国网湖南省电力有限公司

摘要：国网湖南省电力有限公司在政府主管部门具体指导下，统筹发展和安全，坚持系统思维、坚持问题导向、坚持稳中求进、坚持多方协同、强化要素保障，按照“宏观形势研判—能源发展实际—市场体系打造”的总体思路，结合国情省情开展省域统一电力市场体系的构建与实践，创新制定了多项国内首创的市场交易机制，建立了适应省域实际情况的电力市场建设运营管理体系，初步构建了多层级、多类型、多时间尺度高效运转的市场体系，充分发挥了市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，有效激发了市场活力、提升了能源安全供给能力、助力绿色低碳转型，为湖南“三高四新”宏伟蓝图变成美好现实提供坚实基础，服务了湖南能源电力高质量发展，取得了社会效益全面凸显、经济效益显著增强、生态效益不断彰显的良好效果。

企业简介：国网湖南省电力有限公司是湖南新型能源电力体系建设的先锋队，以建设和运营电网为核心业务，担负着保障湖南省省域电力可靠供应的重大责任。截至2022年底，国网湖南省电力有限公司拥有35千伏及以上变电容量2.07亿千伏安、交直流线路8.29万公里，供电范围覆盖湖南省14个市（州）125个县（市、区），营业区面积占湖南省总面积的96%，营业区人口占湖南省总人口的98%。近年来，国网湖南省电力有限公司在国家电网公司党组和湖南省委、省政府的坚强领导下，矢志不渝抓改革、促发展，坚持不懈补短板、锻长板，各项事业呈现蓬勃发展态势，确保了国有资产保值增值、全省安全可靠供电，为建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业，为全面建设社会主义现代化新湖南作出了积极贡献。

一、省级电网企业省域统一电力市场体系构建管理实践的实施背景

（一）国家推进电力体制改革的重要任务

2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）纵深推进电力市场化改革，推动电力工业进一步优化结构、转换动能，实现由高速发展向高质量发展的跃升。近年来，在各方共同努力下，电力市场改革持续推进、体制机制不断完善，市场配置资源的效果逐步显现，实现以较低的电力价格保障民生和经济社会发展用能用电需求。但在建设过程中，也暴露出市场顶层设计不完善、部分政策机制缺乏统筹、对新型电力系统建设考虑不足、市场壁垒仍然存在等问题。2021年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确2025和2030年两个关键时点的全国统一市场体系建设目标；要求稳步推进省域电力市场建设，充分发挥省域电力市场在全国统一电力市场体系的基础作用，提高电力资源配置效率，保障地方电力基本平衡，对市场范围扩大、多层次市场融合提出了更高要求。

（二）支撑湖南社会经济发展的重要动力

电力是经济社会高质量发展的重要支撑，满足人民群众美好生活用能需求。湖南一次能源匮乏，缺煤、无油、少气，电煤对外依存度超过95%；清洁能源比重大，新能源规模占比持续提升；源荷逆向分布，电源集中在西部、负荷集中在东部，电力潮流季节性特征明显；用电需求增长快，近年来最大用电负荷保持7.7%的年均增速；居民用电比重大，使得负荷具有峰谷差大、尖峰等特性，这些现实条件给湖南电力保供稳价、清洁能源消纳、电网运行控制及规划都带来较大挑战，需要加快推进省域统一电力市场体系建设，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，促进电力行业优化结构、提升效率。

（三）服务新型能源体系构建的重要举措

能源电力行业是国家绿色低碳循环发展经济体系的关键组成，《湖南省电力支撑能力提升行动方案（2022—2025年）》明确在保障电力安全可靠供应的基础上，大力实施可再生能源替代、发展风电和光伏，渗透率提高使得新能源间歇性、波动性和不确定性发电特点对运行影响愈发显著，对电网灵活性调节资源需求增大,亟需加快建设抽水蓄能电站和新型储能、推动煤电改造升级，以市场化方式激励各类主体积极性，释放灵活调节能力；以市场化收益吸引社会资本，推动各类电源健康可持续发展，推动电力供需平衡和市场运营有序衔接，为国民经济发展提供安全、经济、清洁、低碳的电力供应。

