浙江省内10kV及以上电压等级的电力用户。其中，110kV及以上的电力用户统称为“批发市场用户”，可以选择参与电力批发交易或由售电企业代理参与电力零售交易；1 0kV及以上、110kV以下的电力用户统称为“零售用户”，由售电企业代理参与电力零售交易；具体放开行业或者放开电力用户范围根据国家有关规定和年度电力直接交易试 点方案执行。电力用户参与市场实行负面清单管理，具体根据年度电力直接交易方案执行。
附件
浙江省中长期电力交易暂行规则
（2020年修订版）
总则
根据国家发展改革委、国家能源局《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）和《浙江省电力体制改革综合试点方案》（浙政发〔2017〕39号）和有关法律、法规、文件规定，结合浙江实际，制定本规则。
本规则适用于浙江当前阶段开展的部分行业放开电力中长期售电市场交易。普通直接交易根据经省政府审议通过的《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（试行）》和浙江省年度电力直接交易工作方案执行。根据浙江电力现货市场试点推进情况，浙江省中长期电力交易规则另行制定。
本规则所称的售电市场交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的年、月等中长期电量交易。售电市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易是指电力用户或售电企业通过电力交易机构，与发电企业直接购买电能的交易；电力零售交易是指电力用户向售电企业购买电能的交易。
电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得利用市场支配地位或市场规则的缺陷，操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。
市场主体有自主交易的权利，任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
国家能源局浙江监管办公室（以下简称浙江能源监管办）、浙江省能源局（以下简称省能源局）共同牵头编制或修订本规则，根据职能依法履行监管职责。
市场成员
市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等。
权利和义务
发电企业：
按规则参与售电市场交易，签订和履行售电市场交易形成的购售电合同；
获得公平的输电服务和电网接入服务；
执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；
按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
电力用户：
按规则参与售电市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供售电市场交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产、经营信息；
获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等；
自主选择交易对象、方式，自主进入或退出交易市场；
按规定披露和提供信息，有权获得市场交易和输配电服务等相关信息；
服从电力调度机构统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度机构要求安排用电；
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。
法律法规规定的其他权利和义务。
不拥有配电网运营权的售电企业
按规则参与售电市场交易，签订和履行购售电合同等。提供售电市场交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产、经营基本信息；
获得公平的输配电服务；
已在电力交易机构注册的售电企业不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区售电。售电对象为全省符合放开条件的电力用户；
按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
承担保密义务，不得泄露用户信息；
按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告；
法律法规规定的其他权利和义务。
拥有配电网运营权的售电企业：
具备不拥有配电网运营权的售电企业全部的权利和义务；
拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务；
承担配电网安全责任，按照要求提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和浙江省标准；
按照要求负责配电网络的投资、建设、运营等工作，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电企业；
同一配电区域内只能有一家企业拥有该配电网运营权，并按规定收取由发电企业或售电企业与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政府性交叉补贴）、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成。配电区域内电力用户承担的政府性基金及附加，按国家规定执行，由配电公司代收、省级电网企业代缴；
承担保密义务，不得泄露用户信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
电网企业：
保障输配电设施的安全稳定运行；
为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；
向本电网区域内市场主体提供报装、计量、抄表、收费、维修等各类供电服务；
按规定收取输配电价和政府性基金及附加等；
按政府定价为优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供供电服务；签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；当售电企业不能履行配售电义务时，承担自身配电网供电区域内相关放开电力用户的保底供电服务；
