湖南省电力中长期交易实施细则（试行）正式发布！

湖南电力交易中心9月19日发布了《湖南省电力中长期交易实施细则（试行）》，详情如下：

湖南省电力中长期交易实施细则（试行）

1. 总则

1.1 概述

1.1.1. 为落实《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)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752 号)、《湖南省电力中长期交易规则(试行)》(湘能监市场〔2017〕48 号，以下简称湖南中长期规则)、《湖南省电力用户与发电企业直接交易准入管理办法》(湘经信能源〔2016〕406 号)》、《湖南省售电公司准入与退出管理实施细则》(湘发改能源〔2017〕298 号)等文件要求，进一步明确湖南省电力市场中长期交易的具体操作办法，制定本细则。

1.1.2. 对于市场规则和本细则未明确事项、可选择事项、临时调整事项等，由电力交易机构提出具体操作意见，报能源监管机构或政府相关部门批准后，在市场交易公告中予以明确。市场交易公告作为当次交易合同的重要组成部分。

1.1.3. 各类市场成员的权利与义务执行湖南中长期规则的有关规定，电力市场成员应严格遵守市场规则和本细则的要求，自觉自律，不得操纵市场，不得损害其他市场主体的利益，确保市场运作规范透明。

1.1.4. 如无特殊说明，本细则中的电力交易机构指的是湖南电力交易中心有限公司，电力调度机构指的是国网湖南省电力公司电力调度控制中心，电力交易平台指的是电力交易机构的交易技术支持系统。

1.2 适用范围

1.2.1 本细则适用于湖南省电力市场，参与湖南省电力市场中长期交易的所有市场主体必须遵守本细则。

2. 市场准入和退出

2.1 概述

2.1.1 电力市场分为电力批发市场和电力零售市场，电力批发市场的交易主体包括各类发电企业、电力用户、售电公司、电网企业和独立辅助服务提供商等，电力零售市场的交易主体为电力用户、售电公司和电网企业等。

2.1.2 35kV 及以上电压等级的准入电力用户(简称大用户)可以选择参与批发市场交易，直接向发电企业购电;也可选择参与零售市场交易，向售电公司购电;但两种方式同期只能选择其一。10kV及以下电压等级的准入用户不能直接参与批发市场交易，只能选择零售市场交易向售电公司购电。

2.1.3 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，由所在地电网企业按政府定价提供保底供电。

2.1.4 所有自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场。选择直接交易的电力用户，在交易中心完成注册手续(含签订入市承诺书)后视为进入市场;当交易规则发生重大变化时，电力交易机构可以视情况组织已注册市场主体重新签订入市承诺书。选择零售市场交易的电力用户，与电网企业、售电公司签订三方协议(含签订入市承诺书)后视为进入市场。进入市场的电力用户不得随意退出市场，确需退出者，须按规定办理相关手续并履行完相关义务。退出市场的电力用户相关电量不再实行目录电价，其购电价格为同类别非市场用户目录电价的 1.1 倍，由电网企业对其提供保底供电服务。

2.1.5 大用户同一时期只能选择批发交易(直接交易)或零售交易一种市场方式参与交易，且选定后必须执行一段时间(暂定最短为六个月)后才能变更。零售电力用户同一时期只允许选择一家售电公司通过零售交易购电，且选定后必须执行一段时间(暂定最短为六个月)后才能变更。但当售电公司违约(含退出市场)无法满足用户需求时，电力用户可以作如下选择：

(1)经批准向其它售电公司购电;

(2)属大用户的可向交易机构申请月内直接交易;

(3)由电网企业提供保底服务;

(4)符合规定的其它形式。

2.1.6 因上述特殊原因，电力用户一个结算月度内向超过一家售电公司购电或同时参与月内批发交易(直接交易)或改由电网企业保底服务时，且向该电力用户售电的售电公司确实无法承担偏差考核责任时，则由该电力用户自行承担当月偏差考核。

2.2 准入条件

2.2.1 基本准入条件

2.2.1.1 参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户，应当是具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可参与相应市场交易。

2.2.1.2 市场主体资格采取注册制度。发电企业、售电公司、电力用户应符合国家有关电力市场交易的准入条件，并按程序完成注册后方可参与电力批发市场交易。

2.2.2 电力批发交易准入条件

2.2.2.1 发电企业准入条件执行湖南中长期规则和《湖南省电力用户与发电企业直接交易准入管理办法》(湘经信能源〔2016〕406号)》规定。

2.2.2.2 电力用户准入条件执行湖南中长期规则和《湖南省电力用户与发电企业直接交易准入管理办法》(湘经信能源〔2016〕406号)》规定。

2.2.2.3 售电公司准入条件湖南中长期规则和《湖南省售电公司准入与退出管理实施细则》(湘发改能源〔2017〕298 号)规定。

2.2.3 合同电量转让交易准入条件

2.2.3.1 拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、抽水蓄能电量交易合同、省间电能交易合同等的发电企业，拥有省内或省间批发交易(含直接交易)合同的用户和售电公司。

2.2.3.2 合同电量转让交易只能在符合相应原交易准入条件的发电侧企业之间、用电侧企业之间进行。

2.2.4 辅助服务提供者准入条件

2.2.4.1 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。

2.2.4.2 具有辅助服务能力的的独立辅助服务提供商，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与交易。

2.2.4.3 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。

2.3 市场注册程序

2.3.1 符合准入条件的市场主体均须到电力交易机构办理市场注册，然后参与电力市场交易。市场主体注册遵循以下原则：

2.3.1.1 电力交易机构按照“公平、公正、公开”的原则提供市场注册服务。所有符合准入条件的市场主体按照“自主自愿、自由选择”的原则开展注册工作。

2.3.1.2 已在电力交易机构注册的市场主体保持有效，无需重新注册;但是当交易规则发生重大变化时，电力交易机构可以视情况组织已注册市场主体重新签订入市承诺书。

2.3.1.3 新增发电企业的注册应在首期机组并网调试开始前完成，后续并网机组的注册应在该机组并网调试开始前完成。

2.3.1.4 售电公司、电力用户在进入电力市场参加电力交易之前，应先办理市场主体注册手续。与售电公司进行市场化交易的电力用户需符合国家、省级政府或交易规则规定的准入条件。

2.3.1.5 对于发电企业或电力用户增项成立的售电公司，在电力交易机构注册时，应按照不同市场主体类型分类注册管理。该类发电企业或电力用户同其自身增项的售电公司在电力交易平台开展业务时，相关流程严格按照一般售电公司业务执行，防止不正当竞争。

2.3.2 拟参加电力交易的市场主体对照政府有关部门发布的准入条件，按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程自愿注册成为合格的市场主体，参与电力市场交易。

2.3.3 市场主体承诺及注册流程：

2.3.3.1 市场主体提前准备注册需提交的材料，办理第三方数字证书，填写基础信息资料和编写相关说明性材料，相关资料需本单位法定代表人(或企业负责人)签字并加盖单位公章。

2.3.3.2 市场主体自行登录湖南电力交易平台(网址https://pmos.hn.sgcc.com.cn:21443),根据网站提示线上办理用户注册手续，录入信息并上传附件，线上流程完成后前往电力交易机构递交已签字盖章的入市承诺书及相关资料。

2.3.3.3 电力交易机构在收到市场主体提交的注册申请和相关资料后，原则上 3 个工作日内完成注册资料的形式审查，对资料不全和不合规范的，退回市场主体补充资料，市场主体原则上在 2 个工作日内完成资料补充并重新提交。资料审查通过的，电力交易机构原则上在 2 个工作日内将市场主体信息录入电力交易平台并创建用户账号。

2.3.3.4 电力用户、售电公司的注册信息和购售电签约关系由电力交易机构推送电网企业，电网企业原则上在 2 个工作日内对用户信息进行核实，并将确认后的信息返回电力交易机构。电力用户、售电公司到电力交易机构提交资料时对注册信息进行确认。

2.3.3.5 电力交易机构将市场主体提交的公示材料在政府指定网站、湖南电力交易平台等网站进行公示。

2.3.3.6 电力交易机构在每年 12 月对市场主体的市场资格进行评估，市场主体定期核实在电力交易平台的注册信息。

2.3.4 市场主体注册所需材料：

2.3.4.1 注册申请表(发电企业、电力用户、售电公司需提供)，模板详见附件 2-1。

2.3.4.2 注册信息表(发电企业、电力用户、售电公司需提供)，模板详见附件 2-2。

2.3.4.3 入市承诺书(发电企业、电力用户、售电公司需提供)，模板详见附件 2-3。

2.3.4.4 营业执照复印件、法定代表人(或企业负责人)身份证复印件(发电企业、电力用户、售电公司需提供)。

2.3.4.5 经办人授权委托书、交易员授权委托书(发电企业、电力用户、售电公司需提供)，模板详见附件 2-4。

2.3.4.6 入市协议(发电企业、电力用户、售电公司需提供)，模板详见附件 2-5。

2.3.5 发电企业需另外提供：

2.3.5.1 发电业务许可证复印件。

2.3.5.2 建设核准文件复印件。

2.3.5.3 其他文件(如有)。

2.3.6 电力用户需另外提供：

2.3.6.1 供用电合同复印件。

2.3.6.2 其他文件(如有)。

2.3.7 售电公司需另外提供：

2.3.7.1 售电公司信用中国公示材料，模板详见附件 2-6。

2.3.7.2 资产证明，主要指具备资质的会计师事务所出具的审计报告、验资报告等能够证明企业资产的文件。

2.3.7.3 企业基本情况说明。

2.3.7.4 企业及从业人员资质情况证明，包括企业人员职称证书、劳动合同或者社保缴纳证明复印件。

2.3.7.5 企业经营场所的房产证件或租赁协议复印件。

2.3.7.6 企业公司章程(如有)。

2.3.7.7 其他文件(如有)。

2.3.8 相关注册材料未注明提交复印件的，应当提交原件;提交复印件的，应当注明“与原件一致”，由企业法定代表人(或企业负责人)签字并加盖公章;提交材料涉及签署，应使用黑色或蓝黑色钢笔或签字笔签署;未注明签署人的，自然人由本人签字，法人和其他组织由其法定代表人或负责人签字，并加盖公章。

2.3.9 公示流程如下：

2.3.9.1 售电公司的公示根据《湖南省售电公司准入与退出管理实施细则》规定由湖南省能源局完成，公示无异议并进入目录后，由电力交易机构提供注册服务。

2.3.9.2 发电企业、电力用户接受注册后，电力交易机构通过湖南电力交易平台等网站，将市场主体提交的满足准入条件的信息、材料和入市承诺书向社会公示，公示期为 1 个月。

2.3.9.3 公示期满无异议的，注册手续自动生效。电力交易机构为其交易账号配置权限。同时将其纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。

2.3.9.4 公示期间存在异议的发电企业、电力用户，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。市场主体可自愿提交补充材料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的，由政府有关部门或能源监管机构核实处理。

2.3.10 电力交易机构定期汇总市场主体注册情况并向能源监管机构、政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过湖南电力交易平台网站向社会发布。

2.3.11 电力交易机构对不予注册的，应当通知申请单位并说明理由。审查中，对申请材料不符合要求的，应当通知申请单位修改和补充，申请单位必须自通知发出之日起 20 个工作日内按要求完成。申请单位修改和补充材料的时间不计算在审查工作时限内。

2.3.12 对电力交易机构的决定有异议的，申请单位可以在收到处理通知之日起 30 日内向能源监管机构或电力市场管理委员会提请复议。

2.3.13 对于已注册的市场主体，电力交易机构在收到其提交的数字证书 UKey 和账号权限申请信息后，完成平台账号创建、权限分配、数字证书绑定。市场主体变更注册信息，须向电力交易机构提出申请，电力交易机构按照注册管理工作制度的规定办理。

2.3.14 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、省级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”等网站和电力交易机构网站向社会公布。

2.4 注册信息变更

2.4.1 市场主体注册信息变更时，须向电力交易机构提出申请，电力交易机构按照注册管理工作制度有关规定办理。信息变更包括但不限于：

2.4.1.1 因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致市场主体股权、经营权、营业范围发生变化的。

2.4.1.2 企业更名、法人变更的。

2.4.1.3 发电企业通过设备改造、大修、变更等，关键技术参数发生变化的。

2.4.1.4 企业银行账号变更的。

2.4.1.5 售电公司注册资本、资产总额、实缴资本、股东构成、统一社会信用代码变更的。

2.4.1.6 其他与市场准入资质要求相关的信息变更等。

2.4.2 变更流程如下：

2.4.2.1 已在电力交易机构注册的市场主体注册信息发生变化时，应在 5 个工作日内向电力交易机构申请变更，如果市场主体类别、法人、业务范围、公司股东等有重大变化的，市场主体应再次予以承诺、公示。公示期满无异议的，电力交易机构对注册信息变更申请及变更情况进行确认并向社会发布。

2.4.2.2 若市场主体注册信息发生变化而未在电力交易机构进行信息变更，或者需要补充相关信息而未及时补充的，经核实后电力交易机构将情况报能源监管机构、政府有关部门，并通过电力交易平台网站对外进行通报，该情况视为提供虚假信息报征信机构对信用重新评级。

2.4.2.3 电力用户、或售电公司关联的用户发生并户、销户或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，市场主体在营销系统办理变更的同时，需同时在电力交易机构办理注册信息变更手续。

2.5 市场退出管理

2.5.1 在电力交易机构注册的市场主体有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：

2.5.1.1 隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的。

2.5.1.2 严重违反市场交易规则，且拒不整改的。

2.5.1.3 依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的。

2.5.1.4 企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的。

2.5.1.5 法律、法规规定的其他情形。

2.5.2 市场主体可以自愿申请退出市场，并提前 30 个工作日向政府有关部门及电力交易机构提交退出申请，申请内容包括：

2.5.2.1 市场退出原因。

2.5.2.2 与其它市场主体之间的交易及结算情况。

2.5.2.3 尚未履行的市场交易合同及对未履行合同的处理协议。市场主体申请退出之前，应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。

2.5.3 当有下列情形之一时，拒绝该市场主体的退出：

2.5.3.1 该市场主体的退出将影响电网安全稳定运行，影响关联用户正常供电等。

2.5.3.2 该市场主体有应当履行而未履行的责任和义务。

2.5.4 售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少 45 天通知政府主管部门、能源监管机构、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方。退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。 2.5.5 电力用户无法履约的，应提前至少 45 天，以书面形式告

知电网企业、相关售电公司、电力交易机构以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

2.5.6 自愿和强制退出的市场主体，原则上 3 年内不得再参与电力市场交易，由电力交易机构进行注销，并向社会公示。其中，对强制退出的市场主体按合同约定承担相应违约责任外，电力交易机构还应提出处罚建议报政府主管部门和能源监管机构批准后执行。退出市场的电力用户由电网企业提供供电服务。

2.5.7 市场主体退出后，必须执行下列规定：

2.5.7.1 该市场主体必须按规定，停止其在市场中的所有交易活动。

2.5.7.2 市场主体在退办理退出手续后 15 个工作日内，必须结清与所有相关市场主体的账目及款项。

2.5.7.3 注册资格退出后，该市场主体应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让，并按合同约定承担相应违约责任，妥善处理相关事宜。

2.5.7.4 市场主体退出后，该市场主体在其资格停止前与另一市场主体存在的争议按照此前合同约定解决。

3. 价格机制与出清算法

3.1 概述

3.1.1 电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌招标等方式。

3.1.2 电力中长期交易坚持市场化定价原则，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。

3.1.3 批发市场直接交易用户的市场购电价格包含市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金与附加三部分，其中，市场购电价格指用户的到户电度电价，市场交易价格指发电企业的售出价格(上网价格)。现阶段，对于省内直接交易，暂按顺价模式执行，采用市场交易价差传导方式，即用户的市场购电价格与目录电度电价的差值(市场交易价差)，等于对应发电企业的市场交易价格与其政府批复上网电价的差值(市场交易价差)。

