湖南省电力中长期交易规则（征求意见稿）发布：偏差考核范围暂定为3%

第三章市场注册、变更与注销

第二十五条市场注册业务包括注册、信息变更、市场注销以及零售用户与售电公司购售电业务关系确定等。

第二十六条市场主体参与电力市场化交易，应当符合湖南省电力市场准入条件，在电力交易机构办理市场注册，按照有关规定履行承诺、公示、注册、备案等相关手续。市场主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性。

非湖南省电力市场主体在有关电力交易机构完成注册后，共享注册信息，无须重复注册，按照湖南省电力市场准入条件和交易规则参与交易。

第二十七条发电企业的注册信息包括基础信息（含企业工商基本信息、核准批复文件、电力业务许可等）和机组信息等。

第二十八条电力用户的注册信息包括基础信息和用电信息。基础信息含企业工商基本信息、统一社会信用代码、供用电协议、用电报装户号信息等，由用户填报。用电信息为用电报装户号信息对应的用电分类信息（含电压等级），由电网企业（含增量配电网企业）向电力交易机构提供。

企事业单位、机关团体等办理注册手续时应当关联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法人代表、联系方式等。

第二十九条售电公司的注册信息包括企业工商基本信息、人员结构、注册资金、技术平台等资料，由电力交易机构通过电力交易平台网站和“信用中国”网站向社会公示,公示期满无异议的售电公司,注册手续自动生效。

第三十条电力用户分为大用户和一般用户，市场注册时分类管理。

大用户是指符合湖南省电力市场准入条件，且供电电压等级在35kV及以上的电力用户。大用户可以选择批发交易或零售交易购电。

一般用户是指符合湖南省电力市场准入条件，且供电电压等级在10kV及以下的电力用户。一般用户只能选择零售交易购电。

参与零售交易的电力用户，一个合同期内只能选择一家售电公司购电，并与售电公司、电网企业签订三方协议。三方协议应符合格式规范，采用电子格式，实行网上签订。电网企业和电力交易机构负责建设、维护、运营包括相关功能的系统平台，提供优质服务，提高交易效率。

第三十一条办理售电增项业务的发电企业（电力用户），应当分别以发电企业（电力用户）和售电公司的市场主体类别进行注册。

集中交易时，此类市场主体在只能以发电企业（电力用户）或售电公司一种身份参与交易。为防止市场力控制，经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准，电力交易机构可在实施细则或交易公告中对其交易份额等进行适当限制。

零售市场中，购方售方为同一市场主体时，在结算程序上可简化处理。

第三十二条参与批发交易的市场主体，应当办理数字安全证书或者采取同等安全等级的身份认证手段。

第三十三条当国家政策调整或者交易规则发生重大变化时，电力交易机构可组织已注册市场主体重新办理注册手续。

第三十四条市场主体注册信息发生变更时，应当及时向电力交易机构提出变更申请。市场主体类别、法人、业务范围、公司主要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，由电力交易机构向社会发布。

第三十五条电力用户或者售电公司关联的用户发生并户、销户、过户、改名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，市场主体应当在电网企业办理变更的同时，在电力交易机构办理注册信息变更手续。业务手续办理期间，电网企业需向电力交易机构提供分段计量数据。电力交易机构完成注册信息变更后，对其进行交易结算，提供结算依据。

第三十六条退出市场的市场主体，应当及时向电力交易机构提出注销申请，按照要求进行公示，履行或者处理完成交易合同有关事项后予以注销。

第三十七条电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成注册市场主体目录，向湖南能源监管办、省发改委、省能源局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。

第四章交易品种、周期和方式

第三十八条电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易、专场交易、应急交易，根据市场发展需要开展可再生能源超额消纳量交易、输电权、容量等交易。

（一）电能量交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户（售电公司）经双边协商、集中竞价、挂牌等方式达成的电力电量、电价的购售交易。

（二）发电权交易是指发电企业之间开展的转让基数电量（发电量指标）合同的交易。

（三）合同转让交易是指符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司将其持有的交易合同电量的部分或全部，通过市场化方式转让给符合条件的其他市场主体的交易。发电企业之间、电力用户（售电公司）之间可以通过合同电量转让实现互保。

