随着全国统一电力市场体系的持续完善，2026年，一批电力市场新规将正式落地实施。从现货市场机制优化，到新型主体获准入场；从结算规则的调整，到风险防控要求的全面升级，一系列政策正推动电力市场化改革走向纵深。

无论你是电力行业从业者、企业用电负责人，还是关注能源转型的爱好者，在日常工作和学习中，难免会遇到各种电力市场专业术语。那些抽象、晦涩的定义，常常让人感到困惑。

为此，我们整理了61个电力市场核心名词，力求通俗清晰地解释每一个概念。内容干货满满，建议收藏，随时查阅。

市场运营与价格类

涵盖注册、出清、结算全流程及各类电价定义，是市场运行的核心逻辑。

32.市场注册：拟参与市场的经营主体按规定提交资质材料、完成信息备案、准入审核、系统建档，从而获得交易、申报、出清、结算资格的法定流程。

33.市场出清：运营机构根据报价规则、安全约束和交易优先级，对买卖双方的申报电量、电价进行匹配，统一确定成交电量、成交价格、中标主体及执行曲线的定价过程。

34.市场结算：运营机构依据中长期合约、现货出清结果、实际发用电计量数据、偏差电量、辅助服务费用、阻塞费用等，按统一规则开展电费清算、费用分摊、盈亏结转的流程。

35.中长期合约：市场主体提前签订的标准化电力交易合同，约定交易周期、合约电量、执行曲线、合约电价、结算参考点、偏差处理规则等，用于锁定基础收益或用电成本。

36.交易序列：电力市场各类交易按时间及执行优先级形成的固定顺序，通常遵循中长期优先、日前次之、日内修正、实时平衡的层级规则。

37.零售合同：售电公司与用户、或电网企业与代理购电用户之间签订的格式化供用电协议，约定供电范围、电价模式、结算方式、偏差考核标准及双方权责。

38.节点边际电价：在电网某一母线节点，增加一单位电力供给所产生的边际综合成本，由电能量价格、网络阻塞价格、网损分摊价格三部分构成，是现货市场节点定价的核心依据。

39.市场限价：监管及市场规则设定的申报价格或出清价格上下限，用于防范异常报价、操纵市场、抑制极端供需下的非理性电价波动。

40.日前市场：在运行日前一日组织，覆盖次日24小时分时电量申报、机组组合优化、安全约束出清，确定次日基础发电计划与分时电价的现货基础交易市场。

41.日前可靠性机组组合：基于次日负荷预测、新能源出力预测、机组报价及电网安全约束，优化确定次日各类机组的启停状态、开机容量和基础出力安排，以保障供电可靠性。

42.日内市场：在运行日当日滚动组织，根据更新的负荷及新能源预测偏差，修正日前交易计划、微调机组出力与电量匹配，实现日内供需精准平衡的现货修正市场。

43.日内机组组合调整：在日内根据实时气象、负荷波动、新能源出力变化及电网约束，动态调整在运机组的启停状态、组合方式与基础出力区间，以适配系统实时平衡需求。

44.实时市场：以15分钟或5分钟为调度时段，进行超短期电量平衡与实时偏差出清，平抑瞬时负荷与新能源波动，保障电网秒级、分钟级实时供需平衡的现货市场。

45.阻塞管理：当线路或断面潮流超出安全限额时，通过优化机组出力、调整交易电量、利用节点电价信号、下达调度指令等方式，消除输电瓶颈、化解电网阻塞的管控措施。

46.阻塞盈余费用：因电网各节点边际电价存在差异，在现货市场出清结算中产生的价差盈余资金。该资金按规定进行统筹分配、用户分摊，或用于调节资源补偿、市场均衡疏导。

47.母线负荷：电网各母线节点所辖范围内所有用电单元、配网下送负荷的总有功及无功负荷值，是负荷预测、安全校核、节点电价计算、市场出清的基础计量数据。

48.负荷预测：依托历史用电数据、气象、节假日、产业用电规律等，对未来日、周、月及超短期电力负荷进行数值预判，为机组组合、交易组织、调度提供依据。

49.运行备用：为应对机组故障、负荷突增、新能源出力骤降等突发情况，系统预留的可快速调用的发电容量或可中断负荷资源，包括旋转备用、快速备用、事故备用等。

50.安全约束机组组合：综合考虑电网安全约束（如潮流、电压、稳定）与机组启停、发电成本，通过数学优化确定规划期内机组最优启停组合及开机容量的调度决策过程。

51.安全约束经济调度：在既定机组组合基础上，兼顾各类电网安全约束，优化分配各并网机组的实时发电出力，实现全网整体发电成本最小化、资源最优配置的调度方式。

52.不可定价机组：因电网安全保供、供热刚性、政策兜底等约束，其出力及发电计划由调度强制安排，不参与市场报价，电量电价按规定机制核定的发电机组。

辅助服务市场类

辅助服务是保障电网安全稳定运行的关键支撑。

53.辅助服务市场：各类市场主体有偿提供调频、备用、爬坡、调压、黑启动等电网运行支撑服务，通过市场化申报、统一出清、单独结算，弥补电能量交易之外系统调节价值的专项市场。

54.调频辅助服务：发电单元、储能、虚拟电厂等主体快速响应电网频率的微小偏差，实时调整有功出力，维持系统频率在合格范围内的瞬时响应类调节服务。

55.备用服务：市场主体预留可随时调用的发电容量或可中断负荷容量，在系统出现供电缺口、机组跳闸等故障时及时投入，保障供电连续可靠的容量支撑服务。

56.爬坡服务：具备快速增减出力能力的机组、储能等资源，按调度要求大幅、快速升降负荷，以适应新能源大发或骤降、负荷剧烈波动等场景的出力速率支撑服务。

机制电量与单元类

涵盖政策性电量、核定电价及交易结算的基本单元，体现“市场+政策”双重属性。

57.机制电量：不完全通过市场化竞价出清，而由政策、规划、保供要求直接核定规模的发电量或用电量，如保障性收购电量、优先发电电量、民生兜底用电电量等。

58.机制电价：对应机制电量，由政府主管部门或市场规则统一核定，不随现货市场实时波动，按固定标准结算的政策性电价。

59.用电单元：用户侧用于市场注册、电量计量、交易签约、电费结算、偏差考核的最小独立用电计量实体，是用户参与市场的基础准入与结算单位。

60.发电单元：发电侧用于市场申报、并网计量、机组调度、出清结算、辅助服务申报的最小独立发电实体，如单台机组、单个储能单元、单个并网点新能源场站等。

61.电网代理工商业当月平均购电价格：电网企业按月公布的代理工商业购电价格（仅含当月平均购电价格，不含容量补偿电价、历史偏差电费折价）。t时段的价格，按该时段峰谷系数与发布价格的乘积计算。若虚拟电厂（含负荷聚合商）调节量在负荷类聚合单元出清填谷时段不是整点，则该价格向后取相邻整点的电价。