3.1.4 零售市场用户的市场购电价格指用户的到户电度电价，由用户与售电公司协商确定;零售市场用户与售电公司达成交易后，须向电力交易机构申报市场交易价差，即用户的市场购电价格与其目录电度电价的差值。

3.1.5 现阶段，对于参与电力市场交易的用户，基本电价、峰谷分时电价、功率因素调整电费等继续执行价格主管部门相关政策，用户的市场购电价格作为平段电价，峰、谷电价按现有峰谷电价政策计算。后期，如果按照峰、平、谷分时段组织交易或交易约定了电力曲线，则不再执行峰谷电价，发电侧和用电侧的电量均按分时段交易电价结算。

3.1.6 在电力批发市场中，发电企业与用户或售电公司的市场交易价格(价差)通过市场化方式确定。其中，双边协商交易的市场交易价格(价差)由发电企业与用户或售电公司自主协商确定，按照双方合同约定执行。集中竞价交易的市场交易价格(价差)由电力交易平台出清计算确定，出清算法原则上采用统一出清法(边际价格法，详见 3.2 节)，在需要明确购售电对象等特殊情况下也可以采用高低匹配法(撮合出清法，详见 3.3 节)。定价方式挂牌交易的市场交易价格(价差)按照挂牌价格(价差)确定，出清算法详见 3.4 节。竞价方式挂牌交易的市场交易价格(价差)由电力交易平台出清计算确定，出清算法详见 3.5 节。

3.1.7 合同电量转让交易价格为合同电量或基数计划电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格(价差)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。

3.1.8 外省发电企业参与湖南电力市场竞争时，跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)、输电损耗和跨省交易辅助服务补偿构成。其中，输电价格按照价格主管部门有关规定执行。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或另行收取;未明确的，以前三年同电压等级线路的输电损耗水平为基础，通过预测测算得出输电损耗率，报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。跨省跨区交易输电费及网损费按照实际计量的物理量计算。

3.1.9 双边协商交易原则上不进行限价，但在市场运营初期和丰水季节可以限制市场交易价格(价差)范围。集中竞价、挂牌交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对申报价格(价差)或者结算价格(价差)设置上、下限。价格(价差)限制范围在市场交易公告中发布。

3.2 集中竞价统一出清算法

3.2.1 出清计算以“价格(价差)优先、时间优先、环保优先”为原则。

3.2.2 按照购电申报价格(价差)由高到低的顺序对电力用户、售电公司的申报电量进行排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递减的购方申报电量队列。在成交结果出来后，对于价格(价差)、时间均相同的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给电力用户和售电公司。

3.2.3 按照售电申报价格(价差)由低到高的顺序对发电企业的申报电量排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时按照“可再生能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递增的售方申报电量队列。在成交结果出来后，对于不同发电企业的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给不同发电企业。

3.2.4 依次按顺序对购方申报队列和售方申报队列中的电量进行匹配，匹配方法如下：

3.2.4.1 从购方申报队列、售方申报队列中分别取排在最前面的申报数据。如果能够从购方申报队列和售方申报队列中取到数据，则进行下一步计算;如果购方申报队列或售方申报队列中的数据已经全部取完，则结束匹配计算。

3.2.4.2 比较购电报价(价差)和售电报价(价差)，进行以下计算：

(1)如果购电报价(价差)不小于(≥)售电报价(价差)，则按以下方法确定匹配对的电量和价格(价差)：匹配电量 Q 匹配等于购方申报电量与售方申报电量的较小值，即 Q 匹配 = min{ Q 购方申报，Q 售方申报};匹配价格(价差)P 匹配由购电报价(价差)P 购方申报、售电报价(价差)P 售方申报、竞价差值系数 K 竞价差值确定，即 P 匹配 = P 售方申报 + (P 购方申报

- P 售方申报)× K 竞价差值。购方或售方未匹配的剩余电量进入相对队列的最前方，并回到上一步继续取数据。

(2)如果购电报价(价差)小于(<)售电报价(价差)，则结束匹配计算。

说明：竞价差值系数 K 竞价差值原则上取 0.5，也可随市场交易供需情况调整，由电力交易机构在市场交易公告中发布。

3.2.5 根据各市场主体的匹配电量形成无约束成交易结果，并提交电力调度机构进行安全校核。

3.2.6 经过安全校核后，根据最后一个匹配对形成的匹配价格(价差)确定市场统一出清价格(价差)P 统一出清，即 P 统一出清 = P 匹配(最后)，所有成交电量均按这个价格(价差)出清，各市场主体的成交电量等于通过安全校核的匹配电量。

3.2.7 根据统一出清价格(价差)计算各市场主体的实际成交价格，最后发布统一出清价格(价差)和各市场主体的成交电量、电价。各市场主体的实际成交价格计算方法如下：

3.2.7.1 对于本省发电企业，实际成交价(市场交易价格)为市场统一出清价差与政府批复上网电价之和，公式为：

P 竞价 = P 统一出清 + P 批复

3.2.7.2 对于电力用户，实际成交价(用户购电价格)为市场统一出清价价差与对应的目录电度电价之和，公式为：

P 竞价 = P 统一出清 + P 目录电价

3.3 集中竞价高低匹配算法

3.3.1 出清计算以“价格(价差)优先、时间优先、环保优先”为原则。

3.3.2 按照购电申报价格(价差)由高到低的顺序对电力用户、售电公司的申报电量进行排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递减的购方申报电量队列。在成交结果出来后，对于价格(价差)、时间均相同的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给电力用户和售电公司。

3.3.3 按照售电申报价格(价差)由低到高的顺序对发电企业的申报电量进行排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时按照“可再生能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递增的售方申报电量队列。在成交结果出来后，对于不同发电企业的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给不同发电企业。

3.3.4 依次按顺序对购方申报队列和售方申报队列中的电量进行匹配，匹配方法如下：

3.3.4.1 从购方申报队列、售方申报队列中分别取排在最前面的申报数据。如果能够从购方申报队列和售方申报队列中取到数据，则进行下一步计算;如果购方申报队列或售方申报队列中的数据已经全部取完，则结束匹配计算。

3.3.4.2 比较购电报价(价差)和售电报价(价差)，进行一下计算：

3.3.4.2.1 如果购电报价(价差)不小于(≥)售电报价(价差)，则按以下方法确定匹配对的电量和价格(价差)：匹配电量 Q 匹配等于购方申报电量与售方申报电量的较小值，即 Q 匹配 = min{ Q 购方申报，Q 售方申报};匹配价格(价差)P 匹配由购电报价(价差)P 购方申报、售电报价(价差)P 售方申报、竞价差值系数 K 竞价差值确定，即 P 匹配 = P 售方申报 + (P

购方申报- P 售方申报)× K 竞价差值。购方或售方未匹配的剩余电量进入相对队列的最前方，并回到上一步继续取数据。

3.3.4.2.2 如果购电报价(价差)小于(<)售电报价(价差)，则结束匹配计算。

说明：竞价差值系数 K 竞价差值随市场交易供需情况调整，由电力交易中心在市场交易公告中发布。

3.3.5 根据各市场主体的匹配电量形成无约束成交易结果，并提交电力调度机构进行安全校核。

3.3.6 经过安全校核后，确定各市场主体的成交电量及其实际成交价格(价差)。各市场主体的成交电量等于通过安全校核的匹配电量 Q 匹配之和，匹配电量 Q 匹配的成交价格(价差)等于匹配价格(价差)P 匹配，即不同匹配电量的价格(价差)不同。各市场主体的实际成交价格计算方法如下：

3.3.6.1 对于本省发电企业，成交电量的实际成交价(市场交易价格)为对应的匹配价差 P 匹配与政府批复上网电价之和，公式为：

P 竞价 = P 匹配 + P 批复

3.3.6.2 对于电力用户，成交电量的实际成交价(用户购电价格)为对应的匹配价差 P 匹配与对应的目录电度电价之和，公式为：

P 竞价 = P 匹配 + P 目录电价

3.4 定价方式挂牌交易出清算法

3.4.1 对于定价方式挂牌交易，电力交易平台发布用电需求电量(或发电可供电量、辅助服务)、价格(价差)等信息，符合资格要求的另一方市场主体通过竞争获得电量(或其他辅助服务)，交易价格(价差)固定为发布的价格(价差)。因此，市场主体参与定价方式挂牌交易时不需要申报电价(价差)，仅需要申报电量。

3.4.2 定价方式挂牌交易的出清计算原则上采用“时间优先、环保优先”的方法;也可以采用按申报电量比例分配挂牌电量的出清方法。对于定价方式挂牌交易，挂牌电量、挂牌电价、出清方式由提出挂牌交易安排的政府部门或提出挂牌交易申请的市场主体确定，电力交易机构在市场交易公告中发布相关内容。

3.4.3 “时间优先、环保优先”方法的计算过程如下：

3.4.3.1 对于发电企业参与的交易，首先按照最终申报时间的先后顺序对申报电量进行排序;如果申报时间相同，按照“可再生能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，暂将多个申报电量合并;由此形成申报电量队列。在成交结果出来后，对于合并计算的申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给发电企业。

3.4.3.2 对于电力用户和售电公司参与的交易，首先按照最终申报时间的先后顺序对申报电量进行排序，当申报时间相同时暂将多个申报电量合并，由此形成申报电量队列。在成交结果出来后，对于合并计算的申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给电力用户和售电公司。

3.4.3.3 依次按顺序从申报电量队列中取电量数据，并相应增加预成交电量队列数据。当预成交电量之和等于电力交易平台发布的挂牌交易需求电量(或发电可供电量、辅助服务)，或者申报电量队列中的数据全部取完，则结束出清计算。电力交易平台关闭摘牌申报。

3.4.3.4 根据各市场主体的预成交电量形成无约束成交易结果，并提交电力调度机构进行安全校核。

3.4.3.5 经过安全校核后，确定各市场主体的成交电量及其实际成交价格，其中，实际成交价格根据挂牌价差、电厂的政府批复上网电价(基数电量电价)、用户的目录电度电价的进行折算。

3.5 竞价方式挂牌交易出清算法

对于竞价方式挂牌交易，电力交易平台发布用电需求电量(或发电可供电量、辅助服务)、价格(价差)上限或下限等信息，符合资格要求的另一方市场主体申报电量和电价(价差)，通过竞争获得电量(或其他辅助服务)。竞价方式挂牌交易可以选择按统一价格(价差)出清或按申报价格(价差)出清，挂牌电量、挂牌限价、出清方式由提出挂牌交易安排的政府部门或提出挂牌交易申请的市场主体确定，电力交易机构在市场交易公告中发布相关内容。

3.5.1 统一价格(价差)出清

3.5.1.1 出清计算以“价格(价差)优先、时间优先、环保优先”为原则。

3.5.1.2 对于发电企业参与的交易，按照申报价格(价差)由低到高的顺序对申报电量排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时按照“可再生能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递增的售方申报电量队列。在成交结果出来后，对于不同发电企业的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给不同发电企业

3.5.1.3 对于按照电力用户、售电公司参与的交易，按照申报价格(价差)由高到低的顺序对申报电量进行排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递减的购方申报电量队列。在成交结果出来后，对于价格(价差)、时间均相同的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给电力用户和售电公司。

3.5.1.4 依次按顺序从申报电量队列中取电量数据，并相应增加预成交电量队列数据。当预成交电量合计等于电力交易平台发布的挂牌交易需求电量(或发电可供电量、辅助服务)，或者申报电量队列中的数据全部取完，则结束出清计算。

3.5.1.5 根据各市场主体的预成交电量形成无约束成交易结果，并提交电力调度机构进行安全校核。

3.5.1.6 经过安全校核后，确定各市场主体的成交电量及市场出清价格(价差)，市场出清价格(价差)等于最后一个进入成交电量队列的报价(价差)，所有成交电量均按照统一出清价格(价差)结算。

3.5.1.7 计算各市场的实际成交价格，实际成交价格根据统一出清价差、电厂的政府批复上网电价(基数电量电价)、用户的目录电度电价的进行折算。

3.5.2 申报价格(价差)出清

3.5.2.1 出清计算以“价格(价差)优先、时间优先、环保优先”为原则。

3.5.2.2 对于发电企业参与的交易，按照报价(价差)由低到高的顺序对申报电量排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时按照“可再生能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递增的售方申报电量队列。在成交结果出来后，对于不同发电企业的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给不同发电企业

3.5.2.3 对于按照电力用户、售电公司参与的交易，按照报价(价差)由高到低的顺序对申报电量进行排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时暂将多个申报电量合并，由此形成价格(价差)单调递减的购方申报电量队列。在成交结果出来后，对于价格(价差)、时间均相同的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给电力用户和售电公司。

3.5.2.4 依次按顺序从申报电量队列中取电量数据，并相应增加预成交电量队列数据。当预成交电量合计等于电力交易平台发布的挂牌交易需求电量(或发电可供电量、辅助服务)，或者申报电量队列中的数据全部取完，则结束出清计算。

3.5.2.5 根据各市场主体的预成交电量形成无约束成交易结果，并提交电力调度机构进行安全校核。

3.5.2.6 经过安全校核后，确定各市场主体的成交电量及成交价格(价差)，市场主体的成交价格(价差)等于各自的申报价格(价差)。

说明：按申报价格出清方式下，因各市场主体的申报价格不同，最终的成交价格也不同，并按成交价格结算。

4. 批发市场交易组织

4.1 概述

4.1.1 中长期批发市场的交易品种包括电力批发交易(含直接交易)、合同电量转让交易(含发电权交易)、跨省跨区交易、应急交易、抽水蓄能抽水电量专项交易、辅助服务交易等。

4.1.2 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，年度交易的周期含多年或 6 个月及以上，月度交易的周期含 6 个月以下的多月，月内交易的周期含周、多日等日以上。

4.1.3 年度交易应明确分月电量安排。对于双边协商交易形成的合同，在合同双方协商一致情况下，允许在保持年度合同总量不变的情况下，逐月调整下一月及后续月份的分月电量安排，并以修改后的分月电量编制交易执行计划，进行电量电费结算;对于集中交易形成的合同，不能修改分月电量。

4.1.4 电力交易机构按照湖南中长期规则和本细则的规定，结合市场主体的电力交易需求，定期组织开展电力批发交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易，适时组织应急交易和辅助服务等交易。

4.1.5 批发市场交易的组织流程执行湖南中长期规则第四十三条规定。电力交易机构应结合电力市场运营情况编制、发布市场交易公告，市场交易公告作为当次交易合同的重要组成部分。

4.1.6 市场主体按照交易公告规定的方式，向电力交易机构申报交易意向，基本要求如下：

4.1.6.1 申报电量的单位为兆瓦时(千千瓦时)，不保留小数;申报电力的单位为兆瓦(千千瓦)，不保留小数;申报价格的单位为元/兆瓦时，保留两位小数。

4.1.6.2 电力批发交易实行顺价交易模式，双边协商、集中竞价、挂牌交易的申报均采用价差申报方式。卖方(发电企业)申报相对政府批复上网电价的价差，买方(直接交易用户和售电公司)申报相对目录电价的价差，电价上浮为正，电价下浮为负。现阶段，申报价差应小于或等于 0。

4.1.6.3 如果外省发电企业参与湖南省电力市场集中竞价交易，需要将其上网申报价格折算为湖南电网落地电价，再减湖南电网购电均价折算为湖南市场售电价差，公式为：

P 售电价差 = P 落地电价 - P 湖南电网购电均价式中，湖南电网购电均价由价格管理部门发布。

4.1.7 组织集中竞价交易的基本要求执行湖南中长期规则第四十四条至四十六条规定，可选择的交易出清算法详见本细则 3.2、3.3节。电力交易机构在组织集中竞价交易时，通过市场交易公告明确出清算法选择。