（四）专场交易是指部分市场主体参与的，促进可再生能源消纳、扩大省内用电需求，同时提高发电企业设备利用率的交易。

（五）应急交易是指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。

第三十九条根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易包括年度（多年或6个月及以上）电量交易（以某个或者多个年度的电量作为交易标的物，并分解到月）、月度电量交易（以某个月度的电量作为交易标的物）、月内（多日）电量交易（以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作为交易标的物）等针对不同交割周期的电量交易。具备条件时，年度、月度、月内（多日）均组织分时段电量交易（带电力负荷曲线）。

第四十条电能量交易包括双边协商交易和集中交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。

（一）双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电力电量、电价，形成双边协商交易初步意向后，在规定的交易时间内提交电力交易平台，经安全校核和相关方确认后形成的交易。双边协商交易适用于各类交易品种，零售市场交易一般以双边协商方式为主。

（二）集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易平台按照市场规则进行市场出清，经安全校核后，确定最终的成交对象、电量和价格等的交易。如开展带曲线的电力交易，应按峰、平、谷段电量（或标准负荷曲线）进行集中竞价。

（三）滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台进行滚动撮合成交的交易。

（四）挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量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提出接受该要约的申请。挂牌交易分为定价挂牌交易和竞价挂牌交易。定价挂牌交易，摘牌方不申报电价，仅申报电量；竞价挂牌交易主要用于发电侧竞价上网，需同时申报电价、电量。

第四十一条以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易鼓励连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易应当实现定期开市。双边合同在双边交易申报截止时间前均可提交或者修改。

第四十二条同一市场主体可根据自身电力生产或者消费需要，购入或者售出电能量。

为降低市场操纵风险，发电企业在单笔电力交易中的售出量不得超过其满足电网安全约束下的剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。

除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报。合同转让交易（含发电权交易）应遵循购售双方的意愿，体现节能减排要求。

第四十三条在优先安排跨区跨省国家指令性计划电量、政府间协议电量的前提下，具有批发交易资格的发电企业、电力用户、售电公司，经省政府电力主管部门批准，可利用跨区跨省剩余输电容量直接参与跨区跨省交易，发电企业和电力用户也可委托售电公司或电网企业代理参与跨区跨省交易。

电网企业负责跨区跨省购入国家指令性计划电量和政府间协议电量，经授权可代理未进入市场的电力用户和保留在电网内部的发电企业参与跨区跨省市场购售电交易。保留在电网企业内部的发电企业不直接参与跨区跨省购售电交易。

经省政府电力主管部门批准，电网企业、售电公司可以代理小水电、风电等参与跨区跨省售电交易。

第四十四条跨区跨省购电应坚持能源资源优化利用，充分考虑湖南电网内发电产能规模，不得阻碍省内可再生能源的科学发展和充分利用，不得对省内电力市场造成严重冲击。具备条件时，应逐步向省外市场主体开放湖南电力市场。

在跨区跨省输电通道有剩余容量的情况下，鼓励省外市场主体与省内火电企业进行合同电量转让交易，充分发挥电网大范围资源优化配置优势。

省内可再生能源发电受限、弃风弃水时，应通过市场交易、跨区跨省调剂等措施，减少或停止跨区跨省购电交易，启动并加大跨区跨省送出的售电交易。

第五章价格机制

第四十五条除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易坚持市场化定价原则，由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，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。

第四十六条因电网安全约束必须开启的机组，约束上电量超出其合同电量（含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同）的部分，采用市场化机制确定价格。加强对必开机组组合和约束上电量的监管，保障公开、公平、公正。

第四十七条发电企业参与市场化交易时，基于政府批复上网电价申报价差；大用户或售电公司参与交易时，基于用户或售电公司代理用户的购电基准价申报价差（购电基准价按“销售目录电度电价-输配电价-政府性基金与附加”确定）；双方达成交易的价差即为市场交易价差。零售市场用户的市场交易价差由用户与售电公司协商确定。

第四十八条发电企业上网电量的市场化交易（含省内和跨区跨省）价格为政府批复上网电价与市场交易价差二者之和，包括脱硫、脱销、除尘和超低排放电价。

新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策进行结算。

第四十九条市场用户的用电价格由市场化交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。其中，市场化交易价格由购电基准价加上市场交易价差确定，输配电价格、政府性基金及附加按政府有关规定执行。

