湖南电力现货市场运营规则、交易、现货与中长期市场衔接、结算、力市场管理实施细则.docx

I-湖南省电力现货市场运营规则（征求意见稿）docx7-湖南电力现货市场系列规则修订意见（模板）.docx3-湖南省电力现货市场与中长期市场衔接实施细则（征求意见稿）.docx4-湖南省电力现货市场结算实施细则（征求意见稿）.docx5-湖南省电力市场管理实施细则（准入注册和退出部分）（征求意见稿）.docx6-湖南省电力市场管理实施细则（计量管理部分）（征求意见稿）docx2-湖南省电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）.doc×湖南省电力现货市场运营规则（征求意见稿）第一章总则1第二章市场成员2第三章市场准入与退出8第一节市场准入8第二节市场注册11第三节市场退出12第四章市场概述13第一节电力市场交易类型13第二节电力市场价格机制15第五章中长期市场17第一节交易模式17第二节交易合同18第三节优先发电电量错误!未定义书签。第六章日前电能量市场18第一节交易模式19第二节边界条件准备及事前信息发布20第三节交易申报20第四节市场出清及结果发布21第七章实时电能量市场21第一节交易模式21第二节市场出清及结果发布22第三节交易执行及调整22第八章辅助服务市场24第九章电力零售市场25第十章计量和抄表27第十一章市场结算28第一节通则28第二节结算流程31第三节电费计算33第四节退补及其他34第十二章信用管理34第十三章信息披露34第十四章市场风险防控36第十五章市场中止与管制36第十六章市场争议处理37第十七章附则38第一章总则第一条【目的】为落实国家关于电力体制改革的决策部署，规范湖南电力市场的运营及管理，实现电力交易的公开、公平、公正，保障经营主体的合法权益，促进湖南电力市场的稳定、健康、有序、协调发展，制定本规则。第二条【依据】依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、国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格2021）1439号）、国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知（发改办价格（2022）1047号）、国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改2022）118号）、国家发展改革委国家能源局关于印发电力现货市场基本规则（试行）的通知（发改能源规2023）1217号）等文件和有关法律、行政法规，结合湖南电网实际情况进行编制。第三条【编制原则】本规则编制遵循市场规律和电力系统运行规律，坚持电网安全稳定，坚持统一电力市场，坚持绿色低碳环保，坚持各类市场统筹协同，完善市场价格机制，提高资源优化配置能力，提升电力供应保障能力和清洁能源消纳能力，促进新能源持续健康发展。通过设计科学合理的市场机制，逐步建立竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，助力构建新型电力系统，全面支撑实现双碳目标。第四条【适用范围】本规则适用于湖南省电力现货市场运行期间运营及管理。第五条【市场秩序】市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不利用市场力或其他手段操纵市场价格、损害其他经营主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第六条【实施主体】湖南省发展和改革委员、（以下简称“省发展改革委”）湖南省能源局（以下简称“省能源局”）会同国家能源局湖南监管办公室（以下简称“湖南能源监管办”）根据职能依法履行电力市场监管职责，对市场主体交易行为、电网企业公平开放、信息披露等情况实施监管，对市场运营机构执行市场规则的情况实施监管。第二章市场成员第七条【成员分类】市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括各类发电企业、电力用户、售电公司、独立储能电站及新型经营主体（包括虚拟电厂、负荷侧可调节资源、独立辅助服务提供商、分布式发电等）。市场运营机构包括湖南电力交易中心有限公司（以下简称“电力交易机构”）、国网湖南省电力有限公司电力调度控制中心（以下简称“电力调度机构”）。第八条【发电企业权责】发电企业的权利和义务：（一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行市场交易合同、购售电合同，执行市场出清结果，按规定参与电费结算；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务；（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，提供承诺的有效容量和辅助服务；（四）依法依规提供相关市场信息，获得市场交易、输配电服务、信用评价、电力负荷、系统运行等相关信息并承担保密义务，依法对公司重大事项进行公告；（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第九条【电力用户权责】电力用户的权利和义务：（一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，提供市场化交易所必需的电力电量需求、典型负荷曲线及其他相关生产信息；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付电费，包括上网电费、上网环节线损费用、输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等；（三）依法依规提供相关市场信息，获得电力交易和输配电服务等相关信息并承担保密义务；（四）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定;（五）服从电力调度机构统一调度，在出现电力缺口或重大突发事件时按有序用电方案承担有序用电义务；（六）依法依规履行清洁能源消纳责任；（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（八）法律法规规定的其他权利和义务。