关于印发《电力市场运营基本规则(试行)》、

《电力市场监管办法(试行)》、《电力市场技术

支持系统功能规范(试行)》的通知

电监市场〔2003〕22号　　

国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电网经营企业，各有关发电企业：

现将国家电力监管委员会组织制订的《电力市场运营基本规则(试行)》、《电力市场监管办法(试行)》、《电力市场技术支持系统功能规范(试行)》印发你们，请依照执行。执行中有什么问题、意见和建议，请及时向国家电力监管委员会报告。

附件：1.《电力市场运营基本规则(试行)》

　　　2.《电力市场监管办法(试行)》

　　　3.《电力市场技术支持系统功能规范(试行)》

电　监　会　　　　　　　　　　　

二○○三年七月二十四日　　　

附件一：

电力市场运营基本规则(试行)

目　　　录

第一章　　总　　则

第二章　　市场成员

第三章　　交易类型

第四章　　合约交易

第五章　　现货交易

第六章　　输电服务

第七章　　辅助服务

第八章　　电能计量与结算

第九章　　系统安全

第十章　　信息披露

第十一章　附　　则

第一章　总　　则

第一条　为规范区域电力市场行为，保证区域电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据国家有关法律、法规，制定本规则。

第二条　本规则适用于区域电力市场。

第三条　国家电力监管委员会及其授权的监管机构(统称“电力监管机构”，下同)负责监督区域电力市场运营，依法维护市场主体的合法权益，不受其他组织和个人的非法干预。

第二章　市场成员

第四条　本规则所称的市场成员包括市场主体和市场运营机构。电力市场主体是指按规定获得电力业务许可证的发电企业、电网经营企业、供电企业(含独立配售电企业)和经核准的用户；市场运营机构是指电力调度交易中心。

第五条　发电企业、电网经营企业和供电企业，在按规定获得电力业务许可证(以下简称“许可证”)后，方可申请进入市场，参与市场交易。用户经核准后可参与市场交易。

第六条　电力调度交易中心负责电力调度、市场交易、交易结算。

第三章　交易类型

第七条　电力市场中电能交易类型包括合约交易、现货交易、期货交易等。

第八条　合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，合同价格可以通过双方协商、市场竞争或按国家有关规定确定，合同期限可以是周、月、季、年或一年以上。

第九条　现货交易是由发电企业竞价形成的次日(或未来24小时)电能交易以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。现货交易所占电量的比例，由电力监管机构根据电力供需情况、电网情况及用电负荷特性等因素，综合研究确定，一般每年确定一次。

第十条　期货交易是指在规定的交易所，通过期货合同进行的电能交易。期货合同是指在确定的将来某时刻按确定的价格购买或出售电能的协议。

第十一条　电能交易应以合约交易为主，现货交易为辅，近期不开展电能期货交易。

第十二条　条件成熟的，经电力监管机构批准，可以开展输电权、辅助服务等交易。

第四章　合约交易

第十三条　市场运营机构具体组织电能合约交易，电力监管机构监督交易合同的执行。

第十四条　购售电合同在签订前必须经市场运营机构安全校核予以确认，不能通过安全校核的由市场运营机构及时告知有关市场主体。

第十五条　电网经营企业必须贯彻国家能源政策，优先与风能、地热等提供清洁和可再生能源的发电企业签订合同，保证其发电量充分上网。

第十六条　市场运营机构按规定的原则对合约电量进行分解，其分解方法应对市场成员公开，并报电力监管机构备案。合约电量分解后因故需要修改的，市场运营机构要及时向合约方通报原因。

第五章　现货交易

第十七条　市场运营机构按照交易规则组织现货交易。市场运营机构应根据技术支持系统自动计算生成的调度方案下达调度指令，一般不得修改。

第十八条　发电企业在现货交易中一般以单个机组为单位进行报价。经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。原则上不实行由多个发电厂组成的发电企业集中报价。禁止发电厂间的串通报价。

