南方区域跨区跨月度电力交易规则试行.doc
南方区域电力市场运营规则
南方区域电力市场运营规则
南方区域电力市场运营规则是指在南方区域内对电力市场进行管理、监管和运营的一系列规则。
南方区域电力市场包括广东、广西、海南、云南、贵州、湖南、江西、福建等八个省份，是国家电力市场化改革的重要组成部分。
南方区域电力市场运营规则适用于市场主体和运营机构，其中包括市场参与者、输电企业、配电企业、发电企业、交易服务机构等。
南方区域电力市场运营规则主要包括以下方面：
1.市场准入：规定市场主体参与该电力市场的条件和程序。
2.交易规则：规定交易方式、交易时间、报价方式、交易信息公开等具体交易规则。
3.市场监管：对市场的运营、交易、结算等环节进行监管，保障市场公平、透明、安全运营。
4.合同与结算：规定市场主体之间的合同约定和结算方式，保障市场主体之间的权益。
5.应急管理：规定应急预案和应急处置措施，保障市场的稳定运营。
南方区域电力市场运营规则具有重要的参考价值和实践意义，对全国范围内的电力市场化改革具有重要的借鉴意义。
印发《跨省跨区电能交易基本规则》.doc
关于印发《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》的通知发文单位：国家电力监管委员会文号：办市场〔2012〕151号发布日期：2012-12-7执行日期：2013-1-1各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电网企业、发电企业：为进一步规范跨省跨区电能交易行为，发挥市场在资源优化配置中的基础作用，保障交易主体合法权益，我会制定了《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》，现印发你们，请依照执行。
执行中有何问题和建议，请及时告国家电监会。
各区域电监局可根据本规则，商省电监办制订本区域跨省电能交易实施细则，报国家电监会备案。
第一条为落实国家能源战略，进一步规范跨省跨区电能交易行为，充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，保障市场主体合法权益，依据《电力监管条例》和有关、规制定本规则。
第二条跨省跨区电能交易坚持以市场为导向、以电网安全和公平开放为基础，坚持科学调度、余缺调剂、交易公平、价格合理、结算及时，充分利用电网互联优势，促进资源配置和节能减排，保障电力平衡和安全供应。
第三条跨省跨区电能交易市场主体分为售电主体、输电主体和购电主体。
售电主体主要为已取得发电业务许可证的发电企业，以及受发电企业委托的电网企业；输电主体为已取得输电业务许可证的电网企业；购电主体为省级电网公司，以及符合条件的独立配售电企业和电力用户。
第四条国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构），依据有关对跨省跨区电能交易实施监管。
第五条依据本基本规则，跨区域电能交易的相关规定由国家电力监管委员会组织制定；区域内跨省电能交易实施细则由相应区域电监局会同省电监办组织制定，报国家电力监管委员会备案。
第六条电力监管机构应定期组织市场主体对电力交易、调度机构的工作进行评价，适时向社会公布评价结果。
第八条电力交易机构依据规则负责跨省跨区电能交易的具体组织和实施，并负责相应交易平台的建设、运营和维护。
国家发展改革委关于促进跨地区电能交易的指导意见
国家发展改革委关于促进跨地区电能交易的指导意见文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2005.02.25•【文号】发改能源[2005]292号•【施行日期】2005.02.25•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,能源及能源工业综合规定正文国家发展改革委关于促进跨地区电能交易的指导意见（国家发展改革委2005年2月25日发布发改能源[2005]292号）（一）为促进跨地区（跨区跨省）电能交易，实现资源的有效配置，充分发挥发、输电设施的能力，优化电力调度，降低电力工业整体建设成本，提高电力工业效率，保障电力供应，推进电力市场机制的建立，发挥市场在配置电力资源中的基础性作用，依据国家有关规定，特制定本指导意见。
