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河南省发展和改革委员会  国家能源局河南监管办公室关于河南省2022年电力直接交易有关事项的通知

各省辖市发展改革委，济源示范区发改统计局，各直管县（市）发展改革委，省信用中心，国网河南省电力公司、河南电力交易中心，有关市场主体：

为提高我省电力供应安全保障能力，加快推进电力市场化改革，优化电力中长期合同签订履行工作，更好发挥中长期交易保供电的压舱石、稳定器作用，积极稳妥做好全省2022年电力直接交易各项工作，按照国家关于电力中长期合同签订和电价改革相关政策要求，现将有关事项通知如下：

一、市场主体

河南省行政区域内工商业用户和符合准入条件的发、售电企业，在交易平台注册成功后，均可参与电力直接交易。省内燃煤发电电量原则上全部进入市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电，下同），鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。已直接参与市场交易的用户，未与售电公司签订委托代理协议且未与发电企业达成交易合同的，从原委托代理协议结束或原交易合同执行完毕的次月开始，按照无正当理由转由电网企业代理购电政策执行。

二、交易种类和周期

（一）交易种类

2022年交易种类主要有：电力直接交易、电力直接交易合同转让交易（包含发电侧合同转让交易、用电侧合同转让交易，简称合同转让交易，下同）。合同转让交易仅约定交易双方之间的权利义务，与第三方无关。原则上每月定期开展一次发、用侧合同转让交易，市场主体售出合同电量指标不得超过交易周期内合同电量总和的20%。

（二）交易周期

电力直接交易主要开展年度交易、季度交易、月度交易、月内交易。合同转让交易主要开展月度交易、月内交易。年度交易周期为2022年2月1日至12月31日，季度交易周期为年度内自然季度，月度交易周期为交易公告发布的次月，月内交易周期为交易公告发布的当月特定时段。

三、交易模式

2022年电力直接交易分为常规电量交易和分时段电量交易两种模式。年用电量2亿千瓦时及以上且执行峰谷分时电价政策的电力用户，原则上应签订分时段中长期合同；对具备条件的其它电力用户，鼓励签订分时段中长期合同。考虑燃煤发电企业连续生产特性，市场主体应按照用电需求曲线均衡原则参与分时段电量交易。

2022年第一季度交易开市前，年用电量低于2亿千瓦时的电力用户应确定参与常规电量交易或者参与分时段电量交易，交易模式确定后一年内不得更改。售电公司代理用户中有选择分时段电量交易的，应把参与常规电量交易和参与分时段电量交易的用户划分为两个单元进行交易和结算。分时段电量交易和常规模式电量交易同步开展。普通工商业用户与高耗能用户按照不同交易序列进行交易信息申报。高耗能企业市场交易电价应较其他工商业用户进一步提高。

分时段电量交易时段划分可按我省现行峰谷电价政策规定时段确定。在中长期交易合同签订时应当同时申报用电曲线、反映各时段价格，原则上峰谷电价价差不低于我省现行峰谷电价政策明确的对应时段峰谷电价价差；未申报用电曲线或未形成分时价格以及申报购电价格峰谷比例低于现行政策要求的，结算时购电价格按现行政策规定的峰谷时段及浮动比例执行。如遇价格政策调整，按照新的政策文件执行。

四、交易流程

年度交易原则上不低于前三年同期用电量平均值的80%。电网企业代理工商业用户签约的，年度合同签约电量比例可适当放宽，电力调度机构要做好保障电网安全、民生供热等电量测算，在交易组织前2个工作日将相关需求提交交易中心，该部分电量在电网企业代理购电交易中优先考虑。通过后续月度、月内合同签订，保障中长期合同签约电量不低于前三年同期用电量平均值的90%。

