《电力现货市场基本规则》征求意见！现货市场即将进入"全国统一规则"阶段

10月19日，国家发改委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，对2023年的《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）进行了系统性修订。

征求意见时间：2026年10月19日至2026年11月18日，可登录国家发改委门户网站"互动交流"版块提出意见。

以下是主要的10大变化：

一、适用范围：从"省内集中式"扩大到全国全域

维度

2023试行版

2026征求意见稿

适用范围

仅适用于集中式市场模式的省（区、市）/区域现货市场；省间现货"可探索制定相应规则"

适用于全国范围内电力现货市场的注册、交易、计量、结算、信息披露和监督管理

市场层级

未明确划分

明确三级架构：省间电力现货市场、区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场

新增省间互济

可利用区域同步电网内省间联络线剩余输电能力，在省间现货框架下开展互济交易

意义：标志着现货市场从"试点探索"进入"全国统一规则"阶段，省间、区域、省级市场有了统一的制度底座。

二、新型经营主体：从"探索参与"升级为"全面参与"

试行版：仅提及"推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易"，权利义务参照其他经营主体。

征求意见稿：

• 范围扩大：新型经营主体含新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等（新增智能微电网、绿电直连）

• 独立成章：新型经营主体的权利和义务单独成条（第十四条、第十八条）

• 联合报价：明确支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与申报、出清、调用、结算和考核

• 实时响应：支持新型经营主体响应实时市场价格信号

• 聚合类计量：资源聚合类新型经营主体结算数据由被聚合资源计量数据加总形成

意义：新型经营主体从"边缘参与者"变为市场核心组成部分，储能、虚拟电厂、绿电直连的制度通道彻底打通。

三、价格机制：明确节点边际电价（LMP）为原则性机制

试行版：未将节点边际电价明确为原则性出清机制，各地可选择不同定价方式。

征求意见稿：

• 明确LMP方向："电力现货市场原则上采用节点边际电价出清机制，形成真实反映电力时空价值的市场价格信号"

• 定价权清晰：经营主体具有报价权和定价权；明确不可调节机组、供热机组、调试机组、代理购电用户、政府定价机组不作为市场定价机组

• 日内可调申报：具备条件的地区，经营主体可在日内或实时市场出清前调整申报信息（D-1日已确定调用的机组，调整后报价不得高于调用时申报价）

• 成本补偿机制：建立发电机组运行成本补偿机制，对启动成本、空载成本、边际成本等合理补偿，成本还可用于市场力管控

意义：节点边际电价从"部分省份试点"上升为全国统一方向，价格信号的时空精度将全面提升。

四、市场限价：新增"二级价格限值"机制

试行版：仅设置申报限价和出清限价两级。

征求意见稿：

• 保留申报限价和出清限价框架

• 新增二级申报价格限值：当出清价格处于价格限值的连续时间或累计时间超过一定时长后，可设置并执行二级申报价格限值，二级上限一般低于正常上限

• 提出"具备条件的地区，应合理拉大电力现货市场限价范围"

意义：在极端价格持续出现时增加了一道缓冲闸门，既保留价格信号又防止价格长时间"顶格"运行。

五、结算方式：从差量结算向差价结算转变

试行版：未明确提出结算方式转型方向。

征求意见稿：

• 明确"逐步推动区域电力现货市场和省（区、市）电力现货市场由差量结算向差价结算转变，并做好与省间结算衔接"

• 发电侧原则上按所在物理节点价格结算

• 用户侧现阶段暂按全市场或分区统一结算点价格结算，支持具备条件的地区探索按物理节点价格结算

• 明确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

• 阻塞费用分配：用户侧与发电侧结算点不同产生的阻塞费用，原则上分配给用户侧主体

意义：差价结算是国际成熟现货市场的主流模式，这一转向意味着市场的价格发现功能和风险对冲机制将更加完善。

六、用户侧参与：从"逐步参与"到"全面报量报价"

