《华中区域电力中长期交易实施规则( 暂行）》(征求意见稿)

第七节 月(季) 度集中竞价交易

第五十九条 每月(每季第三个月) 中下旬， 电力交易机构通过技术支持系统发布次月集中竞价市场相关信息， 包括但不限于：

(一) 次月(季) 关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二) 次月(季) 集中竞价直接交易电量需求预测;

(三)次月(季)集中竞价跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布) ;

(四) 次月(季) 各机组剩余可发电量上限。

第六十条 月 (季)度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。 每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过 2 个工作日。

第六十一条 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、 交易起止时间。 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。

第六十二条 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的下 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。

第六十三条 电力交易机构在各类月(季)度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果， 对年度分月结果和月(季)度交易结果进行汇总， 于每月(季)月(季)底前发布汇总后的交易结果。

第八节 跨省跨区交易

第六十四条 跨省跨区交易原则上由区域电力交易机构组织开展， 具备条件的也可以由省级电力交易机构组织开展。

第六十五条 跨省跨区电力交易主要包含网对网购售电交易、 跨省跨区购电交易、 跨省外送电交易、 跨省跨区电力直接交易、跨省跨区发电合同转让交易、水电减弃增发应急交易等品种。

第六十六条 网对网购售电交易是指售电和购电均由相关省电网公司代理的购售电交易。 具备准入资格的省内大用户(包括售电公司)可以与省外符合准入条件的发电企业开展跨省跨区电力直接交易， 也可以参与跨省区购电交易(售电方为省外电网企业)、 跨省跨区合同转让交易。 符合准入条件的发电企业可参与外送电交易(购电方为省外电网企业)、 跨省大用户直接交易、跨省合同电量转让交易等市场交易。 水电减弃增发应急交易按照《 华中区域水电减弃增发应急交易办法》 执行。

第六十七条 根据区域内各省内电力电量平衡情况， 跨省区电力交易可采取年度、 月度和月以下交易相结合的方式， 在电网出现紧急情况下还可以开展临时交易与紧急支援交易等。

第六十八条 电力交易机构负责协调相关市场成员， 通过双边协商、 集中竞价等方式开展。

双边协商结果需签订交易意向(协议) 并提交电力交易机构。集中竞价前， 通过电力交易平台发布跨省跨区交易相关市场信息， 包括但不限于： 开闭市时间、 交易相关方、 交易执行时间;

交易规模、 交易曲线、 交易方式; 相关输电通道及其输电价和线损; 违约和免责条款等信息。 交易主要采取挂牌、 集中撮合等方式， 并形成无约束交易结果。

双边协商和集中竞价结果由电力交易机构提交给相关电力调度机构进行安全校核， 相关电力调度机构应在 2(月度交易)或 5(年度交易) 个工作日内将安全校核结果返回相应电力交易机构， 电力交易机构在 3 个工作日内组织各方通过交易平台技术支持系统签订电子交易合同。

第六十九条 电力供应紧张的情况下， 送出省可优先保障省内电力电量平衡， 富余发电能力再参与跨省跨区交易， 对于已签订的合同可予以执行或者协商合同另一方回购。

第七十条 电力调度机构需优化电网运行方式， 落实输电通道， 保障跨省跨区电力交易顺利实施。

第九节 合同电量转让交易

第七十一条 拥有基数电量合同、 直接交易合同、 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。

第七十二条 合同电量转让限于符合准入条件的同类市场主体之间(如用户与用户、 发电企业与发电企业)进行。 原则上按月度及以上开展合同电量转让交易(按月度及以上开市)， 具备条件的可以根据需求开展月内合同电量转让交易。

第七十三条 交易方式以双边交易为主， 也可采取挂牌等其他交易方式; 转让合同周期可为合同全周期， 也可以为部分周期。

第七十四条 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。

(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。

第七十五条 可再生能源调峰机组优先发电电量转让按照《 可再生能源调峰机组优先发电试行办法》 执行。

第七十六条 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， 交易机构审核是否符合转让要求， 并在 2个工作日内作出明确答复。

以双边协商达成的交易， 在当次交易开闭市期间， 应通过电力交易运营系统提交意向协议。 以集中交易方式参与合同转让交易的， 出让方与受让方均应通过电力交易运营系统申报， 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。 拟出让的非市场化电量和市场化电量应分开申报。

