华东监能市场〔2022〕9号
关于修订印发《安徽电力中长期交易规则》的通知
国网安徽省电力有限公司，有关发电企业，安徽电力交易中心有限公司，有关售电公司、电力用户： 为贯彻落实《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）、《国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知》（国能综通监管〔2021〕99号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）等文件精神，我们组织对《安徽电力中长期交易规则》（华东监能市场〔2020〕132号）进行了修订。现将修订后的规则印发给你们，请遵照执行。 执行中如有问题，请及时报告。
附件：安徽电力中长期交易规则 抄送：国家能源局法制和体制改革司、市场监管司，安徽省发展改革委华东能源监管局综合处 2022年1月21日印发
安徽电力中长期交易规则
第一章 总 则
第一条 为规范安徽电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，根据《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、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889 号）、《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 国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595 号）等文件精神，制定本规则。
第二条 本规则所称电力中长期交易指发电企业、电力用户、售电公司、电网企业等，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季(多月)、月、周、多日等电力批发交易。电力辅助服务市场（补偿）机制相关规则另行制定。 执行政府定价的优先发电电量视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴，其执行和结算均须遵守本规则。
第三条 电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法权益。 任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第四条 国家能源局华东监管局（以下简称华东能源监管局）和安徽省能源局（以下简称省能源局）根据职能依法对全省电力中长期交易实施监管。
第二章 市场成员
第五条 市场成员包括各类发电企业、配售电公司、电力用户、储能企业、负荷聚合商、电网企业、安徽电力交易中心、安徽电力调度控制中心等。 安徽电力交易中心和安徽电力调度控制中心统称为市场运营机构。各类发电企业、配售电公司、电力用户、储能企业、负荷聚合商统称为市场主体。 进入电力市场的电力用户分为三类：通过批发交易直接与发电企业签约的电力用户为一级用户，通过零售交易由售电公司代理的电力用户为二级用户，通过电网企业代理购电的用户为代购用户。
第一节 权利与义务
第六条 发电企业的权利和义务
（一）按照规则参与电力交易，签订和履行各类交易合同；
（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；
（三）签订并执行并网调度协议，服从安徽电力调度控制中心的统一调度；
（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；
（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。
第七条 电力用户的权利和义务
（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供市场化交易所必须的电力电量需求、典型负荷曲线及相关生产信息；
（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等；
（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化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）按电力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）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。
第八条 售电公司的权利和义务
（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交易合同；
（二）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；
（三）按照规则向市场运营机构提供签约二级用户的交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息，获得市场化交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；
（四）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（六）拥有配电网运营权的售电公司还应承担以下权利和义务： 1.承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量；按规定参与辅助服务，维护电网安全稳定运行； 2.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； 3.同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权；不得跨输配电区域从事配电业务。
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 电网企业的权利和义务
（一）保障电网及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，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务；
（三）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从安徽电力调度控制中心的统一调度；
（四）通过市场化方式，代理暂不能直接参与交易用户购电；
（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，向安徽电力交易中心提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与安徽电力交易中心的数据交互；
