一、准入退出机制
参与直接交易的发电企业应具备如下条件：
1、湖南电网并网公用发电企业，含火电（含资源综合利用发电、热电联产）、水电（含抽水蓄能发电）、风电、太阳能发电。条件具备时，允许省外发电企业参与我省直接交易。
2、并入湖南电网的企业自备电厂在足额缴纳依法合规设立的政府性基金、政策性交叉补贴及系统备用容量费的前提下，其自发自用以外的电量可参与直接交易。
3、具有独立法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任。内部核算的发电企业须经法人单位授权。
4、符合国家产业政策，节能、节水、污染排放达到国家要求。
参与直接交易的电力用户应具备如下条件：
1、由湖南电网供电的工商业电力用户（含上划、代管的原地方电网供电范围内的电力用户），用电电压等级在10kV及以上（在省电力交易机构技术条件具备前，10kV电压等级电力用户原则上须由售电公司代理）。
2、具有独立法人资格，财务独立核算，信用良好，能够独立承担民事责任的经济实体；内部核算的电力用户须经法人单位授权。
3、符合国家产业政策，节能、节水、污染排放达到国家要求，非执行差别电价或惩罚性电价用户。 符合条件的电力用户可由售电公司代理参与直接交易。售电公司应符合国家及我省电力体制改革文件的有关要求。由售电公司代理参与直接交易的电力用户，不受电压等级限制。允许地方电网、产业园区、经济技术开发区等以售电公司形式参与直接交易。
售电公司准入条件
(一)依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人，经营范围包括“电力销售”等内容。
(二)资产要求。资产总额不得低于2千万元人民币。资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可从事年售电量6亿至30亿千瓦时的售电业务。资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可从事年售电量30亿至60亿千瓦时的售电业务。资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
(三)从业人员。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有3年及以上工作经验。至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专业管理人员。
(四)经营场所和设备。具有与售电规模相适应的固定经营场所、电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
(五)信用要求。售电公司及法定代表人无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。
拥有配电网经营权的售电公司除茜足上述条件外，还应满足以下条件:
(一)注册资本不低于其总资产的20%。
(二)按规定取得相应的电力业务许可证(供电类)。
(三)增加与配电业务相适应的专业技术、营销和财务人员等，总人数不少于20人，至少拥有2名高级职称和5名中级职称的专业管理人员。
(四)生产运行、技术和安全负责人应具有5年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。
(五)具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。
(六)具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。对外委托有资质的承装(修、试)队伍的，要承担监管责任。
(七)具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。
(八)承诺履行电力社会普遍服务、保底供电义务。
具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业，高新产业园区、经济技术开发区，供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司，可向工商部门申请业务范围增项，履行售电公司准入程序后，开展售电业务。除电网企业存量资产外，现有符合条件的高新技术产业园区、经济技术开发区和其他企业建设、运营增量配电业务的，履行相应的准入程序后，可自愿转为拥有配电业务的售电公司。
跨省跨区交易的市场准入条件：
（一）具有直接交易资格的发电企业、电力用户和具有批发零售资格的售电公司，在获得省政府或省政府授权的部门的批准后，可直接参与跨省跨区交易，发电企业和电力用户也可委托售电企业或电网企业代理参与跨省跨区交易；
（二）现货市场启动前，电网企业可以代理省内电力用户参与跨省跨区购交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电、风电等参与跨省跨区售电交易；
（三）保留在电网企业内部的发电企业不直接参与跨省跨区电能交易。
合同电量转让交易的市场准入条件:
（一）拥有优先发电合同、计划基数电量合同、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参与合同转让交易；
（二）直接交易合同、跨省跨区电能交易合同只能在符合市场准入条件的发电企业、电力用户、售电企业之间进行转让交易； （三）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原则上不得转让。
辅助服务提供者的市场准入条件:
（一）具备提供辅助服务能力的发电机组均可参与辅助服务交易，鼓励储能设备、需求侧资源（如可中断负荷）等尝试参与； （二）能够提供满足技术要求的某项辅助服务的独立辅助服务提供商，在电力电力调度机构进行技术测试认证后，方可参与交易。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进入辅助市场进行交易。
售电公司有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册:
(一)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
(二)严重违反市场交易规则，且拒不整改的
(三)依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的
(四)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
(五)被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的
(六)出现经营困难，可能严重影响配电网有效建设、运营或可能无法保障合同用户安全用电的
(七)法律、法规规定的其他情形。
直接交易主体自愿退出直接交易的，应向省电力交易机构提出申请。省电力交易机构按程序予以办理退出、注销手续，并在电力交易平台网站对退出信息进行公布。
当存在下列情况时，应拒绝该直接交易主体的退出：
1、该直接交易主体的退出将影响电网安全稳定运行。
2、该直接交易主体有作为直接交易主体应当履行而未履行的责任和义务。
直接交易主体出现以下情况之一，应强制退出直接交易：
1、由于外部形势或自身条件发生变化，已不满足直接交易准入条件的。
2、因破产、倒闭、歇业等原因依法终止的。
3、隐瞒有关情况或提供虚假申请材料等违规参与直接交易的。
4、发生直接交易规则规定退市行为的。
5、发生违反承诺行为的。 直接交易主体应当强制退出的，在其满足退出条件后，经省经信委同意，由省电力交易机构对其强制退出并注销，并在电力交易平台网站对退出信息进行公布。对强制退出有异议的，可向省经信委申请核实处理。
二、交易规则
1、交易品种
电力中长期交易品种包括电力直接交易、批发交易（含代理）、零售交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、应急交易和辅助服务交易。同时，可根据实际情况创新交易品种，报经国家能源局批准后实施。
2、交易电价
电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等方式形成，第三方不得干预。相关的输配电价、政府性基金与附加按国家规定执行。
跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。我省送出时，省内输配电价按不超过30 元/兆瓦时（含网损）的原则自主协商，也可以由省政府或省政府授权的部门测算核定。
双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌成交价格结算。
