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第一章 總 則
第一條 [目的和依據]為規范電力中長期交易，保障市場成員合法權益，促進電力市場健康發展，依據《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）及其配套文件及其配套文件和有關法律、行政法規，制定本規則。
第二條 [定義]本規則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等市場交易主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易（含電能和輔助服務）。交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、輔助服務交易等。
第三條 [適用范圍]本規則適用于中華人民共和國境內未開展電力現貨市場試點地區，開展現貨試點地區按照《電力市場運營基本規則》有關規定執行。
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 [成員分類]市場成員包括市場交易主體、電網運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；電網運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。現貨市場啟動前，電網運營企業可作為市場交易主體參加跨省跨區交易。
第六條 [對市場成員的要求]所有市場成員應嚴格遵守本規則，主動接受監管，嚴格履行各項義務和職責，切實維護電力市場正常運營秩序。
第七條 [市場交易主體權責]市場交易主體的權利和義務：
（一）發電企業
1.執行優先發電合同（發電企業發電量分為優先發電電量、市場交易電量和基數電量，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，下同），按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同；
2.獲得公平的輸電服務和電網接入服務，支付相應的費用；
3.執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務；
4.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（二）電力用戶
1.按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同；
2.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，繳納政府性基金與附加；
3.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
4.在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等），服從電力調度機構的統一調度；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（三）售電企業
1.按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電合同；
2.獲得公平的輸配電服務，按規定支付購電費、輸配電費，經與用戶協商一致可收取售電費、代收代繳政府性基金與附加；
3.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
4.在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等），服從電力調度機構的統一調度；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（四）獨立的輔助服務提供商
1.按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同；
2.獲得公平的輸電服務和電網接入服務；
3.服從電力調度機構的統一調度，按調度指令和合同約定提供輔助服務；
4.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關信息；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
第八條 [電網運營企業權責]電網運營企業的權利和義務：
1.保障輸配電設施的安全穩定運行；
2.為市場交易主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務；
3.服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統；
4.按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加等；
5.預測并確定優先購電用戶月度電量需求；
6.按政府定價向公益性用戶、保障性用戶及其他非市場用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同；
7.按規定披露和提供信息；
8.其他法律法規所賦予的權利和責任。
第九條 [市場運營機構權責]市場運營機構的權利和義務：
（一）電力交易機構
1.按規定組織和管理各類電力市場交易；
2.編制年度和月度交易計劃；
3.負責市場交易主體的注冊管理；
4.提供電力交易結算依據及相關服務；
5.監視和分析市場運行情況；
6.經授權在特定情況下干預市場；
7.建設、運營和維護電力交易技術支持系統；
8.配合相關派出機構和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；
9.按規定披露和發布信息；
10.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（二）電力調度機構
1.負責安全校核；
2.按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全；
3.向交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
4.合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行。實際執行與交易計劃存在偏差時，按照事后考核和結算規則分擔相應的經濟責任；
5.經授權按所在市場的交易規則暫停執行市場交易結果；
6.按規定披露和提供電網運行的相關信息；
7.其他法律法規所賦予的權利和責任。
第三章 市場準準入與退出
第十條 [基本準入條件]參加市場交易的電力用戶、售電企業、發電企業以及獨立的輔助服務提供商，應當是具有法人資格、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。內部核算的電力用戶、發電企業（電網運營企業保留的調峰調頻電廠除外）經法人單位授權，可參與相應電力交易。
第十一條 [直接交易準入]直接交易的市場準入條件:
（一）發電企業準入條件
1.符合國家基本建設審批程序，取得電力業務許可證（發電類），單機容量達到當地規定規模的火電、水電機組，鼓勵核電、風電、太陽能發電等嘗試參與；
2.符合國家產業政策，環保設施正常投運且達到環保標準要求；
3.并網自備電廠在承擔相應的各種責任后可逐步參與電力直接交易。
（二）用戶準入條件
1.按照電壓等級或用電容量（1000kVA及以上）放開用戶參與直接交易。現階段可放開電壓等級在110千伏（66千伏）及以上的工商業用戶，根據需要放開用電容量1000kVA及以上的35千伏和10千伏用戶，根據市場發展情況逐步放開用戶；
2.符合國家和地方產業政策及節能環保要求；
3.用戶選擇進入市場后，全部電量參與市場交易；
4.符合準入條件但未選擇參與直接交易的用戶，可向售電企業（包括保底供電企業）購電；不符合準入條件的用戶由所在地供電企業按政府定價提供保底服務。
（三）售電企業準入條件
1.售電企業應依法完成工商注冊，取得獨立法人資格；
2.售電企業可從事與其資產總額相匹配的售電量規模；
3.擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員，有關要求另行制定；
4.擁有配電網經營權的售電公司應取得電力業務許可證（供電類）；
5.符合售電企業準入相關管理辦法要求的其他條件。
第十二條 [跨省跨區交易準入]跨省跨區交易的市場準入條件：
（一）符合直接交易準入條件的發電企業、電力用戶和售電企業可直接參與跨省跨區交易，發電企業和電力用戶也可委托售電企業或電網運營企業代理參與跨省跨區交易；
（二）現貨市場未建立之前，電網運營企業、售電企業可以代理本省未準入用戶參與跨省跨區交易，電網運營企業、發電企業、售電企業可以代理小水電、風電等參與跨省跨區交易；
（三）保留在電網運營企業內部且沒有核定上網電價的發電企業以及企業自備機組不參與跨省跨區電能交易。
第十三條 [合同電量轉讓交易準入]合同電量轉讓交易的市場準入條件:
（一）擁有優先發電合同、直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的發電企業，擁有直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的電力用戶和售電企業可參與合同轉讓交易；
（二）直接交易合同、跨省跨區電能交易合同只能在符合市場準入條件的發電企業、電力用戶、售電企業之間進行轉讓交易；
（三）調節性電源優先發電電量、熱電聯產“以熱定電”等優先發電電量原則上不得轉讓。
第十四條 [輔助服務交易準入]輔助服務提供者的市場準入條件:
（一）具備提供輔助服務能力的發電機組均可參與輔助服務交易，鼓勵儲能設備、需求側資源（如可中斷負荷）等嘗試參與；
（二）能夠提供滿足技術要求的某項輔助服務的獨立輔助服務提供商，在進行技術測試通過認證后，方可參與交易。
第十五條 [市場登記]市場成員參加市場交易須在電力交易機構進行登記，能源監管機構負責制定電力市場登記負面清單，明確不予登記有關事項情況。市場主體登記后即可參加電力直接交易外的各類電力交易。
第十六條 [直接交易市場注冊]市場主體登記后須進行市場注冊方可參與電力直接交易。能源監管機構負責直接交易注冊的監督管理。進入地方政府準入目錄的發電企業、售電主體、電力用戶可自愿到電力交易機構注冊成為市場交易主體。
完成市場注冊的用戶，全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電，并在規定的時間周期內不得退出市場。參與跨省跨區直接交易的市場主體可以在任何一個相關交易平臺上注冊，注冊后可自由選擇平臺開展交易。
第十七條 [直接交易準入目錄]地方政府電力管理部門根據地方政府授權負責直接交易準入目錄管理。省級政府或由省級政府授權的部門，按年度公布當地符合直接交易市場準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶目錄，并對相應的目錄實施動態監管。其他交易類別暫不設置準入目錄。
第十八條 [注冊變更或注銷]電力直接交易主體和電網運營企業變更注冊或者撤銷注冊，應當按照電力市場交易規則的規定，向電力交易機構提出申請。經批準后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的直接交易主體和電網運營企業不能繼續滿足準入市場的條件時，由電力交易機構強制撤銷注冊。
第十九條 [市場退出]市場交易主體被強制退出或列入黑名單，原則上3年內不得直接參與市場交易，被強制退出的電力用戶須向售電企業購電。退出市場的主體由省級政府或省級政府授權的部門在目錄中刪除，交易機構取消注冊，并向社會公示。
第二十條 [違約責任]市場交易主體被強制退出或自愿退出市場的，未完成合同可以轉讓，未轉讓的終止執行，并由違約方承擔相應的違約責任。
第四章 交易品種、周期和方式
第二十一條 [交易品種]電力中長期交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易和輔助服務交易。
其中，跨省跨區交易包含跨省跨區電力直接交易；點對網發電機組視同為受電地區發電企業，不屬于跨省跨區交易；合同電量轉讓交易主要包括優先發電合同電量轉讓交易、跨區跨省合同電量轉讓交易、直接交易合同電量轉讓交易等。
允許發電企業之間以及用戶之間簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行合同電量時，經調度機構同意后，由另一方代發（代用）部分或全部電量，并在事后補充轉讓交易合同。未簽訂合同的發電指標轉讓，按有關規定執行。
各地可根據實際情況創新交易品種，經國家能源局批準后實施。
第二十二條 [交易周期]電力中長期交易主要按年度和月度開展。具有特殊需求的地區，可開展年度以上、季度或月度以下等其他周期的交易。
第二十三條 [交易方式]電力中長期交易各品種可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。
（一）雙邊協商交易指市場交易主體之間自主協商交易電量（電力）、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。校核不通過時，按等比例原則進行削減；
（二）集中競價交易指市場交易主體通過電力交易平臺申報電量、電價，交易機構考慮安全約束進行市場出清，經調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量（輔助服務）與成交價格等；
（三）掛牌交易指市場交易主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。同一周期內提交的交易按等比例原則分配，不同周期內提交的交易按時間優先原則成交。
第五章 價格機制
第二十四條 [基本原則]電力中長期交易中的成交價格由市場交易主體通過自主協商、競爭等方式形成，第三方不得干預。其相關的輸配電價、政府性基金與附加按國家規定執行。
第二十五條 [輸配電價]開展電力直接交易的地區，已核定輸配電價的，嚴格按國家規定執行；未核定輸配電價的，采用價差傳導的方式開展交易，保持電網運營企業購銷差價不變。
第二十六條 [跨省區輸電價格]跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。送出地區未核定輸配電價的，按不超過30元/兆瓦時（含網損）的原則自主協商。