（六）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算；
（七）按政府定价或政府相关规定向优先购电用户提供供电服务，签订供用电合同；
（八）预测优先购电用户与代购用户的电力、电量需求等；
（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。
第十条 安徽电力交易中心的权利和义务
（一）开展电力市场研究，参与拟定相应电力交易规则， 编制相关执行细则；
（二）提供各类市场主体的注册服务；
（三）按照规则组织电力市场交易，并负责交易合同的汇总管理；
（四）提供电力交易结算依据以及相关服务，条件成熟后按照规定收取交易服务费；
（五）建设、运营和维护电力市场化交易技术支持系统（以下简称“电力交易平台”）；
（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易及服务需求的数据等；
（七）配合华东能源监管局和省能源局对市场规则进行分析评估，提出修改建议；
（八）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向华东能源监管局和省能源局及时报告；
（九）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；
（十）法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 安徽电力调度控制中心的权利和义务
（一）负责安全校核；
（二）按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，保障电网安全稳定运行；
（三）向安徽电力交易中心提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，配合安徽电力交易中心履行市场运营职能；
（四）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行，保障电力市场正常运行；
（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与安徽电力交易中心的数据交互；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第二节 准入与退出
第十二条 市场主体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。内部核算的市场主体经法人单位授权，可参与相应电力交易。
第十三条 市场准入条件如下。准入条件将随着国家以及安徽省电力市场运行实际需要，由省能源局在年度实施方案中确定。
（一）发电企业
1.依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或者豁 免电力业务许可证（发电类）； 2.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法依规设立的政府性基金及附加以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，可作为市场主体参与市场化交易； 3.新建火电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）要求完成整套启动试运后,可以申请市场准入，但需在三个月内取得电力业务许可证（发电类）。三个月内未取得许可证、造成合同不能履行的，由发电企业承担相应责任； 4.集中式风力、太阳能发电企业可自愿申请参与中长期 交易。
（二）电力用户 1.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协议（合同）； 2.除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用户以外的工商业用户； 3.拥有燃煤自备电厂的用户应当按国家规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴； 4.具备相应的计量能力或替代技术手段，满足市场计量和结算的要求； 5.一级用户、二级用户需自行在电力交易平台进行注册，明确用户类别；其名下工商业电量全部参与市场交易。
（三）售电公司
1.售电公司准入条件按照国家和安徽省对售电公司准入与退出的有关规定执行； 2.同一供电营业区内只能有一家企业拥有该配电网运营权； 3.拥有配电网运营权的售电公司应当取得电力业务许可证（供电类）。
（四）代购用户
1．代购用户名下工商业电量由电网企业代理参与市场交易，需与电网企业签订代理购电协议（合同）； 2．代购用户可按照有关规定，在每季度最后 15日前可以选择下一季度起作为一级用户、二级用户参与市场交易。具体时间以安徽电力交易中心发布的公告为准。电网企业由此产生的偏差不予考核； 3．代购用户改为一级用户、二级用户参与市场交易后，与电网企业代理购电关系终止。
第十四条 参加市场化交易的一级、二级电力用户市场化电量需通过批发或者零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。原则上二级用户在一个交易年度内只能向一个售电公司购电。
第十五条 参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。
第十六条 市场准入程序
（一）符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司，向安徽电力交易中心提出入市申请，签署入市承诺书等协议，并提交营业执照和相关注册资料。
（二）通过初审后，安徽电力交易中心将符合要求的售电公司，通过其网站进行公示；将符合要求的发电企业、电力用户，通过其网站进行公告。
（三）公示期满无异议的售电公司，由安徽电力交易中心办理注册手续，注册手续自动生效，获取市场准入资格，进入市场主体目录。发电企业、电力用户经公告后，进入市场主体目录。 公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。安徽电力交易中心应对公示期间被提出异议的售电公司的异议情况进行调查核实，并根据核实情况按国家关于售电公司管理办法相关规定处理。
（四）安徽电力交易中心根据市场主体注册情况向华东能源监管局、省能源局和政府引入的第三方征信机构备案，并通过政府指定网站和电力交易机构网站向社会公布。
第十七条 市场主体通过电力交易平台完成注册审查后，方可进入市场交易。
第十八条 履约担保
（一）售电公司参加交易前，需提供履约担保；根据市场建设情况，适时向其它市场主体收取履约担保。
（二）售电公司以履约保函或保险的方式提供履约担保，履约保函（保险）终止日期应不早于其所参与交易的电费清算终止日期。