试行版：提出"直接参与市场的电力用户、售电公司等应平等参与电力现货市场"。

征求意见稿：

• 全面报量报价："加快推进发用两侧经营主体全面报量报价参与电力市场"

• 省间参与："在明确落实各方电力保供责任的前提下，稳妥推动用户侧经营主体参与省间电力现货市场"

• 用户侧节点价结算探索：支持具备条件的地区探索用户侧按物理节点价格结算

意义：用户侧从"被动接受价格"向"主动申报曲线"转变，负荷资源的调节价值将被充分激活。

七、市场建设路径：删除"试运行"章节，转向正式运行

试行版：专设章节规定模拟试运行、结算试运行、正式运行的启动条件和工作内容，带有明显的"试点探索"特征。

征求意见稿：

• 删除了建设路径和试运行启动条件相关内容

• 规则名称去掉"试行"二字

• 明确自2027年1月1日起施行，有效期5年

• 各省结合实际及时修订实施细则

意义：规则定位从"试行探索"转向"正式制度"，与国办发〔2026〕4号文提出的"2027年前现货市场基本实现正式运行"目标相呼应。

八、辅助服务与现货衔接：从"逐步联合"到"推动联合出清"

试行版："现货市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清；具备条件时，联合出清。"

征求意见稿："逐步推动调频、备用、爬坡等辅助服务市场与区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场联合出清。优化完善电力现货市场与并网运行管理衔接机制，对同一行为不应重复承担经济责任。"

变化：增加了"爬坡"辅助服务品种，明确了"同一行为不重复承担经济责任"原则，减少重复考核。

九、新增"法律责任"独立章节

试行版：法律责任相关内容散见于各章节，无独立篇章。

征求意见稿：增设第十一章"法律责任"（第七十二条、第七十三条），明确：

• 电网企业、市场运营机构、经营主体违反规则的，依照《电力监管条例》《电力市场监管办法》处理

• 扰乱市场秩序或危害技术支持系统安全的，按规定处理；构成犯罪的依法追究刑事责任

意义：规则的法律刚性增强，违规成本更加明确。

十、技术支持系统：强化双活保障与第三方校验

试行版：对技术支持系统的要求较为原则性。

征求意见稿：

• 系统应具备行为性测试、连续出清仿真等功能

• 建立备用系统或并列双活运行系统，防止严重自然灾害导致系统瘫痪

• 技术支持系统投入运行前或规则重大调整时，须由独立第三方开展校验

• 强化基础运行保障能力，满足连续运营要求

这次修订的核心逻辑是：从"试点试行"转向"全国统一正式运行"，从"以发电侧为主"转向"发用两侧+新型经营主体全面参与"，从"差量结算"转向"差价结算+节点电价"，市场的深度、广度和价格信号精度都将上一个台阶。

征求意见稿见下：

电力现货市场基本规则

（公开征求意见稿）

第一章 总 则

第一条 为落实《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）、《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）要求，加快推进全国统一电力市场体系建设，强化市场基础制度规则统一，规范电力现货市场运营和管理，依法维护经营主体合法权益，保证电力市场体系统一、开放、竞争、有序，根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国可再生能源法》《电力监管条例》《电力市场监管办法》《电力市场运行基本规则》等有关法律法规规定，制定本规则。

第二条 本规则所称电力现货市场是指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。

所称市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户（含电网企业代理购电用户）和新型经营主体（含新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等）；市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。

第三条 本规则适用于全国范围内电力现货市场的注册、交易、计量、结算、信息披露和监督管理。电力市场成员应当严格遵守电力现货市场规则，自觉自律，不得操纵电力现货市场价格、损害其他市场成员的合法权益。任何单位和个人不得非法干预电力现货市场正常运行，不得实施地方保护、市场分割、区域壁垒等妨碍全国统一电力市场体系和公平竞争的政策。

第二章 总体要求

第四条 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、公开透明的原则。电力现货市场建设目标是形成体现时间和空间特性、准确反映市场供需变化的电能量价格信号，更好指导和服务发用两侧经营主体生产安排，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，引导电力规划和投资，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型。

