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%

第七章安全校核

第一百〇八条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作，各类交易必须经电力调度机构安全校核后方可生效。涉及跨区跨省的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核(省级调度机构可受托进行安全校核)。安全校核的主要内容包括但不限于：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等内容。

第一百〇九条电力调度机构应及时向电力交易机构提供或者更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，以及交易在不同断面、路径上的分布系数，并通过电力交易平台发布必开机组组合、发电量需求、影响断面（设备）限额变化的停电检修等信息。

电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，对集中交易进行出清，并与同期组织的双边交易一并提交电力调度机构进行安全校核。

第一百一十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，折算得到各机组的电量上限及下限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议，并及时提供关键通道可用输电容量、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。

第一百一十一条安全校核未通过时，由电力交易机构进行交易削减。对于双边协商交易，可按照时间优先、等比例原则进行削减；对于集中交易，可按照价格优先的原则进行削减，价格相同时按提交时间优先的原则进行削减,提交时间相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行消减。

第一百一十二条安全校核应在规定的时限内完成。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。

第八章合同签订与执行

第一节合同签订

第一百一十三条各市场成员应根据交易结果或者政府下达的计划电量，参照合同示范文本签订购售电合同，并在规定的时间内提交至电力交易机构。购售电合同中应当明确购电方、售电方、输电方、电量（电力）、电价、执行周期、结算方式、计量、违约责任、资金往来信息等内容。

第一百一十四条电力交易机构按照规则，参照国家颁布的合同范本，结合本省实际，编制湖南省电力批发市场购售电合同和交易合同范本以及湖南省电力零售市场合同范本，经湖南能源监管办审定后发布。

第一百一十五条批发市场合同原则上应当采用电子合同签订，电力交易平台应满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。市场主体参与批发市场交易的入市承诺书和所有批发市场合同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。在电力交易平台提交、确认的双边协商交易以及参与集中交易产生的结果，各相关市场成员可将电力交易机构出具的电子交易确认单（视为电子合同）作为执行依据。

零售市场合同应逐步采用电子合同，实现网上签订，规范管理，提高效率。售电公司、零售用户、电网公司按照规则要求签订相应合同，由售电公司按规定向电力交易机构备案。

第一百一十六条批发市场合同包括厂网间购售电合同、市场交易合同、电量转让合同和输配电合同等。

厂网间购售电合同指发电企业与电网企业根据省政府电力主管部门下达的年度计划电量签订的购售电合同。合同中应包括但不限于以下内容：双方的权利和义务、分月优先发电电量、上网电价、并网点和计量点信息以及违约责任等。购售电合同签订后应提交电力交易机构，作为计划电量结算依据。

电量转让合同为合同转让交易的出让方和受让方依据交易结果签订的合同，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。

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，各类通过电力调度机构安全校核的交易结果，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。

各类市场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，年度交易合同必须明确分月交易电量、价格。

第一百一十七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，原则上在每年省内年度交易开始前（不晚于每年12月底前）完成次年度购售电合同签订。

（一）跨区跨省国家指令性计划电量、政府间协议电量的购售电合同（含补充协议），约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线或者确定曲线的原则、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。年度电量规模以及分月计划可根据实际执行情况，由购售电双方协商确定。

（二）执行政府定价的省内优先发电电量、省内燃煤（气）发电企业基数电量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。年度交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。

第一百一十八条采用“保量报价”和“保量竞价”相结合的方式，推动优先发电参与市场交易，不断提高优先发电中“保量竞价”比例，应放尽放，实现优先发电与优先购电规模相匹配。

第一百一十九条原则上，批发市场合同应当在交易执行前签订，具体要求如下：

（一）双边协商交易结果发布后，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，通过电力交易平台确认电子合同。

（二）集中交易结果发布后，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。

（三）厂网间年度购售电合同原则上应在上年年底前签订。未完成签订的，电力交易机构按照省发改委下达的计划执行。

第一百二十条各类合同应及时签订、规范执行，电力交易机构应在相关合同签订后5 个工作日内向湖南能源监管办备案；跨区跨省交易合同签订后2个工作日内向湖南能源监管办备案。对不及时签订、备案合同的，责令整改；不按要求整改的，湖南能源监管办依法依规予以处理。

