湖南省电力中长期交易规则(试行)

(征求意见稿)

第一章 总 则

第一条 【目的和依据】为深入推进我省电力直接交易，推动形成规范的中长期交易市场，依法维护电力市场主体的合法权益，维护市场交易秩序，建设统一、开放、竞争、有序的湖南电力市场，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。

第二条 【定义】本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供商等市场主体，通过自主协商、集中竞价、招标要约等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易(含电能量和辅助服务)。

电力直接交易是电力用户与发电企业之间电能量交易，是中长期交易的重要组成部分。

优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入中长期交易范畴，其全部电量交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。

辅助服务中长期交易执行本规则相关规定。

第三条 【适用范围】本规则适用于省内外市场主体之间开展的中长期交易。

第四条 【市场原则】电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。

任何单位和个人不得违反法规干预市场正常运行。

第五条 【实施主体】国家能源局湖南能源监管办公室(以下简称湖南能源监管办)依法依规组织制定电力市场规划、交易规则和市场监管办法，会同有关部门实施监管。

第二章 市场成员

第六条 【成员分类】市场成员包括各类发电企业、售电公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供商等。

第七条 【市场主体权责】发电企业的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电、输配电合同及依法达成相关补充合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务，依法依规获得相关收益;

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(五)其他法律法规所赋予的权利和责任。

第八条 【市场主体权责】售电企业、电力用户的权利和义务

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供中长期交易电力电量需求、典型负荷曲线及其它生产信息;

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;

(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电;

(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理要求，配合开展错峰避峰;

(六)法律法规规定的其他权利和责任。

第九条 【市场主体权责】独立辅助服务提供商

(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同：

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和责任。

第十条 【电网企业权责】电网企业的权利和义务：

(一)保障输配电设施的安全稳定运行;

(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

(五)按规定收取输配电费，代收代缴电费和政府性基金与附加等;

(六)预测并确定优先购电电力用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;

(七)按政府定价向优先购电用户以及其它不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同、购售电合同及相关补充协议;

(八)按规定披露和提供信息;

(九)法律法规所赋予的其它权利和责任。

第十一条 【市场运营机构权责】电力交易机构的权利和义务：

(一)组织各类交易，建设、运营和维护电力交易技术支持系统;

(二)在能源监管机构组织下，按照国家和本省监管办法和规则，拟定本省相关电力交易实施细则;

(三)编制交易计划;

(四)负责市场主体的注册管理;

(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(六)监视和分析市场运行情况;

(七)配合能源监管机构和相关部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;

(八)按规定披露和发布信息;

(十)法律法规所赋予的其他权利和责任。

第十二条 【市场运营机构权责】电力调度机构的权利和义务：

(一)负责安全校核;

(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;

(三)与电力交易机构做好信息交互，向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;

(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);

(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;

(六)法律法规所赋予的其他权利和责任。

第三章 市场准入与退出

第十三条 【基本准入条件】参加市场交易的电力用户、售电企业、发电企业以及独立辅助服务提供商，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业(电网企业直属电厂除外)经法人单位授权可以参与相应的电力交易。

第十四条 【直接交易和批发零售交易准入】参与市场交易的发电企业、用户企业和售电公司的准入与退出按省政府授权的部门出台的有关准入与退出的规定执行。售电公司的准入退出应按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体【2016】2120 号)规定执行。各类市场主体必备的准入条件应符合国家相关规定，包括但不限于：

(一)发电企业

1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务发电许可证(发电类);

2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且排放达标;

3.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家政府性基金附加以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。

(二)电力用户

1.10 千伏及以上电压等级电力用户，鼓励优先购电企业和电力用户自愿进入市场;

2.符合国家和地方产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与;

3.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费;

4.符合产业政策、未欠电费的用户企业均可自愿参与零售交易。

(三)售电公司

1.承诺遵守风险防控相关规定，具有一定的抗风险能力;

2.拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类);

第十五条 【辅助服务交易准入】辅助服务提供者的市场准入条件:

(一)具备提供辅助服务能力的发电机组均可申请参与辅助服务交易，鼓励支持符合技术标准的储能设备、需求侧资源(如可中断负荷)等参与;