第十九条　现货市场价格形成机制应有利于促进市场公平有效竞争、有利于发挥市场导向作用、有利于输电阻塞管理。

第二十条　为保证市场安全，电力监管机构应当规定市场最高和最低限价。最高和最低限价一般按年核定。

第二十一条　为保证市场正常运作及电力系统安全，电力监管机构应当制定市场干预和中止的条件及相关处理方法。

第六章　输电服务

第二十二条　电网经营企业应当无歧视开放输电网，为市场主体提供安全、优质、经济、可靠和连续的输电服务。

第二十三条　电网经营企业应当严格执行国家规定的输电电价，并接受电力监管机构的监督检查。

第二十四条　输电阻塞管理方法应根据电网结构和市场交易方式确定。

第二十五条　为规避输电阻塞产生的风险，经电力监管机构批准，可以进行输电权交易。

第七章　辅助服务

第二十六条　为维护电网安全稳定运行，市场主体应当向系统提供用以维护电压、频率稳定及电网故障后的恢复等方面的辅助服务。

第二十七条　辅助服务包括基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务应在并网协议中注明。有偿辅助服务可以采用协议的方式，也可以通过招投标方式确定。

第二十八条　各类辅助服务的具体内容、技术标准、获取方式由市场成员根据各电力市场情况确定，报电力监管机构审批。

第二十九条　电力监管机构授权市场运营机构对市场主体提供辅助服务的能力进行定期测试。测试结果应予公布并向电力监管机构报告。

市场主体不能按要求提供辅助服务时，应及时向市场运营机构报告。

第八章　电能计量与结算

第三十条　市场主体必须按照国家有关标准安装电能计量装置，由有资质的机构组织验收后投入使用。

第三十一条　对电能计量装置实行定期校核。市场主体可以申请对电能计量装置进行校核，校核费用由申请者承担。

第三十二条　交易各方签订的购售电合同应明确电能的计量点。法定或约定的计量点计量的电能作为电费结算的依据。市场主体按计量点为分界承担电能损耗和相关责任。

第三十三条市场运营机构应建立并维护电能计量数据库，并向市场主体公布电能计量数据。

第三十四条　市场结算包括合约交易结算、现货交易结算、期货交易结算、辅助服务结算及各种补偿金、违约金结算。

第三十五条　市场主体应在合同中约定电费结算的方式和期限，并严格履行。

第九章　系统安全

第三十六条　市场主体应当执行有关电网运行管理的规程、规定，服从统一调度，加强设备维护，按并网协议要求配备必要的安全设施，提供辅助服务，维护电力系统的安全稳定运行。

第三十七条　市场运营机构应严格执行电网调度法规，及时计算、发布系统运行的安全数据，防止电网事故，保障电网运行安全。

第三十八条　市场运营机构的安全校核范围应与市场交易范围一致。

第三十九条　市场运营机构应根据电力供需形势、安全约束条件和系统运行状况统筹安排电力设备检修计划。发电机组运行考核办法由电力监管机构审定后执行。

第四十条　电力市场技术支持系统建设应满足规定的性能指标，包括能量管理、交易管理、电能计量、结算系统、合同管理、报价处理、市场分析与预测、交易信息等功能模块。

第四十一条　电力市场技术支持系统的开发建设应以电力市场运行规则为基础。在同一市场内，技术支持系统应统一组织开发、维护和管理。技术支持系统应根据电力市场发展的需要及时更新。电力监管机构负责审定技术支持系统的规划和设计方案，各市场主体按规定配备有关配套设施，市场运营机构负责日常维护管理。

第十章　信息披露

第四十二条　市场主体应按规定向市场运营机构提供信息。

第四十三条　市场运营机构应遵循准确、真实、及时、充分的原则，定期向市场主体和社会公众披露市场运行信息。

第四十四条　电力监管机构负责制定市场信息发布管理办法并监督实施。

第十一章　附　　则

第四十五条　各区域电力市场监管机构依据本规则拟定区域电力市场运营规则，报国家电力监管委员会批准后执行。

第四十六条　本规则自2003年8月1日起试行。

附件二：

电力市场监管办法(试行)

