国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知
国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知
国家发展和改革委员会 国家能源局
国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知
国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知
发改能源规〔2023〕1217号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市、辽宁省、上海市、重庆市、四川省、甘肃省经信委（工信委、工信厅），国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、华润（集团）有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
为加快推进电力市场建设，规范电力现货市场的运营和管理，我们组织制定了《电力现货市场基本规则（试行）》。现印发给你们，请遵照执行。
国家发展改革委
国 家 能 源局
2023年9月7日
电力现货市场基本规则（试行）
目 录
第一章 总 则
第二章 总体要求
第一节 建设目标和基本原则
第二节 建设路径
第三节 运行要求
第三章 市场成员
第一节 权利与义务
第二节 准入与退出
第三节 注册、变更与注销
第四章 市场构成与价格
第一节 市场构成
第二节 价格机制
第三节 市场限价
第五章 现货市场运营
第一节 市场准备
第二节 市场运营
第三节 市场出清和结果发布
第六章 市场衔接机制
第一节 中长期与现货市场衔接
第二节 代理购电与现货市场衔接
第三节 辅助服务市场与现货市场衔接
第四节 容量补偿机制与现货市场衔接
第七章 计 量
第一节 计量要求
第二节 计量装置管理
第三节 计量数据管理
第八章 市场结算
第一节 市场结算管理
第二节 市场结算权责
第三节 市场结算计算
第四节 结算依据及流程
第五节 结算查询及调整
第六节 违约处理
第九章 风险防控
第一节 基本要求
第二节 风险分类
第三节 风险防控与处置
第十章 市场干预
第一节 市场干预条件
第二节 市场干预内容
第三节 市场中止和恢复
第十一章 争议处理
第十二章 电力市场技术支持系统
第十三章 附 则
附件 名词解释
第一章 总 则
第一条 为规范电力现货市场运营和管理，依法维护经营主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，根据《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》、《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）和有关法律、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。电力现货市场通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。
所称市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电公司和新型经营主体（含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等）；市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。
第三条 本规则适用于采用集中式市场模式的�。ㄇ�、市）/区域现货市场，以及�。ㄇ�、市）/区域现货市场与相关市场的衔接。采用分散式市场模式的�。ㄇ�、市）/区域和省间电力现货市场可探索制定相应市场规则。
第四条 各�。ㄇ�、市）/区域结合能源转型需要和市场建设进程，及时制修订电力现货市场运营规则及其配套实施细则，并公开发布。规则制修订应充分发挥电力市场管理委员会作用。
第五条 电力现货市场信息披露工作应当按照国家有关规定执行，信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。
第二章 总体要求
第一节 建设目标和基本原则
第六条 电力现货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源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，引导电力长期规划和投资，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型。
第七条 电力现货市场建设与运营应坚持安全可靠、绿色低碳、经济高效、稳步协同、公开透明原则。
第二节 建设路径
第八条 近期推进省间、�。ㄇ�、市）/区域市场建设，以省间、�。ㄇ�、市）/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、�。ㄇ�、市）/区域市场融合。
第九条 电力现货市场近期建设主要任务：
（一）按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、�。ㄇ�、市）/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场。