第五条 根据电力现货市场运营范围不同，电力现货市场包括省间电力现货市场、区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场。

省间电力现货市场是指在落实省间中长期交易结果的基础上，在省级电网之间，利用省间联络线剩余输电能力，开展的电力现货市场。在落实省间电力中长期交易和省间电力现货交易结果基础上，可利用区域同步电网内省间联络线剩余输电能力，在省间现货交易框架下开展互济交易。

区域电力现货市场是指在几个省级电网内按照集中式优化出清方式开展的电力现货市场。

省（区、市）电力现货市场是指在一个省级电网内按照集中式优化出清方式开展的电力现货市场。

第六条 根据电力现货市场组织时间和功能定位不同，电力现货市场包括日前市场、可靠性机组组合、日内市场和实时市场。各地可根据系统运行和市场建设需要选择实际构成。

日前市场是指在运行日前一天（D-1日，下同），根据经营主体自主申报的量价信息进行的确定运行日（D日，下同）经济性机组组合状态和发电计划的电力现货市场。

可靠性机组组合是区域电力现货市场和省（区、市）电力现货市场的重要环节，是指在D-1日根据负荷预测和新能源功率预测，结合日前市场出清结果或日前预出清结果，优化形成保障电力安全可靠供应的D日开停机计划的过程。

日内市场是省间电力现货市场的中，在落实省间中长期交易和省间日前市场基础上，在日前市场结束后开展的电力现货市场。

实时市场是指在D日进行的决定未来5—15分钟最终调度资源分配状态和计划的电力现货市场。

第七条 直接参与市场的电力用户、售电公司、电网企业代理购电用户等经营主体应平等参与电力现货市场，公平承担责任义务。加快推进发用两侧经营主体全面报量报价参与电力市场。在明确落实各方电力保供责任的前提下，稳妥推动用户侧经营主体参与省间电力现货市场。

第八条 推动新型经营主体全面参与电力现货市场竞争，支持新型经营主体响应实时市场价格信号。支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与电力现货市场申报、出清、调用、结算和考核等。

第九条 加强电力中长期市场、辅助服务市场与现货市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接，通过分时价格信号、节点位置信号更好引导经营主体优化发用电行为，激发电力系统调节潜力。

第三章 市场成员

第一节 经营主体注册

第十条 经营主体应当按照《电力市场注册基本规则》要求，在电力交易平台办理市场注册、变更与注销，并进行实名认证。经营主体在履行市场注册程序后，参与电力现货市场。

第二节 市场成员权利

第十一条 发电企业的权利主要包括：

（一）按照市场规则参与电力现货市场，在规定时间内可对电力现货市场电量清分和结算结果提出异议并申请复核。

（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量、结算、信息披露等服务。

（三）获得公平的电网接入服务和输配电服务。

（四）法律法规规定的其他权利。

第十二条 电力用户的权利主要包括：

（一）按照市场规则参与电力现货市场，在规定时间内可对电力现货市场电量清分和结算结果提出异议并申请复核。

（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量、结算、信息披露等服务。

（三）获得公平的电网接入服务和输配电服务。

（四）法律法规规定的其他权利。

第十三条 售电公司的权利主要包括：

（一）按照市场规则参与电力现货市场，在规定时间内可对电力现货市场电量清分和结算结果提出异议并申请复核。

（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量、结算、信息披露等服务。

（三）获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息，根据电力用户授权获得其历史用电负荷信息。

（四）法律法规规定的其他权利。

第十四条 新型经营主体的权利主要包括：

（一）按照市场规则参与电力现货市场，在规定时间内可对电力现货市场电量清分和结算结果提出异议并申请复核。

（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量、结算、信息披露等服务。

（三）获得公平的电网接入服务和输配电服务。

（四）聚合类新型经营主体获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息，并根据电力用户授权获得其历史用电信息。

（五）法律法规规定的其他权利。

第三节 市场成员义务

第十五条 发电企业的义务主要包括：

（一）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度，提供承诺的有效容量和电力辅助服务，按照相关规定和市场规则要求，提供系统运行和电力现货市场出清所需的机组参数和相关运行信息。