4.1.8 组织挂牌交易的基本要求执行湖南中长期规则第四十七条至五十条规定，可选择的交易出清算法详见本细则 3.4、3.5 节。电力交易机构在组织挂牌交易时，通过市场交易公告明确出清算法选择。

4.1.9 年度、月度交易组织的基本时序安排执行湖南中长期规则第五十一条至五十三条规定，集中竞价与挂牌交易组织的先后顺序由电力交易机构根据市场运营情况确定。

4.1.10 年度双边交易、年度集中竞价交易、月度双边交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易组织的基本流程和要求执行湖南中长期规则第五十六条至八十四条规定。根据市场运营需要，电力交易机构可以在月度集中竞价之前或之后组织月度挂牌交易。

4.1.11 合同电量转让交易的组织执行湖南中长期规则第八十七条至八十八条规定。

4.1.12 每年 4、5、6 月份，优先组织可再生能源发电企业与电力用户、售电公司开展交易，并根据可再生能源发电企业的月度交易结果适当安排火电企业调减年度合同在丰水季节的分月电量计划。

4.1.13 原则上，可再生能源发电企业只能与唯一的一家拥有市场合同的同类型发电企业签订合同，实现互保。

4.1.14 发电企业按规定以增项方式取得售电营业资格并完成售电注册手续后，可作为合格市场主体参与交易，但在集中竞价交易中只能以发电或售电一种市场主体身份参与交易。

4.2 应急交易组织

4.2.1 概述

4.2.1.1 根据国家有关法规、政策、文件精神及《华中区域水电减弃增发应急交易办法》等，为充分利用水、风、光能资源，减少弃电电量损失，结合湖南电网实际情况，制定本部分内容。

4.2.1.2 弃电电量是指湖南电网水电弃水、风电弃风、光伏弃光调峰所损失的电量。

4.2.1.3 本部分内容适用于湖南电网水电、风电、光伏企业在省内发电空间不足，发生弃水、弃风、弃光或可能弃水、弃风、弃光时，为减少弃水、弃风、弃光，在有限的时间内通过市场机制向省外市场售出电量的短期减弃增发应急交易(以下简称“应急交易”)。

4.2.1.4 参与应急交易的主体为水电、风电、光伏企业、省外购电方、电网企业。其中，参与应急交易的水电、风电、光伏企业包括：统调且在电力交易机构进行电量结算的水电站、风电场、光伏电站，以及其他自愿申请参与应急交易的非统调水电站。

4.2.1.5 向省外市场售出弃电电量采用电网企业集中代理省内水电、风电、光伏企业与省外购电方双边协商，或者参与外省市场集中竞价、挂牌交易等模式。

4.2.2 启动条件及交易程序

4.2.2.1 当以下两项条件同时具备时，可以启动应急交易。(1) 参与应急交易的水电站、风电场、光伏电站发生弃水、弃

风、弃光，或即将发生弃水、弃风、弃光，并提出交易申请;或电网企业根据来水情况提出启动应急交易，并有水电、风电、光伏企业响应。

(2) 统调公用火电厂运行方式已调整为当时电网安全控制要求或调峰要求的最小方式，抽水蓄能充分调用，已最大限度调减外省送湖南电量，无法再腾出空间消纳省内水电、风电、光伏电量。

4.2.2.2 所有参与应急交易的发电企业在年初签订参与年度应急交易承诺书，当实际发生应急交易时依约执行。承诺书签订后由电力交易机构公布参与应急交易的发电企业名单。

4.2.2.3 在应急交易实施过程中，未列入名单中的水电、风电企业亦可向电力交易机构提出临时交易申请，并签订应急交易承诺书后，参与应急交易。

4.2.2.4 达到应急交易条件时，由电力交易机构宣布启动应急交易，及时报湖南省经信委和国家能源局湖南监管办备案，并通知相关市场主体。

4.2.2.5 应急交易启动后，电力交易机构组织实施向省外市场售电交易，分别与省外购电方、参与应急交易的省内水电、风电、光伏企业签订短期购售电交易单，并公布应急交易起止时间和交易电量、交易价格等。每次应急交易，购、售双方需签订应急交易单，以此为结算依据。

4.2.2.6 因电力市场、雨水情预测等发生变化，引起应急交易任一启动条件消失，电力交易机构应及时向参与交易的有关企业通报相关情况，交易各方以湖南统调电网是否需要继续销售弃电电量为原则、共同协商确定是否继续或结束本次交易。

4.2.2.7 应急交易合同执行过程中应急交易电量发生差异时由电网企业负责平衡。

4.2.2.8 应急交易电量按日清算、按月结算。

4.2.3 交易电量与电价计算

4.2.3.1 向省外市场售出弃电电量以电网企业与省外购电方签订的短期购售电合同以及实际售出电量为准。

4.2.3.2 售出弃电电量在参与应急交易的各水电、风电、光伏企业(以下公式计算中统称电厂)之间的分割按各水电、风电、光伏企业非市场交易电量与装机容量等比例分配的原则实施。各水电、风电、光伏企业售出弃电电量具体根据以下公式计算。

电厂 I 日应急交易电量=QI-QI 其他-(Q-Q 其他-Q 应急)×WI÷W其中：

W：当日参与交易的电厂总装机容量;WI：参与交易的电厂 I 的装机容量;

Q：参与交易的电厂当日实际上网电量(根据调度 EMS 电量折算上网电量);

Q 其他：参与交易的电厂当日其他市场交易合同电量(根据其他市场交易合同分解电量)

QI：电厂 I 当日实际上网电量(根据调度 EMS 电量折算上网电量);

Q 应急：当日向省外售减弃应急电量(含输电损耗电量，下同); QI 其他：电厂 I 当日其他市场交易合同电量(根据其他市场交易合同分解电量)。

4.2.3.3 上述公式中各分量以电厂为单位提取，提取上网电量时段原则上应与向省外售减弃应急电量发生时段一致。各电厂当日应急交易电量应按向省外售减弃应急电量分时比等比例计算各时段电量。

4.2.3.4 应急交易期内，当参与应急交易的电厂中某电厂大发而其他参与应急交易的电厂发电少时，该电厂当日应急交易电量最大为 Q 应急，当参与应急交易的电厂少发或当日无应急交易电量时，该电厂当日应急交易电量最小为零。

4.2.3.5 当按上述公式计算，参与应急交易的电厂合计应急交易电量大于向省外售电电量总量时，等比例调减至相等。

4.2.3.6 减弃增发应急交易原则上不影响原有已签订的其他市场交易合同。计算参与应急交易的电厂交易电量时，电厂已签订的向外省售电合同电量不纳入应急交易计算。

4.2.3.7 电网企业与省外购电方结算电价按照华中区域相关减弃增发应急交易办法执行。电网企业与省内参与交易的电厂结算采用统一电价，参与交易的电厂结算价格计算公式如下：

电厂结算价格 = 向外省售出均价 - 输电价格

如结算价格高于某电厂批复上网电价，按该厂按批复上网电价结算。

4.2.3.8 输电损耗计入输电费中，输电价格原则上不超过 3 分/千瓦时，如超过 3 分/千瓦时，价差在结算价格低于批复上网电价的电厂中按外售电量比例分配。

4.2.4 交易实施

4.2.4.1 应急交易由电力交易机构负责组织实施，电网企业提供相应的输电服务。

4.2.4.2 参与本交易的电厂在应急交易期原则上优先安排发电。

4.2.4.3 电力交易机构应及时将交易结果报告湖南省经信委和国家能源局湖南监管办，并按要求及时向有关市场主体公布交易相关信息，保证交易公平、公正、公开。

4.2.4.4 应公布的相关信息包括但不限于：参与交易的电厂名单、启动及关闭应急交易的时间、原因、交易日电网运行情况、向省外售出电量、电价、参与交易的电厂交易电量、电价等。

4.3 合同转让交易组织

4.3.1 拥有计划基数电量合同、批发交易(含直接交易)合同、跨省跨区电能交易合同的发电企业，以及拥有批发交易(含直接交易)合同、跨省跨区电能交易合同的电力用户和售电公司可作为出让方或者受让方以电量为标的参与合同转让交易。可再生能源不能转让优先发电合同。

其中，计划基数电量指政府相关部门下达的火电厂年度计划电量(不包括电网安全约束机组电量);可再生能源优先发电合同指政府相关部门下达的可再生能源年度计划电量对应的合同。

4.3.2 现阶段，合同电量转让交易标的为湖南省年度基数合同电量和双边协商交易合同电量，其中，双边协商交易合同电量转让不影响发电企业原集中竞价交易电量的上限;市场条件成熟后，逐步增加其他交易标的。

4.3.3 出让方、受让方、出让价格、受让价格定义：

出让方：指在合同电量转让市场卖出合同电量的发电企业、用户或售电公司。

受让方：指在合同电量转让市场买入合同电量的发电企业、用户或售电公司。

出让价格：指出让方收取的替代发电补偿价格或者收取的替代用电补偿价格。

受让价格：指受让方支付的替代发电补偿价格或者支付的替代用电补偿价格。

4.3.4 合同电量转让交易按月组织，原则上每月 23 日前完成次月及以后合同电量转让交易。现阶段，合同转让最小周期为月度。

4.3.5 合同电量转让交易应符合以下要求:

4.3.5.1 受让方应符合市场准入条件并按规定获得市场准入资格。

4.3.5.2 经审查，受让方确实具有真实的受让需求和直接受让能力，防止买空卖空。

4.3.5.3 受让电量暂不允许再次转让;发生转受让关系后，禁止受让方再转让，禁止转让方再受让。

4.3.5.4 发电企业之间合同电量转让交易应符合节能减排原则，原则上可再生能源发电企业的合同只能在可再生能源内部转让。特殊情况下，经政府主管部门或能源监管机构批准，可再生能源发电企业的合同可以有条件地转让给火电企业。

4.3.5.5 电网安全约束机组合同电量、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。

4.3.5.6 电力交易机构可根据实际情况，启动或暂停电力用户、售电公司之间的合同电量转让。

4.3.5.7 每年 4、5、6 月份，可再生能源发电企业可在当月末的

3 个工作日前对当月合同电量进行转让，但受让方必须具备在当月完成受让电量的条件。

4.3.5.8 受让方应一并受让交易合同附有的电力(曲线)、交易电量月度分解及其他条件。

4.3.5.9 合同转让交易的出让价格或受让价格，不能影响出让方原有合同的价格和结算，不能影响原有合同中其他方的利益。

4.3.5.10 合同转让交易出让费、受让费的结算暂由转受让双方自行负责，以依法合理利用税务政策为原则。

4.3.5.11 合同电量转让交易必须通过电力调度机构的安全校核。

4.3.5.12 电力用户和售电公司之间不能进行合同电量转让。

4.3.6 合同电量转让交易主要采用双边协商和挂牌交易两种方式，出让方与受让方按照前述交易规则参加年度、月度的双边与挂牌交易。挂牌交易通过湖南电力市场交易平台集中开展;双边协商由出让方、受让方线下商定，通过电力交易平台申报。

4.3.7 对于双边协商方式的合同电量转让交易，在双边协商交易申报时间范围内，出让方与受让方可事先签订转受让合同，但必须通过电力交易平台正式申报，明确原合同名称与编号、拟转让的电量、转让价格等信息，由出让方录入系统，受让方确认信息。

4.3.8 对于挂牌方式的合同电量转让交易，出让方通过电力交易平台在规定时间内向电力交易机构提出合同电量转让挂牌申请，明确原合同名称与编号、拟转让的电量、出让价格等信息，电力交易机构在收到申请的 2 个工作日内作出明确答复。

4.3.8.1 拟出让的基数合同电量不能超过月度基数电量，拟出让的双边协商合同电量不能超过月度双边协商交易电量。

4.3.8.2 挂牌交易总体按照时间优先原则成交，同一次交易中，如果时间维度无法区分则按摘牌方申报电量等比例分摊成交。成交的

挂牌交易通过安全校核后，通过电力交易平台自动生成电子合同，无需交易双方确认。转让合同作为结算和计划制定的依据。

5. 批发市场合同管理

5.1 概述

5.1.1 按照交易期限，交易合同可以分为多年交易合同、年度交易合同、季度交易合同、月度交易合同和月内短期交易合同等。

5.1.2 批发市场合同以电子合同为主，市场主体参与批发市场交易的入市承诺书、批发市场电能交易合同、电量转让合同等均应通过电力交易平台形成电子合同。集中竞价交易以市场主体的入市承诺书和发布的交易结果为依据，可不再另外签订有关合同;厂网间购售电合同仍采用合同书形式签订。

5.1.3 对于通过电力交易平台形成的入市协议书和批发市场交易合同，可以从电力交易平台中查询、导出。

5.1.4 湖南省电力批发市场的电能交易合同、集中交易成交单模板见附件 5-1、5-2。

5.2 合同类型

5.2.1 包括厂网间购售电合同、电能交易合同、电量转让合同和输配电合同等。其中，电能交易合同指的是湖南省电力批发交易合同。

5.2.2 厂网间购售电合同指发电企业与电网企业根据政府电力主管部门下达的年度计划电量签订的交易合同。合同中应包括但不限于以下内容：双方的权利和义务、逐月优先发电电量(或基数电量)、价格、并网点和计量点信息、违约责任等。购售电合同签订后应提交电力交易机构，作为电量结算依据。

5.2.3 电能交易合同依据交易组织结果签订，内容包括：交易主体、交易时间、交易电量、交易价格、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约定等。其中，多年交易合同中，交易电量、交易价格须分年明确;年度交易合同中，交易电量、交易价格须分月明确。

5.2.4 电量转让合同为合同电量转让交易的出让方和受让方依据合同电量转让交易的结果签订，合同内容应包括：交易主体、交易时间、交易电量、交易价格、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约定等。

5.2.5 输配电合同为电网企业承担电力交易输配电责任、 与各类市场主体之间的三方合同。原则上，各类无约束交易结果通过电力调度机构的安全校核，形成有约束交易结果，即为电力调度机构代表电网公司与交易相关方签订了电子化输配电合同，输配电合同与各类交易合同同步形成。

5.3 合同签订

5.3.1 厂网间年度购售电合同原则上在交易执行前完成合同签订，最晚应于合同执行年一季度内完成签订。未完成签订的，厂网间购售电交易按照相应年度、月度交易计划执行。

5.3.2 双边协商交易的最终结果发布后，由电力交易平台自动生成电子化的交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的 3 个工作日内，确认相关电子合同。

5.3.3 集中竞价、挂牌交易的最终结果发布后，由电力交易平台自动生成电子化的交易合同，无须相关市场主体确认。

5.4 合同变更与调整

5.4.1 对于双边协商方式形成的年度电能交易合同，经交易双方协商一致，可以在保持合同总量不变的前提下，向电力交易机构提出次月及后续月份的分月电量调整申请，经电力交易机构审核、电力调度机构安全校核后，作为编制月度交易执行计划和结算的依据。流程如下：

5.4.1.1 原则上每月 15 日前,由发电企业通过电力交易平台向电力交易机构提出年度合同次月及后续月份电量变更申请(申请内容包括调整的合同名称及编号、次月及以后各月的合同电量调整值、调整原因等)，并由购电方确认。合同变更与调整的具体申报时间可由电力交易机构在市场交易公告中明确。

