2016年湖南省电力用户与发电企业直接交易公告公布，本次电力交易的总成交电量限额为100亿千瓦时，由湖南电力交易中心有限公司（以下简称电力交易中心）通过电力交易平台在省内组织两轮交易，不足部分向省外发电企业采购。
本次交易周期为2016年10月至12月，各参与直接交易的发电企业和电力用户应分月申报电量、电价。
本次交易的总成交电量限额为100亿千瓦时，由湖南电力交易中心有限公司（以下简称电力交易中心）通过电力交易平台在省内组织两轮交易，不足部分向省外发电企业采购。
1、第一轮由82家已经列入《2016年电力用户与发电企业直接交易试点准入用电企业名单》（湘经信能源[2016]84号）的电力用户与省内准入发电企业通过双边协商方式开展交易。新增的交易意向中达到省政府要求的降价幅度（即发电企业上网电价下降5分/千瓦时及以上）的，视为有效意向，纳入本次直接交易电量范围，否则视为无效意向。允许对2016年已签订直接交易合同中剩余电量签订补充协议，在双方同意的前提下，对降价幅度进行调整，并按照省发改委文件执行相关价格政策，其中达到省政府要求的降价幅度的电量，纳入本次直接交易电量范围，未达到的，不纳入本次直接交易电量范围。
2、第一轮双边协商交易后，剩余电量开展第二轮单边集中竞价。采用省内发电企业单边集中竞价方式，对申报电价设定限额，最高限价为397.1元/兆瓦时，电力用户不参与竞价申报。如果省内发电企业的成交电量不足100亿千瓦时，不足部分由省电力交易中心向省外发电企业采购，省外采购电量在湖南电网的落地价应不高于397.1元/兆瓦时。
本轮直接交易形成的全部电量由未参与第一轮双边协商交易的电力用户和参加第一轮协商但有未达成交易的电量的电力用户获得，电力用户的电量分配及结算办法另行明确。
2016年1-9月湖南电网电力市场交易信息
一、1-9月电网运营情况
1、用电情况
1-9月，全省全社会用电量1113.91亿千瓦时，同比增长3.11%。第一产业用电量13.74亿千瓦时，同比增长6.06%;第二产业用电量609.60亿千瓦时，同比下降5.88%，其中工业用电592.71亿千瓦时，同比下降6.44%;第三产业185.41亿千瓦时，同比增长12.31%;城乡居民生活用电量305.16亿千瓦时，同比增长19.87%。
1-9月，湖南电网统调用电量817.18亿千瓦时，同比减少0.47%;统调最大负荷2289万千瓦，同比增长0.43%;日最大电量4.74亿千瓦时，同比增长10.46%;统调最小负荷507万千瓦，同比增长0.96%;日最小用电量1.88亿千瓦时，同比减少10.46%。
2、新机投产情况
1-9月新并网统调机组容量177.3万千瓦。其中，火电2台，合计容量126.0万千瓦;水电3台，合计容量7.7万千瓦;风电容量38.8万千瓦;垃圾及生物质机组3台，容量4.8万千瓦。
无退役统调机组。
至9月末，湖南电网统调发电容量3315.4万千瓦，其中水电1034.9万千瓦，抽水蓄能120.0万千瓦，火电1936.5万千瓦(含扩容机组新增容量)，新能源224.0万千瓦。
3、发、购电情况
1-9月湖南电网统调发电量730.07亿千瓦时，同比增长1.90%。
其中，火电发电量337.03亿千瓦时，同比减少17.68%。火电平均利用小时1832小时(利用小时暂按扩容后容量计算，下同)，同比减少519小时;其中20万千瓦及以上公用火电平均利用小时1740小时，同比减少448小时。
水电发电量356.58亿千瓦时，同比增长24.91%。
新能源发电量36.46亿千瓦时，同比增长69.15%。
1-9月湖南降雨量1382毫米，较常年同期偏多14%。主要水库来水偏多,水电发电量大幅增长。丰水期主要水库水位偏高，消落压力大。特别是4至6月来水集中，用电水平低，水电出现弃水调峰。为减少弃水损失，通过水电弃水应急交易向省外售出部分水电电量。
1-9月火电发电量总体大幅下降，其中上半年火电以中小方式运行为主，4月至6月上旬，基本以7台30万千瓦机组的极小方式运行，多个电厂长时间出现机组全停的情况。入夏之初，水电仍保持了较高出力水平，火电直至7月下旬空调用电大幅增长才逐渐转为大方式运行，但即使在用电最高峰，仍有部分火电机组停机备用。8月中下旬至9月，来水急剧减少，火电基本保持中等偏大方式运行。
