第一章 总则
第一条 为贯彻落实党中央、国务院关于加快建设新型能源体系、推动构建全国统一电力市场的有关要求，有效防控电力市场运行中的各类风险，保障电力系统安全稳定运行和电力市场健康平稳运行，依据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）、《电力市场监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第18号）、《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第20号）等法律法规和有关规定，结合电力市场发展实际，制定本办法。
第二条 本办法适用于全国范围内电能量、电力辅助服务等市场的风险防控。
第三条 本办法所称电力市场风险是指影响电力市场平稳运行、社会公众利益或一定范围经营主体合法权益的风险，包括市场内部风险和市场外部风险。
第四条 电力市场风险防控应坚持源头管控、预防为主，分级管理、联防联控，分类处置、精准施策，科技支撑、数智赋能的原则。

第二章 职责分工
第五条 国家发展改革委、国家能源局负责建立健全全国范围电力市场风险防控机制，指导市场运营机构做好跨省跨区、跨经营区市场交易风险防控。
省级政府有关主管部门、国家能源局派出机构（以下称“派出机构”）负责建立健全辖区内电力市场风险防控机制和统一协调工作机制，指导市场运营机构编制风险防范与处置预案、做好辖区内市场风险防控工作。
第六条 电力市场管理委员会应建立市场自律监督工作机制，进一步强化市场内部自律管理，督促经营主体签订自律公约，构建多元化纠纷协调解决机制。
第七条 市场运营机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场运营监测与风险防控责任，常态化开展市场运营监测和分析工作，及时发现市场风险、发布风险预警提示并实施管控措施。其中，电力交易机构牵头电力市场全品种、各环节的运营监测与风险防控，并具体负责中长期等市场运营监测与风险防控；电力调度机构做好电力现货及辅助服务市场运营监测与风险防控，依规开展安全校核，并将相关市场信息推送至电力交易机构。市场运营机构应按程序制定风险防范与处置预案，经省级政府有关主管部门、派出机构审定后执行。市场运营机构应配合市场管理委员会研究完善市场纠纷调解机制。
北京电力交易中心、国家电力调度控制中心负责国家电网经营区内省间交易运营监测与风险防控，广州电力交易中心、中国南方电力调度控制中心负责南方区域市场运营监测与风险防控。上述单位共同做好跨经营区交易运营监测与风险防控。国家电网各分部做好区域内省间交易运营监测与风险防控。各省电力市场运营机构负责省内交易运营监测与风险防控并配合做好跨省跨区交易相关工作。
第八条 电网企业应按照省级政府有关主管部门、派出机构要求，配合市场运营机构开展电力市场风险防控工作，确保市场运行与电力系统运行衔接有序。
第九条 各类经营主体应自觉维护公平公正的电力市场秩序，严格执行电力市场规则及国家相关规定，依法依规落实市场风险防控责任。应充分了解市场交易规则和交易平台操作，建立防止交易申报差错等操作风险的内部管控流程，并对因操作差错引发的风险承担相应后果。

第三章 风险分类
第十条 电力市场风险主要分为市场内部风险和市场外部风险两大类。
第十一条 市场内部风险是指在市场交易过程中产生的风险，包括不正当竞争风险、合同违约风险、市场价格异常风险、市场机制风险和其他市场运行风险。
不正当竞争风险，是指经营主体采取违规行使市场力操纵市场价格、持留容量，或私下达成垄断协议，或串通报价、哄抬、压低价格等不正当手段，损害其他经营主体合法权益的风险。
合同违约风险，是指经营主体主观不愿意继续履约或客观上失去履约能力，导致大面积无法履行已签订的中长期合约、零售合同或执行现货及辅助服务市场交易结果的风险。
市场价格异常风险，是指某地区、某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阈值的风险。
市场机制风险，是指因市场规则不完善、不衔接、存在缺陷、漏洞，或受不当干预影响，导致市场机制难以有效发挥作用，影响市场公平稳定运行的风险。
其他市场运行风险，是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。
第十二条 市场外部风险是指外部环境产生的风险，包括电力供需失衡风险、技术支持系统运行异常风险、市场舆情风险。
电力供需失衡风险，是指电力供应与需求大幅波动，电力供应出现明显缺口或富余，影响电力系统供需平衡的风险。
技术支持系统运行异常风险，是指支撑电力市场运营的技术支持系统出现故障，导致交易不能正常进行，或因经营主体异常交易行为影响技术支持系统正常运行，或因网络攻击造成系统及数据被破坏，影响市场正常运行的风险。
市场舆情风险，是指因社会负面评价或舆情事件发酵，可能影响电力市场稳定运行的风险。

