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

（五）电网运行约束机组合同电量、调峰调频电量、热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等特殊属性的电量原则上不得转让；

（六）已有电量在全月平均负荷率达80%或达到安全运行限额（由调度机构按稳定计算确定）的发电企业，原则上不得受让；负荷中心火电企业的电量原则上不得转让；确需转（受）让的，应通过电力调度机构的安全校核；

（七）电力交易机构可根据实际情况，启动或暂停电力用户之间的合同电量转让；

（八）合同转让交易原则上应在合同执行开始时间3个工作日之前完成；部分周期转让的，应在月末倒数第三天前完成此后合同周期的转让交易；

（九）发电企业（包括可再生能源发电企业）之间、批发市场电力用户之间、售电公司之间以及售电公司与批发市场电力用户之间可在月内开展当月合同电量转让交易，转让交易截止时间为每月26日（遇法定节假日顺延）；

（十）受让方应一并接受出让方原有交易合同附有的电力（曲线）、交易电量月度分解以及其它条件；

（十一）合同转让电量以1兆瓦时为最小单位，转受让的合同电量自转受让次日起从转让方当月月度合同电量中扣减并计入受让方当月月度交易电量，电力交易机构将转、受让方的交易结果即时提交电力调度机构执行；

（十二）合同转让交易结算可由转受让双方自行负责，也可委托电网企业结算，以依法合理运用税务政策为原则。

第一百〇五条合同转让交易可采用双边协商或挂牌交易方式，出让方与受让方按照前述交易规则参加年度、月度的双边协商或挂牌交易。

采用双边协商方式的，出让方与受让方可事先签订转受让合同，通过电力交易平台提交，明确原合同名称与编号、拟转让的电量、转让价格等信息，由出让方录入电力交易平台，受让方确认相关信息。

采用挂牌方式的，出让方在规定时间内通过电力交易平台提交合同转让挂牌申请，明确原合同名称与编号、拟转让的电量、转让价格等信息。

第一百〇六条电力交易机构负责受让方受让需求与能力初步审查和受让电量再次转让的合规性审查，并在规定时间内作出答复。

电力交易机构在交易申报截止当日，将预成交结果提交电力调度机构进行安全校核。电力调度机构在规定时间内反馈安全校核结果，电力交易机构通过电力交易平台发布通过交易结果。具体时间要求与年度、月度交易相同。

第七章安全校核

第一百〇七条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作，各类交易必须经电力调度机构安全校核。涉及跨区跨省的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核（省级调度机构可受托进行安全校核）。安全校核的内容主要包括但不限于：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等。

第一百〇八条电力调度机构应及时向电力交易机构提供或者更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，以及交易在不同断面、路径上的分布系数，并通过电力交易平台发布必开机组组合、发电量需求、影响断面（设备）限额变化的停电检修等信息。

电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，对集中交易进行出清，并与同期组织的双边协商交易一并提交电力调度机构进行安全校核。

第一百〇九条为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构可根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得到各机组的电量上限及下限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议，并及时提供关键通道可用输电容量、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。

第一百一十条安全校核未通过时，由电力交易机构进行交易削减。对于双边协商交易，可按照时间优先、等比例原则进行削减；对于集中交易，可按照价格优先的原则进行削减，价格相同时按提交时间优先的原则进行削减，提交时间相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行消减。

第一百一十一条安全校核应在规定的时限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。

第八章合同签订与执行

第一节合同签订

第一百一十二条市场成员应根据交易结果或者政府下达的优先发电计划电量，参照合同示范文本签订购售电合同，并在规定的时间内提交至电力交易机构。购售电合同中应当明确购电方、售电方、输电方、分时段电量（电力）、电价、执行周期、结算方式、计量、违约责任、资金往来信息等内容。

第一百一十三条电力交易机构按照规则，参照国家颁布的合同范本，结合本省实际，编制湖南省电力批发市场购售电合同和交易合同范本以及湖南省电力零售市场合同范本，经湖南能源监管办审定后发布。

第一百一十四条批发市场合同原则上应当采用电子合同签订，电力交易平台应满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。

市场主体参与批发市场交易的入市承诺书和所有批发市场合同均应通过电力交易平台形成电子合同。在电力交易平台提交、确认的双边协商交易以及参与集中交易产生的分时段交易结果，各相关市场成员可将市场主体的入市承诺书和电力交易机构出具的电子交易确认单（视为电子合同）作为执行依据，可不再另外签订有关合同。

第一百一十五条零售市场合同应逐步采用电子合同，实现网上签订，规范管理，提高效率。售电公司与零售用户按照规则要求签订零售市场购电合同，由售电公司按规定向电力交易机构备案。电网企业代理购电时应按有关要求与代理用户签订代理购电合同。