（一）年度交易

年度交易以双边协商为主，市场主体自主协商全年电量、电价，分解安排至各月，形成年度交易意向协议，提交至电力交易平台。电网企业预计年度代理购电规模作为年度交易意向协议电量，代理购电交易电价通过季度交易形成。电力交易中心汇总年度意向协议电量、电价信息，向省发展改革委备案。鼓励市场主体在年度意向协议中设立电价随燃料成本变化合理浮动的条款，实行电价与煤炭价格挂钩联动，保障能源供应稳定。售电公司参与年度交易前，应向交易中心提交履约保函，相关规定按照《关于印发售电公司管理办法的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）文件执行。

年度交易中，一季度（不含1月份）交易结果形成正式交易合同，二、三、四季度交易结果为交易意向，需在后续季度交易中确认或调整。

（二）季度交易

季度交易先后开展年度意向协议的确认交易（简称季度确认交易，下同）、季度新增交易。

季度确认交易通过交易平台开展，在我省交易电价限额、机组发电能力、用电规模预测范围内，市场主体可对原有意向的电价、电量进行调整，无法达成一致的参加后续季度新增交易。一般由发电企业申报电量、电价等，电力大用户、售电公司确认。季度确认交易优先于季度新增交易出清。

季度新增交易从第二季度开始组织，探索开展双挂双摘交易方式的连续开市机制，初期交易平台申报时间不少于5个工作日，后期逐步延长。在我省交易电价限额、机组发电能力、用电规模预测范围内，市场主体可多次以交易包形式申报电量、电价对，也可根据自身发电能力或用电需求进行摘牌操作。按照摘牌时间先后顺序实时出清。摘牌成功的交易包内所有电量、电价对全部成交。

电网企业代理购电参与季度交易时，采用挂牌方式组织，挂牌电价执行当季季度确认交易的加权平均价。

（三）月度交易

2022年2—5月份，月度交易以集中撮合交易方式开展，每月20日前，发布次月集中撮合交易公告，交易申报时间为1个工作日。市场主体在我省交易电价限额、机组发电能力、用电规模预测范围内申报，交易出清按照高低匹配原则开展；申报电价相同时，以政府主管部门明确的机组名单（主要为存煤情况好、保供情况好）顺序优先成交。6月份起，月度交易以双挂双摘交易方式开展，初期交易平台申报时间不少于5个工作日，后期逐步延长。原则上，每季度第1个月的月度交易不再组织开展。

电网企业代理购电月度交易采用挂牌方式组织，挂牌电价为当月月度交易的加权平均价。每季度第1个月的月度挂牌电价，为当季度同月份确认交易的加权平均价。

（四）月内交易

每月5日、15日前发布月内电力直接交易公告，每月15日、25日前发布月内合同转让交易公告，分别对本月中旬、下旬交易电量进行调整。交易方式、交易出清按照月度交易安排执行。

电网企业代理购电可参与月内电力直接交易，可根据需要，适时组织月内挂牌交易（挂牌价格执行其当月月度交易的挂牌价格）。参与月内合同转让交易时，售出价格须与其当月月度交易挂牌价格一致。

五、交易结算

交易结算按照交易合同形成的时间先后顺序进行，时序相同时，按照合同电量等比例的原则进行结算。

（一）用户侧电量结算

1.常规模式电量交易。参与常规模式电量交易的用户侧侧市场主体，月度实际用电（售电公司为该单元代理用户用电量之和，下同）超出合同电量105%的部分，按照当月月度交易合同（含季度交易分月合同、月度交易合同，下同）加权平均价的108%进行结算。月度实际用电低于合同电量95%的部分，每度电按照当月月度交易合同加权平均价的8%缴纳费用，承担相应偏差责任。

2.分时段模式电量交易。参与分时段模式电量交易的用户侧市场主体，月度峰、平段实际用电（售电公司为该单元代理用户该时段用电量之和，下同）超出该时段合同电量108%的电量，按照同时段当月月度交易合同（含季度交易分月合同、月度交易合同，下同）加权平均价的108%进行结算；月度谷段实际用电超出该时段合同电量108%的电量，按照谷段合同价格进行结算。月度各时段实际用电低于该时段合同电量92%的电量，每度电按照同时段当月月度交易合同加权平均价8%缴纳费用，承担相应偏差责任。

