湖南省电力中长期交易规则（2022年修订版）：不断缩小电网企业代理购电范围

第五章价格机制

第四十五条电力中长期交易坚持市场化定价原则，由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。

第四十六条因电网安全约束必须开启的机组，约束上电量超出其合同电量（含优先发电合同、市场交易合同）的部分，采用市场化机制确定价格。加强对必开机组组合和约束上电量的监管，保障公开、公平、公正。

第四十七条市场交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成。发电企业、批发市场用户、售电公司、电网企业等参与市场交易时，基于燃煤发电基准价申报价差，达成交易的价差即为市场交易价差；上下浮动范围按照国家有关政策文件执行。

第四十八条执行燃煤发电基准价电源的市场电量结算价格为燃煤发电基准价与市场交易价差二者之和，其中燃煤发电价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。政府批准上网目录电价高于或低于燃煤发电基准价的省内其他电源（简称“非燃煤发电基准价电源”）参与湖南电力市场交易时，其市场电量的结算价格为政府批准上网电价与市场交易价差二者之和。跨区跨省送入落地湖南电量参与湖南电力市场交易时，其市场电量的结算价格为跨区跨省落地湖南电价。

新投产发电机组的调试电量执行调试电价政策。

第四十九条市场用户的用电价格由市场交易价格、新增损益（含偏差费用，下同）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴，下同）、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。

其中，市场交易价格由燃煤发电基准价加上市场交易价差确定；新增损益按政府有关规定执行；辅助服务费用按照湖南省电力辅助服务市场相关规则执行；输配电价、政府性基金及附加按政府有关规定执行；零售市场用户市场交易价差由用户与售电公司协商确定。

第五十条电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含加权平均购电价、新增损益、辅助服务费用等，下同）、输配电价、政府性基金及附加组成。

已直接参与市场交易（不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易，仍按目录销售电价执行的用户）在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，暂不能直接参与市场交易而由电网企业代理购电的高耗能用户，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。电网企业代理上述用户购电形成的增收收入，纳入其为保障居民、农业用电价格稳定产生的损益统筹考虑。

已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易的电力用户，由电网企业代理购电时，其用电价格由电网企业代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成。

已完成市场注册且已开展交易的用户，当合同期满变更零售业务绑定关系，因电网企业、电力交易机构未及时完成业务流程而实际发生用电时，其用电价格由电网企业代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成。

第五十一条执行分时电价的电力用户，参与市场交易后继续执行湖南省分时电价、基本电价、功率因数考核等电价政策。未申报用电曲线以及市场交易电价峰谷比例低于湖南省分时电价政策要求的，用户用电价格按照湖南省分时电价政策规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。进一步完善分时交易机制和调峰补偿机制，引导发电企业、电网企业和电力用户等主动参与调峰。

第五十二条跨区跨省交易落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用和输电损耗构成。其中，输电价格按照价格主管部门有关规定执行。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或另行收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。

第五十三条双边协商交易价格按照双方合同约定执行。集中竞价交易可采用统一边际出清或者高低匹配价格形成机制，电力用户按照价格优先、时间优先进行排序，发电企业按照价格优先、时间优先、环保优先进行排序。滚动撮合交易可采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制，按照价格优先、时间优先进行排序。挂牌交易采用一方挂牌，另一方摘牌成交的价格形成机制。

第五十四条合同转让交易价格为合同电量的出让或买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应按潮流实际情况考虑输电费和网损。

第五十五条售电公司与电力用户之间的购售电合同约定的价格与电费结算方式，应适应现行电价管理模式体系和电网企业相关流程与规范。电网企业应按规则要求，完善电费结算相关流程与系统，为售电公司和电力用户提供更为便捷灵活的电费结算服务。

第五十六条由拥有配网经营权的配售电企业供电的电力用户直接参与市场交易时，应完成市场注册，暂按以下价格机制：

（一）与所在配售电企业签订协议，事先约定计量、电量、电价与结算等相关事宜。

（二）根据电力交易机构出具的结算依据，配售电企业分别与电力用户、省级电网企业开展结算。

（三）配电价格实行最高限价管理，配电价格最高限价标准为电力用户接入电压等级对应的省级电网输配电价减去增量配电网接入电压等级对应的省级电网输配电价。招标方式确定投资主体的配电网，配电价格在最高限价水平内通过招标方式形成；非招标方式确定投资主体的配电网，配电价格由配售电企业在最高限价水平内自主确定。