5.4.1.2 电力交易机构审核。如果审核不通过，则通过电力交易平台退回申请并提供退回理由。

5.4.1.3 经过电力交易机构审核后，合同变更信息由电力调度机构进行安全校核。如果安全校核不通过，则通过电力交易平台退回申请并提供退回理由。

5.4.1.4 电力调度机构安全校核通过后，原合同下月起终止执行，变更后的合同下月起自动生效，并作为编制月度交易计划和电量结算的依据。

5.4.2 集中竞价、挂牌交易签订的交易合同不能进行合同变更。厂网间购售电合同电量根据政府主管部门下达的计划以及电力交易机构制定的月度交易计划进行调整。

5.5 合同解除

5.5.1 根据国家法律法规的规定，交易合同需要解除的，按相关规定执行。

5.5.2 交易各方协商一致，可以解除合同。合同解除，须按照原交易合同形式，签订解除协议。其中，售电公司与其签约用户协议解除购售电签约关系后，售电公司及其签约用户与电网企业(含配售电公司)在电费结清后解除三方供用电合同。

5.5.3 合同解除后，已履行部分仍然有效，尚未履行部分不再履行。

5.6 其他

5.6.1 各类交易合同调整、解除应不违反国家法律、强制性法规，不违反市场交易规则，不妨碍第三方利益。若发生不可抗力，完全或部分地妨碍合同一方履行合同项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务。

5.6.2 不可抗力包括因政府行为、法律法规变更或电力市场发生较大变化，导致售电方或购电方不能完成合同义务，各方应本着公平合理的原则尽快协商解决。必要时，可适当修改合同

5.6.3 购售电合同、交易合同和供用电协议签订完成 10 个工作日内向政府电力管理部门、能源监管机构报备。

6. 零售市场交易管理

6.1 概述

6.1.1 零售用户在一个结算周期内只能选择与一家售电公司绑定购售电关系，任何单位和个人不得干涉零售市场的正常运作，但各市场主体行为须接受监管。

6.1.2 电网企业承担供电营业区内电力普遍服务义务，无歧视地向售电公司及零售用户提供报装、计量、抄表、核算、收费等各类供电服务。售电公司为零售用户提供购售电及增值服务，可代理用户办理变更购售电关系、业扩报装、变更用电等相关业务。

6.1.3 零售市场交易采用双边协商方式，零售用户与售电公司自主选择交易对象，平等协商建立购售电关系，根据实际情况签订双边协商零售交易合同;然后到电力交易机构办理购售电关系签约登记手续，并按规定与电网企业签订三方《市场化零售业务协议》，明确各方的权利和义务等。

6.1.4 售电公司、零售用户与电网企业签订《市场化零售业务协议》时，需提供零售市场交易电价或零售市场交易价差，后期允许调整。

6.1.5 电力零售市场业务办理流程图参见附件 6-1。

6.2 购售电关系管理

6.2.1 购售电关系管理包括零售用户与售电公司的购售电关系的建立、变更、解除。其中：建立购售电关系是指电力用户由非市场化用户或直接交易用户选择一家售电公司签订购售电意向协议，转为零售用户;变更购售电关系是指零售用户重新选择售电公司，签订购售电意向协议，建立新的购售电关系;解除购售电关系是指零售用户转为非市场化用户或直接交易用户。

6.2.2 零售用户与售电公司建立购售电关系时应同时满足：

(1) 申请用户符合电力零售市场准入条件，进入政府准入目录;

(2)申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;(3)申请用户与其他用户不存在转供用电关系;(4)申请用户已与售电公司签订购售电合同;(5)售电公司已在电力交易机构完成市场注册;

(6)直接交易用户在交易机构完成直接交易注销后，可提出申请转为零售用户。

6.2.3 零售用户与售电公司变更购售电关系时应同时满足：

(1)申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;

(2)申请用户拟转至的售电公司已在交易机构注册;

(3) 申请用户应提供与原售电公司解除购售电合同的证明材料;(4)申请用户已与新售电公司签订购售电合同。

6.2.4 零售用户与售电公司解除购售电关系时应同时满足：

(1)申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;

(2) 申请用户应提供与原售电公司解除购售电合同的证明材料。 6.2.5 零售用户申请销户时，经对应的售电公司确认，提供与

售电公司解除购售电合同的书面证明材料，按销户业务办理。

6.2.6 当售电公司无法继续提供售电服务，或按国家规定的程序强制退出市场时，售电公司可以将原已签订的购售电合同转让给其他售电公司或者按照合同约定的条款终止合同，与其零售用户解除购售电关系，完成电量及费用清算。电网企业按照政府部门的委托或要求，根据电力交易机构提供的售电公司市场注销证明，启动保底供电服务时，应将与该售电公司建立购售电关系的零售用户转为保底供电用户，执行政府规定价格。

6.2.7 《市场化零售业务协议》到期后，未办理续签，且未重新选择售电公司建立购售电关系的零售用户，转为非市场化用户，用电价格按照湖南中长期规则规定执行同类非市场用户目录电价的1.1倍。

6.2.8 零售用户与售电公司购售电关系建立、变更或解除按照结算周期完成电费清算，自电费核清之日起生效。

6.2.9 零售购售电关系建立流程：

6.2.9.1 零售用户与售电公司自主协商，按照附件 6-2 的模板格式签订《电力零售市场购售电意向协议》，并准备购售电关系签约登记资料。

6.2.9.2 售电公司登录电力交易平台，录入零售用户的相关信息，根据零售用户在电网企业营销系统中的用户号建立用电单元并提交交易机构审批，交易机构在 5 个工作日内完成审批并通知售电公司提交资料。

6.2.9.3 售电公司到电力交易机构申请购售电关系签约登记，提交以下资料：

(1) 双方签署的《电力零售市场购售电意向协议》;

(2) 售电公司营业执照复印件;

(3) 售电公司法定代表人身份证复印件;

(4) 零售用户入市承诺书(模板见附件 2-3-2);

(5) 零售用户营业执照复印件;

(6) 零售用户法定代表人身份证复印件。

6.2.9.4 电力交易机构办理购售电关系签约登记，并将登记结果及时提交电网企业营销部门。

6.2.9.5 电网企业营销部门通知售电公司和零售用户到指定的电网企业供电营业厅，按照附件 6-3 的模板格式签订电网企业、零售用户和售电公司三方《市场化零售业务协议》。

6.2.9.6 电网企业营销部门汇总三方《市场化零售业务协议》，提交电力交易机构备案。

6.2.10 零售购售电关系变更流程：

6.2.10.1 零售用户在原《电力零售市场购售电意向协议》、三方《市场化零售业务协议》到期后，或与原签约售电公司协商解除尚未到期的购售电关系后，可以重新选择售电公司、按照附件 6-2 的模板格式签订《电力零售市场购售电意向协议》。

6.2.10.2 售电公司登录电力交易平台，录入零售用户的相关信息，根据零售用户在电网企业营销系统中的用户号建立用电单元并提交电力交易机构审批，电力交易机构在 5 个工作日内完成审批并通知售电公司提交资料。

6.2.10.3 售电公司到电力交易机构申请购售电关系签约登记，提交以下资料：

(1) 零售用户与原售电公司解除购售电关系的证明材料;

(2) 双方签署的《电力零售市场购售电意向协议》;

(3) 售电公司营业执照复印件;

(4) 售电公司法定代表人身份证复印件;

(5) 零售用户入市承诺书(模板见附件 2-3-2);

(6) 零售用户营业执照复印件;

(7) 零售用户法定代表人身份证复印件。

6.2.10.4 电力交易机构办理购售电关系签约登记，并将登记结果及时提交电网企业营销部门。

6.2.10.5 电网企业营销部门通知售电公司和零售用户到指定的电网企业供电营业厅，按照附件 6-3 的模板格式签订电网企业、零售用户和售电公司三方《市场化零售业务协议》。

6.2.10.6 电网企业营销部门汇总三方《市场化零售业务协议》，提交电力交易机构备案。

6.2.11 零售购售电关系解除流程：

6.2.11.1 零售用户在原《电力零售市场购售电意向协议》、三方《市场化零售业务协议》到期后，或与原签约售电公司协商解除尚未到期的购售电关系后，可以转为非市场化用户或直接交易用户。

6.2.11.2 对于零售用户转为直接交易用户的，参照 2.3 节要求到电力交易机构办理直接交易用户注册，并提交零售用户与原售电公司解除购售电关系的证明材料;电力交易机构办理注册程序后，将办理结果通知电网企业营销部门。

6.2.11.3 对于零售用户转为非市场化用户的，到电网企业供电营业厅办理手续，电网企业营销部门将办理结果通知电力交易机构。

6.3 零售合同管理

6.3.1 零售用户与售电公司可根据实际情况签订双边协商零售交易合同(购售电合同)。

6.3.2 零售用户、售电公司与电网企业签订的三方《市场化零售业务协议》，是零售用户原《供用电合同》的补充文件。

6.3.3 零售用户变更购售电关系后，电网企业与新的售电公司、零售用户应重新签订《市场化零售业务协议》。

6.3.4 零售用户与售电公司解除购售电关系转为非市场化用户后，电网企业与其签署《市场化零售业务协议》同时终止。

6.3.5 售电公司发生公司名称、统一社会信用代码等变动时，电网企业应与售电公司、零售用户重新签订《市场化零售业务协议》。

6.3.6 零售用户办理销户后，原《市场化零售业务协议》自动终止。

6.3.7 零售市场合同以纸质合同为主，售电公司、零售用户、电网企业按照本规则要求签订相应的纸质合同。

6.3.8 售电公司负责向电力交易机构提交与之相关的各类交易合同(要件)，包括零售用户与售电公司的双边协商零售交易合同等，所有合同的提交时间不迟于合同执行 5 个工作日前。

6.4 新装、增容与变更用电

6.4.1 零售用户新装、增容与变更用电业务包括：高压新装、高压增容、减容、减容恢复、暂停、暂停恢复、改压、改类、暂换、暂换恢复、迁址、移表、暂拆、复装、更名、过户、分户、并户、销户、市场交易价格变更等。因涉及保密性和特殊性，对零售用户设计、使用专门的业务办理单据。

6.4.2 零售用户新装业务按照公司现行业扩报装规定及业务流程办理。业务办结归档后，根据零售用户的选择，可与售电公司建立购售电关系。

6.4.3 零售用户申请办理增容与变更用电业务时，应提供售电公司书面确认材料，并遵循《市场化零售业务协议》和《供用电合同》的约定。

6.4.4 零售用户增容、变更用电业务不能与变更购售电关系业务同时办理。

6.4.5 在计量装置更换、设备封停(启封)、计量装置特抄时，应按《供用电合同》和《市场化零售业务协议》约定，由售电公司、零售用户对抄表示数进行确认。

6.4.6 零售用户办理过户业务时，根据合同相关条款提前终止合同，新户满足政府规定的市场准入条件的，重新申请建立新的零售购售电关系。

6.4.7 零售用户之间可办理并户业务。被并户根据合同相关条款提前终止合同，并户业务办理完毕后，被并户与原售电公司购售电关系自动解除。

6.4.8 零售用户办理分户时，分出的新户可自愿选择成为零售用户、直接交易用户或非市场化用户，选择成为零售用户、直接交易用户的应满足市场准入条件。

6.4.9 零售用户办理销户业务时，需提供与售电公司解除购售电合同的书面证明材料。

6.4.10 零售用户办理新装、增容、变更用电的其他业务，按照《供电营业规则》及电网企业现行规章制度执行。

6.5 零售电价管理

6.5.1 零售用户到户电价暂按顺价方式确定，顺价方式的到户电价=目录电度电价(含政府性基金)+ 市场交易价差。市场交易价差由售电公司与用户协商确定，可以逐月调整。如果售电公司与零售用户未调整市场交易价差，初次结算以三方《市场化零售业务协议》中约定的市场交易价差计算电费，以后各月按照上一结算周期的市场交易价差计算电费(即沿用上月市场交易价差)。

6.5.2 售电公司与零售用户调整市场交易价差时，需在生效月份的上一月末 5 个工作日之前由售电公司向电力交易机构提交价差调整表(模板见附件 6-4)。售电公司应依据与零售用户的合同约定，在双方协商一致的情况下，向电力交易机构提交双方认可的市场交易价差数据。

6.5.3 电力交易机构收到各售电公司提交的价差调整表后，进行汇总存档，并应于生效月份的上一月最后一个工作日前向电网企业传递。市场交易价差生效时间应与电费结算周期保持一致。

7. 安全校核与交易执行

7.1 概述

7.1.1 电力调度机构负责各种交易的安全校核、执行工作，确保电力系统安全稳定运行。

7.1.2 安全校核工作执行湖南中长期规则第九十五条至九十九条规定。电力调度机构以年、月为周期进行全电量交易安全校核，同一周期内(年度或月度)不同交易方式形成的交易结果必须同时进行安全校核。校核不通过时，按照组织时间顺序逆序调整;安全校核通过后，形成正式交易结果并公布。年度交易的安全校核时间原则上在 5 个工作日内，月度交易的安全校核时间原则上在 2 个工作日内。

7.1.3 交易执行工作依照湖南中长期规则第一百条至一百〇一条规定执行。电力交易机构在每月月底前编制、发布发电企业次月交易计划，电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。现阶段，可再生能源发电企业暂不进行优先发电计划电量偏差考核，可再生能源发电企业每月优先发电计划一般为近 5 年月度发电量(上网电量)的平均值，近 5 年新投产的电厂可根据实际情况进行调整

7.1.4 对于月度交易计划电量与实际发电需求之间的偏差，主要通过预挂牌月平衡偏差方式处理。电力交易机构按月通过预挂牌招标交易确定次月上调(增发)机组及电量调用排序和下调(减发)机组调用排序，电力调度机构按照上调机组调用排序增加发电出力，或者按照下调机组调用排序减少发电出力，确保电力系统供需实时平衡，具体执行方法见湖南中长期规则第一百〇五条。

7.1.5 电力交易机构按月组织预挂牌上调、下调招标交易。现阶段，参与预挂牌招标交易的发电企业为省内统调公用火电企业，可再生能源发电企业原则上暂时按照“以水定电、以风定电”的原则优先发电，不参与月度预挂牌招标交易，跨省跨区市场交易送入主体可以申请参与月度预挂牌招标交易。

7.1.6 在已报价上下调能力用尽后，可以对未报价的机组实行强制上下调。强制上下调可根据市场实际情况进行限价。预挂牌交易结束后，电力交易机构将上调机组及电量调用排序和下调机组调用排序提交给电力调度机构。

7.2 预挂牌招标交易

7.2.1 预挂牌上调招标

7.2.1.1 预挂牌上调招标可以与月度集中竞价一并组织，也可以在月度集中竞价之后单独开展，具体组织方式通过市场交易公告明确。

7.2.1.2 预挂牌上调招标交易的申报要求如下：

7.2.1.2.1 实行上调交易申报价格(价差)限制，由电力交易机构对发电企业提出最高、最低上调申报价格(价差)建议，形成允许的申报价格(价差)区间，报能源监管机构和政府相关部门备案。上调交易申报价格(价差)区间的设定要充分考虑成本、供需情况及其变动趋势。如果预挂牌上调招标与月度集中竞价合并组织，则采用相同的申报价格(价差)区间。

7.2.1.2.2 实行申报电量总额限制，由电力交易机构会同电力调度机构对发电企业分别提出申报电量限额建议，报能源监管机构和政府相关部门备案。申报电量限额的设定主要考虑发电企业的装机容量和发电能力、已签订市场合同电量、已安排基数电量等因素。如果预挂牌上调招标与月度集中竞价合并组织，则采用同一个申报电量限额。

7.2.1.2.3 准入发电企业按照交易公告规定的方式，在公告规定的申报时间、申报电量限额、价格(价差)区间范围内申报期望售出的当次交易周期内的电量和相应的价格(价差)。在实行顺价交易时，发电企业申报与其政府核定上网电价的价差，电价上浮为正，电价下浮为负。现阶段，申报价差应小于或等于 0。

7.2.1.2.4 如果预挂牌上调招标单独组织，每次交易只能申报一组电量及其电价(价差)。

7.2.1.2.5 对于单独的预挂牌上调电量招标交易，或者预挂牌上调招标与月度集中竞价合并组织的交易，原则上发电企业申报的电量之和应达到申报电量限额，不应持留发电容量。

