為進一步深化電力體制改革，貫徹落實《關于進一步深化電 力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號）及其配套文件、 《國家發(fā)改委 國家能源局關于印發(fā)<電力中長期交易基本規(guī)則> 的通知》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889 號）、《國家發(fā)展改革委關 于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格 〔2021〕1439 號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合 司關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改 〔2022〕129 號）、《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)<電 力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）>的通知》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕 1217 號）、《湖北省電力中長期交易實施細則》（華中監(jiān)能市 場〔2022〕190 號）等文件精神，加快推進湖北電力市場建設， 促進電力資源優(yōu)化配置與能源綠色低碳轉型，穩(wěn)妥有序做好2024 年電力市場交易工作，結合湖北實際，制定本方案。

 一、總體概況

 2024 年湖北電力市場交易主要由電力中長期交易與現(xiàn)貨交 易組成。電力中長期交易包括：常規(guī)電力中長期交易、電網(wǎng)企業(yè) 代理購電交易、綠電綠證交易、電力需求側響應交易等。電力現(xiàn)貨交易方案另行制定。 

二、常規(guī)電力中長期交易 

（一）市場主體 

1.發(fā)電企業(yè) 統(tǒng)調(diào)公用燃煤、統(tǒng)調(diào)燃氣、統(tǒng)調(diào)自備燃煤（上網(wǎng)電量部分） 發(fā)電機組；陜武直流配套燃煤發(fā)電機組。 2.售電公司 售電公司注冊、運營、退出等，按照國家及省內(nèi)有關要求執(zhí) 行。同一投資主體（含關聯(lián)企業(yè)）控股的售電公司，全年市場化 電量不得超過全省市場化總電量（不含電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量） 的 20%，其中，關聯(lián)交易電量不超過售電公司合同電量的 50%。 關聯(lián)交易是指同一投資主體（含關聯(lián)企業(yè)）控股的售電公司和發(fā) 電企業(yè)之間以雙邊協(xié)商開展的交易。 3.電力用戶 原則上用電電壓等級 10 千伏及以上工商業(yè)用戶直接參與市 場交易，鼓勵 10 千伏以下工商業(yè)用戶參與市場交易，暫無法直 接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)保障正常用電，用電價格由電網(wǎng) 企業(yè)代理購電價格的 1.5 倍、輸配電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、系 統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加等組成。 電力用戶可選擇參與批發(fā)市場，即與發(fā)電企業(yè)直接交易，也 可選擇參與零售市場，即通過一家售電公司代理交易，但只可選 擇一種方式。 

（二）交易電量

 1.全年總電量規(guī)模不設上限。發(fā)電側年度雙邊協(xié)商交易總規(guī) 模為 500 億千瓦時，發(fā)電側與分時用戶（含售電公司代理的該類 用戶）低谷、平段、高峰、尖峰合同電量按 4:4:3:1 比例簽約， 不分時用戶（含售電公司代理的該類用戶）不受上述比例限制， 當交易時間截止或交易總量達到上限時交易自動終止。 

2.各類以雙邊協(xié)商方式開展的交易各時段簽約比例同年度 交易一致，集中交易采取匿名方式開展。

 3.火電企業(yè)年度交易簽約電量為其上一年度實際交易電量 （不含電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量）的 80%，2023 年新投產(chǎn)機組按 全省同容量機組平均利用小時數(shù)確定。市場用戶年度交易簽約電 量為上一年度用電量的 80%，月度交易各時段電量原則上不超過 年度分月對應時段電量的 30%，月內(nèi)各時段電量原則上不超過年 度分月與月度交易對應時段凈合約電量之和的 10%。電力用戶、 售電公司應通過年度、月度、月內(nèi)等交易，確保中長期交易電量 不低于上一年度用電量的 95%。2023 年新增、擴容用戶或用電 量較上年發(fā)生較大變化的電力用戶，可于年度交易前，向交易中 心提出 2024 年用電計劃說明，作為年度采購電量測算基數(shù)。 

