第一章 总则
第一条 为贯彻落实加快建设全国统一电力市场要求，积极稳妥推进湖北电力市场建设，规范电力中长期市场交易行为，依法保护电力市场经营主体合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《中华人民共和国能源法》、《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）、《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令2024年第20号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期市场基本规则>的通知》（发改能源规〔2025〕1656号）等文件规定，结合湖北实际，制定本细则。
第二条 本细则所称电力中长期市场，是指已完成市场注册的经营主体开展电力中长期交易的市场。电力中长期交易是指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易，包括数年、年、月、月内（含旬、周、多日）等不同时间维度的交易。
第三条 本细则适用于湖北电力中长期市场的注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理。
第四条 本细则所称电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和电网企业。其中，经营主体包括参与电力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体；电力市场运营机构包括湖北电力交易中心、湖北电力调控中心。
第五条 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、损害其他市场成员的合法权益。
第六条 国家能源局华中监管局、湖北省发展和改革委员会、湖北省能源局根据职能依法履行电力中长期交易监管和行业管理职责。
第二章 总体要求
第七条 统筹推进湖北电力中长期市场、电力现货市场建设，在交易时序、交易出清、市场结算等方面做好衔接，发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定电力市场运行等方面的基础作用。
第八条 湖北电力市场按照统一标准开展市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等工作。电网企业在市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等环节，按照统一标准与电力交易机构动态交互信息。
第九条 电力中长期技术支持系统（以下简称“电力交易平台”）应实现统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范，支撑全国统一电力市场数据信息纵向贯通、横向互联。
第三章 市场成员
第一节 经营主体注册
第十条 经营主体应当按照《电力市场注册基本规则》《湖北省电力市场注册实施细则》要求，在电力交易平台办理市场注册、变更与注销，并进行实名认证。经营主体在履行市场注册程序后，参与电力中长期市场。售电公司按照《售电公司管理办法》及省内有关要求执行。虚拟电厂初期参照《售电公司管理办法》及省内有关要求执行。
第十一条 电力交易机构每年开展经营主体持续满足注册条件核验，发现符合自动注销、交易资格暂停、电力交易平台账号冻结情形的，按照《电力市场注册基本规则》《湖北省电力市场注册实施细则》等相关规定处理。
第十二条 集中式新能源注册时，应按建设核准文件/备案证、购售电合同上网电量计算公式中明确的最小颗粒度添加机组。分布式新能源注册时，依据经营主体统一社会信用代码抽取电网企业营销2.0 系统中的项目信息。可再生能源发电项目应在国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台完成建档立卡后，5 个工作日内在电力交易平台填报可再生能源项目编码信息，并配合完成项目匹配。
第十三条 经营主体市场注册信息发生变化后，应在5 个工作日内向首次注册的电力交易机构提出信息变更申请。经营主体市场注册信息变更按照申请、承诺、审查、公示、生效的流程办理。信息变更主要包括但不限于电力业务许可证变更、并网调度协议、购售电合同新签或改签等。
第十四条 直接参与电力中长期市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场。原则上同一经营主体在同一合同周期内仅可与一家售电公司、虚拟电厂确立服务关系。
第十五条 暂未直接参与电力中长期市场的电力用户按规定由电网企业代理购电，允许在次月选择直接参加批发市场或零售市场。
第二节 市场成员权利
第十六条 发电企业的权利主要包括：
（一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中长期交易合同；