第五十条执行峰谷电价的电力用户，参与市场化交易后继续执行现有峰谷电价、基本电价、功率因素考核等电价政策。应进一步完善峰谷分时交易机制和调峰补偿机制，引导发电企业、电网企业和电力用户等主动参与调峰。

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，按市场交易电价结算。

第五十一条跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用和输电损耗构成。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，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。

第五十二条双边协商交易价格按照双方合同约定执行。集中竞价交易可采用统一边际出清或者高低匹配价格形成机制，电力用户按照价格优先、时间优先进行排序，发电企业按照价格优先、时间优先、环保优先进行排序。滚动撮合交易可采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制，按照价格优先、时间优先进行排序。挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。

第五十三条合同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。

第五十四条售电公司与电力用户之间的购售电合同约定的价格与电费结算方式，应适应现行电价管理模式体系和电网企业相关流程与规范。电网企业应按规则要求，完善电费结算相关流程与系统，为售电公司和电力用户提供更为便捷灵活的电费结算服务。

第五十五条独立配网企业供电的电力用户参与市场交易应完成市场注册手续，取得市场交易资格，暂按以下价格机制：

（一）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。

（二）原则上由所在配网企业与省网企业统一结算（包括配网内参与市场交易的电力用户和配网本身市场交易），再由配网企业与电力用户结算。

（三）配电价格由省价格主管部门核定；配电价格核定前，暂以配网企业与电力用户两级计量点电压的输配电价差作为配电价格。

第五十六条除国家有明确规定的情况外，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，可以对报价或出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由电力交易机构或省电力市场管理委员会提出，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准。

第六章批发交易组织

第一节总体原则

第五十七条每年11月底前，省政府电力主管部门确定并下达次年度电力供需平衡方案，安排年度跨区跨省优先购电计划、省内优先发用电计划、燃煤火电基数电量及市场交易电量规模。

根据水电、风能、太阳能、生物质等可再生能源的发电能力安排优先发电计划，年度优先发电计划与年度优先用电计划相匹配。为落实国家能源战略，跨区跨省送受电中的国家指令性计划（可再生能源）电量、政府间协议电量列为优先发电。

根据年度发电量预测，减去优先发电和省内市场交易电量规模后，考虑电网安全约束，剩余电量在省内燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。每年四季度，省发改委会同省能源局、湖南能源监管办可根据实际情况对年度基数电量规模进行调整。年度基数电量按照放开发用电计划方案逐年缩减，直至取消。

第五十八条根据省政府电力主管部门下达的年度电力供需平衡方案，原则上每年11底前，考虑电力供需形势预测、电网安全约束和发用电负荷的丰枯季节特性等因素，电力交易机构编制跨区跨省优先购电、省内优先发电、燃煤火电基数电量及市场交易电量分月计划预安排，经省电力市场管理委员会讨论，报省发改委、省能源局、湖南能监办批准后予以发布。

第五十九条各类交易组织基本流程：

（一）交易准备。按照职责分工，市场运营机构开展电力电量平衡分析、电网输送能力分析、检修计划编制、发电企业可交易电量测算、电力用户和售电公司用电需求汇总等工作，形成交易组织方案、编制市场交易公告。

（二）发布公告。经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后，电力交易机构通过电力交易平台发布交易公告，包括交易标的（含电力、电量和交易执行时间）、交易组织程序（含申报起止时间）、交易出清方式、价格形成机制、参与交易的市场主体名单、电力供需形势预测、电网运行与输送能力等信息。

对于定期开市和连续开市的交易，交易公告应当提前至少1个工作日发布；对于不定期开市的交易，应当提前至少5个工作日发布。

交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。

（三）交易申报。市场主体按照有关规定，通过电力交易平台申报各类交易意向、交易需求。市场主体对所申报的数据负责，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。所有的时间记录以电力交易平台或电力交易机构的时间为准。具备条件时，按要求分月分时段申报电量（电力）、价格（价差）。

对于双边协商交易方式，先由售电方按照规定格式录入交易电量（电力）、电价等交易意向信息，然后由相关购电方确认售电方录入的相关信息。

（四）出清计算。电力交易机构对双边协商交易意向进行汇总，确定各交易主体的交易电量（电力）、电价；对集中交易，电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件，按照规则出清计算。具体出清计算方法在实施细则中予以明确。

