各省轄市發展改革委，濟源示范區發改統計局，航空港區發展和統計局，省營商環境和社會信用建設中心，國網河南省電力公司、河南電力交易中心，有關市場主體：

為貫徹落實《國家發展改革委 國家能源局關于做好2025年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發改運行〔2024〕1752號）工作要求，充分發揮電力中長期合同的壓艙石穩定器作用，保障電力平穩高效運行，結合我省電力市場建設實際，現將有關事項通知如下。

一、市場主體

（一）發電企業

省內燃煤發電電量原則上全部進入市場；省內風電、光伏電量優先滿足居民、農業用電需求，剩余新能源電量按照政府授權中長期合約（簡稱授權合約，下同）納入電力中長期交易管理，與市場化用戶形成授權合約，上網電價執行我省基準價，優先其他交易電量結算，后期國家另有規定的按國家規定執行。

（二）工商業用戶

推動工商業用戶全部進入電力市場，目前尚未進入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。已直接參與市場交易的用戶，無正當理由原則上不得退出市場。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，電網企業代理購電范圍應進一步減小。

（三）售電公司

售電公司按照《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）要求在交易平臺完成注冊并足額繳納履約保函（保險）后，可參與市場交易。

（四）新型主體

獨立儲能電站參與電力市場按照《關于加快新型儲能發展的實施意見》（豫政辦〔2023〕25號）執行。獨立儲能企業分兩個交易單元分別作為發電和用電經營主體參與交易，鼓勵獨立儲能參與分時段電量交易。推動虛擬電廠（負荷聚合商）等新型經營主體參與電力市場。

二、交易組織

（一）交易種類

中長期交易種類主要有：電力直接交易、電網企業代理購電交易、發電側合同轉讓交易、用電側合同轉讓交易、回購交易等。

（二）交易周期

電力直接交易主要開展年度交易、季度交易、月度交易、旬交易、日交易等。

（三）交易模式

中長期交易分為常規電量交易和分時段電量交易兩種模式，同步獨立開展相關交易。高耗能企業交易組織維持現行模式不變。2025年現貨市場未運行期間，售電公司代理的全部分時段交易零售用戶、售電公司、電力批發用戶與發電企業達成的分時段交易累計電量，其峰段（含尖峰、高峰，下同）總電量與谷段總電量之比均不超過0.8。合同履行期間如遇政策調整，按新政策執行。持續優化、細化中長期交易時段劃分，逐步在發用兩側實現分時段同步交易、執行和結算。

（四）交易電量

2025年，市場化用戶年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的80%，通過后續月度、旬、日合同簽訂，保障電力中長期合同簽約比例不低于90%。燃煤發電企業年度中長期簽約合同電量不低于本地區同類型機組年度預計發電量的80%，通過后續月度、旬、日合同簽訂，保障電力中長期合同簽約比例不低于90%。發電企業轉讓購入電量全年不高于已成交合同總量的20%。售電公司累計交易電量不得超過售電公司資產總額對應的售電規模上限，不得超過其已繳納履約保函、保險等履約保障憑證額度對應的交易電量規模。

三、價格機制

（一）發電側

落實國家煤電兩部制電價政策，推進電能量和容量市場等高效協同，實現煤電價格水平保持基本穩定，上下浮動范圍不超過基準價的20%。

（二）購電側

批發市場購電側價格由中長期合同電量電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成。

（三）零售側

常規模式零售用戶的代理服務費不隨峰谷系數浮動。固定價格類型套餐的代理服務費為零售用戶套餐價格減去售電公司批發市場交易均價。

2025年，售電公司代理的零售用戶月度結算代理服務費超過0.5分/度時（不含發電側降價空間，下同），交易中心應在交易平臺設置風險提醒告知，該零售用戶應通過人臉識別、視頻音頻、上傳法人電子營業執照等有效方式確認零售合同，確保零售用戶真實知曉其交易電量、電價、服務費等零售套餐基本內容，否則代理服務費置零結算。交易中心要按月在交易平臺披露零售市場的月度結算最高、最低、平均代理服務費，每月向省發展改革委、河南能源監管辦報告售電公司月度結算代理服務費超過0.5分/度相關情況。