按规定披露和提供信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
电力交易机构：
组织售电市场交易，建设和运维售电市场交易平台；
拟定相应电力交易实施细则；
编制交易计划；
负责批发市场主体的注册管理；
提供批发市场交易结算依据及相关服务；
监测和分析市场运行情况，不定期向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办报告市场主体异常交易或违法违规交易行为，合同执行情况及处理建议；
配合省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办对市场运营情况进行分析评估，提出售电市场交易规则修改建议；
配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序；
按规定披露和发布信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
电力调度机构：
按调度管理权限负责安全校核；
根据调度规程实施电力调度，负责系统实时xx，确保电网安全；
向电力交易机构提供安全约束条件；
合理安排电网运行方式，按照电力交易结果开展调度；
按规定披露和提供电网运行的相关信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
市场准入与退出
参与售电市场交易的发电企业、电力用户、售电企业，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。内部核算的发电企业（电网企业保留的调峰调频电厂除外）、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力交易。
市场主体资格采取注册制度。参与售电市场的发电企业和电力用户应符合国家、浙江省有关准入条件，在浙江电力交易机构完成注册后，可参与市场交易。浙江电力交易机构根据市场主体注册情况，及时汇总形成市场主体目录，并向浙江能源主管部门备案，及时向社会公布。
发电企业市场准入条件：
依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）；新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理注册手续，待取得电力业务许可证后再行补全；
符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求；
并网自备电厂参与售电市场交易，须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费，并参与电网辅助服务与考核；
初期售电市场准入的发电企业为省内统调电厂；待条件成熟后，省外以点对网专线输电方式（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）向浙江省送电的发电企业，视同省内电厂（机组）参与浙江售电市场交易。
电力用户市场准入条件：
浙江省内10kV及以上电压等级的电力用户。其中，110kV及以上的电力用户统称为“批发市场用户”，可以选择参与电力批发交易或由售电企业代理参与电力零售交易；10kV及以上、110kV以下的电力用户统称为“零售用户”，由售电企业代理参与电力零售交易；具体放开行业或者放开电力用户范围根据国家有关规定和年度电力直接交易试点方案执行。电力用户参与市场实行负面清单管理，具体根据年度电力直接交易方案执行。
拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费等；
符合电网接入规范，满足电网安全技术要求；
微电网用户应满足微电网接入系统的条件。
售电企业市场准入条件：
（一）按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格。
（二）资产要求：
1.资产总额不得低于2千万元人民币。
2.资产总额在2千万元到2亿元人民币的售电企业，具体可从事的售电业务年售电量为：
Q售电量=S资产总额×30
Q售电量: 指售电企业可从事年售电量，单位：亿千瓦时；
S资产总额：指售电企业资产总额，单位：亿元。
1.资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
2.拥有配电网经营权的售电企业，其注册资本不低于其总资产的20%。
（三）应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。
（四）无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。
（五）拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证（供电类），并符合其他有关规定
参与市场交易的批发市场用户和零售用户两类电力用户，全电量进入市场，不得随意退出市场。电力用户合同周期内只能向一个售电企业购电，本规则另有规定除外。售电企业与电力用户合同期限到每年12月31日。
市场主体在履行完所有交易合同和交易结算的情况下，可自愿申请退出市场。
市场主体注册信息变更或者撤销注册，应向电力交易机构提出注册信息变更或撤销注册申请，经公示同意后，方可变更或者撤销注册，公示期为7个工作日。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，给予一定整改期限，整改期限结束后，仍然不能满足市场准入条件的，经省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办核实并从市场主体目录中剔除，电力交易机构负责撤销注册。
市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按规定履行信息披露义务、拒绝接受监督检查等情形的，由省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办根据职能组织调查确认，提出警告，勒令整改。拒不整改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单，强制退出市场的直接纳入黑名单，并书面通知电力交易机构和电网企业，由电力交易机构对市场主体进行强制注销，有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，不得再进入市场。构成行政违法的应当予以行政处罚，由浙江能源监管办依法调查处理。