第二节合同执行

第一百二十一条电力交易机构汇总市场成员各类交易合同（含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同，年度合同根据约定的月度电量分解安排），形成发电企业的月度交易计划，并依据月内（多日）交易结果，进行更新和调整。

第一百二十二条年度合同执行周期内，次月交易开始前，经交易双方协商一致且不影响其他市场主体交易合同执行基础上，允许通过电力交易平台调整后续各月的合同分月计划（年度合同总量不变），调整后的分月计划需通过电力调度机构安全校核，并作为月度交易计划安排和结算的依据。

根据电力供需形势预测分析和发电量预测情况，电力交易机构可对次月基数电量提出调整建议，经有关市场主体同意后，按规定程序报省发改委、省能源局、湖南能源监管办批准后，对后续各月的基数电量分月计划（年度合同总量不变）进行调整。

省政府电力主管部门调整下达厂网间优先发电、基数电量计划时，电力交易机构和相关市场主体应对后续各月的合同分月计划做相应调整。

第一百二十三条电力调度机构应根据月度交易计划，结合电网运行情况、电力供需形势和清洁能源消纳需求等因素，合理安排电网运行方式和机组开机方式，保障月度交易计划的执行。执行过程中，电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因，导致实际执行结果与中长期交易计划存在偏差时，应当详细记录原因，向市场主体说明，并报告湖南能源监管办、省发改委、省能源局。

第一百二十四条发电企业全部合同约定交易曲线的，按照合同约定曲线形成次日发电计划；发电企业部分合同约定了交易曲线的，由电力调度机构根据系统运行需要，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。未约定交易曲线的批发交易合同、优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。

第一百二十五条电力交易机构每日跟踪、定期公布月度（含调整后的）交易计划执行进度情况。市场主体对发电计划完成进度提出异议时，电力调度机构应出具书面解释，电力交易机构予以公布。

第一百二十六条丰水期（含前后一个月）满足以下所有条件时，可以对当月已作安排的燃煤火电基数电量调减至后续月度：

（一）当月火电基数电量总额达到当月市场合同电量总额（交易机构核定）的 10%及以上；

（二）28 日前，进入市场的可再生能源发电主体当月累计上网电量超出五年均值10%及以上（电力交易机构正式文件认定），并导致燃煤火电基数电量无法完成且须承担全部或部分基数电量下调补偿；

（三）调减的基数电量（仅指未完成的燃煤火电企业）在后续月度根据实际情况重新安排。

第一百二十七条电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，事后及时向湖南能源监管办、省发改委和省能源局报告事故经过，并通过电力交易机构进行相关信息披露。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。

第三节偏差电量处理

第一百二十八条允许合同双方在协商一致的前提下，按照规则进行动态调整，鼓励市场主体通过月内（多日）交易、合同转让交易减少合同执行偏差。

第一百二十九条系统月度实际用电需求与月度发电计划、可再生能源实际发电需求与月度发电计划等存在偏差时，通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理。上下调预挂牌机制是指通过预挂牌招标交易确定次月上调机组调用排序（按增发价格由低到高排序，价格相同以时间优先和环保优先原则排序）和下调机组调用排序（按减发补偿价格由低到高排序，价格相同以时间优先和环保优先原则排序），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，确保发电与用电的平衡。

第一百三十条电力交易机构负责组织预挂牌交易，发电企业在规定的时间内申报上调（增发）价格和下调（减发）价格。预挂牌上下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。

预挂牌交易结束后，电力交易机构将上调机组调用排序和下调机组调用排序提交电力调度机构。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。

第一百三十一条月度上下调预挂牌招标交易基本要求：

（一）可再生能源发电企业不参加上调招标交易，按照相关规定全额上网消纳和结算。

（二）可再生能源企业应参与月前挂牌下调招标交易。发生下调时，下调电量按规则认定和补偿。

（三）发电企业出现下调时，按其下调补偿报价予以补偿；如其无下调补偿报价，按强制下调价格予以补偿。发电侧下调补偿费用纳入月度清算，不足部分在发电侧按规则进行分摊。

（四）上下调招标交易价格、强制上下调补偿价格可根据成本监测和市场运营状况实行限价；其中，上调价差原则上不低于同月月度交易平均价差（不含增补交易）的120%；可再生能源发电企业下调补偿限价及强制下调补偿限格应单列明确。

