文件提到，做好省间电力现货市场与跨电网经营区交易、省间中长期市场、各省（区、市）内电力现货市场的高效衔接。同时加快研究论证用户侧直接参与省间电力现货市场的可行路径，完善计量、结算、风险防控等配套措施，适时推动用户侧主体有序参与。

一、适用范围与市场成员

组织运营：由国家电力调度控制中心（国调中心）和区域电力调度控制中心（网调）负责，省级电力调度控制中心（省调）和电力交易机构配合。

市场成员：经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电网企业、市场运营机构（括国调中心、网调、省调和北京电力交易中心、省（区、市）电力交易机构）。

电网企业还需代理暂未直接参与省间电力现货交易的电力用户以报量报价方式参与省间电力现货交易。

注册与退出：经营主体“一地注册、全国共享”。除不可抗力外，经营主体参与交易申报后，在相应交易周期完成前原则上不得退出。

二、交易机制与出清规则

交易品种：电能量交易。

交易路径：由卖方节点和买方节点之间的跨省区交直流输电通道和省内重要输电通道顺序链接形成。同一交易路径不重复经过同一交易节点。

出清方式：集中竞价。

出清流程：买方经营主体在所在节点申报分时“电力-价格”曲线，考虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折算到卖方节点。

申报限制：买卖双方申报曲线需单调（卖方非递减，买方非递增），申报电力和价格有最小单位及上下限要求。

限定条件：同一经营主体在同一时刻不可同时作为买方、卖方参与交易。交易节点内部平衡紧张时，节点内部卖方经营主体不得在省间电力现货交易中卖出电能。交易节点内部存在交流断面越限等电网安全稳定风险时，节点内部相关的发电企业不得在省间电力现货交易中买入电能。

三、交易组织流程

日前现货交易

组织周期：市场运营机构按日组织省间日前现货交易，交易周期覆盖 D 日（未来 24 小时）。每个交易日从 00:15 至 24:00，每 15 分钟设为一个时段，交易日共分 96 个时段。

电力和价格折算方法：折算到卖方节点的买方经营主体价格=买方经营主体报价-输电价格（含输电网损折价）。

折算到卖方节点的买方经营主体电力=买方经营主体申报电力/（1-线路网损率）。

交易流程：预计划下发、交易前信息公告、省内预计划、交易申报、省间现货交易出清及跨区发输电计划编制、省间联络线计划编制、省内发电计划编制。

日内交易：

组织周期：日内以 1 小时或 2 小时为一个固定交易周期组织省间日内现货交易，具体采用的方式以交易公告为准。

交易流程：交易前信息公告、交易申报、省间交易出清及跨区发输电计划下发、省间联络线计划下发、省内发电计划编制。

四、交易执行与偏差处理

1、执行优先级：跨省区中长期交易 > 省间日前现货 > 省间日内现货。

2、偏差处理：

省内发电企业偏差处理：省内现货市场运行时，经营主体实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。省内现货市场未运行时，经营主体实际电量按照中长期交易等相关规则进行偏差考核。

直调发电企业偏差处理：少发电能优先通过调增直调发电企业内部机组进行补足。如直调发电企业内部无法补足，按照区域内有关规则，优先组织其他机组调增出力补足，保持省间联络线计划不变；因电力平衡紧张等因素导致无法补足出力的，可申请调整相关省间电力现货交易。调增出力后对相关经营主体产生的影响，依据所采用的调增出力机制，由直调发电企业按照相关机组调增出力时段的省级/区域市场出清均价对其进行补偿，未开展现货市场的，按照调增出力时段省内中长期交易平均价格或其他协商达成一致的规则对其进行补偿。

售电公司与电力用户偏差处理：省内现货市场运行期间，售电公司或电力用户实际用电曲线与所有交易总和存在偏差时，按照省内现货市场规则进行处理，省间电力现货交易电能不变。现货市场未运行期间，售电公司或电力用户实际用电曲线与所有交易总和存在偏差时，按照当地电力中长期交易规则处理。

输电方偏差处理：当跨省区联络线因电网故障、设备异常、自然灾害、外力破坏及其他原因导致输电能力下降时，电力调度机构依据调度规程，按照“安全第一”的原则，调减或取消省间电力交易。跨省区交流联络线输电功率波动、输电网损误差等因素造成实际执行值与所有交易的偏差，按照相关规则处理。

3、结算方法：

各类费用计算方法如下：

a) 卖方节点发电企业参与省间电力现货交易，自行承担省间电力现货交易与送端省内现货市场出清产生的盈亏，并按照交易电量承担送端省内系统运行费及线损费用，省间电力现货交易的收入计算公式为：

省间电力现货交易收入=日前现货交易执行电量（卖方节点）×日前出清价格（卖方节点）+日内现货交易执行电量（卖方节点）×日内出清价格（卖方节点）。

b) 买方节点电网企业和经营主体参与省间电力现货交易，买方节点为电网企业的，省间电力现货交易与受端省内现货市场出清产生的盈亏由受端省代理购电用户分享或分摊，买方节点为经营主体的自行承担相关盈亏，省间电力现货交易的支出费用计算公式为：

省间电力现货交易支出=日前现货交易执行电量（买方节点）×折算后日前出清价格（买方节点，含输电价格和网损折价）+日内现货交易执行电量（买方节点）×折算后日内出清价格（买方节点，含输电价格和网损折价）。

c) 买方、卖方节点电能出清价格确定方法与 4.3.3、5.3.3 节一致。其中，各节点参与省间电力现货市场购电结算中，卖方节点价格向买方节点折算时，按相关规则计入区域电网的输电价格和网损。

d) 卖方节点日均结算价格上限，按上年度省间电力现货市场覆盖范围内各省省内现货市场正式申报价格上限的最高值确定。省间电力现货市场运行中，卖方任一节点当日出清加权平均电价超过日结算加权平均价格上限后，在结算环节对该节点 96 点分时出清电价等比例调减（调减至日均结算价格上限），调减后的 96 点分时电价为该节点结算电价。日前市场与日内市场分别计算、触发和调减。

国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于修订省间电力现货交易规则的复函

发改办体改〔2026〕275号

国家电网有限公司：

你公司《关于省间电力现货交易规则修订工作的请示》收悉。现批复如下。

一、原则同意修订后的《省间电力现货交易规则》，请你公司会同有关方面按照修订后的规则，认真组织实施省间电力现货交易，切实发挥省间现货交易促进更大范围资源配置、余缺互济的作用。

二、你公司要强化统筹协同，扎实做好省间电力现货市场与跨电网经营区交易、省间中长期市场、各省（区、市）内电力现货市场的高效衔接。切实维护省间电力现货交易公平竞争秩序，保障各类经营主体平等参与市场交易的合法权益，营造公开透明、公平公正、规范有序的市场环境。

三、要结合省间电力现货市场运行实际，稳步扩大市场交易范围，加快研究论证用户侧直接参与省间电力现货市场的可行路径，完善计量、结算、风险防控等配套措施，适时推动用户侧主体有序参与。

四、要统筹兼顾市场交易效率与电网运行安全，严守安全底线，强化交易流程风险防控，完善应急处置机制，及时梳理、解决市场运行中的新情况、新问题，不断优化完善交易规则和运营机制，重大事项及时向国家发展改革委、国家能源局报告。

附件：省间电力现货交易规则

国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

2026年4月14日