符合准入条件但未选择市场交易的电力用户，仍执行目录电价。被强制退出市场的以及已参与后自愿退出市场的电力用户，原则上3年内不得再进入市场，由电力用户属地电网企业或其它拥有配电网运营权的售电企业履行保底供电义务，保底供电电度电价暂按政府核定的目录电价的1.2倍执行，超过目录电价部分收取的电费纳入偏差调整资金管理。
批发市场用户进入电力批发交易后自愿退出的，须售电企业代理参与电力零售交易。
市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电网企业要依法最大限度满足电力用户的用电需要。
售电企业因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应至少提前30个工作日通知省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方，并向电力交易机构提交撤销注册申请。退出之前，原则上售电企业应将所有已签订的购售电合同履行完毕，并处理好相关事宜，否则不得再参与市场。
电力用户无法履约的，应至少提前30个工作日书面告知电网企业、相关售电企业、电力交易机构以及其他相关方，并向电力交易机构提交撤销注册申请，原则上将所有已签订的购售电合同履行完毕，并处理好相关事宜。
市场注册
参加浙江售电市场交易的发电企业和电力用户（由售电企业代理的用户除外），按照承诺、注册、备案的流程，在电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。
承诺流程：发电企业和电力用户按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。
注册流程：发电企业和电力用户在电力交易平台办理注册，填写包括企业基本信息、商务信息、机组信息以及用电单元信息等注册信息，扫描上传公司营业执照等材料。电力交易机构在收到发电企业和电力用户的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知发电企业和电力用户。对资料提供不全或不规范的，发电企业和电力用户应按要求对信息和资料进行补充和完善。
备案流程：电力交易机构按月汇总发电企业和电力用户的注册情况，向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办备案。
参加浙江售电市场交易的售电企业，按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程，在电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。
“一承诺”：售电企业按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。
“一注册”：售电企业在电力交易平台申请注册，填写并提供包括企业工商基本信息、专业人员、公司资产、电力市场技术支持系统及经营场所等信息资料。电力交易机构在收到售电企业的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知售电企业。对资料提供不全或不规范的，售电企业应按要求对信息和资料进行补充和完善。电子资料形式检查合格后，售电企业按要求携带信用承诺书原件、相关资料原件及复印件，现场办理资料核对，核对通过的进入公示流程。
“一公示”：按规定将市场主体提交的满足准入条件的信息、材料和信用承诺书通过电力交易平台向社会公示，同步发“信用中国”网站，公示期为1个月。公示期满无异议的售电企业，注册手续自动生效。公示期存在异议的市场主体，注册暂不生效，市场主体可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，电力交易机构可向省发展改革委（能源局）申请核实处理，由省发展改革委（能源局）会同浙江能源监管办明确是否同意注册，并书面告知电力交易机构。
“三备案”：电力交易机构按月汇总售电企业注册情况向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办和政府引入的第三方征信机构备案。
市场主体注册信息发生变化时，应在电力交易平台提出注册信息变更申请。电力交易机构完成信息变更形式检查后，注册信息变更生效。
售电企业的公司名称、法定代表人、资产总额等变更属于信息变更范畴。售电企业申请注册信息变更的，应再次履行公示手续。
市场主体需保证注册信息的真实性、完整性和准确性。如市场主体提供虚假注册材料、以及电力用户非法同时与多个售电企业在一个合同周期内签署购售电合同而造成的损失，均由责任方承担。电力交易机构收到市场主体提交的注册申请和注册材料后，原则上在7个工作日内完成材料完整性核验。
市场交易基本要求
浙江售电市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。
电力批发交易是发电企业、售电企业、批发市场用户之间通过市场化方式进行电力交易活动的总称。电力零售交易是售电企业与零售用户开展的电力交易活动的总称。
电力批发交易可采用双边协商、集中竞价、平台挂牌等方式进行，其中电力交易双方的供需信息应在电力交易平台上发布。
双边协商交易是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的交易。
集中竞价交易是指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量与成交价格等。
平台挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，根据集中竞价结果，分段申报、分段成交，经安全校核和相关方确认后形成的交易。
市场用户分为批发市场用户和零售用户，批发市场用户指可以参加电力批发交易的用电企业；零售用户指除批发市场用户以外、允许进入浙江售电市场的其他用电企业。所有准入的市场用户均须全电量参与市场交易，其全部用电量按市场规则进行结算。