（五）电力交易机构依据实施细则确定各可再生能源发电企业的月度计划上网电量。

第一百三十二条月度最后七个自然日，电力调度机构根据各个机组的整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时，在满足电网安全约束和该机组安全约束的前提下，基于预挂牌确定的机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量；当月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时，优先安排减发补偿价格较低的机组减发电量。

第九章计量和结算

第一节计量

第一百三十三条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，考虑相应的变（线）损。电网企业应当在跨省跨区输电线路两端安装符合技术规范的计量装置，跨省跨区交易均应明确其结算对应计量点。

第一百三十四条计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要，保证计量数据准确、完整。条件不具备时，可暂时保持现有计量抄表周期不变。

第一百三十五条发电企业、跨区跨省交易送受端计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应当有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第一百三十六条多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量等比例计算各自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定容量比例计算各自上网电量。

处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期的上网电量。

第一百三十七条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。当出现计量数据存在异议时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，由电网企业组织相关市场主体协商解决。

第二节结算

第一百三十八条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组织该交易的电力交易机构会同送受端电力交易机构向市场主体出具结算依据；合同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。

第一百三十九条电网企业（含地方电网企业和配售电企业）之间结算的输配电费用，按照政府价格主管部门核定的输配电价和实际物理计量电量结算。

第一百四十条发电企业上网电量电费由电网企业支付；电力用户向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。市场主体可自行约定结算方式，未与电网企业签订委托代理结算业务的，电网企业不承担欠费风险。

第一百四十一条电力用户的基本电价、政府性基金及附加、峰谷分时电价、功率因数调整等按照电压等级和类别按实收取，上述费用均由电网企业根据国家及省有关规定进行结算。

第一百四十二条电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括以下内容：

（一）实际结算电量；

（二）各类交易合同（含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同）电量、电价和电费；

（三）上下调电量、电价和电费，偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余等信息；

（四）发电企业新机组调试电量、电价、电费；

（五）接受售电公司委托出具的零售交易结算依据。

第一百四十三条市场主体的合同电量和偏差电量分开结算。市场主体因偏差电量引起的电费资金，暂由电网企业收取和支付，并应当在电费结算依据中单项列示。

第一百四十四条月内（多日）交易、现货交易开展之前，按月清算、结账；月内（多日）交易、现货交易开展之后，按照月内（多日）交易、现货交易规则清算，按月结账。

第一百四十五条非市场用户月度实际用电量与电网企业月度购电量（含年分月电量，扣除系统网损电量）存在偏差时，由为非市场用户供电的电网企业代为结算偏差电量费用，由此造成的电网企业购电成本损益单独记账，按照当月上网电量占比分摊或者返还给所有发电企业，月结月清。

适时启动对非市场用户的偏差考核，非市场用户偏差考核费用由电网企业向相关电力用户、未参与偏差考核的电厂分摊。相关分摊方案由电力交易机构拟订，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后执行。

第一百四十六条对于电网故障、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。

第一百四十七条电力调度机构应对结算周期内发电企业自身原因造成的偏差电量进行记录，包括偏差原因、起止时间、偏差电量等。在发电企业实际上网电量基础上，扣除各类合同电量、自身原因偏差电量后，视为发电企业的上下调电量。

第一百四十八条发电企业上网电量结算规定如下：

（一）可再生能源发电企业

1.首先按市场交易合同电价结算其市场交易合同电量（上网电量小于合同电量时按合同加权平均价），然后按政府批复电价结算其余上网电量。

2.非自身原因不能全部执行其当月市场交易合同电量时，相应的未执行电量视为下调电量，按其预挂牌下调价格获得补偿；如未参与下调预挂牌交易申报，其下调电量按照强制下调价格（取当月所有下调报价的最低价与当月市场交易均价的10%二者之中的较小值）结算。

3.因自身原因不能全部执行其当月市场交易合同电量时，相应的未执行电量应承担合同价差电费。

（二）燃煤公用火电企业

1.实际上网电量小于当月应结算的市场交易合同电量时，按其市场交易合同加权平均价结算上网电量。提供下调服务的减发电量按其预挂牌下调价格获得补偿；如未参与下调预挂牌交易申报，其下调电量按照强制下调价格（取当月所有下调报价的最低价与当月市场交易均价的10%二者之中的较小值）结算。因自身原因导致的少发电量不予补偿，应承担相应的合同价差电费，并按其政府批复电价的 10%支付偏差考核费用。