一、交易原则和适用范围（二）跨地区电能交易以市场为导向，以最大限度调剂余缺、满足电力需求为目标，以电网安全为基础，以整体效益最优为原则，结合电力资源情况和各地区负荷特性，充分发挥价格杠杆的调节作用，促进跨地区电能交易，破除省间壁垒，发展区域电力市场，实现电能资源的优化配置。
（三）本指导意见适用于跨地区的电能交易行为。
国家明确开展区域电力市场试点的地区，相关的跨地区电能交易应首先遵从该区域电力市场交易规则。
跨地区电能交易的调度规则应执行国家电监会《跨区跨省电力优化调度暂行规则》（电监输电[2003]20号）。
二、交易种类（四）根据交易实现过程的不同，电能交易合同可分为计划交易合同和临时交易合同。
计划交易是指由交易主体根据可预见的电能供应和需求情况，有计划地按照正常交易程序达成的电能交易。
临时交易是指一般由交易双方事先授权电网企业（调度机构）根据较短时间内电网的供需情况和电网调剂余缺、错峰等方面的实际需要，未纳入计划交易，随时发生的电能交易。
（五）根据合同约定的有效期长短和实现的过程，跨地区电能交易合同可分为长期交易合同、短期交易合同和授权电力调度机构根据电网供需情况进行电能调剂的协议。
跨省跨区电能交易基本规则(试行)
关于印发《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》的通知办市场〔2012〕151号各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电网企业、发电企业：为进一步规范跨省跨区电能交易行为，发挥市场在资源优化配置中的基础作用，保障交易主体合法权益，我会制定了《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》，现印发你们，请依照执行。
执行中有何问题和建议，请及时告国家电监会。
各区域电监局可根据本规则，商省电监办制订本区域跨省电能交易实施细则，报国家电监会备案。
[1]附件：跨省跨区电能交易基本规则（试行）国家电力监管委员会2012年12月7日跨省跨区电能交易基本规则（试行）总则编辑第一条为落实国家能源战略，进一步规范跨省跨区电能交易行为，充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，保障市场主体合法权益，依据《电力监管条例》和有关法律、行政法规制定本规则。
第二条跨省跨区电能交易坚持以市场为导向、以电网安全和公平开放为基础，坚持科学调度、余缺调剂、交易公平、价格合理、结算及时，充分利用电网互联优势，促进资源配置和节能减排，保障电力平衡和安全供应。
第三条跨省跨区电能交易市场主体分为售电主体、输电主体和购电主体。
售电主体主要为已取得发电业务许可证的发电企业，以及受发电企业委托的电网企业；输电主体为已取得输电业务许可证的电网企业；购电主体为省级电网公司，以及符合条件的独立配售电企业和电力用户。
第四条国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构），依据有关法律法规对跨省跨区电能交易实施监管。
第五条依据本基本规则，跨区域电能交易的相关规定由国家电力监管委员会组织制定；区域内跨省电能交易实施细则由相应区域电监局会同省电监办组织制定，报国家电力监管委员会备案。
第六条电力监管机构应定期组织市场主体对电力交易、调度机构的工作进行评价，适时向社会公布评价结果。
第七条电力企业不得自行制定约束其他市场主体行为的跨省跨区电能交易管理文件。
国家电力监管委员会关于批准施行南方区域跨省(区)电能交易监管办法的函
国家电力监管委员会关于批准施行南方区域跨省(区)
电能交易监管办法的函
文章属性
•【制定机关】国家电力监管委员会(已撤销)
•【公布日期】2010.09.06
•【文号】办市场函[2010]318号
•【施行日期】2010.09.06
•【效力等级】部门规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】电力及电力工业
正文
国家电力监管委员会关于批准施行南方区域跨省（区）电能
交易监管办法的函
（办市场函[2010]318号）
南方电监局：
你局《关于批准实施南方区域跨省（区）电能交易监管办法的请示》收悉，经研究，同意南方区域跨省（区）电能交易监管办法正式施行。