4.合同回購交易為針對發(fā)電側出現(xiàn)設備故障導致發(fā)電能力 不足或用戶側大幅減產(chǎn)等特殊情況開展的應急交易，2024 年合 同回購交易僅針對年度雙邊協(xié)商交易電量開展。合同回購電量低 谷、平段、高峰、尖峰電量比例為 4:4:3:1，當月回購電量不低于 年度分月電量的 5%。發(fā)電側發(fā)起申請回購用戶側電量的電價為 合同價格上調(diào) 0.01 元/千瓦時；用戶側發(fā)起申請發(fā)電側回購其合 同電量的電價為合同價格下調(diào) 0.01 元/千瓦時。鼓勵發(fā)用雙方通 過連續(xù)運營融合交易常態(tài)化調(diào)整各時段電量，實現(xiàn)供需平衡。 5.為緩解季節(jié)性供給不平衡矛盾，2024 年 3-5 月、9-11 月， 電力用戶、售電公司按實際用電需要的 70%從發(fā)電企業(yè)購入，其 余 30%電量從省電力公司打捆購入，并匹配至各用戶，確保電力 供應。 6.線損電量納入交易范疇，綜合線損率為 4.79%，發(fā)電側合 同電量=用戶側合同電量/（1-綜合線損率）。 

（三）分時段交易 分時段交易是指將每日 24 小時分為若干類時段，以每個時 段的電量為交易標的，組織開展電力中長期交易，由各個時段的 交易結果形成各市場主體的中長期合同曲線。2024 年分時段交 易按尖峰、高峰、平段、低谷四類時段組織，各類交易合同經(jīng)發(fā) 用雙方協(xié)商一致后，將合同電量按日分解至 24 個時點。合同電 量分解應嚴格參照用戶實際用電情況，不得隨意分解。 

1.尖峰平谷各時段劃分及系數(shù)暫按《省發(fā)改委關于進一步完 善分時電價機制有關事項的通知》（鄂發(fā)改價管〔2022〕406 號） 有關要求執(zhí)行。后續(xù)如遇分時電價政策調(diào)整，各類交易時段劃分 及系數(shù)同步自動調(diào)整。 2.發(fā)電企業(yè)各時段交易電量不得超過其發(fā)電能力，各類電力 用戶和售電公司應參與尖峰、高峰、平段和低谷四類時段交易， 其中，不分時用戶（含售電公司代理的該類用戶）其各時段電價 按平段交易電價執(zhí)行。 3.不分時用戶（含售電公司代理的該類用戶）各類交易應與 分時用戶分開組織，其各類合同電量轉讓僅在該類用戶間開展， 對應發(fā)電側不分時電價交易合同僅在發(fā)電企業(yè)同類合同間開展。 4.發(fā)電側各時段合同電量=用戶側同時段合同電量+相應線 損電量。 

（四）交易價格 

1.發(fā)電側交易價格 發(fā)電側合同電價為發(fā)電企業(yè)與售電公司或批發(fā)電力用戶通 過市場交易形成的價格，其中:火電市場化交易價格包含脫硫、 脫硝、除塵電價和超低排放電價。 燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量通過市場交易形成中長期合同電量電價， 各時段中長期合同電量電價與容量電價之和允許浮動范圍為燃 煤基準價×時段系數(shù)×（1±20%）。 陜武配套電源落地電能量電價不高于省內(nèi)同類型電源（火、 風、光）月度電能量結算電價。

 2.用戶側交易價格 （1）用戶側批發(fā)市場交易合同電價 批發(fā)市場用戶側市場化交易合同電價為發(fā)電企業(yè)與售電公 司或批發(fā)電力用戶通過市場交易形成的綜合價格。 批發(fā)市場電力用戶（售電公司）結算電價=市場化交易合同 電價+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用+輸配電價+系統(tǒng)運行費用+政府性基金 及附加+保障居民、農(nóng)業(yè)用電的新增損益分攤或分享。上網(wǎng)環(huán)節(jié) 線損費用=市場化交易合同電價×綜合線損率/（1-綜合線損率）。 （2）打捆購入電量電價 省電力公司打捆購入電量由陜武配套電源電量，同期保障居 民、農(nóng)業(yè)用電后剩余的水電、新能源電量等組成，打捆購入電量 電價執(zhí)行同期電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格。 3.合同價格形成機制 2024 年各類交易發(fā)用兩側僅協(xié)商確定尖峰平谷各時段上下 浮動比例，時段系數(shù)根據(jù)全省分時電價政策自動調(diào)整。 4.價格聯(lián)動機制 為做好中長期交易與現(xiàn)貨交易的銜接，現(xiàn)貨運行期間，年度 中長期交易按“長協(xié)定量、現(xiàn)貨定價”原則，實施價格聯(lián)動機制。 從現(xiàn)貨運行次月起，燃煤發(fā)電企業(yè)與批發(fā)用戶、售電公司年 度交易電量按照“固定價+聯(lián)動價”開展。發(fā)用雙方年度交易分月 合同簽約電量的 L，其某時段結算電價=上月省內(nèi)現(xiàn)貨實時市場 該時段出清算術均價×M，當上月省內(nèi)現(xiàn)貨實時市場出清算術均 價/燃煤上網(wǎng)基準電價在允許浮動范圍內(nèi)時，M 取 1；超出允許 浮動范圍時，M=相應浮動上（下）限×燃煤上網(wǎng)基準電價/上月 省內(nèi)現(xiàn)貨實時市場出清算術均價；剩余電量（1-L）按交易合同 已確定的價格結算。聯(lián)動比例 L 結合現(xiàn)貨試運行情況另行確定。 

