華中能監局今日(2018年7月31日)在官網上公布了《華中區域電力中長期交易實施規則(暫行)》，仔細看文件落款為2017年11月20日，距離印發之日足足延遲了8個月公布。

華中區域的電力中長期交易規則的適用范圍較廣，省內部分適用于湖北省、江西省和重慶市(含地方電網)內市場主體之間開展的電力中長期交易，跨省跨區部分適用于華中區域不同省市(含湖北、河南、湖南、江西、四川省和重慶市)市場主體之間開展的電力中長期交易。

通讀這份暫行稿發現，該規則并沒有過多的對電力市場成員進行條條框框的規定，而是處處體現了民主。

規則的變化之處

在此前的2017年3月24日，華中能監局公布了一份《華中區域電力中長期交易實施規則(暫行)(征求意見稿)》，北極星售電網經過對比后發現，有細微的改動。

條款有變化。在征求意見稿里，共包含117條細則，而暫行里增加為118條內容。

在內容方面，主要對3條內容做了細微的改動。

第六條

征求意見稿：市場成員包括參與市場交易的市場主體和提供交易服務的電力調度、交易機構。市場主體包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等。

暫行稿：市場成員包括各類發電企業、 售電企業、 電網企業、電力用戶、 電力交易機構、 電力調度機構和獨立輔助服務提供者等。

解讀：將此前的市場主體和市場成員統一，全部歸類到市場成員名下。

第三十條

征求意見稿：只有一個計量點的電力用戶只能選擇一家售電公司。

暫行：一個電力用戶原則上只能選擇一家售電公司。

解讀：對于電力用戶的準入不再以計量點劃分選擇售電公司，而是以個來計算，這意味著門檻更高。

第一百一十七條

暫行：湖北省、江西省和重慶市可按照《國家發展改革委國家能源局關于印發電力中長期交易基本規則(暫行)的通知》(發改能源﹝2016﹞2784 號)的規定，由華中能源監管局和地方政府電力管理部門共同組織制定各省(市)的電力中長期交易實施細則。

征求意見稿：湖北省、江西省和重慶市原有的直接交易等規定與本規則不一致的，以本規則為準。

解讀：三省市的交易規則如有不一致，不再強硬規定以華中區域電力中長期交易規則為準，而是可以共同組織制定適合各省市實際的實施細則。

跨省跨區交易賦予更多機會

由于是延遲公開的交易規則，所以規則中提到的很多內容其實都已經在執行中。在交易規則中，多處提到了跨省跨區交易，其中對于參與跨省跨區交易，規則是這樣規定的，在任何交易機構注冊的市場主體都可以選擇交易平臺來參與，無須重復注冊，可以說，流程已經很簡化了。

華中區域的跨省跨區電力交易品種還是比較全的，主要包含網對網購售電交易、跨省跨區購電交易、跨省外送電交易、跨省跨區電力直接交易、跨省跨區發電合同轉讓交易、水電減棄增發應急交易等品種。

從目前來看，華中區域的跨省跨區購電交易、跨省外送電交易已經開展。2018年上半年華中電網新能源跨省跨區交易增長表現迅猛，1至5月，跨區交易消納西北新能源131.4億千瓦時，增幅達到63.9%，占國網省間新能源交易電量39.6%，也從側面說明了跨省跨區交易的蓬勃發展。

對于參與方式，規則中這樣規定，具有直接交易資格的發電企業、電力用戶和售電企業可以參與跨省跨區交易，發電企業和電力用戶也可以委托售電企業或者電網企業代理參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。

現貨市場啟動前，電網企業可以代理未進入市場的電力用戶參與跨省跨區交易，電網企業、發電企業、售電企業可以代理小水電企業、風電企業等參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。截至目前，國家電網公司華中分部的跨區域現貨市場已經試運行，河南、湖北、江西3省日前交易共競價成交西北富余新能源690萬千瓦時，占總部日前交易總成交電量的49.5%;成交電價較各省火電標桿上網電價平均降低約51%。

此外，華中也規定了幾種不能參與跨省跨區交易的情況：保留在電網企業內部且沒有核定上網電價的發電企業不參與跨省跨區交易。通過售電公司購電的用戶不得同時參與直接交易、跨省跨區交易，參與直接交易的電力用戶不允許同時向售電公司購電。

目前除湖北、江西外，華中區域的四省市均開展了跨省跨區電力交易。其中，河南、湖南、重慶以外購電為主，四川以外送電為主。

河南的跨省跨區交易試點已經開展，購電電量主要為汛期棄水電量以及西北區域的棄風、棄光電量。2018年河南跨省跨區購電市場化交易規模為15-20億千瓦時，落地電價為0.2879元/千瓦時。

湖南電力供應一直處于緊張狀態，省外入湘(祁韶直流)從很大程度上緩解了這一局面，祁韶直流共計為湖南輸送電量近90億度，而電價遠低于湖南省內平均上網價格。7月湖南省外電量交易價差為-33.80元/兆瓦時，這部分價差形成的收益將全部釋放給市場主體，售電公司暫不參與祁韶直流價差空間的分配。

四川目前跨省跨區交易富余可再生能源電力現貨交易在國調現貨交易平臺開展，四川規定跨區跨省間富余可再生能源電力現貨交易須在四川電網調節資源已經全部用盡、各類已成交外送交易全部落實、中長期交易來不及開展、水電仍有富余發電能力、預計會產生棄水電量的情況下開展。2017年，四川外送水電達1389億千瓦時，再創歷史新高。目前，四川電網通過八大交流和四大直流輸電線路與華東、華中、西北、西藏電網相連，電力外送能力已達到約3000萬千瓦，居全國各省(市、區)之首。