7.2.1.3 预挂牌上调招标交易以“价格优先、时间优先、环保优先”为原则。申报截止后，按照以下算法进行出清计算：

7.2.1.3.1 如果预挂牌上调招标与月度集中竞价合并组织，发电企业申报的数据首先用于集中竞价交易出清，集中竞价交易出清后的剩余电量、电价(价差)用于预挂牌上调电量出清，如果剩余电量、电价(价差)有多组数据，按照电量相加、电价(价差)取最高申报价格(价差)的方法合并为一组申报数据。

7.2.1.3.2 按照申报价格(价差)由低到高的顺序对各发电企业的上调申报电量排序，价格(价差)相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格(价差)、时间均相同时按照大机组优先的原则排序;当以上条件均相同时，申报电量并列。由此形成上调机组及电量调用顺序表。如果发电企业不参与预挂牌上调招标交易，电力交易机构按照节能减排的原则确定上调机组调用顺序。

7.2.1.4 电力交易机构发布次月上调机组及电量调用顺序表，提交电力调度机构执行，并封存上调电量电价(价差)结果数据用于事后结算。

7.2.2 预挂牌下调招标

7.2.2.1 预挂牌下调招标交易的具体组织方式通过市场交易公告明确。

7.2.2.2 预挂牌下调招标交易的申报要求如下：

7.2.2.2.1 实行下调补偿申报价格限制，由电力交易机构对发电企业提出最高、最低下调补偿申报价格建议，形成允许的申报价格区间，报能源监管机构和政府相关部门备案。下调补偿申报价格区间的设定要充分考虑发电成本及其变动趋势。

7.2.2.2.2 下调招标交易不需要申报电量，默认为发电企业的月度合同电量、基数计划电量均属于可下调电量范围。

7.2.2.2.3 准入发电企业按照交易公告规定的方式，在公告规定的申报时间、下调补偿价格区间范围内申报当次交易周期内的下调补偿价格，每次交易只能申报一个补偿价格。

7.2.2.3 预挂牌下调招标交易以“价格优先、时间优先、环保逆序”为原则。申报截止后，按照以下算法进行出清计算：

按照补偿报价由低到高的顺序对各发电企业进行排序，价格相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价格、时间均相同时按照小机组优先下调的原则排序;当以上条件均相同时，按照并列处理。由此形成下调机组调用顺序表。

7.2.2.4 电力交易机构发布次月下调机组调用顺序表，提交电力调度机构执行，并封存补偿价格数据用于事后结算。

8. 计量与结算

8.1 概述

8.1.1 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电费资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由北京电力交易中心协调相关省电力交易机构后，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。

8.1.2 电费资金收缴、支付管理执行湖南中长期规则第一百一十五条至一百一十七条规定，各市场主体保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，并由电网企业保障交易电费资金安全。

8.1.3 市场交易电费结算原则上为现金方式，用户如需交纳银行承兑汇票，需提前与发电企业、售电公司协商相应的消化责任或贴现责任。

8.1.4 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。

8.1.5 电力交易机构根据各市场主体的各类交易合同、实际上网电量、实际用电量开展结算工作，发电企业与电力用户(售电公司)的电量分开解耦结算。

8.1.6 建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户(售电公司)的合同偏差分开结算，因电网事故、不可抗力、临时性重点工程及市政建设等原因，电力调度机构调整系统运行方式造成的偏差电量免于考核。

8.1.7 跨省跨区富余可再生能源电力现货交易电量纳入中长期电力市场电量，不计入跨省跨区偏差电量考核。

8.2 计量点设置

8.2.1 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，在计算电量时考虑相应的变(线)损。

8.2.2 对于发电企业，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。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

8.3 计量数据采集

8.3.1 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，由电能计量检测机构确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

8.3.2 电力用户、售电公司和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件的地区可暂时保持现有计量抄表方式不变。

8.3.3 发电企业计量数据采集和抄报流程：

8.3.3.1 月度上网电量以上网计量关口电能表每月最后一天

24:00 时的当月表码计量数据为依据。当月该发电企业发电上网电量与用电下网电量(以下简称“抄见电量”)须经发电企业和电网企业下属市供电公司共同核算、确认。

8.3.3.2 正常情况下，月度上网电量以关口电能量主表的数据作为依据，副表的数据用于对主表数据进行核对或在主表发生故障或因故退出运行时，代替主表计量。

8.3.3.3 凡具备远方采集电量数据条件的，均应以远方采集系统采集的电量数据作为结算依据。若暂不具备远方采集电量数据条件，或主站管理系统出现问题影响结算数据正确性时，则以现场抄录数据为准。现场抄录须利用电能表的冻结功能设定 8.3.3.1 条所指 24:00 时的表计数为抄表数，由双方人员约定于次日现场抄表。

8.3.3.4 如果结算关口计量点主、副表均异常，则抄见电量按对侧表计数据确定。对其他异常情况，可根据失压记录、失压计时等设备提供的信息，双方在充分协商的基础上确定异常期内的电量。

8.3.3.5 电网企业电能采集装置管理部门每月1 日16:00 前完成上月上网电量数据的采集、计算和报送;发电企业和电网企业下属市供电公司应在每月 2 日前完成上月上网电量的抄录和确认。

8.3.3.6 发电企业上网电量数据通过电力交易平台和纸质件的形式于每月 2 日前报电力交易机构。如电力交易平台故障，可采用电子邮件或者传真方式报送;纸质件(详见附表 8-1 发电企业电能量抄见单模板)必须由发电企业及被授权的电网企业下属市供电公司共同确认，并签字、盖章后，将原件送至电力交易机构。抄报单位应保证报送的纸质件数据与系统报送的数据一致。

8.3.4 发电企业计量数据核对与调整：

8.3.4.1 发电企业的交易结算电量(以下简称“结算电量”)以发电企业每月上网计量关口抄见电量数据为依据。电力交易机构应依据发电企业的各类交易合同和供用电协议的约定进行分类、核对、结算，并于每月初 3 个工作日内完成分类统计。

8.3.4.2 抄见电量数据与发电企业上报数据之间差值超过相当于该关口电能量计量表倍率值百分之二的电能量值时，电力交易机构应通知相应发电企业及相关部门核实和取证，如能提供合理证据，发电企业及相关部门均应据此进行结算电量调整。

8.3.4.3 当发电企业或电网企业的任一方发现电能计量装置异常或出现故障而影响电能计量时，应立即通知对方与双方认可的经国家计量管理部门授权的计量检测机构，共同排查问题，尽快恢复正常计量。

8.3.4.4 电力交易机构应在每月初 4 个工作日内完成上月结算电量的核对、修正和确认。

8.4 售电公司预付款管理

8.4.1 为保证电力市场主体合法权益和市场交易秩序，防范交易结算的风险，设立售电公司交易预付款制度。

8.4.2 售电公司交易预付款分为交易前预付和执行前预付两种方式,具体方式的选择由电力交易机构根据市场运营情况决定，通过市场交易公告方式通知相关售电公司，并报能源监管机构和政府主管部门备案。

8.4.3 交易前预付指的是每次电力交易开展前，售电公司需交纳一定额度的预付款，未按时交纳预付款的售电公司，不得参与市场交易。预付金额标准由电力交易机构发布，与售电公司在批发市场中可申报购电量关联。

8.4.4 执行前预付指的是交易组织完毕，交易出清计算结果出来以后，电力交易机构根据售电公司在批发市场和零售市场中的交易电量及相应市场交易价差，按照市场交易价差的 50%至 100%计算预付款。当售电公司对零售用户的让利幅度明显高于市场交易价差平均水平时，应追加计算预付款额度。

8.4.5 各售电公司在电力交易机构发布预付款金额后的三个工作日内完成预付，预付款形式为现金。售电公司交易预付款可以用于售电公司的月度结算，并根据批发市场交易情况滚动支付、使用。

8.5 批发市场结算

8.5.1 强制上调结算价差与下调补偿价格计算

8.5.1.1 对于燃煤公用火电企业，如果不参与月度预挂牌上调、下调招标交易申报，在结算时，实际发生的上调增发电量依据强制上调价差结算，实际发生的下调减发电量按照强制下调补偿价格获得补偿。如果参与了月度预挂牌上调招标交易的申报，但实际上调增发电量超过电厂预挂牌申报电量，超出部分依据强制上调价差结算。

8.5.1.2 强制上调价差计算：

(1)从结算月发电企业上调申报数据中取出最低申报价差 P 上调

申报最低;

(2)从结算月发电企业集中竞价交易申报数据中取出最低申报

价差 P 竞价申报最低;

(3)强制上调价差等于上面两个价差中较小值，即

P 强制上调 = min{P 上调申报最低，P 竞价申报最低}。

(4)如果发电企业均不参与月度集中竞价和预挂牌上调招标交易，强制上调价差等于火电脱硫脱硝除尘标杆价的-10%，即

P 强制上调 = - P 火电标杆×0.1。

8.5.1.3 强制下调补偿价格计算：

(1)从结算月的下调机组调用顺序表中取出最低补偿价格 P 补偿最低;

(2)从结算月的全部市场交易合同(不含厂网间购售电合同、辅助服务合同)中取出电量、市场交易价格(上网价格)数据，计算市场交易电量加权均价 P 市场平均;

(3)强制下调价格等于最低补偿价格 P 补偿最低与市场交易均价 P 市场平均的 10%较小值，即P 强制下调 = min{P 补偿最低，P 市场平均×0.1}。

8.5.2 常规燃煤公用火电企业结算

8.5.2.1 概述

每月 1 日 16:00 前，电力调度机构向电力交易机构提供每个燃煤公用火电企业因自身原因(包括设备故障、非计划停运、缺煤或煤质差、不服从调度命令等)导致的少发电量 Qi 自身少发和多发电量 Qi 自身多发，以及详细说明。

对于可以参与预挂牌上下调招标交易的燃煤公用火电企业 i，当月的结算电量(记为 Qi 结算)首先结算合同电量，然后结算基数电量，再结算超发电量(自身原因造成的多发电量)，最后结算上调电量;如果提供了下调减发服务，获得下调补偿费;自身原因造成的少发电量将被考核。对于发电企业，电费为正数表示收入，负数表示支出。

8.5.2.2 市场合同结算

8.5.2.2.1 取出火电企业 i 在结算月的所有市场化电能交易合同，计算合同电量之和(含年度市场交易合同分月电量，加减受转让等合同电量)Qi 合同，根据每个合同的电量及市场交易价格(交易价差与政府批复上网电价之和)计算合同电量加权平均价 Pi 合同均价, 根据每个合同的电量及交易价差计算合同电量加权平均价差 Pi 合同均价差。

8.5.2.2.2 比较当月上网结算电量 Qi 结算与 Qi 合同的大小：

(1)如果 Qi 结算小于或等于 Qi 合同，则当月上网结算电量均按照合同加权平均价 Pi 合同均价结算，即合同结算电量 Qi 结算合同=Qi 结算，合同结算电费收入 Ri 结算合同= Qi 结算合同×Pi 合同均价。下一步, 跳过 8.5.2.3 节基数电量结算、8.5.2.4 节超发电量结算、8.5.2.5 节上调电量结算，进行 8.5.2.6 节少发电量考核计算。

(2)如果 Qi 结算大于 Qi 合同，则首先结算合同电量，即合同结算电

量 Qi 结算合同= Qi 合同，合同结算电费收入 Ri 结算合同= Qi 结算合同×Pi 合同均价。下一步，剩余电量(Qi 结算-Qi 结算合同)进行 8.5.2.3 节的基数电量结算计算。

8.5.2.3 基数电量结算

8.5.2.3.1 从电力交易机构编制的月度交易计划中取火电企业i 在结算月的基数计划电量 Qi 基数，从电价表中取火电企业 i 的政府批复上网电价 Pi 批复。

8.5.2.3.2 比较市场合同结算后剩余电量(Qi 结算-Qi 结算合同)与 Qi 基数的大小：

(1)如果(Qi 结算-Qi 结算合同)小于或等于 Qi 基数，则全部剩余电量均按照政府批复上网电价 Pi 批复结算，即基数结算电量 Qi 结算基数=(Qi 结算-Qi 结算合同)，基数结算电费收入 Ri 结算基数= (Qi 结算-Qi 结算合同)×Pi 批复。下一步, 跳过 8.5.2.4 节超发电量结算、8.5.2.5 节上调电量结算，进行 8.5.2.6 节少发电量考核计算。

(2)如果(Qi 结算-Qi 结算合同)大于 Qi 基数，则剩余电量先结算为基数电量，即基数结算电量 Qi 结算基数=Qi 基数，基数结算电费收入 Ri 结算基数= Qi

结算基数×Pi 批复。下一步，剩余电量(Qi 结算-Qi 结算合同-Qi 结算基数)进行 8.5.2.4节超发电量结算计算。

8.5.2.4 超发电量结算

说明：根据湖南中长期交易规则，因自身原因导致的超发电量先按其批复上网电价结算，再按火电脱硫脱硝除尘标杆价的 15%支付偏差考核费，3%以内免于考核。具体算法如下。

8.5.2.4.1 计算火电企业 i 需要结算的自身原因超发电量 Qi 结算超发。比较上网结算电量Qi 结算中尚未结算部分(Qi 结算-Qi 结算合同-Qi 结算基数)与电力调度机构提供自身原因多发电量 Qi 自身多发，取二者的较小值作为

自身原因超发电量 Qi 结算超发，即 Qi 结算超发 = min{(Qi 结算-Qi 结算合同-Qi 结算基数)，Qi 自身多发}。

8.5.2.4.2 计算火电企业 i 的超发偏差考核电量 Qi 超发考核。合同电量与月度计划基数电量之和为考核基准电量，3%以内免于考核。

如果 Qi 结算超发≤(Qi 合同+ Qi 基数)×0.03，则 Qi 超发考核=0;

否则，Qi 超发考核= Qi 结算超发-(Qi 合同+ Qi 基数)×0.03。

8.5.2.4.3 计算火电企业 i 超发结算电费 Ri 结算超发。电费 Ri 结算超发包括两部分：一是照发电企业 i 的政府批复上网电价 Pi 批复计算的电量电费 Ri 超发基数;二是扣减偏差考核电费，超发偏差考核电量按照火电火电脱硫脱硝除尘标杆价 P 火电标杆的 15%支付偏差考核费 Ri 超发考核。公式如下：

Ri 超发基数 = Qi 结算超发×Pi 批复

Ri 超发考核 = -Qi 超发考核×P 火电标杆×0.15

Ri 结算超发 = Ri 超发基数 + Ri 超发考核

下一步，进行 8.5.2.5 节上调电量结算计算。

8.5.2.5 上调电量结算

8.5.2.5.1 计算火电企业 i 需要结算的上调电量 Qi 上调：

Qi 上调 = Qi 结算-Qi 结算合同-Qi 结算基数-Qi 结算超发

式中：Qi 结算为当月的上网结算电量;

Qi 结算合同为当月已经结算的合同电量;

Qi 结算基数为当月已经结算的基数电量;

Qi 结算超发为当月已经结算的超发电量。

8.5.2.5.2 如果 Qi 上调大于 0，则取出火电企业 i 的预挂牌上调招标交易的申报电量 Qi 上调申报、申报价差 Pi 上调申报(多组申报数据取最高申报价差)，比较 Qi 上调与 Qi 上调申报的大小：

(1)如果 Qi 上调小于或等于 Qi 上调申报，则按申报价差 Pi 上调申报结算所有上调电量，即 Qi 结算上调=Qi 上调，相应的上调电量电费 Ri 结算上调 = Qi 结算上调×(Pi 上调申报 + Pi 批复)。下一步, 进行 8.5.2.8 节总电量电费计算。