（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（三）获得公平的电网接入服务和输配电服务；
（四）法律法规规定的其他权利。
第十七条 售电公司的权利主要包括：
（一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中长期交易合同；
（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（三）具有配电网运营权的售电公司应获得公平的输配电服务和电网接入服务；
（四）获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息，根据电力用户授权获得其历史用电负荷信息；
（五）法律法规规定的其他权利。
第十八条 电力用户的权利主要包括：
（一）按照市场规则参与电力中长期市场，与发电企业签订电力中长期交易合同，或与售电公司签订电力零售合同；
（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（三）获得公平的输配电服务和电网接入服务；
（四）法律法规规定的其他权利。
第十九条 新型经营主体的权利主要包括：
（一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中长期交易合同；
（二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（三）获得公平的输配电服务和电网接入服务；
（四）获得签约分散资源的相关信息；
（五）法律法规规定的其他权利。
第二十条 电网企业的权利主要包括：
（一）收取输配电费，代收电费和政府性基金及附加等；
（二）对于逾期仍未全额付款的售电公司，向电力交易机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请；
（三）按照信息披露有关规定获得市场信息；
（四）法律法规规定的其他权利。
第三节 市场成员义务
第二十一条 发电企业的义务主要包括：
（一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时完成电费结算；
（二）签订并执行并网调度协议、购售电合同，在规定办理时限内取得电力业务许可证，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，提供电厂检修计划、实测参数、预测运行信息、紧急停机信息等；
（三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（四）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件；
（五）法律法规规定的其他义务。
第二十二条 售电公司的义务主要包括：
（一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时完成电费结算；
（二）为签订零售合同的电力用户提供售电服务及约定的增值服务；
（三）按照市场规则，向电力市场运营机构提供签约的零售 电力用户交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息，在交易平台上公示其向电力用户提供的所有零售套餐，承担电力用户信息保密义务；
（四）具有配电网运营权的售电公司提供相应的配电服务，服从电力调度机构的统一调度，遵守电力负荷管理等相关规定，开展配电区域内电费结算和收取业务；
（五）按照规定向电力交易机构提交履约保函、保证金或其他结算担保品；
（六）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（七）依法依规履行可再生能源消纳责任；
（八）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件；
（九）法律法规规定的其他义务。
第二十三条 电力用户的义务主要包括：
（一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时完成电费结算，按规定支付电费；
（二）按照市场规则向电力市场运营机构提供交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息；
（三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（四）依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务；
（五）法律法规规定的其他义务。
第二十四条 新型经营主体的义务主要包括：
（一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时完成 电费结算；
（二）资源聚合类新型经营主体与分散资源签订零售合同（或聚合服务合同），在电力交易平台建立零售服务或聚合服务关系，履行合同规定的各项义务；