（五）安全校核。电力交易机构将交易出清预成交结果提交电力调度机构。电力调度机构应在规定期限内完成安全校核，形成交易结果，返回电力交易机构。

（六）结果发布。在规定时间内，电力交易机构通过电力交易平台发布交易结果，电力交易平台自动生成电子化合同，并报湖南能源监管办备案。

第六十条集中竞价交易组织的基本要求：

（一）集中竞价交易实行交易申报价格限制。电力交易机构对买方和卖方分别提出最高、最低申报价格建议，形成允许的申报价格区间，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准。申报价格区间的设定要充分考虑成本、供需情况及其变动趋势。

（二）集中竞价交易实行申报电量总额限制。根据电力调度机构提供的安全约束条件，电力交易机构会同电力调度机构对买方和卖方分别提出申报电量限额建议，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局备案。申报电量限额的设定应考虑安全约束条件、市场供需形势、市场力影响、卖方的装机容量和发电能力、买方的用电需求以及月度双边协商交易电量等因素。

（三）买卖双方按照交易公告的要求，在规定时间内通过电力交易平台申报当次交易周期期望购买或售出的电量（电力）、价格（价差）。买方、卖方每次申报的电量（电力）及其价格（价差）不能超过各自独立的三组。年度交易应分月申报，可以分月分时段，每月每时段申报电量（电力）及其价格（价差）不得超过独立的三组。

（四）市场主体申报的价差，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。申报的电量单位为兆瓦时，不保留小数；申报的电力单位为兆瓦，不保留小数；申报的价格单位为元/兆瓦时，保留两位小数。

（五）电力交易平台初步核定申报数据的有效性，不符合要求的申报不予受理。

（六）集中竞价交易申报截止后，电力交易机构按照规则出清计算，经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构发布交易结果。

第六十一条挂牌交易组织的基本要求：

（一）挂牌申请与公告。市场主体在规定时间内，向电力交易机构提交挂牌交易申请，包括挂牌电量、挂牌电价、执行时间、电力曲线等信息。电力交易机构在2个工作日内完成申请信息审核，通过审核的,在电力交易平台发布交易公告；未通过审核的,返回市场主体，并说明原因。

（二）摘牌出清与安全校核。挂牌交易公告发布后，市场主体的摘牌电量可以小于或等于挂牌电量、不能大于挂牌电量。如符合价格限制区间的摘牌申报总电量超过挂牌电量，满足挂牌电量的最后一个成功申报者获得最后剩余部分。汇总后的摘牌意向安全校核未通过时，由电力交易机构按照摘牌申报时间顺序反序调减电量。

（三）竞价挂牌交易。竞价挂牌交易申报的基本要求参照集中竞价申报基本要求执行，发电侧（卖方）参与申报，用电侧（买方）不参与申报。挂牌交易公告中发布总购买电量需求和申报价格限制区间，并可按照有关程序对参与交易的发电企业设定申报电量限额。

（四）出清与发布结果。挂牌交易申报截止后，电力交易机构按照规则出清计算，经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构发布交易结果。

第六十二条市场主体通过年度（多年）交易、月度交易和月内（多日）等交易满足发用电需求，促进供需平衡。批发市场交易按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展。

（一）年度交易遵循以下顺序：

1.每年11月底前，电力交易机构根据省政府电力主管部门下达的次年省内市场交易总电量规模，按照一定的比例确定年度交易电量规模。如年度电力供需平衡方案、年度交易方案未及时下达，可按次年省内市场交易总电量预测值的一定比例预留年度交易电量规模；

2. 按照年度双边协商交易、年度集中交易（双边协商交易及集中交易均包括跨区跨省交易，下同）顺序开展年度交易。年度交易电量应分解到月（具备条件时，分解到时段）。如年度双边协商交易已满足年度交易电量需求，可不开展年度集中竞价交易；

3.年度交易结束后，电力交易机构应及时（原则上在12月底前）汇总安全校核后的优先发电合同、基数电量合同以及双边协商和集中竞价批发交易、跨区跨省交易和合同转让交易的结果，发布年度分类交易结果、汇总交易结果和分期交易结果。

（二）月度交易遵循以下顺序：

1.在年度合同分解到月的基础上，按照月度双边协商交易、月度双边合同转让交易、月度集中交易、月内（多日）交易等顺序开展月度交易。如月度双边协商交易已满足月度全部交易电量需求，可不开展月度集中交易；

