国家发改委：虚拟电厂等新型经营主体可根据国家有关规定聚合各类资源

宁德储能网：9月2日，国家发改委印发《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》。《规则》提出，为避免市场操纵以及恶性竞争，政府价格主管部门可对申报价格和出清价格设置上、下限。

独立储能在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易。

经营主体包括参与电力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等）；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。

电力中长期市场以统一的标准进行市场注册、交易组织、结算等。其中，虚拟电厂等新型经营主体可根据国家有关规定聚合各类资源（含电力用户、储能、电动汽车充电设施、分布式电源等），形成聚合单元参与电力交易。

电力市场政策及储能发展机遇如何？9月10日，北极星电力网、北极星储能网将于江苏南京举办“2025储能市场化创新应用论坛”，共同探讨储能市场化未来发展前景！报名联系王老师18911725159（微信同号）。

原文如下：

关于《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》公开征求意见的通知

为贯彻落实党的二十届三中全会关于建设全国统一电力市场的有关精神，规范电力中长期市场，维护电力市场秩序和各类经营主体合法权益，我们组织修订了《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。

请登录国家发展改革委门户网站（.cn），进入首页互动交流版块“意见征求”专栏，提出宝贵意见建议。电子邮件请发至guangrui@nea.gov.cn。

意见反馈截止日期为2025年10月3日。

感谢您的参与和支持！

附件：电力中长期市场基本规则（征求意见稿）

国家发展改革委

2025年9月2日

电力中长期市场基本规则（征求意见稿）

目  录

第一章 总则

第二章 总体要求

第三章 市场成员

第一节 市场成员权利

第二节 市场成员义务

第三节 经营主体注册

第四节 新型经营主体

第四章 交易品种和价格机制

第一节 交易品种

第二节 价格机制

第五章 交易组织

第一节 基本要求

第二节 交易约束与出清

第三节 绿色电力交易

第六章 交易校核

第七章 合同管理

第一节 合同签订

第二节 合同执行

第八章 计量和结算

第一节 计量

第二节 结算

第九章 信息披露

第十章 市场技术支持系统

第十一章 风险防控及争议处理

第十二章 法律责任

第十三章 附则

附件1 名词解释

附件2 电力市场风险类型

第一章 总则

第一条 为加快推进全国统一电力市场建设，规范电力中长期交易行为，依法保护电力市场经营主体合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，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）要求，根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》《电力市场运行基本规则》及有关配套规定，制定本规则。

第二条 本规则所称电力中长期市场，是指符合市场注册条件的经营主体开展数年、年、月、月内（含周、多日）等不同时间维度的电能量交易的市场，电力中长期交易是指在电力中长期市场中开展的对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易。

第三条 本规则适用于全国范围内电力中长期市场的注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理等。

按国家政策要求明确的优先发电规模计划视为厂网间双边协商交易电量，签订电力中长期合同，纳入电力中长期市场管理范畴，其执行和结算均须遵守本规则。

第四条 本规则所称电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业。其中，经营主体包括参与电力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等）；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。

第五条 电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律，签订电力中长期交易合同要以稳定市场预期、防范市场风险、保障市场供需为目标，不得操纵市场价格、损害其他市场成员的合法权益。

任何单位和个人不得不当干预市场运行。

第二章 总体要求

第六条 统筹推进电力中长期市场、电力现货市场建设，在市场注册、交易时序、市场出清、市场结算等方面做好衔接，充分发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定市场预期的基础作用。

第七条 促进跨省跨区电力中长期交易（以下简称“跨省跨区交易”）与省（区、市）电力中长期交易（以下简称“省内交易”）相互耦合、有序衔接。加强跨省跨区交易与省内交易在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。

推动跨电网经营区常态化交易，促进电力市场互联互通。鼓励区域内省间交易机制创新，协同推进区域电力互济、调节资源灵活共享。

第八条 电力中长期市场以统一的标准进行市场注册、交易组织、结算等。其中，虚拟电厂等新型经营主体可根据国家有关规定聚合各类资源（含电力用户、储能、电动汽车充电设施、分布式电源等），形成聚合单元参与电力交易。