（三）按照市场规则向电力市场运营机构提供合同周期内签约分散资源的交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息，承担信息保密义务；
（四）按照市场规则向电力交易机构提交履约保函、保证金或其他结算担保品；
（五）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（六）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件；
（七）聚合负荷侧资源的新型经营主体，应依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务；
（八）法律法规规定的其他义务。
第二十五条 电力调度机构的义务主要包括：
（一）合理安排电网运行方式，开展安全校核，按照调度规程实施电力调度，依法依规执行电力市场交易结果；
（二）向电力交易机构提供支撑电力市场注册、交易、结算和市场服务所需的相关信息，保证数据信息交互的准确性和及时性；
（三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（四）配合开展电力中长期市场分析和运营监控；
（五）法律法规规定的其他义务。
第二十六条 电力交易机构的义务主要包括：
（一）电力市场注册和管理，汇总电力中长期交易合同；
（二）电力交易平台建设、运营和管理；
（三）组织电力中长期交易，提供结算依据及服务；
（四）执行信息披露有关规定，提供信息披露平台，承担信息保密义务；
（五）开展市场运营监测和分析，依法依规执行市场干预措施，并向经营主体公布干预原因，防控市场风险；
（六）向国家能源局华中监管局、政府有关主管部门及时报告经营主体违规行为，并配合调查；
（七）法律法规规定的其他义务。
第二十七条 电网企业的义务主要包括：
（一）保障输变电设备正常运行，建设、运行、维护和管理电网相关配套系统，服从电力调度机构的统一调度；
（二）加强电网建设，为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入、报装、计量、抄表、收付费等服务；
（三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定，承担信息保密义务；
（四）负责电费结算，按期向经营主体出具电费账单；
（五）分别预测居民、农业用户和代理购电用户的用电量规模及负荷曲线，向符合规定的工商业用户提供代理购电服务；
（六）法律法规规定的其他义务。
第四章 交易品种和价格机制
第一节 交易品种及交易方式
第二十八条 湖北电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，根据市场需要开展合同转让、回购交易，推动电能量交易与合同交易融合开市。探索开展发电权、输电权、容量等交易。同一经营主体可根据自身电力生产或者消费需要，购入或者售出电能量。
第二十九条 火电企业以机组为交易单元参与中长期交易；新能源发电企业原则上以场站为交易单元参与中长期交易；电源类虚拟电厂以节点机组为交易单元参与中长期交易；售电公司、负荷类虚拟电厂和批发用户以法人单位为交易单元参与中长期交易。非独立法人的批发用户经法人单位授权，可作为交易单元参与中长期交易。
第三十条 各经营主体原则上以市场注册主体为单位独立进行报价。参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中后的总装机规模不应超过湖北电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源）。原则上，仅允许同一集团（同一母公司、同一控股股东、同一实际控制人等）内同一省的新能源发电企业进行集中报价，禁止跨集团、跨省集中报价。禁止具有竞争关系的经营者达成固定或变更商品关系的垄断协议。其它有关要求按照《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476号）及省内相关配套政策执行。
第三十一条 湖北电力中长期市场全面开展分时段交易，各类中长期交易划分为24个时段组织。
第三十二条 中长期合约的起止时间，以日历日为基本单位。合约电量为中长期合约周期内交易的总电量，合约电量的成交价格一般采用绝对价格形式。
第三十三条 根据交易方式不同，电力中长期交易包括集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等。
第三十四条 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。
（一）年度交易每年 12 月底前开展，标的为次年的电量。一般按双边协商、集中交易方式开展。
（二）月度交易每月中下旬开展，标的为次月电量。一般按集中方式开展。