（五）兜底保障機制 

兜底保障出清是指年度、月度集中交易出清后，在用戶側電 量需求得不到保障的情況下，采取的兜底機制。對用戶側已申報 但未成交的電量，通過分攤的方式，形成補充交易合同，以確保 市場供應。2024 年，暫由統(tǒng)調(diào)燃煤發(fā)電企業(yè)參與兜底保障出清。 兜底保障出清在各類交易完成后組織開展。 兜底保障出清電量分攤：（不）分時電力用戶兜底保障出清 電量優(yōu)先安排至本時段（不）分時凈合同電量占比低于全省平均 水平的發(fā)電企業(yè)，其余電量按各發(fā)電企業(yè)已成交（不）分時合同 電量占比進行分攤。 兜底保障出清價格：兜底保障出清價格按差額電價執(zhí)行。發(fā) 電側差額電價為全省當月該時段各類已成交中長期交易合同（含 雙邊協(xié)商、集中交易）均價下調(diào) 0.01 元/千瓦時；用戶側差額電 價為全省當月該時段各類已成交中長期交易合同（含雙邊協(xié)商、 集中交易）均價上漲 0.01 元/千瓦時。售電公司因兜底保障出清 產(chǎn)生的差額電費不傳導至零售用戶。 兜底保障出清費用分配：發(fā)電側年度（月度）兜底保障出清 差額電費，按各發(fā)電企業(yè)兜底保障出清前年度（月度）交易電量 占比分配；用戶側年度（月度）兜底保障出清差額電費，按批發(fā) 市場側各主體兜底保障出清前年度（月度）交易電量占比分配。 

（六）交易結算與偏差考核

 1.發(fā)電側結算與考核 火電企業(yè)實行“按月分時段類別結算、與電網(wǎng)企業(yè)代購電同 步清算”。非現(xiàn)貨運行期間，燃煤發(fā)電企業(yè)合同內(nèi)上網(wǎng)電量按照 各類交易合同約定的價格結算，偏差電量暫按全省當月該時段各 類中長期交易合同均價結算。 2.用戶側結算與考核 非現(xiàn)貨期間，批發(fā)市場用戶側合同電量按月分時段類別考 核，各時段允許偏差范圍為±10%，允許偏差范圍內(nèi)電量按全省 當月該時段各類中長期交易合同均價結算。超出允許偏差范圍的 電量，按全省當月該時段各類中長期交易合同均價結算但予以加 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。  現(xiàn)貨運行期間，批發(fā)市場用戶側合同電量偏差同步實行總電 量偏差考核與分時段電量偏差考核，對超額獲利予以全額回收。 具體按現(xiàn)貨規(guī)則執(zhí)行。 2024 年 3-5 月、9-11 月用戶側按實際用電量的 70%與合同 電量進行偏差考核。 批發(fā)市場用戶側考核所形成的電費，按各電力用戶、售電公 司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(fā)市場電力用戶、售電公司。 電力用戶、售電公司應按期據(jù)實繳納交易偏差考核電費，未 繳納偏差考核費用不得參與雙邊協(xié)商交易，湖北電力交易中心定 期公布偏差考核費用欠費用戶清單。 3.售電公司關聯(lián)交易考核 關聯(lián)交易考核按月開展，對售電公司月度關聯(lián)交易電量（含 年度分月）超出其月度總合同電量 50%以外的電量予以考核。超 出允許范圍（0%，5%]的電量，按照 0.05 元/千瓦時予以考核； 超出允許范圍（5%，10%]的電量，按照 0.1 元/千瓦時予以考核； 超出允許范圍 10%的電量，按照 0.2 元/千瓦時予以考核。關聯(lián)交 易考核費用按各批發(fā)用戶和售電公司當月合同電量（含年度分 月）占比分配。 