（二）加强中长期市场与现货市场的衔接，明确中长期分时交易曲线和交易价格。
（三）做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动现货市场与辅助服务市场联合出清。
（四）推动电力零售市场建设，畅通批发、零售市场价格传导。
（五）稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；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。
（六）直接参与市场的电力用户、售电公司、代理购电用户等应平等参与现货交易，公平承担责任义务；推动代理购电用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，代理购电用户偏差电量按照现货价格结算，为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），由全体工商业用户分摊或分享。
（七）省间市场逐步引入其他经营主体，放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易；兼顾送受端利益，加强省间市场与�。ㄇ�、市）/区域市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。
第十条 电力现货市场中远期建设主要任务：
（一）持续完善适应新型电力系统的电力市场机制，通过市场时空价格信号实现源网荷储各环节灵活互动、高效衔接，促进保障电力供应安全充裕。
（二）推动制定统一的市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等规则体系和技术标准，加强国家市场、�。ㄇ�、市）/区域电力市场间的相互耦合、有序衔接。
（三）不断推动各类经营主体平等参与市场，扩大新型经营主体参与交易范围，形成平等竞争、自主选择的市场环境。
第三节 运行要求
第十一条 电力现货市场应依序开展模拟试运行、结算试运行和正式运行，启动相关试运行和正式运行前按各�。ㄇ�、市）/区域电力现货市场规则规定的程序开展相关市场运行工作。
第十二条 电力现货市场模拟试运行的启动条件和工作内容如下：
（一）启动模拟试运行时，至少应具备以下条件：模拟试运行工作方案及规则向经营主体征求意见，并公开发布；技术支持系统功能符合要求，通过市场运营机构内部系统测试；市场运营人员和经营主体经过相关培训，能够准确理解规则，掌握技术支持系统使用方法；关键市场参数按照明确的原则确定。
（二）模拟试运行工作内容至少应包括：组织经营主体参与现货市场申报，检验技术支持系统功能，适时依据市场出清结果进行生产调度；根据模拟试运行情况对市场规则进行讨论修改、对技术支持系统进行完善，对关键流程进行记录备查；形成模拟试运行分析报告，并向市场成员公开；初步开展结算分析，测算对市场成员的影响。
第十三条 电力现货市场结算试运行的启动条件和工作内容如下：
（一）启动结算试运行时，至少应具备以下条件：结算试运行工作方案及规则向经营主体征求意见，并公开发布；技术支持系统通过第三方校验并向经营主体公开校验报告，能够连续多日按照规则出清并为形成调度计划提供依据；市场运营机构和电网企业、发电企业、售电公司等市场成员的业务流程基本理顺；关键市场参数按照明确的原则确定；市场应急处置预案完备并经过演练。
（二）结算试运行工作内容至少应包括：依据市场出清结果进行生产调度并结算；检验技术支持系统市场出清等有关功能；根据结算试运行情况对市场规则进行讨论修改、对技术支持系统进行完善，对关键流程进行记录备查；形成结算试运行分析报告，向市场成员公开。
第十四条 电力现货市场正式运行的启动条件和工作内容如下：
（一）启动正式运行时，至少应具备以下条件：现货市场规则体系健全；市场风险防控、信息披露、信用管理等制度体系已建立；技术支持系统定期开展第三方校验并向经营主体公开校验报告；市场成员具备符合条件的人员、场所，市场成员之间的业务衔接实现制度化、程序化。
（二）正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行现货市场，保障技术支持系统正常运转，依据市场出清结果进行调度生产并结算，依法依规进行信息披露、市场干预、争议处理，实施市场监管和市场监测，具备开展现货市场体系第三方校验的条件。
第三章 市场成员
第一节 权利与义务
第十五条 发电企业的权利和义务主要包括：
（一）按照规则参与电能量、辅助服务等交易，签订和履行电力交易合同，按规定参与电费结算，在规定时间内可对结算结果提出异议。
（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务。
（三）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辅助服务，提供电厂检修计划、实测参数、预测运行信息、紧急�；畔⒌�。
（四）依法依规提供相关市场信息，按照信息披露有关规定获得市场交易、输配电服务、信用评价、电力负荷、系统运行等相关信息，并承担保密义务。
（五）法律法规规定的其他权利和义务。
第十六条 电力用户的权利和义务主要包括：