重慶跨省跨區購電采取優先消納內外水電的方式，一季度完成跨區跨省交易購電量53.51億千瓦時。

 

一起來看原文件：

華中能監局發布了《華中區域電力中長期交易實施規則(暫行)》，自愿參與市場交易的電力用戶、售電公司原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價;符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(包括保底供電企業)購電;不符合準入條件的電力用戶由所在地供電企業(含擁有配電網的售電企業)按政府定價提供供電服務。

交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易(指跨越發電調度控制區)、合同電量轉讓交易，以及輔助服務補償(交易)機制等。電力中長期交易可采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。

電力用戶與發電企業直接交易電力用戶與發電企業直接交易合同電量允許偏差由各省自定，最大不超過±5%。售電公司與發電企業直接交易合同電量允許偏差由各省自定，最大不超過±5%

詳情如下：

華中能源監管局關于印發《華中區域電力中長期交易實施規則(暫行)》的通知

河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省、重慶市電力交易中心有限公司，國網華中分部、西南分部，國網河南、湖北、湖南、江西、四川省、重慶市電力公司，各有關發電企業、電力用戶、售電公司：

根據《國家發展改革委 國家能源局關于印發<電力中長期交易基本規則(暫行)>的通知》(發改能源〔2016〕2784號)和《關于落實<電力中長期交易基本規則(暫行)>有關事項的通知》(國能綜監〔2017〕45號)要求，華中能源監管局組織擬定《華中區域電力中長期交易實施規則(暫行)》(征求意見稿)，并廣泛征求各有關方面的意見和建議后，形成了《華中區域電力中長期交易實施規則(暫行)》，現印發你們，請遵照執行。

國家能源局華中監管局

2017年11月20日

華中區域電力中長期交易實施規則(暫行)

第一章 總則

第一條 為規范華中區域電力中長期交易行為，依法維護電力市場主體合法權益，保障電力市場平穩健康發展。根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發﹝2015﹞9 號)及其配套文件、《國家發展改革委國家能源局關于印發電力中長期交易基本規則(暫行)的通知》(發改能源﹝2016﹞2784 號)及有關法律、法規規定，制定本規則。

第二條 本規則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過自主協商、集中交易等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

電力直接交易是電力用戶、售電公司與發電企業之間的電能量交易，是電力中長期交易的組成部分之一。優先發電電量和基數電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易范疇，其全部電量交易、執行本規則相關規定。

第三條 本規則適用于華中區域電力中長期交易，其中，省內部分適用于湖北省、江西省和重慶市(含地方電網)內市場主體之間開展的電力中長期交易，跨省跨區部分適用于華中區域不同省市(含湖北、河南、湖南、江西、四川省和重慶市)市場主體之間開展的電力中長期交易。

第四條 電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

第五條 國家能源局華中監管局、河南、湖南、四川監管辦和地方政府電力管理部門依據職能依法履行電力中長期交易監管職責。

第二章 市場成員及其權利和義務

第六條 市場成員包括參與市場交易的市場主體和提供交易服務的電力調度、交易機構。市場主體包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等。

第七條 發電企業的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場交易，執行優先發電等合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

(三)執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務;

(四)按規定報送、披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息;

(五)法律法規規定的其他權利和義務。

第八條 售電企業、電力用戶的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同，提供電力中長期交易電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息;

(二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等;

(三)按規定報送、披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息;

(四)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調度機構要求安排用電;

(五)遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰;

(六)法律法規規定的其他權利和義務。

第九條 擁有配電網運營權的售電公司的權利和義務：

(一)擁有并承擔售電公司全部的權利與義務;

(二)擁有和承擔配電區域內與電網企業相同的權利和義務，按國家有關規定和合同約定承擔保底供電服務和普遍服務;

(三)承擔配電區域內電費收取和結算業務。按照政府核定的配電價格收取配電費;按合同向其供電的用戶開具發票;代收政府性基金及附加，交電網企業匯總后上繳財政;代收政策性交叉補貼，按照國家有關規定支付給電網企業;

(四)承擔該配電網安全責任，確保承諾的供電質量;

(五)按照規劃、國家技術規范和標準投資建設配電網，負責配電網運營、維護、檢修和事故處理，無歧視提供配電服務，不得干預用戶自主選擇售電公司;

(六)同一配電區域內只能有一家公司擁有該配電網運營權。不得跨配電區域從事配電業務;

(七)承擔代付其配電網內使用的可再生能源電量補貼的責任;

(八)法律法規規定的其他權利和義務。

第十條 獨立輔助服務提供者的權利和義務：

(一)按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

(三)服從電力調度機構的統一調度，按調度指令和合同約定提供輔助服務;

(四)按規定報送、披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關信息;

(五)法律法規規定的其他權利和義務。

第十一條 電網企業的權利和義務：

(一)保障輸配電設施的安全穩定運行;

(二)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務;

(三)服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統;

(四)向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務;

(五)按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加等：

(六)預測并確定優先購電用戶的電量需求，執行廠網間優先發電等合同;

(七)按政府定價向優先購電用戶以及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同;

(八)按規定向監管機構和政府電力主管部門報送信息、向市場主體披露和提供電網運行信息;

(九)法律法規規定的其他權利和義務。

第十二條 電力交易機構的權利和義務：

(一)組織開展市場交易，負責交易平臺建設與運維;

(二)擬定相應電力交易實施細則;

(三)編制交易計劃;

(四)負責市場主體的注冊管理;

(五)組織簽訂并匯總交易合同;

(六)提供電力交易結算依據(包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等)及相關服務;

(七)監視和分析市場運行情況;

(八)建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統;

(九)配合監管機構和政府電力主管部門對交易規則進行分析評估，提出修改建議;

