湖南电力交易中心日前发布了《关于2018年8月电力市场交易的公告》，准备在7月23日-26日组织开展8月月度电力市场交易，本次交易不设定月度总成交电量具体限额，以电力用户、售电公司当月需求为限。本次交易各月的购电基准价为：398.86元/兆瓦时。2018年8月省外入湘电量为13.0亿千瓦时。详情如下：
湖南电力交易中心有限公司
关于2018年8月电力市场交易的公告
(2018年9号)
根据国家相关政策、《湖南省电力中长期交易规则(试行)》及《湖南省电力中长期交易规则修改增补条款(第一次)》(以下统一简称交易规则)、《湖南省电力中长期交易实施细则(2018.01版)》、《湖南省2018年度电力市场交易方案》、《湖南省发展和改革委员会关于2018年祁韶直流电价空间有关问题的通知》等，现就2018年8月湖南电力市场月度交易工作公告如下：
一、省内参与企业
1.发电企业：列入湖南省经信委直接交易统调公用发电企业准入目录的发电企业(见附件一)。
2.电力用户：
(1)直接交易用户：列入湖南省经信委直接交易市场主体准入目录(共二十批，见附件二)且已在湖南电力交易中心有限公司(以下简称“交易中心”)完成直接交易注册的电力用户。
(2)零售用户：列入湖南省经信委直接交易市场主体准入目录(共二十批，见附件二)且已签订《市场化零售业务协议》的电力用户。
(3)纳入湖南省经信委参与省外入湘电量交易名单的重点、优势企业(含增补企业)，以及湖南省经信委直接交易市场主体准入目录之内的贫困县企业(见附件四)，且已在交易中心完成直接交易用户注册或已签订《市场化零售业务协议》。
所有电力用户只能参与直接交易注册生效之后或签订《市场化零售业务协议》之后的有效月份的交易。否则即使成交也将无法结算。
3.售电公司：列入湖南省能源局公布的售电公司目录且已在交易中心注册的售电公司(见附件三)。
以增项方式取得售电营业资格并完成售电注册手续的发电企业默认以发电主体参与本次集中竞价交易，如有变更应在7月23日前以纸质函件(加盖公章)形式向交易中心明确参与集中竞价交易的市场主体身份。
二、交易周期
本次交易电量对应的周期为2018年8月。
三、交易电量
1.本次交易不设定月度总成交电量具体限额，以电力用户、售电公司当月需求为限。
2.发电企业单个交易单元的总交易电量不得超过其当月最大发电能力，并满足电网安全约束等要求，具体限额见附件六。
3.原则上单个售电公司交易总量不应超过市场总交易量的30%。
4.交易电量结算月结月清。
5.交易申报电量单位为兆瓦时(千千瓦时)，不保留小数。
四、交易电价
1.省内市场交易电价
(1)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(含线损)、政府性基金与附加三部分组成。其中，输配电价(含线损)、政府性基金与附加按国家批复标准及政府有关规定执行，且不改变现行的峰谷分时电价、基本电价、功率因数考核等价格政策;市场交易价格为市场交易价差与购电基准价之和。大用户或售电公司参与交易时，基于购电基准价申报价差，与发电企业达成交易的价差为市场交易价差。即：
用户购电价格=市场交易价格+输配电价(含线损)+政府性基金与附加。
市场交易价格=市场交易价差+购电基准价。
本次交易各月的购电基准价为：398.86元/兆瓦时。
(2)发电企业参与交易时，基于政府批复上网电价申报价差;发电企业市场交易电量的上网电价为政府批复上网电价与市场交易价差之和。
2.省外入湘(祁韶直流)电量价差
根据初步测算，8月省外入湘电量落地电价(加上用于降一般工商业的25元/兆瓦时)与我省购电基准价(398.86元/兆瓦时)之差为-84.51元/兆瓦时。根据《湖南省发展和改革委员会关于2018年祁韶直流电价空间有关问题的通知》，祁韶直流价差空间分为三个部分使用，售电公司不参与祁韶直流价差空间分配。
(1)40%用于重点企业和贫困县企业
参与省外入湘(祁韶直流)电量挂牌交易的重点企业和贫困县企业的省外入湘电量购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金与附加三部分组成。
用户购电价格=市场交易价格+输配电价(含线损)+政府性基金与附加。
市场交易价格=省外电量交易价差+购电基准价
根据初步测算，8月省外电量交易价差为-33.80元/兆瓦时，企业签订的省外入湘电量按此价差结算。
(2) 40%用于其他企业
祁韶直流价差空间的40%用于除重点、优势企业以外的参与市场交易的全体企业，此类企业(含参与省外入湘电量市场挂牌交易的贫困县企业)在省内市场交易价差的基础上，按与省内发电企业的交易电量获得此部分价差。根据初步测算，该部分价差暂统一定为-10.00元/兆瓦时。