（三）参加市场交易的售电公司应向安徽电力交易中心提供经政府部门批准设立、颁发金融许可证且具有相应业务资格的商业银行、企业集团财务公司等非银行金融机构开具的履约保函或由相应业务资质的保险公司提供的履约保险。
（四）为便于实际操作，履约保函（保险）均先由电网企业作为受益人；售电公司未缴纳或未足额缴纳相关结算费用，电网企业可按照相关规定使用履约保函（保险）。电网企业应协同安徽电力交易中心，共同做好售电公司的保函（保险）清算欠费事宜。
（五）售电公司的售电规模，由售电公司资产总额对应允许的售电规模、政府相关文件确定的售电规模中的最小值确定。 安徽电力交易中心建立售电公司履约额度跟踪预警机制，动态监测售电公司运营和实际提交的履约保函保险额度。
（六）售电公司未按安徽电力交易中心出具的结算依据、合同及时足额的支付相关市场结算费用时，电网企业可以用履约保函（保险）清算相关欠费，并应及时提供售电公司未履约证据，由开具履约保函的商业银行、企业集团财务公司（非银行金融机构）或开具履约保险的保险公司按有关规定办理。电网企业和用户可按相关规定或合同约定追究售电公司的违约责任。
第十九条 已经选择市场化交易的发电企业和电力用户，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：
（一）市场主体宣告破产，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，导致原有市场主体非自身原因无法继续参加市场的情况；
（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。 上述市场主体，在办理正常退市手续后，执行国家及安徽省有关发用电政策。售电公司退出条件按照国家和安徽省有关售电公司准入与退出管理规定执行。
第二十条 售电公司每年需向安徽电力交易中心提交持续满足注册条件情况报告，由安徽电力交易中心进行形式审查。售电公司持续满足注册条件、暂停交易资格、退出方式等相关要求，按照国家和安徽省有关规定执行。
第二十一条 退出市场的市场主体需妥善处理其全部合同义务与已发生的偏差考核费用。
第二十二条 正常退市的用户由电网企业代理购电，代理购电价格按照电网企业代理其他用户购电价执行。
第二十三条 无正当理由（正常退市以外的情形）退出电力市场的电力用户，一年内不得申请直接参与市场交易，由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。
第二十四条 完成市场注册但未开展交易的电力用户，由电网企业代理购电，按照电网企业代理其他用户购电价执行。
第三章 市场注册、变更与注销
第二十五条 市场注册业务包括注册、信息变更、市场注销及零售用户与售电公司业务关系确定等。
第二十六条 市场主体参与电力市场化交易，应当符合准入条件，在安徽电力交易中心办理市场注册，按有关规定提交相关注册材料。市场主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性。 企事业单位、机关团体等办理注册手续时应当关联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法人代表、联系方式等。 参与批发交易的市场主体，应当办理数字安全证书或采取同等安全等级的身份认证手段。为保障交易账号安全，建议二级用户办理数字安全证书。
第二十七条 当国家政策调整或交易规则发生重大变化时，安徽电力交易中心可组织已注册市场主体重新办理注册手续。
第二十八条 当市场主体统一社会信用代码等信息发生重大变化的，应当重新履行市场注册手续，待完成注册后由安徽电力交易中心向社会发布。售电公司发生企业更名或法定代表人变更；企业控制权转移，因公司股权转让导致公司控股股东或者实际控制人变化；资产总额超出注册条件所规定范围的变更；企业高级或中级职称的专业人员变更；配电网运营资质变化的，需重新签署信用承诺书并予以公示，公示期为7 天。售电公司公示期满无异议的，安徽电力交易中心向社会发布。
第二十九条 一级、二级用户在电网企业办理并户、过户、销户、改名等业务前，须处理好有关市场化合同，按照安徽电力交易中心发布的准入服务指南，向安徽电力交易中心申请办理注册信息变更手续。未在安徽电力交易中心办理变更手续的，安徽电力交易中心有权暂停交易资格。并户、过户电力用户年内后续月份按并户、过户后法人主体对应的购电方式执行。
第三十条 退出市场的市场主体，应当及时向安徽电力交易中心提出注销申请，按要求进行公示，履行或处理完成交易合同有关事项后予以注销。
第三十一条 发电企业、电力用户、增量配电网企业根据交易需求和调度管理关系在安徽电力交易中心办理注册手续。售电公司自主选择一家电力交易机构办理注册手续。
第四章 交易品种和交易方式
第三十二条 安徽电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，包括厂网双边交易、电力直接交易、合同转让交易、合同回购（回退）交易、电网企业代理购电交易等，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
第三十三条 安徽电力中长期交易现阶段主要交易方式包括双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易、滚动撮合交易等。
（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。
（二）集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体与电网企业提交的交易申报信息，按市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。集中竞价交易采用边际出清、高低匹配等价格形成机制。 电力用户按照价格优先、时间优先的原则进行排序，即报价高、报价早的电力用户排序在前。发电企业按照清洁能源优先、价格优先、时间优先的原则排序，即清洁能源、报价低、报价早的发电企业排序在前。交易平台按照排序对购售报价进行集中撮合，即排序最前的电力用户与发电企业优先配对，并依次类推。
（三）挂牌交易指市场主体与电网企业通过电力交易平台，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。挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。挂牌交易可通过单挂单摘、双挂双摘等方式开展。
（四）滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。
第三十四条 厂网双边交易是指执行政府定价的优先发电电量的购售电交易。
第三十五条 电力直接交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户（含售电公司）经双边协商、集中交易（包括集中竞价、挂牌、滚动撮合等交易方式）达成的购售电交易。