2.实际上网电量大于等于月度合同电量且小于等于市场交易合同电量与基数计划电量之和时，首先按合同价格结算各类合同电量，然后按其政府批复电价结算所剩上网电量。提供下调服务的减发电量按其预挂牌下调价格获得补偿；如未参与下调预挂牌交易申报，其下调电量按照强制下调价格（取当月所有下调报价的最低价与当月市场交易均价的10%二者之中的较小值）结算。因自身原因导致的少发电量按其政府批复电价的10%支付偏差考核费用。

3.实际上网电量大于当月应结算的市场交易合同电量与基数计划电量之和时，首先按其合同价格结算各类合同电量，然后按其政府批复电价结算基数电量，剩余电量的结算方法如下：

（1）非自身原因多发导致的剩余电量视为上调电量，按其预挂牌上调价格结算；如未参与上调预挂牌交易申报，其上调电量按照强制上调价格（按当月所有上调报价的最小值或火电上网标杆价的85%）结算。

（2）因自身原因多发导致的剩余电量视为超发电量，首先按其政府批复上网电价结算，然后按火电上网标杆电价（含环保电价，下同）的15%支付偏差考核费。实际上网电量扣减合同电量、基数电量和超发电量后如还有剩余，剩余电量视为上调电量，按其预挂牌上调价格结算；如未参与上调预挂牌交易申报，其上调电量按照强制上调价格（按当月所有上调报价的最小值或火电上网标杆价的85%）结算。

4.月内既提供上调服务又提供下调服务的发电企业，以互抵后的净值作为月度上调电量或下调电量进行结算。

5.超发、少发电量在执行上述中长期考核结算的同时，“两个细则”考核补偿、辅助服务市场并行实施。

6.自身原因造成的少发电量是指在不需要该发电企业下调的情况下，因计划检修而未被安全校核、非计划停运或机组运行不正常等原因造成的少发电量，不纳入下调补偿范畴。自身原因造成的超发电量是指该发电企业不执行调度指令的超出功率累积的多发电量，不纳入上调电量范围。超发、少发电量由电力调度机构认定，每月1日向电力交易机构提供。

第一百四十九条批发交易用户（包括售电公司、电力用户）结算规定如下：

（一）批发交易用户偏差电量=用户（代理用户）实际网供电量-（各类交易合同购入电量-各类交易合同售出电量），正偏差为超用电量，负偏差为少用电量。

（二）批发交易用户实际用电量超过合同电量时，按合同约定价格（价差）分别结算各对应合同电量；正偏差考核范围以内（含）超用电量，按合同加权平均价结算，免于考核；正偏差考核范围以上的超用电量，按发电侧上调服务加权平均价或报价从低到高排序前三至五名的平均价的K1倍（当月未组织上调服务招标时，按月度集中竞价或双边协商形成的加权平均价格的K1倍，下同）结算。K1取值范围为1.0-1.5，由电力交易机构测算并提出建议值，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后执行。

（三）批发交易用户实际用电量小于合同电量时，按合同加权平均价结算实际用电量；负偏差考核范围以内（含）的少用电量免于支付偏差考核费用，仅返还购电交易价差收入；负偏差考核范围以外的少用电量需返还购电交易价差收入，并且按当月发电侧下调电量补偿加权平均价或报价从低到高排序的前三至五名的平均价的K2倍支付偏差考核费用（当月未组织下调服务招标时，按合同加权平均价的10-20%支付偏差考核费用）。K2取值范围为0.1-1.5，由电力交易机构测算并提出建议值，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后执行。

（四）偏差考核范围暂定为3%，由电力交易机构测算并提出建议值，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后执行。超出+3%的购电方（售电公司和批发交易用户）正偏差电量，不享受交易价差。

（五）零售用户应当参与月度偏差电量考核，且须承担50%及以上的偏差考核费用。

（六）任何一个售电公司的月度交易电量在当月月度交易电量总量中占比不允许超过25%；任何一个售电公司及其关联售电公司的月度交易电量之和在当月月度交易电量总量中占比不允许超过30%。

（七）由于政府下达停产限产通知、有序用电、电网运行方式调整、抄表例日变更、三方协议签订延误或错误、不可抗力等原因导致批发交易用户或售电公司产生或增加了偏差考核电量的，可根据电力用户或售电公司的申请和有权部门的有效证明文件计算核减偏差电量。具体操作办法在实施细则中予以明确。