现阶段，批发市场用户可以选择以下两种方式之一参与售电市场交易：
参加电力批发交易，即与发电企业开展年度（月度）双边协商交易，直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。
参加电力零售交易，即全部电量在同一合同周期内原则上通过一家售电企业购电。选择通过售电企业购电的批发市场用户视同零售用户。
零售用户在同一合同周期内只可选择向一家售电企业购电。
同一投资主体（含关联企业）所属的售电企业，年度（月度）双边协商交易、月度集中竞价交易和平台挂牌交易总电量，原则上不应超过全省售电市场总电量的20%。
符合准入条件的发电企业可以与售电企业、批发市场用户签订年度（月度）双边协议，也可直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。发电企业参与售电市场交易的发电量折扣和用煤控制目标参照年度电力直接交易试点工作方案执行。
符合准入条件的售电企业可以代理电力用户参与售电市场，可以与符合准入条件的发电企业、电力用户签订年度（月度）双边协议，也可以直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。
交易相关价格
售电市场的交易价格由市场主体通过双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式形成，第三方不得干预，交易价格含环保和超低排放电价。
双边协商交易的交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易价格按照边际价格统一出清确定；挂牌交易价格按照摘牌成交电价确定。交易价格分为尖峰、高峰和低谷价格三种，尖峰、高峰和低谷时段按照《浙江省电网销售电价表》中规定的分时电价时段确定。交易期间，国家调整我省上网电价的，各类交易价格不作调整。
发电企业与售电企业或批发市场用户的批发侧合同电量的结算价格即为交易价格；批发市场用户的到户结算价格由交易价格、输配电价（含线损及交叉补贴）、政府性基金及附加等构成。输配电价、相关政府性基金及附加等按国家及浙江省有关规定执行。市场用户参与售电市场交易继续执行基本电价、功率因素考核等电价政策。
单一发电企业的月度总合同成交电量（即当月全部月度交易合同电量与本年度已成交电量的当月分月电量之和，不含未执行峰谷分时价格的用户的合同电量）的谷电比例原则上不低于本年度售电市场基准谷电占比，若该发电企业月度合同成交谷电比例不足，低谷电量不足部分（以下简称低谷缺额电量）纳入该发电企业的年度售电市场总结算电量（即总合同电量与低谷缺额电量之和）。年度售电市场基准谷电占比根据年度售电市场交易工作方案执行。本年度售电市场基准谷电占比，原则上参考上一年度全行业用户峰谷比确定。
集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可对报价设置上限；参与市场交易机组发电能力明显大于用电需求时，可对报价设置下限。
电力批发交易
交易时序安排
电力批发交易品种包括年度双边协商交易、年度挂牌交易、月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易等。
原则上每年11月初，开展次年年度双边协商交易，在11月底前完成。市场主体经过双边协商，根据交易结果，签订年度双边协商交易合同。每年12月初，根据年度双边协商交易情况，适时组织开展年度挂牌交易。具体交易时限根据年度售电市场交易工作方案执行。
根据月度用电需求，适时组织开展月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易。其中，月度双边协商交易原则上应在每月15日前组织，在次月执行；月度集中竞价交易原则上应在每月20日前组织，在次月执行；月度挂牌交易原则上应在每月25日前组织，在次月执行。
双边协商交易
参加双边协商交易的市场主体包括准入的发电企业、批发市场用户、售电企业。
双边协商交易应约定：
年度双边协商交易意向协议，购售电双方应约定年度交易总量及全年各月尖峰、高峰和低谷时段的分解电量。
月度双边协商交易，购售电双方应约定月度的尖峰、高峰和低谷时段的交易电量。
购售电双方应约定尖峰、高峰和低谷时段的交易价格。
年度（月度）双边协商交易启动前，电力调度机构向电力交易机构提供以下信息，通过电力交易平台等方式发布年度（月度）双边交易相关市场信息，包括但不限于：标的年（标的月）省内全社会、统调口径电力电量供需预测。
电力交易机构通过电力交易平台发布年度（月度）市场交易相关市场信息和交易公告，包括但不限于：
（一）标的年（标的月）省内全社会、统调口径电力电量供需预测；
（二）标的年（标的月）发电企业可参与年度（月度）双边协商交易电量的上限，电量上限由年度电力直接交易试点工作方案确定；
（三）市场成员准入名单、交易开始时间、交易截止时间、结果发布时间等。
双边协商交易意向通过电力交易平台提交至电力交易机构，申报时间以交易公告为准。申报截止时间之前，市场主体可在任意时间修改双边协商交易意向，但双边交易一方申报、另一方确认后不得再修改。
年度双边协商协议应包括年度总量及全年各月尖峰、高峰和低谷时段的分解电量、交易价格等。月度双边协商协议应包括月度总量及全月尖峰、高峰和低谷时段的分解电量、交易价格等。
电力交易机构依据发电企业允许交易电量上限和批发市场用户、售电企业允许交易电量上限对双边协商意向进行规范性检查，形成双边协商无约束交易结果，并发布，同时转送电力调度机构进行发电侧安全校核。
电力调度机构原则上7个工作日内完成年度双边协商交易的安全校核，3个工作日内完成月度双边协商交易安全校核，并将校核结果及校核说明返回电力交易机构。
未通过安全校核的部分，由电力交易机构按照本年度售电市场基准谷电占比同比例调减尖峰、高峰和低谷电量（包括低谷缺额电量），直至通过安全校核。
电力交易机构发布经过安全校核后的双边协商交易结果及安全校核说明。
交易结果发布后，交易双方签署正式双边协商交易合同。
集中竞价交易
电力交易机构在不迟于交易日前的3个工作日前发布月度集中竞价交易预通知，包括交易的开市时间、交易主体范围等信息。
批发市场用户和售电企业在交易日的2个工作日前申报次月集中竞价电量需求，作为次月集中竞价可交易电量上限值。
次月集中竞价电量需求=次月用电预测–年度双边协商交易合同中该月合同量-月度双边协商交易成交电量。次月集中竞价电量需求大于零时，开展次月月度集中竞价交易。