第三十六条 电网企业代理购电交易是指电网企业代理未参与市场交易的工商业用户，通过挂牌交易、集中竞价等方式达成的购售电交易。
第三十七条 电网企业代理购电交易采用挂牌交易方式开展的，挂牌购电价格按照当月月度集中竞价交易加权平均价格确定，挂牌成交电量不足部分由市场化机组按当月剩余发电能力等比例承担，价格按挂牌价格执行，无挂牌交易价格时，可通过双边协商方式形成购电价格。 月度集中竞价交易加权平均价格，按照电网企业代理购电交易公告发布之日前已开展的当月月度集中竞价交易计算。具体公式如下：月度集中竞价交易加权平均电价 第i 次月度集中竞价交易成交电量×第 i 次月度集中竞价交易出清价格） 月度集中竞价交易成交电量。
第三十八条 电网企业代理购电交易采用集中竞价方式开展的，电网企业以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。若电网企业代理购电交易无法形成有效出清价格，则该次交易无效。电网企业代理购电改为挂牌交易等国家允许的方式开展，其余市场主体再次组织集中交易。
第三十九条 合同转让交易是指针对批发交易形成的存量合同开展的电量转让交易，分为发电侧合同转让交易与用电侧合同转让交易，可按双边协商交易、挂牌交易等方式开展。合同转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原合同的价格。
（一）发电侧合同转让交易在发电企业之间，按照节能减排原则开展，或者在同一级别机组间开展。
（二）用电侧合同转让交易在原则上在一级用户、售电公司和电网企业之间开展。
（三）市场交易电量合同转让，应以市场主体存量合同为依据，可以将未完成的合同电量转让给符合市场准入条件 的其它市场主体。
（四）享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让。
（五）合同转让交易须经过安全校核。
第四十条 合同回购（回退）交易是指售电方（购电方）通过双边协商、挂牌等市场化方式，回购（回退）部分交易电量、电力。
第四十一条 根据交易标的物的不同，中长期电能量交易包括年度电量交易（以某个年度的电量作为交易标的物，并分解到月）、季度（多月）电量交易（以某个季度或者年内后续多个月度的电量作为交易标的物）、月度电量交易（以月度的电量作为交易标的物）、月内（多日）电量交易（以月内剩余天数的电量或特定天数的电量作为交易标的物）等针对不同交割周期的电量交易。
第四十二条 为保障系统整体的备用和调频调峰能力，安徽电力调度控制中心根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，设定各机组的可发电量上限，由安徽电力交易中心发布。
第四十三条 为保障电力供需平衡与电网安全，设置必开机组及必发电量。年度必发电量按年考核、月度必发电量按月考核。
第四十四条 年度必发电量随年度实施方案公布。月度交易开展前，由安徽电力调度控制中心根据电力系统运行方式、机组检修计划、负荷预测等设置月度必开机组及必发电量，由安徽电力交易中心发布，并可根据实际运行需要，在月内进行调整，在交易公告中明确。月度必发电量不受年度必发电量限制。
第四十五条 市场主体可根据自身电力生产或消费需要，购入或售出电能量（已签订合同电量）。 同一市场主体不能在单次交易中既购入电量又出售电 量，只能二者选其一。
第四十六条 月度以上双边和集中交易成交合同电量须分解到月。月度以上双边交易分月电量由交易双方协商一致后提出，经其中一方在交易平台提出，另一方确定；月度以上集中交易分月电量按成交电量均分到日，并累加形成分月电量。
第四十七条 市场主体需将月度电量分解至日曲线及分时曲线，并在规定时间内提交至安徽电力交易中心。以双边协商方式开展的中长期交易，由交易双方自行约定交易曲线，如未约定则按照典型交易曲线分；以集中方式开展的中长期交易，在集中交易公告发布时，由安徽电力交易中心在交易公告中公布典型交易曲线。典型交易曲线包括年度、月度（月内）等标准常用交易曲线，由安徽电力交易中心会同安徽电力调度控制中心根据安徽电网统调负荷特性制定发布。现货市场开展后，参与现货交易的风电、光伏等新能源发电企业优先发电合同电量需根据预测曲线进行预分解到月、日及分时曲线或根据相关规定分解。现货市场开展前应尽量进行分解。
第四十八条 为使中长期交易与现货交易顺利衔接，在现货交易正式开展前，可选取部分符合条件的市场主体，开展以各日分时曲线为标的的分时曲线试点交易，在发电侧探索分时曲线试结算机制。
第五章 价格机制
第四十九条 除执行政府定价的优先发电电量价格外，电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。 电能量市场化交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。
第五十条 因保供电需要、电网安全约束必须开启的机组，约束电量超出其合同电量的部分，原则上按照最近一次、最短周期的集中竞价价格结算，相应偏差电量免予考核。 新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策结算。
第五十一条 市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。辅助服务费用按照辅助服务相关规定执行。
第五十二条 执行峰谷电价的电力用户，参与直接交易后，峰谷分时电价和功率因数调整电费标准按国家与安徽省内有关规定执行。
第五十三条 国网安徽省电力有限公司按市场交易价格向发电企业支付上网电费；按有关协议与售电公司结算其盈亏费用；按有关协议与一级、二级用户结算电费；按有关协议和电网企业代理购电价格与代理用户结算电费。 实现自然月购售同期抄表结算后，电网公司按照市场化交易价格机制形成的用电价格向电力用户结算电费。未实现自然月购售同期抄表前，电网公司可暂按政府相关部门政策文件规定向电力用户结算电费。
第五十四条 各类市场化交易在“基准价格+上下浮动”范围内，形成交易价格，上下浮动范围暂不超过 20%，高耗能企业市场化交易价格不受20%限制。国家另有规定的随国家规定进行相应调整。
第五十五条 2021 年10 月 15 日前被强制退出电力市场的用户，2022 年度由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成。代理购电用户直接参与市场交易后，电网企业代理购电关系终止，若再次由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的 1.5 倍、输配电价、政府性基金及附加组成。 代购用户改为一级用户、二级用户参与市场交易后，若再次由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的 1.5 倍、输配电价、政府性基金及附加组成。 因与多家售电公司签订代理合同等原因被暂停交易资格的电力用户，由电网公司代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5 倍、输配电价、政府性基金及附加组成。