(3) 20%用于补偿发电企业。
3.本次交易双边协商、集中竞价按价差进行申报，通过交易平台报价时应填报负值或0。例如，期望降价20.00元/兆瓦时，则在交易平台申报价格“-20.00元/兆瓦时”。
4.火电企业上调预挂牌交易按价差进行申报，下调预挂牌交易申报价格为补偿价格。
5.申报价格的单位为元/兆瓦时，保留2位小数。
五、省外入湘(祁韶直流)电量交易方式
2018年8月省外入湘电量为13.0亿千瓦时。
1.本轮交易分两步进行：
(1)重点、优势企业(名单见附件四)挂牌交易
挂牌电量为2018年8月省外入湘电量的60%，电量为7.8亿千瓦时。
各企业只申报电量，不申报价格。
纳入我省省属国有重点脱困和重点支农企业名单的企业优先成交。
如各企业申报电量之和大于挂牌电量，则参与该交易的除优先成交以外的其他企业按其2017年实际购网电量占比份额分配挂牌电量。各企业所需电量的不足部分可参与省内市场交易进行补充。
如各企业申报电量之和等于或小于挂牌电量，则申报电量全部成交。挂牌电量如有剩余，剩余电量转入支持贫困县企业的挂牌交易。
(2)贫困县企业(名单见附件四)挂牌交易
挂牌电量为2018年8月省外入湘电量的40%,电量为5.2亿千瓦时。如优势、重点企业挂牌交易有剩余电量,该部分交易电量相应增加。
各企业只申报电量，不申报价格。
如各企业申报电量之和大于挂牌电量，则按参与交易企业2017年实际购网电量占比份额分配。各企业所需电量的不足部分可参与省内市场交易进行补充。
如各企业申报电量之和等于或小于挂牌电量，则申报电量全部成交。挂牌电量如有剩余电量另行处理。
2.纳入省经信委参与省外入湘电量交易的优势、重点企业以及贫困县企业可自行选择是否参与省外购电电量挂牌交易，并以实际申报为依据。
3.既属于贫困县企业，又属于优势重点企业的，参与省外入湘电量挂牌交易时，可自行选择两种挂牌交易方式中的一种，并以实际申报为依据。
4.结算时，如省外月度实际入湘电量与挂牌电量出现偏差，在后续月份另行调整。
5.售电公司在通过交易平台申报电量的同时，需以纸质表格形式(见附件五)将所代理的用户申报电量明细(加盖公章)传真至交易中心(0731-85332020)，并通过邮件形式报送电子表格明细单至jiaoyi@hn.sgcc.com.cn。如代理电力用户涉及多个营销用户号的请分别填写明细，营销用户号需与交易平台绑定号一致。
六、省内市场交易方式
1.省内双边协商交易
省内发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商方式开展2018年8月交易。
本次月度双边协商交易只能申报一组电量及电价。
2.省内集中竞价交易
(1)如双边协商交易成交电量未满足用户需求，组织省内发电企业与电力用户、售电公司开展集中竞价。
(2)本次集中竞价购方或售方交易可申报三组电量及电价。
(3)本次集中竞价申报价格(价差)应小于或等于0，大于或等于-110元/兆瓦时。
(4)集中竞价采用统一边际价格法进行出清计算。
统一出清价格=最后一个匹配对形成的匹配价格;
匹配价格=售方申报价格+(购方申报价格-售方申报价格)×K。其中，发电企业为售方，电力用户、售电公司为购方，K=0.5。
七、偏差电量处理方式及增补交易
1.对于月度交易计划电量与实际发电需求之间的偏差，通过预挂牌月平衡偏差方式处理。
2.火电企业分别对2018年8月上调、下调机组进行预挂牌报价。本次上、下调预挂牌只申报一组电价，不申报电量。
3.上调申报价格(价差)不得高于0元/兆瓦时。发电机组出力可上调至额定容量(含扩容容量)。
4.下调申报价格不得高于110元/兆瓦时。发电机组出力可下调至0。
5.以申报价格(价差)为该交易单元成交价，各交易单元按价格排序，报价相同时以时间优先原则排序，时间相同时以节能优先原则排序。
6.根据《湖南省电力中长期交易规则修改增补条款(第一次)》和《湖南省电力中长期交易实施细则(2018.01版)》规定，可以视情况启动增补交易。
八、交易合同
1.经交易双方申报和安全校核的交易结果，一经发布后，交易合同即为成立，其中大用户或售电公司即为合同购电方，发电企业即为合同售电方，电网企业即为合同输电方。
2.通过交易平台发布的批发交易结果作为电子合同，无需交易各方另行签订。
3.售电公司应与电力用户、电网公司签订《市场化零售业务协议》。
4.参与本次交易的发电企业、电力用户、售电公司可通过交易平台查看和下载本单位电子合同。
九、交易时间安排