二、省级电网企业省域统一电力市场体系构建管理实践的主要做法

（一）坚持系统思维，完善顶层设计

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）明确提出在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。近年来，国家密集出台了一系列电力体制改革的政策及系列配套文件，涉及电力中长期交易、现货市场建设、发用电计划放开、电价形成机制、售电侧改革、增量配电业务试点、可再生能源发展、市场监管、信息披露和信用体系等，我国电力市场建设的政策体系框架已经初步形成。我国能源供需逆向分布、清洁能源快速发展的基本国情以及电网中长期发展形态格局，决定了电力资源需要在全国范围内流通和配置；我国行政管理体制和财税体制、电力发展规划、电价体系、电力供应和安全生产等均按省域实施管理，决定了省域统一电力市场在我国电力市场体系中发挥基础性作用。

电能商品的生产、传输和消费必须通过电力系统来进行，而电能商品的特殊性决定了需要一个在组织架构和规划设计上能够满足“平衡”的电力市场，市场经济体制和物理网络的并存，使得电力市场变成一个高度复杂的“工程-经济”耦合问题。这就要求在满足电网安全运行、电力可靠供应的基础上，以更高的站位、更宽广的视野，尽可能做到前瞻性思考、全局性谋划、战略性布局，既要推动能源转型升级，又要统筹社会经济、安全发展全局；全面遵循、严格落实国家有关政策要求，尽可能统筹考虑电能生产、传输、消费的物理过程和经济管理的基本原理，既要保证政策有效落地，又要确保不出现影响市场推进的重大制约；要注重立足国情、省情，尽可能做到统筹兼顾、综合平衡各方利益诉求；既要着眼于全局资源优化配置，也要考虑能源资源禀赋、电价水平、电网运行等客观条件。

市场框架方面，现阶段，采取“统一市场、两级运作”的模式，对于不同层级的市场，其运转的功能定位有所区别、各有侧重；其中，各省域之间开展的省间电力市场是立足服务国家能源战略、促进资源在大范围内进行优化配置，省域内电力市场承担了全省电力电量基础平衡的责任、保障全省电力有序供应。省域统一电力市场体系做好与省间市场有效接，坚持省间市场交易结果在跨省区联络线上物理执行，省间交易结果作为省内市场运行的边界条件。远期，随着省域电力市场的进一步发展，市场环境将更加成熟、市场基础也将不断完善，跨区、跨省市场壁垒将逐步打开，分阶段融合成为“一级运作”的全国统一电力市场，最终实现电力要素资源在全国范围内的自由流通和优化配置。

市场体系方面，现阶段，湖南省域统一电力市场体系主要以平稳运营电力中长期市场和辅助服务市场，加快推进电力现货市场建设，适时启动新型交易品种作为补充的方式，初步构建形成了“中长期+辅助服务+现货”市场模式；通过加强各级各类不同电力市场品种的有序协调，充分发挥电力中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期中的基础作用，推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，充分挖掘电力现货市场在发现电力实时价格、准确反映电力供需关系等不同市场作用。远期，将进一步完善省域统一电力市场体系，通过提升交易频次、丰富交易品种、拓展主体范围等手段，逐渐形成长期稳定运行的省域统一电力市场，并根据能源转型升级、经济社会发展等需要不断优化调整；同时，加强与绿电交易市场、绿证交易市场以及碳交易市场的衔接，推动各类市场形成一个有机整体，充分体现在能源转型过程中新能源的绿色价值，促进新时代新能源的高质量发展。

（二）坚持问题导向，创新市场机制

当前，我国电力市场建设面临保供应、促转型、提质效等多重目标，受省域能源电力结构和经济发展实际影响，各省域地区在电力市场建设和能源转型过程中所面临的问题和挑战各有不同，问题解决方案和规则体制机制缺乏成熟的模式可供借鉴，需要坚持问题导向，把本省域实际亟待解决的问题作为政策研究以及制定政策起点，聚焦“价格传导机制不完善、送受两端供需形势趋紧、用户侧潜力尚未充分挖掘、储能等新型市场主体交易机制有待健全”等实际问题，充分考虑电力系统基本规律和发挥市场化价格信号引导作用，通过现状剖析、系统研究、先行先试、闭环完善，创新构建多项省域电力市场交易机制。

1.在国内率先实现煤电价格联动，合理体现发用电成本

2021年，受煤炭有效供给量不足、价格大幅上涨（湖南电煤到厂价同比上涨73%）、中长期市场合同机制作用减弱等影响，煤炭市场供需严重失衡，电煤价格创下历史新高达到2600元/吨，致使电煤库存持续处于历史低位、煤电企业发电意愿大幅下降、电力保供面临巨大压力。为了缓解燃煤火电企业经营压力、提升电力供应保障能力，湖南在全国范围内率先实现煤电价格联动，在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，建立与煤炭价格联动的燃煤发电上网电价机制，按一定周期联动调整发电上网交易价格上限，通过市场化交易疏导火电企业燃料成本60.7亿元，合理体现发电、用电成本，降低市场风险。持续完善上、下调偏差处理机制，火电企业全年在下调结算和市场清算中收益超过3.5亿元。