遵循公平开放原则，做好偏差电量免除工作，具体事项参照《河南省2020年电力直接交易有关事项的通知》（豫发改运行〔2020〕29号）执行。

（二）发电侧电量结算

发电侧电量进行月清月结。按照交易合同关系，用户侧市场主体执行合同电价的电量与对应发电侧市场主体结算（以下简称当月合同结算电量）。

发电企业月度实际发电量超出当月合同结算电量、且不超过当月合同电量累加值108%的电量，按照常规模式电量交易的当月月度交易合同加权平均价结算。

发电企业月度实际发电量超出当月合同电量累加值108%的电量，按照常规模式电量交易的当月月度交易合同加权平均价的92%结算；月度实际发电量低于当月合同电量累加值92%的电量，每度电按照50元/兆瓦时承担偏差责任（根据电煤价格和保供电形势适时调整并提前公布）。

因电网安全、电力保供等原因，发电企业月度实际发电量超出当月合同电量累加值108%的电量，按照当月常规模式电量交易的月度交易合同加权平均价结算；月度实际发电量低于当月合同电量累加值92%的电量，发电企业不承担偏差责任。电力调度机构于每月5日之前向电力交易中心提供由于上述原因产生电量偏差的信息（包括发电企业名称、偏差电量数额及原因等），电力交易中心履行市场公示、政府报备程序且无异议后执行。电力保供关键时期，发电企业电煤库存低于国家要求安全水平的累计天数达到6天及以上的，经交易平台公示后，当月少发电量偏差责任费用原则上不再进行减免。

（三）偏差责任费用的收取和分摊

每月10日前，电力交易中心公布市场主体上月的偏差责任情况并开展结算工作，次月结算时，按照实际收取的偏差责任费用，分别在发电侧、用户侧按照交易月份的实际结算电量比例进行分摊。

六、交易合同管理

（一）推进电力中长期合同电子化运转。在交易前签订交易承诺书后，市场主体可通过交易平台签订交易电子合同。探索通过“电子签章”或具有相同法律效力的方式履行电子签约手续，实现中长期合同信息电子化，市场主体可通过交易平台查询签约信息。

（二）推进信用服务机构见证签约。交易中心负责将市场主体签约、履约信息（价格等市场主体私有信息除外）传递至省信用中心。省信用中心要建立信用记录，做好风险提示。

（三）探索创新合同类别和签订方式。针对可靠性要求高的用户可设立相关条款或签订高可靠性合同，科学合理确定发电、电网、用户的保供责任和利益分摊机制，向支付高可靠性电价的用户提供更可靠的用电保障。对自愿按规定比例和价格购买绿色电力的用户，推动设立绿电交易相关条款或签订绿电交易合同，并明确相关保障条款。

七、相关要求

各地发展改革部门要做好交易的宣传动员工作，严禁出现指定交易价格、市场主体等影响市场公平竞争的行为；省电力公司要加快开展市场化用户分时计量装置改造进度，加强用户用电数据披露，及时推送电力交易中心，方便市场主体查询，并作为交易开展的依据；电力交易中心要加快完善电力市场信息技术系统功能，简化市场用户注册、委托代理管理绑定流程，加强市场主体宣传培训，强化市场交易信息披露和报送，促进信息公开透明，尽快开展2022年中长期合同签订工作；电力调度机构要根据负荷预测、可再生能源发电等情况合理安排电网运行方式，及时优化调整，做好中长期交易合同执行；市场主体要依法依规做好中长期合同签订和履约。我省电力现货试运行期间，按照电力现货体系规则执行。

        河南省发展和改革委员会     国家能源局河南监管办公室

2021年12月30日