湖南省电力中长期交易实施细则（2018年01版）发布

4.1.3  年度交易应明确分月电量安排。对于双边协商交易形成的合同，在合同双方协商一致情况下，允许在保持年度合同总量不变的情况下，逐月调整下一月及后续月份的分月电量安排，并以修改后的分月电量编制交易执行计划，进行电量电费结算;对于集中交易形成的合同，不能修改分月电量。

4.1.4 电力交易机构按照  湖南中长期规则和本细则的规定，结合市场主体的电力交易需求，定期组织开展电力批发交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易，适时组织应急交易和辅助服务等交易。

4.1.5 批发市场交易的组织流程执行  湖南中长期规则第四十三条规定。电力交易机构应结合电力市场运营情况编制、发布市场交易公告，市场交易公告作为当次交易合同的重要组成部分。

4.1.6 市场主体按照交易公告规定的方式，向电力交易机构申报交易意向，基本要求如下：

4.1.6.1  申报电量的单位为兆瓦时(千千瓦时)，不保留小数;申报电力的单位为兆瓦(千千瓦)，不保留小数;申报价格的单位为元/兆瓦时，保留两位小数。

4.1.6.2  电力批发中，双边协商、集中竞价、挂牌交易的申报均采用价差申报方式。卖方(发电企业)申报相对政府批复上网电价的价差，买方(直接交易用户和售电公司)申报相对市场购电基准价的价差，电价上浮为正，电价下浮为负。现阶段，申报价差应小于或等于  0。

4.1.6.3  如果外省发电企业参与湖南省电力市场集中竞价交易，需要将其上网申报价格折算为湖南电网落地电价，再减湖南市场购电基准价价折算为湖南市场售电价差，公式为：

P 售电价差 = P 落地电价 - P 湖南市场购电基准价式中，湖南市场购电基准价根据 规则第一次修改增补条款相关规定确定，在市场交易公告中发布。

4.1.7 组织集中竞价交易的基本要求执行 湖南中长期规 则第四十四条至四十六条、 规则第一次修改增补条款第六条规定，可选择的交易出清算法详见本细则  3.2 节、3.3 节。电力交易机构在组织集中竞价交易时，通过市场交易公告明确出清算法选择。

4.1.8 组织挂牌交易的基本要求执行 湖南中长期规则第四十七条至五十条规定，可选择的交易出清算法详见本细则 3.4 节、3.5 节。

电力交易机构在组织挂牌交易时，通过市场交易公告明确出清算法选择。

4.1.9 年度、月度交易组织的基本时序安排执行  湖南中长期规则第五十一条至五十三条规定，集中竞价与挂牌交易组织的先后顺序由电力交易机构根据市场运营情况确定。

4.1.10 年度双边交易、年度集中竞价交易、月度双边交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易组织的基本流程和要求执行  湖南中长期规则第五十六条至八十四条规定。根据市场运营需要，电力交易机构可以在月度集中竞价之前或之后组织月度挂牌交易。

4.1.11 合同电量转让交易的组织执行 湖南中长期规则第八十七条至八十八条、 规则第一次修改增补条款第七条规定。

4.1.12 为促进可再生能源优先消纳，优先组织可再生能源参与交易，具体方式执行 规则第一次修改增补条款第一条规定，丰水期暂定为每年 4、5、6  月份。

4.1.13 原则上，可再生能源发电企业只能与唯一的一家拥有市场合同的同类型发电企业签订合同，实现互保。

4.1.14  发电企业按规定以增项方式取得售电营业资格并完成售电注册手续后，可作为合格市场主体参与交易，但在集中竞价交易中只能以发电或售电一种市场主体身份参与交易。

4.2 应急交易组织

4.2.1 概述

4.2.1.1  根据国家有关法规、政策、文件精神及《华中区域水电减弃增发应急交易办法》等，为充分利用水、风、光能资源，减少弃电电量损失，结合湖南电网实际情况，制定本部分内容。

4.2.1.2 弃电电量是指湖南电网水电弃水、风电弃风、光伏弃光调峰所损失的电量。

4.2.1.3  本部分内容适用于湖南电网水电、风电、光伏企业在省内发电空间不足，发生弃水、弃风、弃光或可能弃水、弃风、弃光时，为减少弃水、弃风、弃光，在有限的时间内通过市场机制向省外市场售出电量的短期减弃增发应急交易(以下简称“应急交易”)。

4.2.1.4 参与应急交易的主体为水电、风电、光伏企业、省外购

电方、电网企业。其中，参与应急交易的水电、风电、光伏企业包括：

统调且在电力交易机构进行电量结算的水电站、风电场、光伏电站，以及其他自愿申请参与应急交易的非统调水电站。

4.2.1.5 向省外市场售出弃电电量采用电网企业集中代理省内水电、风电、光伏企业与省外购电方双边协商，或者参与外省市场集中竞价、挂牌交易等模式。

4.2.2 启动条件及交易程 序

4.2.2.1 当以下两项条件同时具备时，可以启动应急交易。

(1)  参与应急交易的水电站、风电场、光伏电站发生弃水、弃风、弃光，或即将发生弃水、弃风、弃光，并提出交易申请;或电网企业根据来水情况提出启动应急交易，并有水电、风电、光伏企业响应。