第九条 电力市场运营机构、电网企业应在市场注册、交易组织、结算、信息披露等环节做好经营主体档案信息管理，实现信息动态交互。

第十条 电力中长期市场技术支持系统（以下简称“电力交易平台”）应包括市场注册、交易申报、市场出清、市场结算、市场参数管理、信息发布、交易出清校核、市场运营监测等功能模块，符合相关技术规范和市场规则要求。电力交易平台与电力调度、营销等系统间应实现互联互通。

第三章 市场成员

第一节 市场成员权利

第十一条 发电企业的权利主要包括：

（一）获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；

（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务；

（三）按照信息披露有关规定获得市场信息；

（四）法律法规规定的其他权利。

第十二条 售电公司的权利主要包括：

（一）获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；

（二）按规定向电力用户提供增值服务；

（三）获得市场化交易、输配电服务和签约电力用户合同期内用电负荷等相关信息，根据用户授权掌握其历史用电信息；

（四）按照信息披露有关规定获得市场信息；

（五）法律法规规定的其他权利。

第十三条 电力用户的权利主要包括：

（一）获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务，可由售电公司代理参与市场交易；

（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务；

（三）按照信息披露有关规定获得市场信息；

（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）获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；

（二）获得市场化交易、输配电服务和签约聚合资源的基础信息等相关信息；

（三）获得公平的输配电服务和电网接入服务；

（四）按照信息披露有关规定获得市场信息；

（五）法律法规规定的其他权利。

第十五条 电力调度机构的权利主要包括：

（一）按照信息披露有关规定获得市场信息；

（二）法律法规规定的其他权利。

第十六条 电力交易机构的权利主要包括：

（一）行使电力中长期市场、零售市场交易组织、交易出清校核、合同管理等市场运营职能；

（二）按照信息披露有关规定获得市场信息；获得市场成员提供的支撑电力市场交易、结算以及服务需求的数据等；

（三）按授权拟定经营主体信用评价指标体系及管理制度，开展信用评价工作；

（四）法律法规规定的其他权利。

第十七条 电网企业的权利主要包括：

（一）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等；

（二）对于逾期仍未全额付款的售电公司，向电力交易机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请；

（三）按照信息披露有关规定获得市场信息；

（四）法律法规规定的其他权利。

第二节 市场成员义务

第十八条 发电企业的义务主要包括：

（一）按照规则参与电力中长期市场，签订并履行各类电力交易合同，按时完成电费结算；

（二）签订并执行并网调度协议、购售电合同，服从电力调度机构的统一调度，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、紧急停机信息等；

（三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；

（四）具备满足参与电力中长期市场要求的技术支持手段；

（五）法律法规规定的其他义务。

第十九条 售电公司的义务主要包括：

（一）按照规则参与电力中长期市场，签订并履行各类电力交易合同，按时完成电费结算；

（二）为签订零售合同的电力用户提供售电服务；

（三）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约零售用户的交易电力电量需求、典型负荷曲线以及其他信息，承担用户信息保密义务；

（四）具有配电网运营权的售电公司提供相应的配电服务；服从电力调度机构的统一调度，遵守电力负荷管理等相关规定，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按照电力调度机构要求安排用电；承担配电区域内电费结算和收取业务；

（五）按照规定向电力交易机构提交履约保函、保证金或其他结算担保品；

（六）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；

（七）依法依规履行可再生能源消纳责任；

（八）具备满足参与电力中长期市场要求的技术支持手段；

（九）法律法规规定的其他义务。

第二十条 电力用户的义务主要包括：

（一）按照规则参与电力中长期市场，签订并履行各类电力交易合同，按时完成电费结算，按规定支付电费；

（二）按照规则向电力交易机构提供交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息；

（三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；

（四）依法依规履行可再生能源消纳责任；

（五）法律法规规定的其他义务。

第二十一条 新型经营主体的义务主要包括：

（一）满足对应类型经营主体参与电力市场的技术条件，按照规则参与电力中长期市场，签订并履行各类电力交易合同；

（二）虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网与所聚合的资源签订零售合同（或聚合合同），在电力交易平台建立零售服务或聚合关系，并履行合同规定的各项义务；

（三）虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等资源聚合类新型经营主体应具备对聚合资源信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等能力；

（四）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供合同周期内签约聚合资源的交易电力电量需求、典型负荷曲线以及其他信息，承担用户信息保密义务；

