國家發展和改革委員會 國家能源局

國家發展改革委、國家能源局關于印發《電力現貨市場基本規則（試行）》的通知



發改能源規〔2023〕1217號
　

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，天津市、遼寧省、上海市、重慶市、四川省、甘肅省經信委（工信委、工信廳），國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家開發投資集團有限公司、中國核工業集團有限公司、中國廣核集團有限公司、華潤（集團）有限公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：

為加快推進電力市場建設，規范電力現貨市場的運營和管理，我們組織制定了《電力現貨市場基本規則（試行）》。現印發給你們，請遵照執行。

國家發展改革委　　　 

國  家 能 源局　 　　

2023年9月7日　　





電力現貨市場基本規則（試行）



目　　錄



第一章　總　　則

第二章　總體要求

　第一節　建設目標和基本原則

　第二節　建設路徑

　第三節　運行要求

第三章　市場成員

　第一節　權利與義務

　第二節　準入與退出

　第三節　注冊、變更與注銷

第四章　市場構成與價格

　第一節　市場構成

　第二節　價格機制

　第三節　市場限價

第五章　現貨市場運營

　第一節　市場準備

　第二節　市場運營

　第三節　市場出清和結果發布

第六章　市場銜接機制

　第一節　中長期與現貨市場銜接

　第二節　代理購電與現貨市場銜接

　第三節　輔助服務市場與現貨市場銜接

　第四節　容量補償機制與現貨市場銜接

第七章　計　　量

　第一節　計量要求

　第二節　計量裝置管理

　第三節　計量數據管理

第八章　市場結算

　第一節　市場結算管理

　第二節　市場結算權責

　第三節　市場結算計算

　第四節　結算依據及流程

　第五節　結算查詢及調整

　第六節　違約處理

第九章　風險防控

　第一節　基本要求

　第二節　風險分類

　第三節　風險防控與處置

第十章　市場干預

　第一節　市場干預條件

　第二節　市場干預內容

　第三節　市場中止和恢復

第十一章　爭議處理

第十二章　電力市場技術支持系統

第十三章　附　　則

附件　名詞解釋





第一章　總　　則



第一條　為規范電力現貨市場運營和管理，依法維護經營主體的合法權益，推進統一開放、競爭有序的電力市場體系建設，根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》、《中共中央 國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》、《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）和有關法律、法規規定，制定本規則。

第二條　本規則所稱電力現貨市場是指符合準入條件的經營主體開展日前、日內和實時電能量交易的市場。電力現貨市場通過競爭形成體現時空價值的市場出清價格，并配套開展調頻、備用等輔助服務交易。

所稱市場成員包括經營主體、電網企業和市場運營機構。經營主體包括各類型發電企業、電力用戶（含電網企業代理購電用戶）、售電公司和新型經營主體（含分布式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等）；市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。

第三條　本規則適用于采用集中式市場模式的省（區、市）/區域現貨市場，以及省（區、市）/區域現貨市場與相關市場的銜接。采用分散式市場模式的省（區、市）/區域和省間電力現貨市場可探索制定相應市場規則。

第四條　各省（區、市）/區域結合能源轉型需要和市場建設進程，及時制修訂電力現貨市場運營規則及其配套實施細則，并公開發布。規則制修訂應充分發揮電力市場管理委員會作用。

第五條　電力現貨市場信息披露工作應當按照國家有關規定執行，信息披露主體對其提供信息的真實性、準確性、完整性負責。



第二章　總體要求

第一節　建設目標和基本原則



第六條　電力現貨市場建設的目標是形成體現時間和空間特性、反映市場供需變化的電能量價格信號，發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，提升電力系統調節能力，促進可再生能源消納，保障電力安全可靠供應，引導電力長期規劃和投資，促進電力系統向清潔低碳、安全高效轉型。