发电企业在交易日的2个工作日前申报次月集中竞价参与意向，意向包括本次交易本发电企业参与或不参与。申报截止时间前未申报视为不参与本次交易。
发电企业月度集中竞价电量上限按以下步骤确定：
根据批发市场用户和售电企业申报的次月集中竞价电量需求总量（Q月度），按照当年直接交易试点工作方案确定的上限比例（K直），确定发电企业月度集中竞价电量上限总量（Q总上限）。
Q总上限= Q月度×K直
根据发电企业申报的参与次月集中竞价意向，确定月度全部发电企业装机总容量（MW月总），确定各发电企业集中竞价申报电量上限。
某一发电企业月度集中竞价电量上限=（该发电企业装机容量/MW月总）×Q总上限。
交易日的1个工作日前，电力交易机构通过电力交易平台发布次月集中竞价交易相关信息，包括但不限于：
月度集中竞价交易报价时间、报价规则等；
次月集中竞价交易总需求电量，即批发市场用户和售电企业申报的次月电量总需求（Q月度）；
次月意向参与的发电企业名单及装机容量；
次月各发电企业申报上限电量；
次月发电机组、电网通道运行约束情况。
月度集中竞价交易申报要求如下：
发电企业、售电企业和批发市场用户均通过电力交易平台统一申报，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报；
卖方申报（发电企业）实行六段式报量、报价，每段电量不得超过其上限电量值的20%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于3.0元/MWh；
买方申报（批发市场用户和售电企业）实行六段式报量、报价，每段电量不得超过其申报电量的20%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于3.0元/MWh。
月度集中竞价交易排序与出清
月度集中竞价交易采用边际统一出清方式，按照“价格优先原则”对买方申报价格由高到底排序，卖方申报价格由低到高排序；
按市场边际成交价格统一出清，若买方与卖方边际成交价格不一致，则按两个价格算术平均值执行；
若出清价格由两家及以上报价确定，则按各家该报价段所报电量比例分配成交电量。
电力交易机构将无约束交易结果通过电力交易平台发布，并同时推送电力调度机构进行发电侧安全校核。
电力调度机构在3个工作日内完成安全校核，形成有约束交易结果。如存在未通过安全校核的机组，电力交易机构根据安全校核结果及集中竞价出清办法进行二次出清。
电力调度机构应将有关机组未通过安全校核的原因一并转交交易机构，由电力交易平台向市场主体发布。
电力交易平台向市场主体发布有约束交易结果和安全校核说明。
交易结果发布后，买方和卖方应及时对交易结果进行核对，若有问题应在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进行解释。逾期未提出问题的，视为无异议。交易出清后公告的各方交易结果，具备与纸质合同同等法律效力。
挂牌交易
挂牌交易按照尖峰、高峰、低谷时段进行交易组织。购售电双方均可以挂牌，可分段申报、分段成交。
同一笔挂牌电量若被多个市场主体摘牌，则按照摘牌“时间优先”原则依序形成合同；若时间优先级相同，则按申报比例分配交易电量。电力交易平台即时滚动更新剩余交易空间。
市场主体申报总电量不得超过挂牌交易电量上限。
挂牌交易闭市后，电力交易机构于第2个工作日对平台挂牌交易意向进行审核、汇总，形成平台挂牌无约束交易结果，并通过电力交易平台发布，同时推送电力调度机构进行发电侧安全校核。电力调度机构原则上在3个工作日内完成安全校核。未通过安全校核的，由电力交易机构按照平台挂牌交易电量等比例调减，直至通过安全校核。
电力零售交易
售电企业与零售用户签订购售电合同后，售电企业、零售用户需与电网企业签订三方合同（协议），并由售电企业登陆电力交易平台提交绑定申请，填写相关信息，扫描上传三方合同（协议），电力交易机构通过电力交易平台推送给电网企业核实后完成绑定。
电网企业、售电企业和用户（包括批发市场用户、零售用户）签订三方合同（协议），合同中应包括但不限于以下内容：各方的权利和义务、用户在电网公司营销系统户号、计量表计编号及对应的用电性质，合同变更和终止程序以及违约责任等。
年度双边协商交易开市后，售电企业通过电力交易平台按规定的模板格式提交购售电合同。一个用户只能与一家售电企业签订购售电合同，合同有效期到每年12月31日。电网企业每月定期向电力交易机构推送所有参与中长期零售交易用户（含售电企业签约用户）的月度尖峰、高峰、低谷分时段总用电量等相关信息，电力交易机构以此提供批发市场月度结算依据，推送电网企业进行结算。
用户变更售电企业包括用户与售电企业关系的建立、变更、解除。
（一）用户与售电企业建立购售电关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请用户与其他用户不存在转供用电关系；
3.申请用户已与售电企业签订购售电合同以及三方合同（协议）；
4.售电企业已在电力交易机构完成市场注册；
（二）用户与售电企业变更购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请用户拟转至的售电企业已在电力交易机构注册；
3.申请用户应提供与原售电企业解除购售电合同及三方合同（协议）的证明材料；
4.申请用户已与新售电企业签订购售电合同及三方合同（协议）。
（三）用户与售电企业解除购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请用户应提供与售电企业解除购售电合同及三方合同（协议）的证明材料。
3.申请用户发生破产、清算等情况下解除购售电合同，按国家有关规定执行。
合同签订与执行
合同签订
各市场主体应根据浙江能源监管办、电力交易中心提供的合同示范文本签订各类电力交易合同。鼓励采用电子合同的方式签订各类合同。
售电市场合同（协议）主要包括以下类型：
（一） 电网企业、售电企业及其代理的电力用户签订三方购售电合同（含输配电价和政府性基金及附加）；
（二） 售电企业与其代理的电力用户签订的购售电合同；
（三） 发电企业与售电企业、电力用户签订的年度（月度）双边协商交易合同；
（四） 电力交易机构出具的电力交易中标通知书有约束电力交易结果，与合同具备同等效力。
合同执行
电力交易机构根据年度双边协商交易和年度挂牌交易的月度电量分解安排、月度双边协商交易电量、月度集中竞价交易和月度挂牌交易成交结果，形成发电企业的售电市场交易电量月度发电安排。