（一）按照规则参与电能量和辅助服务交易，签订和履行电力交易合同，暂时无法直接参与市场的电力用户按规定由电网企业代理购电，其中参与批发电能量交易的用户，可以按照规则进行跨省跨区购电和省内购电。
（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、线损电费、系统运行费（含辅助服务费）、政府性基金及附加等。
（三）依法依规提供相关市场信息，获得电力交易和输配电服务等相关信息，并承担保密义务。
（四）服从电力调度机构的统一调度，遵守电力需求侧管理等相关规定，提供承诺的需求响应服务。
（五）按规定支付电费，在规定时间内可对结算结果提出异议。
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第十七条 售电公司的权利和义务主要包括：
（一）按照规则参与跨省跨区、省内电能量交易和辅助服务交易，提供增值服务，与用户签订零售合同，并履行合同规定的各项义务。
（二）按照规则向电力交易机构提供代理零售用户的交易合同及电力电量需求，获得电力交易、输配电服务和代理零售用户历史用电负荷（或典型用电负荷）等相关信息，承担用户信息保密义务。
（三）获得电网企业的电费结算服务。
（四）具有配电网运营权的售电公司负责提供相应配电服务，按用户委托提供代理购电服务。
（五）法律法规规定的其他权利和义务。
第十八条 其他经营主体根据参与的市场交易类型，享受与上述经营主体同等的权利和义务，并需满足参与现货市场的技术条件。
第十九条 电网企业的权利和义务：
（一）保障输变电设备正常运行。
（二）根据现货市场价格信号反映的阻塞情况，加强电网建设。
（三）为经营主体提供公平的输电、配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、收付费等服务。
（四）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。
（五）依法依规提供相关市场信息，并承担保密义务；向市场运营机构提供支撑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。
（六）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算。
（七）保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电供应，执行现行目录销售电价政策；单独预测居民、农业用户的用电量规模及典型用电曲线。
（八）向符合规定的工商业用户提供代理购电服务。
（九）法律法规规定的其他权利和义务。
第二十条 电力调度机构的权利和义务主要包括：
（一）组织电力现货交易，负责安全校核、市场监测和风险防控，按照调度规程实施电力调度，保障电网安全稳定运行。
（二）合理安排电网运行方式，保障电力市场正常运行。
（三）按规则建设、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，承担保密义务。
（五）配合国家能源局派出机构、�。ㄇ�、市）有关主管部门开展市场分析和运营监控，履行相应市场风险防范职责，依法依规实施市场干预，并向国家能源局派出机构、�。ㄇ�、市）有关主管部门报告，按照规则规定实施的市场干预予以免责。
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第二十一条 电力交易机构的权利和义务主要包括：
（一）向经营主体提供市场注册、信息变更和退出等相关服务。
（二）负责中长期交易组织及合同管理，负责现货交易申报和信息发布。
（三）提供电力交易结算依据及相关服务。
（四）建设、运营和维护电力交易平台和相关配套系统。
（五）按照国家信息安全与保密、电力市场信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，承担保密义务；提供信息发布平台，为经营主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑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。
（六）监测和分析市场运行情况，记录经营主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为，向国家能源局派出机构、�。ㄇ�、市）有关主管部门及时报告并配合相关调查，依法依规实施市场干预，防控市场风险。
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第二节 准入与退出
第二十二条 参加电力市场交易的经营主体应是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体，其中发电企业应当依法依规取得电力业务许可证。内部核算的经营主体经法人单位授权，可申请参与电力市场交易。参与中长期交易的经营主体均可参与现货市场。
第二十三条 准入电力市场的发电企业和电力用户不允许退出。满足下列情形之一的，可自愿申请办理退市手续：
（一）经营主体宣告破产、退役，不再发电或用电。
（二）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有经营主体因自身原因无法继续参加市场。