第五十七条除国家有明确规定的情况外，双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由电力交易机构或省电力市场管理委员会提出，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准。

第六章批发交易组织

第一节总体原则

第五十八条每年11月底前，省发改委综合考虑售电公司和批发市场电力用户的市场电量、电网企业代理购电电量、保障居民、农业优先用电等需求，确定并下达次年度电力供需平衡方案，安排年度跨区跨省优先购电计划、省内优先发用电计划及市场交易电量规模。

年度优先发电计划应与年度优先用电计划相匹配，低价电源优先用于保障居民、农业用电。为落实国家能源战略，跨区跨省送受电中的国家指令性计划、政府间协议电量可列为优先发电。居民、农业用电作为优先用电，由电网企业保障供应。

根据年度发用电量预测，优先发电电量有剩余的，可纳入省内市场交易电量规模；不足部分，由电网企业通过市场化方式采购。

第五十九条根据年度电力供需平衡方案，综合考虑电力供需形势预测、电网安全约束和发用电负荷的丰枯季节特性等因素，原则上每年12月中旬，电力交易机构编制跨区跨省优先购电、省内优先发电及市场交易电量分月计划预安排，经省电力市场管理委员会讨论，报省发改委、湖南能源监管办、省能源局同意后予以发布。

第六十条各类交易组织基本流程：

（一）交易准备。按照职责分工，市场运营机构开展电力电量平衡分析、电网输送能力分析、检修计划编制，根据批发市场电力用户、售电公司用电需求、电网企业保障居民、农业优先用电和代理购电需求，编制交易组织方案和市场交易公告。原则上，按照跨区跨省送受电中的国家指令性计划、政府间协议非燃煤火电电量、非市场化电源、统调水电、非水可再生能源、政府间协议燃煤火电电量、火电的顺序安排保障居民、农业用电的优先发电，剩余可交易电量参与市场交易。

（二）发布公告。经省发改委、湖南能源监管办、省能源局批准后，电力交易机构通过电力交易平台发布交易公告，包括交易标的（含电力、电量和交易执行时间）、交易组织程序（含申报起止时间）、交易出清方式、价格形成机制、参与交易市场主体名单、电力供需形势预测、保障居民、农业优先用电需求、电网企业代理购电需求、优先发电计划、市场化发电企业可交易电量、跨区跨省送入可交易电量、电网运行与输送能力等信息。

定期开市和连续开市的交易，交易公告应当提前至少1个工作日发布；不定期开市的交易，应当提前至少5个工作日发布。

交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。

（三）交易申报。市场主体按照有关规定，通过电力交易平台申报各类交易意向、需求。市场主体对所申报的数据负责，以申报截止前最后一次有效申报作为最终申报。所有的时间记录以电力交易平台时间为准。按要求申报分月分时段电量（电力）、价格（价差）。

双边协商交易由售电方按照规定格式录入交易电量（电力）、电价等交易意向信息，然后由相关购电方确认售电方录入的相关信息。

（四）出清计算。电力交易机构汇总双边协商交易意向，确定各交易主体的交易电量（电力）、电价；电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件，按照规则对集中交易进行出清计算。具体出清计算方法在实施细则中予以明确。

（五）安全校核。电力交易机构将交易出清预成交结果提交电力调度机构。电力调度机构应在规定期限内完成安全校核，形成交易结果，返回电力交易机构。

（六）结果发布。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，并同时报湖南能源监管办备案。

第六十一条集中竞价交易组织的基本要求：

（一）交易申报价格区间。电力交易机构分别提出买方和卖方最高、最低申报价格建议，形成允许的申报价格区间，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准。申报价格区间的设定要充分考虑国家有关政策、发用电成本、供需情况及其变动趋势。