第二十七條 [交易價格]雙邊交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌價格結算。
集中競價采用統一出清價格的，可根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或根據最后一個交易匹配對的價格形成；采用申報價格的，根據各個交易匹配對的價格形成成交價格，即賣方報價和買方報價的平均值。
第二十八條 [收益分配]電網運營企業參與跨省跨區交易代理購電時，因外購電價格相對省內平均上網電價的變化而形成的損益，在今后輸配電價調整中統籌考慮。
第二十九條 [輸電損耗]跨省跨區電能交易的受電落地價格由成交價格（送電價格）、輸電價格（費用）和輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨或另外收取；未明確的，暫按前三年同電壓等級線路的平均輸電損耗水平，報價格主管部門、監管機構備案后執行。輸電損耗由購電方承擔，購電方在報價時應綜合考慮承擔的網損。跨省跨區交易輸電費用及網損按照物理量計量、結算。
第三十條 [合同轉讓電價]合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區合同回購不收取輸電費和網損。跨省跨區合同轉讓應按潮流實際情況考慮輸電費和網損。
第三十一條 [兩部制電價]參與直接交易的兩部制電價用戶，基本電價按現行標準執行。
第三十二條 [峰谷電價]參與直接交易的峰谷電價用戶，可采用以下方式作為結算價格。
方式一：繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，用戶不參與分攤調峰服務費用。因用戶側單邊執行峰谷電價造成的結算收益或損失，計入平衡賬戶或調整電價時一并考慮。
方式二：取消峰谷電價，用戶用電量均按直接交易電價結算，用戶通過輔助服務考核分攤調峰等輔助服務補償費用。
第三十三條 [交易限價]雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或結算價格設置上限，電力供應嚴重過剩地區可對報價或結算價格設置下限。
第六章 電量規模
第三十四條 [供需平衡預測]每年年底，各地預測來年電力供需平衡情況，預測總發用電量，預測跨省跨區送受電電量。
第三十五條 [省內電量需求預測]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。
第三十六條 [跨省跨區交易]國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量，由相關電力企業協商簽訂年度合同，納入送、受電省優先發電計劃。
購電省三年內火電平均發電利用小時數低于全國火電平均發電利用小時數80%時，除國家計劃、地方政府協議和已簽訂的三年及以上跨省跨區電能交易合同外，原則上不得再開展長期跨省跨區購電交易。購電省可再生能源發電量比重超過30%時，根據實際需求開展中長期跨省跨區購電交易，不得影響本地區可再生能源的消納。
第三十七條 [直接交易電量需求預測]省內直接交易電量需求預測，根據符合準入條件并注冊的用戶需求預測確定。通過用戶準入條件的設置，控制直接交易電量規模，確保優先發電的電量規模不小于優先發電的電量下限。
第三十八條 [優先發電的電量下限]安排優先發電電量時，應充分預留水電和規劃內的風能、太陽能、生物質能等可再生能源及調節性電源的發電空間。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、調節性電源必要發電量、必開機組的最低發電量、現有國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量也要予以保障。
第三十九條 [優先發電的電量規模確定]優先發電的電量規模根據省內電力電量需求預測、省內直接交易用戶電量需求預測和跨省跨區交易計劃確定。五年內逐步過渡到根據優先購電用戶電量需求預測，直接確定優先發電的電量規模。
優先發電的電量規模=省內電量需求預測±現有國家指令性和政府間協議的跨省跨區交易電量-省內直接交易電量需求預測±現有3年及以上跨省跨區交易合同電量。（送出省為正，受入省為負）
優先發電的電量規模一經確定，不再進行調整，偏差原則上通過市場方式處理。
第四十條 [特殊情況]年度優先發電電量如果在年度交易或年初的月度交易開始后仍未分配，可以由交易機構參考上年情況，預先進行優先發電電量的月度分解。待年度優先發電電量分配正式確定后，再由交易機構在后續月份進行調整。
第四十一條 [容量剔除]安排機組優先發電電量時，可根據其年度直接交易電量，扣除相應發電容量。直接交易電量折算發電容量時，可根據對應用戶最大負荷利用小時數、本地工業用戶平均利用小時數或一定上限等方式折算，按剩余裝機容量分配優先發電電量。發電企業通過申報容量參與市場交易的，分配優先發電量時直接扣除申報容量。容量扣除原則上每年只進行一次。
第四十二條 [優先發電電量分配]機組扣除直接交易的發電量、發電容量后，剩余發電量、發電容量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，確定各類機組優先發電電量。各類機組優先發電電量之外的發電能力，均可參與直接交易和市場化跨省跨區交易。
第七章 交易組織
第一節 交易時序安排
第四十三條 [年度交易時序]年度交易周期，首先確定次年國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量合同，其次確定優先發電合同，再次開展年度雙邊交易，最后開展年度集中競價交易（雙邊及集中競價交易均包括跨省跨區交易，下同）。
第四十四條 [月度交易時序]月度交易周期，在年度合同分解到月合同的基礎上，首先開展月度雙邊交易，再次開展月度集中競價交易。
第四十五條 [跨省跨區交易時序]省內、跨省跨區交易的啟動時間原則上不分先后，但送出省發電企業應優先保障本省電力平衡。各區域在保障區域內各省供需基本平衡的基礎上，根據自身實際情況確定、調整省內、跨省跨區交易的開展次序。
第四十六條 [合同轉讓交易時序]合同轉讓交易應早于合同執行一周之前完成，原則上市場主體簽訂電力、電量購售合同后即可進行轉讓交易。
第二節 優先發電安排
第四十七條 [跨省跨區計劃報送時間]相關電力企業在每年11月15日前，協商確定次年國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量合同。如無法按時確定，參照上年確定。
第四十八條 [優先發電確定時間]地方政府電力管理部門會同國家能源局派出機構，在每年11月25日前確定年度優先發電的電量規模，并分到月度及機組（水電廠可分解到廠，風電場、光伏電站可分解到場站，下同）。年度優先發電電量規模無法按時確定的，執行第四十條規定。每月25日之前確定經安全校核后的發電機組次月優先發電量。
第三節 年度雙邊交易
第四十九條 [信息發布]每年11月26日前，交易機構應通過交易平臺發布年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：
（一）次年關鍵輸電通道潮流極限情況；
（二）次年省內直接交易電量需求預測；
（三）次年跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次年各機組可發電量上限。
第五十條 [交易時間]各交易機構于每年12月1日（遇節假日順延，下同）開始接收年度雙邊交易意向，12月5日閉市。年度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易及合同轉讓交易。
第五十一條 [交易意向提交]市場交易主體經過雙邊協商分別形成年度雙邊省內直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在年度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向交易機構提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應提供月度分解電量。
第五十二條 [安全校核]交易機構在閉市后第一個工作日10:00前將交易意向提交相關調度機構進行安全校核，調度機構應在兩個工作日之內將校核結果返回交易機構并公布。逾期未返回安全校核結果的，視為同意。
各類年度雙邊交易在閉市后統一進行安全校核，若安全校核不通過，按等比例原則進行交易削減。
第五十三條 [合同簽訂]交易機構在調度機構返回安全校核結果后，于下一工作日10:00前發布年度雙邊交易結果。
相關市場交易主體應在雙邊交易結果發布后的下一工作日10:00前通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見；市場交易主體如對交易結果提出異議，交易機構應會同調度機構在當日16：00前給予解釋和協調。
對于確認交易，由技術支持系統自動生成年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場交易主體應在成交信息發布后的三個工作日內，通過技術支持系統予以確認并簽訂電子合同。
第四節 年度集中競價交易
第五十四條 [信息發布]每年12月15日前，交易機構通過技術支持系統發布年度集中競價市場相關信息，包括但不限于：
（一）次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次年集中競價省內直接交易電量需求預測；
（三）次年集中競價跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次年各機組剩余可發電量上限。
第五十五條 [交易時間]交易機構于每年12月16日開始組織年度集中競價交易，12月24日前閉市。年度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。
第五十六條 [數據申報]年度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和用戶通過技術支持系統申報電量、電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。年度集中競價交易原則上應分月申報、分月成交。為做好年度競價交易中省內交易與跨省跨區交易的銜接，采取以下交易方式：
（一）對于送電省：首先在省平臺開展省內集中直接交易，然后在區域平臺開展跨省跨區集中交易，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。省平臺直接交易的發電企業未成交電量及其報價，自動送入區域平臺參與跨省跨區交易；
（二）對于受電省：省內集中直接交易和跨省跨區集中交易在省平臺和區域平臺上同時開展，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。市場交易主體可以在省和區域平臺同時注冊，但每次交易只能選擇在一個平臺報價。兩個平臺可采取統一出清、統一校核、結算分離的方式，也可采用分別出清、分別校核、結算分離的方式。
第五十七條 [市場出清]報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由交易機構在當日提交調度機構并向市場交易主體公布。調度機構應在兩個工作日內完成安全校核，返回交易機構形成最終交易結果。交易機構在收到最終交易結果后的下一工作日通過技術支持系統向市場交易主體發布競價結果。市場交易主體對所申報的數據負責，集中競價交易結果原則上不再另行簽訂合同。
第五十八條 [年度交易結果匯總]交易機構在年度集中交易市場閉市后，應根據經過安全校核后的交易結果，于12月26日前將雙邊和集中競價的直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。
第五節 月度雙邊交易
第五十九條 [信息發布]每月15日前，交易機構應通過交易平臺發布次月雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：
（一）次月關鍵輸電通道潮流極限情況；
（二）次月省內直接交易電量需求預測；
（三）次月跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次月各機組可發電量上限。
第六十條 [交易時間]交易機構于每月15日（遇節假日順延，下同）開始組織月度雙邊交易，每月16日前閉市。月度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易（含跨省跨區合同轉讓）。
第六十一條 [交易意向提交]市場交易主體經過雙邊協商分別形成月度雙邊省內直接交易、月度雙邊跨省跨區交易和月度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在月度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。
第六十二條 [安全校核]交易機構在閉市后的第一個工作日10:00之前將交易意向提交給調度機構進行安全校核，調度機構應在一個工作日之內將校核結果返回交易機構并公布。逾期未返回安全校核結果的，視為同意。
各類月度雙邊交易在閉市后統一進行安全校核，若安全校核不通過，按等比例原則進行削減。
第六十三條 [合同簽訂]交易機構在調度機構返回安全校核結果后，于下一工作日10:00前發布月度雙邊交易結果。
相關市場交易主體應在雙邊交易結果發布后的下一工作日10:00前通過技術支持系統返回成交確認信息；市場交易主體如對交易結果有異議，交易機構應在交易結果發布當日16：00前給予解釋和協調。
對于確認交易，由技術支持系統自動生成月度雙邊直接交易、月度雙邊跨省跨區交易和月度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場交易主體應在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統予以確認并簽訂電子合同。
第六節 月度集中競價交易
第六十四條 [信息發布]每月20日前，交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價市場相關信息，包括但不限于：
