各市、州、直管市、神農架林區電力主管部門，國網華中分部、國網湖北省電力有限公司，有關發電企業、電力用戶、售電公司，湖北電力市場管理委員會，湖北電力交易中心:

為做好2022年全省電力市場化交易和市場建設各項工作，現將《2022年湖北省電力中長期交易實施方案》印發給你們，請遵照執行。

附件:2022年湖北省電力中長期交易實施方案

湖北省發展和改革委員會

2021年12月23日

附件

2022年湖北省電力中長期交易實施方案

為貫徹落實《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)、《湖北省電力中長期交易實施規則(暫行)》(華中監能市場〔2019〕352號)等文件精神，穩步推進湖北省電力市場建設，在保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應的前提下，結合湖北實際，制定本方案。

一、實施范圍

2022年湖北省電力中長期交易市場(以下簡稱“市場交易”)主要包括電力批發市場和電力零售市場。

電力批發市場是指電力用戶、售電企業與發電企業之間直接進行電能量交易(又稱電力直接交易)的市場。批發市場主體參與分時段交易。

電力零售市場是指電力用戶與售電企業之間進行購售電代理服務的市場。

電力用戶可選擇參與批發市場，即與發電企業直接交易;也可選擇參與零售市場，即通過一家售電企業代理交易，但只可選擇一種方式。

電網企業代理購電按《省發改委關于做好電網企業代理購電工作的通知》有關要求執行，電網企業代理購電中參與電力批發市場的部分，以報量不報價方式參與年度交易、月度交易等各類交易(僅參與分時段交易中的平段交易)。

二、市場主體

(一)發電企業

火電企業:統調公用燃煤、燃氣發電企業;陜武直流配套燃煤電廠(正式商運后視為省內統調公用機組);統調自備燃煤電廠(上網電量參與市場交易)。

新能源企業:統調風電、光伏發電企業，不含光伏扶貧電站。

(二)售電企業

售電公司注冊、運營和退出，按照《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》(發改體改規〔2021〕1595號)有關要求執行。湖北電力交易中心對售電企業實施動態注冊服務。

同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電企業，全年代理電量原則上不得超過全省市場交易總電量(不含電網企業代理購電)的20%。

(三)電力用戶

原則上用電電壓等級10千伏及以上工商業用戶直接參與市場交易，鼓勵10千伏以下工商業用戶參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的可由電網企業代理購電。

已選擇市場交易的電力用戶，原則上不得自行退市。無正當理由退市的電力用戶由電網企業保障正常用電，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。

三、交易模式

(一)交易品種。交易品種主要包括年度交易、月度交易、月內交易、合同轉讓交易等。

(二)交易方式。交易方式為雙邊協商、集中交易(掛牌、集中出清、競拍)等。

(三)交易電量。2022年湖北省市場交易總電量規模不設上限。其中，年度雙邊協商交易總電量控制規模為500億千瓦時，當交易時間截止或交易總量達到上限時交易自動終止;年度集中交易電量規模不設上限。

火電電量。省內統調燃煤機組(含各類投資方式)發電電量原則上全部參與市場交易。

為保障電網安全穩定運行，配合做好熱力供應，公用供熱機組應足額參與年度交易。公用抽凝供熱機組年度交易電量應根據機組容量，在2000小時基礎上，按照上年度熱電比(封頂值為100%)，以每個百分點20小時計算，增加年度交易利用小時，形成年度交易電量下限。年度交易結束后，對低于交易電量下限部分，發電集團應在一個工作日內在集團內部按供電煤耗自高到低從其他煤電機組統籌劃轉;仍不滿足的，可通過參與發電權轉讓交易解決。

新能源電量。新能源企業按其設計上網電量的20%參與市場交易。

在以上電量不能保障市場需求的情況下，適時按照新能源發電、跨省購電、水電的順序，依次足額調增入市電量，確保市場供應。

四、分時段交易

分時段交易按尖峰、高峰、平段、低谷四段組織。

(一)時段劃分

各時段劃分按照《省發改委關于湖北電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》(鄂發改價管〔2020〕439號)有關要求執行。具體如下:

尖峰時段:20:00-22:00(共2小時)

高峰時段:09:00-15:00(共6小時)

平????段:07:00-09:00、15:00-20:00、22:00-23:00(共8小時)

低谷時段:23:00-次日07:00(共8小時)