（三）因电网网架结构调整，导致经营主体的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。
（四）售电公司退出条件按照国家有关售电公司准入与退出的管理规定执行。
第二十四条 经营主体发生以下情况时，电力交易机构依法依规强制其退出市场，并向国家能源局派出机构、�。ㄇ�、市）有关主管部门备案。
（一）因情况变化不再符合准入条件（包括依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业，电力业务许可证被注销等情况）。
（二）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的。
（三）严重违反市场交易规则，且拒不整改的。
（四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的。
（五）因违反交易规则及市场管理规定等情形被暂停交易，且未在期限内完成整改的。
（六）法律、法规规定的其他情形。
第二十五条 退出市场的经营主体应缴清市场化费用及欠费，处理完毕尚未交割的成交电量。无正当理由退出市场的经营主体及其法定代表人三年内均不得申请市场准入。
第三节 注册、变更与注销
第二十六条 符合电力市场准入条件的各类经营主体在电力交易机构完成市场注册程序后，方可参与电力市场交易。各电力交易机构共享注册信息。经营主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性，履行承诺、公示、注册、备案等相关手续后，电力交易机构及时向社会发布经营主体注册信息。
第二十七条 已完成市场注册的经营主体，当市场注册信息发生变更时，应当及时向电力交易机构提出变更申请，变更信息经公示无异议后，电力交易机构向社会重新发布相关经营主体注册信息。
第二十八条 因故需要退出市场的经营主体，应及时向电力交易机构提出市场退出申请，履行或处理完成已成交合同有关事项，并由电力交易机构公示无异议后，方可注销其市场注册信息并退出市场。
第四章 市场构成与价格
第一节 市场构成
第二十九条 现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。各�。ㄇ�、市）/区域可根据实际情况选择实际构成。
（一）日前市场。市场运营机构按日组织日前市场，根据经营主体日前交易申报，在考虑电网运行和物理约束的前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，以社会福利最大为目标，进行日前市场集中优化出清，形成日前出清结果。加快推动日前市场以市场化用户申报曲线叠加非市场化用户预测曲线为依据开展集中优化出清。如不开展日前市场，可选择开展日前预出清，日前预出清结果不作为结算依据，仅向经营主体披露。
（二）日内市场。市场运营机构在运行日，根据系统运行情况和最新预测信息，滚动优化快速启�；榈攘榛畹鹘谧试�，以满足系统平衡要求。
（三）实时市场。实时市场中，市场运营机构在运行日根据经营主体申报，在机组组合基本确定的基础上，考虑电网实际运行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需求，以社会福利最大为目标，进行实时市场出清，形成实时市场出清结果。
第三十条 可靠性机组组合是日前市场的重要环节。为满足系统运行安全需要，可靠性机组组合根据发电侧报价、可再生能源出力预测、省间送受电计划和系统负荷预测等，确定需要启停的机组。
第二节 价格机制
第三十一条 可根据电网结构和阻塞等情况，选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等机制。
（一）节点边际电价包含电能量分量和阻塞分量。对于电网阻塞程度较为严重、输电能力受限的地区，宜采用节点边际电价机制。
（二）当电网存在输电阻塞时，可按阻塞断面将市场分成几个不同的分区，并以各分区内边际价格作为该分区电价。对于存在明显阻塞断面的地区，宜采用分区边际电价机制。
（三）现货市场出清时，以市场内统一边际价格作为系统电价的，可不区分节点或价区。
第三十二条 经营主体具有报价权和参与定价权。电网企业代理购电用户在现货市场中不申报价格。经营主体不能参与定价的情况有：
（一）机组已达到最大爬坡能力。
（二）机组因自身原因，出力必须维持在某一固定水平。
（三）机组因自身原因或因水电厂水位控制或下游综合利用需要，出力不得低于某一水平，低于该水平的部分不能参与定价。
（四）机组正处于从并网到最小技术出力水平，或从最小技术出力水平到解列的过程。
第三十三条 发电侧价格由电能量价格、辅助服务费用等构成。
第三十四条 直接参与交易的用户侧用电价格由电能量价格、输配电价（含交叉补贴）、上网环节线损费用、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、政府性基金及附加等构成。代理购电用户用电价格按照政府有关规定执行。
第三十五条 输配电价（含交叉补贴）、综合线损率等以政府核定水平为准。政府性基金及附加遵循政府有关规定。
第三十六条 通过在市场出清中考虑线路/断面安全约束等方式进行阻塞管理。采用分区电价或节点电价所产生的阻塞费用，可按规则分配给经营主体。
第三节 市场限价
第三十七条 市场限价设定应考虑经济社会承受能力，有利于市场发现价格，激励投资，引导用户侧削峰填谷，提高电力保供能力，防范市场运行风险。