目　　　录

第一章　总　　则

第二章　监管对象及内容

第三章　电力市场运营规则的管理

第四章　电力市场准入与退出

第五章　电力市场干预与市场中止

第六章　市场争议与违规处理

第七章　监管信息与披露

第八章　法律责任

第九章　附　　则

第一章　总　　则

第一条　为规范电力市场，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据有关法律法规和国务院的规定，制定本办法。

第二条　本办法适用于中华人民共和国境内的电力市场监管。

第三条　电力监管机构遵循依法、公正、透明的原则，依法独立行使电力市场监管职责，不受其他组织和个人的非法干涉。

第二章　监管对象及内容

第四条　电力市场中被监管的对象包括电力市场主体和市场运营机构，电力市场主体包括按规定获得电力业务许可证的发电企业、电网经营企业、供电企业(含独立配售电企业)和经核准的用户；市场运营机构是指电力调度交易中心。

第五条　电力监管机构对所有市场主体和市场运营机构实施下列监管：

(一)履行系统安全义务的情况；

(二)进入和退出电力市场的情况；

(三)参与电力市场的资质情况；

(四)披露电力市场信息的情况；

(五)执行各类技术标准、安全标准、定额标准、质量标准的情况。

第六条　电力监管机构对发电企业同时实施下列监管：

(一)在各区域电力市场中的份额不得超过规定比例；

(二)企业由于新增装机、租赁经营或兼并、重组、股权变动而超出市场规则允许范围，形成市场操纵力的行为；

(三)不正当竞争、串通报价和违规交易行为；

(四)执行市场运营机构调度指令的情况。

第七条　电力监管机构对电网经营企业同时实施下列监管：

(一)无歧视、公平开放电网，提供输电服务的情况；

(二)资产收益的情况；

(三)所属发电企业发电情况；

(四)执行输电价格的情况。

对从事供电业务的电网经营企业，电力监管机构同时按本办法第八条的规定实施监管。

第八条　电力监管机构对供电企业同时实施下列监管：

(一)作为购电方时的市场交易行为；

(二)执行配、售电价格的情况；

(三)供电服务质量及电能质量。

第九条　电力监管机构对市场运营机构同时实施下列监管：

(一)按规定实施电力调度的情况；

(二)按电力市场运营规则组织电力市场交易的情况；

(三)获取辅助服务的方式和费用管理情况；

(四)电力市场结算的执行情况；

(五)对电力市场的干预行为；

(六)对电力市场技术支持系统的建设、维护、运营和管理的情况。

第十条　电力监管机构监管用户在电力市场中的交易行为。

第三章　电力市场运营规则的管理

第十一条　电力监管机构负责电力市场运营规则的制定和管理。电力市场运营规则包括：电力市场运营基本规则、区域电力市场运营规则、与区域电力市场运营规则配套的有关细则。

第十二条　国家电力监管委员会制定电力市场运营基本规则；区域电力监管机构拟定电力市场运营规则，报国家电力监管委员会批准后执行；区域电力监管机构制定与区域电力市场运营规则配套的有关细则，报国家电力监管委员会备案。

