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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2024年电力交易有关事项的通知

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

为深入推进电力市场化改革，推动河南电力市场健康平稳发展，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用和中长期交易保供电“压舱石”作用，现将2024年电力市场交易有关事项通知如下。

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、购电企业、新型主体，在交易平台注册成功后，均可参与电力直接交易。

（一）发电侧

省内燃煤发电电量原则上全部进入市场，按照《关于印发河南省优化工业电价若干措施的通知》（豫发改价管〔2023〕679号）文件有关要求，积极推动新能源电量参与中长期交易。

（二）购电侧

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用户可由电网企业代理购电（简称代理购电用户，下同）。

（三）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。

推动负荷集成商、用户侧可调节负荷资源、新能源汽车、虚拟电厂等新型市场主体参与电力市场。

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。根据新型电力系统建设要求和我省电力市场实际，探索开展市场化需求侧响应交易。

（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、日交易等。其中，年度交易周期为2024年1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，旬交易周期为当月中旬和下旬，日交易周期为交易公告中明确的某个特定日。

（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有模式不变。

进一步扩大分时段交易规模。现货市场长周期结算试运行后，直接参与市场交易的电力用户（简称市场化用户，下同）均应签订分时段电力中长期合同，相关要求按照现货交易规则执行。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、售电公司与发电企业达成的分时段交易电量，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0.9；现货市场运行期间按照现货交易规则执行。分时段电量交易时段及系数按省发展改革委相关政策规定执行，合同履行期间如遇时段调整，按新政策执行。

为进一步强化电力需求侧管理，探索运用市场化机制开展电力需求侧响应的需求发布、数据申报、交易出清等工作，以多种方式增强系统调节能力，具体方案另行发布。

（四）交易电量

考虑我省新能源发电量占比较高，市场化用户2024年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的70%，通过后续月度、旬、日合同签订，保障全年中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。发电侧市场主体的年度中长期签约合同电量不低于上一年实际发电量的70%，全部中长期合同净签约量不低于上一年实际发电量的90%。

考虑新能源大发月份电量波动的影响，在年度交易中，2024年3—5月、9—11月（简称新能源大发月份，下同），售电公司、电力用户按照不高于实际用电需要的70%与燃煤发电企业开展交易。

发电企业购入电量、购电企业售出电量之和应不高于全年其已成交合同总量的20%。新能源大发月份，发电企业购入电量、购电企业售出电量应不高于该月其已成交合同总量的10%。

三、价格机制

（一）发电侧

按照国家关于煤电价格市场化改革要求，煤电交易电价通过市场化方式形成，引导企业合理报价，推动煤电价格能升能降。全面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，加强中长期协议签订履约指导，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%。鼓励市场主体自行约定日内各时段价格，优化完善分时段交易价格的市场形成机制，合理形成峰谷价差，引导用户侧主动削峰填谷。

（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。其中，系统运行费用包括抽水蓄能容量电费、煤电机组容量电费、为保障居民农业用电价格稳定的新增损益等。上网环节线损费用继续由电网企业代理采购。

（三）零售侧

构建科学合理的批发、零售市场价格传导机制，推动批发市场形成的电价信号通过标准化零售套餐方式，合理向零售用户传导。2024年一季度，原则上委托代理服务费按不超过1分/千瓦时执行，售电公司须负责告知督促其代理零售用户通过电子营业执照的方式进行确认；2024年二季度起，未通过电子营业执照方式确认的零售套餐继续按不超过1分/千瓦时执行；通过电子营业执照方式确认的零售套餐按约定执行。交易中心要按季度在交易平台公布每家售电公司的代理服务费率（代理服务费用/代理用户电量之和）。

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，挂牌电量分解安排至各月，挂牌电价采用年度电力直接交易中各自然月的加权平均交易价。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。

交易机构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，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动，保障能源供应稳定。

（二）季度交易

季度交易主要开展年度意向协议的确认交易（简称季度确认交易，下同），每季度最后一个自然月中旬开展。

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，市场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，电力大用户、售电公司确认。季度交易无法达成一致的，可参加后续月度、旬、日交易。

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（与同期常规电量交易确认交易保持一致），发电侧市场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。

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，下同）的加权平均价。原则上，每季度第1个月不再开展月度交易。

（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，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。

电网企业代理购电可根据需要参与日滚动交易，其购入电量挂牌价格执行其当月月度交易的挂牌价格，售出电量挂牌价格为交易周期内存量合同均价。

根据电力市场发展需要，推动日交易组织方式向“集合竞价+滚动撮合”转变，进一步提高交易效率，具体方案和操作说明另行发布。

五、新能源电量参与交易流程

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，上网电价执行我省基准价，与市场化用户形成授权合约，优先其它交易电量结算。

年度交易中，文件下发5个工作日内，省电力公司将2024年度各自然月剩余新能源电量规模提交交易机构，通过交易平台向市场主体发布。交易机构按照市场化用户季度用电量占比进行均衡分解，形成市场化用户的年度授权合约电量。分时段交易电力用户的授权合约曲线暂按照全天均衡原则进行分解。