（一）次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次月集中競價省內直接交易電量需求預測；
（三）次月集中競價跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次月各機組可發電量上限。
第六十五條 [交易時間]交易機構于每月21日（遇節假日順延）開始組織月度集中競價交易，每月26日前閉市。月度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易（含跨省跨區合同轉讓）。
第六十六條 [數據申報]月度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和用戶通過技術支持系統申報電量、電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。月度競價交易中省內交易與跨省跨區交易的銜接，采取以下交易方式：
（一）對于送電省：首先在省平臺開展省內集中直接交易，然后在區域平臺開展跨省跨區集中交易，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。省平臺直接交易的發電企業未成交電量及其報價，自動送入區域平臺參與跨省跨區交易；
（二）對于受電省：省內集中直接交易和跨省跨區集中交易在省平臺和區域平臺上同時開展，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。市場交易主體可以在省和區域平臺同時注冊，但每次交易只能選擇在一個平臺報價。兩個平臺可采取統一出清、統一校核、結算分離的方式，也可采用分別出清、分別校核、結算分離的方式。
第六十七條 [市場出清]報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由交易機構在當日提交調度機構并向市場交易主體公布。調度機構應在下一個工作日內完成安全校核，返回交易機構形成最終交易結果。交易機構在收到最終交易結果后的下一工作日通過技術支持系統向市場交易主體發布競價結果。市場交易主體對所申報的數據負責，集中競價交易結果原則上不再另行簽訂合同。
第六十八條 [月度交易結果匯總]交易機構在月度交易市場閉市后，應對年度分月結果和月度交易結果進行匯總，于每月28日前發布匯總后的交易結果并制定機組月度發電計劃。調度機構應根據月度發電計劃，合理安排電網運行方式，保障合同電量的執行。
第七節 臨時交易與緊急支援交易
第六十九條 [臨時交易]可再生能源消納存在臨時性困難的省（區），可與其他省（區）通過自主協商方式開展臨時跨省跨區交易，交易電量、交易曲線和交易價格均由購售雙方協商確定。
若按市場方式難以達成交易，在受入地區仍有電量消納能力的前提下，可采取強制跨省發電權的方式，即由送出地區可再生能源購買有消納能力地區的火電直接交易合同電量，購買價格執行受入省最近一次火電合同電量轉讓集中競價交易價格。
第七十條 [緊急支援交易]在本省電網或其他地區電網供需不平衡時，由調度機構組織開展跨省跨區支援交易，交易價格按事先預案執行。條件成熟的地區可由交易機構采取預掛牌方式確定中標機組。
第八章 安全校核與交易執行
第七十一條 [安全校核責任主體]調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須經調度機構安全校核后方可生效。涉及跨省跨區的交易，須提交相關調度機構共同進行安全校核。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。
第七十二條 [機組發電利用小時數限制]為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，調度機構可根據機組可調出力、檢修天數、系統凈負荷曲線以及電網約束情況，折算得到各機組的電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。
第七十三條 [電網運行信息披露]調度機構在各類市場交易開始前應按規定及時披露關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，以方便市場交易主體尋找合適的交易對象。
第七十四條 [安全校核時間約束]安全校核應在規定期限內完成，逾期未對交易初始結果提出異議的，視為通過安全校核。
第七十五條 [交易調整原則]安全校核不通過時，對于雙邊協商交易，按等比例原則進行交易削減；對于集中競價交易，按價格優先原則或等比例原則進行交易削減。
第七十六條 [緊急情況處理]電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向主管部門和派出機構書面報告事件經過，并報派出機構備案。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任；無明確責任主體的，由所有市場交易主體共同承擔。
第七十七條 [交易計劃制定]電力交易機構根據市場交易主體年度交易當月電量分解計劃和各類月度交易的成交結果，編制系統和發電企業的月度交易計劃，調度機構負責安全校核。
第七十八條 [交易計劃內容]月度交易計劃內容包括：
（一）月度總發用電量平衡計劃；
（二）跨省跨區電力電量計劃；
（三）月度優先發電電量計劃；
（四）月度直接交易電量計劃；
（五）其他交易電量計劃。
第七十九條 [交易計劃執行]電力調度機構負責執行月度交易計劃；電力交易機構每日跟蹤和公布月度交易計劃執行進度情況。市場交易主體對進度偏差提出異議時，調度機構負責出具說明，交易機構負責公布相關信息。
第九章 合同電量偏差處理
第八十條 [合同電量調整]電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可于每月5日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整申請，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。
第八十一條 [偏差電量平衡原則]未開展現貨交易的地區，為盡量處理合同電量執行偏差，推薦采取預招標方式按月平衡偏差，也可根據實際情況選取附件中提供的其他四種合同電量偏差處理方式。
第八十二條 [預招標處理方式]預招標方式按月平衡偏差是指月度交易結束后，通過預招標方式確定次月上調機組調用排序（按增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按補償價格由低到高排序）。月底最后一周，調度機構根據各個機組的合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時（月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時），基于預招標確定的機組排序，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時（月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時），優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃。
第十章 計量和結算
第八十三條 [計量位置]市場交易主體應根據市場運行需要，安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。
第八十四條 [計量裝置]同一計量點應安裝同型號、同規格、同精度的主、副電能表各一套。主、副表應有明確標志。以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照。當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。
第八十五條 [計量數據]當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場交易主體協商解決。
第八十六條 [結算憑據]電力交易機構負責向市場交易主體出具結算憑據，市場交易主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由用戶所在地區電力交易機構向市場交易主體出具結算憑據，在區域交易平臺開展的交易由區域交易機構向用戶所在地區電力交易機構出具結算憑據；合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算憑據。
第八十七條 [電費結算]電力用戶和發電企業原則上均按自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件的地區可暫時保持現有計量抄表方式不變。各市場交易主體可暫時保持與電網運營企業的電費結算和支付方式不變，特殊情況可采用其他方式。依據結算憑據，用戶所在地區電網運營企業負責向購電主體收取電費、向售電主體和輸電方支付電費及輸電費用。
第八十八條 [結算爭議]市場交易主體接收電費結算憑據后，應進行核對確認，如有異議在3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。
第八十九條 [偏差電量結算]建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以年度交易和月度交易為主的地區，按月清算、結賬；開展周（日）交易的地區，按周（日）清算，按月結賬。預招標按月平衡偏差時的結算流程和結算價格如下：
（一）發電側
1.新能源、可再生能源：按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源之外的所有合同電量（含優先發電合同電量、市場合同電量、預招標調用電量）:
存在超發電量的機組，優先發電合同電量、市場合同電量和預招標增發電量按其合同電量和合同價格結算，超出部分按月度集中競價交易最低成交價格結算；因自身原因導致少發的電廠，按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金；因提供下調服務導致少發的電廠，按按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按其預招標補償價格結算。機組提供的增發電量和減發電量，以調度安排為準，機組擅自增發或減發的電量視為偏差電量，納入考核范疇。
（二）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按系統下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按系統下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量
發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調中標電量的乘積累加得到。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（三）用戶違約金、發電企業違約金、下調電量的補償金額，首先進行平衡，盈余或缺額部分由所有發電企業按上網電量比重分攤。
（四）市場用戶的電費構成包括：電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：電量電費（含上調電量電費和下調電量電費）、違約金、平均分攤的結算差額資金。
第九十條 [電網原因造成的偏差]對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網運營企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場交易主體共同分攤相關費用。
第十一章 輔助服務
第九十一條 [執行兩個細則]輔助服務執行各區域輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則。
第九十二條 [輔助服務提供方]鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。
第九十三條 [輔助服務分類]輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。基本輔助服務包括：一次調頻、基本調峰、基本無功調節等，基本輔助服務不進行補償。有償輔助服務是指并網發電廠、電力用戶、獨立的輔助服務提供商在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發電控制（AGC）、有償調峰、備用、有償無功調節、黑啟動等。
第九十四條 [輔助服務補償方式]按照“補償成本、合理收益”的基本原則，考慮輔助服務效果，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立的輔助服務提供商進行補償。
第九十五條 [提供方式]鼓勵采用競爭方式確定輔助服務承擔主體。電網運營企業根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地方，可以將系統所需的無功和黑啟動服務由電力交易機構通過招標方式統一購買。
第九十六條 [電力用戶參與輔助服務]電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務的技術要求，并與發電企業按統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨用戶電費一并結算，即增減與發電企業直接交易電費完成。
第九十七條 [直接交易調峰責任]用電側未實行峰谷電價的地區，根據用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算用戶對電網調峰的貢獻度。用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，用戶峰谷差率小全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。貢獻度為正的用戶，與之簽訂直接交易合同的電廠，可申請免除相應直接交易電量的調峰補償費用的分攤。
第九十八條 [需求側管理]加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側管理評價，積極培育電能服務，推廣需求響應，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。