(2)如果 Qi 上调大于 Qi 上调申报，则首先按照申报价格 Pi 上调申报结算数量为 Qi 上调申报的电量，然后根据 8.5.1 节计算的强制上调价差 P 强制上调结算剩余电量，即上调结算电量 Qi 结算上调=Qi 上调，上调结算电费 Ri 结算上调 = Qi 上调申报×(Pi 上调申报 + Pi 批复)+ (Qi 上调-Qi 上调申报)×(P 强制上调 + Pi 批复)。

下一步, 进行 8.5.2.8 节总电量电费计算。

8.5.2.5.3 如果 Qi 上调等于 0，发电企业 i 没有上调结算电量和电费，即 Qi 结算上调 =0，Ri 结算上调 =0。下一步，进行 8.5.2.8 节总电量电费计算。

8.5.2.6 少发电量考核

8.5.2.6.1 取出电力调度机构提供的火电企业 i 因自身原因导致的少发电量 Qi 自身少发，这部分电量按火电脱硫脱硝除尘标杆价的 10% 支付偏差考核费用，3%以内免于考核。

8.5.2.6.2 如果自身原因少发电量 Qi 自身少发 ≤(Qi 合同+ Qi 基数)× 0.03，则结算的少发考核电量 Qi 少发考核 = 0;如果自身原因少发电量 Qi 自身少发 >(Qi 合同+ Qi 基数)×0.03，则结算的少发考核电量 Qi 少发考核 = Qi 自身少发 -(Qi 合同+ Qi 基数)×0.03。

8.5.2.6.3 少发考核电量按火电脱硫脱硝除尘标杆价的 10%支付偏差考核费用，即

Ri 少发考核 = -Qi 少发考核×P 火电标杆×0.10。

下一步，进行 8.5.2.7 节下调电量补偿计算。

8.5.2.7 下调补偿结算

8.5.2.7.1 取出火电企业 i 在结算月的所有市场化电能交易合同，计算总合同电量(含年度合同分月电量，加减受转让等合同电量) Qi 合同;从电力交易机构编制的月度交易计划中取发电企业 i 在结算月的计划基数电量 Qi 基数;以及电力调度机构提供的火电企业 i 因自身原因导致的少发电量 Qi 自身少发。

8.5.2.7.2 计算总下调结算电量 Qi 结算下调、合同下调结算电量 Qi 结算合同下调和基数下调结算电量 Qi 结算基数下调，方法如下：

8.5.2.7.2.1 如果(Qi 结算合同+ Qi 结算基数+ Qi 自身少发)< Qi 合同 × 0.97,则

Qi 结算合同下调 = Qi 合同×0.97-(Qi 结算合同+ Qi 结算基数+ Qi 自身少发)，

Qi 结算基数下调 = Qi 基数×0.97，

Qi 结算下调 = Qi 结算合同下调+ Qi 结算基数下调。

式中：Qi 结算合同为当月已经结算的合同电量;

Qi 结算基数为当月已经结算的基数电量，如果由 8.5.2.2 节进入本节计算，则 Qi 结算基数 = 0。

8.5.2.7.2.2 如果 Qi 合同×0.97≤(Qi 结算合同+ Qi 结算基数+ Qi 自身少发)<

( Qi 合同+ Qi 基数) × 0.97，则

Qi 结算合同下调 = 0，

Qi 结算基数下调 = ( Qi 合同+ Qi 基数)×0.97-(Qi 结算合同+ Qi 结算基数+ Qi自身少发)，

Qi 结算下调 = Qi 结算合同下调+ Qi 结算基数下调。

8.5.2.7.2.3 如果(Qi 结算合同+ Qi 结算基数+ Qi 自身少发)≥(Qi 合同+ Qi 基数)

×0.97，则 Qi 结算合同下调 = 0, Qi 结算基数下调= 0, Qi 结算下调= 0。

8.5.2.7.3 如果火电企业 i 参与了预挂牌下调招标交易申报，则按照申报补偿价格 Pi 下调申报结算所有下调电量，相应的下调电量电费

Ri 结算下调 = Qi 结算下调×Pi 下调申报。

8.5.2.7.4 如果火电企业 i 未参与预挂牌下调招标交易申报，则按照 8.5.1 节计算的强制下调补偿价格 P 强制下调结算下调电量，下调电量电费 Ri 结算下调 = Qi 结算下调 ×P 强制下调。

8.5.2.7.5 下一步, 进行 8.5.2.8 负偏差价差电费计算。

8.5.2.8 负偏差价差电费

说明：如果燃煤公用火电企业因自身原因导致不能完成月度市场合同电量，未完成部分应承担市场合同电量价差产生的电费，3%以内免于承担。

8.5.2.8.1 发电企业 i 的合同负偏差电量 Qi 负偏差计算方法如下：

如果(Qi 结算合同+ Qi 结算合同下调)≥Qi 合同×0.97，则 Qi 负偏差 = 0;否则，Qi 负偏差 = (Qi 结算合同+ Qi 结算合同下调)-Qi 合同×0.97。

8.5.2.8.2 按照 8.5.2.2.1 计算的合同电量加权平均价差 Pi 合同均价差计算负偏差价差电费。

Ri 负偏差 = -Qi 负偏差×Pi 合同均价差

8.5.2.8.3 计算合同执行偏差电费 Ri 合同清算，Ri 合同清算仅用于批发市场电费清算，不直接用于发电企业电费结算。

Ri 合同清算 = (Qi 合同-Qi 结算合同- Qi 结算合同下调)×Pi 合同均价差式中，Pi 合同均价差为 8.5.2.2 节计算结果。(Qi 合同-Qi 结算合同- Qi 结算合同下调)≥0。

下一步, 进行 8.5.2.9 总电量电费计算。

8.5.2.9 总电量电费计算

8.5.2.9.1 燃煤公用火电企业 i 总的电量电费收入 R i 电量由合同电量电费、基数电量电费、超发电量电费、上调电量电费、下调电量电费、少发电量考核电费、负偏差价差电费构成。

8.5.2.9.2 如果火电企业 i 上网结算电量 Qi 结算小于或等于合同电量之和(含年度合同分月电量，加减受转让等合同电量)Qi 合同，则总电量电费收入 R i 电量包括合同电量电费、下调电量电费、少发电量考核电费、负偏差价差电费，即：

R i 电量= R i 结算合同+ R i 结算下调+ Ri 少发考核+ Ri 负偏差

8.5.2.9.3 如果火电企业 i 上网结算电量 Qi 结算大于合同电量之和(含年度合同分月电量，加减受转让等合同电量)Qi 合同，但是小于总合同电量 Qi 合同与月度基数计划电量 Qi 基数之和，则总电量电费收入 R

i 电量包括合同电量电费、基数电量电费、下调电量电费、少发电量考核电费，即：

R i 电量= R i 结算合同+ R i 结算基数+ R i 结算下调+ Ri 少发考核

8.5.2.9.4 如果火电企业 i 上网结算电量 Qi 结算大于总合同电量 Qi 合同与月度基数计划电量 Qi 基数之和，则总电量电费收入 R i 电量包括合同电量电费、基数电量电费、上调电量电费、超发电量电费，即：

R i 电量= R i 结算合同+ R i 结算基数+ R i 结算上调+ Ri 结算超发

8.5.3 其他发电企业结算

8.5.3.1 概述

8.5.3.1.1. 对于除燃煤公用火电企业外的的其他发电企业 j，当月的结算电量(记为 Qj 结算)首先结算合同电量，再以政府批复上网电价结算其余上网电量(优先发电量)。对于发电企业，电费为正数表示收入，负数表示支出。

8.5.3.1.2. 可再生能源发电企业非自身原因不能全部完成其当月市场交易合同电量时，相应的未执行电量视为提供下调服务的减发电量，按 8.5.1 节计算的强制下调补偿价格 P 强制下调获得补偿。每月 1 日 16:00 前，电力调度机构向电力交易机构提供非自身原因少发电量 Qj 可再生少发，以及详细说明，电力交易机构负责电量确认、结算。

8.5.3.1.3. 对于除燃煤公用火电企业外的的其他发电企业，自身原因造成不能完成其当月市场交易合同电量时，未完成部分(负偏差电量)应承担市场合同价差产生的电费，3%以内免于承担。

8.5.3.1.4. 对于除燃煤公用火电企业、可再生能源发电企业外的其他发电企业，因自身原因导致的超发电量先按其批复上网电价结算，再按其批复上网电价的 15%支付偏差考核费，3%以内免于考核。每月 1 日 16:00 前，电力调度机构向电力交易机构提供此类发电企业的超发电量 Qj 自身多发，以及详细说明，电力交易机构负责电量确认、结算。

8.5.3.2 市场合同结算

8.5.3.2.1. 取出发电企业 j 在结算月的所有市场化电能交易合同，计算总合同电量(含年度合同分月电量，加减受转让等合同电量) Qj 合同，根据每个合同的电量及市场交易价格(交易价差与政府批复上网电价之和)计算合同电量加权平均价 Pj 合同均价，根据每个合同的电量及交易价差计算合同电量加权平均价差 Pj 合同均价差。

8.5.3.2.2. 比较当月上网结算电量 Qj 结算与 Qj 合同的大小：

(1)如果 Qj 结算小于或等于 Qj 合同，则当月上网结算电量均按照合同加权平均价 Pj 合同结算，即合同结算电量 Qj 结算合同=Qj 结算，合同结算电费收入 Rj 结算合同= Qj 结算合同×Pj 合同均价。对于可再生能源发电企业，下一步，跳过8.5.3.3 节优先发电量结算，进行8.5.3.4 节下调补偿结算计算。对于非可再生能源其他发电企业，下一步，跳过 8.5.3.3 节优先发电量结算、8.5.3.4 节下调补偿结算，进行 8.5.3.5 节负偏差价差电费计算。

(2)如果 Qj 结算大于 Qj 合同，则首先结算合同电量，即按照合同加权平均价 Pj 合同结算的电量 Qj 结算合同= Qj 合同，合同电量的电费收入 Rj 合同= Qj 结算合同×Pj 合同均价。下一步，剩余电量(Qj 结算-Qj 结算合同)进行 8.5.3.3

节的优先发电量结算计算。

8.5.3.3 优先电量结算

8.5.3.3.1. 对于合同结算剩余电量(Qj 结算-Qj 结算合同)，全部按照政府批复上网电价 Pj 批复结算，即优先发电结算电量为 Qj 结算优先=(Qj 结算-Qj 结算合同)，优先发电电量的电费收入 Rj 结算优先= (Qj 结算-Qj 结算合同)×Pj 批复。

8.5.3.3.2. 计算发电企业 j 的超发偏差考核电量 Qj 超发考核。以合同电量 Qj 合同与月度优先发电计划电量 Qj 优先之和为考核基准电量，3%以内免于考核。取出电力调度机构提供的自身原因超发电量 Qj 自身多发：

如果 Qj 自身多发≤(Qj 合同+ Qj 优先)×0.03，则 Qj 超发考核=0;否则，Qj 超发考核= Qj 自身多发-(Qj 合同+ Qj 优先)×0.03

8.5.3.3.3. 按政府批复上网电价 Pj 批复的 15%计算超发偏差考核电费 Rj 超发考核，公式如下：

Rj 超发考核 = -Qj 超发考核×Pj 批复×0.15

8.5.3.3.4. 下一步，跳过 8.5.3.4 节下调补偿结算、8.5.3.5节负偏差价差电费计算，进行 8.5.3.6 节总电量电费计算。

8.5.3.4 下调补偿结算

8.5.3.4.1. 对于可再生能源发电企业 j，非自身原因导致的少发、需要补偿的电量 Qj 结算下调为少发电量 Qj 可再生少发与该电厂未执行合同

电量(Qj 合同-Qi 结算合同)的较小值，即 Qj 结算下调 = min{Qj 可再生少发，(Qj 合同- Qi 结算合同)}。

8.5.3.4.2. 按照 8.5.1 节计算的强制下调价格 P 强制下调结算下调补偿电量，下调补偿电费 Rj 结算下调 = Qj 结算下调×P 强制下调。下一步, 进行

8.5.3.5 节负偏差价差电费计算。

8.5.3.5 负偏差价差电费

8.5.3.5.1 发电企业 j 自身原因造成不能完成其当月市场交易合同电量时，负偏差电量 Qj 负偏差计算方法如下：

如果(Qj 结算合同+ Qj 结算下调)≥Qj 合同×0.97，则 Qj 负偏差 = 0;否则，Qj 负偏差 = (Qj 结算合同+ Qj 结算下调)-Qj 合同×0.97。

式中，Qj 合同、Qj 结算合同为 8.5.3.2 节计算结果，Qj 结算下调为 8.5.3.4节计算结果。

8.5.3.5.2 负偏差电量应承担未能执行的市场合同电量价差产生的电费，即按照 8.5.3.2.1 计算的合同电量加权平均价差 Pj 合同均价差计算负偏差价差电费。

Rj 负偏差 = - Qj 负偏差×Pj 合同均价差

8.5.3.5.3 计算合同执行偏差电费 Rj 合同清算，Rj 合同清算仅用于批发市场电费清算，不直接用于发电企业电费结算。

Rj 合同清算 = (Qj 合同-Qj 结算合同- Qj 结算下调)×Pj 合同均价差。

式中，Pj 合同均价差为 8.5.3.2 节计算结果。(Qj 合同-Qj 结算合同- Qj 结算下调)≥0。

下一步, 进行 8.5.3.6 节总电量电费计算。

8.5.3.6 总电量电费计算

8.5.3.6.1 其他发电企业 j 总的电量电费收入 R j 电量由合同电量电费、优先电量电费、超发偏差考核电费、下调补偿电费、负偏差价差电费构成。

8.5.3.6.2 如果发电企业 j 上网结算电量 Qj 结算小于总合同电量(含年度合同分月电量，加减受转让等合同电量)Qj 合同，则总电量电费收入 Rj 电量包括合同电量电费、下调补偿电费、负偏差价差电费，即：

R j 电量= R j 结算合同+ Rj 下调补偿+ Rj 负偏差

8.5.3.6.3 如果发电企业 j 上网结算电量 Qj 结算大于总合同电量(含年度合同分月电量，加减受转让等合同电量)Qj 合同，则总电量电费收入 Rj 电量包括合同电量电费、优先电量电费、超发偏差考核电费，即：

Rj 电量= R j 结算合同+ R j 结算优先 + Rj 超发考核

8.5.4 市场上调下调均价计算

8.5.4.1 计算市场上调电量均价 P 市场上调。

8.5.4.1.1 假设参与了上调结算的燃煤公用火电企业数量为 I，则市场上调电量 Q 市场上调为该类发电企业所有结算的上调电量之和，市场上调电量均价 P 市场上调为发电企业结算的上调电费之和除以上调电量之和：

P市场上调 = R i 结算上调 ÷ Q i 结算上调=1 =1

式中，Ri 结算上调为 8.5.2.5 节火电企业 i 结算的上调电量电费，Qi

结算上调为火电企业 i 结算的上调电量。

8.5.4.1.2 如果当月未发生发电企业上调，则市场上调电量均价 P 市场上调为月度集中竞价出清价差 P 统一出清与省内火电脱硫脱硝除尘标杆价 P 火电标杆之和：

P 市场上调 = P 统一出清 + P 火电标杆

式中，P 统一出清为 3.2 节计算结果。

8.5.4.1.3 如果当月未发生发电企业上调，且没有集中竞价统一出清价差，则市场上调电量均价 P 市场上调为当月双边协商合同(含年度合同分月安排)的加权平均价。

式中，Q 双边合同 t 为第 t 个双边合同的电量，P 双边合同 t 为第 t 个双边合同的电价，T 为当月双边协商的批发交易合同数量。

8.5.4.2 计算市场下调电量补偿均价 P 市场下调。

8.5.4.2.1 假设参与了下调结算的燃煤公用火电企业、可再生能源发电企业数量为 I，则市场下调电量 Q 市场下调为这些发电企业所有结算的下调电量之和，市场下调电量补偿均价 P 市场下调为发电企业所有结算的下调补偿电价的加权平均值：