（五）与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统；服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务；

（六）按照规则向电力交易机构提交履约保函、保证金或其他结算担保品；

（七）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；

（八）对负荷侧资源进行聚合的新型经营主体，应依法依规履行可再生能源消纳责任；

（九）法律法规规定的其他义务。

第二十二条 电力调度机构的义务主要包括：

（一）合理安排电网运行方式，负责安全校核，按照调度规程实施电力调度，依法依规落实电力市场交易结果；

（二）向电力交易机构提供支撑电力市场注册、交易、结算和市场服务所需的相关信息，保证数据信息交互的准确性和及时性；

（三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；

（四）配合开展中长期市场分析和运营监控；

（五）法律法规规定的其他义务。

第二十三条 电力交易机构的义务主要包括：

（一）按照有关规定负责经营主体市场注册、信息变更和注销及结算担保品管理等工作；

（二）建设、运营和维护电力交易平台和相关配套系统；

（三）执行信息披露有关规定，承担保密义务，提供信息披露平台；

（四）汇总结算基础数据，通过电力交易平台向经营主体、电网企业出具结算依据，提供结算相关服务；

（五）开展市场运营监测和分析，记录经营主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为，向电力监管机构、政府有关主管部门及时报告并配合相关调查，依法依规执行市场干预措施并向经营主体公布干预原因，防控市场风险；

（六）配合电力监管机构对市场进行常态化监测；

（七）法律法规规定的其他义务。

第二十四条 电网企业的义务主要包括：

（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）根据市场价格信号反映的阻塞情况，加强电网建设，为经营主体提供公平的输电、配电服务和电网接入、报装、计量、抄表、收付费等服务；

（三）做好电力用户、分布式电源等经营主体档案信息管理，及时、准确向电力交易平台推送数据；

（四）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定，承担保密义务，负责提供支撑结算所需的相关基础数据；

（五）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；向符合规定的工商业用户提供代理购电服务，单独预测代理购电用户负荷曲线及用电量规模；

（六）根据相关价格政策及电力交易机构推送的结算依据和结算基础数据，开展电费结算，按期向经营主体出具电费账单，按时完成电费结算；

（七）法律法规规定的其他义务。

第三节 经营主体注册

第二十五条 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。经营主体在履行市场注册程序后，参与电力中长期市场。

第二十六条 直接参与市场的电力用户（名下所有营销户号、计量点）全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场。

第二十七条 暂未直接参与市场的电力用户按规定由电网企业代理购电。由电网企业代理购电的工商业用户，允许在次月选择直接参加批发市场或零售市场。

第四节 新型经营主体

第二十八条 新型经营主体包括单一技术和资源聚合两类，其中资源聚合类新型经营主体是一个或多个聚合单元的运营主体。新型经营主体可根据电力电量平衡需求灵活参与各时间尺度电力中长期交易，签订电力中长期合同并根据电网运行需要进行调用，实现市场化需求响应。

第二十九条 新型经营主体与其他经营主体享有平等的市场地位，并按有关规定公平承担相关费用。

第三十条 独立储能在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易。

第三十一条 同一聚合资源在同一时期只能与一家虚拟电厂或负荷聚合商签订聚合服务合同。

第三十二条 虚拟电厂、负荷聚合商所聚合的资源同时具有上网电量、下网用电量时，应区分各时段的上下网电量，不得将下网用电量与其他项目上网电量聚合抵消后结算。

第三十三条 建立并完善与现有电力市场价格体系衔接的市场化需求响应价格机制，激励虚拟电厂、负荷聚合商主动参与市场化需求响应。

第四章 交易品种和价格机制

第一节 交易品种

第三十四条 根据交易标的物执行周期不同，电力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易。数年、年度、月度电能量交易应定期开市，可探索连续开市；月内电能量交易根据交易标的物不同，可采用定期开市和按日连续开市两种形式开展。