(十)按規定向監管機構和政府電力主管部門報送信息、向市場主體披露和提供電網運行信息;

(十一)法律法規規定的其他權利和義務。

第十三條 電力調度機構的權利和義務：

(一)負責安全校核;

(二)按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全;

(三)向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能;

(四)合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行，隨著市場的發展因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任;

(五)按規定向監管機構和政府電力主管部門報送信息、向市場主體披露和提供電網運行信息;

(六)法律法規規定的其他權利和義務。

第三章 市場準入與退出

第十四條 參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電企業以及獨立輔助服務提供者，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的發電企業(電網企業保留的調峰調頻電廠除外)、電力用戶經法人單位授權，可以參與相應電力交易。發電企業以電廠(水電站)為單元參與市場交易，同一電廠不同批復電價的機組可以分別參與市場交易。

第十五條 電力直接交易的市場準入條件：

(一)發電企業準入條件

1.依法取得電力業務許可證(發電類);

2.符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求;

3.火力發電企業為單機容量 30 萬千瓦及以上的企業(資源綜合利用火電機組可放寬至 10 萬千瓦，享有特殊政策的火力發電企業可根據意愿參與直接交易)，水力發電企業為單機容量 10 萬千瓦及以上的企業。國家統一分配電量的發電企業暫不參加直接交易。

4.并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

(二)電力用戶準入條件

1.10 千伏及以上電壓等級的工商業電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場;

2.符合國家和地方產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、違法排污的項目不得參與;

3.擁有自備電源的用戶應當按規定承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費;

4.符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求。

5.參與省內直接交易的電力用戶的準入按省級電力主管部門的有關規定執行。

(三)售電企業準入條件按照《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體﹝2016﹞2120 號)有關規定執行。

第十六條 獨立輔助服務提供者的市場準入條件：

(一)具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經電力調度機構進行技術測試通過后，方可參與;

(二)鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。

第十七條 發電企業、電力用戶等市場主體參與電力市場交易，參照《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體﹝2016﹞2120 號)有關規定履行注冊、承諾、公示、備案等相關手續。自愿參與市場交易的電力用戶、售電公司原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價;符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(包括保底供電企業)購電;不符合準入條件的電力用戶由所在地供電企業(含擁有配電網的售電企業)按政府定價提供供電服務。在任何交易機構注冊的市場主體可以選擇交易平臺參與跨省跨區交易。各電力交易機構對注冊信息共享，無需重復注冊。電力交易機構根據市場主體注冊情況按月匯總形成自主交易市場主體目錄，向國家能源局派出機構、省級政府有關部門和政府引入的第三方征信機構備案，并通過“信用中國”網站和電力交易機構網站向社會公布。

第十八條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應向電力交易機構提出申請，經 10 個工作日公示后，在 3 個工作日內作出變更或者撤銷注冊決定，并完成相關手續。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經國家能源局華中監管局核實予以撤銷注冊。第十九條 符合準入條件的市場主體進入市場后退出的，原則上 3 年內不得直接參與電力市場交易，由省級政府或者省級政府指定的部門向社會公示。退出市場的電力用戶須向售電企業或電網企業購電，向電網企業購電價格按照價格主管部門規定執行。

第二十條 市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量。

第四章 交易品種、周期和方式

第二十一條 電力市場交易分為電力批發交易和電力零售交易。電力批發交易是指發電企業與售電公司或電力用戶之間通過市場化方式進行的電力交易行為，現階段主要指發電企業、電力用戶、售電公司等市場主體通過雙邊協商、集中競價等方式開展的中長期電力交易。電力零售交易是指售電公司將其從批發市場購入的電能銷售給電力用戶的交易行為。

第二十二條 交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易(指跨越發電調度控制區)、合同電量轉讓交易，以及輔助服務補償(交易)機制等。具備條件的地區可開展分時(如峰谷平)電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易(調度)曲線。點對網專線輸電的發電機組(含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況)視同為受電地區發電企業，不屬于跨省跨區交易，納入受電地區電力電量平衡，并按受電地區要求參與市場。合同電量轉讓交易主要包括基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同在省內和省間轉讓等交易。發電企業之間以及電力用戶之間可以簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行合同電量時，經電力調度機構安全校核通過后，由調度機構安排另一方代發(代用)部分或全部電量，在事后補充轉讓交易合同，并報電力交易機構。

第二十三條 電力中長期交易主要按照年度和月度開展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度或者月度以下周期開展交易。

第二十四條 電力中長期交易可采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。

(一)雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量(電力)、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。雙邊協商交易應當作為主要的交易方式。

(二)集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量(輔助服務)與成交價格等;鼓勵按峰、平、谷段電量(或按標準負荷曲線)進行集中競價。

(三)掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

第二十五條 雙邊交易初步意向提交交易平臺確認后，不得變更;通過掛牌、集中競價形成的交易結果，一經系統確認，不得變更。

第二十六條 市場化合同(經安全校核)簽訂后，合同電量除通過市場化方式交易外，應嚴格執行，合同約定總電量不得調整。

第二十七條 具有直接交易資格的發電企業、電力用戶和售電企業可以參與跨省跨區交易，發電企業和電力用戶也可以委托售電企業或者電網企業代理參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。現貨市場啟動前，電網企業可以代理未進入市場的電力用戶參與跨省跨區交易，電網企業、發電企業、售電企業可以代理小水電企業、風電企業等參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。保留在電網企業內部且沒有核定上網電價的發電企業不參與跨省跨區交易。

第二十八條 為保障交易長期穩定，參與直接交易的發電能力與用戶需求應保持合理比例、基本匹配，避免出現非理性競爭。為調動發電企業積極性，直接交易電量折算發電容量時，可根據對應用戶最大負荷利用小時數、本地工業用戶平均利用小時數或一定上限等方式折算。國家若出臺新規定，按規定執行。