1-9月13个火电厂中有10个不同程度出现全停，全停调峰的时间远超上年同期，其中黔东、宝庆、石门I、石门II、金竹山全停时间超过100天。
1-9月从省外购入电量100.32亿千瓦时，同比减少5.36%;售出电量13.21亿千瓦时，同比增长871.32%。
二、后期供需形势预测
四季度湖南由秋入冬，天气逐渐转凉。统调用电负荷主要受气温和降水的影响,一般11月中下旬出现部分取暖负荷，并随气温下降增加。根据气象预报，今年无“重阳水”出现，进入枯水期后，地方小水电出力进一步下降，用主网电增多。预计工业生产用电没有明显变化。
由于上年四季度降雨偏多，地方小水电保持了较高出力，用主网电偏少，且四季度工业用电明显下滑，总体用电基数较低，因此今年四季度同比有一定增长。
预计四季度统调用电量285亿千瓦时，同比增长6.9%;统调最大用电需求2150万千瓦，同比增长9.4%，预计出现在12月下旬。
预计四季度新投统调机组容量19.9万千瓦，其中，水电机组2台，容量1.9万千瓦;风电约18万千瓦。
预计水电发电量约40亿千瓦时，同比减少55.3%。
预计新能源机组发电量16亿千瓦时，同比增长68.4%。
预计火电发电量195亿千瓦时，同比增长49.8%，需电煤约820万吨。
预计联络线购入电量34亿千瓦时,同比减少14.1%。
根据电力平衡预测分析，考虑预留备用后，四季度湖南用电需求可以得到满足。但是如果火电厂电煤供应无法满足需求，发生缺煤停机的情况，则可能导致冬季用电高峰电力供应出现紧张局势。
湖南省电力用户与发电企业直接交易公告
(2016年2号）
根据《湖南省人民政府办公厅<关于进一步降低实体经济企业综合成本实施方案>的通知》（湘政办发[2016]62号）及《湖南省降低大工业电价工作方案》（湘发改价商[2016]704号），2016年10-12月湖南省电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易)安排公告如下：
一、准入企业
（一）电力用户
1、《湖南省经济和信息化委员会关于公布2016年电力用户与发电企业直接交易试点准入用电企业名单的通知》（湘经信能源[2016]84号）公布的82家电力用户，具体企业基本情况见《2016年电力用户与发电企业直接交易试点准入用电企业名单》（附件一）。
2、由湖南电网（含上划、代管的原地方电网）供电的执行大工业电价、供电电压等级在10kV及以上的电力用户。
（二）发电企业
1、大唐金竹山电厂、大唐株洲电厂、大唐湘潭电厂、大唐耒阳电厂、大唐石门电厂、长安石门电厂、华电长沙电厂、国家电投黔东电厂、华能岳阳电厂、长安益阳电厂、国电宝庆电厂、华润涟源电厂、华电常德电厂、大唐攸县电厂等14家统调公用火电企业（含大唐耒阳电厂一期20万千瓦等级机组），省内其他类型发电企业暂不参与本次直接交易。
2、省外发电企业。
二、交易方式
本次交易的总成交电量限额为100亿千瓦时，由湖南电力交易中心有限公司（以下简称电力交易中心）通过电力交易平台在省内组织两轮交易，不足部分向省外发电企业采购。
1、第一轮由82家已经列入《2016年电力用户与发电企业直接交易试点准入用电企业名单》（湘经信能源[2016]84号）的电力用户与省内准入发电企业通过双边协商方式开展交易。新增的交易意向中达到省政府要求的降价幅度（即发电企业上网电价下降5分/千瓦时及以上）的，视为有效意向，纳入本次直接交易电量范围，否则视为无效意向。允许对2016年已签订直接交易合同中剩余电量签订补充协议，在双方同意的前提下，对降价幅度进行调整，并按照省发改委文件执行相关价格政策，其中达到省政府要求的降价幅度的电量，纳入本次直接交易电量范围，未达到的，不纳入本次直接交易电量范围。
2、第一轮双边协商交易后，剩余电量开展第二轮单边集中竞价。采用省内发电企业单边集中竞价方式，对申报电价设定限额，最高限价为397.1元/兆瓦时，电力用户不参与竞价申报。如果省内发电企业的成交电量不足100亿千瓦时，不足部分由省电力交易中心向省外发电企业采购，省外采购电量在湖南电网的落地价应不高于397.1元/兆瓦时。