（三）月内交易的标的为月内剩余天数的电量或者特定天数的电量。一般按集中方式开展。 年度、月度集中竞价交易中，可设置发电企业分段报价，申报价格单调递增，相邻两个档位设有价差；总申报电量不足10MWh的可只申报1 个价格档位。 月内连续运营交易按D-2日开市，采取集中竞价及（或）滚动撮合方式。第一阶段为集中竞价交易，未成交的申报量价自动进入下一阶段滚动撮合交易，作为下一阶段申报量价的初始值，直到当日交易结束为止。申报标的安排需在交易公告中发布。
第三十五条 已完成的中长期交易合同总量不变，默认按照“均分”原则形成月分日曲线。 其中，双边协商交易合同曲线，可在连续运营交易前进行协商调整。协商调整是指以双边协商方式，申报日（T 日）24:00前，交易双方可调整“T日申报的月内连续运营交易序列中最后一个标的日+1天”至“月底最后一天标的日”曲线。
第三十六条 同一经营主体可以选择买入或卖出电量，但在同一交易序列同一时段只能选择买入或卖出一种行为。
第二节 价格机制
第三十七条 湖北省发展和改革委员会会同湖北省能源局、国家能源局华中监管局组织制定价格结算实施细则。
第三十八条 除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。
第三十九条 绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）价格由电能量价格与绿色电力环境价值（以下简称“绿电环境价值”）组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规定执行。
第四十条 年度中长期市场可签订固定价格，也可适时签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。市场供需双方签订年度中长期合同时，可根据电力供需、市场结构等情况，约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。
第四十一条 对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。
第四十二条 为避免价格操控和恶性竞争，由湖北省发展和改革委员会会同湖北省能源局、国家能源局华中监管局对申报价格和出清价格设置上、下限，电力市场管理委员会、相关经营主体可提出建议。
第四十三条 月内连续运营等较短周期交易申报价格上下限与省内电力现货市场申报价格上下限保持一致。
第五章 交易组织
第一节 基本要求
第四十四条 电力交易平台功能、电力市场运营机构人员配置（包括交易组织、交易结算、市场注册、运营监测、技术保障等人员）应满足电力中长期市场按日连续运营要求。
第四十五条 电力交易机构按月发布交易日历，明确各类交易申报、出清等时间或时间安排原则。
第四十六条 交易公告由湖北电力交易中心按照交易日历安排向经营主体发布，公告内容包括：交易品种、交易主体、交易方式、交易标的（含电力、电量和交易周期）、交易组织程序（含申报起止时间，申报截止时间不得晚于交割开始时间）、交易出清方式、价格形成机制、交易参数、交易约束信息、交易操作说明、其他准备信息等。在规定时间内，电力交易机构通过电力交易平台发布交易结果，电力交易平台自动生成电子合同。 原则上，数年、年度等定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少3 个工作日发布；月度等定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1个工作日发布；连续开市的电力中长期交易不再发布交易公告。
第二节 交易约束与出清
第四十七条 在电力中长期交易开展前，应在交易公告中明确电力中长期交易的各项关键参数。在申报组织及出清过程中不得临时调整或增加关键参数。
第四十八条 电力调度机构通过电力交易平台发布并动态更新各断面（设备）、各路径可用输电容量、影响断面（设备）限额变化的停电检修等与电网运行相关的电网安全约束信息，并向电力交易机构提供各发电机组可用发电能力。
第四十九条 电力交易机构根据已达成的交易合同及可用发电能力，形成各发电机组交易申报限额，并根据市场交易情况及时调整（扣除已成交电量、已申报未出清电量）。交易申报限额应在交易申报前至少1个工作日通过电力交易平台统一公布。
第五十条 发电企业各小时最大交易电量不超出其发电能力，即各小时净合同量上限=容量×标的日小时数。发电企业容量取电力业务许可证容量，豁免电力业务许可证的取额定容量。
第五十一条 风电、光伏发电企业各月中长期交易电量上限依据近三年平均利用小时数、机制电量比例等设定。电源类虚拟电厂中长期交易电量上限按照其代理的主体交易电量上限加总确定。
第五十二条 月度累计交易量是指单个经营主体买入和卖出标的月合约电量的绝对值之和。
第五十三条 分时段交易电量应同时满足以下条件：
（一）发电侧（含电源类虚拟电厂）各时段买入交易量上限=发电侧相应各时段净合约量。
（二）用电侧（含售电公司、批发用户、负荷类虚拟电厂）各时段卖出交易量上限=用电侧相应各时段净合约量。
