第二十九条 跨省跨区交易的受电落地价格由成交价
格（送电价格）、输电价格（费用）和输电损耗构成。输电
损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取；
未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报
国家发展改革委、国家能源局备案后执行。输电损耗原则上
由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同
承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量
结算。
第三十条 合同电量转让交易价格为合同电量的出让
或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内
合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费
和网损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费
和网损。
第三十一条 参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以
继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电
价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用；
也可以按直接交易电价结算，电力用户通过辅助服务考核与
补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。电力用户侧
12
单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中
统筹考虑。
采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不
再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。
第三十二条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞
价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结
算价格设置上限，参与直接交易机组发电能力明显大于用电
需求的地区可对报价或者结算价格设置下限。
第六章 交易组织
第一节 交易时序安排
第三十三条 开展年度交易时遵循以下顺序：
（一）确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，
确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政
府协议送电量优先发电。
（二）确定省内优先发电（燃煤除外）。各地结合电网
安全、供需形势、电源结构等，科学安排本地优先发电。首
先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时
以及可再生能源调峰机组优先发电，其次按照二类优先发电
顺序合理安排。各地也可以按照气电、可调节水电、核电、
不可调节水电、风电及光伏的先后次序，放开发电计划。优
先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落
实。
（三）开展年度双边交易、年度集中竞价交易（双边及
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集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价
交易，下同）。如果年度双边交易已满足全部年度交易需求，
也可以不开展年度集中竞价交易。
（四）确定燃煤发电企业基数电量。各地根据本地区年
度发电预测情况，减去上述环节优先发电和年度交易结果
后，如果不参与市场用户仍有购电需求，则该部分需求在燃
煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。各地应有序放开
发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例
逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。
（五）电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据经
安全校核后的交易结果，于 12 月底前将优先发电合同、基
数电量合同、双边和集中竞价的直接交易、跨省跨区交易和
合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果
和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电
网运行方式，保障交易结果的执行。
第三十四条 年度交易开始前仍未确定优先发电的，可
由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空
间，确保交易正常进行。
第三十五条 开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合
同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月
度集中竞价交易。如果月度双边交易已满足全部交易需求，
也可以不开展月度集中竞价交易。
第三十六条 在落实国家指令性计划和政府间协议送
电的前提下，省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先
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后。在电力供应宽松的情况下，受入省可按价格优先原则确
定交易开展次序；在电力供应紧张的情况下，送出省可优先
保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交
易，对于已签订的合同可予以执行或者协商合同另一方回
购。各区域、各省可根据自身实际情况调整省内交易和跨省
跨区交易的开展次序。
第三十七条 合同转让交易原则上应早于合同执行 3
日之前完成，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转
让。
第二节 年度优先发电合同签订
第三十八条 根据确定的跨省跨区优先发电（含年度以
上优先发电合同），相关电力企业在每年年度双边交易开始
前协商签订次年度交易合同（含补充协议），约定年度电量
规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电
省优先发电计划，并优先安排输电通道。
第三十九条 根据各省（区、市）确定的省内优先发电，
在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，
约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
第三节 年度双边交易
第四十条 每年 12 月初，电力交易机构应通过交易平
台发布次年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：
（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；
（二）次年直接交易电量需求预测；
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（三）次年跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区
域平台发布）；
（四）次年各机组可发电量上限。
第四十一条 年度双边交易主要开展省内直接交易、跨
省跨区交易、合同转让交易（含跨省跨区合同转让交易，下
同）。
第四十二条 市场主体经过双边协商分别形成年度双
边省内直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转
让交易的意向协议，并在年度双边交易闭市前，通过技术支
持系统向电力交易机构提交意向协议。年度双边交易的意向
协议应当提供月度分解电量。
第四十三条 电力交易机构在年度双边交易闭市后第
1 个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行
安全校核，电力调度机构应当在 5 个工作日之内将校核结果
返回电力交易机构。
第四十四条 电力交易机构在电力调度机构返回安全
校核结果后，于下 1 个工作日发布年度双边交易结果。
市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日向
电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当
日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发
布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视
为无意见。
交易结果确认后，由技术支持系统自动生成年度双边直
接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交
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易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的 3 个工作日
内，通过技术支持系统签订电子合同。
第四节 年度集中竞价交易
第四十五条 每年 12 月中旬，电力交易机构通过技术
支持系统发布次年度集中竞价市场相关信息，包括但不限
于：
（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；
（二）次年集中竞价直接交易电量需求预测；
（三）次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测（送出
地区或区域平台发布）；
（四）次年各机组剩余可发电量上限。
第四十六条 年度集中竞价交易主要开展省内直接交
易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易
自开市至闭市原则上不超过 2 个工作日。
第四十七条 年度集中竞价交易开始后，发电企业、售
电企业和电力用户通过技术支持系统申报分月电量、分月电
价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最
后一次的有效申报作为最终申报。年度集中竞价交易原则上