本轮直接交易形成的全部电量由未参与第一轮双边协商交易的电力用户和参加第一轮协商但有未达成交易的电量的电力用户获得，电力用户的电量分配及结算办法另行明确。
三、集中竞价交易规则
参照《湖南省电力用户与发电企业集中撮合交易规则（试行）》（湘监能市场[2014]151号），本次集中竞价交易的出清计算执行以下规则：
1、发电企业申报的电量单位为兆瓦时（千千瓦时），不保留小数；电力单位为兆瓦（千千瓦），不保留小数；报价单位为元/兆瓦时，保留1位小数。
2、交易申报截止后，电力交易中心通过平台对申报数据进行出清计算，形成无约束交易结果。出清计算遵循“价格优先、时间优先”的原则，具体算法如下：
按月进行出清计算。发电企业申报数据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排序，申报价格与时间均相同时，按申报电量比例分摊。按照以上排序逐步增加成交电量，直至总成交电量达到当月成交电量限额，各发电企业的市场交易成交价格为其申报价格。如果发电企业总申报电量低于成交电量限额，所有有效申报均成交，各发电企业的市场交易成交价格为其申报价格。
四、交易周期
本次交易周期为2016年10月至12月，各参与直接交易的发电企业和电力用户应分月申报电量、电价。
五、交易电量
1、82家已经列入《2016年电力用户与发电企业直接交易试点准入用电企业名单》（湘经信能源[2016]84号）的电力用户优先开展交易，达到降价幅度要求的，视为有效意向，纳入100亿电量范围，剩余电量开展发电侧单边集中竞价。
2、为促进发电企业竞争，本次直接交易电量从2016年发电计划中单列，在月度发电计划中优先执行，交易达成后不扣除发电企业交易容量。在确保电网安全的前提下，不设置单个电厂申报电量的限额，鼓励有竞争优势的发电企业根据自身的发电能力多申报、多发电。
3、双边交易申报中，如果各发电企业与用户申报的交易意向电量总量超过本次总成交电量限额，电力交易中心将根据各发电企业申报电量占本次交易申报电量总量的比例调减其申报电量总量，使各发电企业申报电量总量满足本次交易电量限额的限制。
六、交易电价
1、双边协商方式的直接交易价格由电力用户与发电企业协商确定。参与直接交易的用户购电价格由市场交易价格、电网输配电价及损耗、政府性基金及附加三部分组成，具体计算办法如下：
电力用户参加直接交易的购电价格（不含基本电费）=市场交易价格+电网输配电价及损耗+政府性基金及附加。
其中：
市场交易价格由发电企业、电力用户双方协商确定。按照省政府要求，本次市场交易价格较我省统调火电上网标杆电价（0.4471元/千瓦时）需降5分/千瓦时及以上，即不得超过0.3971元/千瓦时；
政府性基金及附加由政府主管部门确定，不管是否参与直接交易都需要缴纳，且执行同一标准。
输配电价及损耗由政府主管部门确定，根据国家发改委“发改办价格[2012]3439号”和湖南省发改委“湘发改函[2016]382号”文的规定，2016年9月1日-12月31日的直接交易中，各电压等级输配电价及损耗标准按下表执行：
根据省发改委《关于印发<湖南省降低大工业电价工作方案>的通知》（湘发改价商〔2016〕704号）的要求：“水电降价空间用于降低大工业用电价格：未参与直接交易的，用电价格在目录电价基础上降低2.58分/千瓦时；参与直接交易的，用电价格在市场形成价格的基础上再降低2.58分/千瓦时；并停征大工业城市公用事业附加费0.7分/千瓦时。”
2、对于集中竞价交易，发电企业均以发电侧上网电价作为申报电价。对申报电价设定限额，最高限价为397.1元/兆瓦时。
3、对于集中竞价成交电量，电力用户按照省发改委确定的原则进行结算。
4、直接交易合同履行期间，国家调整我省输配电价及损耗、政府性基金及附加费的，本次直接交易同步调整。
七、交易合同
1、对于82家已经列入《2016年电力用户与发电企业直接交易试点准入用电企业名单》（湘经信能源[2016]84号）的电力用户，按照要求与发电企业签订合同或补充协议。新签订的直接交易合同以湖南能监办发布的《2016年湖南省电力用户与发电企业直接交易合同》（附件二，简称规范合同文本，下同）为准。
2、对于电力交易平台集中竞价交易，省经信委授权电网企业代理湖南电网所有执行大工业电价的电力用户与中标发电企业签订直接交易合同。
