湖南省电力中长期交易实施细则（2018年01版）发布

2.5.3.2 该市场主体有应当履行而未履行的责任和义务。

2.5.4 售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少 45  天通知政府主管部门、能源监管机构、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方。退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

2.5.5 电力用户无法履约的，应提前至少 45  天，以书面形式告知电网企业、相关售电公司、电力交易机构以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

2.5.6 自愿和强制退出的市场主体，原则上 3  年内不得再参与电力市场交易，由电力交易机构进行注销，并向社会公示。其中，对强制退出的市场主体按合同约定承担相应违约责任外，电力交易机构还应提出处罚建议报政府主管部门和能源监管机构批准后执行。退出市场的电力用户由电网企业提供供电服务。

2.5.7 市场主体退出后，必须执行下列规定：

2.5.7.1 该市场主体必须按规定，停止其在市场中的所有交易活动。

2.5.7.2 市场主体在退办理退出手续后 15 个工作日内，必须结清与所有相关市场主体的账目及款项。

2.5.7.3 注册资格退出后，该市场主体应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让，并按合同约定承担相应违约责任，妥善处理相关事宜。

2.5.7.4 市场主体退出后，该市场主体在其资格停止前与另一市场主体存在的争议按照此前合同约定解决。

3. 价格机制与出清算法

3.1 概述

3.1.1 电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌招标等方式。

3.1.2 电力中长期交易坚持市场化定价原则，第三方不得干预;计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

3.1.3  参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价、政府性基金与附加三部分组成，其中，购电价格指用户的到户电度电价，市场交易价格由购电基准价(销售目录电度电价-输配电价-政府性基金与附加)加上交易价差确定，输配电价、政府性基金与附加执行政府核定标准。

3.1.4 零售市场中，用户的交易价差由用户与售电公司协商确定;零售市场用户与售电公司达成交易后，须向电力交易机构申报交易价差。

3.1.5  批发市场中，发电企业与用户、售电公司的交易价差通过市场化方式确定。其中，双边协商交易的交易价差由发电企业与用户或售电公司自主协商确定，按照双方合同约定执行。集中竞价交易的交易价差由电力交易平台出清计算确定，出清算法原则上采用统一出清法(边际价格法，详见  3.2 节)，在需要明确购售电对象等特殊情况下也可以采用高低匹配法(撮合出清法，详见 3.3 节)。定价方式挂牌交易的交易价差按照挂牌价差确定，出清算法详见  3.4 节。竞价方式挂牌交易的交易价差由电力交易平台出清计算确定，出清算法详见 3.5 节。

3.1.6  现阶段，对于参与电力市场交易的用户，基本电价、峰谷分时电价、功率因素调整电费等继续执行价格主管部门相关政策，用户购电价格作为平段电价，峰、谷电价按现有峰谷电价政策计算。

后期，如果按照峰、平、谷分时段组织交易或交易约定了电力曲线，则不再执行峰谷电价，发电侧和用电侧的电量均按分时段交易电价结算。

3.1.7  合同电量转让交易价格为合同电量或基数计划电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价差和结算。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。

3.1.8  外省发电企业参与湖南电力市场竞争时，跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)、输电损耗和跨省交易辅助服务补偿构成。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，以前三年同电压等级线路的输电损耗水平为基础，通过预测测算得出输电损耗率，报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。跨省跨区交易输电费及网损费按照实际计量的物理量计算。

3.1.9  双边协商交易原则上不进行限价，但在市场运营初期和丰水季节可以限制市场交易价差范围。集中竞价、挂牌交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对申报价差或者结算价差设置上、下限。价差限制范围在市场交易公告中发布。

3.2 集 中竞价统一出清算法

3.2.1 出清计算以“价差优先、时间优先、环保优先”为原则。

3.2.2  按照购电申报价差由高到低的顺序对电力用户、售电公司的申报电量进行排序，价差相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价差、时间均相同时暂将多个申报电量合并，由此形成价差单调递减的购方申报电量队列。在成交结果出来后，对于价差、时间均相同的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给电力用户和售电公司。