2.月度交易结束后，电力交易机构应及时汇总安全校核后的交易结果并予以发布。

第六十三条根据实际需要，年度交易和月度交易可以选择双边协商、集中竞价、挂牌招标等交易方式中的几种或任一种。交易方式、交易规模和时序安排可根据实际情况合理调整，具体在交易公告中予以明确。

第六十四条在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，省内交易、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后。在省内电力供应紧张的情况下应优先保障省内电力电量平衡，省内有富余发电能力时可参与跨省跨区售电交易。

第六十五条为促进可再生能源优先消纳，鼓励和支持可再生能源发电企业自愿进入市场参与交易，可作以下交易安排，保障其消纳优先权和其他合法权益：

（一）年度交易时，优先组织可再生能源发电企业的专场交易，可将丰水期各月份单列，交易电量不限于丰水期。

（二）丰水期月度交易时，优先组织可再生能源发电企业双边协商、集中竞价等交易，再组织其他发电市场主体参与交易。

（三）根据市场运营实际，对可再生能源发电企业的批发交易价差、合同转让价格可合理设定上限值。非丰水期月度，可视情况预设可再生能源发电企业交易电量规模限额。相关限额原则上由电力交易机构或省电力市场管理委员会提出，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准。

（四）非可再生能源发电企业在年度双边交易中成交的电量原则上不分解到丰水期月度，确需分解的，经省电力市场管理委员会讨论通过，并报省发改委、省能源局和湖南能源监管办批准。

（五）允许可再生能源发电企业之间月度合同电量按规定进行月前转受让、月内转让。

（六）省内发生调峰弃风弃水时，有市场交易合同的可再生能源发电企业可以优先于没有市场交易合同的可再生能源发电企业发电，减弃多发，直至其减弃电量达到合同电量。

第六十六条电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应向电力交易机构作出可再生能源电力消纳责任的承诺。

第二节年度双边协商交易

第六十七条年度双边协商交易的标的物为次年的分月电量（或分月分时段电量）。

第六十八条原则上每年12月初，电力交易机构通过电力交易平台发布次年度双边协商交易公告，包括但不限于以下信息：

（一）次年关键输电通道输送能力及利用情况；

（二）次年市场交易电量需求预测；

（三）次年跨省跨区交易电量需求预测；

（四）次年各机组可发电量上限以及安全约束形成的必发电量下限；

（五）交易组织时间与程序；

（六）参与交易的市场主体名单。

第六十九条市场主体经过双边协商，分别形成年度双边省内批发交易、年度双边跨区跨省交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边协商交易申报截止前，通过电力交易平台提交意向协议。年度双边协商交易的意向协议应提供月度分解电量、电价。具备条件时，按要求提供分月分时段电量（含电力负荷曲线）、电价。

第七十条电力交易机构在年度双边协商交易申报截止后1个工作日内，依据发电机组能力和通道输电能力，对年度双边协商交易意向进行审核、汇总，形成年度双边协商预成交结果，提交电力调度机构进行安全校核，并通过电力交易平台发布。电力调度机构应在3个工作日之内，将安全校核结果返回电力交易机构。

第七十一条电力交易机构在收到安全校核结果后1个工作日内，发布年度双边协商交易结果。

市场主体如有异议，应在交易结果发布当日（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，电力交易机构会同电力调度机构应在收到异议的当日给予解释和协调；市场主体逾期不提出异议者视为无异议。市场主体如无异议，应在交易结果发布后1个工作日内通过电力交易平台提交成交确认信息；逾期不确认的视为已确认。

交易结果确认后，电力交易平台自动生成年度双边批发交易、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，通过电力交易平台确认电子合同；逾期不确认的，视为已确认。