第五十四条 批发用户、售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商等交易申报限额，根据注册资产总额、履约担保额度、代理或聚合用户的历史用电水平等风险平抑能力条件确定。与注册资产总额、履约担保额度关联的交易电量限额参照《售电公司管理办法》有关规定执行。 其他因生产实际情况确需调整交易电量上限的，由有关经营主体向电力交易机构提出申请，电力交易机构组织电力调度机构、电网企业等相关单位，进行核实、公示、备案后执行。具体申请条件、执行标准、工作流程，经电力市场管理委员会审议后实施。
第五十五条 同一投资主体（含关联企业）控股的售电公司、负荷类虚拟电厂，全年市场化电量不得超过市场化总电量（不含 电网代理购电电量）的20%。
第五十六条 经营主体应在规定的时限内通过电力交易平台申报相关交易数据。
第三节 绿色电力交易组织
第五十七条 绿电交易是中长期交易的组成部分，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。
第五十八条 绿电交易周期包括数年、年度、月度、月内。鼓励经营主体参与数年绿电交易。
第五十九条 省内绿电交易主要通过双边协商方式，划分为24个时段组织。交易方式可根据市场需要进一步拓展，应满足绿色电力可追踪溯源的要求。 省内绿电交易是基于集中竞价合同开展的交易，新能源发电企业与电力用户通过双边协商方式明确绿电交易的电能量价格与绿电环境价值，形成绿电交易合同，并在集中竞价交易合同中等额扣减。
第六十条 绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。售电公司参与绿电交易时，应提前与电力用户建立代理服务关系，并在交易申报时将绿电需求电量全部关联至代理用户。
第六十一条 虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易时，应提前与分布式新能源建立聚合服务关系，并在交易申报时将绿电申报电量全部关联至各分布式新能源项目。
第六十二条 绿电交易合同在各方协商一致、确保绿电环境价值可追踪溯源的前提下，建立灵活的合同调整机制，按月或更短周期开展合同转让等交易。绿电合同转让交易应一并转让对应的绿电环境价值。
第四节 电网代理购电交易组织
第六十三条 电网企业应单独预测居民（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）、农业用电和代理购电工商业用户用电曲线。
第六十四条 电网企业代理购电应与经营主体执行统一的市场规则。保量保价的优先发电电量匹配居民、农业用电，不足部分由电网企业通过市场化方式采购。
第六十五条 电网企业通过参与集中竞价、挂牌等符合国家政策规定的交易方式代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。
第六章 省内、省间市场的衔接
第六十六条 参与跨省跨区市场化交易的经营主体，应根据自身电力生产或者消费需要以及自身发用电能力，结合已有市场化交易合同合理参与交易申报。经营主体参与省间交易申报限额应扣除省内交易已成交电量。
第六十七条 电力交易机构应进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，实现“一个平台申报、披露，省内省 间平台共享”。
第六十八条 区域与省级市场运营机构应建立协同衔接机制，在交易组织时序、交易校核、电费结算等方面做好衔接，明确职责分工和数据传递流程，确保省间与省内市场衔接顺畅。
第七章 交易校核
第六十九条 电力中长期市场交易校核包含交易出清校核和电网安全校核，交易出清校核由电力交易机构负责，电网安全校核由电力调度机构负责。
第七十条 交易出清校核主要包括交易电力电量限额校核、交易限价校核等。电力交易机构依据市场规则、交易合约条款、经营主体履约能力对交易电力电量、交易价格等进行交易出清校核，交易出清校核在电力中长期交易出清前开展，原则上不超过1个工作日。交易出清完成后，电力交易机构发布预成交结果。
第七十一条 现货市场运行期间，电力调度机构不再单独开展电网安全校核。非现货市场运行期间，电力调度机构应当在规定的时间内按照电网运行安全校核技术规范有关要求执行，不得开展追溯校核。其中，数年、年度交易5 个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。
第七十二条 电网安全校核未通过时，电力调度机构将越限信息以规范、统一的形式推送至电力交易机构，并在电力交易平台披露电网安全校核未通过原因。电力交易机构根据电网安全校核意见，按交易优先级逆序削减。
第七十三条 电力交易机构应当根据电网安全校核意见在规定时间内完成削减并形成成交结果。其中，数年、年度交易5个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。
第七十四条 电力交易机构进行削减时，对于双边协商交易，按照时间优先原则逆序削减，时间相同时，按照等比例原则削减；对于集中交易，按照等比例原则进行削减。已成交并发布的交易结果不得削减。