第十条【独立售电公司权责】独立售电公司的权利和义务：（一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按照规则合同完成交易、服务、费用结算等事项；（二）依法依规提供相关市场信息，包括但不限于信用承诺、公司资产、按照有关规定提供履约保函（保险）等情况，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；（三）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供代理零售用户的交易电力电量需求及其他生产信息，获得电力交易、输配电服务和代理零售用户历史用电曲线等相关信息;（四）承担用户信息保密义务，不得干预用户自主选择售电公司；（五）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定;（六）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（七）依法依规履行清洁能源消纳责任；（八）法律法规规定的其他权利和义务。第十一条【拥有配电网运营权的售电公司权责】拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：（一）具备独立售电公司全部的权利和义务；（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，承担配电区域内电费收取和保底供电服务；（三）承担配电网安全责任，按照国家、电力行业和湖南省标准提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和湖南省标准；（四）负责辖区内配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，不得干预辖区内用户自主选择售电公司；（五）同一配电区域内只能有一家企业拥有该配电网运营权；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第十二条【独立储能电站权责】独立储能电站的权利和义务：（一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行市场交易合同和购售电合同，执行市场出清结果；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务；（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度；（四）具备满足独立参与市场化交易要求的技术支持手段；（五）按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第十三条【新型经营主体权责】新型经营主体的权利和义务：（一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行市场交易合同；（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；（三）具备实时的电力电量计量、数据采集以及通信等软硬件条件；（四）严格遵守市场规则，服从调度管理和市场管理,自觉维护市场秩序；（五）获得市场相关信息，按照规定进行交易申报；（六）按照有关规定披露和提供信息；（七）法律法规规定的其他权利和义务。第十四条【电网企业权责】电网企业的权利和义务：（一）为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，按国家有关规定签订购售电合同；（二）提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;（三）保障输变电设施的安全稳定运行；（四）依法依规提供相关市场信息，提供售电公司所代理零售用户的历史用电曲线；（五）建设、运行、维护和管理相关技术支持系统；（六）按规定负责电费结算，收取输配电费，代收代付政府性基金及附加等；（七）按照政府定价向居民、农业用户提供供电服务,保持居民、农业用电价格稳定；（八）按代理购电价格向未直接参与市场交易的工商业用户提供代理购电服务，与电力用户签订代理购电合同；（九）依法依规履行清洁能源消纳责任；（十）法律法规规定的其他权利和义务。第十五条【电力交易机构权责】电力交易机构的权利和义务：（一）负责中长期市场组织运营，配合电力调度机构组织现货交易；（二）按规则组织相关经营主体参与省间中长期交易；（三）负责经营主体的注册管理、信息管理；（四）负责交易合同管理；（五）提供电力交易结算依据以及相关服务；（六）建设、运营、维护和管理湖南电力交易平台及相关技术支持系统；（七）负责市场信息管理，按规定披露和发布信息；（八）监测和分析市场运行情况，及时向政府相关部门及监管机构报告异常情况；（九）法律法规规定的其他权利和义务。