（二）按照信息披露有关规定提供相关市场信息，并承担信息安全义务。

（三）具备满足参与电力现货市场要求的技术条件。

（四）法律法规规定的其他义务。

第十六条 电力用户的义务主要包括：

（一）按照相关规定和市场规则要求，提供系统运行和电力现货市场出清所需的用电量、负荷曲线等信息。

（二）按照信息披露有关规定提供相关市场信息，并承担信息安全义务。

（三）具备满足参与电力现货市场要求的技术条件。

（四）法律法规规定的其他义务。

第十七条 售电公司的义务主要包括：

（一）按照相关规定和市场规则要求，提供系统运行和电力现货市场出清所需的签约用户用电量、负荷曲线、接入位置等信息。

（二）按照信息披露有关规定提供相关市场信息，并承担信息安全义务。

（三）具备满足参与电力现货市场要求的技术条件。

（四）法律法规规定的其他义务。

第十八条 新型经营主体的义务主要包括：

（一）服从电力调度机构统一调度，提供承诺的可调度容量，按照相关规定和市场规则要求，提供系统运行和电力现货市场出清所需的相关运行参数、聚合资源类型和位置等信息。

（二）按照相关规定和市场规则要求，提供系统运行和现货市场出清所需的用电量、负荷曲线、接入位置等信息。

（三）按照信息披露有关规定提供相关市场信息，并承担信息安全义务。

（四）具备满足参与电力现货市场要求的技术条件。

（五）法律法规规定的其他义务。

第十九条 电网企业的义务：

（一）保障输变电设备正常运行，建设、运行、维护和管理电网相关配套系统，服从电力调度机构的统一调度。

（二）根据电力现货市场价格信号反映的阻塞情况，加强电网建设。

（三）按照信息披露有关规定提供相关市场信息，并承担信息安全义务；向市场运营机构提供支撑电力现货市场交易和市场服务所需的相关数据，保证数据交互的准确性和及时性；按规定复核结算依据并开展电费结算。

（四）按照相关规定和市场规则要求，分别预测并申报电力现货市场出清所需的居民、农业用户和代理购电用户的用电负荷曲线。

（五）法律法规规定的其他义务。

第二十条 电力调度机构的义务主要包括：

（一）负责组织电力现货市场，开展现货出清、安全校核、市场监测和风险防控。

（二）按照调度规程实施电力调度，合理安排电网运行方式，依据电力现货市场出清结果编制调度计划，保障电网安全稳定运行和电力市场正常运行。

（三）建设、运行和维护电力现货市场技术支持系统。

（四）按照信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易以及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定与电力交易机构进行数据交互，承担信息安全义务。

（五）按照职责分工，开展电力现货市场分析和运营监测，并履行相应的风险防范职责；依法依规实施市场干预，并向国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门报告，市场干预后应及时向经营主体公布干预情况。

（六）向电力监管机构、政府有关部门及时报告经营主体在电力现货市场交易过程中的异常行为，并配合相关调查。

（七）法律法规规定的其他义务。

第二十一条 电力交易机构的义务主要包括：

（一）负责配合电力调度机构组织现货市场，建设、运营和维护电力交易平台和相关配套系统。

（二）向经营主体提供市场注册、信息变更和退出、电力交易结算依据及相关服务。

（三）向相关电力调度机构提供电力中长期交易情况，按规定向电网企业提供结算基础数据。

（四）按照国家信息安全、电力市场信息披露有关规定披露信息，承担信息安全义务；提供信息披露平台，为经营主体信息披露提供便利，获得市场成员提供的支撑电力现货市场交易以及服务需求的数据等；制定信息披露标准格式，及时开放数据接口。