数年电能量交易原则上以1年以上的电量作为交易标的物，交易结果须分解到年度以及各月；

年度电能量交易原则上以次年年度内的电量作为交易标的物，交易结果须分解到年内各月；

月度电能量交易原则上以次月、次月至当年年底内（含特定月份）的电量作为交易标的物；

月内电能量交易原则上以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作为交易标的物。

第三十五条 根据交易组织方式不同，电力中长期交易包括集中交易和双边协商交易两种，其中，集中交易包括集中竞价交易、集中撮合交易、滚动撮合交易、挂牌交易等方式。

经营主体等按照市场规则在电力交易平台申报交易信息并经电力市场运营机构校核后，形成交易结果。

第三十六条 电力中长期交易应实现带曲线签约、分时段结算，并约定电量、价格、结算参考点等关键要素。

绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值（以下简称“绿电环境价值”）为标的物的电力产品，交易电力的同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。

第三十七条 电力中长期市场交易时段应逐步实现与现货市场的有效衔接，经营主体自主申报电力中长期交易各时段交易电量，按照市场规则出清形成分时段交易结果。

同一经营主体可以选择买入或卖出电量，但在同一交易序列同一时段只能选择买入或卖出一种行为。

第三十八条 经营主体可将未履行的合同全部或部分通过合同转让交易转让给第三方，相关权责一并转让。

绿电合同转让交易需相关各方协商一致。

第二节 价格机制

第三十九条 国务院价格主管部门制定电力中长期市场价格机制的总体原则，各省（区、市）价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、国家能源局派出机构组织制定具体细则，并在当地市场规则中体现。

第四十条 除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场化方式形成，第三方不得干预。

绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规定执行。省内绿色电力交易不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

第四十一条 合同电价可选择固定合同价格，也可与月度煤电价格指数、现货市场均价等进行联动。

第四十二条 对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，由中长期分时段交易形成分时电价；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场分时价格水平，统筹优化峰谷分时段和价格浮动比例。

逐步推动月度、月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。

第四十三条 跨省跨区交易价格由市场化方式形成，相关价格机制按照国家发展改革委、国家能源局有关规定执行。

第四十四条 因电网安全约束必须开启的机组，约束上电量超出其合同电量的部分，由各省（区、市）根据实际情况在实施细则中明确价格机制。

第四十五条 为避免市场操纵以及恶性竞争，政府价格主管部门可对申报价格和出清价格设置上、下限。价格上、下限可由电力市场管理委员会提出建议，报政府价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构审定。

第五章 交易组织

第一节 基本要求

第四十六条 跨经营区电力中长期交易由北京电力交易中心、广州电力交易中心联合组织，跨省跨区电力中长期交易由北京电力交易中心、广州电力交易中心按照经营区组织开展，省内电力中长期交易由各省（区、市）电力交易机构组织开展。鼓励探索跨省跨区电力中长期交易与省内电力中长期交易联合组织。

第四十七条 电力中长期市场应按日连续运营，技术支持系统功能、市场运营人员配置（包括交易组织、交易结算、市场注册、运营监测、技术保障等人员）须符合按日连续运营要求。

第四十八条 电力交易机构应按月发布交易日历，明确各类交易申报、出清等时间或时间安排原则。

第四十九条 交易公告由电力交易机构按照交易日历安排向相关经营主体发布，公告内容包括：交易品种、交易主体、交易方式、交易申报时间、交易合同执行开始时间及终止时间、交易参数、出清方式、交易约束信息、交易操作说明、其他准备信息等必要信息。

原则上，数年、年度等不定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少3个工作日发布，月度等定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1个工作日发布，连续开市的电力中长期交易不再发布交易公告。

第五十条 电网企业应考虑季节变更、节假日安排等因素，分别预测代理购电工商业用户、居民和农业用户的用电量及典型负荷曲线。推动电网企业逐步降低代理购电规模，引导代理购电用户直接参与市场。

第五十一条 跨省跨区专项输电工程配套的“沙戈荒”大基地项目等参与电力中长期市场的方式另行规定。

第二节 交易约束与出清

第五十二条 在电力中长期交易开展前，应在交易公告中明确电力中长期交易的各项关键参数。在申报组织以及出清过程中不得临时调整或增加关键参数。

第五十三条 电力调度机构通过电力交易平台发布或更新各断面（设备）、各路径可用输电容量、影响断面（设备）限额变化的停电检修等与电网运行相关的电网安全约束信息；并根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线、新能源发电情况以及电网约束，折算得出各市场化机组可用发电能力，提交电力交易机构。