直接交易各试点企业可通过交易平台查看本单位电子合同。
八、直接交易程序
（一）2016年10月19日，电力交易中心通过电力市场信息发布网站和交易平台发布2016年10-12月湖南省电力用户与发电企业直接交易试点交易公告及相关操作程序。
信息发布网站为https://pmos.hn.sgcc.com.cn:21443
（二）第一轮双边协商交易
1、2016年10月19日到10月24日，各参与直接交易的发电企业、82家电力用户自行协商交易电量和电价，分解交易电量到月度。
2、2016年10月25日17:00前，交易各方通过交易平台申报直接交易意向。具体程序为：
（1）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，包括分月的电量、电价等。
（2）电力用户登录电力交易平台，确认发电企业录入的交易意向信息。
3、2016年10月26日12：00前，电力交易中心在交易平台上汇总、审核交易申报信息，并将符合规则的直接交易意向提交电力调度控制中心进行安全校核。
4、2016年10月27日17：00前，电力调度控制中心对符合交易规则的直接交易意向进行安全校核，形成有约束交易结果。
5、2016年10月28日12：00前，省经信委会同国家能源局湖南监管办对有约束交易结果进行审核，电力交易中心发布通过审核的双边直接交易成交结果，并通过交易平台形成直接交易电子合同。
（三）第二轮集中竞价交易
1、2016年10月28日12:00-17:00，省内发电企业通过交易平台申报交易电量和电价；
2、2016年10月29日12：00前，电力交易中心对交易申报进行计算，形成无约束交易结果。
3、2016年10月30日17：00前，电力调度控制中心对无约束交易结果进行安全校核，形成有约束交易结果。
4、2016年10月31日12：00前，省经信委会同湖南能监办对有约束交易结果进行审核，电力交易中心发布通过审核的集中竞价交易成交结果。
5、2016年11月1日-3日，根据上述成交结果，不足部分由省电力交易中心向外省采购直接交易电量，湖南落地价格不高于397.1元/兆瓦时。
九、2016年湖南电网电力市场交易信息
见《2016年1-9月湖南电网电力市场交易信息》（附件三）。
十、有关交易事项说明
1、参与直接交易的各试点企业，应增强电力市场法制意识、风险意识和履约意识。电力用户直接交易电量仅限于执行大工业电价的本企业生产用电，电力用户应考虑本企业实际生产所需的大工业用网电量需求预测情况，因直接交易实际结算电量低于合同电量导致的违约将严格按照直接交易有关合同、交易规则执行违约考核、结算。请各电力用户科学准确预测用电量，申报电量应留适度余地。
2、按照《湖南省电力用户与发电企业直接交易电费结算暂行规定》（湘电监市场[2013]126号），参与直接交易的各单位报价基于现金结算方式，如部分采用银行承兑汇票结算，电力用户直接交易电量电费结算应在上年度承兑汇票比例的基础上下降10%，支付超出约定比例的承兑汇票的一方应承担相应银行承兑汇票贴现成本。电力用户应逐年降低承兑汇票结算比例，保障电费及时支付，电力用户与发电企业共担风险。
3、直接交易电量、电费的结算、清算由电网企业统一组织进行，发电企业和电力用户依据电网企业出具的结算凭据进行结算。
4、电力用户与电网企业签订的《供用电合同》依然有效，电力用户与电网企业签订的《供用电合同》中约定的抄表周期、抄表例日抄录的计量数据作为直接交易电量的结算依据。电力用户按照与电网企业在《供用电合同》中约定的支付方式和时序进行电费支付。
5、对于电力用户用电计量装置未安装在产权分界处时，产权分界处至计量装置之间线路损耗，按照《供用电合同》执行。
6、发电企业申报电量、电价应明确到发电单元，发电单元根据省经信委年度计划电量文件确定。
7、电力用户和发电企业直接交易有违规行为的，经核实并报联席会议同意，予以强制退出，承担相应违约责任，并根据国家有关规定予以查处。
十一、联系方式
交易双方及相关单位联系方式见附件四。
湖南电力交易中心有限公司
2016年10月19日
湖南省电力用户与发电企业直接交易公告
延伸阅读：
