湖北省发改委关于印发2022年湖北省电力中长期交易实施方案的通知

鄂发改能源〔2021〕409号

各市、州、直管市、神农架林区电力主管部门，国网华中分部、国网湖北省电力有限公司，有关发电企业、电力用户、售电公司，湖北电力市场管理委员会，湖北电力交易中心:

为做好2022年全省电力市场化交易和市场建设各项工作，现将《2022年湖北省电力中长期交易实施方案》印发给你们，请遵照执行。

湖北省发展和改革委员会

2021年12月23日

附件

2022年湖北省电力中长期交易实施方案

为贯彻落实《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)、《湖北省电力中长期交易实施规则(暂行)》(华中监能市场〔2019〕352号)等文件精神，稳步推进湖北省电力市场建设，在保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应的前提下，结合湖北实际，制定本方案。

一、实施范围

2022年湖北省电力中长期交易市场(以下简称“市场交易”)主要包括电力批发市场和电力零售市场。

电力批发市场是指电力用户、售电企业与发电企业之间直接进行电能量交易(又称电力直接交易)的市场。批发市场主体参与分时段交易。

电力零售市场是指电力用户与售电企业之间进行购售电代理服务的市场。

电力用户可选择参与批发市场，即与发电企业直接交易;也可选择参与零售市场，即通过一家售电企业代理交易，但只可选择一种方式。

电网企业代理购电按《省发改委关于做好电网企业代理购电工作的通知》有关要求执行，电网企业代理购电中参与电力批发市场的部分，以报量不报价方式参与年度交易、月度交易等各类交易(仅参与分时段交易中的平段交易)。

二、市场主体

(一)发电企业

火电企业:统调公用燃煤、燃气发电企业;陕武直流配套燃煤电厂(正式商运后视为省内统调公用机组);统调自备燃煤电厂(上网电量参与市场交易)。

新能源企业:统调风电、光伏发电企业，不含光伏扶贫电站。

(二)售电企业

售电公司注册、运营和退出，按照《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》(发改体改规〔2021〕1595号)有关要求执行。湖北电力交易中心对售电企业实施动态注册服务。

同一投资主体(含关联企业)所属的售电企业，全年代理电量原则上不得超过全省市场交易总电量(不含电网企业代理购电)的20%。

(三)电力用户

原则上用电电压等级10千伏及以上工商业用户直接参与市场交易，鼓励10千伏以下工商业用户参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。

已选择市场交易的电力用户，原则上不得自行退市。无正当理由退市的电力用户由电网企业保障正常用电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。

三、交易模式

(一)交易品种。交易品种主要包括年度交易、月度交易、月内交易、合同转让交易等。

(二)交易方式。交易方式为双边协商、集中交易(挂牌、集中出清、竞拍)等。

(三)交易电量。2022年湖北省市场交易总电量规模不设上限。其中，年度双边协商交易总电量控制规模为500亿千瓦时，当交易时间截止或交易总量达到上限时交易自动终止;年度集中交易电量规模不设上限。

火电电量。省内统调燃煤机组(含各类投资方式)发电电量原则上全部参与市场交易。

为保障电网安全稳定运行，配合做好热力供应，公用供热机组应足额参与年度交易。公用抽凝供热机组年度交易电量应根据机组容量，在2000小时基础上，按照上年度热电比(封顶值为100%)，以每个百分点20小时计算，增加年度交易利用小时，形成年度交易电量下限。年度交易结束后，对低于交易电量下限部分，发电集团应在一个工作日内在集团内部按供电煤耗自高到低从其他煤电机组统筹划转;仍不满足的，可通过参与发电权转让交易解决。

新能源电量。新能源企业按其设计上网电量的20%参与市场交易。

在以上电量不能保障市场需求的情况下，适时按照新能源发电、跨省购电、水电的顺序，依次足额调增入市电量，确保市场供应。

四、分时段交易

分时段交易按尖峰、高峰、平段、低谷四段组织。

(一)时段划分

各时段划分按照《省发改委关于湖北电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》(鄂发改价管〔2020〕439号)有关要求执行。具体如下:

尖峰时段:20:00-22:00(共2小时)

高峰时段:09:00-15:00(共6小时)

平段:07:00-09:00、15:00-20:00、22:00-23:00(共8小时)

低谷时段:23:00-次日07:00(共8小时)