(二)能够提供满足技术要求的某项辅助服务的独立辅助服务提供商，在电力调度机构进行技术测试认证后，方可参与交易;

(三)有辅助服务需求的发电企业、电力用户、售电公司等市场主体均可申请进入辅助市场进行交易;

第十六条 【市场准入手续】发电企业和电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体【2016】2120 号)规定的程序履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。市场主体在相应手续完备后正式获得市场准入资格。

参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易，但须事先得到省政府或省政府授权相关部门的批准。电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成自主交易市场主体目录，向能源监管机构、政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”和电力交易机构网站向社会公布。

第十七条 【注册变更或撤销】市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出申请。经公示确认后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足准入市场的条件时，由能源监管机构撤销注册。

第十八条 【市场退出】市场主体退出，原则上 3 年内不得直接参与市场交易，退出的电力用户须向售电企业购电。退出市场的主体由省政府或省政府授权的部门在目录中删除，电力交易机构取消注册，并向社会公示。

第十九条 【违约责任】市场主体被强制退出或自愿退出市场的，按合同约定承担相应的违约责任。电力调度机构不再继续执行其相关合同电量。

第四章 市场交易基本要求

第二十条 【市场用户】市场用户分为大用户和一般用户，市场注册时分类管理。

大用户是指进入湖南省直接交易目录的用电企业，原则上要求年用电量(上年度或本年度预计)在 3000 万千瓦时以上;此类用户可以选择参加批发交易(含直接交易)，也可以选择向售电公司购电，但二种方式同期只能选择其一。

一般用户是指除大用户以外、符合基本准入条件、获得市场准入资格的其它用电企业(单位)。此类用户不能直接参加批发交易(含直接交易)，只能进入零售市场开展交易(或委托售电公司代理进入批发市场交易)。

第二十一条 【全电量原则】自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场,并取消其目录电价;不选择参与市场交易的电力用户和不符合准入条件的电力用户可享受保底服务，由所在地电网企业提供保底供电。

第二十二条 【批发交易】批发交易可以与直接交易合并组织，也可以单独组织。合并组织时，售电公司视作一个大用户，除执行售电公司相关交易规则外，与用户企业的权利义务对等。单独组织时，须有多个售电公司参与，批发交易的电量规模由政府有关部门确定。批发交易可采用双边交易、集中竞价等交易方式。

第二十三条 【代理交易】售电公司可以代理一般用户参与中长期市场交易，但事先应与相关用户签订委托代理合同，并交电力交易机构备案。代理关系应相对固定，原则上持续代理时间应在半年以上。

第二十四条 【零售交易】售电公司批发购得电量以零售交易的方式转售用户。零售交易须签订购售电合同，并向交易机构统一备案。

一家电力用户同一时期只选择一家售电公司通过零售交易购电;参与直接交易的大用户在参与批发交易(直接交易)的同一时期，不允许参与零售交易。

售电公司参与批发交易(直接交易)时，应持有与用户企业签订的购售电意向合同或代理合同，原则上申报电量不得高于所签合同电量的 130%。售电公司应将成交电量及时通过双边交易落实到具体用户，抓紧签订交易合同，并在规定的时间内备案。备案时间应同时满足以下两个要求：

(一)当次交易完成后的 5 个工作日内;

(二)合同正式执行前 3 日。

第二十五条 【预付制度】售电公司达成交易后，应向交易机构专门账户预付部分交易款项。预付金额一般为交易额的 5%，可以一次付清，也可以分月支付(交易周期仅为 1 个月或不足 1 个月的为全周期一次付清)。一次付清的或分月首次支付的，预付截止时间为发布正式成交通知的次日;分月支付(不含首次)，应每月 25 日前将次月交易电量对应的交易额预付金额一次付清。

第五章 交易品种、周期和方式

第二十六条 【交易品种】电力中长期交易品种包括电力直接交易、批发交易(含代理)、零售交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、应急交易和辅助服务交易。同时，可根据实际情况创新交易品种，报经国家能源局批准后实施。