应分月申报、分月成交。市场主体对所申报的数据负责。
第四十八条 报价结束后，技术支持系统考虑安全约束
自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调
度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在 5 个工作日内
完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力
交易机构在收到安全校核结果的下 1 个工作日，通过技术支
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持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
第五节 年度基数电量合同签订
第四十九条 根据燃煤发电企业基数电量安排，在每年
12 月底前签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模
及分月计划、交易价格等。
第五十条 基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处
理。
第六节 月度双边交易
第五十一条 每月上旬，电力交易机构应通过交易平台
发布次月双边交易相关市场信息，包括但不限于：
（一）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况；
（二）次月直接交易电量需求预测；
（三）次月跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区
域平台发布）；
（四）次月各机组可发电量上限。
第五十二条 月度双边交易自开市至闭市原则上不超
过 3 个工作日。月度双边交易主要开展省内直接交易、跨省
跨区交易和合同转让交易。
第五十三条 市场主体经过双边协商分别形成月度双
边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转
让交易的意向协议，并且在月度双边交易市场闭市前，通过
技术支持系统向电力交易机构提交意向协议（包含互保协
议）。
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第五十四条 电力交易机构在闭市后 1 个工作日将所
有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力
调度机构应在 2 个工作日之内将校核结果返回电力交易机
构。
第五十五条 电力交易机构在电力调度机构返回安全
校核结果后，于下 1 个工作日发布月度双边交易结果。
市场主体对交易结果有异议的，应在结果发布当日向电
力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日
给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当
日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无
意见。
交易结果确认后，由技术支持系统自动生成年度双边直
接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交
易合同，相关市场主体应在成交信息发布后的 3 个工作日
内，通过技术支持系统签订电子合同。
第七节 月度集中竞价交易
第五十六条 每月中下旬，电力交易机构通过技术支持
系统发布次月集中竞价市场相关信息，包括但不限于：
（一）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况；
（二）次月集中竞价直接交易电量需求预测；
（三）次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测（送出
地区或区域平台发布）；
（四）次月各机组剩余可发电量上限。
第五十七条 月度集中竞价交易主要开展省内直接交
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易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易
自开市至闭市原则上不超过 2 个工作日。
第五十八条 月度集中竞价交易开始后，发电企业、售
电企业和电力用户通过技术支持系统申报电量、电价。技术
支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的
有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。
第五十九条 报价结束后，技术支持系统考虑安全约束
自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调
度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在 2 个工作日内
完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力
交易机构在收到安全校核结果的下 1 个工作日，通过技术支
持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
第六十条 电力交易机构在各类月度交易结束后，应当
根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和月度交易
结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果。
第八节 临时交易与紧急支援交易
第六十一条 可再生能源消纳存在临时性困难的省
（区、市），可与其他省（区、市）市场主体通过自主协商
方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价
格均由购售双方协商确定。
第六十二条 各地应当事先约定跨省跨区紧急支援交易
的价格及其他有关事项，在电力供需不平衡时，由电力调度
机构组织实施。条件成熟的地区可以采取预挂牌方式确定跨
省跨区紧急支援交易中标机组排序。
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第七章 安全校核与交易执行
第六十三条 电力调度机构负责各种交易的安全校核
工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调
度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调
度机构共同进行安全校核，各级电力调度机构均有为各交易
机构提供电力交易（涉及本电力调度机构调度范围的）安全
校核服务的义务。安全校核的主要内容包括但不限于：通道
阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。
第六十四条 为保障系统整体的备用和调频调峰能力，
在各类市场交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出
力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出
各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数
提出限制建议。
第六十五条 电力调度机构在各类市场交易开始前应
当按照规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划
等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。
第六十六条 安全校核应在规定的期限内完成。安全校
核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机
构予以公布。
第六十七条 安全校核未通过时，对于双边协商交易，
按时间优先、等比例原则进行削减；对于集中竞价交易，按
价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力
调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进
行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核
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的，可以转让。
第六十八条 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，并在事后向国家能源局派
出机构和地方政府电力管理部门书面报告事件经过。紧急情
况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承
担经济责任。
第六十九条 电力交易机构根据各年度合同中约定的
月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业
的月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。
电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。
第七十条 电力调度机构负责执行月度发电计划；电力
交易机构每日跟踪和公布月度发电计划执行进度情况。市场
主体对月度发电计划执行提出异议时，电力调度机构负责出
具说明，电力交易机构负责公布相关信息。
对于电力直接交易合同约定交易曲线的，其中发电企业
部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需
要，运行前安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲
线叠加形成次日发电计划；发电企业全部合同约定了交易曲
线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。
未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合
同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排
机组的发电计划。
第八章 合同电量偏差处理
第七十一条 电力市场交易双方根据年度交易合同，在
保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月
5 日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求，通过
交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电
安排和月度交易电量结算的依据。