(二)參與方式

2022年參與批發市場的各類市場主體全電量參與分時段交易，需簽訂分時段、帶量帶價交易合同，各時段交易申報電價的價差比例原則上不得低于現行分時電價政策的峰、平、谷價差比例。

公用燃煤發電企業參與尖峰、高峰、平段和低谷四段交易;其他發電企業所發電量全部視為平段電量參與平段交易。

參與批發市場的電力用戶和售電公司參與尖峰、高峰、平段和低谷四段交易，其中，按國家政策不執行分時電價的市場用戶用電量視為平段電量參與平段交易。

雙邊協商交易由市場主體自行協商后，通過電力交易平臺確定各時段電量和電價。集中交易由市場主體在電力交易平臺分時段申報電量和電價。各市場主體簽訂的分時段交易合同，分時段電量必須保持一致。

五、交易價格

(一)發電側交易價格

發電側合同電價為發電企業與售電企業或電力用戶通過市場交易形成的價格，市場交易形成的價格中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價。

(二)用電側結算價格

批發市場用戶(含售電公司)的用電合同電價包括發電企業與售電企業或電力用戶通過市場交易形成的價格，加上輸配電價(含線損及交叉補貼)、政府性基金及附加，以及保障居民、農業用電的新增損益分攤或分享。輸配電價按照國家核定的輸配電價執行，政府性基金及附加按照國家有關規定執行。年度合同各時段分月價格保持一致，價格聯動條款協商確定后，次月至年底各時段分月價格保持一致。

(三)分時段交易價格

批發市場用戶(含售電公司)結算價格:[燃煤基準價×(1+允許浮動范圍)+輸配電價]×時段系數+政府性基金及附加+保障居民、農業用電的新增損益分攤或分享。

零售市場用戶結算電價由售電公司與零售用戶自行約定。

各時段系數按鄂發改價管〔2020〕439號文件相關要求執行。燃煤機組市場交易電價允許浮動范圍為-20%至+20%，其他機組允許浮動范圍為-15%至+10%，高耗能企業用電上浮不受限制。

六、合同簽訂

(一)足量簽。鼓勵市場主體足額簽訂年度及更長時期的市場交易合同，確保簽約電量不低于前三年用電量平均值的70%，并力爭通過后續月度合同簽訂，來保障中長期合同簽約電量不低于前三年用電量平均值的90%。

(二)信用簽。2022年市場交易合同在湖北省信用機構見證下簽約，保障電力中長期合同順利履行。

(三)規范簽。市場主體均應在湖北電力交易平臺上，規范簽訂電子化市場交易合同。鼓勵在簽訂市場交易合同時，約定價格調整機制條款，年度交易合同可只簽訂電量，根據市場變化再適時約定價格。

七、偏差調整

(一)二次出清

二次出清是指集中交易已經出清后，在用電側電量需求明顯得不到保障的情況下，采取的偏差調整方式。通過強制發用雙方參與出清，形成補充交易合同，以確保市場供應。2022年，暫由統調公用燃煤發電企業參與二次出清。

若市場交易某時段實際成交電量低于該時段需求申報總量的60%，則啟動二次出清。二次出清時，用電側申報的用電量需求不足部分由統調公用燃煤發電企業按剩余容量等比例承擔，價格按缺額電價執行，剩余容量由電網調度機構公布。

缺額電價，是指發電側按最近一次集中交易同時段已成交均價下調0.01元/千瓦時標準執行，用戶側按最近一次集中交易同時段已成交均價上漲0.01元/千瓦時標準執行。若無集中交易歷史成交數據，則以年度雙邊交易同時段均價為基準執行。發電側因差額電價形成的電費，按各燃煤發電企業當月市場交易電量占比(含年度分解到月部分)，全額分配給所有燃煤發電企業;用戶側因差額電價形成的電費，按當月市場交易電量占比(含年度分解到月部分)，全額分配給所有電力用戶(售電公司不能截留)。

(二)發電側事后掛牌上下調

發電側事后掛牌上下調是指市場交易合同簽訂并組織生產調度后，為妥善處理因氣候、來水和用電需求變化等因素導致的月度發電量偏差，由電網調度機構與火電企業聯動處理的偏差調整方式。在滿足電網安全約束的前提下，將上月(旬)全網實際完成電量與全網計劃發電量的差額，以掛牌交易方式組織火電企業合同電量轉讓交易。若確實無法達成交易，超發電量按照各發電企業年度合同加權平均價結算，具體實施方案由湖北電力交易中心與電網企業另行制定并報省能源局和華中能源監管局備案。