第二十九條 售電公司代理用戶參與中長期市場交易，應事先與相關用戶簽訂委托代理合同，明確與代理用戶的風險約定，并交電力交易機構備案。合同期內，代理關系不得變更。

第三十條 通過售電公司購電的用戶不得同時參與直接交易、跨省跨區交易，參與直接交易的電力用戶不允許同時向售電公司購電。一個電力用戶原則上只能選擇一家售電公司。售電公司與電力用戶交易電量、電價應通過交易平臺向交易機構備案。

第五章 價格機制

第三十一條 電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成，第三方不得干預;計劃電量應隨著政府定價的放開采取市場化定價方式，尚未放開的計劃電量執行政府定價。

第三十二條 已核定輸配電價的地區，電力直接交易按照核定的輸配電價執行，不得采取購銷差價不變的方式;暫未單獨核定輸配電價的地區，以及已核定輸配電價未覆蓋的電壓等級電力用戶，可采取電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金及附加按國家有關規定執行。

第三十三條 跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。

第三十四條 雙邊交易價格按照雙方合同約定執行;集中競價交易按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定;掛牌交易價格以掛牌價格結算。集中競價采用統一出清的，可以根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或者根據最后一個交易匹配對的成交價格確定;采用撮合成交的，根據各交易匹配對的申報價格形成成交價格(比如賣方報價和買方報價的平均值)。

第三十五條 跨省跨區交易的受電落地價格由成交價格(送電價格)、輸電價格(費用)和輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨或者另外收取;未明確的，暫按前三年同電壓等級線路的輸電損耗水平，報國家發展改革委、國家能源局備案后執行。輸電損耗原則上由買方承擔，經協商一致，也可以由賣方或者買賣雙方共同承擔。跨省跨區交易輸電費用及網損按照實際計量的物理量結算。

第三十六條 合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區合同回購不收取輸電費和網損。跨省跨區合同轉讓應當按潮流實際情況考慮輸電費和網損。

第三十七條 參與直接交易的峰谷電價電力用戶，可以繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰費用;也可以按直接交易電價結算，電力用戶通過輔助服務考核與補償機制分攤調峰費用或者直接購買調峰服務。電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的損益單獨記賬，在今后電價調整中統籌考慮。采用發用電調度曲線一致方式執行合同的電力用戶，不再執行峰谷電價，按直接交易電價結算。

第三十八條 雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或者結算價格設置上限，參與直接交易機組發電能力明顯大于用電需求的地區可對報價或者結算價格設置下限。

第六章 交易組織

第一節 交易時序安排

第三十九條 開展年度交易時遵循以下順序：

(一)確定跨省跨區優先發電。為落實國家能源戰略，確保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電，國家計劃分配的電量由各省市按國家政策執行。

(二)確定省內優先發電。首先安排規劃內的一類優先發電(其中，風電、太陽能等可再生能源按國家明確的保障性收購小時數安排)，其次按照二類優先發電順序合理安排。

(三)開展年度雙邊交易、年度集中競價交易(雙邊及集中競價交易均包括跨省跨區交易，掛牌交易視同集中競價交易，下同)。年度雙邊交易應在年度集中競價交易前開展和完成，如果年度雙邊交易已滿足全部年度交易需求，也可以不開展年度集中競價交易。

(四)確定燃煤發電企業基數電量。根據本省市年度發電預測情況，減去上述環節優先發電、年度交易結果和年內市場化交易預安排電量后，剩余電量作為其年度基數電量。

(五)電力交易機構在各類年度交易結束后，應根據經安全校核后的交易結果，于12月底前將下一年度優先發電合同、雙邊和集中交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。

第四十條 年度交易開始前仍未確定優先發電的，可由電力調度機構參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行。

第四十一條 開展月(季)度交易時遵循以下順序：在年度合同分解到月的基礎上，首先開展月(季)度雙邊交易(包括合同轉讓交易)，其次開展月(季)度集中競價交易。如果月(季)度雙邊交易已滿足全部交易需求，也可以不開展月(季)度集中競價交易。日以上月度以內交易主要采用集中競價交易方式。在落實國家指令性計劃和政府間協議送電的前提下，省內交易和跨省跨區交易的啟動時間原則上不分先后。

第二節 年度優先發電合同簽訂

第四十二條 根據確定的跨省跨區優先發電(含年度以上優先發電合同)，相關電力企業在每年年度雙邊交易開始前協商簽訂次年度交易合同(含補充協議)，約定年度電量規模及分月計劃、送受電曲線、交易價格等，納入送、受電省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

第四十三條 根據各省確定的省內優先發電，在每年年度雙邊交易開始前簽訂廠網間年度優先發電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。

第三節 年度雙邊交易

第四十四條 每年12月初，電力交易機構應通過交易平臺發布次年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)次年直接交易電量需求預測;

(三)次年跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布);

(四)次年各機組可發電量上限。年度雙邊交易應在年底前完成。

第四十五條 年度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易、合同轉讓交易(含跨省跨區合同轉讓交易，下同)。

第四十六條 市場主體經過雙邊協商分別形成年度雙邊省內直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在年度雙邊交易閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應當提供月度分解電量。

第四十七條 電力交易機構在年度雙邊交易閉市后第1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應當在5個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。

第四十八條 電力交易機構在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1個工作日發布年度雙邊交易結果。市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應當在結果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。交易結果確認后，由技術支持系統自動生成年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場主體應當在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。

第四節 年度集中競價交易

第四十九條 每年12月中旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次年度集中競價市場相關信息，包括但不限于：

(一)次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)次年集中競價直接交易電量需求預測;

(三)次年集中競價跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布);