2.创新可中断交易机制，稳定保供稳价预期

外来电作为湖南第二大电力供应来源，电力、电量占比均超过了电能供应规模的四分之一，因其落地电价低于湖南省内平均发电上网价格，在支撑全省电力需求增长的同时有利于减轻省内企业用电成本；随着能源转型推进、用电需求增长，省间交易送电方和受电方度夏度冬保供期供应紧张局面逐渐显现，重叠各方对电力保供关注更高、要求更严，作为受端省份的省域电网省间中长期合同签订困难。为充分发挥省间中长期在保供稳价中的关键作用，统筹送受双方诉求，创新设计了可中断交易，在送出方预计电力供应紧张时可以提前提出中断交易的申请，进而减少新能源不确定、极端气候等特殊情况对跨省跨区中长期电力交易的影响，打消电力送出省份的顾虑，促进跨省跨区中长期电力交易更好的达成，积极拓宽购电渠道，2022年度夏、度冬最大外购电力分别达1026万千瓦、1139万千瓦，同比分别增加71.0%、40.3%，分别占最大负荷25.4%、34.6%，有力促进支撑了度夏度冬期间电力可靠供应和购电价格整体平稳。

3.在国内首创高耗能市场交易，激发用户保供潜力

湖南用电负荷极易受气温、生活方式等因素影响，由于近年来极端天气多发，能源电力保供面临的形势更加复杂、任务更加艰巨，保民生用电面临较大挑战。为了实现国家及省委省政府关于能源电力保供的各项目标任务，在全力提升供电能力的同时，推动电网调节由“源随荷动”向“源荷互动”转型，充分激发需求侧的保供活力；湖南结合省内用电结构和国家关于高耗能企业的电价政策，将高耗能企业交易作为“第一资源”缓解电力供应压力。通过全面梳理企业名单、深入现场摸排资源、实时监测调节能力，根据用户特性设计交易机制，创新构建并组织了省内高耗能企业市场交易，在度夏重点保供期让高耗能企业竞价用电，在预测有供电缺口的时段，对于超合同用电的企业执行惩罚性电价，最大实际下调负荷220万千瓦，通过价格机制引导高耗能企业调节电力需求，保障电力系统安全稳定运行，圆满完成省委省政府“保民生、保安全、保抗旱、保增长”的四保目标。

4.探索引入负荷侧市场主体，实现发用两侧双赢

湖南省电力辅助服务市场运行以来，促使燃煤火电提升调节性能、中小电源优化发电安排，有效促进了湖南能源清洁低碳转型。面对湖南新能源装机的快速增长、丰水期与大风季的叠加、受疫情影响用电需求不旺、消纳空间不足等问题，在发电侧灵活调节能力已充分利用发挥的基础上，需要进一步探索挖掘负荷侧可调节资源的潜力,促进湖南能源清洁低碳转型；相应的市场机制既是充分发挥负荷侧可调节资源潜力的基础，更是重要保障。为了引导负荷侧可调节资源通过参与调峰辅助服务市场交易，在用电低谷期激励负荷侧可调节资源多用电，以消纳富余的新能源电力电量，通过全面调研省内负荷侧可调节资源情况、广泛征求市场主体意见，制定完善负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场的交易机制；在完善市场机制的基础上，充分利用现有技术平台推动市场机制落地应用、确保源网荷储协同互动措施可控可行；广泛开展政策培训宣传，拉动用户侧市场主体需求，平抑电网峰谷差，促进清洁能源有效消纳；已实现湖南负荷侧可调节资源纳入到电网调峰辅助服务提供方，用户通过提供辅助服务获取了收益，实现发用两侧市场主体双赢。