电力直接交易是指电力用户向发电企业直接购电的市场交易行为，交易目的为满足电力用户自身需求。

批发交易(含代理)是指售电企业(以企业本身或持代理合同)向发电企业购电的交易行为，交易目的是售电企业通过批发市场购入电能用于转售给用户企业或为用户企业代理购入电能。

零售交易是指售电企业将其从批发市场购入的电能分别销售给用户企业的交易行为。零售交易由售电公司与电力用户双方自主组织开展，但须接受监管。大部分零售交易合同须在批发交易时向交易机构备案，并严格按合同执行，其余零售交易合同也须按交易机构要求备案，并定期集中报告零售交易基本情况(原则上分月度报告)。

合同电量转让交易是指符合准入条件的发电企业、电力用户和售电企业按规定转让其持有的交易合同电量的部分或全部交易标的。

允许发电企业之间以及电力用户之间签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构同意后，由另一方代发(代用)部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。

应急交易是在发生或即将发生弃风弃水紧急情况下，向省外售出电量，提高省内可再生能源消纳能力的交易行为。

第二十七条 【交易周期】电力中长期交易主要按年度和月度开展，也可根据实际需要和基本条件，按照年度以上、多月或月度以下周期开展交易。如无特别说明，以下交易周期所称年度，含多年或 6 个月以上;所称月度，含 6 个月以下的多月。

第二十八条 【交易方式】电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌招标(招标要约)等方式进行。

(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力或辅助服务)及其价格，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

(二)集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格;条件成熟时，按峰、平、谷段电量(或标准负荷曲线)进行集中竞价。

(三)挂牌交易(招标要约)指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量(辅助服务)的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方或多方提出接受该要约的申请，按规则初选成交对象，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第二十九条 【跨省区交易】具有直接交易资格的发电企业、电力用户和具有批发零售资格的售电公司，在获得省政府或省政府授权的部门的批准后，可直接参与跨省跨区交易，发电企业和电力用户也可委托售电企业或电网企业代理参与跨省跨区交易。

现货市场启动前，电网企业经省政府授权委托可代理参与跨省跨区购电交易;电网企业、售电企业可以代理小水电、风电等参与跨省跨区售电交易。 保留在电网企业内部的发电企业不直接参与跨省跨区电能交易。

第六章 价格机制与电量规模

第三十条 【基本原则】电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预;计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。相关的输配电价、政府性基金与附加按国家规定执行。

第三十一条 【跨省跨区输电价格】跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。我省发生物理送出时，省内输配电价按不超过 30 元/兆瓦时(含网损)的原则自主协商，也可以由省政府或省政府授权的部门测算核定。跨省跨区交易按照国家主管部门相关规定和统筹安排组织开展。

第三十二条 【交易价格】双边交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定;挂牌交易价格以挂牌成交价格结算。

集中竞价采用统一出清的，根据最后一个交易匹配对的成交价格确定，也可根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定;采用撮合成交的，根据各个交易匹配对的申报价格形成成交价格，一般为卖方报价和买方报价的平均值。

第三十三条 【收益分配】电网企业参与跨省跨区交易代理购电时，因外购电价格相对省内平均上网电价的价差形成的损益应纳入输配电价核定和电价调整中统筹考虑。

第三十四条 【合同转让电价】合同电量转让交易价格为合同电量的出让或买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应按潮流实际情况考虑输电费和网损。

第三十五条 【两部制电价与峰谷电价】参与直接交易或零售交易的两部制电价电力用户，基本电价按现行标准执行。

现阶段，直接交易(或批发交易)和零售交易以交易电量和电度电价计量计价结算。

参与直接交易的峰谷电价用户，可以继续执行峰谷电价，峰谷电价按即时峰谷浮动价格执行，电力用户不参与分摊调峰费用;条件成熟时，电力用户可以通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。

峰谷电价造成的电网企业损益应单独记账，纳入电价调整和辅助服务费用统筹考虑，并接受监管。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第三十六条 【辅助服务过网费】省内辅助服务市场交易原则上不计输电损耗，无须支付输配电价和缴纳相关基金附加。