第十六条【电力调度机构权责】电力调度机构的基本权利和义务：（一）依法依规实施电力调度，负责系统实时平衡，保障电网安全稳定运行；（二）负责按调度范围开展安全校核；（三）负责电力现货市场、辅助服务市场交易组织等工作；（四）按规则组织相关经营主体参与省间现货、华中省间辅助服务市场交易；（五）合理安排电网运行方式，保障电力市场交易结果执行；（六）建设、运营、维护和管理电力现货市场、辅助服务市场相关技术支持系统；（七）按规定披露和提供相关信息，承担保密义务；（八）监测和分析市场运行情况，及时向政府相关部门及监管机构报告异常情况；（九）经授权暂停执行市场交易，在特定及紧急情况下实施市场干预或市场中止；（十）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一节市场准入第十七条【基本准入条件】经营主体应当是具有法人资格、财务独立核算、信用评价合格、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的经营主体经法人单位授权，可参与相应电力交易。第十八条【发电企业准入条件】发电企业准入条件如下：（一）依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类）；暂未取得电力业务许可证（发电类）的新投产发电企业可先行申请办理市场注册，但应在机组通过试运行后三个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证（发电类）。在规定期限内，因自身原因仍未取得电力业务许可证（发电类），不满足准入条件，造成合同不能履行的，由发电企业承担相应责任；（二）并网自备电厂公平承担发电企业社会责任、承担国家依法依规设立的政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用容量费，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，可作为经营主体参与市场交易；（三）参与市场交易的发电企业，应具有相应的计量能力和数据传送条件，数据准确性和可靠性应能满足交易要求。第十九条【电力用户准入条件】电力用户准入条件如下:（一）符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电合同；（二）具有相应的计量能力或者技术替代手段，满足市场计量和结算要求；（三）符合法律法规规定的其他要求；工商业用户全部进入电力市场。第二十条【售电公司准入条件】售电公司准入条件如下：（一）符合售电公司管理办法（发改体改规2021）1595号）和湖南省售电公司有关管理规定；（二）售电公司应按照有关规定向电力交易机构提供履约保函或保险；（三）拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证（供电类）；（四）具备参与市场交易要求的技术支持系统和能力；（五）符合法律法规规定的其他要求。第二十一条【电网企业准入条件】电网企业准入条件如下：（一）应取得电力业务许可证（供电类）；（二）提供代理购电服务的电网企业，应在电力交易机构履行相关注册手续。第二十二条【独立储能电站准入条件】独立储能电站准入条件如下：独立储能电站应签订并网调度协议，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求。第二十三条【新型经营主体准入条件】新型经营主体准入条件如下：新型经营主体参与市场交易应具备相关的计量采集条件和能力。第二节市场注册第二十四条【注册管理】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业务关系确定等。经营主体参与电力市场交易，应当符合湖南省电力市场准入注册条件，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。经营主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性。非湖南省电力经营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交易规则参与交易。电网企业开展代理购电应在电力交易平台注册，开通代理购电相关权限。第二十五条【注册信息变更】经营主体注册信息变更时，须向电力交易机构提出申请，电力交易机构按照注册管理工作制度有关规定办理。第三节市场退出第二十六条【经营主体正常退出】已经参与市场交易的发电企业、电力用户，原则上不得自行退出市场。有下列情形之一的，可办理正常退市手续，在办理正常退市手续后,执行国家有关发用电政策：（一）经营主体宣告破产、退役，不再发电或用电；（二）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有经营主体非自身原因无法继续参与市场的情况；（三）因电网网架调整，导致发电企业、电力用户的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件；（四）电力用户用电类别变更，不再满足市场准入条件。