5.创新储能参与市场机制，促进行业健康发展

发展新型储能是立足我省能源资源禀赋，推进能源绿色低碳转型，构建新型能源体系的一项重要举措；如何实现储能项目的经济效益，合理反映其在电力系统中发挥的作用和价值，是激发社会主动投资意愿、引导新型储能产业健康可持续发展的关键问题。结合湖南电力市场发展实际，坚持以市场化方式形成价格、优化调度，明确新型储能作为独立市场主体的地位，制定了独立储能电站参与电力辅助服务的补偿标准、市场化调用和结算规则，挖掘了储能电站作为灵活性调节资源的价值。为进一步明确新型储能的市场定位，提升新型储能的利用水平，按照电力市场一般规律，完善市场机制设计、优化交易细则、明确规范指引，在全国首创提出并开展了新型储能容量市场化交易，印发《湖南省新型储能容量市场化交易试点方案》，由发电企业与储能企业通过市场交易方式形成价格，成交租赁周期最长10年、最短6个月，确保交易公开、公正，保障双方的权责，在有效疏导储能建设运营成本的同时，为新能源企业配套提供共享储能容量，促进源网荷储一体化发展。

（三）坚持稳中求进，扩大市场规模

电力体制改革是一项复杂的系统工程，必须平稳起步、分步推进，不断深化、逐步完善，既要充分尊重各层级各种类市场之间的差异，又要逐步推动各层级各种类市场之间的融合开放、协调发展。遵循电力运行规律和市场经济规律，通过“前期研究-实践检验-优化完善”，充分发挥市场配置资源的决定性作用，更好发挥政府作用。

1.扎实开展前期研究

结合能源电力转型要求，增强形势研判和分析，定期研究各级各类市场建设运营情况，分析其存在的不足，针对可能面临的问题和挑战，提前谋划布局，开展市场规则修编预研，主动开展了电力现货市场、调频辅助服务市场、爬坡辅助服务市场等交易品种研究，健全丰富湖南省域统一电力市场体系，通过广泛调研国内外典型做法、结合湖南实际发展需要，提前研究适应湖南的市场机制、测算市场交易规模和分析带来的影响，提出分阶段实施建议。

2.全面验证稳妥实施

市场机制能否有效发挥作用需要经过实践检验，通过“平台验证-系统测试-市场运行-数据分析-意见收集-闭环调整”的流程，确保市场运转的稳定性和可靠性。在规则预研的基础上，通过开展市场模拟试运行检验市场规则的适配性、评估市场规则的合理性，验证并完善技术支持系统功能的可靠性、稳定性和灵活性，增强市场主体对市场规则体系和技术支持系统应用的熟悉和掌握程度，了解市场主体能否理解和接受规则，是否需要进行调整和优化等；通过全流程、全业务的测试与运行，检验跨单位、部门的业务能否有效衔接；再通过结算试运行验证费用分配及利益调整的合理性，对于出现的某些市场主体过度亏损、暴利，甚至是操纵市场运行的情况进行深入分析，制定解决方案。在试运行过程中，研究分析不同市场边界条件、参与方式以及市场模式下的运营数据，收集市场各参与方反馈意见，建立及时反馈机制，并针对模拟试运行中存在的问题提出相应解决办法及整改措施，确保问题整改到位，保障市场平稳起步、高效运转。

3.推动机制体系完善

在电源侧，根据湖南省大型燃煤机组启停调峰、深度调峰成本测算内容以及湖南电网各类市场主体实际运行情况，遵循“谁受益、谁承担”和“公开、公平、公正”的原则，确定湖南省内火电、水电、风电、光伏等主体的补偿上限、分摊系数以及费用清算方案，并根据实际情况及时调整；在电网侧，充分考虑湖南电网实际调用运行需求，补充制定《湖南省电力辅助服务市场免考核实施细则》，明确因电网安全约束或特殊情形下的湖南火电机组强制调用原则、有水库最小生态下泄流量要求的剔除分摊电量范围以及信息披露等方法。

在负荷侧，结合湖南电网实际情况撰写了《用户侧参与湖南辅助服务市场研究及建议》，创造性的提出负荷侧可调节资源获取服务费由用户侧承担、电源侧收益及盈余在电源侧分配的方案，并在2022年规则修编中纳入市场规则;在储能侧，随着湖南电化学储能规模快速增长，储能参与湖南调峰的日前出清、日内按计划运行模式已不能完全适应储能大规模发展的需求，优化完善储能的市场化出清及日内实时调整条款及机制，储能参与辅助服务市场调用原则由优先调用调整为由储能电站选择优先、按序两种调用和结算模式。