第一百一十六条批发市场合同包括厂网间购售电合同、市场交易合同、电量转让合同和输配电合同等。

厂网间购售电合同是指发电企业与电网企业根据省政府电力主管部门下达的年度优先计划电量签订的购售电合同。合同中应包括但不限于以下内容：双方的权利和义务、分月优先发电电量、上网电价、并网点和计量点信息以及违约责任等。厂网间购售电合同签订后应提交电力交易机构，作为优先计划电量结算依据。

电量转让合同是指合同转让交易的出让方和受让方依据交易结果签订的合同，合同内容应包括：交易主体、交易时间、分时段交易电量（电力）、交易价格、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约定等。

输配电合同是指电网企业承担电力交易输配电责任、与各类市场主体之间的三方合同。原则上，各类通过电力调度机构安全校核的交易结果，视为电子化输配电合同的构成要素，输配电合同与各类交易合同同步形成。

各类市场交易合同依据交易结果签订，内容包括：交易主体、交易时间、分时段交易电量（电力）、交易价格、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约定等。其中，年度交易合同应明确分月分时段交易电量（电力）、价格。

第一百一十七条根据省发改委下达的年度电力供需平衡方案，原则上在每年省内年度交易开始前（不晚于当年12月底前）完成次年度优先发电购售电合同签订。

（一）跨区跨省国家指令性计划电量、政府间协议电量的购售电合同（含补充协议），应约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线或者确定曲线的原则、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。年度电量规模以及分月计划可根据实际情况，由购售电双方协商确定。

（二）执行政府定价的省内优先发电电量签订厂网间年度购售电合同，应约定年度电量规模及分月分时段计划、交易价格等。年度交易开始前，尚未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。省内优先发电电量计划，应结合实际科学安排，不得将上述电量安排在指定时段内集中执行，也不得将上述电量作为调节市场自由竞争的手段。

第一百一十八条采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式，推动优先发电参与市场交易，不断提高优先发电中“保量竞价”比例，应放尽放，实现优先发电与优先购电规模相匹配。

第一百一十九条原则上，批发市场合同应当在交易执行前签订，具体要求如下：

（一）双边协商交易结果发布后，由电力交易平台自动生成电子合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过电力交易平台确认电子合同。逾期未确认的，视为已确认。逾期未确认交易结果或电子合同的，首次由电力交易机构提醒，第二次记入诚信记录。

（二）集中交易结果发布后，由电力交易平台自动生成电子合同，无须相关市场主体确认。

（三）厂网间年度购售电合同原则上应在上年年底前签订。未完成签订的，电力交易机构按照省发改委下达的计划执行。

第一百二十条各类合同均应及时签订，电力交易机构应做好各类交易合同的汇总管理，并在相关合同签订后5 个工作日内向湖南能源监管办备案。对不及时签订、备案合同的，责令整改；不按要求整改的，湖南能源监管办依法依规予以处理。

第二节合同执行

第一百二十一条电力交易机构汇总市场成员各类交易合同（含优先发电合同、市场交易合同，年度合同根据约定的分月分时段电量分解安排），形成发电企业的月度交易计划，并依据月内（多日）交易结果，进行更新、调整和发布。

第一百二十二条年度合同执行周期内，次月交易开始前，经交易双方协商一致，在不影响其他市场主体交易合同执行的基础上，允许通过电力交易平台调整后续各月的合同分月分时段计划（年度合同总量不变），调整后的分月计划需通过电力调度机构安全校核，并作为月度交易计划安排和结算的依据。

第一百二十三条电力调度机构应根据月度交易计划，结合电网运行情况、电力供需形势和清洁能源消纳需求等因素，合理安排电网运行方式和机组开机方式，保障月度交易计划的执行。执行过程中，电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因，导致实际执行结果与中长期交易计划存在偏差时，应当详细记录原因，向市场主体说明，并报告湖南能源监管办、省发改委、省能源局。

第一百二十四条发电企业全部合同约定交易曲线的，按照合同约定曲线形成次日发电计划；发电企业部分合同约定了交易曲线的，由电力调度机构根据系统运行需要，安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲线叠加形成次日发电计划。未约定交易曲线的批发交易合同、优先发电合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。

第一百二十五条电力交易机构每日跟踪、定期公布月度（含调整后的）交易计划执行进度情况。市场主体对发电计划完成进度提出异议时，电力调度机构应出具书面解释，电力交易机构予以公布。

第一百二十六条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，事后及时向湖南能源监管办、省发改委、省能源局报告情况，并通过电力交易机构进行相关信息披露。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。

第三节偏差电量处理

第一百二十七条允许合同双方在协商一致的前提下，按照规则进行动态调整，鼓励市场主体通过月内（多日）交易、合同转让交易减少合同执行偏差。

第一百二十八条系统月度实际用电需求与月度发购电计划、可再生能源实际发电需求与月度发电计划等存在偏差时，通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理。