(四)次年各機組剩余可發電量上限。

第五十條 年度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。每類集中競價交易自開市至閉市原則上不超過2個工作日。

第五十一條 年度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過技術支持系統申報分月電量、分月電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。年度集中競價交易原則上應分月申報、分月成交。市場主體對所申報的數據負責。

第五十二條 報價結束后，技術支持系統考慮安全約束

自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在 5 個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1個工作日通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第五節 年度基數電量合同簽訂

第五十三條 根據燃煤發電企業基數電量安排，廠網雙方應在 3 月底前簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。

第五十四條 基數電量確定后，偏差主要通過市場方式處理。

第六節 月(季)度雙邊交易

第五十五條 每月(每季第三個月)前10日，電力交易機構應通過交易平臺發布次月(季)雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次月(季)關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)次月(季)直接交易電量需求預測;

(三)次月(季)跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布);

(四)次月(季)各機組可發電量上限。

第五十六條 月(季)度雙邊交易自開市至閉市原則上不超過3個工作日。月(季)度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易。

第五十七條 市場主體經過雙邊協商分別形成月(季)度雙邊省內直接交易、月(季)度雙邊跨省跨區交易和月(季)度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并且在月(季)度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議(包含互保協議)。

第五十八條 電力交易機構在閉市后1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應在2個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。

第五十九條 電力交易機構在電力調度機構返回安全校核結果后，于下 1 個工作日發布月(季)度雙邊交易結果。市場主體對交易結果有異議的，應在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。交易結果確認后，由技術支持系統自動生成月(季)度雙邊直接交易、月(季)度雙邊跨省跨區交易和月(季)度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場主體應在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。

第七節 月(季)度集中競價交易

第六十條 每月(每季第三個月)中下旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價市場相關信息，包括但不限于：

(一)次月(季)關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)次月(季)集中競價直接交易電量需求預測;

(三)次月(季)集中競價跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布);

(四)次月(季)各機組剩余可發電量上限。

第六十一條 月(季)度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。每類集中競價交易自開市至閉市原則上不超過2個工作日。

第六十二條 月(季)度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過技術支持系統申報電量、電價、交易起止時間。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。市場主體對所申報的數據負責。

第六十三條 報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在 2 個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1個工作日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第六十四條 電力交易機構在各類月(季)度交易結束后，應當根據經安全校核后的交易結果，對年度分月結果和月(季)度交易結果進行匯總，于每月(季)月(季)底前發布匯總后的交易結果。

第八節 跨省跨區交易

第六十五條 跨省跨區交易原則上由區域電力交易機構組織開展，具備條件的也可以由省級電力交易機構組織開展。

第六十六條 跨省跨區電力交易主要包含網對網購售電交易、跨省跨區購電交易、跨省外送電交易、跨省跨區電力直接交易、跨省跨區發電合同轉讓交易、水電減棄增發應急交易等品種。

第六十七條 網對網購售電交易是指售電和購電均由相關省電網公司代理的購售電交易。具備準入資格的省內大用戶(包括售電公司)可以與省外符合準入條件的發電企業開展跨省跨區電力直接交易，也可以參與跨省區購電交易(售電方為省外電網企業)、跨省跨區合同轉讓交易。符合準入條件的發電企業可參與外送電交易(購電方為省外電網企業)、跨省大用戶直接交易、跨省合同電量轉讓交易等市場交易。水電減棄增發應急交易按照《華中區域水電減棄增發應急交易辦法》執行。

第六十八條 根據區域內各省內電力電量平衡情況，跨省區電力交易可采取年度、月度和月以下交易相結合的方式，在電網出現緊急情況下還可以開展臨時交易與緊急支援交易等。

第六十九條 電力交易機構負責協調相關市場成員，通過雙邊協商、集中競價等方式開展。雙邊協商結果需簽訂交易意向(協議)并提交電力交易機構。集中競價前，通過電力交易平臺發布跨省跨區交易相關市場信息，包括但不限于：開閉市時間、交易相關方、交易執行時間;交易規模、交易曲線、交易方式;相關輸電通道及其輸電價和線損;違約和免責條款等信息。交易主要采取掛牌、集中撮合等方式，并形成無約束交易結果。雙邊協商和集中競價結果由電力交易機構提交給相關電力調度機構進行安全校核，相關電力調度機構應在 2(月度交易)或 5(年度交易)個工作日內將安全校核結果返回相應電力交易機構，電力交易機構在3個工作日內組織各方通過交易平臺技術支持系統簽訂電子交易合同。

第七十條 電力供應緊張的情況下，送出省可優先保障省內電力電量平衡，富余發電能力再參與跨省跨區交易，對于已簽訂的合同可予以執行或者協商合同另一方回購。

第七十一條 電力調度機構需優化電網運行方式，落實輸電通道，保障跨省跨區電力交易順利實施。

第九節 合同電量轉讓交易

第七十二條 擁有基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的發電企業，擁有直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的電力用戶和售電企業可作為出讓方以電量為標的參與合同轉讓交易;轉讓電量可以是交易合同全電量，也可以是部分電量。

第七十三條 合同電量轉讓限于符合準入條件的同類市場主體之間(如用戶與用戶、發電企業與發電企業)進行。原則上按月度及以上開展合同電量轉讓交易(按月度及以上開市)，具備條件的可以根據需求開展月內合同電量轉讓交易。

第七十四條 交易方式以雙邊交易為主，也可采取掛牌等其他交易方式;轉讓合同周期可為合同全周期，也可以為部分周期。

第七十五條 合同電量轉讓交易應符合以下要求:

(一)受讓方應符合市場準入條件并按規定獲得市場準入資格。

(二)發電企業之間合同電量轉讓交易應符合節能減排原則。

(三)電網運行約束機組合同電量、調峰調頻電量、熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量等特殊屬性的電量原則上不得轉讓。