通過實施需求響應和有序用電方案，完善電力電量平衡的應急保障機制和體系。
第九十九條 [跨區跨省交易輔助服務]送端地區發電企業納入受端地區輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務獲得或者支付補償費用。
市場化跨省區送電發電企業的送電負荷視同受端電網發電企業參與輔助服務補償和考核。跨省區電能交易曲線未達到受端電網基本調峰要求的，按照受端電網基本調峰考核條款執行；達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。
第十二章 信息披露
第一百條 [信息披露責任主體]交易機構負責市場信息的管理和發布。各類市場成員有責任和義務及時、準確和完整的向交易機構提供相關信息。國家能源局及其派出機構對信息提供和披露實施監督。
第一百零一條 [信息分類]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他市場成員公布的數據和信息。派出機構確定各類信息的內容、范圍和發布的時限。
各類市場信息原則上均應通過網站形式予以披露，市場成員可查看其訪問權限內的信息。
第一百零二條 [信息答疑]市場交易主體如對披露的相關信息有異議及疑問，可向電力交易機構和電力調度機構提出，由電力交易機構和電力調度機構負責解釋。
第一百零三條 [信息保密]市場交易主體的申報價格、雙邊交易的成交價格、已經簽訂合同內容等信息屬于私有信息，電力交易機構和電力調度機構應采取必要措施來保證市場交易主體可以按時獲得其私有數據信息，并保證私有數據信息在保密期限內的保密性。
第十三章 爭議和違規處理
第一百零四條 [爭議內容]本規則所指爭議是市場成員之間的下列爭議：
（一）注冊或注銷市場資格的爭議；
（二）市場成員按照規則行使權利和履行義務的爭議；
（三）市場交易、計量、考核和結算的爭議；
（四）其他方面的爭議。
第一百零五條 [爭議處理]發生爭議時，按照國家有關法律法規和國家能源局及其派出機構的相關規定處理，具體方式有：
（一）協商解決；
（二）申請調解或裁決；
（三）提請仲裁；
（四）提請司法訴訟。
第一百零六條 [違規行為]市場成員擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由派出機構會同政府電力管理部門查處：
（一）提供虛假材料或以其他欺騙手段取得市場準入資格；
（二）濫用市場力，惡意串通、操縱市場；
（三）不按時結算，侵害其他市場交易主體利益；
（四）市場運營機構對市場交易主體有歧視行為；
（五）提供虛假信息或違規發布信息；
（六）其他嚴重違反市場規則的行為。
第一百零七條 [違規處罰]對于市場成員的違規行為，派出機構會同政府電力管理部門按照《行政處罰法》、《電力監管條例》、《電力市場監管辦法》等相關法律法規制定處罰標準。
第十四章 市場干預
第一百零八條 [市場中止]當出現以下情況時，國家能源局及其派出機構可以做出中止電力市場的決定，并向市場交易主體公布中止原因。
（一）電力市場未按照規則運行和管理的；
（二）電力市場運營規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改的；
（三）電力市場交易發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結果的；
（四）電力市場技術支持系統、自動化系統、數據通信系統等發生重大故障，導致交易長時間無法進行的；
（五）因不可抗力市場交易不能正常開展的；
（六）電力市場發生嚴重異常情況的。
第一百零九條 [市場干預]電力調度交易機構為保證電力系統安全穩定運行，可以進行市場干預。
市場干預期間，電力調度交易機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，并報國家能源局及派出機構備案。
第一百一十條 [責任豁免]在面臨重大自然災害和突發事件時，省級以上人民政府依法宣布進入應急狀態或緊急狀態，暫停市場交易，全部或部分免除市場主體的違約責任，發電全部或部分執行指令性交易，包括電量、電價，用電執行有序用電方案。
第一百一十一條 [市場恢復]市場秩序滿足正常交易時，電力交易機構應及時向市場交易主體發布市場恢復信息。
第十五章 附 則
第一百一十二條 [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交易規則，報國家能源局備案后執行。
第一百一十三條 [市場監管]電力市場監管辦法由國家能源局另行制定。
第一百一十四條 [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。
第一百一十五條 [文件實施]本規則自XX年XX月XX日起施行。
附件：其他可選合同電量偏差處理及結算方式
附件
其他可選合同電量偏差處理及結算方式
一、預招標方式按日平衡偏差
預招標月度交易結束后，通過預招標方式確定次月上調機組調用排序（按增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按補償價格由低到高排序）。日前階段，調度機構根據各機組的優先發電合同電量和市場合同電量，安排各機組的次日發電計劃；實時運行過程中，當系統實際用電需求與系統日前發電計劃存在偏差時，按照價格優先原則調用機組增發電量或減發電量，保障系統實時平衡。機組每日的增發電量或減發電量進行累加，得到月度的凈增發電量或凈減發電量，按其月度預招標價格進行結算。其余機組嚴格按日前制定的計劃曲線發電。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）發電側
1.新能源、可再生能源：按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源之外的所有合同電量（含優先發電合同電量、市場合同電量、預招標調用電量）:
存在超發電量的機組，優先發電合同電量、市場合同電量和月度凈增發電量按其合同電量和合同價格結算，超出部分按月度集中競價交易最低成交價格結算；因自身原因導致少發的電廠，按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金；因提供下調服務導致少發的電廠，按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，月度凈減發電量按其預招標補償價格結算。機組提供的增發電量和減發電量，以調度安排為準，機組擅自增發或減發的電量視為偏差電量，納入考核范疇。
（二）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按系統下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按系統下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量
發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調中標電量的乘積累加得到。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（三）用戶違約金、發電企業違約金、下調電量的補償金額，首先進行平衡，盈余或缺額部分由所有發電企業按上網電量比重分攤。
（四）市場用戶的電費構成包括：電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：電量電費（含上調電量電費和下調電量電費）、違約金、平均分攤的結算差額資金。
二、等比例調整方式
首先保障國家指令性和政府間協議的跨省跨區交易電量以及新能源、可再生能源、以熱定電優先發電合同電量執行，其他類優先發電合同電量和市場合同電量作為可調整合同電量，根據系統平衡情況統一等比例調整。調度機構按“三公”要求，每日跟蹤各發電企業的可調整合同電量執行率，以可調整合同電量執行率基本相當為目標安排日計劃，原則上發電企業之間的可調整合同執行率相差不超過3%。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（二）發電側
1.新能源、可再生能源、以熱定電電量：
按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源、以熱定電電量之外的優先發電合同電量:
（1）當優先購電權用戶的實際用電量大于所有優先發電合同電量之和時，按優先發電合同電量（未完成合同的按實際發電量）與政府批復上網電價結算。
（2）當優先購電權用戶的實際用電量小于所有優先發電合同電量之和時，按政府批復的上網電價和下列公式計算的實際優先發電電量結算：
實際優先發電電量=該用戶優先發電合同電量*(所有優先購電用戶實際用電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量)/（優先發電合同的總電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量）
由上式得到的實際優先發電電量為零或負值時，不再進行結算。
3.市場電量
（1）參與市場交易的發電企業，除實際優先發電電量之外，其余電量作為市場電量按其合同加權平均價結算。超出調度安排電量±3%的，超出部分按其合同加權平均價的10%支付違約金。
（2）未參與市場交易的發電企業，除優先發電電量之外，其余電量作為市場電量按月度集中競價交易平均成交價的90%結算。
（三）發電企業和用戶繳納的違約金按發電機組的市場電量平均返還給發電企業。
（四）市場用戶的電費構成包括：實際用電電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：實際優先發電電量電費、市場電量電費、違約金、平均返還的違約金。
三、事后合同電量轉讓交易調整偏差
月度交易執行完畢后、月度交易結算前，超發機組與少發機組進行合同電量轉讓交易。其中，機組超過對應用戶實際用電量的部分視為超發電量，機組少于對應用戶實際用電量的部分視為少發電量；合同電量轉讓價格按月度集中競價合約轉讓交易的最低成交價格執行。此方式下，鼓勵調度機構按日跟蹤發電企業和用戶直接交易電量的發用電匹配情況（數據可采用監控裝置采集或相關交易主體報送），并在安排機組發電計劃時予以考慮。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（二）發電側
1.新能源、可再生能源、以熱定電電量：
按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源、以熱定電電量之外的優先發電合同電量:
（1）當優先購電權用戶的實際用電量大于所有優先發電合同電量之和時，按優先發電合同電量（未完成合同的按實際發電量）與政府批復上網電價結算。
（2）當優先購電權用戶的實際用電量小于所有優先發電合同電量之和時，按政府批復的上網電價和下列公式計算的實際優先發電電量結算：
實際優先發電電量=該用戶優先發電合同電量*(所有優先購電用戶實際用電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量)/（優先發電合同的總電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量）
由上式得到的實際優先發電電量為零或負值時，不再進行結算。
3.市場電量
（1）參與市場交易的發電企業，除實際優先發電電量之外，其余電量作為市場交易完成電量。
當發電企業市場交易完成電量大于對應用戶實際完成電量時，按合同價格結算用戶實際完成電量，超出用戶實際完成電量的部分，視為超發電量。
當發電企業市場交易完成電量小于對應用戶實際完成電量時，按合同價格結算發電企業實際完成電量，小于用戶實際完成電量的部分視為少發電量。
（2）存在超發的發電企業與存在少發的發電企業進行合約轉讓交易。其中，超發電量均按月度集中競價合約轉讓交易的最低成交價結算，少發電量按“少發合同電量的加權平均價-月度集中競價合約轉讓交易最低成交價”進行結算。
（三）用戶實際完成電量小于合同電量時，未完成的合同電量向對應發電企業支付違約金。
（四）市場用戶的電費構成包括：實際用電電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：實際優先發電電量電費、市場電量電費、用戶支付的違約金。
四、滾動調整方式
此方式適用于直接交易電量規模不超過全社會用電量10%且只開展年度交易的地區。對于直接交易電量，若用戶實際用電量多于直接交易合同電量，用戶側按合同電價結算月度實際用電量結算，發電側亦按用戶實際用電量進行結算，發電企業其余發電量視為優先發電電量，在后期進行滾動調整；若用戶實際用電量少于直接交易合同電量，用戶側與發電側同樣按用戶實際用電量結算，用戶側未完成的月度電量，在滿足安全校核的前提下，可滾動調整至后期，否則視為違約電量，按合同約定支付違約金。此方式下，鼓勵調度機構按日跟蹤發電企業和用戶直接交易電量的發用電匹配情況（數據可采用監控裝置采集或相關交易主體報送），并在安排機組發電計劃時予以考慮。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）用戶側
1.市場用戶實際用電量低于其總合同電量時，未完成的直接交易電量滾動至次月，若電量滾動無法通過安全校核，則按合同約定的違約條款對電廠進行補償。市場用戶實際用電量大于其總合同電量時，首先分別結算各類合同電量，超用電量按合同電量比重分配給各電廠，并相應削減用戶與各電廠的次月直接交易電量。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
（二）發電側
1.新能源、可再生能源：按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.其他發電企業
按用戶側實際用電量折算得到電廠的實際直接交易電量，實際直接交易電量按合同約定價格結算，電廠其余電量作為優先發電電量進行結算。當用戶實際用電量低于直接交易合同電量時，用戶未完成電量滾動至次月，若電量滾動無法通過安全校核，電廠按合同約定的違約條款獲得補償。當用戶實際用電量高于直接交易合同電量時，各電廠按合同電量比重結算用戶超用電量，并相應削減與用戶的次月直接交易電量。