第三十八条 现货市场应设定报价限价和出清限价，报价限价不应超过出清限价范围。除正常交易的市场限价之外，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后，可设置并执行二级价格限值。二级价格限值的上限可参考长期平均电价水平确定，一般低于正常交易的市场限价。
第三十九条 市场限价应综合考虑边际机组成本、电力供需情况、失负荷价值、经济发展水平等因素，经科学测算后按规则规定合理确定，并适时调整。
第四十条 市场限价应与市场建设相适应，并加强不同交易品种市场限价的协同。
（一）未建立容量成本回收机制的地区，市场限价应考虑机组固定成本回收。
（二）随着交易接近交割时间，市场价格上限应依次递增或持平。
第四十一条 现货市场限价规则、价格干预规则等管制性价格规则由国务院价格主管部门明确制定原则，各�。ㄇ�、市）价格主管部门会同有关主管部门、国家能源局派出机构组织制定具体规则，并在当地市场规则中体现。
第五章 现货市场运营
第一节 市场准备
第四十二条 参加�。ㄇ�、市）/区域市场的成员，应分别遵守所参加市场的市场规则，按照所参加市场的规则和交易结果承担相应经济责任。
第四十三条 发电企业（机组）按要求向电力市场运营机构提供运行技术参数，作为电力现货市场出清的参数。
第四十四条 电网企业负责预测代理购电用户分时段用电量及居民、农业用电量和典型曲线，并通过技术支持系统发布。
第四十五条 在经营主体申报前，电力调度机构开展运行日分时段负荷预测和母线负荷预测。
第四十六条 各�。ㄇ�、市）/区域根据系统运行需要，确定系统正、负备用要求。现货交易出清结果需满足运行日的系统备用要求，特殊时期电力调度机构可根据系统安全运行需要，调整备用值，并向经营主体披露调整情况。
第四十七条 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、输变电设备检修和投运计划。
第四十八条 系统安全约束条件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。
第四十九条 现货市场每日连续运行，经营主体需在规定时间前向市场运营机构提交申报信息，迟报、漏报或不报者均默认采用缺省值作为申报信息。
第五十条 关键参数的设置和修改应按规则规定的程序开展，不得随意更改。
第二节 市场运营
第五十一条 市场运营机构综合考虑省间中长期合同约定曲线、电网实际运行情况、省间现货市场日前交易结果等因素，确定跨省跨区联络线计划，作为送受两端市场的初始条件。
第五十二条 开展日前市场的地区，市场运营机构按照上级电力调度机构下发的省间交易结果形成的联络线计划，进行信息发布。电力调度机构以社会福利最大为目标，以已发布的信息作为市场优化边界条件，将用户侧申报电量或调度负荷预测作为需求，集中优化出清形成日前市场出清结果。
第五十三条 开展现货市场但未开展日前市场的地区，市场运营机构可依据已发布的送受电曲线、经营主体申报信息和次日负荷预测，形成�。ㄇ�、市）/区域日前预出清结果。
第五十四条 开展日内市场的地区，电力调度机构以日前机组组合为基础，根据日内运行情况和相关预测信息，滚动优化快速启�；榈攘榛畹鹘谧试�。具备条件的地区，经营主体可在规定时间前调整报价。
第五十五条 开展实时市场的地区，电力调度机构根据最新的电力负荷预测、联络线计划和系统约束条件等，以社会福利最大为目标进行出清。
第五十六条 各�。ㄇ�、市）价格主管部门会同国家能源局派出机构结合各地机组启动成本、变动成本（含空载成本）和固定成本等变化趋势，及时开展成本调查，明确各类型机组成本。
第三节 市场出清和结果发布
第五十七条 市场运营机构应按照规则及时向经营主体发布对应出清结果，当出清结果缺失或错误时，应根据规则及时补发或更正，并进行情况说明。
（一）开展日前市场的地区，日前正式出清结果应包含机组组合及机组出力曲线、分时价格。未开展日前市场的地区，日前预出清结果应包含机组组合及机组出力曲线等。
（二）日前市场出清（或日前预出清）后，电力调度机构应在规定时间内下达调度计划（含机组组合）。
（三）运行日内，市场运营机构按规定发布�。ㄇ�、市）/区域市场日内出清结果和实时出清结果，包含机组组合及机组出力曲线、分时价格。
（四）实时运行中，如发生场外调度或市场干预，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，并按照相关要求进行信息披露。
第六章 市场衔接机制
第一节 中长期与现货市场衔接
第五十八条 现货市场运行地区，经营主体应通过自主协商或集中交易方式确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。
第五十九条 现货市场运行地区，市场运营机构应不断优化中长期与现货市场运营衔接，开展中长期分时段带曲线交易，增加交易频次，缩短交易周期。
第六十条 跨省跨区交易卖方成交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参与省内出清结算，省间交易结果作为省间交易电量的结算依据。
第二节 代理购电与现货市场衔接
国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知
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