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=该市场化用户最近三个月用电量之和÷全部市场化用户最近三个月用电总量。

2024年一季度对应的最近三个月用电量指2023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2024年各月授权合同电量，后续季度据实调整。

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号前，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机构。每月20号前，省电力公司将次月剩余新能源电量的调整规模提交交易机构。

授权合约按照合同电量和电力用户实际用电量“两取小”的原则优先结算。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。

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、用两侧市场主体当月各交易合同电量（含年度、季度交易分月合同，不含优先结算部分合同电量，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，不含优先结算部分合同电量，下同）的偏差电量按照相应价格结算。骨干电解铝企业按照相同原则开展电量结算。

1.用户侧偏差电量结算

用户侧市场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。优化完善用户侧市场主体偏差电量规则，实行分段结算，按照当月合同电量±5%和±10%设置偏差电量分段范围。

（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（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。

（4）偏差电量减免

因市场化供需不平衡（发电侧市场化上网电量无法满足用户侧直接参与市场化交易电力用户用电量需求）产生的当月交易合同总量105%以上的超用偏差电量，可根据日滚动交易最后一个交易日用户侧市场主体申报未成交的购入电量进行偏差责任减免，优先减免当月交易合同总量110%以上的超用偏差电量偏差责任，减免后按照当月月度交易合同加权平均价结算。除上述偏差责任减免情形外，其他偏差责任减免按照相关规定执行。

2.发电侧偏差电量结算

发电侧市场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（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市场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。电力调度机构于每月5日之前向交易机构提供由于电网安全、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），交易机构履行市场公示、政府报备程序且无异议后执行。电力保供关键时期，电煤库存持续低位、检修严重超期、机组非停时间长、减发比例高的发电企业，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，优先结算部分电量不参与返还，发电侧产生当月交易合同总量±10%以外偏差电量、用户侧产生当月交易合同总量±5%以外偏差电量的市场主体不参与返还，月结月清。返还时，优先考虑市场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用户侧市场主体偏差费用分开进行分摊或返还。

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市场主体月度电费账单中单项列示，与市场主体购电支出、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

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，零售用户月度实际用电量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。

3.其他事项

严格落实《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）文件要求，对连续两年合同履约情况好、无失信行为或违反交易规则、未出现使用履约保函/保险等情况的售电公司，2024年中长期交易履约保函、保险等履约保障凭证缴纳按照规定标准的3折进行收取，最低5万元、最高不超过2000万元，现货市场运行后履约保函收取标准另行规定，如遇特殊情况及时报告。

（三）强化交易及结算执行

严格中长期交易电量执行，维护发用电秩序。发电侧，电力调度机构严格落实发电侧中长期交易合同电量，实行精细化调度，合理控制发电企业中长期交易合同电量执行进度。加强交易调度衔接，促进发电计划由“月前形成”向“月前为主，月内动态调整”方式转变。用户侧，加强零售用户用电计划管理，售电公司应根据代理零售用户用电量需求变化情况，及时参与批发市场交易并调整零售用户用电计划，确保电量计划用户真实确认，避免偏差风险。加强交易调度衔接，当月交易结束后根据电网运行需要对发电侧合同进行等比例调增或调减。

电网企业应严格按照国家能源局《关于进一步明确电网企业与发电企业电费结算有关要求的通知》（国能综通法改〔2022）92号）规定，完善、细化结算流程，办理电费支付业务，进一步提高发电企业电费结算的及时性、准确性和规范性。交易机构应及时向电网企业出具结算依据。电网企业按照结算依据向市场主体收付款；发生市场主体欠费时，负责向付款违约的市场主体催缴欠款，对于逾期仍未全额付款的售电公司，向交易机构提出履约保函、保险使用申请。发电企业、售电公司在正式结算单出具后，应于当月最后一周前完成相关费用的发票开具及提交或发票领取及缴纳，电网企业在收到发票或费用后进行支付或发票开具，经提醒后仍未按时提交相关费用发票或缴纳相关费用的，按照相关规定处理。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。交易机构应按月向省发展改革委、河南能监办报备中长期偏差结算、市场主体欠费等情况。

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。交易机构要精心组织，积极稳妥实施2024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）强化中长期合同执行。有关各方应充分尊重市场主体意愿，引导市场主体主动签约、诚信履约。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。交易机构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。

（二）强化零售套餐管理。交易机构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、河南能监办后执行。

（三）强化市场风险防控。优化电力市场信用评价体系，对未完成履约责任、违法失信、提供虚假信息等影响电力安全和市场秩序的市场主体，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，不得违规使用其他市场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）加强市场主体引导和培训。各地发展改革部门和市场运营机构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。

（五）强化政策与市场衔接。执行过程中如遇新政策调整，按照最新政策执行。市场主体要严格落实最新国家政策要求，及时规范调整已签订的批发市场合同、零售市场合同相关条款，原合同相关条款与国家最新政策不一致、或影响电力用户利益的，需签订补充协议或原合同停止执行，向政府主管部门备案。

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1月11日