湖南推电力交易：电力中长期交易规则(试行)(征求意见稿)发布

第五章 交易品种、周期和方式

第二十六条 【交易品种】电力中长期交易品种包括电力直接交易、批发交易(含代理)、零售交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、应急交易和辅助服务交易。同时，可根据实际情况创新交易品种，报经国家能源局批准后实施。

电力直接交易是指电力用户向发电企业直接购电的市场交易行为，交易目的为满足电力用户自身需求。

批发交易(含代理)是指售电企业(以企业本身或持代理合同)向发电企业购电的交易行为，交易目的是售电企业通过批发市场购入电能用于转售给用户企业或为用户企业代理购入电能。

零售交易是指售电企业将其从批发市场购入的电能分别销售给用户企业的交易行为。零售交易由售电公司与电力用户双方自主组织开展，但须接受监管。大部分零售交易合同须在批发交易时向交易机构备案，并严格按合同执行，其余零售交易合同也须按交易机构要求备案，并定期集中报告零售交易基本情况(原则上分月度报告)。

合同电量转让交易是指符合准入条件的发电企业、电力用户和售电企业按规定转让其持有的交易合同电量的部分或全部交易标的。

允许发电企业之间以及电力用户之间签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构同意后，由另一方代发(代用)部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。

应急交易是在发生或即将发生弃风弃水紧急情况下，向省外售出电量，提高省内可再生能源消纳能力的交易行为。

第二十七条 【交易周期】电力中长期交易主要按年度和月度开展，也可根据实际需要和基本条件，按照年度以上、多月或月度以下周期开展交易。如无特别说明，以下交易周期所称年度，含多年或 6 个月以上;所称月度，含 6 个月以下的多月。

第二十八条 【交易方式】电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌招标(招标要约)等方式进行。

(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力或辅助服务)及其价格，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

(二)集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格;条件成熟时，按峰、平、谷段电量(或标准负荷曲线)进行集中竞价。

(三)挂牌交易(招标要约)指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量(辅助服务)的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方或多方提出接受该要约的申请，按规则初选成交对象，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第二十九条 【跨省区交易】具有直接交易资格的发电企业、电力用户和具有批发零售资格的售电公司，在获得省政府或省政府授权的部门的批准后，可直接参与跨省跨区交易，发电企业和电力用户也可委托售电企业或电网企业代理参与跨省跨区交易。

现货市场启动前，电网企业经省政府授权委托可代理参与跨省跨区购电交易;电网企业、售电企业可以代理小水电、风电等参与跨省跨区售电交易。 保留在电网企业内部的发电企业不直接参与跨省跨区电能交易。

第六章 价格机制与电量规模

第三十条 【基本原则】电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，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。相关的输配电价、政府性基金与附加按国家规定执行。

第三十一条 【跨省跨区输电价格】跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。我省发生物理送出时，省内输配电价按不超过 30 元/兆瓦时(含网损)的原则自主协商，也可以由省政府或省政府授权的部门测算核定。跨省跨区交易按照国家主管部门相关规定和统筹安排组织开展。

第三十二条 【交易价格】双边交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定;挂牌交易价格以挂牌成交价格结算。

集中竞价采用统一出清的，根据最后一个交易匹配对的成交价格确定，也可根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定;采用撮合成交的，根据各个交易匹配对的申报价格形成成交价格，一般为卖方报价和买方报价的平均值。

第三十三条 【收益分配】电网企业参与跨省跨区交易代理购电时，因外购电价格相对省内平均上网电价的价差形成的损益应纳入输配电价核定和电价调整中统筹考虑。

第三十四条 【合同转让电价】合同电量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。

第三十五条 【两部制电价与峰谷电价】参与直接交易或零售交易的两部制电价电力用户，基本电价按现行标准执行。

现阶段，直接交易(或批发交易)和零售交易以交易电量和电度电价计量计价结算。

参与直接交易的峰谷电价用户，可以继续执行峰谷电价，峰谷电价按即时峰谷浮动价格执行，电力用户不参与分摊调峰费用;条件成熟时，电力用户可以通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。

