华中能监局发布了《华中区域电力中长期交易实施规则(暂行)》，自愿参与市场交易的电力用户、售电公司原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业(含拥有配电网的售电企业)按政府定价提供供电服务。
交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等。电力中长期交易可采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。
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%。售电公司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%
详情如下：
华中能源监管局关于印发《华中区域电力中长期交易实施规则(暂行)》的通知
河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省、重庆市电力交易中心有限公司，国网华中分部、西南分部，国网河南、湖北、湖南、江西、四川省、重庆市电力公司，各有关发电企业、电力用户、售电公司：
根据《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)和《关于落实<电力中长期交易基本规则(暂行)>有关事项的通知》(国能综监〔2017〕45号)要求，华中能源监管局组织拟定《华中区域电力中长期交易实施规则(暂行)》(征求意见稿)，并广泛征求各有关方面的意见和建议后，形成了《华中区域电力中长期交易实施规则(暂行)》，现印发你们，请遵照执行。
国家能源局华中监管局
2017年11月20日
华中区域电力中长期交易实施规则(暂行)
第一章 总则
第一条 为规范华中区域电力中长期交易行为，依法维护电力市场主体合法权益，保障电力市场平稳健康发展。根据《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)及其配套文件、《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)及有关法律、法规规定，制定本规则。
第二条 本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的电网企业、发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。
电力直接交易是电力用户、售电公司与发电企业之间的电能量交易，是电力中长期交易的组成部分之一。优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量交易、执行本规则相关规定。
第三条 本规则适用于华中区域电力中长期交易，其中，省内部分适用于湖北省、江西省和重庆市(含地方电网)内市场主体之间开展的电力中长期交易，跨省跨区部分适用于华中区域不同省市(含湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市)市场主体之间开展的电力中长期交易。
第四条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第五条 国家能源局华中监管局、河南、湖南、四川监管办和地方政府电力管理部门依据职能依法履行电力中长期交易监管职责。
第二章 市场成员及其权利和义务
第六条 市场成员包括参与市场交易的市场主体和提供交易服务的电力调度、交易机构。市场主体包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者等。
第七条 发电企业的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;
(四)按规定报送、披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第八条 售电企业、电力用户的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供电力中长期交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;
(三)按规定报送、披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;
(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：
(一)拥有并承担售电公司全部的权利与义务;
(二)拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍服务;
(三)承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价格收取配电费;按合同向其供电的用户开具发票;代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业;
(四)承担该配电网安全责任，确保承诺的供电质量;
(五)按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网，负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司;
(六)同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。不得跨配电区域从事配电业务;
(七)承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任;
(八)法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 独立辅助服务提供者的权利和义务：
(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;
(四)按规定报送、披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电网企业的权利和义务：
(一)保障输配电设施的安全稳定运行;
(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;
(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;
(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等：
(六)预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;
(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;
(八)按规定向监管机构和政府电力主管部门报送信息、向市场主体披露和提供电网运行信息;
(九)法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条 电力交易机构的权利和义务：
(一)组织开展市场交易，负责交易平台建设与运维;
(二)拟定相应电力交易实施细则;
(三)编制交易计划;
(四)负责市场主体的注册管理;
(五)组织签订并汇总交易合同;
(六)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;
(七)监视和分析市场运行情况;
(八)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;
(九)配合监管机构和政府电力主管部门对交易规则进行分析评估，提出修改建议;
(十)按规定向监管机构和政府电力主管部门报送信息、向市场主体披露和提供电网运行信息;
(十一)法律法规规定的其他权利和义务。
第十三条 电力调度机构的权利和义务：
(一)负责安全校核;
(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;
(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;
(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行，随着市场的发展因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任;
(五)按规定向监管机构和政府电力主管部门报送信息、向市场主体披露和提供电网运行信息;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场准入与退出
第十四条 参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、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，可以参与相应电力交易。发电企业以电厂(水电站)为单元参与市场交易，同一电厂不同批复电价的机组可以分别参与市场交易。
第十五条 电力直接交易的市场准入条件：
(一)发电企业准入条件
1.依法取得电力业务许可证(发电类);
2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求;
3.火力发电企业为单机容量 30 万千瓦及以上的企业(资源综合利用火电机组可放宽至 10 万千瓦，享有特殊政策的火力发电企业可根据意愿参与直接交易)，水力发电企业为单机容量 10 万千瓦及以上的企业。国家统一分配电量的发电企业暂不参加直接交易。
4.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。
(二)电力用户准入条件
1.10 千伏及以上电压等级的工商业电力用户，鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场;
2.符合国家和地方产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污的项目不得参与;
3.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费;
4.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。
5.参与省内直接交易的电力用户的准入按省级电力主管部门的有关规定执行。
(三)售电企业准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体﹝2016﹞2120 号)有关规定执行。
第十六条 独立辅助服务提供者的市场准入条件：
(一)具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与;
(二)鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与。
第十七条 发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体﹝2016﹞2120 号)有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。自愿参与市场交易的电力用户、售电公司原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业(含拥有配电网的售电企业)按政府定价提供供电服务。在任何交易机构注册的市场主体可以选择交易平台参与跨省跨区交易。各电力交易机构对注册信息共享，无需重复注册。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，向国家能源局派出机构、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”网站和电力交易机构网站向社会公布。
第十八条 市场主体变更注册或者撤销注册，应向电力交易机构提出申请，经 10 个工作日公示后，在 3 个工作日内作出变更或者撤销注册决定，并完成相关手续。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经国家能源局华中监管局核实予以撤销注册。第十九条 符合准入条件的市场主体进入市场后退出的，原则上 3 年内不得直接参与电力市场交易，由省级政府或者省级政府指定的部门向社会公示。退出市场的电力用户须向售电企业或电网企业购电，向电网企业购电价格按照价格主管部门规定执行。
第二十条 市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第四章 交易品种、周期和方式
第二十一条 电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易是指发电企业与售电公司或电力用户之间通过市场化方式进行的电力交易行为，现阶段主要指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体通过双边协商、集中竞价等方式开展的中长期电力交易。电力零售交易是指售电公司将其从批发市场购入的电能销售给电力用户的交易行为。