电力调度机构负责根据经安全校核后的售电市场交易月度电量和其他发电计划，合理安排电网运行方式。
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，并于事后向省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办书面报告事件经过。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。
合同电量偏差处理
年度合同的执行周期内，在购售输电三方一致同意的基础上，保持后续月度尖峰、高峰、低谷总电量均不变的前提下，允许在本月修改后续月的合同分月计划，修改后的分月计划需要提交电力调度机构安全校核通过后执行。
批发市场用户或售电企业可以通过参与月度竞价交易等方式控制合同电量偏差。
发电企业、批发市场用户、售电企业售电市场的合同偏差电量，采取“月结月清”的方式结算偏差电量，不滚动调整。
计量和结算
计量
电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合国家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。
电力用户应分电压等级分户号计量。同一个工商营业执照，有多个不同电压等级户号的电力用户，按照户号分别参加交易。
如计量点存在居民、农业等与工业电量混合计量的情况，应在合同中明确拆分方法。
为统计售电企业月度电量的偏差，应按照电网企业、售电企业与电力用户签订的三方购售电合同中明确的计量点，做汇总统计。
电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业和电力用户电能计量装置数据，并按照相关规定提交电力交易机构和相关市场成员。
结算的基本原则
电力交易机构负责向市场主体（不含电力零售用户）出具结算依据，市场主体根据相关规则进行结算。
各市场主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变，并由电网企业承担用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。
发电企业售电市场电量电费与电网企业进行结算；售电企业电量电费按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。
电力用户的容量电价、政府基金及附加、输配电价、功率因素调整等按照电压等级和类别按实收取。
电力交易机构向各市场主体（零售用户除外）提供结算依据，包括以下部分：
发电企业的结算依据。包括本月售电市场实际上网电量、每笔合同结算电量/电价、交易合同偏差电量/电价，每笔合同结算费用、交易合同偏差费用、低谷缺额电量结算费用等信息；
批发市场用户的结算依据。包括该用户分户号和电压等级的实际用电量、每笔合同结算电量/电价、交易合同偏差电量/电价，每笔合同结算费用、交易合同偏差费用、总结算费用等信息；
零售用户的结算依据不由电力交易机构提供。售电企业根据电网企业提供的该用户分户号和电压等级的抄核电量，按照购售电合同约定，将包括分户号和电压等级的电量、电价以及偏差情况在内的结算方案，与零售用户核对确认后，形成售电市场零售用户电量结算依据，提供给电网企业进行结算。由售电企业代理的批发市场用户的结算依据按零售用户规定执行；
售电企业的结算依据由两部分组成，一是批发市场中与发电企业签订的每笔合同结算电量/电价、交易合同偏差电量/电价，每笔合同结算费用、交易合同偏差费用等，由电力交易机构提供，电力交易机构与售电企业确认；二是零售市场由售电企业向电力交易机构提供其签约的电力用户每个户号的结算电量等，售电企业应保证提供与零售用户交易信息的准确性。上述两部分电费分别记账、结算；
电力交易机构将确认后的售电市场结算依据提供给电网企业，包括合同结算费用、交易合同偏差费用、总结算费用等；
市场主体接收电费结算依据后，应进行校核确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。
批发市场交易合同偏差费用由电力交易机构计算，并按规定提供结算依据，反馈给市场主体。批发市场用户交易合同偏差费用由电网企业在电费清单中单项列示；售电企业偏差调整电费纳入与电网企业结算范围，按照对冲抵消结果开具发票并单项列示；发电企业偏差调整电费在向电网企业开具上网或交易电费发票中扣减并单项列示。
售电企业可参照本规则在购售电合同中与零售用户约定交易合同偏差费用处理办法。
对于同一市场成员，多个用电户号共同签订售电市场交易合同的情况，按照各用电户号的实际用电量进行合同结算电量的拆分。
电力用户的结算
批发市场用户可以通过月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度合同分月计划调整等方式，规避电量偏差调整风险；在此基础上，实际用电量与当月合同电量的偏差，纳入交易合同偏差费用。批发市场用户月度尖峰、高峰和低谷时段实际用电量与月度对应时段合同电量的偏差按照尖峰、高峰和低谷时段偏差电量分别统计确定，并分别进行偏差结算。
批发市场用户电度电费参照其与发电企业签订的售电市场各类交易合同约定的分月计划分时段进行结算，分时段合同电量与实际用电量没有偏差，则批发市场用户电度电费结算价格为合同约定的价格；如有偏差，那么结算价格按下列规定执行。
其中：批发市场用户合同电量是指年度双边协商交易和年度挂牌交易分月电量、月度双边协商交易、月度集中竞价交易和月度挂牌交易电量之和。
批发市场用户偏差调整结算：
（一）当批发市场用户尖峰、高峰、低谷时段实际用电量超过对应时段月度合同电量时，对应时段合同内电量按照合同约定电量和价格结算，对应时段超合同电量部分分别按用户尖峰、高峰、低谷目录电价进行结算，不进行偏差考核。
（二）当批发市场用户尖峰、高峰、低谷时段实际用电量低于对应时段月度合同电量时，按照偏差比例分别处理如下：
1.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量95%至100%之间时，对应时段实际用电量按照月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度双边协商交易和年度挂牌交易的顺序，以合同约定价格进行结算，不进行偏差考核；