第七條　電力現貨市場建設與運營應堅持安全可靠、綠色低碳、經濟高效、穩步協同、公開透明原則。



第二節　建設路徑



第八條　近期推進省間、省（區、市）/區域市場建設，以省間、省（區、市）/區域市場“統一市場、協同運行”起步；逐步推動省間、省（區、市）/區域市場融合。

第九條　電力現貨市場近期建設主要任務：

（一）按照“統一市場、協同運行”的框架，構建省間、省（區、市）/區域現貨市場，建立健全日前、日內、實時市場。

（二）加強中長期市場與現貨市場的銜接，明確中長期分時交易曲線和交易價格。

（三）做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，加強現貨市場與調峰輔助服務市場融合，推動現貨市場與輔助服務市場聯合出清。

（四）推動電力零售市場建設，暢通批發、零售市場價格傳導。

（五）穩妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，與新能源保障性政策做好銜接；推動分布式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。

（六）直接參與市場的電力用戶、售電公司、代理購電用戶等應平等參與現貨交易，公平承擔責任義務；推動代理購電用戶、居民和農業用戶的偏差電量分開核算，代理購電用戶偏差電量按照現貨價格結算，為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益（含偏差電費），由全體工商業用戶分攤或分享。

（七）省間市場逐步引入其他經營主體，放開各類發電企業、用戶、售電公司等參與交易；兼顧送受端利益，加強省間市場與省（區、市）/區域市場在經濟責任、價格形成機制等方面的動態銜接。

第十條　電力現貨市場中遠期建設主要任務：

（一）持續完善適應新型電力系統的電力市場機制，通過市場時空價格信號實現源網荷儲各環節靈活互動、高效銜接，促進保障電力供應安全充裕。

（二）推動制定統一的市場準入退出、交易品種、交易時序、交易執行結算等規則體系和技術標準，加強國家市場、省（區、市）/區域電力市場間的相互耦合、有序銜接。

（三）不斷推動各類經營主體平等參與市場，擴大新型經營主體參與交易范圍，形成平等競爭、自主選擇的市場環境。



第三節　運行要求



第十一條　電力現貨市場應依序開展模擬試運行、結算試運行和正式運行，啟動相關試運行和正式運行前按各省（區、市）/區域電力現貨市場規則規定的程序開展相關市場運行工作。

第十二條　電力現貨市場模擬試運行的啟動條件和工作內容如下：

（一）啟動模擬試運行時，至少應具備以下條件：模擬試運行工作方案及規則向經營主體征求意見，并公開發布；技術支持系統功能符合要求，通過市場運營機構內部系統測試；市場運營人員和經營主體經過相關培訓，能夠準確理解規則，掌握技術支持系統使用方法；關鍵市場參數按照明確的原則確定。

（二）模擬試運行工作內容至少應包括：組織經營主體參與現貨市場申報，檢驗技術支持系統功能，適時依據市場出清結果進行生產調度；根據模擬試運行情況對市場規則進行討論修改、對技術支持系統進行完善，對關鍵流程進行記錄備查；形成模擬試運行分析報告，并向市場成員公開；初步開展結算分析，測算對市場成員的影響。

第十三條　電力現貨市場結算試運行的啟動條件和工作內容如下：

（一）啟動結算試運行時，至少應具備以下條件：結算試運行工作方案及規則向經營主體征求意見，并公開發布；技術支持系統通過第三方校驗并向經營主體公開校驗報告，能夠連續多日按照規則出清并為形成調度計劃提供依據；市場運營機構和電網企業、發電企業、售電公司等市場成員的業務流程基本理順；關鍵市場參數按照明確的原則確定；市場應急處置預案完備并經過演練。

（二）結算試運行工作內容至少應包括：依據市場出清結果進行生產調度并結算；檢驗技術支持系統市場出清等有關功能；根據結算試運行情況對市場規則進行討論修改、對技術支持系統進行完善，對關鍵流程進行記錄備查；形成結算試運行分析報告，向市場成員公開。

第十四條　電力現貨市場正式運行的啟動條件和工作內容如下：

（一）啟動正式運行時，至少應具備以下條件：現貨市場規則體系健全；市場風險防控、信息披露、信用管理等制度體系已建立；技術支持系統定期開展第三方校驗并向經營主體公開校驗報告；市場成員具備符合條件的人員、場所，市場成員之間的業務銜接實現制度化、程序化。