为加强省间省内市场衔接，制定《华中电力调峰辅助服务市场省间调峰辅助服务湖南电网售出电量分摊细则（试行）》《湖南参与省间现货及跨省跨区应急调度实施细则》等，拓宽市场交易区域、促进电力资源要素在全国更大范围内流通；为减少电力中长期交易月度执行偏差，进一步缩短交易周期、增加交易频次，提高市场主体调整交易合同的灵活性、便捷性；遵循电力市场运行规律和市场经济规律，结合湖南实际市场运营情况，对市场规则和实施进行完善，市场交易主体进一步扩大，推动市场建设持续深化、机制不断完善，为加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系打下了坚实基础。

（四）坚持多方协同，推动行稳致远

市场建设面临“安全稳定-清洁低碳-经济可行”不可能三角、计划与市场双轨制长期并存、电力保供和能源转型成本疏导等多重压力和矛盾，更需要建立政府主管部门牵头抓总、各方主体深度参与的多方协同机制，促进市场考虑更加全面、市场机制更加合理。

1.加强组织领导

政府主管部门负责电力市场体系建设的总体指导，牵头组建涵盖各方主体的市场建设专班，省人民政府授牌成立“湖南省新型电力系统发展联合研究中心”、省能源局授牌成立“湖南电力市场研究中心”，统筹各方力量，集思广益、凝聚共识，定期牵头组织现场调研、集中研讨、过程推演等活动，群策群力推动市场建设，最大程度寻求各方利益均衡点，凝聚各方共识，推动构建协同运行、融合发展的电力市场体系。组建电力市场管委会，研究讨论电力交易机构章程、协调电力市场相关事项、研究讨论电力市场相关交易规则、实施细则及实施方案。

2.抓好过程管控

围绕市场建设总体目标，对规则制定、系统建设、问题研究等各项内容细化分解，按“定时间、定单位、定人员”制定任务清单，明确各方职责界面，理清工作范畴，做到职责划分清晰，并对措施任务推进情况进行周跟踪、月管控。梳理省域统一电力市场建设运营情况，开展市场统计分析，按年、半年、季、月、周等周期常态化开展交易分析，统计各级各类电力市场运营数据并开展专题分析，建立定期会商协调机制，及时解决推进过程中各项问题，确保各项措施落实落地。

3.做好沟通协调

按规定履行市场运营、市场监控职责，对市场主体的行为进行跟踪和分析，通过交易平台、交易会商会等多渠道披露市场信息；定期向政府主管部门汇报市场建设运营情况，定期组织市场主体开展市场规则和系统应用培训、通报市场运营情况，建立热线电话、微信群、线上线下等多渠道交流机制，及时回复解答各方关切的问题。

（五）强化要素保障，支撑高效运转

1.加强技术支撑

结合市场建设进展，建设“湖南电力交易平台”“湖南省间现货交易技术支持系统”“华中电力辅助服务市场系统”“湖南电力现货技术支持系统”及“湖南省内辅助服务市场交易技术支持系统”等多个技术支持系统，按照“两头在外”的要求通过交易平台进行市场交易信息申报和发布，按“统一模型、统一来源”规范各类市场基础数据管理，规范各个系统之间信息交互格式和时间完成节点，支撑各类型市场全业务流程需求。

2.加强制度保障

组织流程规范有序。结合市场环境下各方主体工作职能、业务流程的新变化，考虑多主体、多品种、多周期市场环境下的价格形成和出清机制，理顺生产组织流程，按省间中长期分解、省内现货预出清、省内调频预出清、省间现货正式出清、省间辅助服务正式出清、省内现货正式出清的流程架构，构建了电力市场环境下的发电计划制订新模式，梳理发电企业、部门内部、部门之间各项业务时间节点和工作内容，配套制定业务流程规范等规定。市场交易依法依规。为加强从业人员管理、职业素质，制定从业人员管理规定；依法依规开展信息披露，严格按市场规则开展交易组织、出清、结算，落实电力市场交易结果。

3.加强人员支撑

市场环境下，规则研究、系统建设、交易组织、结算收支、运营分析、沟通协调等方面工作量大幅增加，按业务变化情况在设立市场交易相关岗位，明确岗位工作职责、制定相应上岗条件并开展岗位能力测验；构建柔性团队运转机制，充分整合优质人力资源，发挥专业齐全优势，协调组织涵盖电力系统、市场交易、金融统计、信息安全等多专业背景的各类人才，集中攻关重点工作；构建专人专责对口机制，合理划分工作内容，将工作任务细分落实到专人，通过专人专责的形式明确工作职责界面，同时可实现源头可溯，确保工作开展到位，形成集中攻关合力；同时，建立人才队伍培养机制，制定人员培训手册提升市场建设基础知识和理论水平，通过深度参与规则制定、系统建设、运营分析、研讨交流等提升人员实操能力，更好将理论与实践相结合，持续提升人员专业水平。