逾期不确认交易结果或电子合同的，首次由电力交易机构提醒，第二次记入诚信记录。

第三节年度集中竞价交易

第七十二条年度集中竞价交易的标的物为次年的分月电量（或分月分时段电量）。

第七十三条每年12月中旬，年度双边协商交易闭市后，电力交易机构通过电力交易平台发布次年度集中竞价交易公告，包括但不限于以下信息：

（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；

（五）次年各机组可发电量上限、安全约束形成的必发电量下限以及已达成交易的电量；

（六）交易组织时间与程序；

（七）参与交易的市场主体名单。

第七十四条年度集中竞价交易申报时间内，发电企业、售电公司和电力用户通过电力交易平台申报分月（或分月分时段）电量、电价。电力交易平台对申报数据进行确认。

第七十五条报价结束后，电力交易平台按照规则算法进行出清计算，生成预成交结果，电力交易机构当日提交电力调度机构，并向市场主体发布。电力调度机构应在3个工作日之内将安全校核结果和必要的说明返回电力交易机构。

第七十六条电力交易机构在收到安全校核结果后1个工作日内，向市场主体发布交易结果和有关说明，并在12月底前发布年度各类交易的汇总结果和分项结果。

电力交易平台自动将集中竞价交易结果生成电子化合同，无需相关市场主体确认。

第四节月度双边协商交易

第七十七条月度双边协商交易的标的物为次月电量（或次月分时段电量）。

第七十八条每月中旬，市场运营机构开展月度电力电量平衡分析、电网输送能力分析、检修计划编制、发电企业可交易电量计算、用户和售电公司用电需求汇总等工作，形成月度交易组织方案，编制市场交易公告。

第七十九条每月下旬，电力交易机构应通过电力交易平台发布次月（或后续2-3个月）双边交易公告，包括但不限于以下信息：

（一）次月（或后续2-3个月）关键输电通道剩余可用输送能力；

（二）次月（或后续2-3个月）市场交易电量需求预测；

（三）次月（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）次月（或后续2-3个月）各机组可发电量上限、安全约束机组必发电量下限以及已达成交易电量。

（五）交易组织时间与程序；

（六）参与交易的市场主体名单。

第八十条市场主体经过双边协商，分别形成月度双边省内批发交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转让交易的意向协议（含互保协议），并在月度双边协商交易申报截止前，通过电力交易平台提交意向协议（含互保协议）。

第八十一条电力交易机构在月度双边协商交易申报截止后1个工作日内，依据发电机组能力和通道输电能力对月度双边协商交易意向进行审核、汇总，形成月度双边协商预成交结果，提交电力调度机构进行安全校核，并通过电力交易平台进行发布。电力调度机构应在1个工作日内，将安全校核结果返回电力交易机构。

第八十二条电力交易机构在收到安全校核结果后1个工作日内，发布月度双边交易结果。

市场主体如有异议，应在交易结果发布当日向电力交易机构提出，电力交易机构会同电力调度机构应在收到异议的当日给予解释和协调；市场主体逾期不提出异议者视为无异议。市场主体如无异议，应在交易结果发布后1个工作日内通过电力交易平台提交成交确认信息；逾期不确认的视为已确认。

交易结果确认后，由电力交易平台自动生成月度双边省内批发交易、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3个工作日内，通过电力交易平台签订电子合同；逾期不签订电子合同的，视作已签订。

逾期不确认交易结果或不签订电子合同的，首次由电力交易机构提醒，第二次记入诚信记录。

第五节月度集中竞价交易

第八十三条月度集中竞价交易的标的物为次月电量（或次月分时段电量）。

第八十四条每月下旬，电力交易机构通过电力交易平台发布次月（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）集中竞价批发交易电量需求预测；

（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）各机组可发电量上限、安全约束机组必发电量下限以及已达成交易电量；

（五）交易组织时间与程序；

（六）参与交易的市场主体名单。

第八十五条月度集中竞价交易主要开展省内批发交易、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。

第八十六条月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电公司和电力用户通过电力交易平台申报电量、电价（多个月度的集中交易应分月或分月分时段申报，分月或分月分时段成交）。电力交易平台对申报数据进行确认。

第八十七条报价结束后，电力交易平台按照规则算法进行出清计算，生成预成交结果，电力交易机构当日提交电力调度机构，并向市场主体发布。电力调度机构应在1个工作日之内将安全校核结果和必要的说明返回电力交易机构。

第八十八条电力交易机构在收到安全校核结果后1个工作日内，向市场主体发布交易结果和有关说明。

电力交易平台自动将集中竞价交易结果生成电子化合同，无需相关市场主体确认。

第六节月度挂牌交易

第八十九条每月集中竞价交易期间，市场主体在规定时间内向电力交易机构提交挂牌交易申请，交易标的物为次月电量（或次月分时段电量）。电力交易机构在2个工作日内完成申请信息审核。