第二十二条 交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等。具备条件的地区可开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。合同电量转让交易主要包括基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同在省内和省间转让等交易。发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由调度机构安排另一方代发(代用)部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。
第二十三条 电力中长期交易主要按照年度和月度开展。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开展交易。
第二十四条 电力中长期交易可采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。
(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。
(二)集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行集中竞价。
(三)挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或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，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
第二十五条 双边交易初步意向提交交易平台确认后，不得变更;通过挂牌、集中竞价形成的交易结果，一经系统确认，不得变更。
第二十六条 市场化合同(经安全校核)签订后，合同电量除通过市场化方式交易外，应严格执行，合同约定总电量不得调整。
第二十七条 具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电企业可以参与跨省跨区交易，发电企业和电力用户也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。
第二十八条 为保障交易长期稳定，参与直接交易的发电能力与用户需求应保持合理比例、基本匹配，避免出现非理性竞争。为调动发电企业积极性，直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算。国家若出台新规定，按规定执行。
第二十九条 售电公司代理用户参与中长期市场交易，应事先与相关用户签订委托代理合同，明确与代理用户的风险约定，并交电力交易机构备案。合同期内，代理关系不得变更。
第三十条 通过售电公司购电的用户不得同时参与直接交易、跨省跨区交易，参与直接交易的电力用户不允许同时向售电公司购电。一个电力用户原则上只能选择一家售电公司。售电公司与电力用户交易电量、电价应通过交易平台向交易机构备案。
第五章 价格机制
第三十一条 电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，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，尚未放开的计划电量执行政府定价。
第三十二条 已核定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行，不得采取购销差价不变的方式;暂未单独核定输配电价的地区，以及已核定输配电价未覆盖的电压等级电力用户，可采取电网购销差价不变的方式。相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。
第三十三条 跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。
第三十四条 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价格结算。集中竞价采用统一出清的，可以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，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定;采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格(比如卖方报价和买方报价的平均值)。
第三十五条 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)和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取;未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。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。
第三十六条 合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，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当按潮流实际情况考虑输电费和网损。
第三十七条 参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，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费用;也可以按直接交易电价结算，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。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，按直接交易电价结算。
第三十八条 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，可以对报价或者结算价格设置上限，参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求的地区可对报价或者结算价格设置下限。
第六章 交易组织
第一节 交易时序安排
第三十九条 开展年度交易时遵循以下顺序：
(一)确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，国家计划分配的电量由各省市按国家政策执行。
(二)确定省内优先发电。首先安排规划内的一类优先发电(其中，风电、太阳能等可再生能源按国家明确的保障性收购小时数安排)，其次按照二类优先发电顺序合理安排。
(三)开展年度双边交易、年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同)。年度双边交易应在年度集中竞价交易前开展和完成，如果年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可以不开展年度集中竞价交易。
(四)确定燃煤发电企业基数电量。根据本省市年度发电预测情况，减去上述环节优先发电、年度交易结果和年内市场化交易预安排电量后，剩余电量作为其年度基数电量。
(五)电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，于12月底前将下一年度优先发电合同、双边和集中交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。
第四十条 年度交易开始前仍未确定优先发电的，可由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。
第四十一条 开展月(季)度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月(季)度双边交易(包括合同转让交易)，其次开展月(季)度集中竞价交易。如果月(季)度双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展月(季)度集中竞价交易。日以上月度以内交易主要采用集中竞价交易方式。在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，省内交易和跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后。
第二节 年度优先发电合同签订
第四十二条 根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。
第四十三条 根据各省确定的省内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
第三节 年度双边交易
第四十四条 每年12月初，电力交易机构应通过交易平台发布次年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：
(一)次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;
(二)次年直接交易电量需求预测;
(三)次年跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布);
(四)次年各机组可发电量上限。年度双边交易应在年底前完成。
第四十五条 年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易(含跨省跨区合同转让交易，下同)。
第四十六条 市场主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边交易闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。年度双边交易的意向协议应当提供月度分解电量。
第四十七条 电力交易机构在年度双边交易闭市后第1个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应当在5个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。
第四十八条 电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布年度双边交易结果。市场主体对交易结果有异议的，应当在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在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。交易结果确认后，由技术支持系统自动生成年度双边直接交易、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，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。
第四节 年度集中竞价交易
第四十九条 每年12月中旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次年度集中竞价市场相关信息，包括但不限于：
(一)次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;
(二)次年集中竞价直接交易电量需求预测;
(三)次年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)次年各机组剩余可发电量上限。
第五十条 年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。
第五十一条 年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分月电量、分月电价。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。年度集中竞价交易原则上应分月申报、分月成交。市场主体对所申报的数据负责。
第五十二条 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 5 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。
第五节 年度基数电量合同签订
第五十三条 根据燃煤发电企业基数电量安排，厂网双方应在 3 月底前签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
第五十四条 基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。
第六节 月(季)度双边交易
第五十五条 每月(每季第三个月)前10日，电力交易机构应通过交易平台发布次月(季)双边交易相关市场信息，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)直接交易电量需求预测;