第五十六条 电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。
第五十七条 除国家有明确规定等情况外，双边协商交易原则上不另外进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由市场管理委员会提出，经华东能源监管局和省能源局审定。
第六章 交易组织
第一节 总则
第五十八条 市场主体通过年度交易、季度（多月）交易、月度交易、月内（多日）交易、应急交易等交易满足发用电需求，促进供需平衡。
第五十九条 对于定期开市和连续开市的交易，交易公告提前至少一个工作日发布；对不定期开市的交易，应当提前五个工作日发布（应急交易除外）。交易公告发布内容包括：
（一）交易标的（含电力、电量和交易周期）、申报起止时间；
（二）交易出清方式；
（三）价格形成机制；
（四）关键输电通道可用输电容量情况；
（五）各准入机组的可发电量上限；
（六）安徽电力市场发用电总体情况。
第六十条 交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。
第六十一条 安徽电力交易中心基于事先发布的出清规则和安徽电力调度控制中心提供的安全约束条件开展电力交易出清。
第六十二条 安徽电力交易中心负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易。
第六十三条 适时开展绿色电力交易，引导燃气发电机组、抽水蓄能电站、储能电站、充电桩（站）、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体参与电力市场，具体实施方案或细则，由省电力交易中心根据国家有关文件起草，由安徽电力市场管理委员会进行初步审议，经华东能源监管局、省能源局审定后执行。
第六十四条 支持安徽省能源综合改革创新等试点，试点项目中涉及电力中长期交易的，安徽电力交易中心参照本规则制定交易细则，经安徽电力市场管理委员会初步审议，华东能源监管局、省能源局审定后执行。
第二节 年度交易
第六十五条 年度交易的标的物为次年的电量（或年度分时电量）。年度交易可通过双边协商、集中交易等方式开展。
第六十六条 省能源局在本规则规定下，每年 11月前出台年度实施方案，对电力直接交易年度总体要求、准入条件、偏差允许范围等提出具体实施要求。
第六十七条 年度双边直接交易原则上于每年 12 月中旬开展，年度集中直接交易于每年 12 月下旬开市。如遇定期开市时，相关边界条件尚未确定，可再行组织交易。
第六十八条 市场主体经过双边协商形成的年度交易意向协议，须在年度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至安徽电力交易中心。安徽电力交易中心根据安徽电力调度控制中心提供的机组最大发电能力等安全约束条件，形成双边交易预成交结果。
第六十九条 采用集中交易方式开展年度交易时，市场主体在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。安徽电力交易中心根据安徽电力调度控制中心提供的机组最大发电能力等安全约束条件进行市场出清，形成集中交易预成交结果。
第七十条 年度交易结束后，安徽电力交易中心汇总每类交易的预成交结果，并提交安徽电力调度控制中心统一进行安全校核。安徽电力调度控制中心在 5 个工作日内返回安全校核结果，由安徽电力交易中心发布。
第七十一条 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1 个工作日内向安徽电力交易中心提出，由安徽电力交易中心会同安徽电力调度控制中心在 1 个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第三节 季度（多月）交易
第七十二条 季度（多月）交易的标的物为次季或年内后续多个月份的电量（或月度分时电量）。季度（多月）交易可通过双边协商、集中交易等方式开展。原则上，季度交易每季最后一个月组织开展，多月交易可按需组织开展，具体时间以安徽电力交易中心公告为准。
第七十三条 市场主体经过双边协商形成的交易意向，需要在双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。安徽电力交易中心根据电力调度机构提供的机组最大发电能力等安全约束条件，形成双边交易预成交结果。
第七十四条 采用集中交易方式开展季度（多月）交易时，市场主体在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。安徽电力交易中心根据安徽电力调度控制中心提供的机组最大发电能力等安全约束条件进行市场出清，形成集中交易预成交结果。
第七十五条 季度（多月）交易结束后，安徽电力交易中心汇总每类交易的预成交结果，并提交给安徽电力调度控制中心统一进行安全校核。安徽电力调度控制中心在 3 个工作日内返回安全校核结果，由安徽电力交易中心发布。
第七十六条 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1 个工作日内向安徽电力交易中心提出，由安徽电力交易中心会同安徽电力调度控制中心在 1 个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第七十七条 安徽电力交易中心应当根据经安全校核后的交易结果，对季度（多月）交易分月结果进行汇总，并于交易完成月月底前发布汇总后的交易结果。
第四节 月度交易
第七十八条 月度交易的标的物为次月电量（或月度分时电量），或年度交易的分月电量（或月度分时电量）。月度交易可通过双边协商、集中交易等方式开展。原则上，月度交易每月中旬起组织开展，具体时间以安徽电力交易中心公告为准。
第七十九条 市场主体经过双边协商形成的交易意向，需要在双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。安徽电力交易中心根据电力调度机构提供的机组最大发电能力等安全约束条件，形成双边交易预成交结果。
第八十条 采用集中交易方式开展月度交易时，市场主体在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。安徽电力交易中心根据安徽电力调度控制中心提供的机组最大发电能力等安全约束条件进行市场出清，形成集中交易预成交结果。
第八十一条 月度交易结束后，安徽电力交易中心汇总每类交易的预成交结果，并提交给安徽电力调度控制中心统一进行安全校核。安徽电力调度控制中心在 2 个工作日内返回安全校核结果，由安徽电力交易中心发布。