第九十条每月集中竞价交易结束后,电力交易机构将通过审核的挂牌交易申请形成交易公告，并通过电力交易平台发布；未通过审核的申请，返回市场主体。

第九十一条挂牌交易公告发布后，在规定时间内、符合资格要求的市场主体通过电力交易平台摘牌。

第九十二条申报结束后，电力交易平台自动生成预成交结果，由电力交易机构向市场主体公布。

第九十三条月度挂牌交易申报截止后1个工作日内，电力交易机构将挂牌交易预成交结果提交电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应在1个工作日之内，将安全校核结果和必要的说明返回电力交易机构。

第九十四条电力交易机构在收到安全校核结果后1个工作日内，通过电力交易平台向市场主体发布交易结果和有关说明，并在月底前发布月度双边协商、集中竞价、挂牌交易的汇总结果和分项结果。

电力交易平台自动将挂牌交易结果生成电子化合同，无需相关市场主体确认。

第七节月度增补交易

第九十五条出现以下情形之一时，经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准，可在月度交易完成后开展增补交易：

（一）月度交易成交电量总量（含年度交易分解电量）不足当月市场用户需购电量总量的85%时，可在月度交易完成后5个工作日内开展月度增补交易。当月市场用户需购电量总量由电力交易机构根据相关数据预测和发布；

（二）所有市场用户月中某日用电量累计总量与月前购电量总量之比，超过月中某日在全月日历天数之比15%时，由电力交易机构提出，经湖南能源监管办、省发改委和省能源局批准，可在当月26日前开展增补交易。月中某日原则上为5-15日之间。计量等相关支持系统未全面覆盖市场用户时，可选择具备条件的市场用户进行分析比对；

（三）预成交结果未通过安全校核、交易电量被校核削减时，可在月度交易完成后5个工作日内对被削减电量开展月度增补交易；

（四）湖南能源监管办、省发改委、省能源局认为应当启动月度增补交易的其它情形。

月前或月中开展的月度增补交易都属于月度交易，交易电量纳入月度交易电量结算。

第九十六条满足以下情形之一时，经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准，可组织有关市场主体开展增量交易：

（一）电力供给能力富余，需要刺激需求，促进产能充分利用；

（二）可再生能源消纳困难，可能出现弃电。

增量的定义在交易实施细则或交易方案中明确。增量交易可以月度增补交易的方式开展，纳入月度交易范畴，也可以月内（多日）交易的方式开展。

零售用户由售电公司代理参与增量交易；鼓励批发交易电力用户与发电企业开展增量交易。

经省价格主管部门批准，电网企业可作为输配电主体参与交易，采取增量让利措施，以促进交易达成和实现。增量交易可采取双边协商、挂牌交易、集中竞价等方式，其中挂牌交易可根据实际情况由发电企业或电力用户（售电公司）分别挂牌招标。

第八节月内（多日）交易

第九十七条月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展，参与的市场主体必须达到计量等必备条件。根据交易标的物不同，月内交易可定期开市或者连续开市。具体在交易实施细则中予以明确。

第九十八条出现下列情形之一时，经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准，可启动月内交易：

（一）供需两侧市场主体主动申请；

（二）丰水期等特殊时期确需扩大可再生能源消纳能力；

（三）所有市场用户月中某日用电量累计总量与当月购电量总量之比，超过月中某日在全月日历天数之比10%时，可在当月26日前开展月内交易。月中某日原则上为10-25日之间；计量等相关支持系统未实现全覆盖时，可选择具备条件的市场用户进行分析比对；

（四）湖南能源监管办、省发改委、省能源局认为应当启动月内交易的其它情形。

第九十九条月内交易周期以周、多日为主，原则上不跨月。

交易周期内，市场主体先申报该周期内的月度交易电量（未申报按周期内天数占比折算），再申报月内交易电量，二者叠加形成月内当期电量计划。

月内当期交易电量优先结算。当期交易电量计划超额完成时，超出电量滚动计入月度交易范畴；当期交易电量计划未完成时，按规定对当期月内交易电量实行偏差考核。

第一百条月内集中交易中，发电企业、售电公司和电力用户在规定时限内，通过电力交易平台申报。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月内可用输电容量进行市场出清，形成预成交结果。