售電公司負責告知督促其代理零售用戶完成賬號實名認證。售電公司存在對電力零售用戶進行虛假宣傳、偽造簽字蓋章、違規使用他人賬號、在交易平臺填寫與已簽訂委托代理合同內容不一致的信息等情況的，退回年內已結算代理服務費用，相應委托代理合同即時終止執行。強化跨年存量委托代理合同管理，合同雙方應通過簽訂包含上述內容的補充條款等方式進行有效性確認后方可綁定生效。

四、組織流程

（一）年度交易

年度交易以雙邊協商方式為主，市場主體自主協商全年電量、電價，分解安排至各月。其中，一季度交易結果形成正式交易合同，二、三、四季度交易結果為交易意向，需在后續季度交易中確認或調整。年度電網企業代理購電交易采用掛牌方式組織，掛牌電價采用年度電力直接交易中各自然月非高耗能用戶常規電量交易的加權平均交易價。交易合同形成方式、季度調整等工作參照年度電力直接交易開展。

（二）季度交易

季度交易主要開展年度意向協議的確認交易，每季度最后一個自然月開展。季度確認交易主要采用雙邊協商方式，在滿足交易電價限額、機組發電能力、電量規模預測范圍內，經營主體可對原有意向的電價、電量進行調整。一般由發電企業申報電量、電價等，電力批發用戶、售電公司確認。電網企業代理購電確認交易，采用電網企業填寫季度分月電量、交易電價（與同期非高耗能用戶常規電量交易保持一致），發電側經營主體確認的方式開展。電網企業確認交易電量不得大于原合同電量，調減電量時對原合同進行等比例調整。

（三）月度交易

月度交易以雙掛雙摘、集中撮合等方式開展。常規電量交易標的為次月調整電量，分時段電量交易標的為次月每個時段調整電量的累加值。原則上，每季度首月不再開展月度交易。電網企業代理購電月度交易采用掛牌方式組織，掛牌電價為當月月度交易（含集中撮合、雙掛雙摘交易等，下同）的加權平均價。

（四）旬交易

旬交易以雙掛雙摘方式開展，交易標的分別對應本月中旬、下旬的調整電量。其中，分時段電量交易標的為本月中旬、下旬交易時段（1小時或多個時段，下同）調整電量的累加值。電網企業參與旬交易時，其購入電量掛牌價格執行其當月月度交易的掛牌價格，季度首月執行當季度電網企業代理購電確認交易首月交易價格，售出電量掛牌價格為其交易周期內存量合同均價。

（五）日交易

日交易以雙掛雙摘方式開展，交易組織時間為D-2至D-7日（其中D為交割執行日，如遇節假日提前組織），市場主體在同日、同一交易標的僅能選擇一種交易方向（或買入、或賣出）。常規電量交易標的為D日至月末的調整電量，分時段電量交易標的為D日交易時段內調整電量。

（六）加強交易調度銜接

省電力公司要做好市場化交易與調度運行的高效銜接，充分發揮交易優化配置作用，交易中心要加密交易頻次，每月定期開展合同電量轉讓、回購、電網企業代理購電等交易。

五、新能源政府授權中長期合約

年度交易中，省電力公司將2025年度各自然月剩余新能源電量規模提交交易中心，通過交易平臺向經營主體發布。交易中心按照市場化用戶季度用電量占比進行分解，形成市場化用戶的年度授權合約電量，按照用戶尖、峰、平、谷時段實際用電量比例，分配至各時段進行結算。

其中：市場化用戶季度內各月授權合約電量=市場化用戶季度用電量占比×季度內各月剩余新能源電量規模。

市場化用戶季度用電量占比=該市場化用戶最近3個月用電量之和÷全部市場化用戶最近3個月用電總量。

2025年一季度對應的最近3個月用電量指2024年9—11月實際用電量，后續季度依次類推。年度交易中，暫按照一季度市場化用戶電量占比分解形成2025年各月授權合約電量，后續季度、月度據實調整。季度、月度新能源電量參與交易流程按照年度交易流程開展。每季度最后一個自然月15日前，省電力公司將次季度各月剩余新能源電量的調整規模提交交易中心。每月20日前，省電力公司將次月剩余新能源電量的調整規模提交交易中心。為保障授權合約與綠色電力交易有效銜接，電力用戶購買綠電后等量扣減新能源授權合約電量。