（二）正式運行工作內容至少應包括：按照規則連續不間斷運行現貨市場，保障技術支持系統正常運轉，依據市場出清結果進行調度生產并結算，依法依規進行信息披露、市場干預、爭議處理，實施市場監管和市場監測，具備開展現貨市場體系第三方校驗的條件。



第三章　市場成員

第一節　權利與義務



第十五條　發電企業的權利和義務主要包括：

（一）按照規則參與電能量、輔助服務等交易，簽訂和履行電力交易合同，按規定參與電費結算，在規定時間內可對結算結果提出異議。

（二）獲得公平的輸配電服務和電網接入服務。

（三）簽訂并執行并網調度協議，服從電力調度機構統一調度，提供承諾的有效容量和輔助服務，提供電廠檢修計劃、實測參數、預測運行信息、緊急停機信息等。

（四）依法依規提供相關市場信息，按照信息披露有關規定獲得市場交易、輸配電服務、信用評價、電力負荷、系統運行等相關信息，并承擔保密義務。

（五）法律法規規定的其他權利和義務。

第十六條　電力用戶的權利和義務主要包括：

（一）按照規則參與電能量和輔助服務交易，簽訂和履行電力交易合同，暫時無法直接參與市場的電力用戶按規定由電網企業代理購電，其中參與批發電能量交易的用戶，可以按照規則進行跨省跨區購電和省內購電。

（二）獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、線損電費、系統運行費（含輔助服務費）、政府性基金及附加等。

（三）依法依規提供相關市場信息，獲得電力交易和輸配電服務等相關信息，并承擔保密義務。

（四）服從電力調度機構的統一調度，遵守電力需求側管理等相關規定，提供承諾的需求響應服務。

（五）按規定支付電費，在規定時間內可對結算結果提出異議。

（六）法律法規規定的其他權利和義務。

第十七條　售電公司的權利和義務主要包括：

（一）按照規則參與跨省跨區、省內電能量交易和輔助服務交易，提供增值服務，與用戶簽訂零售合同，并履行合同規定的各項義務。

（二）按照規則向電力交易機構提供代理零售用戶的交易合同及電力電量需求，獲得電力交易、輸配電服務和代理零售用戶歷史用電負荷（或典型用電負荷）等相關信息，承擔用戶信息保密義務。

（三）獲得電網企業的電費結算服務。

（四）具有配電網運營權的售電公司負責提供相應配電服務，按用戶委托提供代理購電服務。

（五）法律法規規定的其他權利和義務。

第十八條　其他經營主體根據參與的市場交易類型，享受與上述經營主體同等的權利和義務，并需滿足參與現貨市場的技術條件。

第十九條　電網企業的權利和義務：

（一）保障輸變電設備正常運行。

（二）根據現貨市場價格信號反映的阻塞情況，加強電網建設。

（三）為經營主體提供公平的輸電、配電服務和電網接入服務，提供報裝、計量、抄表、收付費等服務。

（四）建設、運行、維護和管理電網相關配套系統，服從電力調度機構的統一調度。

（五）依法依規提供相關市場信息，并承擔保密義務；向市場運營機構提供支撐現貨市場交易和市場服務所需的相關數據，保證數據交互的準確性和及時性。

（六）收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金及附加等，按時完成電費結算。

（七）保障居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電供應，執行現行目錄銷售電價政策；單獨預測居民、農業用戶的用電量規模及典型用電曲線。

（八）向符合規定的工商業用戶提供代理購電服務。

（九）法律法規規定的其他權利和義務。

第二十條　電力調度機構的權利和義務主要包括：

（一）組織電力現貨交易，負責安全校核、市場監測和風險防控，按照調度規程實施電力調度，保障電網安全穩定運行。

（二）合理安排電網運行方式，保障電力市場正常運行。

（三）按規則建設、運行和維護電力現貨市場技術支持系統。

（四）按照信息披露和報送等有關規定披露和提供電網運行的相關信息，提供支撐市場化交易以及市場服務所需的相關數據，按照國家網絡安全有關規定與電力交易機構進行數據交互，承擔保密義務。