(二)参与方式

2022年参与批发市场的各类市场主体全电量参与分时段交易，需签订分时段、带量带价交易合同，各时段交易申报电价的价差比例原则上不得低于现行分时电价政策的峰、平、谷价差比例。

公用燃煤发电企业参与尖峰、高峰、平段和低谷四段交易;其他发电企业所发电量全部视为平段电量参与平段交易。

参与批发市场的电力用户和售电公司参与尖峰、高峰、平段和低谷四段交易，其中，按国家政策不执行分时电价的市场用户用电量视为平段电量参与平段交易。

双边协商交易由市场主体自行协商后，通过电力交易平台确定各时段电量和电价。集中交易由市场主体在电力交易平台分时段申报电量和电价。各市场主体签订的分时段交易合同，分时段电量必须保持一致。

五、交易价格

(一)发电侧交易价格

发电侧合同电价为发电企业与售电企业或电力用户通过市场交易形成的价格，市场交易形成的价格中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

(二)用电侧结算价格

批发市场用户(含售电公司)的用电合同电价包括发电企业与售电企业或电力用户通过市场交易形成的价格，加上输配电价(含线损及交叉补贴)、政府性基金及附加，以及保障居民、农业用电的新增损益分摊或分享。输配电价按照国家核定的输配电价执行，政府性基金及附加按照国家有关规定执行。年度合同各时段分月价格保持一致，价格联动条款协商确定后，次月至年底各时段分月价格保持一致。

(三)分时段交易价格

批发市场用户(含售电公司)结算价格:[燃煤基准价×(1+允许浮动范围)+输配电价]×时段系数+政府性基金及附加+保障居民、农业用电的新增损益分摊或分享。

零售市场用户结算电价由售电公司与零售用户自行约定。

各时段系数按鄂发改价管〔2020〕439号文件相关要求执行。燃煤机组市场交易电价允许浮动范围为-20%至+20%，其他机组允许浮动范围为-15%至+10%，高耗能企业用电上浮不受限制。

六、合同签订

(一)足量签。鼓励市场主体足额签订年度及更长时期的市场交易合同，确保签约电量不低于前三年用电量平均值的70%，并力争通过后续月度合同签订，来保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值的90%。

(二)信用签。2022年市场交易合同在湖北省信用机构见证下签约，保障电力中长期合同顺利履行。

(三)规范签。市场主体均应在湖北电力交易平台上，规范签订电子化市场交易合同。鼓励在签订市场交易合同时，约定价格调整机制条款，年度交易合同可只签订电量，根据市场变化再适时约定价格。

七、偏差调整

(一)二次出清

二次出清是指集中交易已经出清后，在用电侧电量需求明显得不到保障的情况下，采取的偏差调整方式。通过强制发用双方参与出清，形成补充交易合同，以确保市场供应。2022年，暂由统调公用燃煤发电企业参与二次出清。

若市场交易某时段实际成交电量低于该时段需求申报总量的60%，则启动二次出清。二次出清时，用电侧申报的用电量需求不足部分由统调公用燃煤发电企业按剩余容量等比例承担，价格按缺额电价执行，剩余容量由电网调度机构公布。

缺额电价，是指发电侧按最近一次集中交易同时段已成交均价下调0.01元/千瓦时标准执行，用户侧按最近一次集中交易同时段已成交均价上涨0.01元/千瓦时标准执行。若无集中交易历史成交数据，则以年度双边交易同时段均价为基准执行。发电侧因差额电价形成的电费，按各燃煤发电企业当月市场交易电量占比(含年度分解到月部分)，全额分配给所有燃煤发电企业;用户侧因差额电价形成的电费，按当月市场交易电量占比(含年度分解到月部分)，全额分配给所有电力用户(售电公司不能截留)。

(二)发电侧事后挂牌上下调

发电侧事后挂牌上下调是指市场交易合同签订并组织生产调度后，为妥善处理因气候、来水和用电需求变化等因素导致的月度发电量偏差，由电网调度机构与火电企业联动处理的偏差调整方式。在满足电网安全约束的前提下，将上月(旬)全网实际完成电量与全网计划发电量的差额，以挂牌交易方式组织火电企业合同电量转让交易。若确实无法达成交易，超发电量按照各发电企业年度合同加权平均价结算，具体实施方案由湖北电力交易中心与电网企业另行制定并报省能源局和华中能源监管局备案。