六、交易結算

（一）批發市場結算

按照“照付不議、偏差結算”原則進行電量結算，用戶側常規電量交易和分時段電量交易各時段獨立結算，月結月清。發、用兩側經營主體當月各交易合同電量（含年度、季度交易分月合同，不含優先結算部分，下同）按照相應交易合同價格“照付不議”結算。當月實際電量（扣除優先結算部分電量，下同）與當月交易合同總量（當月各交易合同電量之和，不含優先結算部分，下同）的偏差電量按照相應價格結算。

1.用戶側偏差電量結算

用戶側經營主體當月月度實際用電量超出當月交易合同總量的超用偏差電量，按照相應價格結算購電支出；當月月度實際用電量低于當月交易合同總量的少用偏差電量，按照相應價格結算售電收入。

（1）超用偏差電量結算

當月交易合同總量105%以下的超用偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價(含季度交易分月合同、月度交易合同，下同)結算購電支出。當月交易合同總量105%—110%以內的超用偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價的108%結算購電支出。當月交易合同總量110%以上的超用偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價的110%結算購電支出。

（2）少用偏差電量結算

當月交易合同總量95%以上的少用偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價結算售電收入。當月交易合同總量90%—95%以內的少用偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價的92%結算售電收入。當月交易合同總量90%以下的少用偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價的90%結算售電收入。

（3）超額收益回收

售電公司代理高耗能企業參與電力直接交易，當其代理的高耗能企業月度實際用電量超過其當月高耗能交易合同電量105%時，超出交易合同電量部分產生的超額收益予以回收，回收費用按照當月發電側上網電量在發電側返還。超額收益按照高耗能超用電量乘以當月該售電公司高耗能電量合同均價與該售電公司非高耗能電量合同均價的差值計算。

2.發電側偏差電量結算

發電側經營主體當月月度實際上網電量超出當月交易合同總量的超發偏差電量，按照相應價格結算售電收入；當月月度實際上網電量低于當月交易合同總量的少發偏差電量，按照相應價格結算購電支出。

（1）超發偏差電量結算

當月交易合同總量110%以下的超發偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價(含季度交易分月合同、月度交易合同，下同)結算售電收入。當月交易合同總量110%以上的超發偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價的95%結算售電收入。

（2）少發偏差電量結算

當月交易合同總量90%以上的少發偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價結算購電支出。當月交易合同總量90%以下的少發偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價的110%結算購電支出。

（3）偏差電量減免

因電網安全、保暖保供等原因，發電企業產生的當月交易合同總量110%以上的超發偏差電量或當月交易合同總量90%以下的少發偏差電量，按照當月月度交易合同加權平均價結算售電收入或購電支出；因市場化供需不平衡產生的當月交易合同總量90%以下的少發偏差電量，可根據日滾動交易最后一個交易日發電側經營主體申報未成交的購入電量進行偏差責任減免，減免后按照當月月度交易合同加權平均價結算。依據《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號）相關要求，電力調度機構于每月5日之前向交易中心提供由于電網安全、保暖保供等原因產生電量偏差的信息（包括發電企業名稱、偏差電量數額及原因等），交易中心履行市場公示、政府報備程序且無異議后執行。電力保供關鍵時期（1月、7月、8月、12月），電煤庫存持續低位、檢修嚴重超期、機組非停時間長、非計劃降出力比例高的發電企業，當月交易合同總量90%以下的少發偏差電量原則上不得進行減免。