(四)受讓方應一并受讓交易合同附有的電力(曲線)、交易電量月度分解以及其它條件。

第七十六條 可再生能源調峰機組優先發電電量轉讓按照《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》執行。

第七十七條 出讓方與受讓方按照前述交易規則參加年度、月度的雙邊與集中交易。出讓方參與交易前應向交易機構提出合同轉讓交易申請，交易機構審核是否符合轉讓要求，并在 2 個工作日內作出明確答復。以雙邊協商達成的交易，在當次交易開閉市期間，應通過電力交易運營系統提交意向協議。以集中交易方式參與合同轉讓交易的，出讓方與受讓方均應通過電力交易運營系統申報，包括擬出(受)讓電量、出(受)讓價格，并說明對應的交易周期。出讓價格是指出讓方出讓合同電量的價格，受讓價格是指受讓方受讓合同電量的價格，出(受)讓價格可為正值或負值。擬出讓的非市場化電量和市場化電量應分開申報。電力調度機構對出讓方申報的擬出(受)讓電量進行安全校核并確認。電力交易機構通過電力交易運營系統發布出(受)讓方名稱、確認后的可出讓電量等信息。

第七十八條 合同轉讓交易原則上應早于合同執行3日之前完成，并通過電力交易平臺技術支持系統簽訂電子合同。市場主體簽訂電力交易合同后即可進行轉讓。

第七十九條 簽訂電量互保協議的，在互保協議執行后，應在3個工作日內通過電力交易平臺技術支持系統簽訂電子合同。

第十節 售電公司交易合同簽訂

第八十條 售電公司簽訂的合同包括批發市場購售電及輸配電合同、零售市場合同。售電公司簽訂的合同應報電力交易機構。購售電及輸配電合同由售電公司、發電企業、電網企業三方簽訂，按照有關規定明確合同要素。零售市場合同由售電公司、電網企業、電力用戶三方簽訂，合同中應包括但不限于以下要素：各方的權利和義務、交易電量及電價、用戶在電網公司營銷系統戶號、計量表計編號及對應的用電性質、合同違約責任等。

第十一節 臨時交易與緊急支援交易

第八十一條 可再生能源消納存在臨時性困難的省(市)，區域交易機構組織相關市場成員協商方式開展跨省跨區臨時交易，交易電量、交易曲線和交易價格均由購售雙方協商確定。

第八十二條 各省電網企業可事先約定跨省跨區緊急支援交易的價格及其他有關事項，在電力供需不平衡時，由電力調度機構組織實施。條件成熟的地區可以采取預掛牌方式確定跨省跨區緊急支援交易中標機組排序。

第七章 安全校核與交易執行

第八十三條 電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須通過電力調度機構安全校核。涉及跨省跨區的交易，須提交相關電力調度機構共同進行安全校核，各級電力調度機構均有為各交易機構提供電力交易(涉及本電力調度機構調度范圍的)安全校核服務的義務。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。

第八十四條 為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。

第八十五條 電力調度機構在各類市場交易開始前應當按照規定及時提供關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。

第八十六條 安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構予以公布。

第八十七條 安全校核未通過時，總體上按照按交易確認時間的先后順序進行逆序削減。對于雙邊協商交易，按交易意向提交交易機構的日期先后進行削減，日期相同的按等比例原則進行削減;對于掛牌交易，按成交時間先后進行削減。采用集中撮合交易的，按成交價格由高到低進行削減，價格相同時按發電側節能低碳電力調度的優先級進行削減。采用邊際出清集中競價交易的，發電側按報價由高到底進行削減，價格相同時按發電側節能低碳電力調度的優先級進行削減;用戶側按報價由低到高進行削減，報價相同的，按等比例原則進行削減。對于約定電力交易曲線的，最后進行削減。基數電量受市場交易電量影響不能通過安全校核的，可以轉讓。

第八十八條 電力系統發生緊急情況并影響交易執行時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向國家能源局華中監管局和省級政府電力主管部門書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。

第八十九條 電力交易機構根據各年度合同中約定的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果，會同電力調度機構制定發電企業的月度發電計劃，包括優先發電、基數電量和各類交易電量。電力調度機構應當合理安排電網方式并保障執行。

第九十條 電力調度機構負責執行月度發電計劃;電力交易機構每日跟蹤和公布月度發電計劃執行進度情況。市場主體對月度發電計劃執行提出異議時，電力調度機構負責解釋，電力交易機構負責公布相關信息。對于電力直接交易合同約定交易曲線的，其中發電企業部分合同約定了交易曲線的，電力調度機構根據系統運行需要，運行前安排無交易曲線合同的發電曲線，與合同約定曲線疊加形成次日發電計劃;發電企業全部合同約定了交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃。

第八章 合同電量偏差處理

第九十一條 電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可以于每月15 日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整要求，通過電力交易運營系統上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。第九十二條 電力直接交易(包括跨省跨區電力直接交易)合同執行偏差采取滾動調整方式(即市場化合同電量優先結算)，其他中長期交易合同執行偏差維持現有調整方式不變。隨著電力市場發展，直接交易電量規模占全社會用電量比例達到35%以上時，在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理(即優先發電、基數電量合同優先結算)。

第九十三條 滾動調整方式。發電側優先發電和基數電量按月滾動調整，電力用戶、售電公司合同總電量不能調整，分月電量可以按月滾動調整，按交易周期清算，并逐步統一到月結月清;也可以在交易周期內月結月清，按月明確違約偏差考核電量(電費)。本方式導致的發電企業優先發電和基數電量合同執行不平衡的，可以進行事后合同電量轉讓交易。通過調度機構安全校核后，除因電網出現火電機組最小開機方式等特殊原因限制，月度結算時發電側與用戶側市場化交易結算電量應一致。