本次交易由交易中心通过电力交易平台在省内组织四轮交易。(交易平台https://pmos.hn.sgcc.com.cn)
(一)第一轮省外入湘(祁韶直流)电量挂牌交易
1.2018年7月23日8:30-12:00，重点、优势企业进行挂牌交易申报。
2.2018年7月23日14:00-17:00，贫困县企业进行挂牌交易申报。
3.2018年7月24日10:00前，交易中心对交易申报进行计算，形成初步交易结果。
4.2018年7月24日12:00前，省经信委和湖南能监办对初步交易结果进行审核，交易中心发布通过审核的交易成交结果。
(二)第二轮省内双边协商交易
1.2018年7月24日16:00前，各参与交易的省内发电企业、电力用户、售电公司自行协商交易电量和电价。
2.2018年7月24日16:00前，交易各方通过交易平台申报交易意向。具体程序为：
(1)省内发电企业登录电力交易平台，按照规定的格式录入交易意向信息，包括电量、电价等。
(2)大用户、售电公司登录电力交易平台，确认发电企业录入的交易意向信息。
3.2018年7月24日16:30前，交易中心在交易平台上汇总、审核交易申报信息，并将符合规则的交易意向提交电力调度机构进行安全校核。
4.2018年7月25日10:00前，电力调度机构对符合交易规则的交易意向进行安全校核，形成有约束交易结果。
5.2018年7月25日12:00前，省经信委和湖南能监办对有约束交易结果进行审核，交易中心发布通过审核的双边交易成交结果，并通过交易平台形成交易电子合同。
(三)第三轮省内集中竞价交易
1.2018年7月25日12:00-17:00，省内发电企业、电力用户、售电公司通过交易平台申报除双边协商成交结果外需参与交易的电量和电价;
2.2018年7月26日10:00前，交易中心对交易申报进行计算，形成集中竞价无约束交易结果，提交电力调度机构进行安全校核。
3.2018年7月26日15:30前，电力调度机构对集中竞价无约束交易结果进行安全校核，形成有约束交易结果。
4.2018年7月26日17:30前，省经信委和湖南能监办对集中竞价有约束交易结果进行审核，交易中心按照统一出清价格发布通过审核的集中竞价交易成交结果。
(四)第四轮火电机组上、下调预挂牌报价
1.2018年7月26日14:30-6月28日16:30，省内发电企业对2018年8月上调、下调机组进行预挂牌报价。
2.2018年7月26日17:30前，交易中心对交易申报进行计算、排序，形成交易结果，提交电力调度机构。
十、2018年8月湖南电网电力市场预测分析
见《2018年8月湖南电网电力市场预测分析》(附件七)。
十一、有关交易事项说明
1.参与交易的各电力用户、售电公司应增强电力市场法制意识、风险意识和履约意识。参与交易的电力用户全部电量进入市场，电力用户、售电公司应合理、准确预测、申报所需用网电量。因交易实际结算电量与合同电量偏差导致的违约将严格按照交易有关合同、规则执行违约考核、结算。
暂定用户正偏差考核系数K1=1.02、用户负偏差考核系数K2=0.3。湖南能监办可会同政府有关部门根据电力交易实际结果对K1、K2取值进行适当调整。
如未发生发电机组下调，或当月参与申报的发电企业数量少于3个，结算时市场下调电量补偿均价暂定为当月发电侧市场合同的加权平均价的15%，即K补偿系数=0.15。
2.所有参与市场交易的用户均在购电基准价的基础上参与本次市场批发或零售交易。
3.在安排月度电量计划时，如该月清洁能源优先发电量与市场合同电量之和过大，导致该月供应能力超出统调用电量需求预测时，将调整清洁能源优先发电量，直到满足该月电力电量平衡要求。
4.合同管理、交易申报与出清、结算清算等工作的具体流程与算法执行交易规则和《湖南省电力中长期交易实施细则(2018.01版)》有关规定。
5.7月23日-7月26日电力交易中心受理双边协商方式形成的年度电能交易合同调整申请。购电方和售电方需协商一致，在保持合同总量不变的前提下，提出年度合同电量变更申请(申请内容包括调整的合同名称及编号、8-12月的合同电量调整值、调整原因等)纸质件，并加盖购售电双方公章。
6.对于发电企业持留发电容量、有发电能力而不参与集中竞价交易和预挂牌招标申报、市场主体串谋操纵市场电量及价格、通过合同电量转让交易违规输送利益等行为，由监管机构会同政府相关部门给予查处。
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十二、联系方式
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湖南电力交易中心有限公司
2018年7月20日