第四章 风险分级
第十三条 根据影响结果的不同，电力市场风险可划分为重大风险和一般风险；根据紧急程度的不同，可划分为紧急风险和非紧急风险。各地应进一步细化风险类型和等级划分，结合当地市场运行实际制定合理阈值标准，明确市场运行风险典型事件与风险类型和等级的对应清单。
第十四条 电力市场重大风险是指可能引发电力市场暂停或中止、终端用户电价大幅波动、经营主体大面积或大额亏损等风险。
第十五条 电力市场紧急风险包括日前、日内电力供需失衡、技术支持系统运行异常等风险。

第五章 风险防控要求
第十六条 电力市场风险防控实行分级管理。各辖区内一般、重大电力市场风险原则上由省级政府有关主管部门、派出机构指导市场运营机构开展防控；重大风险可由国家发展改革委、国家能源局视情况提级管理；各市场成员应严格按照风险防范与处置预案相关规定，落实防控要求。
电力市场风险实行分类处置。对于风险防范与处置预案已按分类明确处置措施、程序的市场风险，发生时市场运营机构应立即组织开展处置。未明确处置措施、程序的市场风险，属于非紧急风险的，市场运营机构研究提出临时性的风险应对处置措施，经辖区省级政府有关主管部门、派出机构审定后执行，跨省跨区、跨经营区交易经国家发展改革委、国家能源局审定后执行。属于紧急风险的，市场运营机构经授权可先处置、后报告。风险消除后，市场运营机构应进一步完善临时应对处置措施，并按程序纳入风险防范与处置预案。
第十七条 市场运营机构编制的风险防范与处置预案，应包括风险类型、风险等级划分、风险预警、风险防控程序及措施、各方职责等相关内容，市场规则中已明确的应一并纳入。市场运营机构应根据预案定期组织开展应急演练。
第十八条 风险防控措施包括事前预控和事中、事后风险处置。风险防控应坚持预防为主，通过科学设置事前预控措施有效防范风险发生。事中、事后风险处置应针对各类风险情形，按需明确风险发生时的电力交易组织方案、已有交易的调整和结算方式、必要情况下授权暂停、中止的适用情形、启动条件和程序、期间发用电价格、相关费用的结算或分摊规则等内容；针对电力平衡受剧烈扰动、经营主体违规扰乱价格等情形，还应明确发电调用、负荷控制等应急处置措施。
第十九条 不正当竞争风险防控措施包括：
（一）事前预控：明确不正当竞争行为监测指标、处置启动条件以及分类处置的程序、标准、时限等内容，并常态化开展监测；向经营主体开展市场规则、合规要求宣贯；签订市场自律公约；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：属于不正当竞争行为的，依据程序分类处置；涉嫌违反国家法律法规的，由省级政府有关主管部门、派出机构或其他有关部门依法依规调查处理；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十条 合同违约风险防控措施包括：
（一）事前预控：加强并网运行管理；强化履约保障与可交易限额等挂钩；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：按照市场规则开展管理和结算；按相关规定启动保底售电程序；对于违约引起争议纠纷的，经营主体依法向仲裁机构申请仲裁或向人民法院提起诉讼；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十一条 市场价格异常风险防控措施包括：
（一）事前预控：按照国家相关规定和程序合理制定电力市场申报、出清价格上下限及相关价格风险防范措施；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：按照已明确的限价措施处置；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十二条 市场机制风险防控措施包括：
（一）事前预控：规范电力市场规则制修订程序；对市场规则开展全面推演论证和模拟测试；动态评估市场规则的适用性、与国家规则的一致性；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：依法依规中止电力市场；常态化开展不当干预行为整治；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十三条 其他市场运行风险防控措施包括：