第二十七条【经营主体强制退出】售电公司、发电企业等经营主体有下列情况之一的，应禁止进入市场或强制退出市场：（一）违反国家及省有关法律法规和产业政策规定的;（二）因违反交易规则及市场管理规定等情形被暂停交易，且未在期限内完成整改的；（三）严重违反市场交易规则、发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序，且拒不整改的；（四）未按规定履行信息披露义务、拒绝接受监督检查、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；（五）因自身原因不能持续保持准入注册条件、企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低，不适合继续参与市场交易的；（六）法律、法规规定的其他情形。第二十八条【退市处理】退出市场的售电公司、发电企业等经营主体需按规定和程序办理相关手续并妥善处理其全部合同义务，承担相应的违约责任，缴清市场化费用及欠费，处理完毕尚未交割的成交电量。无正当理由退出市场的经营主体及其法定代表人三年内均不得申请市场准入。当售电公司不能持续满足注册条件、违约（含退出市场）等无法满足电力用户用电需求时，电力用户可以作如下选择:（一）向其它售电公司购电；（二）经批准由保底售电公司、电网企业提供保底售电服务；（三）由电网企业代理购电；（四）符合规定的其它形式。第四章市场概述第一节电力市场交易类型第二十九条【市场交易定义与分类】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、电力批发用户之间通过市场化方式进行的电力（电量）交易活动的总称。现阶段，是指发电企业与售电公司、电力批发用户通过市场化方式开展的中长期电能量交易、现货电能量交易以及辅助服务交易。根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。电力零售交易是指售电公司与电力零售用户开展的电能量交易活动的总称。第三十条【电力批发市场架构】电力批发市场采用电能量市场与辅助服务市场相结合的市场架构。其中，电能量市场包含中长期市场和现货市场，辅助服务市场包括调峰辅助服务市场和调频辅助服务市场等。第三十一条【中长期市场】指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户以及电网企业（含省级电网企业、地方电网企业、拥有配电网运营权的配售电企业，下同）等经营主体，通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、多日等日以上的电力、电量交易。由发电企业与电网企业签订的优先发电电量合同，纳入中长期交易管理范畴。第=十二条【现货市场】包括日前电能量市场和实时电能量市场。现货市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展，通过集中优化计算，确定机组组合、分时发电计划曲线以及分时现货电能量价格。第三十三条【辅助服务市场】现阶段，辅助服务市场主要开展调峰、调频辅助服务交易。适时探索开展爬坡等辅助服务新品种，相关规则另行制定。第三十四条【电力零售市场】电力零售市场是指售电公司与电力零售用户开展电能量交易的市场，售电公司从电力批发市场购电，向签约的零售用户售电形成零售合同。第=十五条【发电机组分类】发电机组分为市场化机组和非市场化机组。其中，非市场化机组是指暂未参与市场交易的发电机组；市场化机组指参与市场交易的发电机组，拥有市场化电量。第=十六条【电力用户分类】电力用户分为市场用户和保障性用户，市场用户是指参与电力市场交易的电力用户,包括全体工商业用户；保障性用户指未参与电力市场交易的电力用户，包括居民、农业用户。其中，市场用户分为电力批发用户、电力零售用户和电网企业代理购电用户，电力批发用户指直接参与电力批发市场的市场用户；电力零售用户指参与电力零售市场的市场用户，电力零售用户在同一时期内只能与一家售电公司进行零售交易；电网企业代理购电用户指未直接参与市场交易，由电网企业代理购电的工商业用户。第二节电力市场价格机制第三十七条【电能量市场交易价格】中长期市场化交易形成分时段交易结果和价格，价格由经营主体通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等市场化方式形成。现货交易采用节点边际电价机制。第三十八条【辅助服务市场价格】调频、调峰辅助服务市场价格通过市场集中竞价方式形成。第三十九条【发电侧电价机制】发电企业（机组）的优先电量执行政府部门核定的上网电价，市场电量执行市场形成的上网电价。第四十条【用户侧电价机制】保障性用户执行政府制定的目录电价，并缴纳各项政府性基金及附加。市场用户购电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，分时电价、力调电价按照政府有关规定执行。其中批发用户及电网代理购电用户的上网电价由市场形成，零售用户的上网电价按与售电公司签订的零售合同执行。第四十一条【市场交易用户转为电网企业代理购电用户管理】已直接参与市场交易（不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易，仍按目录销售电价执行的用户）在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的、拥有燃煤发电自备电厂且由电网企业代理购电的、暂不能直接参与市场交易的高耗能用户由电网企业代理购电的用户，用电价格由上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用之和的1.5倍，以及输配电价、政府性基金及附加组成。