P市场下调 = R i 结算下调 ÷ Q i 结算下调=1 =1

式中，Ri 结算下调为 8.5.2.7 节和 8.5.3.4 节发电企业 i 结算的下调补偿电费，Qi 结算下调为发电企业 i 结算的下调电量。

8.5.4.2.2 假设当月未发生发电企业下调，则市场下调电量补偿均价 P 市场下调为当月发电侧市场合同(含年度合同分月安排)的加权平均价的 10-20%。

式中，Q 合同 s 为第 s 个合同的电量，P 合同 s 为第 s 个合同的电价,S为当月批发交易合同数量，K 补偿系数暂定为 0.15，具体取值以市场交易公告为准。

市场下调价差。

8.5.4.3 计算市场下调电量的合同均价差 P

8.5.4.3.1 对于燃煤公用火电企业 i，合同下调结算电量的平均价差为 8.5.2.2 节计算的合同电量加权平均价差 Pi 合同均价差，基数下调结算电量的平均价差等于 0;对于可再生能源发电企业 j，下调补偿结算电量 Qj 结算下调的平均价差为 8.5.3.2 节计算的合同电量加权平均价差 Pj 合同均价差。市场下调电量合同均价差 P 市场下调价差为所有参与下调的发电企业合同价差的加权平均值。

P市场下调价差

I J= (Q i 结算合同下调 × P i 合同均价差) +(Q j 结算下调 × P j 合同均价差)

IJ÷ Q i 结算合同下调 + Q i 结算基数下调 +Q j 结算下调

i=1 j=1

8.5.4.3.2 如果当月未发生发电企业下调，则市场下调电量的合同平均价差等于 0，即 P 市场下调价差=0。

8.5.5 直接交易用户结算

8.5.5.1 概述

8.5.5.1.1 直接交易用户的电量电费结算由电力交易机构和电网企业营销部门共同完成。

8.5.5.1.2 【结算主体】直接交易用户的结算以电网企业营销系统中的用电用户号为结算主体，同一法人在多个用电地址通过多个用电用户号用电的，应分别单独结算。同一法人、同一用电地址、同一抄表例日的多个用电用户号的电量可以合并参与直接交易、计算偏差电量。

8.5.5.1.3 【结算周期】直接交易用户原则上每月结算一次。新装的直接交易用户应在送电归档后的第一个结算周期进行市场化交易结算;原有存量大用户申请参加市场化交易的，应在市场准入、注册后的下一个结算周期进行市场化交易结算。

8.5.5.1.4 【结算例日】直接交易用户的结算例日与电网企业

对其进行抄表结算的例日相同，自上月抄表例日 0 点至本月抄表例日前一天 24 时记为一个结算周期。直接交易用户的抄表例日原则上应安排在每月 25 日及以后，确实难以实现的，应与用户协商一致。电网企业应逐步将直接交易用户的结算例日调整至与发电企业一致，实现与发电企业、售电公司结算的同步。直接交易用户结算例日变更，应经用户同意，并报电力交易机构备案。

8.5.5.1.5 【结算时限】直接交易用户结算应严格执行结算例日，并按规定时限完成，不得跨抄表结算周期。由于特殊原因需要立即发行电费的，电网企业营销部门与电力交易机构及用户商榷一致后，可先发行电量电费，次月再根据正确计算结果进行退补处理。

8.5.5.2 结算步骤及内容

8.5.5.2.1 电网企业营销部门抄表;

8.5.5.2.2 电网企业营销部门计算用户的市场化交易电量 Qm 用电量(大工业、一般工商业类别用电量);

8.5.5.2.3 电力交易机构和电网企业营销部门共同完成市场交易电量电费计算，电网企业营销部门计算用户基本电费、分时电费、力调电费、价外代征资金及附加后，汇总发行用户当月电费。对于电力用户，电费为正数表示用户的支出项，负数表示用户的收入项。

8.5.5.2.4 直接交易用户的市场交易电量电费计算过程主要分为三步：首先，根据月度实际市场化交易电量 Qm 用电量以及对应的目录电价，计算直接交易用户的价差原电费;然后，根据实际市场化交易电量 Qm 用电量和市场化交易合同，按照本细则算法计算直接交易用户的价差电费，其中，价差电费包括合同价差电费和偏差价差电费;最后，将价差原电费和价差电费相加形成最终的市场交易电量电费。

8.5.5.3 价差原电费计算

直接交易用户月度实际用电量 Qm 用电量乘以对应的目录电价得到价差原电费 Cm 价差原，即：

Cm 价差原 = Qm 用电量×Pm 目录。

8.5.5.4 合同价差电费计算

合同价差电费 Cm 合同价差根据直接交易用户市场化交易合同计算得到，具体方法为：假设直接交易用户 m 在结算月有 I 个有效的市场化交易合同(包括双边协商、集中竞价、挂牌及转让等交易的合同)，I 个合同的电量乘以价差之和即为合同价差电费 Cm 合同价差。

Cm 合同价差 = Q m 合同 i × Pm 合同 i 价差

i=1

直接交易用户 m 的市场合同总电量 Qm 市场合同为：

Q m 市场合同 = Q m 合同 i

i=1

直接交易用户 m 的市场合同平均价差 Pm 合同均价差为：

P m 合同均价差 = Cm 合同价差 ÷ Q m 市场合同

8.5.5.5 偏差价差电费计算

直接交易用户 m 的偏差电量 Qm 偏差为实际市场化交易电量 Qm 用电量与应结市场合同电量 Qm 市场合同的差值，分为两部分：一部分是±3%(含)以内的偏差电量 Qm 偏差 1，均按直接交易用户当月的市场合同均价差 Pm 合同均价差计算价差电费;另一部分是 3%以上的偏差电量 Qm 偏差 2，正偏差电量根据 8.5.4 节计算的当月发电企业的市场上调均价 P 市场上调、用户正偏差考核系数 K1、火电脱硫脱硝除尘标杆价计算偏差电费，负偏差电量按照按照 8.5.4 节计算的当月发电企业的市场下调补偿均价 P 市场下调、用户负偏差考核系数 K2、市场下调电量的合同平均价差 P 市场下调价差计算偏差电费。K1 的取值范围为 1.0-1.5，K2 的取值范围为 0.5-1.5，K1、K2 的确定由电力交易机构测算，提出建议值，经市场管理委员会讨论或相关部门备案后执行。具体计算过程及算法如下：

8.5.5.5.1 根据 8.5.5.4 节的 Qm 市场合同计算偏差电量：

Qm 偏差=Qm 用电量-Qm 市场合同

(1)如果 -Qm 市场合同×0.03≤Qm 偏差≤ Qm 市场合同×0.03，则

Qm 偏差 1 = Q 偏差, Qm 偏差 2= 0

(2)如果 Qm 偏差> Qm 市场合同×0.03，则

Qm 偏差 1= Qm 市场合同×0.03, Qm 偏差 2= Qm 偏差- Qm 偏差 1 (3)如果 Qm 偏差< -Qm 市场合同×0.03，则

Qm 偏差 1= -Qm 市场合同×0.03, Qm 偏差 2= Qm 偏差- Qm 偏差 1

8.5.5.5.2 取 8.5.4 节计算的市场上调电量均价 P 市场上调、市场

下调电量补偿均价 P 市场下调和市场下调电量的合同平均价差 P 市场下调价差。

8.5.5.5.3 计算±3%(含)以内的偏差电量价差电费：

按照 8.5.5.4 节计算的用户市场合同均价差 Pm 合同均价差计算±3%(含)以内的偏差电量价差电费，计算公式为：

Cm 偏差价差 1= Qm 偏差 1×Pm 合同均价差

8.5.5.5.4 计算±3%以上的偏差电量价差电费：

(1)对于正偏差电量(Qm 偏差 2 > 0)，价差电费计算公式为：

Cm 偏差价差 2= Qm 偏差 2×(P 市场上调×K1 -P 火电标杆)

式中，P 市场上调为 8.5.4 节计算的市场上调电量均价，

P 火电标杆为省内火电脱硫脱硝除尘标杆价。

(2)对于负偏差电量(Qm 偏差 2 < 0)，价差电费计算公式为：

Cm 偏差价差 2= Qm 偏差 2×(P 市场下调价差 - P 市场下调×K2)

式中，P 市场下调价差为 8.5.4 节计算的市场下调电量合同平均价差;

P 市场下调为 8.5.4 节计算的市场下调电量补偿均价。 8.5.5.5.5 以下情况导致的用户-3%以上的负偏差电量，经认定

后可按照 8.5.5.4 节计算的用户市场合同均价差 Pm 合同均价差计算偏差电量价差电费，即免于考核：

(1)不可抗力导致的用户用电设施受损;

(2) 实际运行中出现计划外的公用输配电设施向用户供电受限;(3)用户按政府要求参与有序用电安排;

(4)国家中长期经济政策调整，并经政府电力主管部门认定。

8.5.5.6 退市价差电费计算

根据湖南中长期规则规定：退出市场的电力用户的用电量不再实行目录电价，其购电价格为同类非市场用户目录电价的 1.1 倍，由电网企业对其提供保底供电服务。

(1)如果直接交易用户退出市场，则退市价差电费按 0.1 倍目录电价计算。

Cm 退市价差 = Qm 用电量×Pm 目录×0.1

(2)如果直接交易用户未退出市场，则 Cm 退市价差 = 0 。

8.5.5.7 总交易电量电费计算

直接交易用户 m 市场交易电量总电费支出 C m 交易电费由价差原电费、合同价差电费、偏差价差电费、退市价差电费构成。

C m 交易电费= Cm 价差原 + C m 合同价差+ C m 偏差价差 1+ C m 偏差价差 2+ Cm 退市价差

8.5.5.8 结算异常管理

在直接交易用户市场化电量电费结算中，发现用户合约均价、偏差电量、偏差电费等存在明显异常的，应在规定时间内填写异常工单，并做好记录。

(1)用户合同均价差大于 0 的;

(2)用户偏差电量大于当期合同电量百分之二十及以上的。

8.5.5.9 电量电费退补管理

对因计量故障等其他原因引起的直接交易用户市场化交易电量电费差错，应通过电量电费退补进行更正。退补由电网企业营销部门发起，并及时通知电力交易机构。

8.6 零售用户结算

8.6.1 零售用户结算管理执行三方《市场化零售业务协议》约定。

8.6.2 零售用户的市场交易价差需要调整时，需在生效月份的上一月末 5 个工作日前由售电公司向电力交易机构提交价差调整表。电力交易机构汇总后，于生效月份的上一月最后一个工作日前向电网企业传递。市场交易价差生效时间应与电费结算周期保持一致。

8.6.3 电网企业营销部门完成零售用户的抄表、算费、收费工作。

8.6.4 每月 5 日前，电网企业营销部门将零售用户的电量电费结算明细和汇总数据提交电力交易机构。

8.6.5 零售抄表数据、电费核算结果数据、电量电费退补数据等应按照合同约定方式及时限要求告知售电公司及零售用户。对电费核算结果有异议的，在异议解决期间，应先按照计算结果交纳电费，待异议解决后进行退补处理。

8.6.6 电量电费退补：

8.6.6.1 因抄表、计量、计算等原因造成的电量电费差错，应按照差错实际发生时间及所执行的电价重新计算电量电费，采用差额方式进行退补。

8.6.6.2 电网企业营销部门每月按售电公司对退补电费情况进行统计，并传递至电力交易机构和电网企业财务部门。退补电费情况统计应包括退补电量、退补电费、发生时间及所属售电公司等信息。

8.6.7 违约使用电费及电费违约金：

8.6.7.1 因违约用电及窃电引发的违约使用电费计算执行《供电营业规则》相关规定及合同约定。

8.6.7.2 因电费滞纳引发的电费违约金，起算日期及计算标准应在合同中约定，电费违约金计算基数为零售用户欠费总额。

8.6.7.3《供用电合同》中明确违约使用电费和电费违约金的归属方。

8.7 售电公司结算

8.7.1 概述

8.7.1.1 售电公司电量电费结算由电力交易机构负责，电网企业营销部门配合。

8.7.1.2 售电公司结算原则上每月结算一次，按月清算。

8.7.1.3 电力交易机构在收到电网企业营销部门的零售用户电量电费结算数据后，在 5 个工作日内完成售电公司电量电费结算，发布结算单。

8.7.2 结算算法

8.7.2.1 售电公司作为批发市场的买方，通过市场化交易方式向发电企业购电。售电公司在批发市场中购电量的结算方法与直接交易用户相同，以与售电公司绑定购售电关系的所有零售用户的市场化交易电量(大工业、一般工商业类别用电量)之和作为售电公司的用电量 Qn 用电量，按照 8.5.5.4 节、8.5.5.5 节方法计算售电公司在批发市场的的合同价差电费 Rn 合同价差和偏差价差电费 Rn 偏差价差 1、Rn 偏差价差 2。批发市场价差电费为正数表示售电公司的支出项，负数表示售电公司的收入项。

8.7.2.2 售电公司作为零售市场的卖方，通过双边协商方式向零售用户售电。在零售用户电量电费结算完成后，根据电网企业营销部门提供的数据，汇总计算每个售电公司的零售价差电费 Cn 零售价差，售电公司的零售价差电费 Cn 零售价差等于与其绑定购售电关系的所有零售用户的价差电费之和。零售价差电费为正数表示售电公司的收入项，负数表示售电公司的支出项。

8.7.2.3 顺价交易模式下，售电公司的收入为零售市场价差电费

Cn 零售价差与批发市场价差电费 Rn 合同价差、Rn 偏差价差 1、Rn 偏差价差 2 之差，即：

En 收入= Cn 零售价差 - (Rn 合同价差 + Rn 偏差价差 1 + Rn 偏差价差 2)

En 收入为正数，售电公司盈利;En 收入为负数，售电公司亏损。

8.7.2.4 售电公司根据电力交易机构出具的结算单，与电网企业财务部门进行资金结算。

8.8 批发市场电费清算

8.8.1 概述

根据湖南中长期规则第一百二十二条规定，每月发电企业、电力用户和售电公司的交易结算计算完成后，电力交易机构开展批发市场电费清算，统计电费清算盈余情况，提出清算结果分配方案，报能源监管机构和政府主管部门批准后执行。

电费清算的内容包括：电力用户、售电公司和发电企业的偏差电量结算收益，退市用户用电考核(超出目录电价结算的价差)收益，发电企业上调服务价差收益和下调服务电费，以及合同执行偏差电费。其中，合同执行偏差电费指的是因市场主体±3%以内(允许偏差范围)偏差电量不考核产生的电费差。

8.8.2 下调分摊电量电费计算

说明：根据湖南中长期规则第一百一十九条规定，可再生能源电厂因优先发电造成其它发电企业不能完成市场合同电量与基数电量之和时，应承担下调补偿和未能执行的市场合同电量价差电费(合同交易价格与相应发电企业政府批复价格之差)的一半。