（七）兜底保障出清電量超額獲利回收 現(xiàn)貨運行期間，當批發(fā)用戶、售電公司兜底保障出清后某時  段合同電量超出該時段實際用電量，且現(xiàn)貨交易價格大于中長期 交易均價時，對該時段兜底保障出清電量的超額獲利予以回收。 

（八）零售服務價格機制 

零售服務價格機制分為固定服務費、中長期市場聯(lián)動分成、 中長期及現(xiàn)貨市場聯(lián)動分成三種模式。三種模式下，售電公司均 可與零售用戶約定單位電量固定服務費，固定服務費不超過 10 元/兆瓦時。 1.固定服務費模式 固定服務費模式是指以當月售電公司（不）分時用戶側同時 段中長期合同均價作為（不）分時零售用戶該時段結算電價的價 格機制。（不）分時零售用戶某時段結算電價=該零售用戶綁定 的售電公司（不）分時用戶側同時段中長期合同均價+固定服務 費。固定服務費下限為 1 元/兆瓦時。 2.中長期市場聯(lián)動分成模式 中長期市場聯(lián)動分成模式是指（不）分時零售用戶部分比例 電量按相應時段其綁定的售電公司（不）分時用戶側同時段中長 期交易合同均價和批發(fā)市場（不）分時用戶側同時段中長期交易 合同均價中較小值結算，其余電量按當月批發(fā)市場（不）分時用 戶側同時段中長期交易合同均價結算。即：（不）分時零售用戶 某時段結算電價=min（該零售用戶綁定的售電公司（不）分時用 戶側同時段中長期交易合同均價，批發(fā)市場（不）分時用戶側同 時段中長期交易合同均價）×K+批發(fā)市場（不）分時用戶側同時 段中長期交易合同均價×（1-K）+固定服務費。K 可由售電公司 與零售用戶從 0%、25%、50%、75%中協(xié)商擇一確定，K 選取 0%、25%、50%、75%時相應固定服務費下限為 1 元/兆瓦時、1.5 元/兆瓦時、2 元/兆瓦時、2.5 元/兆瓦時。 3.中長期及現(xiàn)貨市場聯(lián)動分成模式 中長期及現(xiàn)貨市場聯(lián)動分成模式是指分時零售用戶部分比 例電量按相應時段其綁定的售電公司分時用戶側同時段中長期 及現(xiàn)貨綜合結算均價和批發(fā)市場分時用戶側同時段中長期及現(xiàn) 貨綜合結算均價中較小值結算，其余電量按當月批發(fā)市場分時用 戶側同時段中長期及現(xiàn)貨交易綜合結算均價結算。即：分時零售 用戶某時段結算電價=min（該零售用戶綁定的售電公司同時段中 長期及現(xiàn)貨綜合結算均價，批發(fā)市場側同時段中長期及現(xiàn)貨綜合 結算均價）×K+批發(fā)市場側同時段中長期及現(xiàn)貨綜合結算均價× （1-K）+固定服務費。K 可由售電公司與零售用戶從 0%、25%、 50%、75%中協(xié)商擇一確定，K 選取 0%、25%、50%、75%時相 應固定服務費下限為 1 元/兆瓦時、1.5 元/兆瓦時、2 元/兆瓦時、 2.5 元/兆瓦時。不分時用戶暫不采用中長期及現(xiàn)貨市場聯(lián)動分成 模式。 電力交易機構可根據(jù)市場需求，經(jīng)省能源局審核同意后，逐 步推出新的零售服務價格機制。 

（九）合同簽訂 

1.各類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。湖北電力交易中心組織開展電力市場運 營評價，并指導市場主體參與市場交易。 2.市場主體均應在湖北電力交易平臺上規(guī)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(diào)整機制條 款，年度交易合同可只簽訂電量，根據(jù)市場變化再適時約定價格。 