第八十二条 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1 个工作日内向安徽电力交易中心提出，由安徽电力交易中心会同安徽电力调度控制中心在 1 个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第八十三条 安徽电力交易中心应当根据经安全校核后的交易结果，对年度交易分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果。
第五节 月内（多日）交易
第八十四条 月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或特定天数的电量（或分时电量）。月内（多日）交易可通过双边协商、集中交易等方式开展。原则上，月内（多日） 交易以旬、周或者多日为周期组织开展，具体时间以安徽电力交易中心公告为准。
第八十五条 市场主体经过双边协商形成的交易意向，需要在双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至安徽电力交易中心。安徽电力交易中心根据安徽电力调度控制中心提供的机组最大发电能力等安全约束条件，形成双边交易预成交结果。
第八十六条 月内（多日）集中交易中，市场主体在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。安徽电力交易中心根据安徽电力调度控制中心提供的机组最大发电能力等安全约束条件进行市场出清，形成集中交易预成交结果。
第八十七条 月内（多日）交易结束后，安徽电力交易中心汇总每类交易的预成交结果，并提交给安徽电力调度控制中心统一进行安全校核。安徽电力调度控制中心应当在 1个工作日之内返回安全校核结果，由安徽电力交易中心发布。
第八十八条 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1 个工作日内向安徽电力交易中心提出，由安徽电力交易中心会同安徽电力调度控制中心在 1 个工作日内给予解释。
第八十九条 月内（多日）交易结束后，安徽电力交易中心应当根据经安全校核后的交易结果，对分月交易计划进 行调整、更新和发布。
第九十条 出现灾害性天气、电网设备故障、清洁能源大幅波动等突发事件，可视情况在月内开展应急交易，其交易方式与交易周期参考月内（多日）交易有关规定执行。
第六节 偏差电量处理机制
第九十一条 市场主体可通过交易电量分解计划调整、合同转让、合同回购（回退）交易等方式对电力直接交易偏差电量进行处理。
第九十二条 交易电量计划调整相关规定
月度以上的市场化交易合同，经合同双方协商一致，可在月度交易开展前，通过电力交易平台向安徽电力交易中心提出次月电量调整申请，但合同总电量须保持不变；月度以上的双边交易合同可按月向安徽电力交易中心提出后续月份电价调整申请。合同双方未协商一致，则合同分月电量与电价不做调整。 合同分月电量无法通过安全校核时，在合同双方协商一致的前提下，可对月度以上合同分月电量进行再次调整。合同双方无法协商一致，或再次调整无法通过安全校核时，安徽电力交易中心根据安徽电力调度控制中心的安全校核结果，对交易双方提出的电量调整申请进行处理。电量调整顺序上，应先调整年度交易次月及后续月份计划电量，再调整其他交易次月及后续月份计划电量。
第九十三条 现货市场开展后，纳入现货市场的市场主体，经合同双方协商一致，市场主体可在月内（多日）交易开展前，向安徽电力交易中心提出月内剩余天数或特定天数的电力曲线调整申请，但合同总电量须保持不变。合同双方未协商一致，则电力曲线不做调整。
第九十四条 电力直接合同转让交易按月开展次月或当月月内（多日）电量（电力）的转让。
第九十五条 电力直接交易合同回购（回退）相关规定
（一）回购（回退）交易主要开展次月或者当月月内（多日）电量（电力）的回购（回退）。
（二）电网企业代理购电回退电量未成交部分，按照发电企业代理购电合同等比例调减。
第九十六条 参与批发交易的市场主体实际发用电量与对应时段合同电量的差值，为偏差电量。售电公司所有签约用户的实际用电总量计为该售电公司用电量。
第九十七条 因保供电需要、电网安全约束、清洁能源消纳、不可抗力等非发电企业自身原因，导致发电企业月度合同电量无法完成时，有关市场主体优先通过月内（多日）交易处理合同电量；月内（多日）交易未处理完毕的，在安徽电力调度控制中心向安徽电力交易中心出具相关书面证明后，所欠发电量可在次月执行。
第九十八条 完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，按当年年度交易方案进行偏差结算，接受偏差考核。
第九十九条 市场主体成交合同偏差电量允许范围为-5\~+5%。现货市场开展前，发电企业超出合同部分的电量，在允许偏差范围以内的按月内交易最近一次、最短周期的集中竞价出清价格结算；超过允许偏差范围之外的电量按年度实施方案确定的原则或其他相关规定结算。一级用户、售电公司、电网代购超出合同部分的电量按月内交易最近一次、最短周期的集中竞价出清价格结算。电量偏差允许范围及偏差考核费用标准由省能源局根据市场运行实际情况在年度实施方案中确定。
第一百条 现货市场运行后，纳入现货交易的市场主体，偏差电量按照对应时段现货价格结算。 第一百〇一条 市场主体合同偏差电量超过允许范围之外的偏差电量，每季度按燃煤机组基准电价的 10%缴纳合同偏差考核费用。售电公司合同偏差考核费用，原则上由其与产生偏差的相关二级用户共同承担。电网企业代理购电合同偏差考核费用，由代理购电工商业用户承担。因保供电需要、电网安全约束、不可抗力等原因，导致市场主体月度合同偏差电量超过允许范围之外，可申请减免偏差考核费用。
第七节 安全校核
第一百〇二条 各类交易必须通过安徽电力调度控制中心安全校核。安徽电力调度控制中心为安徽电力交易中心提供电力交易（涉及安徽电力调度控制中心调度范围的）安全校核结果。 第一百〇三条 安徽电力调度控制中心应当及时向安徽电力交易中心提供或者更新所需的断面（设备）、路径可用输电容量并通过安徽电力交易平台发布必开机组组合和发电量需求、影响断面（设备）限额变化的停电检修等。 安徽电力交易中心以相关断面、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安徽电力调度控制中心进行安全校核。 第一百〇四条 安全校核未通过时，由安徽电力交易中心会同安徽电力调度控制中心根据交易优先级由低到高进行交易调整。交易优先级由高到低，分别是年度交易、季度（多月）交易、月度交易、月内（多日）交易。交易优先级相同时，按照交易达成时间逆序进行交易调整；交易达成时间相同时，按等比例原则进行交易调整。双边协商，按照等比例原则进行交易调整；集中交易，按照交易排序原则逆序进行交易调整。 第一百〇五条 安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，安徽电力调度控制中心需出具书面解释，由安徽电力交易中心予以公布。