第一百五十条具备条件时，启动跨省跨区送入偏差考核结算。跨省跨区送入偏差考核结算规定：

（一）以市场交易方式送入湖南的跨省跨区电量都必须分解到月，形成月度送入计划电量。月度送入计划电量加上调电量和受让合同电量，减下调电量和转让合同电量，所得的最终值为考核基准电量。实际送入电量减去考核基准电量所得的差为偏差电量。偏差电量除以考核基准电量所得的百分数为偏差率。

（二）实际送入电量小于等于考核基准电量时，按合同加权平均价结算合同电量。提供下调服务的减发电量按其预挂牌价格获得补偿（如无预挂牌价格确需强制下调时，其当月下调补偿价格取所有下调报价的最低价和当月市场交易均价的10%二者之中的较小值）。因自身原因导致的少发电量按火电上网标杆电价的15%支付偏差考核费用，3%以内免于考核。

（三）实际送入电量大于等于考核基准电量时，按合同价结算各类合同电量。提供上调服务的减发电量按其预挂牌价格结算。因自身原因导致的超发电量按本省最低上网电价结算，并按火电上网标杆电价的15%支付偏差考核费用，3%以内免于考核。

（四）月内既提供上调服务又提供下调服务时，以互抵后的净值作为月度上调增发电量或下调减发电量进行结算。

第一百五十一条电力中长期市场按月清算，按以下主要原则执行：

（一）可再生能源发电企业超发造成发电侧净下调（各类下调电量减去上调电量之差大于零）时，首先核算其造成的净下调电量总额及对应的下调资金缺额（包括下调补偿电费和未执行交易合同价差电费）。当净下调电量大于等于可再生能源发电企业超发电量时，可再生能源发电企业按各自超发电量承担相应的下调资金缺额的K倍；当净下调电量小于可再生能源发电企业超发电量时，可再生能源发电企业承担全部净下调电量对应的下调资金缺额的K倍，由相关可再生能源发电企业按超发电量占比分摊。分摊系数K取值范围为0.5-1，由电力交易机构测算并提出建议值，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后执行；

（二）发电侧下调电量造成的资金缺额（包括下调补偿电费和未执行交易合同价差电费），扣除可再生能源发电企业超发电量承担部分外，全部纳入月度清算；

（三）发电侧上调电量产生的价差资金溢余，纳入月度清算；

（四）发电企业自身原因偏差电量（超发电量或少发电量）产生的考核资金溢余，纳入月度清算；

（五）批发交易用户和售电公司正偏差电量产生的价差资金缺额或资金溢余，纳入月度清算；

（六）批发交易用户和售电公司负偏差电量产生的价差资金溢余，纳入月度清算；

（七）无正当理由退市电力用户产生的考核费用，纳入月度清算；

（八）月度清算如有盈余，可按合同电量占比返还发电市场主体，也可用于后续月度清算或电力交易平台建设与运维，剩余盈余金额纳入年度清算。月度清算如有亏空，首先由市场化发电企业（不含可再生能源发电企业）按照上调电量占比分摊亏空金额（超发电量度电分摊金额不超过下调补偿均价与下调电量合同价差均值之和的50%），剩余亏空金额全部由发电侧市场主体按其当月上网电量在总上网电量中的占比分摊（上网电量扣除已参与分摊的超发电量、上调电量和专场交易结算电量）。

第一百五十二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，应在1个工作日内向电力交易机构提出；逾期未提出的，视为无异议。

第一百五十三条市场交易电费结算为现金方式，也可以按规定采用承兑汇票结算。电力用户在进入市场之前电费结算承兑汇票比例较高的，应逐年降低比例（原则上比上年降低幅度不低于10%），并在交易合同中约定。超过约定比例的，应承担承兑汇票贴现成本。电网企业结算支付发电企业市场电量和其它上网电量的电费的承兑汇票占比应保持一致。

第一百五十四条为促进湖南电力市场健康有序发展，防范交易欠费风险，建立售电公司履约担保制度。根据售电公司交易规模和交易情况，确定履约担保额度，具体在实施细则予以明确。

