發用電曲線與日前出清形成的交易計劃曲線之間的偏差量，按照實時市場價格進行結算。
第六十五條[輔助服務結算規則]備用和調頻等輔助服務按照日前市場出清價格和實際調用效果進行結算；可中斷負荷、調壓、黑啟動等輔助服務按照合同約定價格和實際調用效果進行結算。
第六十六條[阻塞剩余結算規則]市場建設初期，由電網阻塞所引起的阻塞剩余，按上網電量比例分配給發電企業。待金融輸電權市場建立之后，阻塞剩余通過金融輸電權市場進行分配。
第四節 其他
第六十七條[輸配費用及其他]參與交易的市場主體按照國家核定的輸配電價標準繳納輸配電費用。輸配電價未核準前，可維持現有的購售價差不變，即采用發售聯動機制。
電力用戶根據實際用電量，按照國家規定繳納的政府性基金和附加等標準繳納相關費用。
第六十八條[結算憑據]電力交易機構根據中長期交易合同、現貨市場交易結果以及電量計量數據等，出具電量電費、輔助服務費及輸電服務費等結算憑證。結算憑據需在規定時間內完成，原則上日前市場、實時平衡市場的結算憑據原則上應該在3-10個工作日內形成。中長期合同原則上按月出具結算憑據。
第六十九條[電費結算]電力市場主體按照交易機構出具的結算憑據進行電費結算。
中長期交易可以根據市場交易發展情況及市場主體意愿，由合同雙方自主協商電費結算方式，也可以委托電網企業、電力交易機構進行電費結算。
第九章 信息披露
第七十條[信息分類]按照信息屬性分類，市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其它市場成員公布的數據和信息。
第七十一條[信息披露責任]電力交易機構、電力調度機構和電力市場主體應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。
電力交易機構、電力調度機構、電網經營企業應公平對待市場交易主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。
第七十二條[信息披露分工]電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場交易主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息等。
電力市場主體應當按照有關規定向電力交易機構、電力調度機構提供信息。
第七十三條[信息披露方式]在確保安全的基礎上，電力市場信息原則上通過電力市場技術支持系統發布，也可以輔以報刊、廣播、電視等媒體，信息發布會，簡報、公告等披露途徑。
第七十四條[信息披露監管]能源監管機構制定電力市場信息披露管理辦法并監督實施。
第十章 電力市場技術支持系統
第七十五條[有關職責]電力交易機構負責電力市場技術支持系統的建設和維護管理。電力市場主體按照規定配備有關配套設施并負責日常維護管理。
電力市場管理委員會審定電力市場技術支持系統規劃和設計方案。
第七十六條[功能要求]電力市場技術支持系統建設應當符合規定的性能指標。電力市場技術支持系統包括能量管理、合同管理、交易管理、電能計量、結算系統、市場申報、市場分析與預測、信息發布、市場監管等功能模塊。
第七十七條[其他要求]電力市場技術支持系統建設應當以電力市場運營規則為基礎。在同一電力市場內，電力市場技術支持系統應當統一規劃、統一設計、統一管理、同步實施、分別維護。電力市場交易支持系統應當根據電力市場發展的需要及時更新。
第十一章 市場風險防控
第七十八條[市場限價]能源監管機構、有關國家價格主管部門可根據需要，制定現貨市場最高報價，規避電力市場價格劇烈大幅波動的風險。
第七十九條[市場力防范]能源監管機構授權電力交易機構按照相關規定，將可能影響市場正常運行的機組認定為市場價格接受者，或強制相關發電機組簽訂中長期合同，以維護市場公平、防范市場風險。
第八十條[保證金、預付費]電力交易機構可以對電力用戶（售電企業）實施交易保證金、預付費制度，維護市場結算安全。
第八十一條[市場力監測]能源監管機構建立完善市場力監測與評價標準，加強對市場主體濫用市場力行為的監管。
第八十二條[市場干預]能源監管機構根據維護電力市場正常運作和電力系統安全的需要，制定電力市場干預、中止辦法，規定電力市場干預、中止的條件和相關處理方法。
第十二章 系統運行安全
第八十三條[調度紀律]電力市場主體應當執行有關電網運行管理的規程、規定，服從統一調度，加強設備維護，按照并網調度協議配備必要的安全設施，維護電力系統的安全穩定運行。
第八十四條[檢修管理]電力調度機構應當根據市場交易計劃、電力供需形勢、設備運行狀況、安全約束條件和系統運行狀況，統籌安排電力設備檢修計劃。
市場主體應按規定的時間向電力調度機構申報電力設備檢修計劃，經電力調度機構批準后方可確認。電力調度機構應及時向市場主體披露已提交申報和已批準確認的檢修計劃。