集中竞价采用统一出清的，可根据最后一个交易匹配对的成交价格确定，或根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定；采用撮合成交的，根据各个交易匹配对的申报价格形成成交价格，一般为卖方报价和买方报价的平均值。
电网企业参与跨省跨区交易代理购电时，因外购电价格相对省内平均上网电价的价差形成的损益应纳入输配电价核定和电价调整中统筹考虑。
【输电损耗】跨省跨区电能交易的受电落地价格由成交价格（送电方交易价格）、输电价格（费用）和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或另外收取；未明确的，按国家价格主管部门、国家能源局相关规定执行。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可由卖方或买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。
【合同转让电价】合同电量转让交易价格为合同电量的出让或买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应按潮流实际情况考虑输电费和网损。
【两部制电价】参与直接交易的两部制电价电力用户，基本电价可按现行标准执行。
【辅助服务电价】辅助服务市场交易原则上不计输电损耗，无须支付输配电价和缴纳相关基金附加。
【峰谷电价】参与直接交易的峰谷电价电力用户，可采用以下方式作为结算价格。
方式一：继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰服务费用。因电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益纳入输配电价核定和电价调整中统筹考虑。
方式二：不执行峰谷电价，电力用户用电量均按直接交易电价结算，电力用户通过购买辅助服务补偿或参与辅助服务补偿机制分摊调峰费用。采用这种办法时，电力用户应向交易机构提出申请，有关部门须制定出台相关市场机制。
【交易限价】双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或结算价格设置上限及下限。
市场电力用户的电费构成包括：电量电费、违约金、输配电费、政府性基金与附加。发电企业的电费构成包括：电量电费、下调服务补偿费、违约金、平均分摊的结算差额或盈余资金。
3、偏差考核交易情况（2%）
【合同电量调整】电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可于每月5 日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整申请，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。
【偏差电量平衡原则】中长期合同执行偏差主要采取调整发电侧市场电量方式（优先结算计划电量）进行处理。在直接交易电量占比较高时，采取预招标方式按月平衡偏差。
【预招标处理方式】预招标方式按月平衡偏差是指月度交易结束后，通过预招标方式确定次月上调机组调用排序（按增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按补偿价格由低到高排序）。月底最后7 天，电力调度机构根据各个机组的合同完成率，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），基于预招标确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划；当电力需求不足时（月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时），优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划。
【偏差电量结算】建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主时，按月清算、结账；开展（日）交易时，按周（日）清算，按月结账。预招标按月平衡偏差时的结算流程和结算价格如下：
（一）发电侧
1、可再生能源：根据自身发电能力预测，申报次月可发电量。鼓励可再生能源参与市场竞争，相应上网电量按其合同价格结算。（1）实际上网电量超过其申报电量时，水电、风电、光伏发电105%以上的超发电量按实际上调服务的加权平均价结算（系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最低成交价结算），其余电量按政府批复电价或合同电价进行结算。
（2）实际上网电量低于其申报电量时，按政府批复电价或合同电价结算其实际上网电量。风电、光伏发电75%（水电85%）以下的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付违约金，因调度运行需要导致的少发电量免于支付违约金。
2、其他类型电源： （1）实际上网电量小于其月度计划电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量；提供下调服务导致的减发电量按其预招标价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付违约金，2%以内的少发电量免于支付违约金。
（2）实际上网电量大于其月度计划电量但小于月度计划电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算计划电量，按其所签订的市场合同价结算剩余电量；提供下调服务导致的减发电量按其预招标价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付违约金，2%以内的少发电量免于支付违约金。
（3）实际上网电量大于其月度计划电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算计划电量，按合同价格结算各类市场合同电量；提供上调服务导致的增发电量按其预招标价格获得补偿；因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。机组提供上调服务（或下调服务）导致的增发电量（或减发电量），均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。
（二）电力用户侧
1、市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算合同电量后，超用电量按上调服务的加权平均价结算（系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算）。
2、市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付违约金，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的10%支付违约金）。 非市场电力用户用电偏差导致的违约金由电网企业承担，电网企业也可以通过对地方电厂、地方电网造成的偏差进行考核，按责任分摊部分违约金。
（三）售电公司
1、售电公司代理交易按上述本条第（二）款规定由委托的电力用户承担偏差电量结算责任；
2、售电公司零售交易时，将与售电公司交易的用户企业的用电量加总后，作为一个超级大用户按照上述本条第（二）款承担偏差电量结算责任。
（四）电力用户、售电公司、发电企业的违约金以及上调服务所增加的电网企业结算收益，首先用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重分摊。
上调服务所增加的电网结算收益=（计划电量加权平均价-机组上调服务加权平均价）*非市场电力用户的超用电量。
【电网原因造成的偏差】对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用；对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。
三、交易情况
湖南电力交易中心积极组织发电厂和电力用户直接交易，2016年电力用户与发电企业签订直接交易合同电量50.29亿千瓦时，同比增长136.33%。
2017年采取全面放开用户市场准入、选择重点园区打捆直供等方式扩大交易规模，直接交易规模不低于300亿千瓦时。
四、售电公司注册公示情况
截止2017年8月,累计公示售电公司 107家。