第五十四条 电力交易机构根据已达成的合同，按照电力调度机构提供的可用发电能力，形成各市场化机组交易申报限额，在交易申报前至少1个工作日通过电力交易平台向市场统一公布；市场化机组参与跨省跨区交易时，交易申报限额不得高于对应标的物电量（电力）规模或剩余通道可用容量对应的电量（电力）规模。

参与交易的机组申报限额应根据市场交易情况及时调整，实时扣除已成交电量、已申报未出清电量。

第五十五条 售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商交易申报限额应根据注册资产总额、履约担保额度、代理或聚合用户的历史用电水平等对风险平抑能力条件确定。

第五十六条 经营主体应在规定的时限内通过电力交易平台申报相关交易数据。电力交易机构根据必要的交易出清约束进行市场出清，形成预成交结果。

第五十七条 跨省跨区交易中，北京电力交易中心、广州电力交易中心可协同各省（区、市）电力交易机构根据电网运行约束开展出清，形成预成交结果。在交易出清、安全校核及执行阶段，为规范市场秩序，可根据交易周期、交易成分、送受端落点等要素确定交易优先级，具体优先级在实施细则中明确。

第五十八条 在月内电能量交易中，跨省跨区交易可以集中交易或双边协商等方式开展，因电力安全保供、清洁能源消纳等需要时，可不受输电通道常规送电方向、送电类型约束；省内交易主要开展集中竞价、滚动撮合和集中撮合交易。

第三节 绿色电力交易

第五十九条 绿电交易主要包括跨省跨区绿电交易（含跨经营区绿电交易）、省内绿电交易，其中：

跨省跨区绿电交易是指由电力用户或售电公司等通过电力交易平台聚合的方式向非本省电网控制区的发电企业购买绿色电力的交易。跨经营区绿电交易是指由电力用户或售电公司向跨经营区的发电企业购买绿色电力的交易。

省内绿电交易是指由电力用户或售电公司等通过电力直接交易的方式向计入本省电网控制区的发电企业购买绿色电力的交易。

第六十条 绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。

鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。

第六十一条 售电公司参与绿电交易时，应提前与电力用户建立代理服务关系，并在交易申报时将绿电需求电量全部关联至代理用户。

第六十二条 虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易时，应提前与分布式新能源建立聚合服务关系，并在交易申报时将绿电申报电量全部关联至各分布式新能源项目。

第六十三条 绿电交易合同在各方协商一致后，可进行分月电量调整、转让交易等，相关调整或转让交易通过安全校核后生效。绿电合同转让交易应一并转让对应的绿电环境价值。

第六章 交易校核

第六十四条 电力中长期市场交易校核包含交易出清校核和电网安全校核，交易出清校核由电力交易机构负责，电网安全校核由电力调度机构负责。

第六十五条 交易出清校核的主要内容包括：交易电力电量限额校核、交易限价校核等。涉及跨省跨区的交易，交易出清校核由北京电力交易中心、广州电力交易中心组织各省（区、市）电力交易机构完成。

第六十六条 交易出清校核在电力中长期市场出清前开展，原则上不超过1个工作日。出清完成后，电力交易机构发布预成交结果。

第六十七条 电网安全校核按照电网运行安全校核技术规范有关要求执行。跨省跨区交易预成交结果发布后，电力交易机构将预成交结果推送至电力调度机构进行安全校核。跨省跨区数年交易，应逐年开展电网安全校核；月内交易按交易组织时间每日统一推送至调度机构开展电网安全校核。

第六十八条 电网安全校核应当在规定的时间内完成。其中，数年、年度交易5个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。

第六十九条 电网安全校核未通过时，电力调度机构将越限信息以规范、统一的形式推送至电力交易机构，并在电力交易平台披露电网安全校核未通过原因。电力交易机构根据电力调度机构安全校核意见，按交易优先级逆序削减。

第七十条 电力交易机构应当根据电力调度机构安全校核意见在规定时间内完成交易削减。其中数年、年度交易5个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。

第七十一条 电力交易机构应按规定及时发布交易结果。经营主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