（五）配合國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門開展市場分析和運營監控，履行相應市場風險防范職責，依法依規實施市場干預，并向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門報告，按照規則規定實施的市場干預予以免責。

（六）法律法規規定的其他權利和義務。

第二十一條　電力交易機構的權利和義務主要包括：

（一）向經營主體提供市場注冊、信息變更和退出等相關服務。

（二）負責中長期交易組織及合同管理，負責現貨交易申報和信息發布。

（三）提供電力交易結算依據及相關服務。

（四）建設、運營和維護電力交易平臺和相關配套系統。

（五）按照國家信息安全與保密、電力市場信息披露和報送等有關規定披露和發布信息，承擔保密義務；提供信息發布平臺，為經營主體信息發布提供便利，獲得市場成員提供的支撐現貨市場交易以及服務需求的數據等；制定信息披露標準格式，及時開放數據接口。

（六）監測和分析市場運行情況，記錄經營主體違反交易規則、擾亂市場秩序等違規行為，向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門及時報告并配合相關調查，依法依規實施市場干預，防控市場風險。

（七）法律法規規定的其他權利和義務。



第二節　準入與退出



第二十二條　參加電力市場交易的經營主體應是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體，其中發電企業應當依法依規取得電力業務許可證。內部核算的經營主體經法人單位授權，可申請參與電力市場交易。參與中長期交易的經營主體均可參與現貨市場。

第二十三條　準入電力市場的發電企業和電力用戶不允許退出。滿足下列情形之一的，可自愿申請辦理退市手續：

（一）經營主體宣告破產、退役，不再發電或用電。

（二）因國家政策、電力市場規則發生重大調整，導致原有經營主體因自身原因無法繼續參加市場。

（三）因電網網架結構調整，導致經營主體的發用電物理屬性無法滿足所在地區的市場準入條件。

（四）售電公司退出條件按照國家有關售電公司準入與退出的管理規定執行。

第二十四條　經營主體發生以下情況時，電力交易機構依法依規強制其退出市場，并向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門備案。

（一）因情況變化不再符合準入條件（包括依法被撤銷、解散，依法宣告破產、歇業，電力業務許可證被注銷等情況）。

（二）隱瞞有關情況或者以提供虛假申請材料等方式違法違規進入市場，且拒不整改的。

（三）嚴重違反市場交易規則，且拒不整改的。

（四）企業違反信用承諾且拒不整改或信用評價降低為不適合繼續參與市場交易的。

（五）因違反交易規則及市場管理規定等情形被暫停交易，且未在期限內完成整改的。

（六）法律、法規規定的其他情形。

第二十五條　退出市場的經營主體應繳清市場化費用及欠費，處理完畢尚未交割的成交電量。無正當理由退出市場的經營主體及其法定代表人三年內均不得申請市場準入。



第三節　注冊、變更與注銷



第二十六條　符合電力市場準入條件的各類經營主體在電力交易機構完成市場注冊程序后，方可參與電力市場交易。各電力交易機構共享注冊信息。經營主體應當保證注冊提交材料的真實性、完整性，履行承諾、公示、注冊、備案等相關手續后，電力交易機構及時向社會發布經營主體注冊信息。

第二十七條　已完成市場注冊的經營主體，當市場注冊信息發生變更時，應當及時向電力交易機構提出變更申請，變更信息經公示無異議后，電力交易機構向社會重新發布相關經營主體注冊信息。

第二十八條　因故需要退出市場的經營主體，應及時向電力交易機構提出市場退出申請，履行或處理完成已成交合同有關事項，并由電力交易機構公示無異議后，方可注銷其市場注冊信息并退出市場。



第四章　市場構成與價格

第一節　市場構成



第二十九條　現貨市場一般包括日前市場、日內市場和實時市場。各省（區、市）/區域可根據實際情況選擇實際構成。

（一）日前市場。市場運營機構按日組織日前市場，根據經營主體日前交易申報，在考慮電網運行和物理約束的前提下，滿足日前市場負荷需求和備用需求，以社會福利最大為目標，進行日前市場集中優化出清，形成日前出清結果。加快推動日前市場以市場化用戶申報曲線疊加非市場化用戶預測曲線為依據開展集中優化出清。如不開展日前市場，可選擇開展日前預出清，日前預出清結果不作為結算依據，僅向經營主體披露。

