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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

关于河南省2025年电力中长期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，航空港区发展和统计局，省营商环境和社会信用建设中心，国网河南省电力公司、河南电力交易中心，有关市场主体：

为贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2024〕1752号）工作要求，充分发挥电力中长期合同的压舱石稳定器作用，保障电力平稳高效运行，结合我省电力市场建设实际，现将有关事项通知如下。

一、市场主体

（一）发电企业

省内燃煤发电电量原则上全部进入市场；省内风电、光伏电量优先满足居民、农业用电需求，剩余新能源电量按照政府授权中长期合约（简称授权合约，下同）纳入电力中长期交易管理，与市场化用户形成授权合约，上网电价执行我省基准价，优先其他交易电量结算，后期国家另有规定的按国家规定执行。

（二）工商业用户

推动工商业用户全部进入电力市场，目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。已直接参与市场交易的用户，无正当理由原则上不得退出市场。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，电网企业代理购电范围应进一步减小。

（三）售电公司

售电公司按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）要求在交易平台完成注册并足额缴纳履约保函（保险）后，可参与市场交易。

（四）新型主体

独立储能电站参与电力市场按照《关于加快新型储能发展的实施意见》（豫政办〔2023〕25号）执行。独立储能企业分两个交易单元分别作为发电和用电经营主体参与交易，鼓励独立储能参与分时段电量交易。推动虚拟电厂（负荷聚合商）等新型经营主体参与电力市场。

二、交易组织

（一）交易种类

中长期交易种类主要有：电力直接交易、电网企业代理购电交易、发电侧合同转让交易、用电侧合同转让交易、回购交易等。

（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、旬交易、日交易等。

（三）交易模式

中长期交易分为常规电量交易和分时段电量交易两种模式，同步独立开展相关交易。高耗能企业交易组织维持现行模式不变。2025年现货市场未运行期间，售电公司代理的全部分时段交易零售用户、售电公司、电力批发用户与发电企业达成的分时段交易累计电量，其峰段（含尖峰、高峰，下同）总电量与谷段总电量之比均不超过0.8。合同履行期间如遇政策调整，按新政策执行。持续优化、细化中长期交易时段划分，逐步在发用两侧实现分时段同步交易、执行和结算。

（四）交易电量

2025年，市场化用户年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，通过后续月度、旬、日合同签订，保障电力中长期合同签约比例不低于90%。燃煤发电企业年度中长期签约合同电量不低于本地区同类型机组年度预计发电量的80%，通过后续月度、旬、日合同签订，保障电力中长期合同签约比例不低于90%。发电企业转让购入电量全年不高于已成交合同总量的20%。售电公司累计交易电量不得超过售电公司资产总额对应的售电规模上限，不得超过其已缴纳履约保函、保险等履约保障凭证额度对应的交易电量规模。

三、价格机制

（一）发电侧

落实国家煤电两部制电价政策，推进电能量和容量市场等高效协同，实现煤电价格水平保持基本稳定，上下浮动范围不超过基准价的20%。

（二）购电侧

批发市场购电侧价格由中长期合同电量电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。

（三）零售侧

常规模式零售用户的代理服务费不随峰谷系数浮动。固定价格类型套餐的代理服务费为零售用户套餐价格减去售电公司批发市场交易均价。

2025年，售电公司代理的零售用户月度结算代理服务费超过0.5分/度时（不含发电侧降价空间，下同），交易中心应在交易平台设置风险提醒告知，该零售用户应通过人脸识别、视频音频、上传法人电子营业执照等有效方式确认零售合同，确保零售用户真实知晓其交易电量、电价、服务费等零售套餐基本内容，否则代理服务费置零结算。交易中心要按月在交易平台披露零售市场的月度结算最高、最低、平均代理服务费，每月向省发展改革委、河南能源监管办报告售电公司月度结算代理服务费超过0.5分/度相关情况。

售电公司负责告知督促其代理零售用户完成账号实名认证。售电公司存在对电力零售用户进行虚假宣传、伪造签字盖章、违规使用他人账号、在交易平台填写与已签订委托代理合同内容不一致的信息等情况的，退回年内已结算代理服务费用，相应委托代理合同即时终止执行。强化跨年存量委托代理合同管理，合同双方应通过签订包含上述内容的补充条款等方式进行有效性确认后方可绑定生效。

四、组织流程

（一）年度交易

年度交易以双边协商方式为主，市场主体自主协商全年电量、电价，分解安排至各月。其中，一季度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。年度电网企业代理购电交易采用挂牌方式组织，挂牌电价采用年度电力直接交易中各自然月非高耗能用户常规电量交易的加权平均交易价。交易合同形成方式、季度调整等工作参照年度电力直接交易开展。

（二）季度交易

季度交易主要开展年度意向协议的确认交易，每季度最后一个自然月开展。季度确认交易主要采用双边协商方式，在满足交易电价限额、机组发电能力、电量规模预测范围内，经营主体可对原有意向的电价、电量进行调整。一般由发电企业申报电量、电价等，电力批发用户、售电公司确认。电网企业代理购电确认交易，采用电网企业填写季度分月电量、交易电价（与同期非高耗能用户常规电量交易保持一致），发电侧经营主体确认的方式开展。电网企业确认交易电量不得大于原合同电量，调减电量时对原合同进行等比例调整。