请你们按照电力市场建设的政策规定，进一步规范南方区域跨省（区）电能交易，加强市场监管和信息披露，促进“西电东送”协议的落实，发挥市场机制在电能资源配置中的基础作用。
工作中的重大问题，请及时报告。
二○一○年九月六日。
国家发展改革委关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知
国家发展改⾰委关于核定部分跨省跨区专项⼯程输电价格有关问题的通知各省、⾃治区、直辖市发展改⾰委、物价局，国家电⽹公司，南⽅电⽹公司：根据《国家发展改⾰委关于印发＜区域电⽹输电价格定价办法（试⾏）＞＜跨省跨区专项⼯程输电价格定价办法（试⾏）＞和＜关于制定地⽅电⽹和增量配电⽹配电价格的指导意见＞的通知》（发改价格规?z2017?{2269号），经商有关⽅⾯，现就调整部分跨省跨区专项⼯程输电价格有关事项通知如下。
⼀、调整灵宝直流等21个跨省跨区专项⼯程输电价格。
（⼀）灵宝直流输电价格为4.26分（每千⽡时，含税，下同），线损率1%。
（⼆）德宝直流输电价格为3.58分，线损率3%。
（三）锦苏直流输电价格为5.50分，线损率7%。
（四）⾼岭直流输电价格为2.50分，线损率1.7%。
（五）龙政线输电价格为7.40分，线损率7.5%。
（六）葛南线输电价格为6.0分，线损率7.5%。
（七）林枫直流输电价格为4.71分，线损率7.5%。
（⼋）宜华线输电价格为7.40分，线损率7.5%。
（九）江城直流输电价格为4.17分，线损率7.65%。
（⼗）三峡送华中输电价格为4.83分，线损率0.7%。
（⼗⼀）中俄直流输电价格为3.71分，线损率1.3%。
（⼗⼆）青藏线输电价格为6.0分，线损率13.7%。
（⼗三）呼辽直流输电价格为4.59分，线损率4.12%。
（⼗四）阳城送出输电价格为2.21分，线损率3%。
（⼗五）锦界送出输电价格为1.92分，线损率2.5%。
（⼗六）府⾕送出输电价格为1.54分，线损率2.5%。
（⼗七）晋东南-南阳-荆门⼯程输电价格为3.32分，线损率1.5%。
（⼗⼋）溪⼴线输电价格为5.32分，线损率6.5%。
（⼗九）向上⼯程输电价格为6.2分，线损率7%。
（⼆⼗）宾⾦⼯程输电价格为4.95分，线损率6.5%。
（⼆⼗⼀）⾟洹线容量电价为每千⽡每年40元。
⼆、按照我委发布的《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2015〕962号）规定，本次跨省跨区专项输电⼯程降价形成的资⾦在送电⽅、受电⽅之间按照1：1⽐例分享。
电力行业：南方区域跨区跨省市场交易方案印发
电力行业：南方区域跨区跨省市场交易方案印发
川财周观点
近日广州电力交易中心发布了《关于印发2019 年南方区域跨区跨省市场交易方案的通知》，通知要求保证西电东送协议计划刚性执行，不断扩大跨省区市场交易规模以及积极推进电力现货市场建设等。
近期国家电网有限公司
正式启动了山西、甘肃电力现货市场试运行，且其经营范围内的山东、浙江、福建、四川 4 个试点省公司已编制完成现货市场建设方案，预计2019 年6 月底前具备启动试运行条件。
2019 年电力现货市场将进入实质阶段，市场化交易规模将继续扩大，市场化交易有望进一步规范。
近期沿海主要电厂日均
耗煤量继续回升，煤炭库虽有所下降，考虑到今年电厂普遍提高煤炭库存，整
体库存水平仍处于高位，高库存或将压制煤价。
长期来看，随着新增煤炭产能
释放以及铁路运力改善等因素推动，煤炭价格有望回归绿色区间，可关注优质
火电企业，相关标的为华能国际、华电国际、皖能电力等。
包括AP1000、EPR 第三代核电在内，2018 年我国共有台7 机组实现商业运行，核电建设明显加快。
随着新机组陆续投产，板块业绩将持续向好，可关注中国核电、浙能电
力、中广核电力等。
市场表现
本周电力行业指数下跌0.65%,沪深300 指数上涨0.84%。
各子板块中，火电指数下跌0.60%，水电指数块下跌 2.84%，电网指数上涨 3.31%。
个股方面，周涨幅前三的股票分别是哈投股份、桂东电力、长源电力，涨幅分别
为14.38%、12.78%、7.41%；跌幅前三的股票分别是华通热力、嘉泽新能、桂冠电力，跌幅分别为 6.84%、5.81%、4.63%。
国家电网公司跨区电能交易管理办法(试行)