（二）日內市場。市場運營機構在運行日，根據系統運行情況和最新預測信息，滾動優化快速啟停機組等靈活調節資源，以滿足系統平衡要求。

（三）實時市場。實時市場中，市場運營機構在運行日根據經營主體申報，在機組組合基本確定的基礎上，考慮電網實際運行狀態和物理約束，滿足超短期負荷預測和備用需求，以社會福利最大為目標，進行實時市場出清，形成實時市場出清結果。

第三十條　可靠性機組組合是日前市場的重要環節。為滿足系統運行安全需要，可靠性機組組合根據發電側報價、可再生能源出力預測、省間送受電計劃和系統負荷預測等，確定需要啟停的機組。



第二節　價格機制



第三十一條　可根據電網結構和阻塞等情況，選擇節點邊際電價、分區邊際電價和系統邊際電價等機制。

（一）節點邊際電價包含電能量分量和阻塞分量。對于電網阻塞程度較為嚴重、輸電能力受限的地區，宜采用節點邊際電價機制。

（二）當電網存在輸電阻塞時，可按阻塞斷面將市場分成幾個不同的分區，并以各分區內邊際價格作為該分區電價。對于存在明顯阻塞斷面的地區，宜采用分區邊際電價機制。

（三）現貨市場出清時，以市場內統一邊際價格作為系統電價的，可不區分節點或價區。

第三十二條　經營主體具有報價權和參與定價權。電網企業代理購電用戶在現貨市場中不申報價格。經營主體不能參與定價的情況有：

（一）機組已達到最大爬坡能力。

（二）機組因自身原因，出力必須維持在某一固定水平。

（三）機組因自身原因或因水電廠水位控制或下游綜合利用需要，出力不得低于某一水平，低于該水平的部分不能參與定價。

（四）機組正處于從并網到最小技術出力水平，或從最小技術出力水平到解列的過程。

第三十三條　發電側價格由電能量價格、輔助服務費用等構成。

第三十四條　直接參與交易的用戶側用電價格由電能量價格、輸配電價（含交叉補貼）、上網環節線損費用、系統運行費用（包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等）、政府性基金及附加等構成。代理購電用戶用電價格按照政府有關規定執行。

第三十五條　輸配電價（含交叉補貼）、綜合線損率等以政府核定水平為準。政府性基金及附加遵循政府有關規定。

第三十六條　通過在市場出清中考慮線路/斷面安全約束等方式進行阻塞管理。采用分區電價或節點電價所產生的阻塞費用，可按規則分配給經營主體。



第三節　市場限價



第三十七條　市場限價設定應考慮經濟社會承受能力，有利于市場發現價格，激勵投資，引導用戶側削峰填谷，提高電力保供能力，防范市場運行風險。

第三十八條　現貨市場應設定報價限價和出清限價，報價限價不應超過出清限價范圍。除正常交易的市場限價之外，當市場價格處于價格限值的連續時間超過一定時長后，可設置并執行二級價格限值。二級價格限值的上限可參考長期平均電價水平確定，一般低于正常交易的市場限價。

第三十九條　市場限價應綜合考慮邊際機組成本、電力供需情況、失負荷價值、經濟發展水平等因素，經科學測算后按規則規定合理確定，并適時調整。

第四十條　市場限價應與市場建設相適應，并加強不同交易品種市場限價的協同。

（一）未建立容量成本回收機制的地區，市場限價應考慮機組固定成本回收。

（二）隨著交易接近交割時間，市場價格上限應依次遞增或持平。

第四十一條　現貨市場限價規則、價格干預規則等管制性價格規則由國務院價格主管部門明確制定原則，各省（區、市）價格主管部門會同有關主管部門、國家能源局派出機構組織制定具體規則，并在當地市場規則中體現。