第一條 [目的和依據]為規范電力中長期交易，保障市場成員合法權益，促進電力市場健康發展，依據《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）及其配套文件及其配套文件和有關法律、行政法規，制定本規則。
第二條 [定義]本規則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等市場交易主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易（含電能和輔助服務）。交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、輔助服務交易等。
第三條 [適用范圍]本規則適用于中華人民共和國境內未開展電力現貨市場試點地區，開展現貨試點地區按照《電力市場運營基本規則》有關規定執行。
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 [成員分類]市場成員包括市場交易主體、電網運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；電網運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。現貨市場啟動前，電網運營企業可作為市場交易主體參加跨省跨區交易。
第六條 [對市場成員的要求]所有市場成員應嚴格遵守本規則，主動接受監管，嚴格履行各項義務和職責，切實維護電力市場正常運營秩序。
第七條 [市場交易主體權責]市場交易主體的權利和義務：
（一）發電企業
1.執行優先發電合同（發電企業發電量分為優先發電電量、市場交易電量和基數電量，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，下同），按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同；
2.獲得公平的輸電服務和電網接入服務，支付相應的費用；
3.執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務；
4.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（二）電力用戶
1.按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同；
2.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，繳納政府性基金與附加；
3.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
4.在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等），服從電力調度機構的統一調度；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（三）售電企業
1.按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電合同；
2.獲得公平的輸配電服務，按規定支付購電費、輸配電費，經與用戶協商一致可收取售電費、代收代繳政府性基金與附加；
3.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
4.在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等），服從電力調度機構的統一調度；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（四）獨立的輔助服務提供商
1.按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同；
2.獲得公平的輸電服務和電網接入服務；
3.服從電力調度機構的統一調度，按調度指令和合同約定提供輔助服務；
4.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關信息；
5.其他法律法規所賦予的權利和責任。
第八條 [電網運營企業權責]電網運營企業的權利和義務：
1.保障輸配電設施的安全穩定運行；
2.為市場交易主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務；
3.服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統；
4.按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加等；
5.預測并確定優先購電用戶月度電量需求；
6.按政府定價向公益性用戶、保障性用戶及其他非市場用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同；
7.按規定披露和提供信息；
8.其他法律法規所賦予的權利和責任。
第九條 [市場運營機構權責]市場運營機構的權利和義務：
（一）電力交易機構
1.按規定組織和管理各類電力市場交易；
2.編制年度和月度交易計劃；
3.負責市場交易主體的注冊管理；
4.提供電力交易結算依據及相關服務；
5.監視和分析市場運行情況；
6.經授權在特定情況下干預市場；
7.建設、運營和維護電力交易技術支持系統；
8.配合相關派出機構和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；
9.按規定披露和發布信息；
10.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（二）電力調度機構
1.負責安全校核；
2.按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全；
3.向交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
4.合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行。實際執行與交易計劃存在偏差時，按照事后考核和結算規則分擔相應的經濟責任；
5.經授權按所在市場的交易規則暫停執行市場交易結果；
6.按規定披露和提供電網運行的相關信息；
7.其他法律法規所賦予的權利和責任。
第三章 市場準準入與退出
第十條 [基本準入條件]參加市場交易的電力用戶、售電企業、發電企業以及獨立的輔助服務提供商，應當是具有法人資格、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。內部核算的電力用戶、發電企業（電網運營企業保留的調峰調頻電廠除外）經法人單位授權，可參與相應電力交易。
第十一條 [直接交易準入]直接交易的市場準入條件:
（一）發電企業準入條件
1.符合國家基本建設審批程序，取得電力業務許可證（發電類），單機容量達到當地規定規模的火電、水電機組，鼓勵核電、風電、太陽能發電等嘗試參與；
2.符合國家產業政策，環保設施正常投運且達到環保標準要求；
3.并網自備電廠在承擔相應的各種責任后可逐步參與電力直接交易。
（二）用戶準入條件
1.按照電壓等級或用電容量（1000kVA及以上）放開用戶參與直接交易。現階段可放開電壓等級在110千伏（66千伏）及以上的工商業用戶，根據需要放開用電容量1000kVA及以上的35千伏和10千伏用戶，根據市場發展情況逐步放開用戶；
2.符合國家和地方產業政策及節能環保要求；
3.用戶選擇進入市場后，全部電量參與市場交易；
4.符合準入條件但未選擇參與直接交易的用戶，可向售電企業（包括保底供電企業）購電；不符合準入條件的用戶由所在地供電企業按政府定價提供保底服務。
（三）售電企業準入條件
1.售電企業應依法完成工商注冊，取得獨立法人資格；
2.售電企業可從事與其資產總額相匹配的售電量規模；
3.擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員，有關要求另行制定；
4.擁有配電網經營權的售電公司應取得電力業務許可證（供電類）；
5.符合售電企業準入相關管理辦法要求的其他條件。
第十二條 [跨省跨區交易準入]跨省跨區交易的市場準入條件：
（一）符合直接交易準入條件的發電企業、電力用戶和售電企業可直接參與跨省跨區交易，發電企業和電力用戶也可委托售電企業或電網運營企業代理參與跨省跨區交易；
（二）現貨市場未建立之前，電網運營企業、售電企業可以代理本省未準入用戶參與跨省跨區交易，電網運營企業、發電企業、售電企業可以代理小水電、風電等參與跨省跨區交易；
（三）保留在電網運營企業內部且沒有核定上網電價的發電企業以及企業自備機組不參與跨省跨區電能交易。
第十三條 [合同電量轉讓交易準入]合同電量轉讓交易的市場準入條件:
（一）擁有優先發電合同、直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的發電企業，擁有直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的電力用戶和售電企業可參與合同轉讓交易；
（二）直接交易合同、跨省跨區電能交易合同只能在符合市場準入條件的發電企業、電力用戶、售電企業之間進行轉讓交易；
（三）調節性電源優先發電電量、熱電聯產“以熱定電”等優先發電電量原則上不得轉讓。
第十四條 [輔助服務交易準入]輔助服務提供者的市場準入條件:
（一）具備提供輔助服務能力的發電機組均可參與輔助服務交易，鼓勵儲能設備、需求側資源（如可中斷負荷）等嘗試參與；
（二）能夠提供滿足技術要求的某項輔助服務的獨立輔助服務提供商，在進行技術測試通過認證后，方可參與交易。
第十五條 [市場登記]市場成員參加市場交易須在電力交易機構進行登記，能源監管機構負責制定電力市場登記負面清單，明確不予登記有關事項情況。市場主體登記后即可參加電力直接交易外的各類電力交易。
第十六條 [直接交易市場注冊]市場主體登記后須進行市場注冊方可參與電力直接交易。能源監管機構負責直接交易注冊的監督管理。進入地方政府準入目錄的發電企業、售電主體、電力用戶可自愿到電力交易機構注冊成為市場交易主體。
完成市場注冊的用戶，全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電，并在規定的時間周期內不得退出市場。參與跨省跨區直接交易的市場主體可以在任何一個相關交易平臺上注冊，注冊后可自由選擇平臺開展交易。
第十七條 [直接交易準入目錄]地方政府電力管理部門根據地方政府授權負責直接交易準入目錄管理。省級政府或由省級政府授權的部門，按年度公布當地符合直接交易市場準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶目錄，并對相應的目錄實施動態監管。其他交易類別暫不設置準入目錄。
第十八條 [注冊變更或注銷]電力直接交易主體和電網運營企業變更注冊或者撤銷注冊，應當按照電力市場交易規則的規定，向電力交易機構提出申請。經批準后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的直接交易主體和電網運營企業不能繼續滿足準入市場的條件時，由電力交易機構強制撤銷注冊。
第十九條 [市場退出]市場交易主體被強制退出或列入黑名單，原則上3年內不得直接參與市場交易，被強制退出的電力用戶須向售電企業購電。退出市場的主體由省級政府或省級政府授權的部門在目錄中刪除，交易機構取消注冊，并向社會公示。
第二十條 [違約責任]市場交易主體被強制退出或自愿退出市場的，未完成合同可以轉讓，未轉讓的終止執行，并由違約方承擔相應的違約責任。
第四章 交易品種、周期和方式
第二十一條 [交易品種]電力中長期交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易和輔助服務交易。
其中，跨省跨區交易包含跨省跨區電力直接交易；點對網發電機組視同為受電地區發電企業，不屬于跨省跨區交易；合同電量轉讓交易主要包括優先發電合同電量轉讓交易、跨區跨省合同電量轉讓交易、直接交易合同電量轉讓交易等。
允許發電企業之間以及用戶之間簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行合同電量時，經調度機構同意后，由另一方代發（代用）部分或全部電量，并在事后補充轉讓交易合同。未簽訂合同的發電指標轉讓，按有關規定執行。
各地可根據實際情況創新交易品種，經國家能源局批準后實施。
第二十二條 [交易周期]電力中長期交易主要按年度和月度開展。具有特殊需求的地區，可開展年度以上、季度或月度以下等其他周期的交易。
第二十三條 [交易方式]電力中長期交易各品種可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。
（一）雙邊協商交易指市場交易主體之間自主協商交易電量（電力）、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。校核不通過時，按等比例原則進行削減；
（二）集中競價交易指市場交易主體通過電力交易平臺申報電量、電價，交易機構考慮安全約束進行市場出清，經調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量（輔助服務）與成交價格等；
（三）掛牌交易指市場交易主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。同一周期內提交的交易按等比例原則分配，不同周期內提交的交易按時間優先原則成交。
第五章 價格機制
第二十四條 [基本原則]電力中長期交易中的成交價格由市場交易主體通過自主協商、競爭等方式形成，第三方不得干預。其相關的輸配電價、政府性基金與附加按國家規定執行。
第二十五條 [輸配電價]開展電力直接交易的地區，已核定輸配電價的，嚴格按國家規定執行；未核定輸配電價的，采用價差傳導的方式開展交易，保持電網運營企業購銷差價不變。
第二十六條 [跨省區輸電價格]跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。送出地區未核定輸配電價的，按不超過30元/兆瓦時（含網損）的原則自主協商。
第二十七條 [交易價格]雙邊交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌價格結算。