2.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量80%至95%之间时，对应时段实际用电量按照月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度双边协商交易和年度挂牌交易的顺序，以合同约定价格进行结算，低于95%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组上网电量综合价的5%收取交易合同偏差费用；
3.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量80%以下时，对应时段实际用电量按照月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度双边协商交易和年度挂牌交易的顺序，以合同约定价格进行结算，低于80%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组上网电量综合价的10%收取交易合同偏差费用，月度合同电量80%与95%之间的差值电量即15%月度合同电量按照浙江省统调燃煤机组上网电量综合价的5%收取交易合同偏差费用。
零售用户电度电费和交易合同偏差费用由其签约的售电企业出具结算方案，经零售用户确认后，提供给电网企业进行电费结算。交易合同偏差费用由售电企业代理参与批发市场的零售用户进行结算，由电网企业具体负责实施。
售电企业的结算
售电企业可以通过月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度合同分月计划调整等方式，规避电量偏差调整风险；在此基础上，实际用电量与当月合同电量的偏差，纳入交易合同偏差费用。售电企业月度实际用电量与月度合同电量的偏差按照尖峰、高峰和低谷时段偏差电量分别统计确定，并分别进行偏差结算。
售电企业按照合同电量进行结算，月度尖峰、高峰和低谷时段合同电量与对应时段实际用电量没有偏差，则售电企业电费结算价格为合同约定的价格；如有偏差，那么结算价格按下列规定执行。
其中：售电企业月度实际用电量是指与该售电企业签订三方合同（协议）、购售电合同的电力用户的月度实际用电量；月度合同电量是指月度交易合同电量与年度交易合同分月电量之和。
售电企业偏差调整结算：
（一）售电企业月度尖峰、高峰和低谷时段实际用电量超过月度对应时段合同电量时，对应时段合同内电量按照合同约定价格结算。对应时段合同外超用电量部分，售电企业尖峰超用电量的考核费用按其尖峰超用电量乘以大工业1-10千伏用户尖峰目录电价扣除对应输配电价和政府性基金及附加的价格结算，售电企业高峰超用电量的考核费用按其高峰超用电量乘以大工业1-10千伏用户高峰目录电价扣除对应输配电价和政府性基金及附加的价格结算，售电企业低谷超用电量的考核费用按其低谷超用电量乘以大工业110千伏用户低谷目录电价扣除对应输配电价和政府性基金及附加的价格结算。
（二）当售电企业尖峰、高峰和低谷时段实际用电量低于月度对应时段合同电量时，按照偏差比例分别处理如下：
1.尖峰、高峰和低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量95%至100%之间时，对应时段实际用电量按照月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度双边协商交易和年度挂牌交易的顺序，以合同约定价格进行结算，不进行偏差考核；
2.尖峰、高峰和低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量80%至95%之间时，对应时段实际用电量按照月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度双边协商交易和年度挂牌交易的顺序，以合同约定价格进行结算，低于95%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组上网电量综合价的5%收取交易合同偏差费用；
3.尖峰、高峰和低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量80%以下时，对应时段实际用电量按照月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度双边协商交易和年度挂牌交易的顺序，以合同约定价格进行结算，低于80%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组上网电量综合价的10%收取交易合同偏差费用，月度合同电量80%与95%之间的差值电量即15%月度合同电量按照当期浙江省统调燃煤机组上网电量综合价的5%收取交易合同偏差费用。
（三）售电企业与其代理的电力用户的交易合同偏差费用，由售电企业根据与电力用户的购售电合同约定进行结算。
经营配电网业务的售电企业与电网企业之间的结算，在前文结算的基础上，按照供电线路电压等级和计量点实际电量，向电网企业支付输电费用。
经营配电网业务的售电企业与电网企业的结算，执行《有序放开配电网业务管理办法》。
交易机构根据市场运营情况，建立市场信用管理机制。现阶段，信用管理对象为参与售电市场的售电企业。售电市场保证要求和形式由电力交易机构制定实施细则。
发电企业的结算
发电企业按照月度低谷缺额电量、月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、年度双边协商交易和年度挂牌交易的顺序，优先结算售电市场交易电量，不滚动调整。
发电企业月度低谷缺额电量的结算费用按其低谷缺额电量乘以大工业1-10千伏用户低谷目录电价扣除对应输配电价和政府性基金及附加的价格，与电网公司结算。
发电企业月度可结上网电量大于其售电市场合同签订总电量与月度低谷缺额电量之和时，售电市场合同电量按照合同价格进行结算。
发电企业因自身原因，造成其月度可结上网总电量小于其售电市场所有合同当月电量与当月低谷缺额电量之和时，按其售电市场所有未结算合同电量（含低谷缺额电量）的加权平均价与浙江省统调燃煤机组上网电量综合价之差进行偏差调整，支付交易合同偏差费用。
电网企业的结算
批发市场中各市场主体的电度电费、交易合同偏差费用等结算依据由电力交易机构出具，电网企业根据电力交易机构提供的结算依据与市场主体进行电费结算。