(三)兜底售电

兜底售电是指为保障电力市场稳定，对于已参与2021年市场交易但未参与2022年市场交易的电力用户，允许其在3月底前由兜底售电公司向其提供免费代理服务的售电形式。

兜底售电公司暂定为国网湖北省电力有限公司以及各发电集团在鄂售电公司，其余售电公司可自愿向湖北交易中心申请成为兜底售电公司。实行兜底售电的电力用户用电价格，按照最近一次集中交易同时段已成交均价执行。

3月底前，如电力用户主动直接参与批发市场或选择售电公司签订代理服务合同，次月起停止实行兜底售电服务。自4月份起，若电力用户无正当理由仍未主动参与电力市场，则视其为自行退市转为电网企业代理购电。

八、交易结算与偏差考核

(一)用电侧偏差考核

用电侧实行“按月分时段结算、清算”。售电公司可将其代理用户分成若干交易单元分别予以结算考核。用电侧允许偏差范围为-10%至10%，允许偏差范围内电量按合同电价结算。超出允许偏差范围的电量，按合同电价结算但予以加价考核。偏差范围为(+10%,+15%]、[-15%,-10%)的电量按照0.01元/千瓦时予以加价考核，偏差范围为(+15,+20%]、[-20%,-15%)的电量按照0.02元/千瓦时予以加价考核，超出±20%的电量按0.1元/千瓦时予以加价考核。

批发市场用电侧当月分时段实际用电量少于允许负偏差以外的电量，同步调整发电企业合同总电量。

(二)发电侧偏差考核

火电企业实行“按月分时段结算、与电网企业代购电同步清算”，不予以偏差考核。

新能源企业实行“按月结算、按年清算”，其市场交易全年成交电量未达到要求的，缺额部分按照扣减0.05元/千瓦时予以偏差考核。新能源考核电费按发电企业全年市场交易电量占比在年底一次性分配。

考核所形成的电费由电网企业代收。批发市场用户侧考核所形成的电费，按各用户当月市场交易电量占比(含年度分解到月部分)，全额分配给批发市场所有用户及售电公司。

九、交易组织

2021年12月底前，完成年度交易及合同签署工作;

每月20日(遇节假日顺延)，组织开展下月月度交易;

每月20日之前，组织开展两次月内交易，完成上月交易结算工作;

每月25日前，电力用户、售电企业可对年度合同中，分解到次月的电量进行调整确认，年度分时段合同总量保持不变。

每月常态化开展合同转让交易。

各类交易经安全校核后生效。未通过电网安全校核的交易电量，湖北电力交易中心应及时按程序继续组织交易。

湖北电力交易中心可据实适当调整交易时间安排。

十、相关要求

(一)湖北电力交易中心负责将市场交易合同报省能源局备案，并在每场交易完成后三个工作日内向省能源局报告该场交易情况，每月15日前向省能源局报告上月市场交易总体情况及上月结算情况。

(二)湖北电力交易中心应积极组织市场主体开展政策培训，做好政策宣传解读。年度交易开市前，湖北电力交易中心应至少提前5个工作日发布公告;月度、月内等其他交易，湖北电力交易中心应至少提前2个工作日发布公告。

(三)湖北电力交易中心作为市场主体注册工作的责任单位，要进一步提升服务水平，做好市场主体持续性满足注册条件的相关管理工作。

(四)湖北电力交易中心及各市场主体应依照相关法律法规，加强和完善信息披露，进一步提高市场信息透明度，丰富信息披露内容，满足市场要求。

(五)经电力用户同意后，电网企业、湖北电力交易中心应允许售电公司和发电企业获取电力用户历史用电数据、用电信息等有关信息。

(六)电力调度机构应根据发电企业各类市场化合同总电量组织生产调度。调度机构要加强安全校核管理，根据机组可调出力、检修情况、系统负荷预测以及电网约束情况，折算出各机组的电量上限，对参与市场交易的机组提出建议。相关建议应于月度交易前2个工作日内，在交易平台上发布。

本方案发布后，如遇国家和省里政策调整以及重大市场变化则相应调整。现货市场结算试运行期间，与本规则相冲突的，按现货市场结算试运行方案执行。

本方案由湖北省发改委(省能源局)负责解释。