第三十七条 【独立配网电用户交易价格】独立配网企业供电的电力用户可以通过以下程序参与市场交易：

1.与所在配网企业签订协议，事先约定计量、电量、电价与结算等相关事宜。

2.完成市场准入手续，取得市场准入资格。

3.原则上由所在配网与省网企业统一结算(包括配网参与市场交易用户和配网本身市场交易)，再由配网企业与电力用户结算。

4.配网企业可向参与交易的用户企业收取配电费，配电价格可由政府主管部门核定，也可以采用配网与用户两级计量点电压的输配电价差。配网企业可按规定对网内相关用户实行两部制电价，执收基本电费，也可在征得用户同意后采用一部制电价。

第三十八条 【交易限价】双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或结算价格设置上限及下限。

第三十九条 【供需平衡预测】每年年底，由主管部门预测次年电力供需平衡情况，预测总发用电量，经省政府或省政府授权的部门商相关部门，确定跨省跨区受入和送出交易电量。

第四十条 【跨省跨区交易】跨省区购电应充分考虑省内发电产能规模，以免加重省内可再生能源消纳负担，挤占省内火电企业发电基本市场空间。

省内统调公用燃煤机组平均发电利用小时数低于 3000 小时，且影响省内发电企业正常经营时，应缩减长期跨省跨区购电交易规模，除国家计划、地方政府协议跨省跨区电能交易合同外，原则上不得再开展长期跨省跨区购电交易。如因省内外购电价格悬殊，确需开展跨省区交易时，可以通过省外落地价格的参照指引，组织省内发电企业先行竞价，也可以引进省外售电主体和适当电量规模参与本省市场竞争，还可以组织用户企业或售电企业直接向省外购电。

省内可再生能源限电、弃风弃水的时段，应通过市场交易、跨省区调剂等办法，减少或停止跨省区购电交易，启动并加大跨省区送出的售电交易。

第四十一条 【市场交易规模】省内市场交易电量规模，由省政府或其授权部门根据市场放开情况和需求预测确定。

第七章 交易组织

第一节 交易时序安排

第四十二条 【年度交易时序】开展年度交易时遵循以下顺序：

(一)确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，跨省跨区送受电中的国家指导性计划(可再生能源)列为优先发电。

(二)确定省内优先发电(燃煤除外)。首先，安排规划内的风能、太阳能等可再生能源保障性收购利用小时数以及可再生能源高峰机组优先发电;其次，按照二类优先发电顺序合理安排，并按照气电、可调节水电、不可调节水电、风电和光伏发电的先后顺序放开计划，使其逐步进入市场。优先发电机组进入市场时，应制定相应保障措施。

(三)开展年度双边交易、年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同)。如年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可不开展年度集中竞价交易。

(四)确定燃煤发电企业基数电量。根据本省年度发电预测情况，减去上述优先发电和年度交易结果(或预计规模)及后续交易规模后，剩余电量作为年度基数电量。基数电量应按规定逐年缩减，直至取消。

(五)电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据安全校核后的交易结果，及时(原则上在 12 月底前)将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价的直接交易(批发交易)、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分期交易结果。电力调度机构应按交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第四十三条 【月度交易时序】开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。月度双边交易已满足全部交易需求，也可不开展月度集中竞价交易。

第四十四条 【跨省跨区交易时序】在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后。在电力供应紧张的情况下应优先保障省内电力电量平衡，有富余发电能力时参与跨省跨区交易。

第四十五条 【合同转让交易时序】合同转让交易原则上应在合同执行 3 个工作日之前完成，市场主体签订电力电量购售合同即可进行转让。

第二节 年度优先发电合同签订

第四十六条 【跨省区优先发电】根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送受电优先发电计划。

第四十七条 【省内优先发电】根据省政府或省政府授权部门确定的省内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第三节 年度双边交易

第四十八条 【信息发布】每年 12 月初，电力交易机构应通过交易平台发布次年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：

(一)次年关键输电通道潮流极限情况;

(二)次年市场交易电量;

(三)次年跨省跨区交易电量;

(四)次年各机组可发电量上限。

第四十九条 【交易类别】年度双边交易主要开展省内直接交易及批发交易、跨省跨区交易、合同转让交易(含跨省跨区合同转让交易，下同)。

第五十条 【交易意向提交】市场主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、批发交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量。

