湖南省电力用户与发电企业集中撮合交易规则(试行)

1、湖南省电力用户与发电企业集中撮合交易规则(试行)第一章 总则第一条 为进一步丰富与完善直接交易方式，规范推进直接交易深度试点工作，依据省政府直接交易工作方案和国家能源局相关规定以及湖南省电力用户和发电企业直接交易规则(试行)，结合我省实际，制定集中撮合交易规则（以下简称本规则）。第二条 集中撮合交易是指根据电力用户和发电企业双方申报交易意向，按照规则形成交易记过的一种交易方式。集中撮合交易作为直接交易的一种方式，与双边直接协商交易互为补充。第三条 集中撮合交易坚持价格优先、时间优先原则。第四条 本规则适用于直接交易试点阶段开展的集中撮合交易。参与直接交易的市场主体和市场运营机构必须遵守本规则。

2、第二章 电视市场基础条件第五条 湖南电网电力交易中心（以下简称交易机构）和调度控制中心（以下简称调度机构）隶属于国网湖南省电力公司（以下简称省电力公司），接受能源监管机构监管。交易机构为直接交易市场运营机构，履行交易组织相关职能；掉队机构负责交易结果安全校核与调度执行。省电力公司为直接交易提供交易场所和设施，交易场所和设施由交易技术支持系统、交易大厅及相关的通信系统等组成。第六条 参与集中撮合交易的市场主体包括发电企业（以下简称卖方）和用电企业（以下简称买方），应依据湖南省电力用户和发电企业直接交易规则（试行）和相关用户准入办法，获得准入资格。市场主体应通过交易机构审核注册后方可参加直接交易。

3、发电企业参与直接交易时，应按台次审核到机组，未完成脱硫、脱硝、除尘改造并实现达标排放的不能注册参与直接交易。第三章 集中撮合交易程序与申报限制第一节 基本原则第七条 集中撮合交易可以通过技术支持系统和现场方式开展。技术支持系统建设投运前，由交易机构组织买方与卖方现场集中申报、撮合成交。第八条 试点期间，集中撮合交易可以年度、季度、月度为周期组织。交易组织的程序和具体时间由交易机构依据本规则确定并公告。第九条 集中撮合成交电量实行年度总量限制（以下简称成交电量年度限额）。成交电量年度限额按照总量控制、逐年增长、比重适度的原则确定，并按实际情况确定每次撮合交易的成交电量限额。年度限额应报直接交易联

4、席会议通过，每次交易的时间与成交电量限额由交易机构提出初步安排，报能源监管机构批准后公布实施。第二节 交易申报第十条 每次集中撮合交易均实行交易价格申报限制，由交易机构对买方和卖方分别提出最高、最低申报价格建议，形成允许的申报价格区间，报能源监管机构批准后执行。申报价格区间的设定要充分考虑成本、供需情况及其变动趋势。第十一条 每次集中撮合交易均实行电量申报总额限制，由交易机构对直接交易买方和卖方分别提出买方申报限额与卖方申卖限额建议，报能源监管机构批准后执行。买卖双方申报电量限额根据市场形势分别确定。1. 各买方企业的电量申卖限额一般按其上年度用网电量占所有参与档次交易的买方企业上年度总用网电

5、量的比例与当次成交电量限额之积来确定，并可根据其具体企业发展情况调整。2. 各卖方的申卖限额一般按其准入装机规模占参与档次交易的卖方准入总装机容量的比例与档次成交电量限额之积来确定，并可根据其具体企业发展情况调整。3. 因买方可能出现申报电量大于实际需求的情况，各买方企业必须防范成交电量无法全部完成又不能转让的风险。第十二条 买方和卖方在参加交直接交易前须完成直接交易承诺书的签订，并承担其全部经济和法律责任。第十三条 买卖双方按照交易机构告知的方式，在交易机构告知的电量限额、价格区间内申报期望购买/售出的当次交易周期内的电量和相应的价格，每次交易每个买方或卖方企业申报的电量及其电价最多不能超过

6、各自独立的三组。买卖双方均按电厂上网侧申报价格和电量。第十四条 申报的电量单位为千千瓦时，不保留小数；电力单位为千千瓦时，不保留小数；报价单位为元/千千瓦时，保留1位小数。第十五条 在申报截止时间前，买卖双方均可撤销申报。所有时间记录以交易技术支持系统或交易机构的时间为准。第三节 交易撮合第十六条 交易申报截止后，交易机构对交易申报进行撮合。交易撮合之前，交易机构应核定各个申报的有效性，剔除所有超过限额以及违背第十三条规定的申报。超过限额或违背第十三条者，则剔除其全部申报。第十七条 首先进行无约束交易撮合，形成无约束交易结果。具体过程如下：1. 买方申买按最终申报价格由高到低进行排序，价格相同

