[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。
折算申报价差=申报电价+跨区跨省输电价+线损电价-购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价(含环保电价);
售电方为点对网送电电厂时，线损电价计算方式：
线损电价=申报电价×核定线损率/(1-核定线损率);
售电方为其他类型电厂时，线损电价计算方式：
线损电价=[申报电价+省(区)500kV输电价]×核定线损率/(1-核定线损率)。
4.交易电量、电价差可按照三段式申报，售电方各段累计不超过可参与月度集中竞争交易的申报电量上限。
[交易撮合]
根据购、售电方电量-价差曲线，计算购、售电方价差，按价差从大到小的顺序成交，价差为负不成交。价差相同时按申报电量比例确定中标电量;
售电方成交电量=交易关口处成交电量/(1-核定线损率)。
[成交价格]采用统一价差出清。
1.以购、售方电量-价差曲线交叉点价格确定市场统一出清价差。曲线无交叉点时，根据满足交易规模的最末成交购、售电方价差平均值确定市场统一出清价差;
2.售电方成交价=市场统一出清价差+购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价(含环保电价)-跨区跨省输电价-线损电价;
其中，线损电价=[市场统一出清价差+购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价(含环保电价)-超高压输电价]×核定线损率;
3.购电方成交价=市场统一出清价差+目录电价。
[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。
第八章 月度富余电能增量挂牌
[交易规模]交易规模上限为富余水电消纳需求或余缺调剂需求。
[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：广东、广西、海南电网公司。
[交易关口]电量交易关口为购电主体与超高压公司的计量关口。
[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、核电不参与月度富余电能增量挂牌。当水电供应能力不足且购电主体仍有购电需求时，火电、核电可参与月度富余电能增量挂牌。
[发布交易通知]广州电力交易中心提前不少于3个工作日与总调沟通确定交易规模、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，在交易平台发布富余电能增量挂牌公告。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。
[交易申报]
1.购电方在交易平台上申报交易关口处挂牌电量并提出购电峰谷曲线;
2.购电方挂牌价以月度集中竞价的购电方成交价为基准值，参考购电峰谷曲线执行要求确定。月度集中竞价交易未达成时，以购、售电方省(区)内市场的最近一次月度交易价格(折算至交易关口)的算术平均值为挂牌电价基准值;
3.将购电方挂牌价、挂牌电量折算成售电主体所在省区的发电上网侧挂牌价、挂牌电量。
发电上网侧挂牌价=购电方申报挂牌价-跨区跨省输电价-(购电方申报挂牌价-超高压输电价)×核定线损率;
发电上网侧挂牌电量=购电方申报挂牌电量/(1-核定线损率);
4.各售电主体在广州电力交易平台自愿申报摘牌电量。电厂申报摘牌电量应满足电厂发电能力约束，摘牌峰谷曲线原则上应与购电峰谷曲线相同。
[交易出清]当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例分配挂牌电量;当电厂摘牌电量小于或等于挂牌电量时，电厂全部电量成交。按照以上原则形成无约束交易出清结果;
购电主体成交电量=发电上网侧成交电量×(1-核定线损率)。
[成交价格]售电主体成交价为发电上网侧挂牌价。
[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。
[其他] 购电省(区)电网公司挂牌价与西电东送框架协议落地价之间的差价形成的差额电费应补偿购电省(区)受影响的电厂，具体补偿规则由购电省(区)电力主管部门另行制定。
第九章 安全校核
[安全约束条件]每一轮交易组织结束后，广州电力交易中心依据南网总调提供的省间通道能力、电厂发电能力约束等信息评估省间剩余通道能力、电厂剩余发电能力等信息，评估结果作为下一轮交易组织的约束条件。
[安全校核]当月所有交易品种组织完成后，广州电力交易中心汇总各交易品种成交结果，提交给南网总调进行安全校核;南网总调组织相关调度机构在6个工作日内反馈安全校核结果和调控建议。广州电力交易中心若需要调整交易结果时，则按第十七条的交易调整顺序进行调整，形成最终成交结果。
第十章 交易执行
[调度计划编制及执行]南网总调及相关中调根据广州电力交易中心下达的各类月度交易计划、电网供需情况和电网安全运行约束条件，编制跨区跨省送受电调度计划和省内电厂发电调度计划并执行，在满足电网安全的前提下保障交易计划执行偏差在规定范围内。
[调度计划调整记录] 因实际供需发生较大变化或发生输电阻塞导致交易难以全额执行，南网总调应及时通报广州电力交易中心调整月度交易计划或临时组织月度交易，在此之前南网总调可根据需要调整调度计划，同时做好记录。
[日前调度计划偏差]调度机构在编制日前调度计划时，应记录调度计划曲线内外电量偏差原因。
[实时调度计划偏差]调度机构在实时调度中，因为电网事故、机组跳闸、负荷预测偏差等原因而调整日调度计划，应做好记录，包括调整原因、调整电力和时间。
[应急处置]当系统发生紧急事故时，南网总调及相关调度机构应按安全第一的原则处理事故，无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，南方区域省级政府指定的部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，南方区域省级政府指定的部门、国家能源局南方监管局可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。当交易规则不适应电力市场交易需要，交易系统发生重大故障导致交易长时间无法进行，以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，国家能源局南方监管局可依照相关规定和程序暂停市场交易。
[交易计划执行偏差]南网总调及相关中调负责按月统计汇总交易计划执行偏差原因、偏差电量，提交广州电力交易中心及各省(区)电力交易中心，作为市场主体履约考核依据。