第五十一条 【安全校核】电力交易机构在闭市后第 1 个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在 3 个工作日之内将校核结果交电力交易机构。

第五十二条 【确认交易并签订合同】电力交易机构在电力调度机构反馈安全校核结果后的下 1 工作日发布年度双边交易结果。

市场主体对交易结果有异议的，应在结果发布后当日(如交易结果发布时间超过 15：00 时，可为次日，下同)向电力交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力调度机构在收到异议的当日给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布后第 1 个工作日通过技术支持系统反馈成交确认信息，逾期不反馈者视为无意见。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成年度双边直接交易、批发交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应在成交信息发布后的 3 个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。

第四节 年度集中竞价交易第五十三条 【信息发布】每年 12 月中旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次年度集中竞价市场相关信息，包括但不限于：

(一)次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)次年集中竞价交易电量预测;

(三)次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测(联系送出地平台共同发布);

(四)次年各机组剩余可发电量上限。

第五十四条 【交易类别与时间】年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、批发交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易由开市至闭市原则上不超过 2 个工作日。

第五十五条 【数据申报】年度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报分月电量、分月电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。年度集中竞价交易原则上应分月申报、分月成交。市场主体对所申报的数据负责。

第五十六条 【市场出清】报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在 5 个工作日内完成安全校核，交电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果后的第 1 个工作日，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。集中竞价交易结果原则上不再另行签订合同。

第五十七条 【年度交易结果汇总】电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，于 12 月底前将双边和集中竞价的直接交易、批发交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第五节 年度基数合同签订

第五十八条 【签订时间及偏差处理】根据燃煤发电企业基数电量安排，在每年 12 月底前签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。基数电量确定后，偏差主要通过市场方式确定。

第六节 月度双边交易第五十九条 【信息发布】每月上旬，电力交易机构应通过交易平台发布下个月(或后续 2-3 个月)双边交易相关市场信息，包括但不限于：

(一)下个月(或后续 2-3 个月)关键输电通道剩余可用输送能力;

(二)下个月(或后续 2-3 个月)市场交易电量需求预测;

(三)下个月(或后续 2-3 个月)跨省跨区交易电量需求预测(联系送出地平台后发布);

(四)下个月(或后续 2-3 个月)各机组可发电量上限。

第六十条 【交易时间】月(季)度双边交易由开市至闭市原则上不超过 3 个工作日。月(季)度双边交易主要开展省内直接交易及批发交易、跨省跨区交易和合同转让交易。

第六十一条 【交易意向提交】市场主体经过双边协商分别形成月(季)度双边省内直接交易、批发交易、月(季)度双边跨省跨区交易和月(季)度双边合同转让交易的意向协议，并在月(季)度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议(包括互保协议)。

第六十二条 【安全校核】电力交易机构在闭市后第 1 个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在 2 个工作日之内将校核结果交电力交易机构。

第六十三条 【合同签订】电力交易机构在电力调度机构反馈安全校核结果后的第 1 个工作日发布月(季)度双边交易结果。

市场主体对交易结果有异议的，应在结果发布后第 1 个工作日向电力交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布后的第 1 个工作日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不反馈者视为无意见。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成月(季)度双边直接交易、批发交易、双边跨省跨区交易和双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应在成交信息发布后的 3 个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。

第七节 月度集中竞价交易

第六十四条 【信息发布】每月中下旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次月(或后续 2-3 个月)集中竞价市场相关信息，包括但不限于：

(一)次月(或后续 2-3 个月)关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)次月(或后续 2-3 个月)集中竞价直接交易电量需求预测;

(三)次月(或后续 2-3 个月)集中竞价跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次月(或后续 2-3 个月)各机组剩余可发电量上限。

第六十五条 【交易时间】月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、批发交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易由开市至闭市原则上不超过 2 个工作日。

第六十六条 【数据申报】月(季)度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报电量、电价(多个月度的集中交易应分月申报，分月成交)。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。

第六十七条 【市场出清】报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在 2 个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果后第 1 个工作日，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第六十八条 【月度交易结果汇总】电力交易机构在各类月度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结