（一）事前预控：完善技术支持系统防误校核功能，做好高频量化交易应对措施等；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：对经营主体在市场注册等环节存在的违规行为，按照市场规则等相关文件进行处置；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十四条 电力供需失衡风险防控措施包括：
（一）事前预控：做好全周期电力电量平衡分析预测，及早发现电力供需失衡风险，合理安排电网运行方式；完善签约约束机制，督促经营主体按签约比例要求签订中长期合同；组织经营主体参与跨省跨区市场交易；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：依法依规采取增开机组、调整机组出力、调整断面限额、实施应急调度等措施；依法依规采取需求侧响应等负荷侧管理措施；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十五条 技术支持系统运行异常风险防控措施包括：
（一）事前预控：做好技术支持系统的建设，加强系统运维管理，关键业务系统应实现主备或并列双活运行，关键业务流程应实现全链路健康状态监控；编制完善技术支持系统运行风险预案；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：及时修复技术支持系统；依规发布延迟申报、延迟交易等公告；依规暂停、中止或恢复市场；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十六条 市场舆情风险防控措施包括：
（一）事前预控：建立舆情监测机制；规范开展信息披露，提升市场透明度；合规开展交易组织，确保市场公平开放；其他符合法律法规要求的预控措施。
（二）事中、事后处置：建立快速响应机制，及时分析舆情内容并研判负面影响；及时发布权威信息、回应社会关切；与网信部门建立沟通协调机制，及时处理虚假、不实信息；其他符合法律法规要求的处置措施。
第二十七条 风险防控需暂停或中止市场的，电力调度机构按照“安全第一”的原则组织电力生产、优化系统运行方式，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。
当市场风险和异常情况解除，经市场运营机构评估认为市场具备重新启动条件的，可由市场运营机构提出书面申请，经省级政府有关主管部门、派出机构同意后，属于提级管理的，报国家发展改革委、国家能源局同意后，恢复市场正常运行，并向市场公告。
第二十八条 市场运营机构监测到风险发生后，应立即将初步情况报告省级政府有关主管部门、派出机构，重大风险还应报告国家发展改革委、国家能源局。有关风险消除后，市场运营机构应在5个工作日内向省级政府有关主管部门、派出机构书面报告风险应对处置情况。
对于市场风险持续发生且短期内难以消除的，市场运营机构应在监测到风险存在后的5个工作日内，书面报告省级政府有关主管部门、派出机构。涉及跨省跨区、跨经营区交易以及重大风险防控的相关情况报告国家发展改革委、国家能源局。
市场运营机构应建立市场运营监测与风险防控工作台账，完整准确记录运营监测、风险发现、预警、处置等内容，相关信息至少保存3年。

第六章 保障措施
第二十九条 省级政府有关主管部门、派出机构应加大对经营主体公平参与市场、市场运营机构履行市场风险防控职责情况的监管力度，保障电力市场规范有序运行。派出机构依法对市场成员违法违规行为进行处置。市场成员发现问题线索或违法违规行为，及时向省级政府有关主管部门、派出机构报告。
第三十条 省级政府有关主管部门、派出机构应及时将成熟的风险防控措施纳入电力市场规则体系，并组织市场运营机构加强对电力市场风险演变规律的研究，不断丰富风险防控措施。

第七章 附则
第三十一条 本办法自2026年 月 日起施行，有效期5年。
第三十二条 本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。