（三）月度交易

月度交易以双挂双摘、集中撮合等方式开展。常规电量交易标的为次月调整电量，分时段电量交易标的为次月每个时段调整电量的累加值。原则上，每季度首月不再开展月度交易。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（含集中撮合、双挂双摘交易等，下同）的加权平均价。

（四）旬交易

旬交易以双挂双摘方式开展，交易标的分别对应本月中旬、下旬的调整电量。其中，分时段电量交易标的为本月中旬、下旬交易时段（1小时或多个时段，下同）调整电量的累加值。电网企业参与旬交易时，其购入电量挂牌价格执行其当月月度交易的挂牌价格，季度首月执行当季度电网企业代理购电确认交易首月交易价格，售出电量挂牌价格为其交易周期内存量合同均价。

（五）日交易

日交易以双挂双摘方式开展，交易组织时间为D-2至D-7日（其中D为交割执行日，如遇节假日提前组织），市场主体在同日、同一交易标的仅能选择一种交易方向（或买入、或卖出）。常规电量交易标的为D日至月末的调整电量，分时段电量交易标的为D日交易时段内调整电量。

（六）加强交易调度衔接

省电力公司要做好市场化交易与调度运行的高效衔接，充分发挥交易优化配置作用，交易中心要加密交易频次，每月定期开展合同电量转让、回购、电网企业代理购电等交易。

五、新能源政府授权中长期合约

年度交易中，省电力公司将2025年度各自然月剩余新能源电量规模提交交易中心，通过交易平台向经营主体发布。交易中心按照市场化用户季度用电量占比进行分解，形成市场化用户的年度授权合约电量，按照用户尖、峰、平、谷时段实际用电量比例，分配至各时段进行结算。

其中：市场化用户季度内各月授权合约电量=市场化用户季度用电量占比×季度内各月剩余新能源电量规模。

市场化用户季度用电量占比=该市场化用户最近3个月用电量之和÷全部市场化用户最近3个月用电总量。

2025年一季度对应的最近3个月用电量指2024年9—11月实际用电量，后续季度依次类推。年度交易中，暂按照一季度市场化用户电量占比分解形成2025年各月授权合约电量，后续季度、月度据实调整。季度、月度新能源电量参与交易流程按照年度交易流程开展。每季度最后一个自然月15日前，省电力公司将次季度各月剩余新能源电量的调整规模提交交易中心。每月20日前，省电力公司将次月剩余新能源电量的调整规模提交交易中心。为保障授权合约与绿色电力交易有效衔接，电力用户购买绿电后等量扣减新能源授权合约电量。

六、交易结算

（一）批发市场结算

按照“照付不议、偏差结算”原则进行电量结算，用户侧常规电量交易和分时段电量交易各时段独立结算，月结月清。发、用两侧经营主体当月各交易合同电量（含年度、季度交易分月合同，不含优先结算部分，下同）按照相应交易合同价格“照付不议”结算。当月实际电量（扣除优先结算部分电量，下同）与当月交易合同总量（当月各交易合同电量之和，不含优先结算部分，下同）的偏差电量按照相应价格结算。

1.用户侧偏差电量结算

用户侧经营主体当月月度实际用电量超出当月交易合同总量的超用偏差电量，按照相应价格结算购电支出；当月月度实际用电量低于当月交易合同总量的少用偏差电量，按照相应价格结算售电收入。

（1）超用偏差电量结算

当月交易合同总量105%以下的超用偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价(含季度交易分月合同、月度交易合同，下同)结算购电支出。当月交易合同总量105%—110%以内的超用偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价的108%结算购电支出。当月交易合同总量110%以上的超用偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价的110%结算购电支出。

（2）少用偏差电量结算

当月交易合同总量95%以上的少用偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价结算售电收入。当月交易合同总量90%—95%以内的少用偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价的92%结算售电收入。当月交易合同总量90%以下的少用偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价的90%结算售电收入。

（3）超额收益回收

售电公司代理高耗能企业参与电力直接交易，当其代理的高耗能企业月度实际用电量超过其当月高耗能交易合同电量105%时，超出交易合同电量部分产生的超额收益予以回收，回收费用按照当月发电侧上网电量在发电侧返还。超额收益按照高耗能超用电量乘以当月该售电公司高耗能电量合同均价与该售电公司非高耗能电量合同均价的差值计算。

2.发电侧偏差电量结算

发电侧经营主体当月月度实际上网电量超出当月交易合同总量的超发偏差电量，按照相应价格结算售电收入；当月月度实际上网电量低于当月交易合同总量的少发偏差电量，按照相应价格结算购电支出。

（1）超发偏差电量结算

当月交易合同总量110%以下的超发偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价(含季度交易分月合同、月度交易合同，下同)结算售电收入。当月交易合同总量110%以上的超发偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价的95%结算售电收入。