第八节 挂牌招标交易

第六十九条 【挂牌要约】有交易意向的市场主体，可以向电力交易机构申请开展挂牌招标交易。交易机构根据规定或临时安排进行审查，决定是否组织挂牌招标，并在收到市场主体书面申请的 3 个工作日内作出正式答复。有多个市场主体提出相同交易申请意向的，可以合并组织，不能合并的按申请时间先后分别组织或通过相关程序随机决定先后排序。有关成交原则和安全校核等规则按照前述集中竞价相关规则。

第九节 临时交易与紧急支援交易

第七十条 【跨省跨区临时交易】可再生能源消纳困难、发生或可能发生弃风弃水弃光时，由本省电力交易机构组织发电企业与区内外其他省通过自主协商方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

若按市场方式难以达成交易或市场交易仍然无法解决可再生能源消纳困难，在区内外其他省份有消纳能力的前提下，应向主管部门和上级调度交易机构申请调减或中止国家指令计划及政府间协议电量送入。

第七十一条 【紧急支援交易】在本省电网供需不平衡时，由电力调度机构组织开展跨省跨区支援交易，交易价格按事先预案执行。条件成熟时也可由电力交易机构联系区域交易机构采取预挂牌方式确定中标机组。

第十节 合同转让交易

第七十二条 【基本原则】拥有优先发电合同、计划基数电量合同、直接交易(或批发交易)合同、跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易(或批发交易)合同、跨省跨区电能交易合同的电力用户和售电企业可作为出让方以电量为标的参与合同转让交易;转让电量可以是交易合同全电量，也可以是部分电量;交易方式可以为双边协商，也可以为集中竞价;转让合同周期可为合同全周期，也可以部分周期(集中竞价原则上不小于月度)。合同电量转让交易应符合以下要求:

(一)受让方应符合市场准入条件并按规定获得市场准入资格。

(二)发电企业之间合同电量转让交易应符合节能减排原则,原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组。

(三)电网运行约束机组合同电量、调峰调频电量、热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等特殊属性的电量原则上不得转让。

(四)受让方应一并受让交易合同附有的电力(曲线)、交易电量月度分解以及其它条件。

第七十三条 【相关程序】出让方与受让方按照前述交易规则参加年度、月度的双边与集中竞价交易。出让方参与交易前应向交易机构提出合同转让交易申请，并提交拟转让合同电量的相关合同供交易机构审查备案。交易机构应在收到申请的当日作出明确答复。

以双边协商达成的交易，在当次交易闭市期间，应通过技术支持系统提交向协议。

以集中竞价方式参与合同转让交易的，出让方与受让方均应通过技术支持系统申报，包括拟出(受)让电量、出(受)让价格，并说明对应的交易周期。出让价格是指出让方出让合同电量的价格，受让价格是指受让方受让合同电量的价格，出(受)让价格可为正值或负值。拟出让的基数电量和非基数电量应分开申报。

电力调度机构对出让方申报的拟出(受)让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布出(受)让方名称、确认后的可出让电量等信息。

出让方作为卖方、受让方作为买方按照前述集中竞价原则撮合成交，确定成交量与成交价格，并按前述规则进行安全校核和信息发布。

有受让能力与需求且获得市场准入资格的市场主体，也可以作为受让方向交易机构提出受让合同电量的申请，电力

交易机构应在当日作出明确答复。如有交易可能，交易机构应发布信息，组织交易，可采取双边交易或集中竞价两种方式。有关程序与规则参照前述转让方申请发起的规则执行。

第七十四条 【例外情况】签订电量互保协议的，当一方因特殊原则无法履行合同时，经电力监管机构安全校核通过后，可以按互保协议约定先行代发代用(转受)相应合同电量，在开始发生转受让电量的 5 个工作内签订转让合同，报电力交易机构备案。

第八章 安全校核与交易执行

第七十五条 【安全校核责任主体】电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。批发交易(直接交易)、合同调整和合同电量转让必须经电力调度机构安全校核后方可生效。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第七十六条 【机组发电利用小时数限制】为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构可根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷曲线以及电网约束情况，折算得到各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第七十七条 【电网运行信息披露】电力调度机构在各类市场交易开始前应按规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构在信息披露中予以公布。