7、时按照最终申报时间早者优先进行排序；卖方申卖按最终申报价格由低到高的原则进行排序，价格相同时按照最终申报时间早者优先进行排序，申报价格与时间均相同时按上年度能耗水平低者优先的原则排序。依次按顺序将申买与申卖形成匹配对。每个配对中，申买价格减去申卖价格，构成价差；价差大于或等于零的为有效匹配对。2. 从价差最大的有效匹配对开始按顺序撮合，确定成交电量。撮合剩余的电量进入相应队列的最前方继续撮合，直至有效配对均已成交或成交电量总和等于当次成交电量限额。3. 每个有效匹配对撮合的价格为买方、卖方申报价格的算术平均值。4. 撮合交易所有成交电量的市场成交价格按照统一价格进行出清。该统一价格为最后一个匹

8、配对撮合形成的价格，即最后一个匹配对的买方、卖方申报价格的算术平均值。第十八条 无约束交易结果经调度部门安全校核后，形成有约束交易结果。如有不满足安全约束条件时：1. 剔除不符合安全校核要求一方的无约束交易结果；未进入无约束交易结果的申报不再进行匹配。2. 按照第十七条，重新对剩余的无约束交易进行撮合，形成有约束交易结果。第十九条 如经过一轮集中撮合交易未能完成该次竞价成交电量限额时，视剩余电量额度，可启动下一轮或多轮集中撮合交易。第四章 交易结算第二十条 结算价格1. 卖方结算价格为统一出清方式形成的市场成交价格。2. 买方结算价格包括基本电价和电量电价。其中电量电价为成交的卖方结算价格加输

9、配电价、线损折价、政府性基金及附加。3. 结算价格是交易双方按市场机制形成的结果，由买卖双方合同约定，具有法律效力。除交易双方协合同已有约定或另行协商外，其它单位与个人不得违规改变。第二十一条 电费结算1. 某结算周期直接交易电费=当期直接交易实际电量×当期卖方结算价格2. 采用电网企业集中结算模式时，买方先向电网企业缴纳直接交易电费，再由电网企业向卖方结算支付。电网企业须严格遵守结算相关规定，按交易价格结算直接交易电费，不得扣减拖延或提高承兑汇票比重。3. 采用买卖双方直接结算时，买卖双方依法依规协商签订合同，约定结算事宜，规范结算行为。第五章 交易信息第二十二条 每次交易开始前，

10、交易机构应提前发布相关交易信息，至少需要发布以下信息：1. 交易品种；2. 交易周期；3. 成交电量年度限额、本次成交电量限额、买卖各方的电价限额和电量限额；4. 交易时间程序及时间安排；5. 市场准入企业名单；6. 电力供需形势；7. 交易操作有关事项；8. 交易机构认为与交易有关的其他信息。第二十三条 交易完成、经安全校核并报经能源监管机构审核后，交易机构应在24小时内发布相关成交信息，至少发布以下信息：1. 最终的成交总电量；2. 最终的成交价格；3. 所有成交的卖方、买方成交电量；4. 所有成交的卖方平均申报价格以及申报最高、最低价格；5. 所有成交的买方平均申报价格以及申报最高、最低

11、价格；6. 交易机构应向所有实际成交的交易成员发送具体的成交结果。第二十四条 交易过程中交易机构不得公开交易申报情况。第六章 其他交易事项第二十五条 经安全校核的交易结果，一经发布，直接交易输配电服务合同即为成立，交易各方均应承担各自的经济与法律责任。第七章 交易异常情况处理第二十六条 在出现以下异常情况时，交易机构可以进行技术性停止交易：1. 不可抗力；2. 意外事件；3. 技术故障；4. 交易技术支持系统出现故障；5. 因技术原因，超过30%的交易成员无法完成申报。第二十七条 交易机构认为上述第二十六条的异常情况可能出现，并将会严重影响交易的，交易机构可以宣布技术性停止交易。第二十八条 技术性停止交易的原因消除后，交易机构可以宣布恢复交易或重新开始交易。第八章 交易监督第二十九条 能源监管机构依据本部门职责，按照联席会议制度，对交易规则执行情况进行监管，会同有关部门开展相关工作。第三十条 能源监管机构依据电力