北极星售电网获悉，日前河南省发改委发布关于河南省2023年电力直接交易有关事项的通知。通知指出，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。有序推进平价新能源项目参与电力市场，通过市场机制扩大新能源消纳规模。

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。符合现货交易条件的电力用户（简称现货交易用户，下同），按照相关政策规则做好中长期和现货交易的衔接。

(资料图片)

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。

售电公司月度代理服务费按照其零售市场售电收入（按照零售交易价格计算，不含输配电价、政府性基金及附加等）与批发市场的购电费用的差额进行计算。为支持企业复工复产、推动中小企业发展，2023年履约保函缴纳按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）文件相关规定3折执行，最低5万元、最高不超过2000万元，后期可根据实际情况进行调整。

详情如下：

关于河南省2023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：

为深入推进电力市场化改革，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“压舱石”作用，全面落实国家发展改革委、国家能源局《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》（发改运行〔2022〕1861号）文件有关要求，进一步引导省内各电力市场主体通过签订中长期合同，锁定全年发用电计划基本盘，稳定价格预期，保障电力供应，服务经济社会发展，现将2023年电力直接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、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。有序推进平价新能源项目参与电力市场，通过市场机制扩大新能源消纳规模。

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。符合现货交易条件的电力用户（简称现货交易用户，下同），按照相关政策规则做好中长期和现货交易的衔接。

二、交易种类和周期

（一）交易种类

2023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）、回购交易。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2023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。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

2023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，同步独立开展相关交易，交易模式确定后一年内不得更改。进一步扩大分时段交易范围，2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度。原则上，2022年分时段交易用户和现货交易用户应参与分时段电量交易，具备分时计量等条件的其他电力用户，可选择参与分时段电量交易。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。

2023年一季度，分时段电量交易时段划分按照《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》（豫发改价管〔2022〕867号）文件规定时段确定。从二季度起，探索开展分时段标准化交易，以每个小时的电量作为交易标的，交易结果累加形成发电侧、用电侧市场主体的中长期分时段合同曲线。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围（上网电价0.3023—0.4534元/千瓦时）且日内峰段（含尖峰）和谷段对应各小时交易加权价满足我省分时电价政策规定的峰谷系数前提下，鼓励市场主体自行约定日内各时段价格。

根据我省重点行业能效对标情况，对于能效低于基准水平的企业，列入高耗能企业目录清单。高耗能企业与普通工商业企业按照不同交易序列进行交易信息申报。高耗能企业交易价格不受燃煤基准价上浮20%限制，供应紧张时，可优先出清其他企业交易电量。

四、交易流程

坚持中长期合同高比例签约。市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，通过后续月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高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80%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。

（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。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。

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，通过交易平台公示。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、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。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。季度确认交易的成交结果按照各自然月电量平均分解至每日的所有时段，经合同双方协商一致，可自主形成典型日分时（24小时）曲线、电价。季度交易无法达成一致的，可参加后续月度、月内交易。

季度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（须与年度交易意向保持一致），发电侧市场主体确认的方式开展。双方确认后，形成正式交易合同。

（三）月度交易

2023年一季度，月度交易按现行组织方式开展。二季度起，月度交易以双挂双摘交易方式开展，原则上每月20日（遇有节假日调整）开展，为期3个工作日。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（1小时）调整电量的累加值。为提高交易效率、规范交易行为，推进双挂双摘交易方式月度电力直接交易、发电权交易、用电侧合同电量转让交易同场组织。市场主体在同一工作日对同一交易标的仅能选择一种交易方向（或买入、或卖出，下同）。

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

2023年一季度，月内交易以双挂双摘方式组织，交易标的分别对应本月中旬、下旬的调整电量。二季度起，月内交易按日滚动组织，交易时段以交易公告为准。常规电量交易标的为特定多个自然日的调整电量，分时段电量交易标的为特定多个自然日每个时段（1小时）调整电量的累加值。月内交易组织方式参照月度交易执行。

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

按照“照付不议、偏差结算”原则进行电量结算，分时段电量交易按照时段进行独立结算。

（一）用户侧电量结算

对于参与常规交易用户侧市场主体月度实际用电量在当月合同电量95%—105%以内的偏差部分，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。月度实际用电超出合同电量105%的部分，按照当月月度交易合同加权平均价的108%进行结算。月度实际用电量低于合同电量95%的部分，按照当月月度交易合同加权平均价的8%承担偏差责任。

对于参与分时段交易用户侧市场主体月度各时段(时段划分按照最新分时电价政策执行)实际用电量在当月合同电量92%-108%以内的偏差部分，按照当月月度相应时段交易合同加权平均价结算。月度各时段实际用电超出合同电量108%的部分，按照当月月度相应时段交易合同加权平均价的108%进行结算。月度各时段实际用电量低于合同电量92%的部分，按照当月月度相应时段交易合同加权平均价的8%承担偏差责任。

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

发电企业月度实际上网电量在当月合同电量92%—108%以内的偏差部分，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。实际上网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95%结算；月度实际上网电量低于当月合同电量累加值92%的部分，按照当月月度交易合同加权平均价的10%（根据电煤价格和保供电形势适时调整并提前公布）承担偏差责任。

因电网安全、保暖保供等原因，发电企业超发或少发电量占合同比例大于8%时，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，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，当月少发电量偏差责任费用原则上不得进行减免。

（三）偏差费用处理

中长期偏差结算形成的额外收益，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,月结月清。返还时，优先考虑市场主体已缴纳的往月偏差责任减免费用。中长期发电侧和用电侧结算不平衡费用按照当月发电侧上网电量，按月在发电侧分摊（或返还）。

（四）规范开展零售市场结算

进一步提高零售市场结算效率，推荐售电公司、电力零售用户通过零售套餐进行结算。交易中心负责制定、发布零售市场零售套餐，定期优化完善零售套餐内容，报备省发展改革委、河南能监办后执行。

售电公司月度代理服务费按照其零售市场售电收入（按照零售交易价格计算，不含输配电价、政府性基金及附加等）与批发市场的购电费用的差额进行计算。为支持企业复工复产、推动中小企业发展，2023年履约保函缴纳按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）文件相关规定3折执行，最低5万元、最高不超过2000万元，后期可根据实际情况进行调整。

（五）强化结算执行

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。电力交易中心应及时向电网企业出具结算依据，电网企业按自然月周期向市场主体出具账单，并按照规定向市场主体收付款。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市场主体，电网企业向电力交易中心提出履约保函使用申请。交易中心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。

六、强化保障措施

（一）推进信用服务机构见证签约。交易中心负责归集市场主体签约、履约等市场主体非私有信息并传递至省信用中心，确保信息传递安全性。省信用中心归集电力交易中心中长期合同信息，并共享至全国信用信息共享平台，同时纳入诚信履约保障平台开展监管，要建立信用记录，做好风险提示。相关单位要配合省信用中心完成见证签约流程。

（二）做好中长期合同执行。完善中长期合同市场化调整平衡机制，在发电侧研究建立预挂牌平衡偏差处理方式，通过市场化方式提高交易灵活性。省电力公司要加快市场化用户分时计量装置改造进度，保障分时段交易工作顺利开展；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；市场运营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，进一步加强零售市场信息披露管理工作，保障市场公开透明；市场主体要依法依规做好中长期合同签订和履约，对未完成履约责任，或违法失信行为影响电力安全和市场秩序的市场主体，要依法依规开展失信惩戒。

（三）加强市场主体引导和培训。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。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。

河南省发展和改革委员会

国家能源局河南监管办公室

2022年12月30日