第一百〇一条电力交易机构将月内集中交易的预成交结果提交电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在1 个工作日内，将安全校核结果提交电力交易机构发布。

市场主体如有异议，应当在交易结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构当日内给予解释。

月内集中交易结束后，电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对分月交易计划进行调整、更新和发布。

第九节临时交易与紧急支援交易

第一百〇二条当湖南电网可再生能源消纳困难、发生或可能发生弃风弃水弃光时，可由市场运营机构按有关规定与其他省开展跨区跨省临时交易。

第一百〇三条当湖南电网供需不平衡时，可由电力调度机构组织开展跨区跨省支援交易，交易价格按事先预案执行或双边协商确定。条件成熟时，也可由电力交易机构联系区域电力交易机构采取预挂牌方式确定中标机组排序。

第一百〇四条市场运营机构事后应及时将临时及紧急支援交易的原因、电量、电价等情况向湖南能源监管办、省发改委、省能源局报告。

第十节合同转让交易

第一百〇五条合同转让交易的标的物的为合同电量，转让电量可以是交易合同全部电量，也可以是部分电量；转让周期可为合同全部周期，也可以是部分周期。

拥有计划基数电量合同、批发交易合同、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。

第一百〇六条合同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)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。受让电量暂不允许再次转让；发生转受让关系后，受让方不得再转让，转让方不得再受让；当月交易计划不能完成的发电企业不得受让合同电量；在可再生能源发电企业偏差考核机制完善之前，可再生能源发电企业合同转让仅限于市场合同电量；批发市场电力用户（售电公司）之间转让电量占转让方当月购电量的比重原则上不超过20%；发电企业转让电量占转让方当月市场合同电量的比重可适度设定上限，根据实际情况在实施细则或交易公告中予以明确；

（三）发电企业之间合同转让交易应符合节能减排原则。可再生能源合同电量不得向化石能源发电企业转让；燃煤火电高效发电机组不得将基数电量转让给低效发电机组，低排放发电机组不得将基数电量转让给高排放发电机组；

（四）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；

（五）已有电量在全月平均负荷率高达80%或达到安全运行限额（由调度机构按稳定计算确定）的发电企业，原则上不得受让；负荷中心火电企业的电量原则上不得转让；确需转（受）让的，应通过电力调度机构的安全校核；

（六）电力交易机构可根据实际情况，启动或暂停电力用户之间的合同电量转让；

（七）合同转让交易原则上应在合同执行开始时间3个工作日之前完成；部分周期转让的，应在月末倒数第三天前完成此后合同周期的转让交易；

（八）发电企业（包括可再生能源发电企业）之间、批发市场电力用户之间、售电公司之间以及售电公司与批发市场用户之间可在月内开展当月合同电量转让交易，转让交易截止时间为每月26日（遇法定节假日顺延）；

（九）受让方应一并受让出让方原有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；

（十）合同转让电量以1兆瓦时为最小单位，转受让的合同电量自转受让次日起从转让方当月月度合同电量中扣减并计入受让方当月月度交易电量，电力交易机构将转、受让方的交易结果即时提交电力调度机构执行；

（十一）合同转让交易结算可由转受让双方自行负责，也可委托电网企业结算，以依法合理利用税务政策为原则。

第一百〇七条合同转让交易可采用双边协商或挂牌交易方式，出让方与受让方按照前述交易规则参加年度、月度的双边协商或挂牌交易。

采用双边协商方式的合同转让交易，出让方与受让方可事签订转受让合同，通过电力交易平台提交，明确原合同名称与编号、拟转让的电量、转让价格等信息，由出让方录入电力交易平台，受让方确认相关信息。

采用挂牌方式的合同转让交易，出让方在规定时间内通过电力交易平台提交合同转让挂牌申请，明确原合同名称与编号、拟转让的电量、转让价格等信息。

电力交易机构负责受让方受让需求与能力初步审查和受让电量再次转让的禁止性审查，并作出答复。电力交易机构在挂牌交易申报截止当日，将预成交结果提交电力调度机构进行安全校核。电力调度机构在规定时间内反馈安全校核结果，电力交易机构通过电力交易平台发布通过交易结果。具体时间要求与年度、月度交易相同。