集中競價采用統一出清價格的，可根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或根據最后一個交易匹配對的價格形成；采用申報價格的，根據各個交易匹配對的價格形成成交價格，即賣方報價和買方報價的平均值。
第二十八條 [收益分配]電網運營企業參與跨省跨區交易代理購電時，因外購電價格相對省內平均上網電價的變化而形成的損益，在今后輸配電價調整中統籌考慮。
第二十九條 [輸電損耗]跨省跨區電能交易的受電落地價格由成交價格（送電價格）、輸電價格（費用）和輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨或另外收取；未明確的，暫按前三年同電壓等級線路的平均輸電損耗水平，報價格主管部門、監管機構備案后執行。輸電損耗由購電方承擔，購電方在報價時應綜合考慮承擔的網損。跨省跨區交易輸電費用及網損按照物理量計量、結算。
第三十條 [合同轉讓電價]合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區合同回購不收取輸電費和網損。跨省跨區合同轉讓應按潮流實際情況考慮輸電費和網損。
第三十一條 [兩部制電價]參與直接交易的兩部制電價用戶，基本電價按現行標準執行。
第三十二條 [峰谷電價]參與直接交易的峰谷電價用戶，可采用以下方式作為結算價格。
方式一：繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，用戶不參與分攤調峰服務費用。因用戶側單邊執行峰谷電價造成的結算收益或損失，計入平衡賬戶或調整電價時一并考慮。
方式二：取消峰谷電價，用戶用電量均按直接交易電價結算，用戶通過輔助服務考核分攤調峰等輔助服務補償費用。
第三十三條 [交易限價]雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或結算價格設置上限，電力供應嚴重過剩地區可對報價或結算價格設置下限。
第六章 電量規模
第三十四條 [供需平衡預測]每年年底，各地預測來年電力供需平衡情況，預測總發用電量，預測跨省跨區送受電電量。
第三十五條 [省內電量需求預測]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。
第三十六條 [跨省跨區交易]國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量，由相關電力企業協商簽訂年度合同，納入送、受電省優先發電計劃。
購電省三年內火電平均發電利用小時數低于全國火電平均發電利用小時數80%時，除國家計劃、地方政府協議和已簽訂的三年及以上跨省跨區電能交易合同外，原則上不得再開展長期跨省跨區購電交易。購電省可再生能源發電量比重超過30%時，根據實際需求開展中長期跨省跨區購電交易，不得影響本地區可再生能源的消納。
第三十七條 [直接交易電量需求預測]省內直接交易電量需求預測，根據符合準入條件并注冊的用戶需求預測確定。通過用戶準入條件的設置，控制直接交易電量規模，確保優先發電的電量規模不小于優先發電的電量下限。
第三十八條 [優先發電的電量下限]安排優先發電電量時，應充分預留水電和規劃內的風能、太陽能、生物質能等可再生能源及調節性電源的發電空間。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、調節性電源必要發電量、必開機組的最低發電量、現有國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量也要予以保障。
第三十九條 [優先發電的電量規模確定]優先發電的電量規模根據省內電力電量需求預測、省內直接交易用戶電量需求預測和跨省跨區交易計劃確定。五年內逐步過渡到根據優先購電用戶電量需求預測，直接確定優先發電的電量規模。
優先發電的電量規模=省內電量需求預測±現有國家指令性和政府間協議的跨省跨區交易電量-省內直接交易電量需求預測±現有3年及以上跨省跨區交易合同電量。（送出省為正，受入省為負）
優先發電的電量規模一經確定，不再進行調整，偏差原則上通過市場方式處理。
第四十條 [特殊情況]年度優先發電電量如果在年度交易或年初的月度交易開始后仍未分配，可以由交易機構參考上年情況，預先進行優先發電電量的月度分解。待年度優先發電電量分配正式確定后，再由交易機構在后續月份進行調整。
第四十一條 [容量剔除]安排機組優先發電電量時，可根據其年度直接交易電量，扣除相應發電容量。直接交易電量折算發電容量時，可根據對應用戶最大負荷利用小時數、本地工業用戶平均利用小時數或一定上限等方式折算，按剩余裝機容量分配優先發電電量。發電企業通過申報容量參與市場交易的，分配優先發電量時直接扣除申報容量。容量扣除原則上每年只進行一次。
第四十二條 [優先發電電量分配]機組扣除直接交易的發電量、發電容量后，剩余發電量、發電容量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，確定各類機組優先發電電量。各類機組優先發電電量之外的發電能力，均可參與直接交易和市場化跨省跨區交易。
第七章 交易組織
第一節 交易時序安排
第四十三條 [年度交易時序]年度交易周期，首先確定次年國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量合同，其次確定優先發電合同，再次開展年度雙邊交易，最后開展年度集中競價交易（雙邊及集中競價交易均包括跨省跨區交易，下同）。
第四十四條 [月度交易時序]月度交易周期，在年度合同分解到月合同的基礎上，首先開展月度雙邊交易，再次開展月度集中競價交易。
第四十五條 [跨省跨區交易時序]省內、跨省跨區交易的啟動時間原則上不分先后，但送出省發電企業應優先保障本省電力平衡。各區域在保障區域內各省供需基本平衡的基礎上，根據自身實際情況確定、調整省內、跨省跨區交易的開展次序。
第四十六條 [合同轉讓交易時序]合同轉讓交易應早于合同執行一周之前完成，原則上市場主體簽訂電力、電量購售合同后即可進行轉讓交易。
第二節 優先發電安排
第四十七條 [跨省跨區計劃報送時間]相關電力企業在每年11月15日前，協商確定次年國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量合同。如無法按時確定，參照上年確定。
第四十八條 [優先發電確定時間]地方政府電力管理部門會同國家能源局派出機構，在每年11月25日前確定年度優先發電的電量規模，并分到月度及機組（水電廠可分解到廠，風電場、光伏電站可分解到場站，下同）。年度優先發電電量規模無法按時確定的，執行第四十條規定。每月25日之前確定經安全校核后的發電機組次月優先發電量。
第三節 年度雙邊交易
第四十九條 [信息發布]每年11月26日前，交易機構應通過交易平臺發布年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：
（一）次年關鍵輸電通道潮流極限情況；
（二）次年省內直接交易電量需求預測；
（三）次年跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次年各機組可發電量上限。
第五十條 [交易時間]各交易機構于每年12月1日（遇節假日順延，下同）開始接收年度雙邊交易意向，12月5日閉市。年度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易及合同轉讓交易。
第五十一條 [交易意向提交]市場交易主體經過雙邊協商分別形成年度雙邊省內直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在年度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向交易機構提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應提供月度分解電量。
第五十二條 [安全校核]交易機構在閉市后第一個工作日10:00前將交易意向提交相關調度機構進行安全校核，調度機構應在兩個工作日之內將校核結果返回交易機構并公布。逾期未返回安全校核結果的，視為同意。
各類年度雙邊交易在閉市后統一進行安全校核，若安全校核不通過，按等比例原則進行交易削減。
第五十三條 [合同簽訂]交易機構在調度機構返回安全校核結果后，于下一工作日10:00前發布年度雙邊交易結果。
相關市場交易主體應在雙邊交易結果發布后的下一工作日10:00前通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見；市場交易主體如對交易結果提出異議，交易機構應會同調度機構在當日16：00前給予解釋和協調。
對于確認交易，由技術支持系統自動生成年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場交易主體應在成交信息發布后的三個工作日內，通過技術支持系統予以確認并簽訂電子合同。
第四節 年度集中競價交易
第五十四條 [信息發布]每年12月15日前，交易機構通過技術支持系統發布年度集中競價市場相關信息，包括但不限于：
（一）次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次年集中競價省內直接交易電量需求預測；
（三）次年集中競價跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次年各機組剩余可發電量上限。
第五十五條 [交易時間]交易機構于每年12月16日開始組織年度集中競價交易，12月24日前閉市。年度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。
第五十六條 [數據申報]年度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和用戶通過技術支持系統申報電量、電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。年度集中競價交易原則上應分月申報、分月成交。為做好年度競價交易中省內交易與跨省跨區交易的銜接，采取以下交易方式：
（一）對于送電省：首先在省平臺開展省內集中直接交易，然后在區域平臺開展跨省跨區集中交易，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。省平臺直接交易的發電企業未成交電量及其報價，自動送入區域平臺參與跨省跨區交易；
（二）對于受電省：省內集中直接交易和跨省跨區集中交易在省平臺和區域平臺上同時開展，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。市場交易主體可以在省和區域平臺同時注冊，但每次交易只能選擇在一個平臺報價。兩個平臺可采取統一出清、統一校核、結算分離的方式，也可采用分別出清、分別校核、結算分離的方式。
第五十七條 [市場出清]報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由交易機構在當日提交調度機構并向市場交易主體公布。調度機構應在兩個工作日內完成安全校核，返回交易機構形成最終交易結果。交易機構在收到最終交易結果后的下一工作日通過技術支持系統向市場交易主體發布競價結果。市場交易主體對所申報的數據負責，集中競價交易結果原則上不再另行簽訂合同。
第五十八條 [年度交易結果匯總]交易機構在年度集中交易市場閉市后，應根據經過安全校核后的交易結果，于12月26日前將雙邊和集中競價的直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。
第五節 月度雙邊交易
第五十九條 [信息發布]每月15日前，交易機構應通過交易平臺發布次月雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：
（一）次月關鍵輸電通道潮流極限情況；
（二）次月省內直接交易電量需求預測；
（三）次月跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次月各機組可發電量上限。
第六十條 [交易時間]交易機構于每月15日（遇節假日順延，下同）開始組織月度雙邊交易，每月16日前閉市。月度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易（含跨省跨區合同轉讓）。
第六十一條 [交易意向提交]市場交易主體經過雙邊協商分別形成月度雙邊省內直接交易、月度雙邊跨省跨區交易和月度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在月度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。
第六十二條 [安全校核]交易機構在閉市后的第一個工作日10:00之前將交易意向提交給調度機構進行安全校核，調度機構應在一個工作日之內將校核結果返回交易機構并公布。逾期未返回安全校核結果的，視為同意。
各類月度雙邊交易在閉市后統一進行安全校核，若安全校核不通過，按等比例原則進行削減。
第六十三條 [合同簽訂]交易機構在調度機構返回安全校核結果后，于下一工作日10:00前發布月度雙邊交易結果。
相關市場交易主體應在雙邊交易結果發布后的下一工作日10:00前通過技術支持系統返回成交確認信息；市場交易主體如對交易結果有異議，交易機構應在交易結果發布當日16：00前給予解釋和協調。
對于確認交易，由技術支持系統自動生成月度雙邊直接交易、月度雙邊跨省跨區交易和月度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場交易主體應在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統予以確認并簽訂電子合同。
第六節 月度集中競價交易
第六十四條 [信息發布]每月20日前，交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價市場相關信息，包括但不限于：
（一）次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次月集中競價省內直接交易電量需求預測；
（三）次月集中競價跨省跨區交易電量需求預測；
（四）次月各機組可發電量上限。
第六十五條 [交易時間]交易機構于每月21日（遇節假日順延）開始組織月度集中競價交易，每月26日前閉市。月度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易（含跨省跨區合同轉讓）。