电力调度机构对出让方申报的拟出(受)让电量进行安全校核并确认。 电力交易机构通过电力交易运营系统发布出(受)让方名称、 确认后的可出让电量等信息。

第七十七条 合同转让交易原则上应早于合同执行 3 日之前完成， 并通过电力交易平台技术支持系统签订电子合同。 市场主体签订电力交易合同后即可进行转让。

第七十八条 签订电量互保协议的， 在互保协议执行后，应在 3 个工作日内通过电力交易平台技术支持系统签订电子合同。

第十节 售电公司交易合同签订

第七十九条 售电公司签订的合同包括批发市场购售电及输配电合同、 零售市场合同。 售电公司签订的合同应报电力交易机构。

购售电及输配电合同由售电公司、 发电企业、 电网企业三方签订， 按照有关规定明确合同要素。零售市场合同由售电公司、 电网企业、 电力用户三方签订，合同中应包括但不限于以下要素： 各方的权利和义务、 交易电量及电价、 用户在电网公司营销系统户号、 计量表计编号及对应的用电性质、 合同违约责任等。

第十一节 临时交易与紧急支援交易

第八十条 可再生能源消纳存在临时性困难的省(市)， 区域交易机构组织相关市场成员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。

第八十一条 各省电网企业可事先约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他有关事项， 在电力供需不平衡时， 由电力调度机构组织实施。 条件成熟的地区可以采取预挂牌方式确定跨省跨区紧急支援交易中标机组排序。

第七章 安全校核与交易执行

第八十二条 电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。 直接交易、 合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。 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， 各级电力调度机构均有为各交易机构提供电力交易(涉及本电力调度机构调度范围的)安全校核服务的义务。 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。

第八十三条 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， 电力调度机构可以根据机组可调出力、 检修天数、 系统负荷曲线以及电网约束情况， 折算得出各机组的电量上限， 对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。第八十四条 电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照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， 由电力交易机构予以公布。

第八十五条 安全校核应在规定的期限内完成。 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。

第八十六条 安全校核未通过时， 总体上按照按交易确认时间的先后顺序进行逆序削减。

对于双边协商交易， 按交易意向提交交易机构的日期先后进行削减， 日期相同的按等比例原则进行削减; 对于挂牌交易， 按成交时间先后进行削减。

采用集中撮合交易的， 按成交价格由高到低进行削减， 价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。 采用边际出清集中竞价交易的， 发电侧按报价由高到底进行削减， 价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减; 用户侧按报价由低到高进行削减， 报价相同的， 按等比例原则进行削减。

对于约定电力交易曲线的， 最后进行削减。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。

第八十七条 电力系统发生紧急情况并影响交易执行时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度， 并在事后向国家能源局华中监管局和省级政府电力主管部门书面报告事件经过。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。

第八十八条 电力交易机构根据各年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果， 会同电力调度机构制定发电企业的月度发电计划， 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方式并保障执行。

第八十九条 电力调度机构负责执行月度发电计划; 电力交易机构每日跟踪和公布月度发电计划执行进度情况。 市场主体对月度发电计划执行提出异议时， 电力调度机构负责解释， 电力交易机构负责公布相关信息。 对于电力直接交易合同约定交易曲线的， 其中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曲线， 与合同约定曲线叠加形成次日发电计划; 发电企业全部合同约定了交易由线的， 按合同约定曲线形成次日发电计划。

第八章 合同电量偏差处理

第九十条 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， 可以于每月 15 日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求， 通过电力交易运营系统上报电力交易机构， 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。

第九十一条 电力直接交易(包括跨省跨区电力直接交易)合同执行偏差采取滚动调整方式(即市场化合同电量优先结算)，其他中长期交易合同执行偏差维持现有调整方式不变。 随着电力市场发展， 直接交易电量规模占全社会用电量比例达到 35%以上时，在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理 (即优先发电、基数电量合同优先结算) 。

第九十二条 滚动调整方式。 发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整， 电力用户、 售电公司合同总电量不能调整， 分月电量可以按月滚动调整， 按交易周期清算; 也可以在交易周期内月结月清， 按月明确违约偏差考核电量(电费); 并逐步统一到月结月清。 本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的， 可以进行事后合同电量转让交易。 通过调度机构安全校核后， 除因电网出现火电机组最小开机方式等特殊原因限制，月度结算时发电侧与用户侧市场化交易结算电量应一致。

第九十三条 预挂牌月平衡偏差方式。 预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结束后(如果不需要开展月度交易， 可以直接开展预挂牌)， 通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。 每月最后 7 日， 电力调度机构根据各机组整体合同完成率， 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， 其余机组按照合同电量安排发电计划。