第四十二条【交易限价】为避免市场操纵及恶意竞争，经政府主管部门同意，可对市场价格设置上限及下限。第五章中长期市场第一节交易模式第四十三条【交易方式】中长期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。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。第四十四条【交易时序】电力交易机构负责组织中长期交易，经营主体通过年度（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。第四十五条【交易组织基本流程】中长期交易组织按照交易准备、发布公告、交易申报、出清计算、安全校核、结果发布等流程开展。第四十六条【交易曲线】开展中长期带曲线交易前，中长期交易合同按照一定的原则进行分解：以双边协商方式开展的直接交易，交易双方可自行约定交易曲线，也可以选取典型交易曲线；以集中竞价方式开展的直接交易，采用交易公告给出的典型交易曲线；以挂牌交易方式开展的直接交易,采用挂牌方在挂牌时给出的交易曲线。第四十七条【交易电量约束】现阶段，发电企业所持有的中长期交易合同电量原则上不超过其可发电量上限，若分解为分时电力曲线，则各时段的最大出力不得超过其额定容量。第二节交易合同第四十八条【交易合同】经营主体应根据交易结果或者政府下达的优先发电计划电量，签订中长期交易合同，并在规定的时间内提交至电力交易机构。中长期合约要素主要包括合约起止时间、合约电量、交易价格、交易曲线、结算参考点等要素，以电子合同的方式签订。第三节优先发电电量第四十九条【优先发电电量定义】优先发电电量指由政府定价、由电网企业保量保价收购的发电量，相关计划以政府部门年度下达为准。跨省跨区送受电中的国家指令性计划、政府间协议电量列为优先发电。第五十条【优先发电电量执行】市场运营机构根据电网运行需要，综合考虑负荷变化、输变电及发电设备检修情况，以政府主管部门下达的优先发电电量计划为目标，在年内分解执行。第六章日前电能量市场第一节交易模式第五十一条【组织方式】日前电能量市场采用全电量优化的组织方式，以次日全部省内用电需求预测扣减省间及省内优先发电电量作为竞价优化空间。第五十二条【出清方式】电力调度机构通过技术支持系统，基于经营主体申报信息及运行日的电网运行边界条件,以社会福利最大化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）程序、安全约束经济调度（SCED）程序进行出清。现阶段，新能源与火电机组（包括燃煤、燃气机组）采取“报量报价”的方式参与现货交易，独立储能电站可选择采取“报量不报价”方式参与现货交易，批发用户及售电公司采取“报量不报价”的方式参与现货交易。随着现货市场不断发展和用户侧参与程度的提高，逐步实现用户侧以“报量报价”的方式参与现货交易。第五十三条【交易时间定义】运行日（D）为执行日前电能量市场交易计划的自然日，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。竞价日（DT）为运行日的前一日，竞价日内由发电企业、批发用户及售电公司进行交易申报，并通过日前电能量市场出清形成运行日的交易结果。第二节边界条件准备及事前信息发布第五十四条【边界条件准备】电力调度机构在日前电能量市场交易出清计算前，确定运行日电网运行边界条件,作为日前电能量市场出清的约束条件。第五十五条【事前信息发布】竞价日交易申报截止前,通过湖南电力交易平台向经营主体发布运行日的相关信息。第五十六条【必开必停机组通知】在运行日受电网安全约束的必开必停机组，由电力调度机构通知相关机组。必开必停机组需提前做好开停机准备，在要求的时间内完成开停机操作。第三节交易申报第五十七条【信息申报】竞价日交易申报截止时间前,参与日前电能量市场交易的经营主体需通过湖南电力交易平台申报交易信息。火电（包括燃煤、燃气机组）及新能源场站申报电能量报价曲线等信息，独立储能电站申报运行日96点充放电曲线、不申报价格；批发用户及售电公司申报次日96点用电需求曲线、不申报价格。具体申报要求详见湖南省电力现货市场交易实施细则。第五十八条【申报数据审核】经营主体申报信息、数据应满足规定要求，由湖南电力交易平台根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过的不允许提交，直至符合申报要求。第四节市场出清及结果发布第五十九条【日前电能量市场出清】电力调度机构综合考虑负荷预测、联络线计划、非市场化机组出力曲线、发输变电设备检修计划、发电机组和电网安全运行约束条件等,以全社会福利最大化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，出清得到运行日的机组组合、各机组日前96点发电计划曲线以及分时节点电价。第六十条【出清结果发布】日前电能量市场出清计算后，电力调度机构出具日前电能量市场交易出清结果，按照有关规定通过湖南电力交易平台发布。第六十一条【实施细则】日前电能量市场信息发布、申报、出清等有关程序详见湖南省电力现货市场交易实施细则。第七章实时电能量市场第一节交易模式第六十二条【组织方式】实时电能量市场根据最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，以15分钟为间隔采用集中优化出清的方式开展。第六十三条【出清方式】实时电能量市场基于日前电能量市场封存的发电机组申报信息，根据实时电网运行方式、超短期负荷预测、新能源发电预测、日内省间交易结果等边界条件，在日前发电计划的基础上以全网社会福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度(SCED)算法进行集中优化计算，出清得到实时电能量市场交易结果。