第一百五十五条风电、光伏发电量参与市场交易，结算涉及中央财政补贴时，按照《可再生能源电价附加资金管理办法》（财建﹝2020﹞5号）等补贴管理规定执行。

第一百五十六条电力用户拥有储能，参与辅助服务市场交易，或者参加特定时间的需求侧响应，由此产生的偏差，由电力用户自行承担。

第一百五十七条拥有配电网运营权的售电公司，与省级电网企业进行电费结算，并按照省价格主管部门的相关规定，向省级电网企业支付输电费用。

第一百五十八条电力交易机构应对售电公司和批发交易用户在月度交易中的购电量基于其实际用电量进行同比和环比分析，增长超过一定幅度的（售电公司5%，批发交易用户7%），相关市场主体应作出说明。

月度结算时，电力交易机构应对负偏差电量比重超过7%的售电公司和负偏差电量比重超过10%的批发交易用户进行合规性审查。无正当理由的，负偏差考核力度可突破上限；存在违规行为的，依法依规予以处理。

第十章信息披露

第一百五十九条按照信息属性分类，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且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第一百六十条社会公众信息包括但不限于：

（一）电力交易适用的法律、法规以及相关政策文件，电力交易业务流程、管理办法等；

（二）国家批准的发电侧上网电价、销售目录电价、输配电价、各类政府性基金及附加、系统备用费以及其他电力交易相关收费标准等；

（三）电力市场运行基本情况，包括各类市场主体注册情况，电力交易总体成交电量、价格情况等；

（四）电网运行基本情况，包括电网主要网络通道的示意图、各类型发电机组装机总体情况，发用电负荷总体情况等；

（五）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。

第一百六十一条市场公开信息包括但不限于：

（一）市场主体基本信息，市场主体注册准入以及退出情况，包括企业名称、统一社会信用代码、联系方式、信用评价信息等；

（二）发电设备信息，包括发电企业的类型、所属集团、装机容量、检修停运情况，项目投产（退役）计划、投产（退役）情况等；

（三）电网运行信息，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，电网各断面（设备）、各路径可用输电容量，必开必停机组组合和发电量需求，以及导致断面（设备）限额变化的停电检修等；

（四）市场交易类信息，包括年、季、月电力电量平衡预测分析情况，非市场化电量规模以及交易总电量安排、计划分解，各类交易的总成交电量和成交均价，安全校核结果以及原因等；

（五）交易执行信息，包括交易计划执行总体情况，计划执行调整以及原因，市场干预情况等；

（六）结算类信息，包括合同结算总体完成情况，差额资金每月的盈亏和分摊情况；

（七）其他政策法规要求对市场主体公开的信息。

第一百六十二条市场私有信息主要包括：

（一）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；

（二）各市场主体的市场化交易申报电量、申报电价等交易申报信息；

（三）各市场主体的各类市场化交易的成交电量以及成交价格等信息；

（四）各市场主体的市场化交易合同以及结算明细信息。

第一百六十三条电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构按照市场信息分类及时向社会以及市场主体发布，并定期向湖南能源监管办、省发改委和省能源局报告有关信息披露情况。

市场主体、电力调度机构应当及时向电力交易机构提供支撑市场化交易开展所需的数据和信息。

第一百六十四条市场成员应当遵循及时、准确、完整的原则披露电力市场信息，对其披露信息的真实性负责。违反信息披露有关规定的，依法依规纳入能源征信管理失信行为；问题严重的，问题严重的，湖南能源监管办会同省发改委、省能源局按照有关规定依法予以处理，直至取消市场准入资格。

第一百六十五条电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露社会公众信息和市场公开信息。市场成员严禁超职责范围获取私有信息，不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第一百六十六条在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力交易平台、电力交易机构门户网站进行披露。

电力交易机构负责电力交易平台、电力交易机构网站的建设、管理和维护，并为其他市场主体通过电力交易平台、电力交易机构网站披露信息提供便利。电力交易平台、电力交易机构网站安全等级应当满足国家信息安全三级等级防护要求。

第一百六十七条市场主体对披露的相关信息如有异议及疑问，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。