（五）按照职责分工，开展电力现货市场分析和运营监测，并履行相应的风险防范职责。

（六）向电力监管机构、政府有关部门及时报告经营主体在现货市场交易过程中的异常行为，并配合相关调查。

（七）法律法规规定的其他义务。

第四章 市场价格机制与市场限价

第一节 价格机制

第二十二条 国务院价格主管部门、省级价格主管部门负责制定电力现货市场结算价格相关政策，并对电费结算工作进行监督指导。国家能源局及其派出机构对市场成员的市场行为进行监管。

第二十三条 适应新型电力系统发展趋势，电力现货市场原则上采用节点边际电价出清机制，形成真实反映电力时空价值的市场价格信号。

第二十四条 经营主体具有报价权和定价权。当发电机组出力不可调节时，不作为市场定价机组。因民生供热、电网运行安全等原因出力不能低于某个出力水平时，该出力及低于该出力的部分，不作为市场定价机组。调试机组调试电量不参与市场定价，按实时市场出清价格结算。电网企业代理购电用户在区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场中作为价格接受者，不申报价格。未进入电力市场仍执行政府定价的发电机组不申报价格，不作为市场定价机组。

第二十五条 具备条件的地区，经营主体可在日内或实时市场出清前，在规定的时间窗口内调整申报信息。在D-1日已确定调用的机组，其调整后报价不得高于确定调用时所申报价格。

第二十六条 省级价格主管部门会同国家能源局派出机构建立发电机组运行成本补偿机制，对机组因保障电力系统安全运行需要且未能通过现货电能量价格补偿的启动成本、空载成本、边际成本等成本进行合理补偿。各类型机组成本通过成本调查确定。机组成本还可用于市场力管控。

第二节 市场限价

第二十七条 电力现货市场应设定申报限价和出清限价，申报限价不应超过出清限价范围。各地综合考虑电力供需情况、失负荷价值、经济发展水平、电力现货市场外收入等因素，科学合理、实事求是设置电力现货市场限价，并适时调整。具备条件的地区，应合理拉大电力现货市场限价范围。

第二十八条 除正常交易的市场申报限价之外，当电力现货市场出清价格处于价格限值的连续时间或累计时间超过一定时长后，可设置并执行二级申报价格限值。二级价格上限值一般应低于正常市场申报价格上限。

第五章 现货市场运营

第一节 市场准备

第二十九条 电力现货市场按自然日连续运行。

第三十条 发电企业、新型经营主体按要求向电力调度机构提供运行技术参数，作为电力现货市场出清参数。电网企业负责预测本地区代理购电用户分时段用电量及居民、农业用电量和负荷曲线。

第三十一条 负责运营省间电力现货市场的电力调度机构，应编制省间联络线及直调跨省跨区机组发输电预计划。负责运营省（区、市）/区域电力现货市场的电力调度机构，应开展运行日分时段负荷预测和母线负荷预测，并根据系统运行需要确定系统正、负备用要求。

第三十二条 电力调度机构基于发、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、投运计划和系统安全约束等市场出清边界条件，并向经营主体发布。系统安全约束包括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（群）出力上下限约束等。

第三十三条 电力现货市场运行所需技术参数的设置和修改由电力调度机构按规则规定的程序开展，并及时向市场主体披露，不得随意更改。

第二节 市场组织

第三十四条 经营主体须按要求在规定时间前向市场运营机构提交现货市场申报信息，电网企业须在规定时间前向市场运营机构提交居民、农业用电和电网代理购电需求，迟报、漏报或不报者默认采用缺省值作为申报信息。经营主体参与电力现货市场须申报缺省值，并应根据实际发用电能力动态更新。对自愿参与日前市场的经营主体，未主动提交日前市场申报信息时，视为不参与日前市场。

第三十五条 负责运营省间电力现货市场的电力调度机构，综合考虑省内预平衡情况、省间中长期合同曲线、联络线通道限额等情况，基于申报量价信息、跨省跨区联络线输电价格和网损，组织省间日前市场、日内市场，优化形成跨省跨区联络线计划。

第三十六条 负责运营省（区、市）区域电力现货市场的电力调度机构，以省（区、市）/区域市场外联络线计划作为约束条件，基于经营主体申报的量价信息，考虑电力系统安全约束，集中优化出清形成日前市场出清结果。