国家电网公司跨区电能交易管理办法(试行)【法规类别】电线电网【发文字号】国家电网计[2003]49号【发布部门】国家电网公司【发布日期】2003.03.20【实施日期】2003.03.20【时效性】现行有效【效力级别】部门规范性文件国家电网公司跨区电能交易管理办法(试行)（2003年3月20日国家电网计[2003]49号）第一章总则第一条为规范国家电网公司（以下简称公司）跨区电能交易管理，充分利用现有发输电设备能力，促进资源在更大范围优化配置，依据国务院和国家计委有关文件，制定本办法。
第二条跨区电能交易以电网安全为基础，以市场为导向，以整体效益最优为原则，结合资源情况、负荷特性等，充分发挥价格杠杆作用，促进电能资源在更大范围的优化配置。
第三条本办法所指跨区电能交易指经由公司直接经营的区域电网间联络线进行的电能和备用容量交易，以及通过公司直接经营的输电线路实现的电源点对电网的电能交易。
第四条跨区电能交易的主体为国家电网公司、与跨区电能交易有关的区域电网公司和第三条所述有关的发电公司。
第二章交易类型第五条跨区电能交易按交易确定时的时限分为长期交易、年度交易、月度交易、日交易和实时交易。
长期交易指交易发生年度上一年以前确定的交易和国家确定的计划内交易。
年度交易指交易发生年度前一年（含一年）以内确定的交易。
月度交易指当年内、交易发生月度前确定的交易。
日交易指当月内、交易发生日前确定的交易。
实时交易指当日内确定的交易。
第六条跨区电能交易按照交易电能的性质分为电力电量交易、客量交易和事故支援交易。
正常情况下，交易各方按照约定同时进行电力和电量交易。
容量交易指电力设备能力备用容量的交易，交易的备用使用后发生的电能按照预先约定结算。
事故支援交易指参与交易的任一方内发生事故后，在规定的时间段内与其它参与方发生的除去容量交易涉及的电能外的交易。
事故的定义以及事故后交易时间段的确定按照有关规定及相关参与交易各方的共同约定确定。
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南方区域跨区跨省月度电力交易规则（试行）第一章总则第一条[目的和依据]为贯彻落实《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）及其配套文件有关要求，推进南方区域电力市场建设，有序开展跨区跨省月度电力交易工作，在更大的范围内实现资源优化配置，特制定本规则。
第二条[适用范围] 本规则适用于南方五省（区）内（简称南方区域）跨区跨省协议交易、电力直接交易、发电合同转让交易等，以及南方五省区与区域外的各类型电力交易。
第三条[成员分类]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、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。
第二章术语定义第四条[售电主体]南方区域内并网运行并在广州电力交易中心或各省（区）电力交易中心注册的点对网送电电厂、具备市场化交易资格电厂以及各省（区）电网公司。
第五条[购电主体]1.第一类购电主体：南方电网公司以及南方区域内在广州电力交易中心完成注册的省（区）电网公司；2.第二类购电主体：在广州电力交易中心或所在省（区）电力交易中心注册的广东、广西、云南、贵州、海南省（区）电力用户及售电公司。
第六条[发电合同出让主体]南方区域内售出电厂年度合同电量的电厂。
第七条[发电合同受让主体]南方区域内购入其它电厂年度合同电量的电厂。
第八条[输电主体]南方区域内已取得输电业务许可证的电网企业，主要为中国南方电网有限责任公司超高压输电公司（下面简称超高压公司）、各省（区）电网公司。
第九条[月度协议计划]为落实国家指令性计划、地方政府间框架协议，根据交易各方签订的跨省（区）年度购售电合同确定的月度送受电计划。
第十条[月度市场化交易]为促进西部省区富余电能消纳，开展东西部地区余缺调剂，实现南方区域内资源优化配置，组织东西部市场主体在月度协议计划外开展的电力交易。
根据参与交易市场主体不同，可分为月度发电合同转让、月度集中竞价、月度富余电能增量挂牌三类交易品种。
第十一条[申报价格及申报电量]1.售电主体申报电价：发电企业上网关口计量点处的绝对价格，包含环保加价；2.购电主体申报电价：第一类购电主体申报电价为交易关口的购电绝对价格，第二类购电主体在本地输配电价未核定发布之前，申报电价暂用相对目录电价的价差，输配电价核定发布之后，应尽快按照国家要求将申报电价转换为交易关口购电绝对价格；3.申报电价及电量规范要求：各市场主体申报电量的最小单位为0.1万千瓦时，申报电价的最小单位为0.001元/千瓦时。
