近日，国家能源局华中监管局印发了《华中区域省间电力中长期交易规则》的通知，本规则适用于华中东四省（豫鄂湘赣）和川渝藏同步电网内省间电力中长期交易。

规则表示，电力交易主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户、独立新型储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。

其中指出，独立新型储能企业既可以作为购电主体，也可作为售电主体参与市场交易。当独立新型储能企业作为购电主体参与市场交易时，与电力用户享有相同的权利和义务；当其作为售电主体参与市场交易时，与发电企业享有相同的权利和义务。

规则还明确了独立新型储能企业准入基本条件：

1、依法取得项目核准或备案文件，满足系统安全稳定运行的技术要求，符合并网运行管理规定。

2、具备相应的计量能力，满足市场计量和结算的技术要求。

3、作为独立主体参与省间电力中长期市场的电储能设施，充电功率应在10兆瓦及以上、单次持续充电时间应在2小时及以上、具备连续运行1个月以上的能力。

此外，鼓励独立新型储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型电力交易主体直接参与省间中长期交易。条件具备时，逐步引入售电公司、电力用户直接参与华中区域省间中长期市场。市场 化购电的电力用户，可直接参与或委托售电公司参与华中省间中 长期交易，并应与其参与省内直接交易方式保持一致。

原文如下（全文PPT下载请点击阅读原文）：

国家能源局华中监管局关于印发《华中区域省间电力中长期交易规则》的通知

国网华中分部、西南分部，河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆、西藏七省（区、市）电网企业、电力调度机构、电力交易机构及有关电力交易主体：

为进一步规范华中区域省间电力中长期交易，依法维护电力交易主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，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<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）等文件精神，我局组织编制了《华中区域省间电力中长期交易规则》，现予以印发，请遵照执行。

执行过程中如有问题，请及时报告。

附件：华中区域省间电力中长期交易规则（PPT点击原文下载）

国家能源局华中监管局

2024年7月9日

附：政策解读 | 华中区域省间电力中长期交易规则

为规范华中区域省间电力中长期交易，依法维护电力交易主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，华中能源监管局组织制订《华中区域省间电力中长期交易规则》。有关情况如下：

一、出台背景

随着我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场化交易电量比重大幅提升。为深入贯彻党中央、国务院关于长江经济带、长江中游城市群、成渝地区双城经济圈等区域协调发展战略，积极推动长江中游电力市场建设和川渝一体化电力市场建设，发挥区域电力市场对省间电力协同互济和促进新能源跨省消纳的积极作用，华中能源监管局经认真研究，组织制订了本规则。

二、主要内容

在《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）框架下，根据国家相关政策文件要求，华中能源监管局结合辖区各地能源资源禀赋和区域电网优势，从明确省间交易组织流程、规范合同执行和偏差结算、强化跨区跨省及省内市场衔接等多方面制订《华中区域省间电力中长期交易规则》。规则共十三章一百四十三条，包括：总则，市场成员、市场准入、注册和退出，交易品种和交易方式，交易组织，安全校核，合同签订与执行，价格机制，计量和结算，信息披露，市场监管和风险防控，争议处理，附则等。

（一）明确规则适用范畴。适用于华中东四省（豫鄂湘赣）和川渝藏同步电网内省间电力中长期交易。符合准入条件的电力交易主体，利用跨省输电通道，通过市场化方式开展的多年、年度、月度、月内等省间电力批发交易。以政策性计划方式开展的华中区域省间电力中长期交易电量视为跨省厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，优先保障执行，合同纳入华中区域省间电力中长期交易合同管理范畴。

（二）明确市场参与方式。发电企业原则上应直接参与华中省间中长期交易。鼓励独立新型储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型电力交易主体直接参与省间中长期交易。条件具备时，逐步引入售电公司、电力用户直接参与华中区域省间中长期市场。电网企业按照国家有关规定对暂未直接参与电力市场交易的用户实施代理购电时，可视为电力交易主体。

（三）丰富交易品种和交易方式。华中区域省间电力中长期交易分为电能量交易、绿电交易、合同转让交易等。电能量交易包括富余可再生能源交易和高峰电力互济等交易，交易方式包括双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合。

（四）明确交易组织及流程。按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易，明确各类交易优先顺序以及发布时间。所有的交易都须申报电量、价格、电力曲线，交易的颗粒度为96点电力，体现了中长期与现货市场的衔接。各类交易上限不得超出本省区最大外送、受入能力和剩余通道能力，对交易越限调减交易做出明确规定。

（五）强化合同签订与执行管理。推进购售电合同签订电子化，明确电力交易机构出具的电子交易确认单作为交易合同，内容包括要约（双边协商及挂牌交易）、输电价格、交易结果等。明确电力调度机构严格执行交易计划曲线，因保障电网安全情况下按交易优先级调整电量合同。

（六）明确费用结算机制。省间交易结算采用日清分、月结算、按合同周期清算方式。省级交易机构通过交易平台，将区域电力交易机构出具的结算依据作为结算边界，结合电力交易主体省内交易的结算结果，一并出具结算依据。

（七）建立违约惩罚机制。细化偏差电量结算方式，加大合同履约保障力度。偏差电量分为责任偏差电量和波动偏差电量。责任偏差电量为购售双方自身原因，在执行交易合同曲线时与调度计划执行曲线之间形成的偏差。明确规定了偏差责任方以及偏差责任免除情形，偏差电量按日清分、月度结算，月结月清的方式结算。

（八）加强与跨区和省内市场的衔接。同周期内，以跨区省间交易结果作为区域市场边界，长周期交易结果作为短周期市场边界。电力交易主体因自身原因无法履约时，其所在省电力运营机构也可按照省内市场规则调整其他发电企业发电，保障省间联络线电量送出或受入。省间交易责任偏差在省内的责任认定、费用处理，按各省（区、市）有关规定执行。

（九）规范信息披露。根据《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）对市场公众信息、公开信息和特定信息进行了划分，对市场成员开展信息披露提出明确要求。

（十）强化市场监控和风险防控。要求电力交易机构、电力调度机构按规定履行市场运营、市场监控和风险防控等职责，明确了依法依规采取市场干预措施的各类情况。

信息来源：华中监管局