3.2.3  按照售电申报价差由低到高的顺序对发电企业的申报电量排序，价差相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价差、时间均相同时按照“可再生能源优先，节能环保优先”的原则排序;

当以上条件均相同时，暂将多个申报电量合并，由此形成价差单调递增的售方申报电量队列。在成交结果出来后，对于不同发电企业的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给不同发电企业。

3.2.4 依次按顺序对购方申报队列和售方申报队列中的电量进行匹配，匹配方法如下：

3.2.4.1  从购方申报队列、售方申报队列中分别取排在最前面的申报数据。如果能够从购方申报队列和售方申报队列中取到数据，则进行下一步计算;如果购方申报队列或售方申报队列中的数据已经全部取完，则结束匹配计算。

3.2.4.2 比较购电报价(价差)和售电报价(价差)，进行以下计算：

(1)如果购电报价(价差)不低于(≥)售电报价(价差)，则按以下方法确定匹配对的电量和价差：量 匹配电量 Q 匹配  等于购方申报电量与售方申报电量的较小值，即 Q 匹配 = min{ Q 购方申报 ，Q 售方申报 }; 匹配价差 P 匹配 由购电报价(价差)P 购方申报  、售电报价(价差)P 售方申报 、竞价差值系数 K 竞价差值 确定，即 P 匹配 = P 售方申报 + (P 购方申报 - P 售方申报 )×K 竞价差值  。购方或售方未匹配的剩余电量进入相对队列的最前方，并回到上一步继续取数据。

(2)如果购电报价(价差)低于(<)售电报价(价差)，则结束匹配计算。

说明 ：竞价差值系数 K 竞价差值 原则上取 0.5，也可随市场交易供需情况调整，由电力交易机构在市场交易公告中发布。

3.2.5 根据各市场主体的匹配电量形成无约束成交易结果，并提交电力调度机构进行安全校核。

3.2.6 经过安全校核后，根据最后一个匹配对形成的匹配价差确定市场统一出清价差 P 统一出清 ，即 P 统一出清 = P 匹配 ( 最后 )  ，所有成交电量均按这个价差出清，各市场主体的成交电量等于通过安全校核的匹配电量。

3.2.7 根据统一出清价差计算各市场主体的实际成交价格，最后发布统一出清价差和各市场主体的成交电量、电价。各市场主体的实际成交价格计算方法如下：

3.2.7.1 对于本省发电企业，实际成交价(市场交易价格)为市场统一出清价差与政府批复上网电价之和，公式为：

P 发电竞价交易 = P 统一出清 + P 批复

3.2.7.2 对于电力用户，实际成交价(用户购电价格)为市场统一出清价价差、购电基准价、输配电价、政府性基金与附加之和，公式为：

P 用电竞价交易 = P 统一出清 + P 购电基准价 + P 输配电价 + P 基金与附加

3.3 集中竞价高低匹配算法

3.3.1 出清计算以“价差优先、时间优先、环保优先”为原则。

3.3.2  按照购电申报价差由高到低的顺序对电力用户、售电公司的申报电量进行排序，价差相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价差、时间均相同时暂将多个申报电量合并，由此形成价差单调递减的购方申报电量队列。在成交结果出来后，对于价差、时间均相同的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给电力用户和售电公司。

3.3.3  按照售电申报价差由低到高的顺序对发电企业的申报电量进行排序，价差相同时按照最终申报时间早者优先的原则排序，价差、时间均相同时按照“可再生能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，暂将多个申报电量合并，由此形成价差单调递增的售方申报电量队列。在成交结果出来后，对于不同发电企业的合并申报电量，根据申报电量比例将成交电量分配给不同发电企业。

3.3.4 依次按顺序对购方申报队列和售方申报队列中的电量进行匹配，匹配方法如下：

3.3.4.1  从购方申报队列、售方申报队列中分别取排在最前面的申报数据。如果能够从购方申报队列和售方申报队列中取到数据，则进行下一步计算;如果购方申报队列或售方申报队列中的数据已经全部取完，则结束匹配计算。