第十三条　遇下列情形之一时，电力监管机构应当修改电力市场运营规则：

(一)国家法律或政策发生重大调整时；

(二)市场运行环境发生重大变化时；

(三)市场主体或市场运营机构提议修改、电力监管机构认为确有必要时；

(四)电力监管机构认为必要的其他情形。

第十四条　电力市场运营规则修改的权限应当按照与规则制定的权限一致的原则进行。

第十五条　电力监管机构制定、修改电力市场运营规则，应当充分听取市场主体、市场运营机构及相关利益主体和社会有关方面的意见，重大修改应当依法组织听证会。

第四章　电力市场准入与退出

第十六条　电力市场实行准入注册制度。经准入注册的电力市场主体方可以参与市场交易。

第十七条　市场准入应当符合以下条件：

(一)持有电力业务许可证并在工商行政管理部门登记、注册；

(二)承诺遵守电力市场运营的法律法规；

(三)自动化系统、数据通信系统等技术条件满足电力市场的要求；

(四)电力监管机构规定的其他条件。

第十八条　市场准入的程序是：

(一)市场主体向电力监管机构提出申请并提供相应资料；

(二)电力监管机构对申请材料进行审查。符合条件的，应于30日内批准，并书面通知市场运营机构注册。不符合条件的，应在30日内书面通知申请人并说明理由；

(三)电力监管机构应当及时将申请及其处理情况公告其他市场主体。

第十九条　市场主体可以申请退出电力市场。市场主体申请退出市场的程序是：

(一)市场主体应当至少提前30日向电力监管机构提出申请；

(二)电力监管机构应在接到申请材料之日起30日内做出决定并书面通知申请人；

(三)同意其退出的，电力监管机构应当明确其退出的时间，并及时将决定通知市场运营机构注销其注册；不同意其退出的，电力监管机构应当书面说明理由；

(四)电力监管机构应当及时将申请及其处理情况公告其他市场主体；

(五)电力市场主体在退出之前，应当保持生产经营的连续性，完成有关资料、信息、合同的转移工作。

第二十条　市场主体违反市场规则情节严重的，电力监管机构有权责令其停止市场竞价。电力监管机构责令市场主体停止市场竞价的程序是：

(一)电力监管机构根据处罚决定，提前30日书面通知市场主体停止市场竞价的时间及原因；

(二)电力监管机构应当及时将决定通知市场运营机构；

(三)电力监管机构根据市场主体的整改情况决定其何时恢复市场竞价，恢复市场竞价的决定应当提前30天书面通知市场主体；

(四)电力监管机构应当及时将恢复市场竞价的决定通知市场运营机构；

(五)电力监管机构应当及时将停止及恢复市场竞价的决定公告其他市场主体；

(六)电力市场主体在停止市场竞价的过程中，应当保持生产经营的连续性，完成有关资料、信息、合同的转移工作。

第五章　电力市场干预与市场中止

第二十一条　出现下列情形之一时，市场运营机构可以进行市场干预：

(一)系统出力不足以至无法按市场规则正常运行时；

(二)系统内发生重大事故危及电网安全时；

(三)自动化系统、数据通信系统等发生故障导致交易无法正常进行；

(四)电力监管机构做出市场中止决定时；

(五)其他必要的情形。

第二十二条　当系统出现下列情形之一时，电力监管机构可以做出市场中止的决定：

(一)电力市场没有按照规则的规定运行和管理；

(二)市场运营规则不能适应市场交易的需要，必须进行重大修改；

(三)自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，长时间导致交易无法进行；

(四)发生不可抗力导致不能竞价交易或没有必要进行电力交易；

(五)其他必须中止市场交易的情形。

第二十三条　电力市场干预、中止时，电力交易价格、交易方式由电力监管机构决定。

第二十四条　电力市场干预、中止期间，市场运营机构应当采取措施保证系统安全，并记录干预、中止的过程。

第六章　市场争议与违规处理

第二十五条　市场主体之间、市场主体和市场运营机构之间因市场交易发生争议时，由电力监管机构依法进行协调和处理。

第二十六条　电力监管机构按照下列程序处理市场争议：

(一)争议方应向电力监管机构提出争议处理申请，说明事实、理由及依据；

(二)属于市场监管范围的争议，电力监管机构应当受理。不属于市场监管范围的争议，不予受理并说明理由；

(三)电力监管机构受理后，可以进行调查取证。必要时，可聘请与争议各方无利害关系的专家和组织参加调查取证；

(四)电力监管机构应于受理争议申请30日内，召集争议方进行调解，积极促使双方当事人互相谅解，达成调解协议；

(五)调解成立的，双方当事人应当签署调解协议。调解不成立或者当事人不履行调解协议的，电力监管机构应当告知当事人根据仲裁协议向仲裁机构申请仲裁，或者向人民法院起诉。