（二）申报电量总额。根据电力调度机构提供的安全约束条件，电力交易机构会同电力调度机构对买方和卖方分别提出申报电量限额建议，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局备案。申报电量限额的设定应考虑电网安全约束条件、市场供需形势、市场力影响、卖方的装机容量和发电能力、买方的用电需求以及月度双边协商交易电量等因素。

（三）集中竞价申报。买卖双方按照交易公告的要求，在规定时间内通过电力交易平台申报当次交易周期期望购买或售出的电量（电力）、价格（价差）。买方、卖方每次申报的电量（电力）及其价格（价差）不超过各自独立的三组。年度集中竞价交易应分月分时段申报，每月各时段申报电量（电力）及其价格（价差）不超过独立的三组。电力交易平台校核申报数据的有效性，不符合要求的申报不予受理。

市场主体申报的价差，电价上浮为正，电价下浮为负。申报的电量单位为兆瓦时，不保留小数；申报的电力单位为兆瓦，不保留小数；申报的价格单位为元/兆瓦时，保留两位小数。

（四）出清、安全校核与结果发布。集中竞价交易申报截止后，电力交易机构按照规则出清计算，经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构发布交易结果。

第六十二条挂牌交易组织的基本要求：

（一）挂牌申请与公告。市场主体在规定时间内，向电力交易机构提交挂牌交易申请，包括挂牌电量、挂牌电价、执行时间、电力曲线等信息。电力交易机构在2个工作日内完成申请信息审核，在电力交易平台发布交易公告；未通过审核的，退回市场主体，并说明原因。交易公告可按照有关程序对参与交易的市场主体设定申报价格限制区间和申报电量限额。

（二）摘牌申报。挂牌交易公告发布后，市场主体提交摘牌申报，挂牌交易卖方（买方）不得同时参与买方（卖方）申报。市场主体摘牌电量可以小于或等于挂牌电量、不能大于挂牌电量。

（三）安全校核与结果发布。挂牌交易申报截止后，电力交易机构按照规则出清计算，如符合价格限制的摘牌申报总电量超过挂牌电量，满足挂牌电量的最后一个成功申报者获得最后剩余部分。经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构发布交易结果。

第六十三条电网企业代理购电参与集中交易（不含撮合交易）时，以报量不报价方式，作为价格接受者参与市场出清。其中，采取挂牌交易方式的，挂牌价格按国家有关规定执行，挂牌成交电量不足部分由市场化机组按剩余交易电量限额等比例承担，执行挂牌价格。

地方电网企业、拥有配网经营权的配售电企业代理购电时，根据其与省级电网企业计量关口购电需求，按照省价格主管部门核定或双方协商确定的计量关口分类电量比例，通过电力交易平台申报交易意向直接参与市场交易或通过省级电网企业代理购电方式获得。

第六十四条市场主体通过年度（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。批发市场交易按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展。

（一）年度交易顺序：

1.每年12月中旬，电力交易机构根据省发改委明确的次年省内市场交易总电量规模，按照一定的比例确定年度交易电量规模。如年度电力供需平衡方案、年度交易方案未及时明确，可按次年省内市场交易总电量预测值的一定比例预安排年度交易电量规模；

2.按照年度双边协商交易、年度集中竞价交易（含跨区跨省双边协商交易及集中竞价交易，下同）的顺序开展年度交易。年度交易电量应分月分时段。如年度双边协商交易已满足年度交易电量需求，可不开展年度集中竞价交易；

3.年度交易结束后，电力交易机构应及时（原则上在12月底前）汇总经安全校核的优先发电合同以及双边协商和集中竞价批发交易、跨区跨省交易和合同转让交易的结果，发布年度分类交易结果、汇总交易结果和分期交易结果。

（二）月度交易顺序：

1.在年度合同分月分时段的基础上，按照月度双边协商交易、月度双边合同转让交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易、月内（多日）交易的顺序开展月度交易。如月度双边协商交易已满足月度全部交易电量需求，可不开展月度集中竞价交易；

2.月度交易结束后，电力交易机构应及时汇总经安全校核的交易结果并予以发布。

第六十五条根据实际需要，年度交易和月度交易可以选择双边协商、集中竞价、挂牌招标等交易方式中的几种或任一种。交易方式、交易规模和时序安排在交易公告中予以明确。