（2）少发偏差电量结算

当月交易合同总量90%以上的少发偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价结算购电支出。当月交易合同总量90%以下的少发偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价的110%结算购电支出。

（3）偏差电量减免

因电网安全、保暖保供等原因，发电企业产生的当月交易合同总量110%以上的超发偏差电量或当月交易合同总量90%以下的少发偏差电量，按照当月月度交易合同加权平均价结算售电收入或购电支出；因市场化供需不平衡产生的当月交易合同总量90%以下的少发偏差电量，可根据日滚动交易最后一个交易日发电侧经营主体申报未成交的购入电量进行偏差责任减免，减免后按照当月月度交易合同加权平均价结算。依据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）相关要求，电力调度机构于每月5日之前向交易中心提供由于电网安全、保暖保供等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），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（1月、7月、8月、12月），电煤库存持续低位、检修严重超期、机组非停时间长、非计划降出力比例高的发电企业，当月交易合同总量90%以下的少发偏差电量原则上不得进行减免。

3.偏差费用处理

发、用两侧中长期偏差电量结算价格高于或低于当月月度交易合同加权平均价产生的偏差电费收益，按月在发电侧与用户侧分开处理，分别按照当月发电侧上网电量或用户侧用电量比例进行返还，其中用户侧售电公司和零售用户分开处理，售电公司按其代理用户的用电量比例进行返还，零售用户按照其用电量比例进行返还，优先结算部分电量不参与返还，月结月清。返还时，优先考虑经营主体往月偏差电量减免清算产生的电费收入。电网企业代理购电与其他经营主体执行统一的偏差处理规则。

发、用两侧中长期分时段交易偏差电量分别按照当月月度常规交易合同加权平均价与当月月度各时段交易合同加权平均价结算产生的发用两侧中长期不平衡费用，按照当月发电侧实际上网电量比例，按月在发电侧分摊(或返还)，优先结算部分电量不参与分摊（或返还）。

发、用两侧偏差电费收益、中长期不平衡费用在经营主体月度电费账单中单项列示，与经营主体购电支出、售电收入冲抵后开具发票并由电网企业进行电费收支管理。

4.其他事项

绿色电力交易结算按照《关于印发<电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章>的通知》（发改能源〔2024〕1123号）及《河南省电力市场结算操作细则（试行）》相关要求执行。授权合约按照合同电量和电力用户电量“两取小”后扣减绿电结算电量的原则结算。零售用户对应的授权合约电量，售电公司不收取代理服务费用。

骨干电解铝企业满足产能满产所需电量优先结算；跨区跨省交易合同按照相关规则进行优先结算。现货市场运行期间，按照现货市场相关规定执行。

（二）零售市场结算

1. 零售用户电量结算

在落实零售侧价格机制的前提下，零售用户按照其与售电公司约定的零售套餐进行结算。

2. 售电公司收益结算

售电公司月度购售电收益按照其零售市场售电收入(按照零售交易价格计算，不含输配电费用、线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等)与批发市场的购电支出的差额进行计算。

（三）强化交易及结算执行

严格执行交易和安全校核，交易或安全校核未通过时应在2个工作日内在交易平台发布。售电公司在批发市场低买高卖等行为产生的价差不得转嫁给其代理的零售用户。交易中心应按月向省发展改革委、河南能源监管办报备中长期偏差结算、经营主体欠费等情况。

七、强化保障措施

各有关部门单位要坚决贯彻落实国家电力交易有关政策，坚决贯彻落实省委省政府关于优化工商业电价的决策部署。交易中心要精心组织，积极稳妥实施2025年电力交易各项工作，特别是做好新能源电量交易工作，确保省委省政府工作部署落实到位，确保降低工商业用电成本到位，确保电力市场秩序平稳有序，确保新能源健康发展。

（一）按时完成年度电力中长期合同签订。各市场主体要认真落实本文件要求，做好年度合同签订等相关工作。交易中心要加强组织实施，在2025年1月上旬完成年度电力中长期交易工作。

（二）强化零售套餐管理。交易中心会同有关部门负责制定、修订、发布零售市场零售套餐模式，定期优化完善零售套餐模式内容，经省电力市场管理委员会审议通过，报备省发展改革委、河南能源监管办后执行。

（三）强化市场风险防控。优化电力市场信用评价体系，进行操纵市场、串通报价、扰乱市场秩序、违法失信、虚假宣传等不正当竞争行为的经营主体，列入失信名单并依法依规开展失信惩戒。加强交易平台账号及安全防护管理，不得违规使用其他经营主体账号进行交易操作，严禁使用危及交易平台及网络安全的软件工具进行交易。

（四）加强信息披露和宣传培训。交易中心要严格落实电力市场信息披露相关制度办法，提高交易信息披露的完整性、及时性和准确性。市场运营机构和各地发展改革部门要加强政策规则宣贯培训，强化各类主体对电力市场的正确认识和对政策规则的理解，促进电力市场高效运转。

河南省发展和改革委员会

国家能源局河南监管办公室

2024年12月31日