第十二条[调度机构]指对所辖电网运行进行组织、指挥、指导和协调的电力调度机构。
本规定涉及的调度机构包括南网总调及各中调、相关地调。
第十三条[调度计划]指由调度机构根据市场交易计划并结合电网供需形势、设备检修安排、电网安全约束等因素编制的发用电调度运行计划。
第十四条[市场运营机构]指负责南方区域跨区跨省电力交易和调度运行管理的职能机构，主要包括广州电力交易中心、南网总调及各相关中调。
第十五条[富余水电]流域来水超过预期或多年平均时，在本省区火电机组已安排最小方式、已按计划执行跨区跨省月度协议计划和市场化交易的前提下，水电发电量在完成月度预测分解计划后仍存在弃水，需要跨省区消纳的水电电量即为富余水电电量。
富余水电电量由相关调度机构负责测算。
第三章市场交易品种、周期和方式第十六条[交易组织次序]各类跨区跨省月度交易品种及组织次序依次为：1.月度协议计划，每月组织1次；2.月度发电合同转让，每月组织1次；3.月度集中竞价，根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织；4.月度富余电能增量挂牌，根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织或月内临时组织。
第十七条[交易计划调整次序]当实际供需发生变化或电网出现阻塞，需对跨区跨省各类交易计划进行调整时，调整次序与交易组织次序相反。
第四章价格机制第十八条[跨区跨省输电价]跨区跨省输电价由送端省（区）电网500kV输电价、超高压输电价两部分组成。
其中点对网送电电厂跨区跨省输电价执行超高压输电价。
各省（区）电网公司、超高压公司输电价格按照国家批复或核定的价格执行。
第十九条[线损电价] 线损电价依据国家或地方政府有关部门核定线损率折算。
第五章月度协议计划第二十条[市场主体]1.售电主体：已签订西电东送年度购售电合同的点对网送电电厂和省（区）电网公司。
2.购电主体：已签订西电东送年度购售电合同的省（区）电网公司。
第二十一条[交易方式] 双边协商方式第二十二条[交易关口] 省（区）电网公司的交易关口为电网公司与超高压公司的计量关口。
点对网送电电厂的交易关口为电厂上网计量关口。
第二十三条[交易申报]购电、售电主体自行进行双边协商，并在广州电力交易平台上填报已协商一致的次月分旬送受电计划建议值，该建议值与年度购售电合同分月计划电量偏差原则上不超过10%。
第二十四条[交易计划编制下达]广州电力交易中心根据南网总调提供的省间通道能力和购电、售电主体填报的次月计划建议值编制次月分旬协议计划，并在17日前正式下发次月分旬协议计划。
第二十五条[交易价格]点对网送电电厂上网价格和输电主体输电价格执行国家批复价格，或按照国家制定的动态价格调整机制（发改价格〔2015〕962号）形成价格。
各省（区）电网公司按西电东送框架协议约定价格及超高压输电价（含线损电价）确定落地、外送结算电价。
第二十六条[双边协商未达成的处理原则]若购电、售电主体在双边协商过程中没有达成一致意见，或未按时在广州电力交易中心交易平台上填报次月分旬送受电计划建议，则广州电力交易中心可统筹考虑年度购售电合同分月计划、年度计划执行情况、电网通道能力和供需平衡情况编制次月分旬协议计划并发给各相关市场主体。
第二十七条[协议计划的省内分配] 各省（区）电网公司及电力交易中心负责按照本省（区）市场交易规则或政府制定的分配规则，将协议计划电量分配到发电企业，明确协议电量的执行主体。
第六章月度发电合同转让第二十八条[市场主体]1.发电合同出让主体：在广州电力交易中心或广东、广西、海南电力交易中心注册的接入110kV及以上电压等级的火电、核电发电企业。
2.发电合同受让主体：在广州电力交易中心或广西、云南、贵州省（区）电力交易中心注册的具备市场化交易资格水电发电企业。
第二十九条[交易关口]发电合同交易关口为出让合同发电企业所在省（区）电网公司与超高压公司的计量关口。
第三十条[发布交易通知] 广州电力交易中心每月在交易平台发布次月发电合同转让公告，发布交易规模、省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等相关信息。