第二节市场出清及结果发布第六十四条【边界条件准备】电力调度机构在实时电能量市场交易出清计算前，确定电网实时运行边界条件，作为实时电能量市场出清的约束条件。第六十五条【物理运行参数变更】当发电机组的物理运行参数与日前电能量市场相比发生较大变化时，发电企业需及时向电力调度机构进行报送，经电力调度机构审核批准后，在实时电能量市场出清程序中对相应的运行参数进行修改，以修改后的参数进行出清计算。第六十六条【出清结果发布】实时电能量市场出清计算后，电力调度机构将实时电能量市场出清的未来15分钟发电计划向各发电机组或电厂发布。第三节交易执行及调整第六十七条【电网实时运行要求】电网实时运行应按照调度运行相关规定，保留合理的调频、调峰、调压、备用容量以及潮流波动空间，满足电网风险防控措施要求，保障系统安全稳定运行和电力电量平衡。第六十八条【机组实时出力调整】电力调度机构可根据电网实际运行情况对机组的实时中标出力进行调整，对未中标机组进行调用，以满足电网安全和电力平衡要求。第六十九条【运行方式调整】在发生或即将发生以下电力系统事故或紧急情况之一时，电力调度机构可根据保障电网安全运行的原则，对电网运行方式进行调整：（一）电力系统发生事故可能影响电网安全时；（二）系统频率或电压超过规定范围时，包括为保证省间联络线输送功率在正常允许范围而需要调整时；（三）系统调频容量、备用容量和无功容量无法满足电力系统安全运行的要求时；（四）输变电设备可能过载或超出稳定限额时；（五）电力一、二次设备缺陷或故障，需要改变系统运行方式时；（六）气候、水情发生较大变化可能对电网安全造成影响时；（七）风光、负荷预测与实际偏差较大，可能影响电力实时平衡时；（八）非市场化机组出力或外受电功率变化，需要调整系统运行方式时；（九）因防汛、抗旱、保供等原因需进行调整时；（十）应上级电力调度机构相关要求需进行调整时；（十一）电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。第七十条【调整措施】在出现上述情况时，电力调度机构可以采用以下措施调整运行方式：（一）改变机组的发电计划；（二）投退AGC.调整AGC系统控制模式以及机组AGC可调容量；（三）改变发电机组开停机方式；（四）调整停电计划，取消、拒绝或推迟其他临时性检修工作；（五）通知部分停电设备提前复电；（六）调整系统运行方式，包括根据系统需要临时投停一、二次设备等；（七）调整断面限额，设置临时断面；（八）调整省间联络线计划，包括调整省间电力交易计划、组织临时交易或申请省间支援等；（九）调用需求侧管理措施；（十）采取有序用电等控制负荷；（十一）暂停实时市场交易；（十二）电力调度机构认为有效的其他手段。第八章辅助服务市场第七十一条【辅助服务分类】辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务为并网主体义务提供，无需补偿。有偿辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供,所提供的电力辅助服务应达到规定标准，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。第七十二条【辅助服务市场品种】现阶段，省内辅助服务市场交易品种主要包括深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易和紧急短时调峰交易、调频交易等交易品种。第七十三条【辅助服务补偿与分摊】基本辅助服务及未市场化的有偿辅助服务按照华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则华中区域发电厂并网运行管理实施细则执行。已市场化的有偿辅助服务按照湖南省电力辅助服务市场交易规则进行补偿与分摊。第九章电力零售市场第七十四条【零售关系选择】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，双方在电力交易平台确认绑定零售服务关系后，电力交易机构不再受理其新的绑定申请。零售用户、售电公司与电网企业签订符合格式规范的三方电费结算补充协议，且应采用电子格式，实行网上签订。第七十五条【零售合同签订】零售用户与售电公司应签订购售电合同（协议），明确合同关系、合同期限、交易电量、交易价格等信息，以及与市场化交易相关的权利和义务等内容。售电公司可向电力交易机构提供零售套餐方案，供零售用户选择。经双方确认的购售电合同（协议）、零售套餐作为零售市场结算依据。第七十六条【零售用户与售电公司关系管理】购售电关系管理包括零售用户与售电公司的购售电关系的建立、变更、解除。其中：建立购售电关系是指电网企业代理购电用户或批发市场电力用户选择一家售电公司签订购售电意向协议，转为零售用户；变更购售电关系是指零售用户重新选择售电公司，签订购售电意向协议，建立新的购售电关系；解除购售电关系是指零售用户转为电网企业代理购电用户或批发市场电力用户。第七十七条【零售用户与批发用户、代理购电用户关系变更管理】批发用户变更为零售用户、零售用户变更为批发用户或代理购电用户变更为零售用户，需按规定和程序办理相关手续并妥善处理其全部合同义务。零售用户无正当理由退出市场变更为电网企业代理购电，按照规定执行1.5倍代理购电电价。第七十八条【新装、增容与变更用电】零售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，经营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。