三、省级电网企业省域统一电力市场体系构建管理实践的实施效果

（一）市场体系持续完善，省域统一电力市场体系高效运转

空间范围上，省间、省内两级市场有效衔接，在保障电力安全可靠供应基础上，充分发挥促进电力资源在更大范围内优化配置的作用。时间周期上，由多年、年度、月度、月内交易延伸至日前、日内、实时交易，极大调动发用两侧主体参与电力生产、消费消积极性。交易品种上，“中长期+现货+辅助服务”市场体系得到实际运营验证，新型绿电、绿证等多类交易品种作为补充，全面反映电能价值、调节价值和环境价值。

（二）有效激发市场活力，市场优化资源配置作用日益增强

市场主体快速增长。2022年，电力市场累计注册用户达到21433家，同比增长46.2%；辅助服务主体295家，较年初增长13%，占总装机容量的80.7%；累计4245家电力用户参与深度调峰交易。交易规模不断壮大。2022年，省内工商业用户全部进入电力市场，湖南电力中长期市场合同电量1121.5亿千瓦时，同比增长53.8%，占全社会用电量比例超过50%；省内辅助服务最大深调电力、全年深调电量分别为472万千瓦、46.42亿千瓦时，同比增加23.27%、61.3%。交易范围逐步扩大。省间中长期购电省区由9个增加到14个；引导市场主体参与跨省跨区交易，清洁能源消纳范围拓展至全国。市场机制效果显著。燃煤发电电量进入市场、交易电价浮动范围扩大至20%，有效疏导燃料成本，燃煤发电意愿和能力大幅提升；调峰市场引导火电企业主动开展灵活性改造，调峰深度由额定容量40%拓展至32%，充分挖掘灵活调节能力；聚合负荷侧可调节资源，最大增加低谷用电26万千瓦，在促进清洁能源消纳的同时降低用能成本；构建“月前基础负荷交易+月内可用负荷交易”引导高能耗企业错峰用电，2022年度夏期间实现日均下调负荷155万千瓦，占需求侧管理降控负荷的72%，缓解保供压力。

（三）能源保供能力提升，助力实现“三高四新”美好蓝图

近年来，电力供应保障能力持续提升，有力支撑负荷创4165万千瓦历史新高，电力保供工作得到省委省政府高度肯定，为经济社会发展、人民安居乐业提供坚实保障。外来电入湘规模持续提升。2023年通过可中断交易促成年度优先计划落实，积极开展月度、月内增购，度夏期间省间中长期计划电力突破900万千瓦；适时开展省间现货增购，完成省政府1000万千瓦外购电力供给的目标。祁韶直流通道利用率由运行初期的49.8%提升至67.6%，投运以来送电量突破1400亿千瓦时；为保障湖南电力供应、降低用电成本发挥重要作用。省内基础保障能力加强。燃煤火电装机规模持续提升，中长期市场平均交易价格达0.53元/千瓦时，火电获取调峰服务费超20亿元，对保障火电企业可持续经营发挥了重要作用。灵活性调节电源快速发展。新型储能容量市场化交易总成交额突破6亿元、调峰服务费4136万元；湖南新型储能并网规模达到264万千瓦，成为华中地区容量最大、占比最高的省级电网，顶峰填谷能力大幅提升。

（四）助力绿色低碳转型，推动湖南能源电力的高质量发展

在供给侧，2022年湖南在省间清洁能源购入电量同比增加48.7%，达56.7%；湖南清洁能源发电装机占比达60%，比全国平均水平高10个百分点；2022年，通过市场化手段促进省域清洁能源消纳电量49.66亿千瓦时，水电、风电及光伏利用率分别达99.99%、97.34%、100%，完成了国家发展改革委、国家能源局下达的可再生能源电力总量、非水可再生能源电力消纳责任权重目标，清洁能源发电减排二氧化碳7393万吨。在消费侧，湖南能耗强度和碳排放强度不到全国的80%。绿电交易成交电量3亿千瓦时，满足用户绿电需求，体现了绿色电力环境价值；积极开展绿证交易，首次达成10010张绿证交易，实现了新能源绿色环境权益的转移，推动能源绿色低碳转型。