(三)次月(季)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)各机组可发电量上限。
第五十六条 月(季)度双边交易自开市至闭市原则上不超过3个工作日。月(季)度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。
第五十七条 市场主体经过双边协商分别形成月(季)度双边省内直接交易、月(季)度双边跨省跨区交易和月(季)度双边合同转让交易的意向协议，并且在月(季)度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议(包含互保协议)。
第五十八条 电力交易机构在闭市后1个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在2个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。
第五十九条 电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下 1 个工作日发布月(季)度双边交易结果。市场主体对交易结果有异议的，应在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在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。交易结果确认后，由技术支持系统自动生成月(季)度双边直接交易、月(季)度双边跨省跨区交易和月(季)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，通过技术支持系统签订电子合同。
第七节 月(季)度集中竞价交易
第六十条 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。
第六十一条 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。
第六十二条 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。
第六十三条 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。
第六十四条 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
第六十五条 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。
第六十六条 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。
第六十七条 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。
第六十八条 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。
第六十九条 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。
第七十条 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。
第七十一条 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
第七十二条 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。
第七十三条 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。
第七十四条 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。
第七十五条 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。
第七十六条 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。
第七十七条 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。
第七十八条 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。
第七十九条 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
第八十条 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
第八十一条 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。
第八十二条 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
第八十三条 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。
第八十四条 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。
第八十五条 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。
第八十六条 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。
第八十七条 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。
第八十八条 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。
第八十九条 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。
第九十条 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曲线的，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
第九十一条 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。第九十二条 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)。
第九十三条 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，并逐步统一到月结月清;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)。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。
第九十四条 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
第九十五条 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。第九十六条 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。第九十七条 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
第九十八条 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。
第九十九条 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。
第一百条 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零售电价传递给负责抄核收业务的供电企业。
第一百〇一条 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。
第一百〇二条 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。
第一百〇三条 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(包括挂牌交易)。
(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，交易周期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(发电企业批复上网电价低于合同上网电价时不予补偿)。
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(发电企业批复上网电价低于合同上网电价时不予补偿)。
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。售电公司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：售电公司实际用电量超过合同电量时，允许偏差以内的电量按照售电公司零售用户分类目录电价对应电量加权平均电价结算。允许偏差以外的电量按照零售用户分类目录电价对应电量加权平均电价的 105%结算。售电公司实际用电量低于合同电量时，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(直接交易合同电价与售电公司零售用户分类目录电价对应电量加权平均电价之差)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(发电企业批复上网电价低于合同上网电价时不予补偿)。
方式二：售电公司实际用电量超过合同电量时，允许偏差以内的电量按照合同电价结算。允许偏差以外的电量按照零售用户分类目录电价对应电量加权平均电价的105%结算。售电公司实际用电量低于合同电量时，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(直接交易合同电价与售电公司零售用户分类目录电价对应电量加权平均电价之差)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(发电企业批复上网电价低于合同上网电价时不予补偿)。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。
第一百〇四条 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。
第一百〇五条 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。
第一百〇六条 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
第一百〇七条 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。
第一百〇八条 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。
第一百〇九条 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
第一百一十条 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。
第一百一十一条 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：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; 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。
第一百一十二条 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。
第一百一十三条 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。
第一百一十四条 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。
第一百一十五条 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的相关信息。
第一百一十六条 本规则由国家能源局华中监管局负责解释。
第一百一十七条 湖北省、江西省和重庆市可按照《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)的规定，由华中能源监管局和地方政府电力管理部门共同组织制定各省(市)的电力中长期交易实施细则。
第一百一十八条 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。