3.偏差費用處理

發、用兩側中長期偏差電量結算價格高于或低于當月月度交易合同加權平均價產生的偏差電費收益，按月在發電側與用戶側分開處理，分別按照當月發電側上網電量或用戶側用電量比例進行返還，其中用戶側售電公司和零售用戶分開處理，售電公司按其代理用戶的用電量比例進行返還，零售用戶按照其用電量比例進行返還，優先結算部分電量不參與返還，月結月清。返還時，優先考慮經營主體往月偏差電量減免清算產生的電費收入。電網企業代理購電與其他經營主體執行統一的偏差處理規則。

發、用兩側中長期分時段交易偏差電量分別按照當月月度常規交易合同加權平均價與當月月度各時段交易合同加權平均價結算產生的發用兩側中長期不平衡費用，按照當月發電側實際上網電量比例，按月在發電側分攤(或返還)，優先結算部分電量不參與分攤（或返還）。

發、用兩側偏差電費收益、中長期不平衡費用在經營主體月度電費賬單中單項列示，與經營主體購電支出、售電收入沖抵后開具發票并由電網企業進行電費收支管理。

4.其他事項

綠色電力交易結算按照《關于印發<電力中長期交易基本規則—綠色電力交易專章>的通知》（發改能源〔2024〕1123號）及《河南省電力市場結算操作細則（試行）》相關要求執行。授權合約按照合同電量和電力用戶電量“兩取小”后扣減綠電結算電量的原則結算。零售用戶對應的授權合約電量，售電公司不收取代理服務費用。

骨干電解鋁企業滿足產能滿產所需電量優先結算；跨區跨省交易合同按照相關規則進行優先結算。現貨市場運行期間，按照現貨市場相關規定執行。

（二）零售市場結算

1. 零售用戶電量結算

在落實零售側價格機制的前提下，零售用戶按照其與售電公司約定的零售套餐進行結算。

2. 售電公司收益結算

售電公司月度購售電收益按照其零售市場售電收入(按照零售交易價格計算，不含輸配電費用、線損費用、系統運行費用、政府性基金及附加等)與批發市場的購電支出的差額進行計算。

（三）強化交易及結算執行

嚴格執行交易和安全校核，交易或安全校核未通過時應在2個工作日內在交易平臺發布。售電公司在批發市場低買高賣等行為產生的價差不得轉嫁給其代理的零售用戶。交易中心應按月向省發展改革委、河南能源監管辦報備中長期偏差結算、經營主體欠費等情況。

七、強化保障措施

各有關部門單位要堅決貫徹落實國家電力交易有關政策，堅決貫徹落實省委省政府關于優化工商業電價的決策部署。交易中心要精心組織，積極穩妥實施2025年電力交易各項工作，特別是做好新能源電量交易工作，確保省委省政府工作部署落實到位，確保降低工商業用電成本到位，確保電力市場秩序平穩有序，確保新能源健康發展。

（一）按時完成年度電力中長期合同簽訂。各市場主體要認真落實本文件要求，做好年度合同簽訂等相關工作。交易中心要加強組織實施，在2025年1月上旬完成年度電力中長期交易工作。

（二）強化零售套餐管理。交易中心會同有關部門負責制定、修訂、發布零售市場零售套餐模式，定期優化完善零售套餐模式內容，經省電力市場管理委員會審議通過，報備省發展改革委、河南能源監管辦后執行。

（三）強化市場風險防控。優化電力市場信用評價體系，進行操縱市場、串通報價、擾亂市場秩序、違法失信、虛假宣傳等不正當競爭行為的經營主體，列入失信名單并依法依規開展失信懲戒。加強交易平臺賬號及安全防護管理，不得違規使用其他經營主體賬號進行交易操作，嚴禁使用危及交易平臺及網絡安全的軟件工具進行交易。

（四）加強信息披露和宣傳培訓。交易中心要嚴格落實電力市場信息披露相關制度辦法，提高交易信息披露的完整性、及時性和準確性。市場運營機構和各地發展改革部門要加強政策規則宣貫培訓，強化各類主體對電力市場的正確認識和對政策規則的理解，促進電力市場高效運轉。

河南省發展和改革委員會

國家能源局河南監管辦公室

2024年12月31日