第六十六條 [數據申報]月度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和用戶通過技術支持系統申報電量、電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。月度競價交易中省內交易與跨省跨區交易的銜接，采取以下交易方式：
（一）對于送電省：首先在省平臺開展省內集中直接交易，然后在區域平臺開展跨省跨區集中交易，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。省平臺直接交易的發電企業未成交電量及其報價，自動送入區域平臺參與跨省跨區交易；
（二）對于受電省：省內集中直接交易和跨省跨區集中交易在省平臺和區域平臺上同時開展，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。市場交易主體可以在省和區域平臺同時注冊，但每次交易只能選擇在一個平臺報價。兩個平臺可采取統一出清、統一校核、結算分離的方式，也可采用分別出清、分別校核、結算分離的方式。
第六十七條 [市場出清]報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由交易機構在當日提交調度機構并向市場交易主體公布。調度機構應在下一個工作日內完成安全校核，返回交易機構形成最終交易結果。交易機構在收到最終交易結果后的下一工作日通過技術支持系統向市場交易主體發布競價結果。市場交易主體對所申報的數據負責，集中競價交易結果原則上不再另行簽訂合同。
第六十八條 [月度交易結果匯總]交易機構在月度交易市場閉市后，應對年度分月結果和月度交易結果進行匯總，于每月28日前發布匯總后的交易結果并制定機組月度發電計劃。調度機構應根據月度發電計劃，合理安排電網運行方式，保障合同電量的執行。
第七節 臨時交易與緊急支援交易
第六十九條 [臨時交易]可再生能源消納存在臨時性困難的省（區），可與其他省（區）通過自主協商方式開展臨時跨省跨區交易，交易電量、交易曲線和交易價格均由購售雙方協商確定。
若按市場方式難以達成交易，在受入地區仍有電量消納能力的前提下，可采取強制跨省發電權的方式，即由送出地區可再生能源購買有消納能力地區的火電直接交易合同電量，購買價格執行受入省最近一次火電合同電量轉讓集中競價交易價格。
第七十條 [緊急支援交易]在本省電網或其他地區電網供需不平衡時，由調度機構組織開展跨省跨區支援交易，交易價格按事先預案執行。條件成熟的地區可由交易機構采取預掛牌方式確定中標機組。
第八章 安全校核與交易執行
第七十一條 [安全校核責任主體]調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須經調度機構安全校核后方可生效。涉及跨省跨區的交易，須提交相關調度機構共同進行安全校核。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。
第七十二條 [機組發電利用小時數限制]為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，調度機構可根據機組可調出力、檢修天數、系統凈負荷曲線以及電網約束情況，折算得到各機組的電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。
第七十三條 [電網運行信息披露]調度機構在各類市場交易開始前應按規定及時披露關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，以方便市場交易主體尋找合適的交易對象。
第七十四條 [安全校核時間約束]安全校核應在規定期限內完成，逾期未對交易初始結果提出異議的，視為通過安全校核。
第七十五條 [交易調整原則]安全校核不通過時，對于雙邊協商交易，按等比例原則進行交易削減；對于集中競價交易，按價格優先原則或等比例原則進行交易削減。
第七十六條 [緊急情況處理]電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向主管部門和派出機構書面報告事件經過，并報派出機構備案。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任；無明確責任主體的，由所有市場交易主體共同承擔。
第七十七條 [交易計劃制定]電力交易機構根據市場交易主體年度交易當月電量分解計劃和各類月度交易的成交結果，編制系統和發電企業的月度交易計劃，調度機構負責安全校核。
第七十八條 [交易計劃內容]月度交易計劃內容包括：
（一）月度總發用電量平衡計劃；
（二）跨省跨區電力電量計劃；
（三）月度優先發電電量計劃；
（四）月度直接交易電量計劃；
（五）其他交易電量計劃。
第七十九條 [交易計劃執行]電力調度機構負責執行月度交易計劃；電力交易機構每日跟蹤和公布月度交易計劃執行進度情況。市場交易主體對進度偏差提出異議時，調度機構負責出具說明，交易機構負責公布相關信息。
第九章 合同電量偏差處理
第八十條 [合同電量調整]電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可于每月5日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整申請，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。
第八十一條 [偏差電量平衡原則]未開展現貨交易的地區，為盡量處理合同電量執行偏差，推薦采取預招標方式按月平衡偏差，也可根據實際情況選取附件中提供的其他四種合同電量偏差處理方式。
第八十二條 [預招標處理方式]預招標方式按月平衡偏差是指月度交易結束后，通過預招標方式確定次月上調機組調用排序（按增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按補償價格由低到高排序）。月底最后一周，調度機構根據各個機組的合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時（月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時），基于預招標確定的機組排序，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時（月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時），優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃。
第十章 計量和結算
第八十三條 [計量位置]市場交易主體應根據市場運行需要，安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。
第八十四條 [計量裝置]同一計量點應安裝同型號、同規格、同精度的主、副電能表各一套。主、副表應有明確標志。以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照。當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。
第八十五條 [計量數據]當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場交易主體協商解決。
第八十六條 [結算憑據]電力交易機構負責向市場交易主體出具結算憑據，市場交易主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由用戶所在地區電力交易機構向市場交易主體出具結算憑據，在區域交易平臺開展的交易由區域交易機構向用戶所在地區電力交易機構出具結算憑據；合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算憑據。
第八十七條 [電費結算]電力用戶和發電企業原則上均按自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件的地區可暫時保持現有計量抄表方式不變。各市場交易主體可暫時保持與電網運營企業的電費結算和支付方式不變，特殊情況可采用其他方式。依據結算憑據，用戶所在地區電網運營企業負責向購電主體收取電費、向售電主體和輸電方支付電費及輸電費用。
第八十八條 [結算爭議]市場交易主體接收電費結算憑據后，應進行核對確認，如有異議在3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。
第八十九條 [偏差電量結算]建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以年度交易和月度交易為主的地區，按月清算、結賬；開展周（日）交易的地區，按周（日）清算，按月結賬。預招標按月平衡偏差時的結算流程和結算價格如下：
（一）發電側
1.新能源、可再生能源：按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源之外的所有合同電量（含優先發電合同電量、市場合同電量、預招標調用電量）:
存在超發電量的機組，優先發電合同電量、市場合同電量和預招標增發電量按其合同電量和合同價格結算，超出部分按月度集中競價交易最低成交價格結算；因自身原因導致少發的電廠，按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金；因提供下調服務導致少發的電廠，按按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按其預招標補償價格結算。機組提供的增發電量和減發電量，以調度安排為準，機組擅自增發或減發的電量視為偏差電量，納入考核范疇。
（二）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按系統下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按系統下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量
發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調中標電量的乘積累加得到。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（三）用戶違約金、發電企業違約金、下調電量的補償金額，首先進行平衡，盈余或缺額部分由所有發電企業按上網電量比重分攤。
（四）市場用戶的電費構成包括：電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：電量電費（含上調電量電費和下調電量電費）、違約金、平均分攤的結算差額資金。
第九十條 [電網原因造成的偏差]對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網運營企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場交易主體共同分攤相關費用。
第十一章 輔助服務
第九十一條 [執行兩個細則]輔助服務執行各區域輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則。
第九十二條 [輔助服務提供方]鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。
第九十三條 [輔助服務分類]輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。基本輔助服務包括：一次調頻、基本調峰、基本無功調節等，基本輔助服務不進行補償。有償輔助服務是指并網發電廠、電力用戶、獨立的輔助服務提供商在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發電控制（AGC）、有償調峰、備用、有償無功調節、黑啟動等。
第九十四條 [輔助服務補償方式]按照“補償成本、合理收益”的基本原則，考慮輔助服務效果，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立的輔助服務提供商進行補償。
第九十五條 [提供方式]鼓勵采用競爭方式確定輔助服務承擔主體。電網運營企業根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地方，可以將系統所需的無功和黑啟動服務由電力交易機構通過招標方式統一購買。
第九十六條 [電力用戶參與輔助服務]電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務的技術要求，并與發電企業按統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨用戶電費一并結算，即增減與發電企業直接交易電費完成。
第九十七條 [直接交易調峰責任]用電側未實行峰谷電價的地區，根據用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算用戶對電網調峰的貢獻度。用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，用戶峰谷差率小全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。貢獻度為正的用戶，與之簽訂直接交易合同的電廠，可申請免除相應直接交易電量的調峰補償費用的分攤。
第九十八條 [需求側管理]加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側管理評價，積極培育電能服務，推廣需求響應，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。
通過實施需求響應和有序用電方案，完善電力電量平衡的應急保障機制和體系。
第九十九條 [跨區跨省交易輔助服務]送端地區發電企業納入受端地區輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務獲得或者支付補償費用。