第九章 辅助服务

第九十四条 辅助服务执行华中区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则(文号)。 独立辅助服务提供者的市场化交易细则可结合市场发展另行制定。

第九十五条 鼓励各省市结合实际探索辅助服务市场化交易机制， 统一纳入华中区域辅助服务管理。

电力直接交易中， 发用电双方能够约定发用电曲线且能调度执行的， 对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用; 剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线， 对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用，分摊方法如下：

调峰分摊总费用=总分摊费用*调峰补偿费用/总补偿费用对应电厂分摊调峰费用=调峰分摊总费用*调峰应分摊电量/(总分摊电量-总减免电量)

其中： 减免电量为直接交易曲线对应的电量; 调峰应分摊电量为上网电量剔除减免电量后的电量。

第九十六条 跨省跨区交易涉及的送端地区发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围， 并根据提供的辅助服务情况获得或者支付补偿费用。

跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端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。

第十章 计量与结算

第九十七条 电力中长期交易计量抄表按照相关方签订的《 供用电合同》 、 《 购售电合同》 的约定执行， 关口表抄表时间原则上应以相一致的自然月为周期。

第九十八条 电网企业按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)， 代收政府性基金; 按照电力交易机构出

具的结算依据， 承担市场主体的电费结算责任， 保障交易电费资金安全。

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电力用户所在地区电力交易机构向市场主体出具结算依据， 在区域交易平台开展的交易由区域电力交易机构向电力用户所在地区电力交易机构出具结算依据; 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。

第九十九条 在确保交易电费资金安全的前提下， 拥有配电网运营权的售电公司可向其供电的用户收费并开具发票; 独立的售电公司保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。电力交易机构负责将电价传递给负责抄核收业务的供电企业。

第一百条 保持与电网企业的电费结算和支付方式不变的，电网企业承担电力用户侧欠费风险， 并保障交易电费资金安全。

不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险， 市场主体可自行约定结算方式。

第一百〇一条 电力中长期交易可以按月结算按交易周期清算; 也可以在交易周期内月结月清， 按月明确违约偏差考核电费。

第一百〇二条 合同电量偏差采取滚动调整方式处理的，电力中长期交易结算流程格如下：

(一) 发电侧按以下方式结算

1.可以采用按月度结算按交易周期清算方式， 也可以采用月度结算月度清算方式。

2.结算先后顺序： 跨省跨区交易电量、 合同电量转让交易电量、 电力直接交易电量、 优先发电电量、 基数电量。 同一交易品种不同交易周期原则上交易周期短的优于交易周期长的; 同一交易品种同一交易周期， 原则上双边交易优于集中交易。(二) 用户侧(含售电公司) 按以下方式结算

1.可以采用按月度结算按交易周期清算方式， 也可以采用月度结算月度清算方式。 售电公司若采取月度结算按交易合同周期清算时， 出现月度偏差超过当月计划 10%时， 当月应月结月清。

2.结算先后顺序： 跨省跨区交易电量、 合同电量转让交易电量、 电力直接交易电量、 优先购电电量。

3.用户有多个电压等级用电接入点的， 年度清算按不同电压等级分别考核。

(三) 交易清算

1.电力用户与发电企业直接交易电力用户与发电企业直接交易合同电量允许偏差由各省自定， 最大不超过±5%。 结算可采用以下方式。

方式一： 电力用户直接交易完成电量超出直接交易合同电量时， 允许偏差以内的电量按目录电价结算， 允许偏差以外的电量按目录电价 105%结算。 电力用户因自身原因导致直接交易完成电量少于直接交易合同电量时， 允许偏差以内的电量不考核， 允许偏差以外的电量按 2 倍价差绝对值 (合同到户电价与目录电价之差)考核， 考核费用按 2： 8 比例补偿给电网企业和发电企业。发电企业直接交易完成电量超出合同电量时， 允许偏差以内电量按批复上网电价结算。 发电企业因自身原因导致直接交易完成电量少于合同电量时， 允许偏差内不考核， 允许偏差以外的电量按照批复上网电价与合同上网电价价差补偿电网企业。

方式二： 电力用户直接交易完成电量超出直接交易合同电量时， 允许偏差以内的电量按合同电价结算， 允许偏差以外的电量按目录电价 105%结算。 电力用户因自身原因导致直接交易完成电量少于直接交易合同电量时， 允许偏差以内的电量不考核， 允许偏差以外的电量按 2 倍价差绝对值 (合同到户电价与目录电价之差)考核， 考核费用按 2： 8 比例补偿给电网企业和发电企业。发电企业直接交易完成电量超出合同电量时， 允许偏差以内电量按合同电价结算。 发电企业因自身原因导致直接交易完成电量少于合同电量时， 允许偏差以内不考核， 允许偏差以外的电量按照批复上网电价与合同上网电价价差补偿电网企业。