第二十七条　电力监管机构调处市场争议，应当自受理之日起两个月内调解终结。遇有特殊情况确需延长的，可以适当延长，但延长期不得超过一个月。调解终结后，应当制作调解终结书。

第二十八条　有下列违规行为之一的，由电力监管机构查处：

(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格的；

(二)串通、操纵电力市场价格的；

(三)市场运营机构违反市场规则，对市场主体有歧视行为的；

(四)提供虚假信息或不按市场规则提供监管信息的；

(五)不能及时参与结算，侵害其他市场主体利益的；

(六)其他严重违反市场规则的。

第二十九条　电力监管机构按照《行政处罚法》的相关规定处理市场违规行为。

第三十条　当事人如对电力监管机构处理决定不服，可以依法申请行政复议或者提起行政诉讼。

第七章　监管信息与披露

第三十一条　市场主体、市场运营机构应当按电力市场运营规则披露有关信息，并确保信息的及时、真实、准确和完整。

电力监管机构负责制定电力市场信息的收集、管理、使用办法。

第三十二条　电力监管机构、市场主体、市场运营机构不得泄露影响公平竞争的交易秘密信息。

第三十三条　电力监管机构应当及时向市场主体、市场运营机构和社会公布下列信息：

(一)国家关于电力工业的政策法规；

(二)电源与电网规划的基本情况；

(三)有关电力技术、安全、定额、质量、服务标准；

(四)电力监管机构发布的有关电力市场的规章、制度、文件；

(五)市场主体的准入、退出情况；

(六)市场争议及违规查处情况；

(七)其他必要的信息。

第三十四条　电力监管机构应按季度、年度发布市场监管报告，并向社会公布。报告包括下列主要内容：

(一)电力供需状况、电价情况、发电设备利用小时等；

(二)市场交易与市场干预、中止情况；

(三)输电阻塞管理及辅助服务获取情况等；

(四)市场运营情况评估及市场运行预测等。

第八章　法律责任

第三十五条　市场主体和市场运营机构应当自觉遵守电力市场的有关法规，并有权向电力监管机构举报市场违规行为。电力监管机构应当为举报者保密。

第三十六条　电力监管机构对市场主体和市场运营机构违反市场运营规则和监管法规的行为，按照有关法律、法规的规定，给予行政处罚。

第三十七条　电力监管人员必须遵纪守法，廉洁奉公，依法监管。监管人员违法违规的，由电力监管机构给予行政处分，构成犯罪的，移交司法部门处理。

第九章　附　　则

第三十八条　各区域市场电力监管机构应根据本办法制定实施办法，报国家电力监管委员会批准后执行。

第三十九条　本办法自2003年8月1日起试行。

附件三：

电力市场技术支持系统功能规范(试行)

　目　　　录

第一章　总　　则

第二章　总体要求

第三章　各子系统功能要求

第四章　各子系统间数据接口的设计要求

第五章　数据网络、计算机及局域网络系统

第六章　技术支持系统的系统管理

第七章　附　　则

第一章　总　　则

第一条　为适应我国电力市场建设的需要，维护电力市场秩序，保证电力系统安全稳定运行，根据国家有关法律法规，制定本功能规范。

第二条　电力市场技术支持系统是支持电力市场运营的计算机、数据网络与通信设备、各种技术标准和应用软件的有机组合。

第二章　总体要求

第三条　电力市场技术支持系统必须对电力市场的数据申报、负荷预测、合同的分解与管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息发布、市场结算等运作环节提供技术支持。

第四条　电力市场技术支持系统必须符合国家有关技术标准、行业标准和有关的国际标准。

第五条　技术支持系统必须保证系统及其数据的安全，满足全国二次系统安全防护要求，采用适当的加密防护措施、数据备份措施、防病毒措施及防火墙技术，提供严格的用户认证和权限管理手段，并考虑信息保密的时效性。