第一百二十九条电力交易机构负责组织发电侧上下调预挂牌交易，可以与月度集中竞价一并组织，也可以在月度集中竞价之后单独组织。

第一百三十条发电侧上下调预挂牌机制采用“报价不报量”方式，发电企业在规定的时间内申报上调（增发）价格和下调（减发）价格。通过预挂牌交易确定次月上调机组调用排序（按申报价格由低到高排序，价格相同以时间优先和环保优先原则排序）和下调机组调用排序（按申报价格由低到高排序，价格相同以时间优先和环保优先原则排序）。预挂牌交易结束后，电力交易机构将上调机组调用排序和下调机组调用排序提交电力调度机构。

第一百三十一条月度最后7个自然日，根据当月电力电量平衡预测，各类合同电量的分解执行无法满足省内供需平衡时，在满足电网安全约束和机组安全约束的前提下，电力调度机构按照上调机组调用排序增加发电出力，或者按照下调机组调用排序减少发电出力，确保发用电的实时平衡。已报价上下调能力用尽后，可以对未报价的机组实行强制上下调。

第一百三十二条月度发电侧上下调预挂牌交易基本要求：

（一）各类型发电企业均可参与月前上下调预挂牌交易。

（二）发电企业出现上下调时，按其报价结算；如其无报价，按强制上下调价格结算。发电侧上下调费用结算差额部分纳入月度清算。

（三）上下调交易价格、强制上下调补偿价格可根据成本监测和市场运营状况实行限价，可再生能源发电企业上下调补偿限价、强制上下调补偿限价可单列明确。上调价差的限额原则上由同月同类型机组月度交易平均价差乘以上调价差调整系数K3确定，K3取值范围为0.8-1.2，由电力交易机构测算并提出建议值，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后执行。原则上，月度交易平均价差为正时，K3不高于1；月度交易平均价差为负时，K3不低于1。

第九章计量和结算

第一节计量

第一百三十三条电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的分时段计量装置。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。电网企业应当在跨省跨区输电线路两端安装符合技术规范的分时段计量装置，跨省跨区交易均应明确其结算对应计量点。

第一百三十四条计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的分时段结算需要，保证计量数据准确、完整，按自然月购售同期抄表结算。

第一百三十五条发电企业、跨区跨省交易送受端计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的分时段主、副电能表各一套，主、副表应当有明确标识，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，用副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第一百三十六条多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量等比例计算各自分时段上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定容量比例计算各自分时段上网电量。

处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的分时段上网电量，确定调试期的分时段上网电量。

第一百三十七条电网企业应按照电力市场分时段结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当计量数据存在异议时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，由电网企业组织相关市场主体协商解决。协商无法达成一致时，可申请湖南能源监管办和政府有关部门协调、裁决。

第二节结算

第一百三十八条电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行电费资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由组织该交易的电力交易机构会同送受端电力交易机构向市场主体出具结算依据；合同转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第一百三十九条电网企业（含地方电网企业和拥有配网经营权的配售电企业）之间结算的输配电费用，按照政府价格主管部门核定的输配电价和计量关口实际物理计量电量结算。其中，

居民、农业电量和代理购电工商业电量（含线损），按照省价格主管部门核定的计量关口电量分类比例计算（剔除已直接参与市场交易用户电量）；双方另有约定的，可按双方约定执行。计算地方电网和增量配网企业容量电费和峰谷电价时，需剔除其经营范围内免收基本电费电量和不执行峰谷分时电价电量。

第一百四十条发电企业上网电量电费由电网企业支付；电力用户向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。市场主体可自行约定结算方式，未与电网企业签订委托代理结算业务的，电网企业不承担欠费风险。

第一百四十一条电力用户的基本电价、政府性基金及附加、峰谷分时电价、功率因数调整等按照电压等级和类别按实收取，由电网企业根据国家及湖南省有关规定进行结算。

第一百四十二条电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括但不限于以下内容：

（一）实际结算电量；

（二）各类分时段交易合同（含优先发电合同、市场交易合同）电量、电价和电费；

（三）分时段上下调电量、电价和电费，偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余等信息；

（四）发电企业新机组调试电量、电价、电费；

（五）辅助服务费用；

（六）电网企业代理购电结算依据（含分时段交易合同电量、电价和电费，偏差费用等）；

（七）接受售电公司委托出具的零售交易结算依据。

第一百四十三条市场主体的合同电量（含电网企业代理购电电量）和偏差电量分开结算，按月清算、结账。

第一百四十四条非燃煤发电基准价电源以及采用网对网、点对网方式的跨区跨省送入电量参与省内市场交易时，其市场电量对应的政府批准上网电价（省外购入落地电价）与燃煤发电基准价的差额资金纳入新增损益计算，按月由全体工商业用户分摊或分享。