第五章　現貨市場運營

第一節　市場準備



第四十二條　參加省（區、市）/區域市場的成員，應分別遵守所參加市場的市場規則，按照所參加市場的規則和交易結果承擔相應經濟責任。

第四十三條　發電企業（機組）按要求向電力市場運營機構提供運行技術參數，作為電力現貨市場出清的參數。

第四十四條　電網企業負責預測代理購電用戶分時段用電量及居民、農業用電量和典型曲線，并通過技術支持系統發布。

第四十五條　在經營主體申報前，電力調度機構開展運行日分時段負荷預測和母線負荷預測。

第四十六條　各省（區、市）/區域根據系統運行需要，確定系統正、負備用要求。現貨交易出清結果需滿足運行日的系統備用要求，特殊時期電力調度機構可根據系統安全運行需要，調整備用值，并向經營主體披露調整情況。

第四十七條　電力調度機構基于發、輸變電設備投產、退役和檢修計劃，結合電網實際運行狀態，確定運行日的發、輸變電設備檢修和投運計劃。

第四十八條　系統安全約束條件包括輸變電設備極限功率、斷面極限功率、發電機組（群）必開必停約束、發電機組（群）出力上下限約束等。

第四十九條　現貨市場每日連續運行，經營主體需在規定時間前向市場運營機構提交申報信息，遲報、漏報或不報者均默認采用缺省值作為申報信息。

第五十條　關鍵參數的設置和修改應按規則規定的程序開展，不得隨意更改。



第二節　市場運營



第五十一條　市場運營機構綜合考慮省間中長期合同約定曲線、電網實際運行情況、省間現貨市場日前交易結果等因素，確定跨省跨區聯絡線計劃，作為送受兩端市場的初始條件。

第五十二條　開展日前市場的地區，市場運營機構按照上級電力調度機構下發的省間交易結果形成的聯絡線計劃，進行信息發布。電力調度機構以社會福利最大為目標，以已發布的信息作為市場優化邊界條件，將用戶側申報電量或調度負荷預測作為需求，集中優化出清形成日前市場出清結果。

第五十三條　開展現貨市場但未開展日前市場的地區，市場運營機構可依據已發布的送受電曲線、經營主體申報信息和次日負荷預測，形成省（區、市）/區域日前預出清結果。

第五十四條　開展日內市場的地區，電力調度機構以日前機組組合為基礎，根據日內運行情況和相關預測信息，滾動優化快速啟停機組等靈活調節資源。具備條件的地區，經營主體可在規定時間前調整報價。

第五十五條　開展實時市場的地區，電力調度機構根據最新的電力負荷預測、聯絡線計劃和系統約束條件等，以社會福利最大為目標進行出清。

第五十六條　各省（區、市）價格主管部門會同國家能源局派出機構結合各地機組啟動成本、變動成本（含空載成本）和固定成本等變化趨勢，及時開展成本調查，明確各類型機組成本。



第三節　市場出清和結果發布



第五十七條　市場運營機構應按照規則及時向經營主體發布對應出清結果，當出清結果缺失或錯誤時，應根據規則及時補發或更正，并進行情況說明。

（一）開展日前市場的地區，日前正式出清結果應包含機組組合及機組出力曲線、分時價格。未開展日前市場的地區，日前預出清結果應包含機組組合及機組出力曲線等。

（二）日前市場出清（或日前預出清）后，電力調度機構應在規定時間內下達調度計劃（含機組組合）。

（三）運行日內，市場運營機構按規定發布省（區、市）/區域市場日內出清結果和實時出清結果，包含機組組合及機組出力曲線、分時價格。

（四）實時運行中，如發生場外調度或市場干預，電力調度機構應記錄事件經過、計劃調整情況等，并按照相關要求進行信息披露。



第六章　市場銜接機制

第一節　中長期與現貨市場銜接



第五十八條　現貨市場運行地區，經營主體應通過自主協商或集中交易方式確定中長期交易合同曲線或曲線形成方式，并約定分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素。

第五十九條　現貨市場運行地區，市場運營機構應不斷優化中長期與現貨市場運營銜接，開展中長期分時段帶曲線交易，增加交易頻次，縮短交易周期。

第六十條　跨省跨區交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內出清結算，省間交易結果作為省間交易電量的結算依據。



第二節　代理購電與現貨市場銜接

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