第三十七条 负责运营省（区、市）/区域电力现货市场的电力调度机构，依据已发布的省（区、市）/区域市场外联络线计划、经营主体申报信息、次日新能源功率预测和负荷预测，考虑电力系统安全约束，优化形成可靠性机组组合结果。D日内，调度机构可以根据经营主体申报信息、最新的新能源供需预测和负荷信息，通过滚动调度出清程序，优化调整机组组合结果。

第三十八条 开展省（区、市）/区域实时市场的地区，电力调度机构根据经营主体最新申报信息，在确定的机组组合下，根据最新超短期电力负荷预测、省（区、市）/区域市场外联络线计划和系统约束条件，集中优化出清形成实时市场出清结果。

第三节 市场出清结果发布

第三十九条 电力调度机构应在规定时间内开展电力现货市场出清，并将出清结果按时传递至电力交易机构，由电力交易机构及时向经营主体发布。原则上，实时市场出清结果应实时向经营主体发布，以便引导灵活性资源及时响应。

第四十条 省间电力现货市场出清结果应包含各时段出清电量和价格。区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场的可靠性机组组合结果包含机组启停和出力计划；日前市场出清结果应包含机组出力曲线、用户出清负荷曲线、分时价格；实时市场出清结果包含机组出力曲线和分时价格。

第六章 市场衔接机制

第四十一条 经营主体应约定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，并约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。

第四十二条 逐步推动调频、备用、爬坡等辅助服务市场与区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场联合出清。优化完善电力现货市场与并网运行管理衔接机制，对同一行为不应重复承担经济责任。

第四十三条 电力调度机构根据省间交易形成的跨省跨区送电计划，优化形成区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场的约束条件。在省（区、市）电力现货市场出清和电能量结算环节中，跨省跨区交易卖方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。

第七章 计量与结算

第四十四条 电力现货市场中计量与结算要求按《电力市场计量结算基本规则》执行。

第一节 计量

第四十五条 参与电力现货市场交易的经营主体应具备独立、分时计量条件。暂不满足计量装置安装条件的经营主体，其计量电量可根据与其相关计量点的电量数据计算得出，计算方式在市场规则中予以明确。

第四十六条 资源聚合类新型经营主体在电力批发市场中结算数据由被聚合资源计量数据加总形成。被聚合资源应具备独立计量条件，并满足《电力市场计量结算基本规则》中对计量装置的相关管理要求。资源聚合类新型经营主体同时具有上、下网电量时，应区分各时段的上、下网电量。

第二节 市场结算

第四十七条 电力现货市场采用“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并开展电费结算。

第四十八条 省间电力现货市场，日前市场出清电量按日前市场出清价格结算，日内市场出清电量按日内市场出清价格结算。

逐步推动区域电力现货市场和省（区、市）电力现货市场由差量结算向差价结算转变，并做好与省间结算衔接。

第四十九条 原则上，区域电力现货市场、省（区、市）电力现货中发电侧经营主体在现货市场结算中采用的日前和实时现货市场价格应为其所在物理节点价格。现阶段，用户侧经营主体暂按全市场或分区的统一结算点价格结算，支持具备条件的地区探索用户侧经营主体按其所在物理节点价格结算。

第五十条 市场规则中应考虑阻塞费用的结算机制，并明确阻塞费用分配方式。阻塞费用可按规则分配给经营主体，初期可采用分配方式处理阻塞费用，其中，用户侧结算点与发电侧结算点不同产生的阻塞费用，原则上应分配给用户侧主体。待条件成熟时，可通过市场化方式拍卖输电权，由输电权拥有者获取相应的阻塞收入。

第五十一条 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。所有结算项目的分摊（返还）应事先确定分摊（返还）方式，明确各方合理的权利与义务。