8.8.2.1 计算发电侧净下调电量。

Q净下调 = Q i 结算下调 + Q j 结算下调 − Q i 结算上调

i=1 j=1 i=1

式中，Qi 结算下调为 8.5.2.7 节火电企业 i 的结算下调电量，

Qj 结算下调为8.5.3.4 节可再生能源发电企业j 的结算下调电量，

Qi 结算上调为 8.5.2.5 节火电企业 i 的结算上调电量。

8.8.2.2 计算可再生能源发电企业超计划电量。

Q超计划 = Q j 结算优先 − Q j 计划优先

j=1 j=1

式中，Qj 结算优先为 8.5.3.3 节可再生能源发电企业 j 的优先发电结算电量，

Qj 计划优先为月度交易计划中安排的可再生能源发电企业 j 优先发电上网电量。

8.8.2.3 计算总下调分摊电量 Q 总下调分摊。

如果 Q 净下调≥0 且 Q 超计划≥0，则

Q总下调分摊 = min Q净下调，Q超计划 。

否则，Q 总下调分摊 = 0。

8.8.2.4 计算总下调分摊电费 R 总下调分摊，负数表示发电企业支出，正数表示发电企业收入。

R 总下调分摊 = Q 总下调分摊×(P 市场下调价差-P 市场下调)×0.5

式中，P 市场下调价差为 8.5.4 节市场下调电量合同均价差，

P 市场下调为 8.5.4 节市场下调电量补偿均价。

8.8.2.5 计算分摊系数 K：

K = Q总下调分摊 ÷Qj 结算 j=1

式中，Qj 结算为当月可再生能源发电企业 j 的上网电量。

8.8.2.6 计算每个电厂的下调分摊电量 Qj 下调分摊。

(1)如果(Qj 合同÷Qj 结算) ≥ K，则 Qj 下调分摊 = 0;

(2)如果(Qj 合同÷Qj 结算) < K，则 Qj 下调分摊 = Qj 结算-Qj 合同。

式中，Qj 结算为当月可再生能源发电企业 j 的上网电量，

Qj 合同为当月可再生能源发电企业 j 市场合同电量(扣除转让电量)。

8.8.2.7 计算每个再生能源发电企业的下调分摊电费 Rj 下调分摊。

R j 下调分摊 = Rj 总下调分摊 × Qj 下调分摊 ÷Qj 下调分摊 j=1

8.8.3 电费清算

8.8.3.1 电力用户、售电公司偏差结算收益 R 用户侧考核。

R用户侧考核 = Cm 偏差价差 2 + Cn 偏差价差 2

m=1 n=1

式中，Cm 偏差价差 2 为 8.5.5.5.4 条计算的直接交易用户 m 的±3%以上偏差电量价差电费;

Cn 偏差考核为售电公司 n 的±3%以上偏差电量价差电费，算法与直接交易用户相同。

8.8.3.2 发电企业偏差考核收益 R 发电侧考核。

R发电侧考核 = − Ri 超发考核 + Ri 少发考核 + Rj 超发考核

i=1 i=1 j=1

式中，Ri 超发考核为 8.5.2.4 节火电企业 i 的超发考核费;

Ri 少发考核为 8.5.2.6 节火电企业 i 的少发考核费;

Rj 超发考核为 8.5.3.3 节其他发电企业 j 的超发考核费。

8.8.3.3 退市用户考核收益 R 退市考核。

R退市考核 = Cm 退市价差

m=1

式中，Cm 退市价差为用户 m 的退市价差电费，具体算法参照 8.5.5.6 节。

8.8.3.4 火电上调服务价差收益 R 上调服务。

R上调服务 = Qi 结算上调 × P火电标杆 − P市场上调

i=1

式中，Qi 结算上调为 8.5.2.5 节火电企业 i 的结算上调电量; P 市场上调为 8.5.4 节市场上调电量均价;

P 火电标杆为火电脱硫脱硝除尘标杆价。

8.8.3.5 下调服务电费 R 下调服务。

下调服务电费R 下调服务为所有下调电量增加的成本减8.8.2 节可再生能源分摊的下调电费。

R下调服务 = Q i 结算下调 + Q j 结算下调 × P市场下调价差 − P市场下调 − R总下调分摊

i=1 j=1

式中，Qi 结算下调为 8.5.2.7 节火电企业 i 的结算下调电量;

Qj 结算下调为8.5.3.4 节可再生能源发电企业 j 的结算下调电量;

P 市场下调为 8.5.4 节市场下调电量补偿均价;

P 市场下调价差为 8.5.4 节市场下调电量的合同均价差; R 总下调分摊为 8.8.2 节可再生能源电厂分摊的下调费。

8.8.3.6 合同执行偏差电费。

式中，Ri 合同清算为 8.5.2.8 节火电企业 i 合同执行偏差电费;

Rj 合同清算为 8.5.3.5 节其他发电企业 j 合同执行偏差电费; Cm 偏差价差 1 为 8.5.5.5.3 条直接交易用户 m 的±3%以内偏差电量价差电费;

Cn 偏差价差 1 为售电公司 n 的±3%以内偏差电量价差电费，算法参照 8.5.5.5.3 条。

8.8.3.7 计算市场电费清算结果 E 市场清算。

市场电费清算结果为以上 6 项费用之和，数值为正表示盈余，数值为负表示亏损。

E 市场清算= R 用户侧考核+ R 发电侧考核+ R 退市考核+ R 上调服务+ R 下调服务+ R 合同清算

8.8.3.8 市场电费清算结果 E 市场清算按照以下方法分配：

8.8.3.8.1 如果市场电费清算结果 E 市场清算为正数，首先按照当月市场交易合同电量均分返还参与市场交易的发电企业，盈余较大时，可以提取部分资金作为后续月度平衡或特殊情况处理的资金来源。

8.8.3.8.2 如果市场电费清算结果 E 市场清算为负数，由所有实际上网电量超过月度交易计划安排电量的统调发电企业(含跨省跨区市场交易送入主体及省内进入市场的其它发电企业)按超出电量的比例分摊。

9. 信息披露

9.1 概述

9.1.1 市场成员应当遵循及时、公平、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场信息。市场成员应当按规定提供信息，并对所提供信息的准确性负责。

9.1.2 在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力交易平台进行披露。电力交易机构负责管理和维护电力交易平台，并为其他市场成员通过电力交易平台披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力交易平台披露有关信息，并对所披露信息的公平性、准确性、完整性和及时性负责。

9.2 信息分类

9.2.1 按照信息的保密要求和公开范围，电力交易平台上的市场信息可以分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息四大类。

9.2.2 公众信息指通过电力交易平台向社会公众发布的数据和信息，包括但不限于：

(1)各类交易适用的法律、法规、电力行业规程、管理规定、电力交易工作流程、管理办法及相关政策文件等。

(2)国家批准的燃煤机组标杆上网电价、国家批准的可再生能源发电企业上网电价、补贴电价等，销售目录电价、输配电价、各类政府性基金及附加、系统备用费及其他电力交易相关收费标准等。

(3)市场概况，包括市场主体名单及其变动情况。

(4)分年、月披露的市场运行概况。

(5)需要单独进行披露的重大事项。

9.2.3 公开信息指所有市场主体均可获得的数据和信息，包括但不限于：

(1)市场主体的基本信息及信用等级评价信息。

(2)电网线路、变电站等检修计划及非计划检修说明。

(3)新电源项目投产计划、投产情况。

(4)市场主体年、月交易总电量安排、分解和执行情况，各种交易的成交电量和成交电价。

(5)电网安全运行的主要约束条件、电网重要运行方式的变化情况、计划执行调整及原因、安全校核结果及原因等。

(6)结算及相关信息。

(7)由本规则其他条款规定属于公开信息的市场信息。

9.2.4 私有信息指只有特定的市场主体及相关电力交易机构、电网企业、电力调度机构才可获得的数据和信息，包括但不限于：

(1)发电机组的机组特性参数、性能指标，电力用户用电特性参数和指标。

(2)各市场主体的各类交易完成前的成交电量及成交价格、各市场主体的申报电量和申报价格、结算信息等。

9.2.5 交换信息是相关电力交易机构、电网企业、电力调度机构之间为维持电力系统正常运行和电力市场正常运转所交换的数据和信息，包括但不限于：

(1)实时信息、网络拓扑、市场运行信息等。

(2)只有相关电力交易机构、电网企业电力调度机构有权获得交换信息。

9.3 市场主体信息披露

9.3.1 电力用户信息披露

9.3.1.1 公众信息：企业名称、法定代表人、企业类型、注册资本、股权结构、经营范围、隶属关系、成立日期、企业地址、联系方式、相关登记证号和许可证号、相关信用等级等。

9.3.1.2 公开信息：企业用电电压等级、用电类别、接入地区、供电方式、自备电源、用电容量、产品电力单耗、用电负荷率、电费欠缴情况，电力中长期交易需求信息、电力中长期交易电量完成情况等。

9.3.1.3 私有信息：电量清算情况、电费结算情况、电价信息、最大生产能力、投产时间(不应向同类别企业竞争者披露)等。

9.3.2 售电公司信息披露

9.3.2.1 公众信息：企业名称、法人代表、企业类型、股权结构、资产证明、注册资本、资产总额、经营范围、隶属关系、成立日期、企业地址、联系方式、相关登记证号和许可证号、相关信用等级、交易员信息、从业人员、经营场所和设备等。

9.3.2.2 公开信息：代理电力用户及其电力中长期交易需求、电力中长期交易电量完成情况。

9.3.2.3 私有信息：电量结算情况、电费清算情况、电价信息等。售电公司应将批发市场购电信息(包括每月的购电量、购电均价等)、批发市场结算信息(包括偏差电量、偏差电费等)及时告知与之有购售电关系的零售用户。

9.3.3 发电企业信息披露

9.3.3.1 公众信息：企业名称、法定代表人、企业类型、注册资本、经营范围、隶属关系、成立日期、企业地址、联系方式、相关登记证号和许可证号、相关信用等级等。

9.3.3.2 公开信息：发电企业的机组台数、单机容量、总装机容量、接入地区、接入电压等级、调度关系、投产日期、批复电价、最大和最小技术出力，机组检修计划、发电运行及停备情况、设备故障及原因、环保设施运行情况，已签合同电量、电力中长期交易电量完成情况等。

9.3.3.3 私有信息：发电机组特性参数、各机组中标电量、中标电价，电量结算情况、电费清算情况、市场化电价信息等。

9.3.4 电网企业信息披露

9.3.4.1 公众信息：

(1)企业基本信息，包括企业名称、法定代表人、企业类型、注册资本、经营范围、隶属关系、成立日期、企业地址、联系方式、相关登记证号和许可证号、相关信用等级等。

(2)国家批准的燃煤机组标杆上网电价、国家批准的可再生能源发电企业上网电价、补贴电价等、目录销售电价、输配电价、各类政府性基金及附加、系统备用费等。

(3)供电服务信息。提供服务能力，保底服务、普遍服务信息等。

9.3.4.2 公开信息：

(1)年度电力供需预测，与电力中长期交易相关的输配电设备最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等。

(2)因电网安全约束限制电力中长期交易的具体输配线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据，该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等。

(3)电网线路、变电站等检修计划及非计划检修说明。

(4)电力中长期交易合同电量及执行、电量清算、电费收支情况等;

(5)有序用电情况。

9.3.5 电力调度机构信息披露

9.3.5.1 公众信息：基本信息，包括机构名称、负责人、调度范围、隶属关系、联系方式;电力调度相关法规、标准等。

9.3.5.2 公开信息：

(1)年(月)调度信息。次年(月)设备投产和退役计划及上年(月)实际情况;次年(月)电力电量平衡计划、设备检修计划及上年(月)实

际情况;年(月)优先发用电情况;年(月)电网阻塞情况、原因及措施;年(月)可再生能源电厂受阻电量及原因;年(月)主要输电断面最大潮流、平均潮流;年(月)跨省跨区电力电量交换情况;年(月)发电设备利用情况、机组负荷率情况;年(月)发电、电网设备故障情况;年(月)并网发电厂运行考核;

(2)日调度信息。次日全网负荷预测情况、全网发电预测情况、各电厂发电计划情况、关键输电断面预测情况、省际联络线预测情况;上日全网负荷情况、全网发电情况、各电厂发电量情况、关键输电断面情况、省际联络线情况;电力系统实时电力平衡情况等;

(3)市场干预情况。

(4)年(月)电网运行方式。

9.3.5.3 私有信息：电力系统地理接线图。

9.3.6 电力交易机构信息披露

9.3.6.1 公众信息：基本信息，包括机构名称、职能、章程、负责人、成立日期、组织机构、职责分工及相关制度、相关登记证号、地址与联系方式，电力交易相关法规、业务规则，服务规范，政府批准的电力交易收费标准等。

9.3.6.2 公开信息：市场主体注册信息，交易供需信息，交易品种、周期、方式，报价方式、出清规则、时限要求，无约束出清情况，有约束出清情况，成交总量、最高价、最低价、平均价等成交信息;市场运行情况，年(月、日)交易计划与执行情况，发电企业年(月)发电量、利用小时情况，电量、电费结算信息，市场主体信用记录、负面清单、黑名单，市场干预情况等。

9.3.6.3 私有信息：各市场主体的各类交易完成前的成交电量及成交价格、各市场主体的申报电量和申报价格、结算信息等;各市场主体交易电量、交易电价，电量清算情况、电费结算情况、市场化电价信息。电力交易机构可以按照能源监管机构的要求，告知零售用户与之有购售电关系的售电公司的批发市场购电信息和结算信息，包括每月的批发市场购电量、购电均价、结算偏差电量、结算偏差电费等。

9.4 信息管理及保密

9.4.1 电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构按照市场信息分类及时向社会及市场主体、能源监管机构发布相关信息。

9.4.2 市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。

9.4.3 能源监管机构、地方政府电力管理部门、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

9.4.4 能源监管机构、地方政府电力管理部门根据各地实际制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。

10. 违约与争议处理

10.1 本规则所指争议是市场成员之间的下列争议：

(1)注册或注销市场主体资格的争议;

(2)市场成员因行使权利或履行义务发生的争议;

(3)市场交易、计量、考核或结算的争议;

(4)其他方面的争议。

10.2 发生争议时，市场成员可协商解决，也可由有关部门调解，或者将争议提交能源监管机构裁决，也可依法提交仲裁委员会仲裁或依法向人民法院提起诉。

10.3 市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由能源监管机构会同省级相关电力管理部门查处：

(1)提供虚假材料或者以其他欺骗手段取得市场准入资格;(2)滥用市场力，恶意串通、操纵市场;(3)不按时结算，侵害其他市场主体利益;

(4)电力交易机构或电力调度机构对市场主体有歧视行为;(5)提供虚假信息或违规发布信息;(6)其他严重违反市场规则的行为。

10.4 电力交易机构负责协助能源监管机构、电力管理部门处理市场主体的违约和争议。

10.5 对于市场成员的违规行为，国家能源局湖南能源监管办公室按照《行政处罚法》、《电力监管条例》、《电力市场监管办法》等法律法规有关规定实施处罚。

11. 市场干预

11.1 市场中止

当出现以下情况时，根据事件影响范围和严重程度，能源监管机构会同有关部门可以作出中止市场的决定，并向电力市场主体公布中止原因：

(1)电力市场未按照规则运行和管理的。

(2)电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的。

(3)电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的。

(4)电力交易平台、调度自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的。

(5)因不可抗力市场交易不能正常开展的。

(6)电力市场发生其他严重异常情况的。

11.2 市场干预

11.2.1 发生以下情况之一时，电力交易机构和电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行，可以依法依规进行市场干预：

(1)发生市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱的;

(2)交易信息平台发生故障，直接交易无法正常进行时;

(3)其他情况。

11.2.2 市场干预的主要手段包括：

(1)改变市场交易时间、暂缓市场交易;

(2)发布临时条款;

(3)调整交易组织方式;

(4)其他维护市场正常交易和竞争的手段

11.2.3 市场干预期间，电力交易机构和电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报能源监管机构备案。

11.3 应急处置

11.3.1 当系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理，由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。

11.3.2 当面临严重供不应求情况时，可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。

11.3.3 当出现重大自然灾害、突发事件时，可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。

11.4 市场恢复

市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时向市场主体发布市场恢复信息。

12. 附则

12.1 本实施细则由湖南电力交易中心有限公司编制，国家能源局湖南监管办公室审核。

12.2 本实施细则由国家能源局湖南监管办公室、湖南电力交易中心有限公司负责解释。

12.3 本实施细则自 2017 年 9 月 19 日起试行。