峰谷电价造成的电网企业损益应单独记账，纳入电价调整和辅助服务费用统筹考虑，并接受监管。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第三十六条 【辅助服务过网费】省内辅助服务市场交易原则上不计输电损耗，无须支付输配电价和缴纳相关基金附加。

第三十七条 【独立配网电用户交易价格】独立配网企业供电的电力用户可以通过以下程序参与市场交易：

1.与所在配网企业签订协议，事先约定计量、电量、电价与结算等相关事宜。

2.完成市场准入手续，取得市场准入资格。

3.原则上由所在配网与省网企业统一结算(包括配网参与市场交易用户和配网本身市场交易)，再由配网企业与电力用户结算。

4.配网企业可向参与交易的用户企业收取配电费，配电价格可由政府主管部门核定，也可以采用配网与用户两级计量点电压的输配电价差。配网企业可按规定对网内相关用户实行两部制电价，执收基本电费，也可在征得用户同意后采用一部制电价。

第三十八条 【交易限价】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，可以对报价或结算价格设置上限及下限。

第三十九条 【供需平衡预测】每年年底，由主管部门预测次年电力供需平衡情况，预测总发用电量，经省政府或省政府授权的部门商相关部门，确定跨省跨区受入和送出交易电量。

第四十条 【跨省跨区交易】跨省区购电应充分考虑省内发电产能规模，以免加重省内可再生能源消纳负担，挤占省内火电企业发电基本市场空间。

省内统调公用燃煤机组平均发电利用小时数低于 3000 小时，且影响省内发电企业正常经营时，应缩减长期跨省跨区购电交易规模，除国家计划、地方政府协议跨省跨区电能交易合同外，原则上不得再开展长期跨省跨区购电交易。如因省内外购电价格悬殊，确需开展跨省区交易时，可以通过省外落地价格的参照指引，组织省内发电企业先行竞价，也可以引进省外售电主体和适当电量规模参与本省市场竞争，还可以组织用户企业或售电企业直接向省外购电。

省内可再生能源限电、弃风弃水的时段，应通过市场交易、跨省区调剂等办法，减少或停止跨省区购电交易，启动并加大跨省区送出的售电交易。

第四十一条 【市场交易规模】省内市场交易电量规模，由省政府或其授权部门根据市场放开情况和需求预测确定。

第七章 交易组织

第一节 交易时序安排

第四十二条 【年度交易时序】开展年度交易时遵循以下顺序：

(一)确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，跨省跨区送受电中的国家指导性计划(可再生能源)列为优先发电。

(二)确定省内优先发电(燃煤除外)。首先，安排规划内的风能、太阳能等可再生能源保障性收购利用小时数以及可再生能源高峰机组优先发电;其次，按照二类优先发电顺序合理安排，并按照气电、可调节水电、不可调节水电、风电和光伏发电的先后顺序放开计划，使其逐步进入市场。优先发电机组进入市场时，应制定相应保障措施。

(三)开展年度双边交易、年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同)。如年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可不开展年度集中竞价交易。

(四)确定燃煤发电企业基数电量。根据本省年度发电预测情况，减去上述优先发电和年度交易结果(或预计规模)及后续交易规模后，剩余电量作为年度基数电量。基数电量应按规定逐年缩减，直至取消。

(五)电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据安全校核后的交易结果，及时(原则上在 12 月底前)将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价的直接交易(批发交易)、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分期交易结果。电力调度机构应按交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第四十三条 【月度交易时序】开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。月度双边交易已满足全部交易需求，也可不开展月度集中竞价交易。

第四十四条 【跨省跨区交易时序】在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后。在电力供应紧张的情况下应优先保障省内电力电量平衡，有富余发电能力时参与跨省跨区交易。