第一百四十五条为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。

第一百四十六条市场主体因偏差电量引起的电费资金、新增损益，暂由电网企业收取和支付，并应当在电费结算依据中单项列示。

第一百四十七条结算周期内，发电企业自身原因造成的偏差电量，电力调度机构应做好记录，包括偏差原因、起止时间、偏差电量等。发电企业实际分时段上网电量，扣除各类合同电量、自身原因偏差电量后，视为发电企业的分时段上下调电量。

第一百四十八条发电企业上网电量结算。

（一）可再生能源发电企业

1.首先按市场交易合同电价结算其市场分时段交易合同电量（上网电量小于合同电量时按合同加权平均价），然后按政府批复上网电价结算保障优先用电的分时段上网电量。剩余的分时段电量视为上调电量，按其预挂牌上调价格结算，如未参与分时段上调预挂牌交易申报，其分时段上调电量按照同类型电源强制上调价格（取当月同类型电源上调申报最低价与燃煤火电基准价的85%二者之中的较小值）结算。

2.非自身原因未全部执行其当月分时段市场合同电量时，相应的未执行分时段电量视为下调电量，按其分时段预挂牌下调补偿价格获得补偿；如未参与分时段下调预挂牌交易申报，其分时段下调电量按照同类型电源强制下调补偿价格（取当月同类型电源所有下调报价的最低价与当月市场交易加权均价的10%二者之中的较小值，若无下调报价则视为下调补偿价格为0）结算。

3.因自身原因未全部执行其当月分时段市场合同电量时，相应的分时段未执行电量应承担合同价差电费损失。

（二）燃煤公用火电企业

1.实际分时段上网电量小于当月应结算的分时段市场合同电量时，按其分时段市场合同加权平均价结算。分时段下调减发电量按其分时段预挂牌下调补偿价格结算；如未参与分时段下调预挂牌交易申报，其分时段下调电量按照同类型电源强制下调补偿价格（取当月同类型电源所有下调报价的最低价与当月市场交易均价的10%二者之中的较小值，若无下调报价则视为下调补偿价格为0）结算。因自身原因导致的少发电量不予补偿，应承担相应的合同价差电费损失，并按燃煤发电基准价的10%支付偏差考核费用。

2.实际分时段上网电量大于当月分时段应结算的市场合同电量时，首先按其分时段合同价格结算各类分时段合同电量；因自身原因多发导致的分时段超发电量按其燃煤发电基准价结算，并按燃煤发电基准价的15%支付偏差考核费。实际上网电量扣减合同电量、自身原因超发电量后的电量视为上调电量，按其预挂牌上调价格结算；如未参与上调预挂牌交易申报，其分时段上调电量按照同类型电源强制上调价格（按当月同类型电源所有上调报价的最小值或燃煤发电基准价的85%）结算。

3.月内同时段既提供上调服务又提供下调服务的发电企业，以同时段互抵后的净值作为月度该时段上调电量或下调电量进行结算。

4.超发、少发电量在执行上述中长期考核补偿结算的同时，“两个细则”考核补偿、辅助服务市场并行实施。

5.自身原因造成的少发电量是指在不需要该发电企业下调的情况下，不执行调度指令、因计划检修而未被安全校核、非计划停运或机组运行不正常等原因造成的少发电量，不属于下调补偿范畴。自身原因造成的超发电量是指该发电企业不执行调度指令的多发电量，不属于上调电量范畴。超发、少发电量由电力调度机构认定，每月1日向电力交易机构提供。

第一百四十九条跨省跨区购入电量结算。

（一）首先按优先发电市场交易合同电价结算其保障优先用电的分时段电量，剩余电量按市场合同电价结算。

（二）跨省跨区交易在省间市场偏差电量考核按省间市场交易规则执行，相关偏差考核费用纳入月度清算。

第一百五十条批发交易用户（包括售电公司、批发市场电力用户、代理购电电网企业，以下简称“批发交易用户”）电量结算，逐步完善用户侧偏差考核机制。

（一）批发交易用户分时段偏差电量=用户（代理用户）分时段实际网供电量-（各类分时段交易合同购入电量-各类分时段交易合同售出电量），正偏差为超用电量，负偏差为少用电量。

（二）批发交易用户分时段实际用电量超过分时段合同电量时，按分时段合同约定价格分别结算各对应合同电量。

正偏差考核范围以内（含）的超用电量，按合同加权平均价结算，免于考核；正偏差考核范围以上的超用电量，按发电侧上调交易加权平均价或报价从低到高排序前三至五名平均价的K1倍（当月未组织上调预挂牌交易时，按月度集中竞价或双边协商形成的加权平均价格的K1倍，下同）结算。K1取值范围为1.0-1.5，由电力交易机构测算并提出建议值，经省电力市场管理委员会讨论，报湖南能源监管办、省发改委、省能源局批准后执行。