2.售电公司与发电企业直接交易售电公司作为一个结算整体进行交易清算。当售电公司实际用电量超过合同电量时， 3%以内的电量按照售电公司零售用户分类电价对应电量加权平均电价结算。 3%以上的电量按照零售用户分类电价对应电量加权平均电价的105%结算。

当售电公司实际用电量低于合同电量时， 3%以内的电量不考核， 3%以外的电量按照售电公司零售用户分类电价对应电量加权平均电价的 10%支付违约考核电费。 考核费用按 2： 8 比例补偿给电网企业和发电企业。

除不可抗力外因电网原因造成的违约电量， 按照国家有关政策， 结合电力用户、 售电公司、 发电企业损失实际测算后由电网企业予以赔偿(用户按目录电价与合同电价差赔偿、 电厂按上网电价与合同电价差两倍赔偿)。 因不可抗力导致的合同电量偏差免予考核。

第一百〇三条 电力用户按有关规定参与移峰、 错峰、 避峰用电等有序用电措施， 因此影响的电量不计入电力用户、 售电公司和相关发电企业偏差电量考核。 影响电量根据负荷控制系统实施有序用电措施前后的负荷对比曲线测算。

第一百〇四条 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， 逾期则视为同意。

第一百〇五条 采用预挂牌月平衡偏差方式的， 发电企业和电力用户的合同偏差分开结算， 结算流程按照《 电力中长期交易基本规则(暂行) 》 第八十九条执行。

第十一章 信息披露

第一百〇六条 市场信息分为公众信息、 公开信息和私有信息。 公众信息是指向社会公众发布的数据和信息， 公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息， 私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第一百〇七条 电力用户应披露以下信息：

公众信息： 电力用户的公司股权结构、 投产时间、 用电电压等级、 变压器报装容量、 年度最大需求容量、 最大生产能力、 年用电量、 电费欠缴情况、 产品电力单耗、 用电负荷率等。 公开信息： 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。私有信息： 电量清算情况、 电费结算情况、 电价信息等。

第一百〇八条 售电公司应披露以下信息：

公众信息： 营业执照、 法人代表、 股权结构、 资产证明、 交易员信息、 从业人员、 经营场所和设备、 信用情况等基本信息。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。 私有信息： 电量清算情况、 电费结算情况、电价信息等

第一百〇九条 发电企业应披露以下信息：

公众信息： 发电企业的机组台数、 机组容量、 投产日期、 发电业务许可证等。

公开信息： 已签合同电量、 发电装机容量剔除电力中长期交易容量后剩余容量、 电力中长期交易电量完成情况等。

私有信息： 电量清算情况、 电费结算情况、 市场化电价信息等。

第一百一十条 电网企业应披露以下信息：公众信息： 输配电价标准(含线损)、 政府性基金和附加等有关电价标准等。

公开信息： (一)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。 (二) 电力中长期交易合同电量等。 (三) 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。 (四) 电力中长期交易电量执行、 电量清算等情况。

第一百一十一条 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需求信息、 电网阻塞管理信息、 市场交易信息、 辅助服务信息、 发电机组检修计划、 电网检修计划等。

第一百一十二条 在确保安全的基础上， 市场信息主要通过电力交易运营系统、 电力交易机构网站进行披露。

电力交易机构负责管理和维护电力交易运营系统、 电力交易机构网站， 并为其他市场成员通过电力交易运营系统、 电力交易机构网站披露信息提供便利。 各类市场成员按规定通过电力交易运营系统、 电力交易机构网站披露有关信息， 并对所披露信息的真实性、 准确性和及时性负责。

第一百一十三条 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。

第一百一十四条 国家能源局华中监管局、 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相关信息。

第十二章 附则

第一百一十五条 本规则由国家能源局华中监管局负责解释。

第一百一十六条 湖北省、 江西省和重庆市原有的直接交易等规定与本规则不一致的， 以本规则为准。

第一百一十七条 本规则自发布之日起施行， 有效截止期与《 国家发展改革委国家能源局关于印发电力中长期交易基本规则(暂行) 的通知》 (发改能源〔2016〕 2784 号) 有效截止期一致。