第一百六十八条信息公开与披露必须严格遵守国家有关信息保密管理的有关规定。市场运营机构应保证私有数据信息在保密期限内的保密性。

第一百六十九条湖南能源监管办根据实际，制定湖南电力市场信息披露管理办法并监督实施。

第十一章市场监管与风险防范

第一百七十条湖南能源监管办建立健全电力交易机构专业化监管制度，推动成立独立的电力交易机构专家委员会，积极发展第三方专业机构，形成政府监管与外部专业化监督密切配合的有效监管体系。

第一百七十一条电力交易机构、电力调度机构根据有关规定，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，采取积极有效措施，制定应急预案，防控市场风险，履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。

第一百七十二条电力交易机构、电力调度机构应根据有关监管要求，将相关信息系统接入电力监管信息系统，加强对市场运营情况的监控分析，发现异常情况，及时向湖南能源监管办报告，并定期报送市场运营监控分析报告。

市场成员及其他单位和个人发现异常情况的，可向湖南能源监管办投诉或举报。

第一百七十三条发电企业与其关联售电公司发生的交易属于关联交易。关联交易应当遵循公平合规、诚实信用的原则，不得排斥和歧视非关联售电公司。拒绝交易、捂量惜售、价差压制等行为，均为交易歧视。具体在实施细则中予以明确。

第一百七十四条市场主体必须依法依规、诚实守信地参与交易和执行交易结果。电力交易机构应建立市场主体征信档案。市场主体发生违规行为且受到处罚，包括被湖南能源监管办责令整改的，应记入其征信档案。

第一百七十五条市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，可进行市场内部曝光，湖南能源监管办可约谈有关市场成员；对于严重违反交易规则的行为，湖南能源监管办会同省发改委、省能源局依据《电力监管条例》等有关法律、规定处理：

（一）提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格；

（二）滥用市场力，恶意串通、操纵市场、异常申报；

（三）不按时结算，侵害其他市场交易主体利益；

（四）市场运营机构对市场交易主体有歧视行为；

（五）提供虚假信息或违规发布信息；

（六）泄露应当保密的信息；

（七）其他严重违反交易规则的行为。

第一百七十六条当出现以下情况时，电力交易机构、电力调度机构报经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后，可依法依规采取市场干预措施，并事后向市场成员公布原因：

（一）电力系统内发生重大事故危及电网安全的；

（二）发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；

（三）市场技术支持系统发生重大故障，导致交易无法正常进行的；

（四）因不可抗力电力市场化交易不能正常开展的；

（五）电力市场交易规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的；

（六）国家能源局、湖南能源监管办作出暂停市场交易决定的；

（七）市场发生其他严重异常情况的。

第一百七十七条当面临严重供应不足、出现重大自然灾害和突发事件、省级及以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，影响电力正常供应时，湖南能源监管办会同省发改委、省能源局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，并免除市场主体的全部或部分违约责任。

第一百七十八条因市场力原因造成某交易全部或较大部分无法达成时，经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准，可由电网企业（或指定的市场主体）将未成交的合同电量通过组织上调服务、省外购入等方式保证这些电力用户的正常供电，其用电价格按照同类用户的目录电价执行，并根据上调服务、省外购入差价或偏差考核费用的盈余情况向这些电力用户返还部分电费。

第一百七十九条电力交易机构、电力调度机构应事前制定电力市场应急预案，用于电力市场干预、中止和暂停期间的电力系统运行和电费结算。市场应急预案应经湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准。

第一百八十条电力交易机构、电力调度机构应当详细记录市场干预的原因、起止时间、对象、措施和结果等有关情况备查，并及时向湖南能源监管办、省发改委、省能源局提交报告。

第一百八十一条电力批发交易发生争议时，市场成员可自行协商解决，协商无法达成一致时可提交湖南能源监管办、省发改委、省能源局调解处理，也可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提起诉讼。

第十二章附则

第一百八十二条电力交易机构根据本规则拟定具体实施细则，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后实施。

第一百八十三条本规则由湖南能源监管办会同省发改委、省能源局负责解释。

第一百八十四条本规则自发布之日起施行，有效期五年，结合市场实际运营情况，不定期修订。《关于印发〈湖南省电力中长期交易规则（试行）〉的通知》（湘监能市场〔2017〕48号）、《关于印发〈湖南省电力中长期交易规则修改增补条款（第一次）〉的通知》（湘监能市场〔2017〕106号）、《关于印发〈湖南省电力中长期交易规则修改增补条款（第二次）〉的通知》（湘监能市场〔2019〕37号）同时废止。