第九十四條 預掛牌月平衡偏差方式。預掛牌月平衡偏差方式是指月度交易結束后(如果不需要開展月度交易，可以直接開展預掛牌)，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序(按照增發價格由低到高排序)和下調機組調用排序(按照補償價格由低到高排序)。每月最后 7 日，電力調度機構根據各機組整體合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時(月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時)，基于預掛牌確定的機組排序，滿足電網安全約束的前提下，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組按合同電量安排發電計劃;當電力需求不足時(月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時)，優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組按照合同電量安排發電計劃。

第九章 輔助服務

第九十五條 輔助服務執行華中區域輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則(文號)。獨立輔助服務提供者的市場化交易細則可結合市場發展另行制定。第九十六條 鼓勵各省市結合實際探索輔助服務市場化交易機制，統一納入華中區域輔助服務管理。電力直接交易中，發用電雙方能夠約定發用電曲線且能調度執行的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用;剔除直接交易曲線后的剩余發電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用，分攤方法如下：調峰分攤總費用=總分攤費用*調峰補償費用/總補償費用對應電廠分攤調峰費用=調峰分攤總費用*調峰應分攤電量/(總分攤電量-總減免電量)其中：減免電量為直接交易曲線對應的電量;調峰應分攤電量為上網電量剔除減免電量后的電量。第九十七條 跨省跨區交易涉及的送端地區發電企業納入受端地區輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務情況獲得或者支付補償費用。跨省跨區交易曲線調峰能力未達到受端電網基本調峰要求的，按照受端電網基本調峰考核條款執行;達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。

第十章 計量與結算

第九十八條 電力中長期交易計量抄表按照相關方簽訂的《供用電合同》、《購售電合同》的約定執行，關口表抄表時間原則上應以相一致的自然月為周期。

第九十九條 電網企業按規定向交易主體收取輸配電費用(含線損和交叉補貼)，代收政府性基金;按照電力交易機構出具的結算依據，承擔市場主體的電費結算責任，保障交易電費資金安全。電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由電力用戶所在地區電力交易機構向市場主體出具結算依據，在區域交易平臺開展的交易由區域電力交易機構向電力用戶所在地區電力交易機構出具結算依據;合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。

第一百條 在確保交易電費資金安全的前提下，擁有配電網運營權的售電公司可向其供電的用戶收費并開具發票;獨立的售電公司保持電網企業向用戶收費并開具發票的方式不變。電力交易機構負責將零售電價傳遞給負責抄核收業務的供電企業。

第一百〇一條 保持與電網企業的電費結算和支付方式不變的，電網企業承擔電力用戶側欠費風險，并保障交易電費資金安全。不承擔電費結算職能的電網企業也不再承擔欠費風險，市場主體可自行約定結算方式。

第一百〇二條 電力中長期交易可以按月結算按交易周期清算;也可以在交易周期內月結月清，按月明確違約偏差考核電費。

第一百〇三條 合同電量偏差采取滾動調整方式處理的，電力中長期交易結算流程格如下：

(一)發電側按以下方式結算

1.可以采用按月度結算按交易周期清算方式，也可以采用月度結算月度清算方式。

2.結算先后順序：跨省跨區交易電量、合同電量轉讓交易電量、電力直接交易電量、優先發電電量、基數電量。同一交易品種不同交易周期原則上交易周期短的優于交易周期長的;同一交易品種同一交易周期，原則上雙邊交易優于集中交易(包括掛牌交易)。

(二)用戶側(含售電公司)按以下方式結算

1.可以采用按月度結算按交易周期清算方式，也可以采用月度結算月度清算方式。售電公司若采取月度結算按交易合同周期清算時，出現月度偏差超過當月計劃 10%時，當月應月結月清。

2.結算先后順序：跨省跨區交易電量、合同電量轉讓交易電量、電力直接交易電量、優先購電電量。

3.用戶有多個電壓等級用電接入點的，交易周期清算按不同電壓等級分別考核。

(三)交易清算

1.電力用戶與發電企業直接交易電力用戶與發電企業直接交易合同電量允許偏差由各省自定，最大不超過±5%。結算可采用以下方式。方式一：電力用戶直接交易完成電量超出直接交易合同電量時，允許偏差以內的電量按目錄電價結算，允許偏差以外的電量按目錄電價 105%結算。電力用戶因自身原因導致直接交易完成電量少于直接交易合同電量時，允許偏差以內的電量不考核，允許偏差以外的電量按 2 倍價差絕對值(合同到戶電價與目錄電價之差)考核，考核費用按 2：8 比例補償給電網企業和發電企業。發電企業直接交易完成電量超出合同電量時，允許偏差以內電量按批復上網電價結算。發電企業因自身原因導致直接交易完成電量少于合同電量時，允許偏差內不考核，允許偏差以外的電量按照批復上網電價與合同上網電價價差補償電網企業(發電企業批復上網電價低于合同上網電價時不予補償)。

方式二：電力用戶直接交易完成電量超出直接交易合同電量時，允許偏差以內的電量按合同電價結算，允許偏差以外的電量按目錄電價 105%結算。電力用戶因自身原因導致直接交易完成電量少于直接交易合同電量時，允許偏差以內的電量不考核，允許偏差以外的電量按 2 倍價差絕對值(合同到戶電價與目錄電價之差)考核，考核費用按 2：8 比例補償給電網企業和發電企業。發電企業直接交易完成電量超出合同電量時，允許偏差以內電量按合同電價結算。發電企業因自身原因導致直接交易完成電量少于合同電量時，允許偏差以內不考核，允許偏差以外的電量按照批復上網電價與合同上網電價價差補償電網企業(發電企業批復上網電價低于合同上網電價時不予補償)。