第七章 合同签订与执行
第一节 合同签订
第一百〇六条 各市场成员应当根据交易结果或政府下达的计划电量，参照合同示范文本签订相关合同，并在规定时间内提交至安徽电力交易中心。合同中应当明确购电方、售电方、输电方、电量（电力曲线）、电价、执行周期、结算方式、偏差电量计量、违约处罚、资金往来信息等内容。 第一百〇七条 合同签订原则上采用电子合同方式，安徽电力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应当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。 第一百〇八条 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安徽电力交易中心出具的电子交易确认单（视同为电子合同）作为执行依据。
第二节 优先发电合同
第一百〇九条 跨区跨省发电合同根据国家相关规定和政府间协议执行，由购售双方签订相应的购售电合同。
第一百一十条 对于省内优先发电计划，应结合电网安全、供需形势、电源结构等因素，科学安排本地优先发电电量，不得将上述电量安排在指定时段内集中执行，也不得将上述电量作为调节市场自由竞争的手段。
第一百一十一条 省内优先发电电量，原则上在每年年度双边交易开始前，对执行政府定价的电量签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模以及分月计划、交易价格等。 年度交易开始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。
第三节 合同执行
第一百一十二条 安徽电力交易中心汇总省内市场成员参与的各类交易合同，形成省内发电企业的月度发电计划，并依据月内（多日）交易，进行更新和调整。安徽电力调度控制中心根据经安全校核后的月度（含调整后的）发电计划及清洁能源消纳需求，合理安排电网运行方式和机组开机方式。
第一百一十三条 安徽电力交易中心定期跟踪和公布月度（含多日交易调整后的）发电计划完成进度。市场主体对发电计划完成进度提出异议时，安徽电力调度控制中心负责出具说明，安徽电力交易中心负责公布相关信息。
第一百一十四条 为规避市场风险，直接交易电量转让合同均采取月结月清方式进行，转让的合同电量不得再次转让。
第一百一十五条 电力系统发生紧急情况时，安徽电力调度控制中心可基于安全优先的原则实施调度，并于事后向华东能源监管局、省能源局报告事件经过，并向市场主体进 行相关信息披露。
第八章 计量和结算
第一节 计量
第一百一十六条 电网企业应当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。
第一百一十七条 计量周期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。
第一百一十八条 发电企业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。
第一百一十九条 发电企业内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拆分共用计量点的上网电量。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分摊上网电量。 处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，则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。
第一百二十条 电网企业应当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，并将计量数据提交安徽电力交易中心。对计量数据存在疑义时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，结算电量由电网企业组织相关市场成员协商解决。
第二节 结算
第一百二十一条 安徽电力交易中心负责向市场成员出具结算依据，市场成员根据相关规则进行电费结算。
第一百二十二条 电网企业（含地方电网企业和配售电公司）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。
第一百二十三条 发电企业按照自然月份计量上网电量，用户原则上也按照自然月份计量用电量，电网企业应尽可能将用电侧与上网侧抄表周期调整一致。
第一百二十四条 各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变。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。售电公司按照安徽电力交易中心出具的结算依据与电网企业进行电费结算，二级用户对市场化价格有疑问的，售电公司应据实告知。
第一百二十五条 电力用户的基本电价、政府性基金及附加、峰谷分时电价、功率因数调整电费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结算。
第一百二十六条 安徽电力交易中心向各市场成员提供的结算依据内容
（一）发电企业的结算依据。包括本月实际上网电量，各类交易合同结算电量、电价，偏差电量、电价，基数电量（或优先发电电量）、电价等信息。新机组调试电量、电价。
（二）一级、二级用户的结算依据。包括该用户的结算电量、电价，偏差电量、电价等内容。
（三）售电公司的结算依据。包括该售电公司的结算电量、电价，偏差电量、电价等内容。
第一百二十七条 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，并应在电费结算依据中单项列示。
第一百二十八条 市场主体合同电量和偏差电量分开结算。年度、季度、月度（含多月）上网电量按月清月结的原则结算；月内多日交易，按合同执行周期清算，月度结算。
第一百二十九条 除绿电交易外，批发交易结算采用发、用两侧解耦结算机制，即发电企业与一级用户和售电公司按照各自直接交易合同的完成情况分别结算，不相互关联。绿电交易批发侧按照发、用两侧耦合结算，即发电企业与一级用户、售电公司采取关联结算。零售交易结算采用关联结算机制，即二级用户的结算、偏差等与售电公司在批发市场的 结算、偏差等相关联。
第一百三十条 电力用户参加特定时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，原则上免于考核或者按照相关规定执行。
第一百三十一条 经营配网业务的售电公司，与电网企业进行电费结算，并按照政府价格主管部门的相关规定，向电网企业支付输配电费用。配电区域内，电力用户承担的国家规定的政府性基金及附加，由配电公司代收，省级电网企业代缴。
第一百三十二条 市场运营机构应当对结算周期内发电企业的偏差电量进行记录，包括偏差原因、起止时间、偏差电量等。
