依据《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号），（）是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。

根据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规（2020） 889号）的界定：“未开展电力现货交易的地区，电力中长期交易执行本规则。开展电力现货交易的地区，可结合实际，制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则。”。

我国在《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(发改办能源规(2019) 828 号)中，明确指出建立电力现货市场的目的是“完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制，促进形成清洁低碳、安全高效的能源体系”。

目前，根据《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规（2019）828号）的界定，我国电力现货市场主要可开展日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展备用、调频等辅助服务交易。

根据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规（2020）889号）的定义，电力中长期市场指“符合准入条件的发电厂商、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、 集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易”。

我国只采用了预出清，没有采用预调度计划。

在浙江电力现货试点中，现货市场采用发电侧和用户侧双边报价。

某省燃煤发电基准价为0.4元/千瓦时，该省在2022年6月月度市场交易公告中明确规定：燃煤电厂月度双边协商、集中竞价交易申报价差范围为60元/兆瓦时至-60元/兆瓦时之间。该规定符合《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求。

根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。

根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过双边协商或场内集中竞价方式形成。

电力现货市场模拟仿真系统一般是在线运行的。