第七章 合同管理

第一节 合同签订

第七十二条 各市场成员应当参照合同示范文本签订电力中长期交易合同。

第七十三条 在电力交易平台提交、确认的双边协商交易以及参与集中交易产生的结果，各相关市场成员应将电力交易机构出具的电子交易确认单（视同为电子合同）作为执行依据。

第七十四条 绿电交易合同应明确交易电量、电力曲线、价格（包括电能量价格、绿电环境价值）及绿电环境价值偏差补偿等内容。电力交易机构根据交易合同形成绿色电力溯源关系，为经营主体提供溯源认证服务。

第二节 合同执行

第七十五条 跨省跨区交易合同对应省间计划曲线应物理执行。

第七十六条 电力交易机构汇总跨省跨区、省内市场成员参与的各类合同，根据中长期市场连续运营情况，进行更新。

第七十七条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，事后向电力监管机构、政府能源主管部门报告事件经过，并向经营主体披露相关信息。

第八章 计量和结算

第一节 计量

第七十八条 多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量或额定容量等比例计算各自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定容量比例计算各自上网电量。

处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期的上网电量。

第七十九条 其他计量有关要求按《电力市场计量结算基本规则》执行。

第二节 结算

第八十条 电力中长期市场结算原则上以自然月为周期开展，按日开展清分、按月开展结算。

第八十一条 应设置电力中长期结算参考点，作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格可以由日前市场出清价格或者实时市场出清价格确定。

第八十二条 电力中长期市场结算可按差价结算方式或差量结算方式开展。

已注册入市但尚未签订电力中长期合同的经营主体，实际用电量或实际发电量按偏差电量结算处理。

第八十三条 电网企业应向电力交易机构分别提供代理工商业用户购电、居民和农业用户电量信息，偏差分开结算。

第八十四条 虚拟电厂、负荷聚合商及聚合资源按照合同明确的电能量价格单独结算。

第八十五条 绿电交易电能量与绿电环境价值分开结算。电能量部分按照本章相关条款开展结算。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。绿电环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量（扣除纳入可持续发展价格结算机制的电量）、用电侧电量三者取小的原则确定。

第八十六条 绿电环境价值偏差补偿费用按照合同规定执行。

第八十七条 绿电交易对应的绿证根据可再生能源发电项目月度结算电量，经审核后统一核发，并按规定将相应绿证由发电企业或项目业主的绿证账户随绿电交易划转至买方账户。绿证划转应确保绿色电力环境价值的唯一性，不得重复计算或出售。

第八十八条 其他结算有关要求按《电力市场计量结算基本规则》执行。

第九章 信息披露

第八十九条 信息披露主体应严格按照《电力市场信息披露基本规则》及信息披露相关规定要求披露电力中长期市场相关信息，并对其披露信息的真实性、准确性、完整性、及时性负责。

第九十条 电力市场信息按照年、季、月、周、日等周期开展披露，信息披露主体按照标准数据格式在信息披露平台披露信息，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2年，且封存期限为5年。

第九十一条 市场成员对披露的信息内容、时限等有异议或者疑问，可向电力交易机构提出，电力交易机构根据《电力市场信息披露基本规则》及信息披露相关规定，要求相关信息披露主体予以解释及配合。

第十章 市场技术支持系统

第九十二条 电力交易平台应实现统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范，支撑全国统一电力市场数据信息纵向贯通、横向互联。

第九十三条 电力交易平台应具备基础运行保障能力，遵循电力交易机构制定的全国统一的数据接口标准，在保障信息安全的前提下为市场相关方提供数据交互服务。电力交易平台应满足电力中长期连续运营要求，软硬件模块应采取冗余配置，建立备用系统或并列双活运行系统。

第九十四条 电力交易平台应具备用户账号“一地注册、全国共享”的功能，实现各交易平台注册账号的互认。

第九十五条 电力交易平台应具备对经营主体的异常行为进行监控与处置的能力。

第九十六条 不可抗力因素引起的技术支持系统异常导致的损失，各方无需承担责任。

第十一章 风险防控及争议处理

第九十七条 建立健全电力市场风险防控机制，推动构建事前预警、事中防范、事后处置的防控体系，保障电力市场平稳运行，维护市场成员合法权益。

第九十八条 电力市场风险类型包括电力供需失衡风险、市场价格异常风险、不正当竞争风险、技术支持系统运行异常风险、合同违约风险及其他市场风险等。

第九十九条 各地应制定风险预案及风险信息库，按照有关程序对各类市场风险进行预警及处置。

电力市场运营机构应根据“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，加强对电力市场各类交易活动的风险防范和监测。