第八章 信息披露

第五十二条 电力现货市场信息披露要求按照《电力市场信息披露基本规则》执行。市场运营机构应向经营主体公平开放公众信合和公开信息查阅权限。

第五十三条 任何市场成员不得违规获取或者泄露未经授权披露的信息，不得制造传播虚假市场信息，不得发布误导性信息。

第九章 技术支持系统

第五十四条 技术支持系统包括电力调度机构建设、运营、维护的电力现货市场技术支持系统和电力交易机构建设、运营、维护的电力交易平台现货市场相关功能模块。

第五十五条 电力现货市场技术支持系统应具备现货市场出清、调度计划编制、安全校核、市场监测、行为性测试、连续出清仿真等功能，满足相关技术规范和市场规则要求，保障电力现货市场稳定运行。

第五十六条 电力交易平台现货市场相关功能模块应具备数据申报、信息发布、市场结算、市场监测等功能，符合相关技术规范和市场规则要求。

第五十七条 技术支持系统应具备数据校验功能，支持对规则配置和生效设置的校验，包括各类分项数据的单一合理性验证、各种关联数据的相关性验证。

第五十八条 技术支持系统应强化基础运行保障能力，满足电力现货市场连续运营要求，建立备用系统或并列双活运行系统，实现双套系统互为主备或并列运行，防止遭受严重自然灾害而导致的系统瘫痪。

第五十九条 市场运营机构应加强技术支持系统间的规范统一，按照相关要求和数据接口规范提供数据接口服务，不断提高技术支持系统的便捷性和可用性。支持市场成员按规定获取相关数据，市场成员在使用数据接口服务时应符合相关技术要求，并满足相关网络安全要求。

第六十条 技术支持系统投入运行前，或因市场规则重大调整技术支持系统需进行改造时，应由省级政府有关部门、国家能源局派出机构遵循利益回避原则组织独立第三方开展校验，确保电力现货市场技术支持系统算法模型、市场出清功能和结果与市场规则一致，满足出清时效性和准确性要求。

第十章 风险防控及争议处置

第六十一条 电力现货市场风险是指因电力系统供需异常波动、电力系统运行安全稳定问题、技术支持系统异常、网络安全问题、经营主体异常交易行为等因素，引起的电力现货市场交易价格异常或无法正常出清的风险，包括电力供需风险、市场价格异常风险、电力系统安全运行风险、技术支持系统运营异常风险、网络安全风险、市场交易异常风险等。

第六十二条 国家能源局会同国家发展改革委等有关部门根据维护电力现货市场正常运作和电力系统安全需要，依据《电力市场运行基本规则》，制定电力现货市场暂停、中止、恢复等干预规则，规定电力现货市场干预实施条件、处置流程、暂停和中止期间结算方式等内容。其中，市场暂停和中止期间结算方式由国务院价格主管部门商国家能源局依法确定。

市场暂停是指电力现货市场短期内（通常为小时级）无法正常运行时，依法依规采取撤销出清结果、暂停市场运行、启用发用电计划管理等应急处置措施的行为。

市场中止是指在实施市场暂停后，相关风险未能得到有效化解时，采取的中止全部市场运行、中止部分或全部市场规则执行等应急处置措施的行为。

市场恢复是指在相关风险化解后，恢复市场正常运行的行为。

第六十三条 市场运营机构应加强对电力现货市场的监测预警和风险防范，并按要求向国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门报告。

第六十四条 市场运营机构应根据国家有关规定和市场干预规则，编制电力现货市场风险防控预案，明确市场干预期间系统调度运行和市场结算方式，并滚动修编。市场风险防控预案按程序经国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门审定后执行。发生市场风险时，市场运营机构根据预案执行市场干预措施，并在3日内向国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门提交报告，按规定程序披露。

第六十五条 市场干预可由政府有关部门、电力监管机构发起，或授权市场运营机构发起。其中，市场暂停及暂停后的恢复由市场运营机构发起；市场中止及恢复由国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门发起。市场干预期间，市场运行机构应按照市场规则和风险防控预案规定采取对应措施。

第六十六条 触发市场暂停及暂停后的恢复条件时，市场运营机构应根据实际情况和风险防控预案要求采取处置措施，并履行信息披露义务，同时按程序向国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门报告。