第七十五条 成交结果应在形成后1个工作日内由电力交易机构发布。经营主体对成交结果有异议的，应当在发布后1个工作日内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。
第八章 合同管理
第一节 合同签订
第七十六条 各市场成员在开展电力中长期交易时应签订电力中长期交易合同（含电子合同），作为执行依据。分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同，参与电力中长期市场。开展电力中长期交易合同签约工作，应有利于稳定市场预期、防范市场风险、保障市场供需。
第七十七条 电力交易机构根据市场成员在电力交易平台的成交结果，出具的电子交易确认单，视为电子合同。
第七十八条 绿电交易合同应明确交易电量、电力曲线及价格（包括电能量价格、绿电环境价值）等内容。电力交易机构根据交易合同形成绿色电力溯源关系，为经营主体提供溯源服务。
第二节 合同执行
第七十九条 电力交易机构根据电力中长期市场连续运营情况，汇总市场成员跨省跨区、省内交易合同，作为执行依据。
第八十条 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，事后向国家能源局华中监管局、政府有关主管部门报告事件经过，并向经营主体披露相关信息。
第九章 计量和结算
第一节 计量
第八十一条 市场经营主体应当具备独立计量条件，安装符合国家标准的计量装置，由计量检测机构检定后投入使用。电网企业应根据市场运行和市场经营主体需要，及时配置、安装符合要求的计量装置。计量检测机构对计量装置实行定期校核。电能计量装置应安装在产权分界点，产权分界点无法安装电能计量装置的，电网企业应在与市场经营主体协商明确计量装置安装位置后，依据相关规定确定相应的变（线）损和参与结算的关口计量点，并在购售电合同、供用电合同等合同中予以明确。
第八十二条 计量装置设置应满足电力市场最小结算单元要求，不满足要求的，电网企业应与市场经营主体协商一致后，在购售电合同、供用电合同等合同中明确结算单元电量分配方式。 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，按照每台机组的额定容量或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，可按照额定容量等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。
第八十三条 计量数据应满足结算最小时段和周期的要求，统一设置抄表计划，实现发用同期抄表和定期抄录。电网企业及电力调度机构应根据市场经营主体询问及争议，对计量数据问题分类管理，并按规定处理。
第八十四条 资源聚合类新型经营主体聚合的不同分散资源同时具有上、下网电量时，应区分各时段的上、下网电量。
第八十五条 参与市场的发电企业、电力用户关口计量点电量数据、电力辅助服务数据根据计量装置确定，电网企业和电力调度机构应保证计量数据准确、完整，并按结算时序要求传输至电力交易机构。
（一）电网企业、电力调度机构应每日提供前 1 日跨省跨区输电通道和发电企业的计量数据。电网企业应于每月第 1 个工作日内提供跨省跨区输电通道和发电企业月度计量数据。
（二）电网企业应按日提供前 1 日用户侧分时电量至电力交易机构，并于每月第 1 个工作日内将用户侧月度抄表电量提供至电力交易机构。
第八十六条 其他计量有关要求按《电力市场计量结算基本规则》执行。
第二节 结算
第八十七条 电力交易机构负责向市场经营主体和电网企业提供电力市场结算依据，电网企业受市场经营主体委托，根据电力交易机构出具的结算依据，开展电费结算，保障电费资金安全，承担电力用户欠费风险。增量配电网企业与省级电网企业之间的结算按照双方签订的合同（协议）自行开展。
第八十八条 电力中长期市场结算原则上以自然月为周期开展，实行逐月连续结算，不跨月结算。电能量交易结算“日清月结”，以小时为基本清分计算时段，以日为周期汇总后出具日清分临时结算结果，以月度为周期在M+1 月（M 月为运行月）出具正式结算依据并开展电费结算。
第八十九条 电力中长期市场设置电力中长期结算参考点，作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格可以由日前或实时市场出清价格确定，目前暂取实时市场统一节点综合电价，后续根据市场运行情况适时调整。
第九十条 电力中长期市场结算可按差价结算或差量结算方式开展，目前暂按差量结算方式开展，即“照付不议、偏差结算”，市场合同电量全额结算，实际偏差电量按偏差电价结算。 已注册入市但尚未签订电力中长期合同的经营主体，实际用电量或实际发电量按偏差电量结算。
第九十一条 纳入湖北省电力市场结算的发电企业和电网侧新型储能，原则上并网前应在电力交易平台完成注册手续，建立结算单元（与购售电合同上网电量公式明确的单元保持一致）。结算单元对应的装机容量、首次并网时间、电力业务许可证容量、国家能源局可再生能源项目信息等关键字段需维护准确并依据实际情况动态更新。