第八十五條[調度要求]電力調度機構應當嚴格執行電力調度規則，合理安排系統運行方式，及時向電力市場主體預報或者通報影響電力系統安全運行的信息，防止電網事故，保障電網運行安全。
第八十六條[緊急事故處理]系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。為保障市場主體利益，應對電力市場運行情況下的緊急事故進行分類定級。
第十三章 附 則
第八十七條[有關程序]國家能源局派出機構組織電力交易機構根據本規則擬定各地電力市場運營規則，報國家能源局備案后執行。
第八十八條[市場監管]電力市場監管辦法由國家能源局另行制定。
第八十九條[解釋]本規則由國家能源局負責解釋。原有電力交易相關規則與本規則不一致的，以本規則為準。
第九十條[名詞解釋]本規則中有關專業名詞解釋及說明見附件。
第九十一條[文件實施]本規則自XX年XX月XX日起施行。
附件:電力市場有關專業名詞解釋及說明
附件
電力市場有關專業名詞解釋及說明
1.日前市場。日前市場是現貨市場的重要組成部分，其運作方式有多種。
在以實物雙邊合約為主的市場中（如英國），日前市場是一個雙邊合約之外的增量市場，發電商和大用戶（含零售商）可申報次日各時段的賣電報價和買電報價，交易機構通過市場出清軟件得到各時段最優的交易計劃及結算電價。
在以金融性合約為主的市場中（如美國PJM），日前市場是一個全電量競價市場，發電企業申報機組的報價曲線，大用戶（含零售商）申報各時段的買電報價，系統運行商在滿足電網安全約束的前提下，通過市場出清軟件得到各時段最優的交易計劃及結算電價，形成滿足系統可靠性要求的日前機組組合和各機組的日前發電計劃。
2.日內市場。日內市場主要應用在北歐、德國等以實物雙邊合約為主的市場模式中。日內市場中，所有市場主體既可以買電、也可以賣電。交易主體申報實際交割前的各時段買電或賣電的量和價（通常按15min報價）。日內市場通常采用先到先得、價格優先的原則進行滾動、持續出清。
由于風電、光伏等間歇式能源的出力預測誤差在隨著預測時間的縮短，預測精度會明顯提升。因此，開設日內市場可以進一步促進間歇式能源的消納，并幫助市場主體進一步降低因預測偏差引起的不平衡電量結算風險。
3.實時市場/（小時前）平衡市場。實時市場/（小時前）平衡市場主要在于保障系統的實時平衡與阻塞管理。以實物雙邊合約為主的市場和以金融性合約為主的市場中，系統實時平衡的運行機制存在較大差異。
以實物雙邊合約為主的市場模式中，發電機組需要在實際運行前的規定時間內（通常為1小時）提交下一時段的運行計劃及上調和下調服務報價，調度機構根據最新的負荷預測信息和系統運行狀況，基于經濟調度原則確定機組中標的上調服務和下調服務，保障系統的實時平衡。
以金融性合約為主的市場模式中，日前市場形成機組組合需要優先保證執行，其發電計劃可作為結算參考，并不需要物理執行。實時市場中，系統運行機構根據機組在日前市場提供的報價曲線和實時的負荷需求，基于經濟調度原則，考慮網絡安全約束，實時計算各機組每5min的出力計劃及市場出清價格。
4.實物合同。合同雙方根據實際供需情況，自行分解簽訂的中長期合同，在規定的時間將實際運行日分時曲線提交電力調度機構，納入市場交易主體的發用電計劃，進行實際交割。
5.差價合同。差價合同是指為規避現貨市場價格波動引起過大的金融風險，交易雙方以事先敲定的合同價格與合同交割時的現貨價格之差為基礎簽訂的一種金融性合同。差價合同僅作為結算依據，不影響調度運行，合同電量仍然參與現貨競價。
6.分區邊際電價。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區域（即價區），并以區域內邊際機組的價格作為該區域市場出清價格，即分區邊際電價。
7.節點邊際電價。以電網特定的節點上新增單位負荷所產生的新增供電成本為基礎計算的電價。
8.輸電權。輸電權是指允許輸送一定容量的權利，它賦予其所有者相應容量的權利或者取得與其相關經濟利益的權利。具有鎖定輸電費用或保證電力傳輸的功能，即電力交易者在購買了輸電權后，可以保證以既定的輸電價格實現電能的傳輸，即使電網實際運行中發生阻塞，也能獲得相應的經濟補償。
9.阻塞盈余。阻塞盈余是指由于輸電阻塞引起的交易盈余。當采用分區定價方法消除阻塞時，由于電能輸入區的市場出清電價一般要高于電能輸出區，這樣由電能輸入區出清電價和阻塞斷面的輸送電能所確定的購電費用要高于電能輸出區出清電價和阻塞斷面輸送電能所確定的售電輸入，這兩部分差額就是阻塞盈余。
10.阻塞成本。阻塞成本是指由于輸電阻塞需要調整電能交易計劃而引起的系統總購電費用的增加部分。
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