市場化跨省區送電發電企業的送電負荷視同受端電網發電企業參與輔助服務補償和考核。跨省區電能交易曲線未達到受端電網基本調峰要求的，按照受端電網基本調峰考核條款執行；達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。
第十二章 信息披露
第一百條 [信息披露責任主體]交易機構負責市場信息的管理和發布。各類市場成員有責任和義務及時、準確和完整的向交易機構提供相關信息。國家能源局及其派出機構對信息提供和披露實施監督。
第一百零一條 [信息分類]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他市場成員公布的數據和信息。派出機構確定各類信息的內容、范圍和發布的時限。
各類市場信息原則上均應通過網站形式予以披露，市場成員可查看其訪問權限內的信息。
第一百零二條 [信息答疑]市場交易主體如對披露的相關信息有異議及疑問，可向電力交易機構和電力調度機構提出，由電力交易機構和電力調度機構負責解釋。
第一百零三條 [信息保密]市場交易主體的申報價格、雙邊交易的成交價格、已經簽訂合同內容等信息屬于私有信息，電力交易機構和電力調度機構應采取必要措施來保證市場交易主體可以按時獲得其私有數據信息，并保證私有數據信息在保密期限內的保密性。
第十三章 爭議和違規處理
第一百零四條 [爭議內容]本規則所指爭議是市場成員之間的下列爭議：
（一）注冊或注銷市場資格的爭議；
（二）市場成員按照規則行使權利和履行義務的爭議；
（三）市場交易、計量、考核和結算的爭議；
（四）其他方面的爭議。
第一百零五條 [爭議處理]發生爭議時，按照國家有關法律法規和國家能源局及其派出機構的相關規定處理，具體方式有：
（一）協商解決；
（二）申請調解或裁決；
（三）提請仲裁；
（四）提請司法訴訟。
第一百零六條 [違規行為]市場成員擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由派出機構會同政府電力管理部門查處：
（一）提供虛假材料或以其他欺騙手段取得市場準入資格；
（二）濫用市場力，惡意串通、操縱市場；
（三）不按時結算，侵害其他市場交易主體利益；
（四）市場運營機構對市場交易主體有歧視行為；
（五）提供虛假信息或違規發布信息；
（六）其他嚴重違反市場規則的行為。
第一百零七條 [違規處罰]對于市場成員的違規行為，派出機構會同政府電力管理部門按照《行政處罰法》、《電力監管條例》、《電力市場監管辦法》等相關法律法規制定處罰標準。
第十四章 市場干預
第一百零八條 [市場中止]當出現以下情況時，國家能源局及其派出機構可以做出中止電力市場的決定，并向市場交易主體公布中止原因。
（一）電力市場未按照規則運行和管理的；
（二）電力市場運營規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改的；
（三）電力市場交易發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結果的；
（四）電力市場技術支持系統、自動化系統、數據通信系統等發生重大故障，導致交易長時間無法進行的；
（五）因不可抗力市場交易不能正常開展的；
（六）電力市場發生嚴重異常情況的。
第一百零九條 [市場干預]電力調度交易機構為保證電力系統安全穩定運行，可以進行市場干預。
市場干預期間，電力調度交易機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，并報國家能源局及派出機構備案。
第一百一十條 [責任豁免]在面臨重大自然災害和突發事件時，省級以上人民政府依法宣布進入應急狀態或緊急狀態，暫停市場交易，全部或部分免除市場主體的違約責任，發電全部或部分執行指令性交易，包括電量、電價，用電執行有序用電方案。
第一百一十一條 [市場恢復]市場秩序滿足正常交易時，電力交易機構應及時向市場交易主體發布市場恢復信息。
第十五章 附 則
第一百一十二條 [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交易規則，報國家能源局備案后執行。
第一百一十三條 [市場監管]電力市場監管辦法由國家能源局另行制定。
第一百一十四條 [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。
第一百一十五條 [文件實施]本規則自XX年XX月XX日起施行。
附件：其他可選合同電量偏差處理及結算方式
附件
其他可選合同電量偏差處理及結算方式
一、預招標方式按日平衡偏差
預招標月度交易結束后，通過預招標方式確定次月上調機組調用排序（按增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按補償價格由低到高排序）。日前階段，調度機構根據各機組的優先發電合同電量和市場合同電量，安排各機組的次日發電計劃；實時運行過程中，當系統實際用電需求與系統日前發電計劃存在偏差時，按照價格優先原則調用機組增發電量或減發電量，保障系統實時平衡。機組每日的增發電量或減發電量進行累加，得到月度的凈增發電量或凈減發電量，按其月度預招標價格進行結算。其余機組嚴格按日前制定的計劃曲線發電。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）發電側
1.新能源、可再生能源：按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源之外的所有合同電量（含優先發電合同電量、市場合同電量、預招標調用電量）:
存在超發電量的機組，優先發電合同電量、市場合同電量和月度凈增發電量按其合同電量和合同價格結算，超出部分按月度集中競價交易最低成交價格結算；因自身原因導致少發的電廠，按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金；因提供下調服務導致少發的電廠，按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，月度凈減發電量按其預招標補償價格結算。機組提供的增發電量和減發電量，以調度安排為準，機組擅自增發或減發的電量視為偏差電量，納入考核范疇。
（二）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按系統下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按系統下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量
發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調中標電量的乘積累加得到。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（三）用戶違約金、發電企業違約金、下調電量的補償金額，首先進行平衡，盈余或缺額部分由所有發電企業按上網電量比重分攤。
（四）市場用戶的電費構成包括：電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：電量電費（含上調電量電費和下調電量電費）、違約金、平均分攤的結算差額資金。
二、等比例調整方式
首先保障國家指令性和政府間協議的跨省跨區交易電量以及新能源、可再生能源、以熱定電優先發電合同電量執行，其他類優先發電合同電量和市場合同電量作為可調整合同電量，根據系統平衡情況統一等比例調整。調度機構按“三公”要求，每日跟蹤各發電企業的可調整合同電量執行率，以可調整合同電量執行率基本相當為目標安排日計劃，原則上發電企業之間的可調整合同執行率相差不超過3%。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（二）發電側
1.新能源、可再生能源、以熱定電電量：
按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源、以熱定電電量之外的優先發電合同電量:
（1）當優先購電權用戶的實際用電量大于所有優先發電合同電量之和時，按優先發電合同電量（未完成合同的按實際發電量）與政府批復上網電價結算。
（2）當優先購電權用戶的實際用電量小于所有優先發電合同電量之和時，按政府批復的上網電價和下列公式計算的實際優先發電電量結算：
實際優先發電電量=該用戶優先發電合同電量*(所有優先購電用戶實際用電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量)/（優先發電合同的總電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量）
由上式得到的實際優先發電電量為零或負值時，不再進行結算。
3.市場電量
（1）參與市場交易的發電企業，除實際優先發電電量之外，其余電量作為市場電量按其合同加權平均價結算。超出調度安排電量±3%的，超出部分按其合同加權平均價的10%支付違約金。
（2）未參與市場交易的發電企業，除優先發電電量之外，其余電量作為市場電量按月度集中競價交易平均成交價的90%結算。
（三）發電企業和用戶繳納的違約金按發電機組的市場電量平均返還給發電企業。
（四）市場用戶的電費構成包括：實際用電電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：實際優先發電電量電費、市場電量電費、違約金、平均返還的違約金。
三、事后合同電量轉讓交易調整偏差
月度交易執行完畢后、月度交易結算前，超發機組與少發機組進行合同電量轉讓交易。其中，機組超過對應用戶實際用電量的部分視為超發電量，機組少于對應用戶實際用電量的部分視為少發電量；合同電量轉讓價格按月度集中競價合約轉讓交易的最低成交價格執行。此方式下，鼓勵調度機構按日跟蹤發電企業和用戶直接交易電量的發用電匹配情況（數據可采用監控裝置采集或相關交易主體報送），并在安排機組發電計劃時予以考慮。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）用戶側
1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。
市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金，3%以上的少用電量按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金。
違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。
（二）發電側
1.新能源、可再生能源、以熱定電電量：
按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.新能源、可再生能源、以熱定電電量之外的優先發電合同電量:
（1）當優先購電權用戶的實際用電量大于所有優先發電合同電量之和時，按優先發電合同電量（未完成合同的按實際發電量）與政府批復上網電價結算。
（2）當優先購電權用戶的實際用電量小于所有優先發電合同電量之和時，按政府批復的上網電價和下列公式計算的實際優先發電電量結算：
實際優先發電電量=該用戶優先發電合同電量*(所有優先購電用戶實際用電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量)/（優先發電合同的總電量-新能源、可再生能源、以熱定電電量按政府定價結算的電量）
由上式得到的實際優先發電電量為零或負值時，不再進行結算。
3.市場電量
（1）參與市場交易的發電企業，除實際優先發電電量之外，其余電量作為市場交易完成電量。
當發電企業市場交易完成電量大于對應用戶實際完成電量時，按合同價格結算用戶實際完成電量，超出用戶實際完成電量的部分，視為超發電量。
當發電企業市場交易完成電量小于對應用戶實際完成電量時，按合同價格結算發電企業實際完成電量，小于用戶實際完成電量的部分視為少發電量。
（2）存在超發的發電企業與存在少發的發電企業進行合約轉讓交易。其中，超發電量均按月度集中競價合約轉讓交易的最低成交價結算，少發電量按“少發合同電量的加權平均價-月度集中競價合約轉讓交易最低成交價”進行結算。
（三）用戶實際完成電量小于合同電量時，未完成的合同電量向對應發電企業支付違約金。
（四）市場用戶的電費構成包括：實際用電電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：實際優先發電電量電費、市場電量電費、用戶支付的違約金。
四、滾動調整方式
此方式適用于直接交易電量規模不超過全社會用電量10%且只開展年度交易的地區。對于直接交易電量，若用戶實際用電量多于直接交易合同電量，用戶側按合同電價結算月度實際用電量結算，發電側亦按用戶實際用電量進行結算，發電企業其余發電量視為優先發電電量，在后期進行滾動調整；若用戶實際用電量少于直接交易合同電量，用戶側與發電側同樣按用戶實際用電量結算，用戶側未完成的月度電量，在滿足安全校核的前提下，可滾動調整至后期，否則視為違約電量，按合同約定支付違約金。此方式下，鼓勵調度機構按日跟蹤發電企業和用戶直接交易電量的發用電匹配情況（數據可采用監控裝置采集或相關交易主體報送），并在安排機組發電計劃時予以考慮。該方式結算流程和結算價格如下：
（一）用戶側
1.市場用戶實際用電量低于其總合同電量時，未完成的直接交易電量滾動至次月，若電量滾動無法通過安全校核，則按合同約定的違約條款對電廠進行補償。市場用戶實際用電量大于其總合同電量時，首先分別結算各類合同電量，超用電量按合同電量比重分配給各電廠，并相應削減用戶與各電廠的次月直接交易電量。
2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。
（二）發電側
1.新能源、可再生能源：按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。
2.其他發電企業
按用戶側實際用電量折算得到電廠的實際直接交易電量，實際直接交易電量按合同約定價格結算，電廠其余電量作為優先發電電量進行結算。當用戶實際用電量低于直接交易合同電量時，用戶未完成電量滾動至次月，若電量滾動無法通過安全校核，電廠按合同約定的違約條款獲得補償。當用戶實際用電量高于直接交易合同電量時，各電廠按合同電量比重結算用戶超用電量，并相應削減與用戶的次月直接交易電量。
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