第九十二条 直接参与市场的电力用户（含批发用户、零售用户、无合同用户）的注册信息应涵盖其符合入市条件的所有用电户号，电力用户新增户号次月1日按市场规则结算，当月注销户号当月电量仍按市场规则结算；对于市场注销的用户，交易中心审核确认后，市场注销当月对该用户不进行偏差考核。
第九十三条 发电企业以结算单元（机组、场站等）为单位进行结算，电力用户以在交易平台注册的市场成员为单位进行结算。
第九十四条 电力交易机构应分别结算居民和农业用户、电网企业代理购电的偏差电量。电网企业应向电力交易机构分别提供相关电量信息。 在代理购电工商业用户、居民农业用户无法单独拆分用电曲线时，代理购电工商业用户、居民农业用户偏差电费按现货市场规则统一出清、按电量比例分摊，其中代理工商业用户所对应的偏差电费由代理用户自行承担，居民农业用户对应的偏差电费由全体工商业用户分摊。
第九十五条 资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算。
第九十六条 对市场运行过程中产生的市场不平衡资金、超额获利回收资金、偏差考核费用等市场运营费用应明确来源、分项记账、逐项疏导，按照“谁受益、谁承担”的原则在相关经营主体间分摊或返还。市场运营费用由电网企业代收和代付，电网企业不获利、不分摊。
第九十七条 发电企业未在规定时间取得购售电合同对应容量的电力业务许可证但仍并网发电的，“两个细则”及辅助服务市场分摊费用按照《华中区域发电机组进入及退出商业运营实施细则》有关规定执行，其他正常开展结算。
第九十八条 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算： （1）电能量按照跨省区、省内市场交易规则开展结算； （2）环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量（扣除纳入可持续发展价格结算机制的电量）、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量（以兆瓦时为单位向下取整，环境价值部分结算不分时），以环境价值价格结算。其中，同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减；同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。绿电环境价值偏差补偿费用按照合同约定执行。
第九十九条 纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。由于机制电量发生追退补等原因，导致新能源可能重复获得绿证收益的，交易机构对新能源重复获得的绿电绿证收益进行计算后，由电网企业在其可持续发展差价结算电费中予以扣除。
第一百条 绿电交易对应的绿证根据可再生能源发电项目月度结算电量，经审核后统一核发，并按规定将相应绿证由发电企业或项目业主的绿证账户随绿电交易划转至买方账户。
第十章 信息披露
第一百零一条 按照信息公开范围，电力市场信息分为公众信息、公开信息、特定信息三类。公众信息是指向社会公众披露的信息。公开信息是指向有关市场成员披露的信息。特定信息是指根据电力市场运营需要向特定市场成员披露的信息。
第一百零二条 发电企业、售电公司、电力用户、新型主体、电网企业、市场运营机构应披露的公众信息、公开信息、特定信息具体内容及范围按照《电力市场信息披露基本规则》执行。
第一百零三条 市场成员应当遵循安全、真实、准确、完整、及时、易于使用的原则披露电力市场信息，对其披露信息的真实性、准确性、完整性、及时性负责。
第一百零四条 市场成员不得违规获取或者泄露未经授权披露的信息。市场成员未经许可不得公开发表可能影响市场成交结果的言论。市场成员应当建立健全信息保密管理制度，定期开展保密培训，明确保密责任，必要时应当对办公系统、办公场所采取隔离措施。
第一百零五条 电力市场信息按照年、季、月、周、日等周期开展披露，信息披露主体按照标准数据格式在信息披露平台披露信息，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2 年，且封存期限为 5 年。
第一百零六条 市场成员对披露的信息内容、时限等有异议或者疑问，可向电力交易机构提出，由相关信息披露主体予以解释。
第一百零七条 其他信息披露有关要求按照《电力市场信息披露基本规则》执行。
第十一章 市场技术支持系统
第一百零八条 电力交易平台应包括市场注册、交易申报、交易出清、市场结算、市场参数管理、信息发布、交易出清校核、市场运营监测等功能模块，符合相关技术规范和市场规则要求。
第一百零九条 电力交易平台应遵循全国统一的数据接口标准，电力交易平台间、电力交易平台与电网企业的电力调度及营销等系统应实现互联互通，在保障信息安全的前提下为市场相 关方提供数据交互服务。
第一百一十条 电力交易平台应强化基础运行保障能力，满足电力中长期市场连续运营要求，建立备用系统或并列双活运行系统。