（十）履約保函、保險 為進一步做好售電側管理，防范現(xiàn)貨市場風險，保障市場平 穩(wěn)有序運行，提高履約保函、履約保險等履約保障憑證額度，并 與市場主體運營評價掛鉤。售電公司2022年度運營評價為AAA、 AA、A 類的履約保函、履約保險等額度分別按現(xiàn)有標準上浮 20%、30%、40%執(zhí)行，其他售電公司按上浮 50%執(zhí)行。

 三、電網(wǎng)代理購電交易 

（一）電網(wǎng)企業(yè)要單獨預測代理購電工商業(yè)用戶用電負荷曲 線，綜合考慮電網(wǎng)綜合線損率、執(zhí)行保量保價的優(yōu)先發(fā)電電量等 因素，按尖峰平谷四段合理確定市場化采購電量規(guī)模。 

（二）電網(wǎng)公司要根據(jù)用戶實際用電情況，合理做好用戶側 打捆電量購入，明確各類打捆電量購入量、價，并在用戶電費單 中予以體現(xiàn)。

 （三）生物質耦合發(fā)電企業(yè)可選擇由電網(wǎng)企業(yè)代購或與母體 一起參與市場交易。企業(yè)應于每年年度交易前確定入市方式，一 經(jīng)確定本年度內(nèi)不得變更。非統(tǒng)調(diào)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量納入電網(wǎng)企 業(yè)代理購電。 

（四）跨省跨區(qū)售電納入電網(wǎng)企業(yè)代理購電范疇，具體方案 另行制定。 四、綠電綠證交易 為進一步發(fā)揮綠證在構建可再生能源電力綠色低碳環(huán)境價 值體系、促進可再生能源開發(fā)利用、引導全社會綠色消費等方面 的作用，2024 年常態(tài)化開展綠證交易。繼續(xù)全面放開跨省跨區(qū) 綠電交易，按常規(guī)電力中長期交易分時段帶曲線開展，并執(zhí)行國 家有關要求。

 五、電力需求側響應交易 為進一步強化電力需求側管理，運用市場化機制調(diào)動需求側 響應資源，增強系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，2024 年電力需求側響應納入電 力中長期市場，申報、出清、發(fā)布環(huán)節(jié)在交易平臺完成，其余由 省電力公司按現(xiàn)行規(guī)則組織實施。具體方案另行制定。

 六、相關要求 

（一）省電力公司要認真做好電力電量平衡，統(tǒng)籌開展電網(wǎng) 代理購電工作，確保電力安全穩(wěn)定供應。 

（二）省電力公司和湖北電力交易中心及各市場主體應依照 《華中區(qū)域電力市場信息披露辦法》等相關規(guī)定，強化完善信息  披露，進一步提高市場信息透明度，滿足市場要求�，F(xiàn)貨市場運 行期間，省電力公司和湖北電力交易中心要強化市場交易實時動 態(tài)監(jiān)控，優(yōu)化完善市場預警機制，遇特殊情況及時上報。 

（三）零售用戶應在合同中明確是否授權售電公司可查詢其 歷史用電曲線，省電力公司與電力交易中心做好相關服務。

（四）湖北電力交易中心作為市場主體注冊工作的責任單 位，要加強政策宣傳解讀培訓，做好市場主體持續(xù)性滿足注冊條 件的相關管理工作。原則上電網(wǎng)企業(yè)與電力交易機構同步辦理市 場主體注冊入市、退市注銷等業(yè)務，確保業(yè)務辦結生效時間一致。 具體業(yè)務流程由國網(wǎng)湖北省電力有限公司會同湖北電力交易中 心制定。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(fā)布公告；月度、月內(nèi)等其他交易，湖北電力交易中心應至 少提前 2 個工作日發(fā)布公告。湖北電力調(diào)控中心應做好市場化交 易安全校核工作。 

（五）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(nèi)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，各類交易結果同步抄送省電力公司。湖北電力交易 中心年度清算工作應于次年 2 月底之前完成，并將清算情況報省 能源局。 省能源局將會同華中能源監(jiān)管局加強市場監(jiān)管，當市場運行出現(xiàn)較大風險時可視情況暫停、調(diào)整或中止交易。對市場主體惡 意擾亂市場秩序、串通操縱市場等行為，將依法依規(guī)追究相關市 場主體責任。

 本方案發(fā)布后，如遇國家和我省相關政策變動則相應調(diào)整。 現(xiàn)貨市場結算試運行期間，與本規(guī)則相沖突的，按現(xiàn)貨市場試運 行方案執(zhí)行