对电力用户、售电企业、发电企业等收取的偏差调整资金由电网企业进行管理，实行收支两条线，专项补偿用于不可抗力因素导致的合同执行偏差费用等事宜。电力交易机构负责拟定合同偏差调整资金管理办法。
其他
发电企业因不可抗力欠发，售电市场相关合同仍参照发电企业欠发情况确定可结算电量，电力用户（含售电企业）因发电企业欠发而超用部分形成的差额费用由偏差调整资金补偿，不收取其他考核分摊费用。
电力用户（含售电企业）因不可抗力少用，售电市场相关合同仍参照电力用户少用情况确定可结算电量，不进行偏差考核。
市场主体因不可抗力造成偏差，经省发展改革委（能源局）会同浙江能源监管办认定后，在电力交易平台上提交偏差考核豁免申请。
信息披露
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并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
市场成员应该报送与披露包括但不限于以下信息：
（一）电力交易机构：交易约束条件及情况；交易电量执行，电量清算、结算等；每笔交易的公告，成交总体情况，成交结果公示等；电力交易计划和执行情况等；偏差电量责任认定、偏差调整资金收入及支出情况等。
（二）电力调度机构：输变电设备的安全约束情况；交易计划执行过程中因电网不可抗力造成的偏差电量责任认定情况；法律法规要求披露的其他信息。
（三）电网企业：发电总体情况、年度电力电量需求预测、电网项目建设进度计划信息、电网概况、检修计划、运行控制限额、输配电价标准、政府性基金及附加、输配电损耗率、电网安全运行情况、重要运行方式变化情况、新设备投产情况、机组非计划停运情况、机组启停调峰情况、机组调频调压情况、发电企业发电考核和并网辅助服务执行情况、电网电力供应和用电需求信息等。
（四）发电企业：公司名称、股权结构；发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证等；已签合同电量、发电装机容量、剩余容量等；市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
（五）售电企业：公司名称、股权结构；市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
（六）电力用户：公司名称、股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、月度用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等；直接交易需求、价格等信息；市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。电力交易机构负责管理和维护电力交易机构网站，并为其他市场成员通过电力交易平台、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力交易平台、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。
能源监管机构、政府电力管理部门、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。
市场合同成交价格、市场主体申报价格等信息属于私有信息，电力交易机构应在一定期限内保密。因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办等组织调查并追究责任。
市场干预与中止
当出现以下情况时，省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办可做出中止售电市场交易的决定，并向市场交易主体公布中止原因。
（一）售电市场未按照规则运行和管理的；
（二）售电市场交易规则不适应市场交易需要，必须进行重大修改的；
（三）售电市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；
（四）电力交易平台、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的；
（五）因不可抗力市场交易不能正常开展的；
（六）售电市场发生严重异常情况的。
电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预。电力调度机构进行市场干预应当向市场主体公布干预原因。
市场干预期间，电力调度机构、电力交易机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办备案。
当面临重大自然灾害和突发事件，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态时，可暂停市场交易，全部或部分发电量、用电量应执行指令性交易，包括电量、电价，并免除市场主体的全部或部分违约责任。
当市场秩序满足正常售电市场交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。
争议和违规处理
x规则所指争议是市场成员之间的下列争议：
（一）注册或注销市场资格的争议；
（二）市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议；
（三）市场交易、计量、考核和结算的争议；
（四）其他方面的争议。
发生争议时，按照国家有关法律法规和国家能源局及浙江省的相关规定处理，具体方式有：
协商解决；
申请调解或裁决；
提请仲裁；
提请司法诉讼。
市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由浙江能源监管办按照《电力监管条例》等相关法律法规处理：
提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格；
滥用市场支配地位，恶意串通、操纵市场；
不按时结算，侵害其他市场交易主体利益；
市场运营机构对市场交易主体有歧视行为；
提供虚假信息或违规发布信息；
泄露应当保密的信息；
其他严重违反市场规则的行为。
附则
售电市场交易的监管办法由浙江能源监管办另行制定。
本规则由浙江能源监管办、省能源局负责解释。
《浙江省部分行业放开中长期电力交易基本规则（试行）》（浙发改能源〔2019〕405号）自本规则生效之日起失效。以往规定如与本规则不一致的，以本规则为准。