第一百一十一条 各电力交易平台应实现注册信息互通互认，确保经营主体“一地注册、全国共享”。
第一百一十二条 电力交易平台应对电力市场运行情况进行实时监测预警。
第十二章 风险防控及争议处理
第一百一十三条 充分发挥电力市场管理委员会在电力市场建设过程中的议事协调和社会监督作用，搭建交流平台、完善议事规则、开展专业评估，形成政府监管与外部专业化监督密切配合的监管体系，推动电力市场健康发展。
第一百一十四条 电力交易机构制定电力中长期市场风险防范及处置预案，按照有关程序对电力市场风险进行监测预警和防范处置。
第一百一十五条 电力交易机构、电力调度机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场监控和风险防控责任，根据有关规定，开展对电力市场相关交易活动的监测预警和风险防范，并定期向国家能源局华中监管局、湖北省能源局报告。
第一百一十六条 当出现以下情况时，电力交易机构、电 力调度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）电力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）国家能源局华中监管局或地方政府有关主管部门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。
第一百一十七条 市场干预期间，电力交易机构、电力调度机构应当详细记录市场干预的有关情况，并在3日内向国家能源局华中监管局、湖北省能源局提交报告，按规定程序披露。
第一百一十八条 市场成员产生争议，可自行协商解决，协商无法达成一致时可提交国家能源局华中监管局、地方政府有关主管部门依法协调，也可依法提交仲裁委员会仲裁或向人民法院提起诉讼。 市场成员应向国家能源局华中监管局、政府有关主管部门提供争议处理所需的数据和材料。
第十三章 法律责任
第一百一十九条 对于电网企业、电力市场运营机构、经营主体违反本规则规定的，国家能源局华中监管局依照《电力监管条例》第三十一条、第三十三条、第三十四条以及《电力市场监管办法》第三十六条、第三十八条、第三十九条有关规定处理。
第一百二十条 任何单位和个人不得不当干预市场运行。任何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力市场活动正常进行，或者危害电力市场及相关技术支持系统安全的，按照有关规定处理；构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第十四章 附则
第一百二十一条 本细则由国家能源局华中监管局会同湖北省发展和改革委员会、湖北省能源局依据各自法定职权解释。
第一百二十二条 本细则自发布之日起施行，有效期5年。《湖北省电力中长期交易实施细则》（鄂电交易〔2025〕11号）同时废止。
名词解释
1.新型经营主体
新型经营主体是指具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，可分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。
2.按日连续开市
按日连续开市是指电力交易机构在每日（工作日或自然日）组织电力中长期交易的活动。现阶段，在湖北省内电力中长期市场中为连续运营交易。
3.交易序列
交易序列是指由电力交易机构在电力交易平台中，按照不同交易方式、不同交易执行周期等要素建立的交易组织集合。
4.集中竞价交易
集中竞价交易是指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品，经营主体等在规定截止时间前集中申报价格，由电力交易平台汇总经营主体等提交的交易申报信息进行“统一边际出清”或“撮合匹配、边际出清”。
5.滚动撮合交易
滚动撮合交易是指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品，在规定的交易起止时间内，经营主体等可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台依据申报顺序进行滚动撮合，按照对手方价格优先、时间优先等原则成交。
6.挂牌交易
挂牌交易指经营主体等通过电力交易平台，将需求电量或者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。挂牌交易按照摘牌情况成交，可由电力产品或服务的卖方（或买方）一方挂牌，另一方摘牌；也可允许买卖两方在自身发用电能力范围内同步挂牌、摘牌。
7.绿色电力
绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所产生的全部电量。初期，参与绿色电力交易的可再生能源发电项目为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。 抄送：国家能源局市场监管司。 国家能源局华中监管局综合处