第七十八条 【安全校核时限】安全校核应在规定的时限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。

第七十九条 【交易调整原则】安全校核未通过时，对于双边协商交易，对相关交易电量按等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，对相关交易电量按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行消减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。

第八十条 【紧急情况处理】电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向能源监管机构书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第八十一条 【交易计划制定】电力交易机构根据市场主体年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易的成交结果，形成发电企业月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第八十二条 【交易计划执行】电力调度机构负责执行月度交易计划;电力交易机构每日跟踪和公布月度交易计划执行进度情况。市场主体对进度偏差提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。

对于约定交易曲线的批发交易(直接交易)，如发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合同的发电黄线，与合同约定曲线成次日发电计划;发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。

未约定交易曲线的批发交易(直接交易)以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。

第九章 合同电量偏差处理

第八十三条 【合同电量调整】电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可于每月 5 日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整申请，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第八十四条 【偏差电量平衡原则】中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理(优先发电、基数电量合同优先结算)。在批发交易(直接交易)电量占比较高时，采取预招标方式按月平衡偏差。

第八十五条 【预招标处理方式】预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结束后(如不开展月度交易可直接开展预挂牌)，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按补偿价格由低到高排序)。月底最后 7 日，电力调度机构根据各个机组的整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划;当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划。

除此之外，还可以探索其它偏差处理方式。

第十章 辅助服务

第八十六条 【执行两个细则】辅助服务市场建立完善前，执行辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。第

八十七条 【辅助服务分类】辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括：一次调频、基本调峰、基本无功调节等，基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供商在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。第

八十八条 【辅助服务市场原则】按照“自愿参与、市场运作”和“谁受益、谁付费”的原则，通过抽水蓄能专项市场等措施，逐步建立完善辅助服务市场机制，鼓励引导储能设备、需求侧资源参与提供辅助服务。电力调度机构根据系统运行需要，确定某时段调峰、自动发电控制、备用等辅助服务需求总量，逐步通过竞价的方式选择辅助服务提供主体及其供应量。考虑省内辅助服务提供主体较多的现实情况，也可以竞价方式统一购买系统所需的无功、黑启动等服务。

第八十九条 【用户参与】电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第九十条 【跨省跨区交易辅助服务】省外发电企业(含其它主体)送入本省时，纳入本省辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务获得或者支付补偿费用。

跨省跨区电能送入曲线未达到省内电网基本调峰要求的，按照本省电网基本调峰考核条款执行;达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿;未建立完善辅助服务市场前，参与两个细则考核补偿和分摊平衡，也可通过测算拟定辅助服务价格水平签订合同的方式确定。

第十一章 计量和结算

第九十一条 【计量位置】电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。

第九十二条 【计量装置】同一计量点应安装同型号、同规格、同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第九十三条 【计量数据】电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第九十四条 【结算依据】电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由本省电力交易机构协调省外交易机构后，向市场主体出具结算依据;合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第九十五条 【电费结算】市场交易电费结算为现金方式，经交易双方约定可以少量使用承兑汇票，但约定接受承兑汇票的发电企业、售电公司应承担承兑汇票的消化责任或贴现责任。有历史原因或特殊困难的用户企业，经省政府特批后，可暂时使用承兑汇票结算，但承兑汇票比例应逐年下降。

第九十六条 【电费结算】电力用户按实际交易电量和交易电价(代理交易电价)结算交易电费，电网企业负责收费，将交易电费分类进行再结算：

1.直接交易：电网企业将发电企业与该用户交易的电费(实际交易电量乘交易电价)结算给发电企业;同时向用户收取相当的交易电费(包括在同期总电费之中);

2.批发交易和代理交易：电网企业向用户企业执收交易电费 C1(实际交易电量乘用户与售电公司达成的交易价格，与同期其它电费一并收取);同时将发电企业与售电公司(含代理交易)交易的电费 C2(实际交易电量乘发电企业与售电公司交易价格)结算给发电企业;再将用户上缴的交易电费 C1 减去发电企业应得的交易电费 C2 和基金附加、输配电价(含损耗)及其它应当扣减的款项后的余款结算给售电企业;

3.跨省区交易：根据交易类别和参与主体的差别，按上述原则结算;