第六十七条 触发市场中止条件，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，由国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门做出市场中止决定，并委托市场运营机构实施，市场运营机构应立即发布市场中止公告。

第六十八条 当采取市场中止干预措施后，异常情况解除、电力市场重启具备条件时，经国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门同意，市场运营机构按程序恢复市场正常运行。市场恢复通知应按要求提前向经营主体发布。

第六十九条 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，形成市场干预分析报告，并按要求向国家发展改革委、国家能源局及其派出机构、省级政府有关部门报告，按规定程序披露。

第七十条 市场成员因参与电力现货市场产生争议的，可提交市场管理委员会协调或其他调解组织调解，也可依法提交仲裁委员会仲裁或向人民法院提起诉讼。

第七十一条 市场成员应向市场管理委员会或其他调解组织提供争议处理所需的数据和材料。承担协调工作的相关人员应遵守保密规定，不得泄露因协调工作知悉的商业秘密。

第十一章 法律责任

第七十二条 对于电网企业、市场运营机构、经营主体违反本规则规定的，电力监管机构依照《电力监管条例》第三十一条、第三十三条、第三十四条以及《电力市场监管办法》第三十六条、第三十八条、第三十九条有关规定处理。

第七十三条 任何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力现货市场活动正常进行的，或者危害电力市场及相关技术支持系统安全的，按照有关规定处理；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第十二章 附则

第七十四条 本规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释。

第七十五条 各省（区、市）结合能源发展和电力现货市场建设进程，遵照本规则及时修订电力现货市场实施细则。

省间电力现货市场和区域电力现货市场实施细则由相应电力调度机构组织编写，报国家发展改革委、国家能源局批复后执行。

第七十六条 本规则自2027年1月1日起施行，有效期5年。《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）同时废止。

附件

名词解释

1.新型经营主体:具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的各类资源，可分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网和绿电直连等，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。

2.安全校核：对检修计划、发电计划、市场出清结果和电网运行方式等内容，从电力系统运行安全角度分析的过程。分析方法包括静态安全分析、暂态稳定分析、动态稳定分析、电压稳定分析等。

3.节点边际电价：现货电能量交易中，在满足发电侧和输电安全等约束条件下，为满足某一电气节点增加单位负荷时导致的系统总电能供给成本的增量。

4.市场限价：一般分为报价限价和出清限价等。报价限价指允许经营主体申报的价格范围，出清限价指市场运行允许出现的价格范围。

5.阻塞费用：因潮流阻塞需要系统总购电费用的增加部分，阻塞费用等于两节点之间的节点价格价差乘以连接两节点线路的潮流。

6.市场监测：对发电企业生产及运行情况、电网运行状态、用户用电行为等运行情况，以及交易组织、交易行为等市场运营情况进行监视的行为。

7.电力市场风险类型

（1）电力供需风险，指电力供应与需求大幅波动、超出正常预测偏差范围，影响电力系统供需平衡的风险。

（2）市场价格异常风险，指部分时段或局部地区市场价格持续偏高或偏低，波动范围或持续时间明显超过正常变化范围的风险。

（3）电力系统安全运行风险，指电力系统在运行中承受扰动时，无法承受住扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况，或者在新的运行工况下，各种约束条件不能得到满足的风险。

（4）电力市场技术支持系统风险，指支撑电力市场的各类技术支持系统出现异常或不可用状态，影响市场正常运行的风险。

（5）网络安全风险，指因黑客、恶意代码等攻击、干扰和破坏等行为，造成被攻击系统及其中数据的机密性、完整性和可用性被破坏的风险。

（6）市场交易异常风险，包含但不限于经营主体参与市场交易时，违反公平竞争原则，通过使用行使市场力或不正当手段获取不正当利益，损害市场公共利益、扰乱市场秩序等情况；电力市场未按照规则运行和管理；电力市场运行规则出现较大漏洞，需要及时修改的情况。

来源：国家发改委

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