变更期间，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。第七十九条【零售市场结算管理】电力交易机构负责向经营主体出具结算依据，经营主体根据相关规则进行电费资金结算。零售市场用户结算电费按照电网企业相关收费规定执行，由电网企业收取。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。第八十条【保底售电服务】建立保底售电服务机制。零售用户未与售电公司建立零售关系或售电公司不能持续满足注册条件、违约（含退出市场）等无法满足零售用户用电需求时，零售用户可选择由保底售电公司、电网企业提供保底售电服务，按保底交易合同参与零售结算；或由电网企业代理购电，按代理购电价格参与结算。第十章计量和抄表第八十一条【计量点设置】发电企业、拥有配电网运营权的售电公司、电力用户根据市场运行需要，按照国家法律法规及行业规程规范要求，向电网企业提出关口计量的设置申请。电网企业根据申请，在产权分界点处设置关口电能计量点，并在相关合同、协议中明确。第八十二条【计量数据】关口电能计量装置是电能量计量数据的唯一来源。电力交易机构根据电网企业提供的关口点计量数据，对经营主体出具结算依据。原则上应由用电信息采集系统自动采集。自动采集数据不完整时，由电网企业根据拟合规则补全。当计量装置故障等问题导致计量表计底码值不可用时，计量装置管理机构依据相关规则出具电量更正报告，由电力交易机构组织相关经营主体确认后进行电量追退补。第八十三条【计量数据补全】当计量装置计量时段无法满足结算时段要求时，由电网企业按照规则进行数据拟合,拟合规则详细见湖南省电力市场管理实施细则（计量管理部分）。第八十四条【辅助服务计量】辅助服务通过调度技术支持系统等计量，由电力调度机构按照结算要求统计辅助服务提供和使用情况。第八十五条【计量装置管理】关口计量装置管理以电网企业、发电企业、拥有配电网运营权的售电公司管理为基础，以统一归口管理为原则开展。第十一章市场结算第一节通则第八十六条【结算职责】涉及市场结算的市场成员职责如下：（一）电网企业负责向电力交易机构提供每天15分钟间隔机组上网电量、每天1小时间隔的市场用户实际用电量,以及政府核定上网电价等结算准备数据。（二）电力调度机构负责提供日前、实时电能量市场出清结果。（三）电力交易机构负责向经营主体出具结算依据，具体包括：（1）实际结算电量；（2）各类分时段交易合同（含优先发电合同、市场交易合同）电量、电价和电费；（3）现货市场出清结果，包含偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余等信息；（4）发电企业新机组调试电量、电价、电费；（5）辅助服务费用；（6）电网企业代理购电结算依据（含分时段交易合同电量、电价和电费，偏差费用等）；（7）接受售电公司委托出具的零售交易结算依据。（四）各经营主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变。第八十七条【发电侧结算模式】（一）对于市场交易电量，中长期交易合约分解电量按照合约约定价格进行结算；日前电能量市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差电量，按照日前电能量市场节点电价进行结算；实时电能量市场根据实际上网电量与日前电能量市场出清电量的偏差电量，按照实时电能量市场节点电价进行结算。（二）对于优先发电电量，按照政府批复的上网电价进行结算。第八十八条【用户侧结算模式】（一）对于批发用户和售电公司，中长期交易合约分解电量，按照合约约定价格进行结算；日前电能量市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差电量按照日前电能量市场统一结算点电价进行结算，日前电能量市场统一结算点电价按各现货市场化机组每小时日前电能量出清上网电量进行所有节点加权平均；实时电能量市场根据实际用电量与日前电能量市场出清电量的偏差电量按照实时电能量市场统一结算点电价进行结算，实时电能量市场统一结算点电价按各现货市场化机组每小时上网电量进行所有节点加权平均。（二）对于电网公司代理购电用户，中长期合约分解电量，按照合约约定价格进行结算，实际用电量与中长期合约分解电量的偏差按照湖南省电力市场结算实施细则规定执行。（三）对于零售市场用户，以售电公司与其签订的零售电价作为结算价格。（四）对于非市场化用户，以目录电价作为结算价格。第八十九条【结算周期】批发市场结算周期采用“日清月结”的模式。即按日进行市场化交易结果清分，生成日清分账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单,并向经营主体发布。零售市场根据售电合同性质以月度为周期结算，即按月进行零售市场电费结算，生成月结算账单,并向经营主体发布。遇特殊情况和节假日，结算相关工作顺延。第九十条【结算电价单位时间】经营主体结算电价最小单位时间：（一）中长期市场按经营主体约定的价格结算，原则上结算电价最小单位时间为1小时；（二）现货市场以1小时为结算电价单位时间。每小时节点电价等于该小时内每15分钟节点电价的算术平均值。第九十一条【辅助服务结算】辅助服务根据华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则、华中区域发电厂并网运行管理实施细则及辅助服务市场有关规定执行