第一百条 经营主体应自觉维护公平公正的电力市场秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定，依法合规参与电力市场交易。

第一百〇一条 当市场运行发生紧急风险时，应按规定由政府采取或授权市场运营机构执行电力市场暂停、中止、恢复等措施。市场运营机构执行市场干预措施后，应在3日内向电力监管机构、政府有关主管部门提交报告，按规定程序向相关经营主体披露。

第一百〇二条 当电力市场发生争议时，市场成员可自行协商解决，协商无法达成一致时可提交电力监管机构、政府有关主管部门依法协调，也可提交仲裁委员会仲裁或向人民法院提起诉讼。

第一百〇三条 市场成员有义务为电力监管机构、政府有关主管部门提供争议处理所需的数据和材料。承担调解工作的相关人员应遵守保密规定，不得泄露因调解工作知悉的商业秘密。

第十二章 法律责任

第一百〇四条 电力市场成员违反本规则规定，依照《电力监管条例》有关规定处理。

第一百〇五条 任何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力市场活动正常进行，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。

第十三章 附则

第一百〇六条 本规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释。

第一百〇七条 电力监管机构会同地方政府有关主管部门组织电力交易机构根据本规则制定电力中长期市场实施细则。

跨经营区、跨省跨区电力中长期交易实施细则由北京电力交易中心、广州电力交易中心按照相关流程编写，根据实施范围报国家发展改革委、国家能源局或国家能源局区域派出机构批复后，由电力交易机构印发执行。

第一百〇八条 本规则自2025年XX月XX日起施行，原《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、原《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号）同时作废。

附件 名词解释

1. 新型经营主体

新型经营主体是指具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，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）和智能微电网，满足国家有关规定要求的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。

2. 按日连续开市

按日连续开市是指电力交易机构在每日（工作日或自然日）持续组织交易的活动。

3. 聚合单元

聚合单元是指将一定范围内资源进行聚合，并整体参与市场的基本单元，包括单台虚拟机组、单个智能微电网或源网荷储一体化项目等，每个聚合单元作为整体参与市场。

4. 交易序列

交易序列是指由电力交易机构在电力交易平台中，按照不同交易方式、不同交易执行周期等要素建立的交易组织集合。

5. 集中竞价交易

集中竞价交易是指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品或服务，经营主体等在规定截止时间前集中申报价格，电力交易平台汇总经营主体等提交的交易申报信息进行统一边际出清。

6. 集中撮合交易

集中撮合交易是指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品或服务，经营主体等在规定截止时间前统一集中申报信息，电力交易平台汇总经营主体等提交的交易申报信息，按照价格优先等原则进行撮合成交。

7. 滚动撮合交易

滚动撮合交易是指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品或服务，在规定的交易起止时间内，经营主体等可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台依据申报顺序进行滚动撮合，按照对手方价格优先、时间优先等原则成交。

8. 挂牌交易

挂牌交易指经营主体等通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。挂牌交易由电力产品或服务的卖方（或买方）一方挂牌，另一方摘牌；也可允许买卖两方在自身发用电能力范围内同步挂牌、摘牌；按照摘牌情况成交。

9. 绿色电力

绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所产生的全部电量。初期，参与绿色电力交易的可再生能源发电项目为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。

10. 电力市场风险类型

（1）电力供需失衡风险

电力供需失衡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

市场价格异常风险指某地区、时段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）不正当竞争风险

不正当竞争风险指经营主体违规行使市场力操纵市场价格、持留容量、达成垄断协议等，或串通报价、哄抬价格，并严重影响交易结果的风险。

（4）技术支持系统运行异常风险

技术支持系统运行异常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，或因黑客、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安全性、完整性和可用性被破坏，影响市场正常运行的风险。

（5）合同违约风险

合同违约风险指经营主体失信、失去正常履约能力、存在争议或不可抗力等原因而不能正常履行已签订的电力中长期合同的风险。

（6）其他市场风险

其他市场风险指经营主体交易申报差错、滥用高频量化交易、提供虚假注册资料获取交易资格等，影响市场正常秩序的风险。

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