(2)  统调公用火电厂运行方式已调整为当时电网安全控制要求或调峰要求的最小方式，抽水蓄能充分调用，已最大限度调减外省送湖南电量，无法再腾出空间消纳省内水电、风电、光伏电量。

4.2.2.2  所有参与应急交易的发电企业在年初签订参与年度应急交易承诺书，当实际发生应急交易时依约执行。承诺书签订后由电力交易机构公布参与应急交易的发电企业名单。

4.2.2.3 在应急交易实施过程中，未列入名单中的水电、风电企业亦可向电力交易机构提出临时交易申请，并签订应急交易承诺书后，参与应急交易。

4.2.2.4 达到应急交易条件时，由电力交易机构宣布启动应急交易，及时报湖南省经信委和国家能源局湖南监管办备案，并通知相关市场主体。

4.2.2.5  应急交易启动后，电力交易机构组织实施向省外市场售电交易，组织参与应急交易的各交易主体签订短期购售电交易单，并公布应急交易起止时间和交易电量、交易价格等。每次应急交易，购、售双方需签订应急交易单，以此为结算依据。

4.2.2.6  因电力市场、雨水情预测等发生变化，引起应急交易任一启动条件消失，电力交易机构应及时向参与交易的有关企业通报相关情况，交易各方以湖南统调电网是否需要继续销售弃电电量为原则、共同协商确定是否继续或结束本次交易。

4.2.2.7 应急交易合同执行过程中应急交易电量发生差异时由电网企业负责平衡。

4.2.2.8 应急交易电量按日清算、按月结算。

4.2.3 交易电量与电价计算

4.2.3.1 向省外市场售出弃电电量以电网企业与省外购电方签订的短期购售电合同以及实际售出电量为准。

4.2.3.2  售出弃电电量在参与应急交易的各水电、风电、光伏企业(以下公式计算中统称电厂)之间的分割按各水电、风电、光伏企业非市场交易电量与装机容量等比例分配的原则实施。各水电、风电、光伏企业售出弃电电量具体根据以下公式计算。

电厂 I 日应急交易电量=Q I -Q I 其他 -(Q-Q 其他 -Q 应急 )×W I ÷W其中：

W：当日参与交易的电厂总装机容量;

W I ：参与交易的电厂 I 的装机容量;

Q：参与交易的电厂当日实际上网电量(根据调度 EMS 电量折算上网电量);

Q 其他 ：参与交易的电厂当日其他市场交易合同电量(根据其他市场交易合同分解电量)

Q I ：电厂 I 当日实际上网电量(根据调度 EMS 电量折算上网电量);

Q 应急 ：当日向省外售减弃应急电量(含输电损耗电量，下同);

Q I 其他 ：电厂 I 当日其他市场交易合同电量(根据其他市场交易合同分解电量)。

4.2.3.3  上述公式中各分量以电厂为单位提取，提取上网电量时段原则上应与向省外售减弃应急电量发生时段一致。各电厂当日应急交易电量应按向省外售减弃应急电量分时比等比例计算各时段电量。

4.2.3.4 应急交易期内，当参与应急交易的电厂中某电厂大发而其他参与应急交易的电厂发电少时，该电厂当日应急交易电量最大为Q 应急  ，当参与应急交易的电厂少发或当日无应急交易电量时，该电厂当日应急交易电量最小为零。

4.2.3.5 当按上述公式计算，参与应急交易的电厂合计应急交易电量大于向省外售电电量总量时，等比例调减至相等。

4.2.3.6  减弃增发应急交易原则上不影响原有已签订的其他市场交易合同。计算参与应急交易的电厂交易电量时，电厂已签订的向外省售电合同电量不纳入应急交易计算。

4.2.3.7  电网企业与省外购电方结算电价按照华中区域相关减弃增发应急交易办法执行。电网企业与省内参与交易的电厂结算采用统一电价，参与交易的电厂结算价格计算公式如下：

电厂结算价格 = 向外省售出均价 - 输电价格如结算价格高于某电厂批复上网电价，按该厂按批复上网电价结算。

4.2.3.8 输电损耗计入输电费中，输电价格原则上不超过 3 分/千瓦时，如超过 3  分/千瓦时，价差在结算价格低于批复上网电价的电厂中按外售电量比例分配。

4.2.4 交易实施

4.2.4.1 应急交易由电力交易机构负责组织实施，电网企业提供相应的输电服务。

4.2.4.2 参与本交易的电厂在应急交易期原则上优先安排发电。

4.2.4.3  电力交易机构应及时将交易结果报告湖南省经信委和国家能源局湖南监管办，并按要求及时向有关市场主体公布交易相关信息，保证交易公平、公正、公开。

4.2.4.4  应公布的相关信息包括但不限于：参与交易的电厂名单、启动及关闭应急交易的时间、原因、交易日电网运行情况、向省外售出电量、电价、参与交易的电厂交易电量、电价等。