4.合同电量转让交易 ：按照交易支付关系，采用上述办法结算;转让合同另有约定的，经电力交易机构审查可按相关规定结算。

5.根据交易品种等情况的变化，交易机构可牵头制定结算相关细则，报能源监管机构备案后实施。

电费结算原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，条件不具备时可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担市场交易电费结算职能的电网企业不承担相应电费拖欠风险，市场主体可自行约定结算方式。

第九十七条 【结算争议】市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在 3 个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第九十八条 【偏差电量结算】建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主时，按月清算、结账;开展周(日)交易时，按周(日)清算，按月结账。预挂牌按月平衡偏差时的结算流程和结算价格如下：

(一)发电侧

1. 可再生能源(不含调峰调频机组)：

根据自身发电能力预测，每月末最后一个工作日前申报次月月度计划发电量 Em。参与市场交易的可再生能源企业，月度计划电量加月度市场交易电量，形成月度计划总电量 Em 总。风电、光伏和无调节能力的水电可按照申报次日可发电量 Ed(需将月度市场交易电量折算包含)的方式累加得到月度发电计划 Em。无调节能力的水电企业和调峰调频水电企业名单由调度机构提出，能源监管机构商有关部门确定。市县级调度的水电企业暂不作统一要求，适时对有条件的、装机 6000 千瓦以上水电企业实行偏差考核，创造条件逐步扩大推广。

(1)实际上网电量小于等于月度计划发电量 Em 总 时，先按政府批复电价结算月度计划发电量 Em，按所签合同的加权平均价结算剩余电量。提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量以下的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用，风电与光伏发电 15%、无调节能力水电按 10%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

(2)实际上网电量超过其月度总计划电量 Em 总时，先按政府批复电价结算月度计划电量 Em，再按合同电价结算其市场合同电量 Et;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格结算;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价的最低成交价结算。

(3)在促进可再生能源消纳的专项市场或应急交易及其它不在本规则范围内的交易的，增加的发电量，不计入上述实际发电量之中，相应的合同电量也不计入上述合同电量之中。

2.其他类型电源(机组)：

根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其它类型电源的发电计划。

(1)实际上网电量小于其月度优先发电 E 优和基数电量 E 基时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付违约金，2%以内的少发电量免于支付违约金。

(2)实际上网电量大于其月度优先发电 E 优和基数电量 E 基之和时但小于其月度优先发电 E 优、基数电量 E 基和市场合同电量 Et之和时，按政府批复电价先结算优先发电和基数电量，按其所签订市场合同加权价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付违约金，2%以内的少发电量免于支付违约金。

(3)实际上网电量大于其月度优先发电 E 优、基数电量 E 基和市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电 E 优和基数电量 E 基，按合同价格结算各类市场合同电量 Et;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。

机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

(4)全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用;提供上(下)调服务导致的增(减)发电量按其预挂牌价格获得补偿。

(5)在促进可再生能源消纳的专项市场或减弃增发应急交易及其它不在本规则范围内的交易的，增加的发电量，不计入上述实际发电量之中，相应的合同电量也不计入上述合同电量之中。

(二)电力用户侧

1.市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算)。

市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的 10%支付偏差考核费用)。

下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量

发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调中标电量的乘积累加得到。

2.非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。

3.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量之和时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用 ;2% 以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用。

非市场电力用户的总用电量小于优先发电和基数电量之和时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的 10%支付偏差考核费用)。

非市场电力用户用电偏差导致的违约金由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对未参与偏差考核的其它电厂、地方电网造成的偏差进行考核，按责任分摊部分偏差考核费用。相关分摊方案报能源监管机构备案后实施。

4.对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单位支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权平均价的 10%支付偏差考核费用。

(三)售电公司

1.售电公司代理交易按上述本条第(二)款规定由委托的电力用户承担偏差电量结算责任;

2.将与售电公司零售交易的电力用户，可以分用户分别按本条上述第(二)款的办法处理电量偏差;也可以一个售电公司零售用户同期合同电量与实际用电量加总后，将该售电公司作为一个超级大用户按照上述本条第(二)款承担偏差电量结算责任。

(四)电力用户、售电公司、发电企业的偏差