2.售電公司與發電企業直接交易

售電公司作為一個結算整體進行交易清算。售電公司與發電企業直接交易合同電量允許偏差由各省自定，最大不超過±5%。結算可采用以下方式。方式一：售電公司實際用電量超過合同電量時，允許偏差以內的電量按照售電公司零售用戶分類目錄電價對應電量加權平均電價結算。允許偏差以外的電量按照零售用戶分類目錄電價對應電量加權平均電價的 105%結算。售電公司實際用電量低于合同電量時，允許偏差以內的電量不考核，允許偏差以外的電量按2倍價差絕對值(直接交易合同電價與售電公司零售用戶分類目錄電價對應電量加權平均電價之差)考核，考核費用按2：8比例補償給電網企業和發電企業。發電企業直接交易完成電量超出合同電量時，允許偏差以內電量按批復上網電價結算。發電企業因自身原因導致直接交易完成電量少于合同電量時，允許偏差內不考核，允許偏差以外的電量按照批復上網電價與合同上網電價價差補償電網企業(發電企業批復上網電價低于合同上網電價時不予補償)。

方式二：售電公司實際用電量超過合同電量時，允許偏差以內的電量按照合同電價結算。允許偏差以外的電量按照零售用戶分類目錄電價對應電量加權平均電價的105%結算。售電公司實際用電量低于合同電量時，允許偏差以內的電量不考核，允許偏差以外的電量按2倍價差絕對值(直接交易合同電價與售電公司零售用戶分類目錄電價對應電量加權平均電價之差)考核，考核費用按2：8比例補償給電網企業和發電企業。發電企業直接交易完成電量超出合同電量時，允許偏差以內電量按合同電價結算。發電企業因自身原因導致直接交易完成電量少于合同電量時，允許偏差以內不考核，允許偏差以外的電量按照批復上網電價與合同上網電價價差補償電網企業(發電企業批復上網電價低于合同上網電價時不予補償)。除不可抗力外，因電網原因造成的違約電量，按照國家有關政策，結合電力用戶、售電公司、發電企業損失實際測算后由電網企業予以賠償(用戶按目錄電價與合同電價差賠償、電廠按上網電價與合同電價差兩倍賠償)。因不可抗力導致的合同電量偏差免予考核。

第一百〇四條 電力用戶按有關規定參與移峰、錯峰、避峰用電等有序用電措施，因此影響的電量不計入電力用戶、售電公司和相關發電企業偏差電量考核。影響電量根據負荷控制系統實施有序用電措施前后的負荷對比曲線測算。

第一百〇五條 市場主體接收電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視為同意。

第一百〇六條 采用預掛牌月平衡偏差方式的，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算，結算流程按照《電力中長期交易基本規則(暫行)》第八十九條執行。

第十一章 信息披露

第一百〇七條 市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問并且不得向其他市場成員公布的數據和信息。

第一百〇八條 電力用戶應披露以下信息：

公眾信息：電力用戶的公司股權結構、投產時間、用電電壓等級、變壓器報裝容量、年度最大需求容量、最大生產能力、年用電量、電費欠繳情況、產品電力單耗、用電負荷率等。公開信息：電力中長期交易需求信息、電力中長期交易電量完成情況等。私有信息：電量清算情況、電費結算情況、電價信息等。

第一百〇九條 售電公司應披露以下信息：

公眾信息：營業執照、法人代表、股權結構、資產證明、交易員信息、從業人員、經營場所和設備、信用情況等基本信息。公開信息：代理電力用戶及其電力中長期交易需求、電力中長期交易電量完成情況。私有信息：電量清算情況、電費結算情況、電價信息等

第一百一十條 發電企業應披露以下信息：

公眾信息：發電企業的機組臺數、機組容量、投產日期、發電業務許可證等。公開信息：已簽合同電量、發電裝機容量剔除電力中長期交易容量后剩余容量、電力中長期交易電量完成情況等。私有信息：電量清算情況、電費結算情況、市場化電價信息等。

第一百一十一條 電網企業應披露以下信息：

公眾信息：輸配電價標準(含線損)、政府性基金和附加等有關電價標準等。公開信息：年度電力供需預測，與電力中長期交易相關的輸配電設備最大允許容量、預測需求容量、約束限制的依據等; 因電網安全約束限制電力中長期交易的具體輸配線路或輸變電設備名稱、限制容量、限制依據，該輸配電設備上其他用戶的使用情況、約束時段等。

第一百一十二條 電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、發電機組檢修計劃、電網檢修計劃等。

第一百一十三條 在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力交易運營系統、電力交易機構網站進行披露。電力交易機構負責管理和維護電力交易運營系統、電力交易機構網站，并為其他市場成員通過電力交易運營系統、電力交易機構網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力交易運營系統、電力交易機構網站披露有關信息，并對所披露信息的真實性、準確性和及時性負責。

第一百一十四條 市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。

第一百一十五條 國家能源局華中監管局、地方政府電力管理部門、電力市場成員不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

第一百一十六條 本規則由國家能源局華中監管局負責解釋。

第一百一十七條 湖北省、江西省和重慶市可按照《國家發展改革委國家能源局關于印發電力中長期交易基本規則(暫行)的通知》(發改能源﹝2016﹞2784 號)的規定，由華中能源監管局和地方政府電力管理部門共同組織制定各省(市)的電力中長期交易實施細則。

第一百一十八條 本規則自發布之日起施行，有效截止期與《國家發展改革委國家能源局關于印發電力中長期交易基本規則(暫行)的通知》(發改能源﹝2016﹞2784 號)有效截止期一致。