第六条　技术支持系统的结构设计、系统配置、软件编制，必须满足对区域电力市场可靠运营的要求。

第七条　技术支持系统必须保证整个交易数据的完整，确保各类数据的准确性及一致性。

第八条　技术支持系统必须确保提供连续的服务。在保证能量管理系统(EMS)实时性以及电能量计量系统(TMR)连续性的同时，保证报价、交易、结算及信息发布的处理和数据传输的及时性。

第九条　技术支持系统采用开放式体系结构和分布式系统设计，保证系统的开放性、可扩展性，能满足与未来电力监管系统接口的要求，适应电力市场发展、规则的变化、新技术发展和设备的升级换代。

第十条　技术支持系统必须满足软件平台、硬件平台的兼容及各子系统间的互联的要求。系统的结构设计应注重系统的可维护性，并提供系统运营状态实时监视信息。

第三章　各子系统功能要求

第十一条　电力市场技术支持系统主要由以下子系统组成：能量管理系统(EMS：EnergyManagementSystem)、交易管理系统(TMS：TradeManagementSystem)、电能量计量系统(TMR：TeleMeterReadingSystem)、结算系统(SBS：Settlement&BillingSystem)、合同管理系统(CMS：ContractManagementSystem)、报价处理系统(BPS：BiddingProcessSystem)、市场分析与预测系统(MAF：MarketAnalysis&ForecastSystem)、交易信息系统(TIS：TradeInformationSystem)、报价辅助决策系统(BSS：BiddingSupportSystem)。

第十二条　能量管理系统(EMS)用于保障电网的安全稳定运行，主要由数据采集和监视控制(SCADA)、自动发电控制(AGC)及高级应用软件等功能模块组成。在电力市场环境中，要充分利用现有的EMS系统功能和数据资源，实现信息资源的共享。

第十三条　交易管理系统(TMS)依据市场主体的申报数据，根据负荷预测和系统约束条件，编制交易计划，通过安全校核后将计划结果传送给市场主体和相关系统。交易计划包括合约交易计划、现货交易计划和辅助服务计划。

第十四条　电能量计量系统(TMR)对电能量数据进行自动采集、远传和存储、预处理、统计分析，以支持电力市场的运营、电费结算、辅助服务费用结算和经济补偿计算等。

第十五条　结算系统(SBS)根据电能量计量系统提供的有效电能数据、交易管理系统的交易计划和交易价格数据、调度指令、EMS系统的相关运行数据、合同管理系统的相关数据，依据市场规则，对市场主体进行结算。

第十六条　合同管理系统(CMS)对市场主体之间的中期合同和长期合同进行管理，对已签订的合同进行录入、合同电量分解、完成情况跟踪、滚动平衡，根据现有市场情况对已签订的合同进行评估，以长期负荷预测的结果和市场未来供需状况及市场价格的预测为依据，进行未来合同的辅助决策。

第十七条　报价处理系统(BPS)接收市场主体的注册和申报数据，并对申报数据进行预处理。

第十八条　市场分析与预测系统(MAF)对电力市场运行情况进行信息采集和分析，从而使市场主体能够提前了解市场未来的发电预期目标、负荷预测、交易价格走势、输电网络可用传输能力及系统安全水平，便于交易决策。

第十九条　交易信息系统(TIS)对系统运行数据和市场信息进行发布、存档、检索及处理，使所有市场主体能够及时地、平等地访问相关的市场信息，保证电力监管机构对市场交易信息的充分获取。系统运行数据和市场信息包括：预测数据、计划数据、准实时数据、历史数据、报表数据等。

第二十条　报价辅助决策系统(BSS)根据市场分析与预测系统(MAF)和交易信息系统(TIS)发布的信息，结合市场主体本身的成本分析和市场规则，形成报价决策方案，进行电量及电价的数据申报。