第一百三十三条 市场主体收到市场化电费结算依据后，应进行核对确认。如有异议，需在 2 个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同无异议。
第一百三十四条 发电企业上网电量结算顺序依次为：调试电量、外送电交易合同电量、抽水电交易合同电量（视交易开展情况确定）、直接交易合同电量（包括合同转让交易电量、电网企业代理购电电量、合同回购电量、合同回退电量），超发电量（包括偏差范围内电量、偏差范围外电量）。
第一百三十五条 市场主体实际电量与合同电量的差值为偏差电量，按偏差电量和相应价格计算电费和偏差考核费用。对于分时段交易，偏差电量分时段进行结算计算。如发电侧上网关口不具备分时段电量自动采集功能，则采用电能量采集等系统中分时段上网电量数据。
第一百三十六条 发电侧产生的偏差考核费用，按照发电企业直接交易电量比例，全额返还给参与直接交易的发电企业。用电侧产生的偏差考核费用，按照用电企业、售电公司直接交易电量比例，全额返还给参与直接交易的用电企业、售电公司，原则上售电公司与其代理的二级用户按照其偏差考核承担比例进行返还。
第九章 信息披露
第一百三十七条 市场信息分为社会公众信息、市场公开信息和私有信息。社会公众信息是指向社会公众披露的信息；市场公开信息是指向所有市场主体披露的信息；私有信息是指向特定的市场主体披露的信息。披露的信息内容范围按照国家有关规定执行。
第一百三十八条 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、用户侧销售电价、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，包括各类型发电机组装机总体情况，发用电负荷总体情况等；
（五）电网企业代理购电有关信息;
（六）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。
第一百三十九条 市场公开信息包括但不限于：
（一）电力用户市场主体目录；
（二）发电企业市场主体目录；
（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，电网主要网络通道的示意图，电网主要断面（设备）、主要路径可用输电容量，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。
第一百四十条 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。
第一百四十一条 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。违者按照《安徽省电力直接交易市场主体自律公约》等相关规定处理，问题严重的取消市场准入资格。
第一百四十二条 市场运营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。
第一百四十三条 安徽电力交易中心负责市场信息的管理和发布，会同安徽电力调度控制中心按照市场信息分类及时向社会及市场主体、政府有关部门发布相关信息。市场主体、电网企业、安徽电力调度控制中心应当在规定时间内向安徽电力交易中心提供支撑市场化交易开展所需的数据和信息。
第一百四十四条 在确保安全的基础上，市场信息主要通过安徽电力交易中心网站进行披露。安徽电力交易中心负责安徽电力交易中心网站的建设、管理和维护，并为其他市场主体通过安徽电力交易中心网站披露信息提供便利。安徽电力交易中心网站安全等级应当满足国家信息安全相关要求。
第一百四十五条 售电公司和发电企业可根据用户授权掌握电力用户历史分时用电数据、用电信息等有关信息，在电力交易平台进行数据查询和下载。
第一百四十六条 市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向市场运营机构提出，由市场运营机构负责解释。
第一百四十七条 华东能源监管局会同省能源局根据安徽实际制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。
第十章 市场监测和风险防控
第一百四十八条 市场运营机构根据有关规定，履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。根据华东能源监管局的监管要求，将相关信息系统接入电力监管信息系统，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，采取有效风险防控措施，加强对市场运营情况的监控分析，按照有关规定定期向华东能源监管局、省能源局提交市场监控分析报告。
第一百四十九条 对于滥用市场操纵力、不良交易行为等违反电力市场秩序的行为，可进行市场内部曝光；对于严重违反交易规则的行为，可依据《电力监管条例》等有关规 定处理。
第一百五十条 当出现市场主体申报电量电价、成交电量电价呈规律性变化，即被认为涉嫌串谋、操纵市场。相关市场主体需提交材料证明其为正常交易行为。当市场出现串谋、操纵市场等行为时，由华东能源监管局约谈相关市场成员，会同省能源局处理依法依规处理。 安徽电力交易中心应加强对市场运行情况的监控分析，发现异常情况，及时报告华东能源监管局和省能源局。市场成员及其他单位和个人发现异常情况，可向华东能源监管局和省能源局反映。
第一百五十一条 当出现以下情况时，市场运营机构可依法依规采取市场干预措施：
（一）电力系统内发生重大事故危及电网安全；
（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）因不可抗力市场化交易不能正常开展的；
（五）国家能源局、华东能源监管局作出暂停市场交易决定的；
（六）市场发生其他严重异常情况的。
第一百五十二条 市场运营机构应当分别详细记录市场干预期间的有关情况，并向华东能源监管局、省能源局提交报告。
第一百五十三条 电力交易发生争议时，市场成员可自行协商解决，协商无法达成一致时也可提请华东能源监管局协调处理，必要时可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提起诉讼。
第十一章 附则
第一百五十四条 本规则由华东能源监管局和省能源局解释。
第一百五十五条 安徽电力交易中心根据以上条款组织制定市场主体准入退出服务指南、交易与结算执行细则和履约担保等执行细则，由安徽电力市场管理委员会进行初步审议，经华东能源监管局、省能源局审定后执行。
第一百五十六条 本规则与国家政策、文件规定不符的，从其规定。
第一百五十七条 本规则自发布之日起施行，有效期 5年。《国家能源局华东监管局 安徽省能源局关于印发<安徽电力中长期交易规则>的通知》（华东能监市场〔2020〕132号）、《国家能源局华东监管局关于印发<安徽售电公司监管办法（试行）>的通知》（华东监能市场〔2018〕136号）同时废止。