(三)兜底售電

兜底售電是指為保障電力市場穩定，對于已參與2021年市場交易但未參與2022年市場交易的電力用戶，允許其在3月底前由兜底售電公司向其提供免費代理服務的售電形式。

兜底售電公司暫定為國網湖北省電力有限公司以及各發電集團在鄂售電公司，其余售電公司可自愿向湖北交易中心申請成為兜底售電公司。實行兜底售電的電力用戶用電價格，按照最近一次集中交易同時段已成交均價執行。

3月底前，如電力用戶主動直接參與批發市場或選擇售電公司簽訂代理服務合同，次月起停止實行兜底售電服務。自4月份起，若電力用戶無正當理由仍未主動參與電力市場，則視其為自行退市轉為電網企業代理購電。

八、交易結算與偏差考核

(一)用電側偏差考核

用電側實行“按月分時段結算、清算”。售電公司可將其代理用戶分成若干交易單元分別予以結算考核。用電側允許偏差范圍為-10%至10%，允許偏差范圍內電量按合同電價結算。超出允許偏差范圍的電量，按合同電價結算但予以加價考核。偏差范圍為(+10%,+15%]、[-15%,-10%)的電量按照0.01元/千瓦時予以加價考核，偏差范圍為(+15,+20%]、[-20%,-15%)的電量按照0.02元/千瓦時予以加價考核，超出±20%的電量按0.1元/千瓦時予以加價考核。

批發市場用電側當月分時段實際用電量少于允許負偏差以外的電量，同步調整發電企業合同總電量。

(二)發電側偏差考核

火電企業實行“按月分時段結算、與電網企業代購電同步清算”，不予以偏差考核。

新能源企業實行“按月結算、按年清算”，其市場交易全年成交電量未達到要求的，缺額部分按照扣減0.05元/千瓦時予以偏差考核。新能源考核電費按發電企業全年市場交易電量占比在年底一次性分配。

考核所形成的電費由電網企業代收。批發市場用戶側考核所形成的電費，按各用戶當月市場交易電量占比(含年度分解到月部分)，全額分配給批發市場所有用戶及售電公司。

九、交易組織

2021年12月底前，完成年度交易及合同簽署工作;

每月20日(遇節假日順延)，組織開展下月月度交易;

每月20日之前，組織開展兩次月內交易，完成上月交易結算工作;

每月25日前，電力用戶、售電企業可對年度合同中，分解到次月的電量進行調整確認，年度分時段合同總量保持不變。

每月常態化開展合同轉讓交易。

各類交易經安全校核后生效。未通過電網安全校核的交易電量，湖北電力交易中心應及時按程序繼續組織交易。

湖北電力交易中心可據實適當調整交易時間安排。

十、相關要求

(一)湖北電力交易中心負責將市場交易合同報省能源局備案，并在每場交易完成后三個工作日內向省能源局報告該場交易情況，每月15日前向省能源局報告上月市場交易總體情況及上月結算情況。

(二)湖北電力交易中心應積極組織市場主體開展政策培訓，做好政策宣傳解讀。年度交易開市前，湖北電力交易中心應至少提前5個工作日發布公告;月度、月內等其他交易，湖北電力交易中心應至少提前2個工作日發布公告。

(三)湖北電力交易中心作為市場主體注冊工作的責任單位，要進一步提升服務水平，做好市場主體持續性滿足注冊條件的相關管理工作。

(四)湖北電力交易中心及各市場主體應依照相關法律法規，加強和完善信息披露，進一步提高市場信息透明度，豐富信息披露內容，滿足市場要求。

(五)經電力用戶同意后，電網企業、湖北電力交易中心應允許售電公司和發電企業獲取電力用戶歷史用電數據、用電信息等有關信息。

(六)電力調度機構應根據發電企業各類市場化合同總電量組織生產調度。調度機構要加強安全校核管理，根據機組可調出力、檢修情況、系統負荷預測以及電網約束情況，折算出各機組的電量上限，對參與市場交易的機組提出建議。相關建議應于月度交易前2個工作日內，在交易平臺上發布。

本方案發布后，如遇國家和省里政策調整以及重大市場變化則相應調整。現貨市場結算試運行期間，與本規則相沖突的，按現貨市場結算試運行方案執行。

本方案由湖北省發改委(省能源局)負責解釋。