第二十一条　各电力市场的技术支持系统以实现上述子系统的功能为基本原则，具体结构划分可不同。

第二十二条　电力市场技术支持系统应达到的性能指标：

能量管理系统(EMS)年可用率：≥99.80%

交易管理系统(TMS)年可用率：≥99.95%

电能量计量系统(TMR)年可用率：≥99.99%

电能量考核与结算系统(SBS)年可用率：≥99.75%

合同管理系统(CMS)年可用率：≥99.75%

报价处理系统(BPS)年可用率：≥99.75%

即时信息系统(SIS)年可用率：≥99.75%

市场分析与预测系统(MAF)年可用率：≥99.75%

数据网络系统(SPDnet)年可用率：≥99.95%

报价辅助决策系统(BSS)年可用率：≥99.75%

系统故障恢复时间：≤30分钟

时钟同步：≤0.5秒/天

用户接入时间：≤30秒

信息发布更新时间：≤60秒

系统正常情况下备份周期：≤30秒

用户浏览响应时间：≤10秒

第四章各子系统间

数据接口的设计要求

第二十三条　所有软、硬件接口的设计应考虑软、硬件平台兼容性，采用开放的标准和协议，考虑资源利用和运行性能的优化。

第二十四条　EMS输出接口的设计，必须在不影响EMS性能的前提下，满足数据的实时性要求。

第二十五条　TMR输出接口的设计，必须满足带时标电能量数据的精确度、唯一性和完整性。

第二十六条　BPS输入接口与TIS输出接口设计可在Web浏览器中实现，必须充分考虑与外部交换数据时的安全性。

第五章数据网络、计算机及局域网络系统

第二十七条　电力市场技术支持系统原则上要求必须使用电力系统控制专用网络，以满足数据网络安全的要求。同时，为了保证数据网络的整体性和连通性，下一级数据网络的技术体制必须与上一级兼容。

第二十八条　电力市场技术支持系统各子系统之间通过网络和安全防护设备(防火墙和物理隔离装置)进行连接，实现数据共享与信息交互。系统的软硬件平台应采用分布式结构，遵循国际开放标准和规范。系统的软件体系结构可采用面向对象的技术。

第二十九条　网络设计必须满足以下基本原则：硬件配置满足系统功能和性能的要求，必须保证系统运行的实时性、可靠性、稳定性和安全性；计算机和网络设备必须是标准化设备，开放性能好，满足不断优化、平滑升级和投资保护的需要；系统中的关键部分满足冗余配置。

第三十条　局域网络核心数据交换机的选型必须满足网络系统的高速性能、可靠性、可扩展性、开放性、安全性和先进性。

第三十一条　报价端通过数据网络或拨号网络与电力市场技术支持主系统相连。主系统具备接收拨号访问的功能，可采用模块化的配置和先进技术以满足系统升级。与公共网之间必须设防火墙，以保护内部网络的安全。

第六章　技术支持系统的系统管理

第三十二条　系统管理是为电力市场技术支持系统的系统管理员提供的对整个系统的管理工具，它主要包括两个方面的内容，即系统用户管理、系统运行管理。

第三十三条　系统用户管理指在电力市场中，为了确保系统及数据安全，对技术支持系统所有用户进行统一的管理。技术支持系统安全性策略必须明确用户密码使用规则和限制用户权限。

第三十四条　系统运行管理包括设置系统控制参数和系统运行监视。系统控制参数是用来控制技术支持系统各子系统运行的参数。系统运行必须满足对各子系统的运行状态、市场交易执行情况进行监视的要求。系统必须实现对历史数据的人工或自动保存及备份，备份数据的恢复应有方便性。

第七章　附　　则

第三十五条　各电力市场应结合本网具体情况，依据本功能规范和电力市场运营规则，制定电力市场技术支持系统的具体实施方案，经相应电力监管机构审查批准后实施，并在电力监管机构组织验收后投入运行。

第三十六条　电力市场运营机构负责组织技术支持系统的开发、研制，并负责系统的运行管理和维护。

市场主体可以自行开发、研制报价辅助决策系统，负责其运行和维护，确保与市场运营机构的有关系统安全、可靠地互联。

第三十七条　本规则自2003年8月1日起试行。