其中，省间富余通道能力、预期富余水电电量规模、电厂发电能力约束等信息由南网总调在交易开始前提供。
第三十一条[交易申报]1.发电合同出让主体在交易平台上自行申报次月拟出让电量、合同电价、出让电价。
出让电价指出让方支付给受让方的补偿价格；2.发电合同受让主体在交易平台上自行申报次月拟受让电量、代发电价；3.出让电价、代发电价均应大于等于零；4.出让电量必须是出让方已签订生效的各类型年度合同电量，包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等；5.出让电量、受让电量均为交易关口处电量，且应满足电厂发电能力约束；6.发电合同出让主体、受让主体均申报发电上网侧绝对电价。
7、发电合同出让主体、受让主体协商一致的发电合同转让双边意向协议首先申报，双方申报电量、出让电价、代发电价应保持一致，在满足富余通道能力时优先成交，不参与交易撮合。
双边意向申报总量超出富余通道能力时按时间优先，等比例原则进行削减。
第三十二条[交易撮合]广州电力交易中心按以下方式进行交易撮合、出清：1.出让方按照申报的出让电价排序，价高者优先，形成出让方电量-电价曲线。
价格相同时，按照节能发电调度原则，按煤耗高的机组优先于煤耗低的机组排序；2.将受让方申报代发电价折算至交易关口处，按照折算代发电价排序，价低者优先，形成受让方电量-电价曲线；折算代发电价=申报代发电价+跨区跨省输电价+线损电价。
受让方为点对网送电电厂时，线损电价计算方式：线损电价=申报代发电价×核定线损率/（1-核定线损率）。
受让方为其他类型电厂时，线损电价计算方式：线损电价=（申报代发电价+省（区）500kV输电价）×核定线损率/（1-核定线损率）。
3.按照出让方、受让方的电量-电价曲线，计算价差。
价差为负值时不能成交。
价差为正值或零时，按照价差大者优先成交。
价差相同时，出让方机组能耗高者优先成交；出让方机组能耗相同的，按申报电量比例分配；若受让方申报电量大于出让方申报电量，受让方按申报电量比例成交。
4.受让主体的成交电量=交易关口处成交电量/（1-核定线损率）。
第三十三条[成交价格]出让、受让主体的成交价格采用统一价格出清，受让主体成交电价需要折算至受让主体发电上网侧。
1.出让电价：最末成交匹配对中，出让申报价和折算代发电价的平均值。
2.代发电价=出让电价-跨区跨省输电价-线损电价。
其中，线损电价=（出让电价-超高压输电价）×核定线损率。
第三十四条[编制有约束交易计划]广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第七章月度集中竞价第三十五条[交易规模]交易规模上限为全部富余电能份额。
第三十六条[市场主体]1.售电主体：在广州电力交易中心或广西、云南、贵州、海南省（区）电力交易中心注册的具备市场化交易资格水电、火电、核电发电企业；2.购电主体：在广州电力交易中心或各省（区）电力交易中心注册的电力用户及售电公司。
第三十七条[交易关口]电量交易关口为购电主体所在省（区）电网公司与超高压公司的计量关口。
第三十八条[市场准入]当水电发电企业存在弃水风险且供应能力能够满足交易规模时，火电、核电不参与月度集中竞价。
当水电无供应能力且购电主体仍有购电需求时，火电、核电可参与月度集中竞价。
第三十九条[发布交易通知]广州电力交易中心每月在交易平台发布次月富余电能增量集中竞价公告，发布交易规模、省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等相关信息。
其中，省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等信息由南网总调在交易开始前提供。
第四十条[交易申报]1.购售电主体均在交易平台上自行申报，发电企业申报电量和电价，电力用户及售电公司申报电量和价差，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。
购售电主体均申报交易关口处电量；2.电力用户和售电公司申报价差为与目录电价中电量电价的价差，电价下浮为负，电价上浮为正；3.售电方申报发电上网侧电价折算到购电方所在省区后，落地价格与购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价（含环保电价）之间的差值作为申报价差。