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〔2015〕9 號）及其配套文件、 《國家發改委 國家能源局關于印發<電力中長期交易基本規則> 的通知》（發改能源規〔2020〕889 號）、《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）、《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合 司關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》（發改辦體改 〔2022〕129 號）、《國家發展改革委 國家能源局關于印發<電 力現貨市場基本規則（試行）>的通知》（發改能源規〔2023〕 1217 號）、《湖北省電力中長期交易實施細則》（華中監能市 場〔2022〕190 號）等文件精神，加快推進湖北電力市場建設， 促進電力資源優化配置與能源綠色低碳轉型，穩妥有序做好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貨交 易組成。電力中長期交易包括：常規電力中長期交易、電網企業 代理購電交易、綠電綠證交易、電力需求側響應交易等。電力現貨交易方案另行制定。 

二、常規電力中長期交易 

（一）市場主體 

1.發電企業 統調公用燃煤、統調燃氣、統調自備燃煤（上網電量部分） 發電機組；陜武直流配套燃煤發電機組。 2.售電公司 售電公司注冊、運營、退出等，按照國家及省內有關要求執 行。同一投資主體（含關聯企業）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（不含電網企業代理購電電量） 的 20%，其中，關聯交易電量不超過售電公司合同電量的 50%。 關聯交易是指同一投資主體（含關聯企業）控股的售電公司和發 電企業之間以雙邊協商開展的交易。 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、上網環節線損費用、系 統運行費用、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.全年總電量規模不設上限。發電側年度雙邊協商交易總規 模為 500 億千瓦時，發電側與分時用戶（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.火電企業年度交易簽約電量為其上一年度實際交易電量 （不含電網企業代理購電電量）的 80%，2023 年新投產機組按 全省同容量機組平均利用小時數確定。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。 

4.合同回購交易為針對發電側出現設備故障導致發電能力 不足或用戶側大幅減產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%。發電側發起申請回購用戶側電量的電價為 合同價格上調 0.01 元/千瓦時；用戶側發起申請發電側回購其合 同電量的電價為合同價格下調 0.01 元/千瓦時。鼓勵發用雙方通 過連續運營融合交易常態化調整各時段電量，實現供需平衡。 5.為緩解季節性供給不平衡矛盾，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%從發電企業購入，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，各類交易合同經發 用雙方協商一致后，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暫按《省發改委關于進一步完 善分時電價機制有關事項的通知》（鄂發改價管〔2022〕406 號） 有關要求執行。后續如遇分時電價政策調整，各類交易時段劃分 及系數同步自動調整。 2.發電企業各時段交易電量不得超過其發電能力，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， 對應發電側不分時電價交易合同僅在發電企業同類合同間開展。 4.發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.發電側交易價格 發電側合同電價為發電企業與售電公司或批發電力用戶通 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。 燃煤發電上網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×（1±20%）。 陜武配套電源落地電能量電價不高于省內同類型電源（火、 風、光）月度電能量結算電價。

 2.用戶側交易價格 （1）用戶側批發市場交易合同電價 批發市場用戶側市場化交易合同電價為發電企業與售電公 司或批發電力用戶通過市場交易形成的綜合價格。 批發市場電力用戶（售電公司）結算電價=市場化交易合同 電價+上網環節線損費用+輸配電價+系統運行費用+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。上網環節 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、農業用電后剩余的水電、新能源電量等組成，打捆購入電量 電價執行同期電網企業代理購電價格。 3.合同價格形成機制 2024 年各類交易發用兩側僅協商確定尖峰平谷各時段上下 浮動比例，時段系數根據全省分時電價政策自動調整。 4.價格聯動機制 為做好中長期交易與現貨交易的銜接，現貨運行期間，年度 中長期交易按“長協定量、現貨定價”原則，實施價格聯動機制。 從現貨運行次月起，燃煤發電企業與批發用戶、售電公司年 度交易電量按照“固定價+聯動價”開展。發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=上月省內現貨實時市場 該時段出清算術均價×M，當上月省內現貨實時市場出清算術均 價/燃煤上網基準電價在允許浮動范圍內時，M 取 1；超出允許 浮動范圍時，M=相應浮動上（下）限×燃煤上網基準電價/上月 省內現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。聯動比例 L 結合現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，暫由統調燃煤發電企業參與兜底保障出清。 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 水平的發電企業，其余電量按各發電企業已成交（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行。發 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 雙邊協商、集中交易）均價下調 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：發電側年度（月度）兜底保障出清 差額電費，按各發電企業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 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.發電側結算與考核 火電企業實行“按月分時段類別結算、與電網企業代購電同 步清算”。非現貨運行期間，燃煤發電企業合同內上網電量按照 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 非現貨期間，批發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。  現貨運行期間，批發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。 具體按現貨規則執行。 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 批發市場電力用戶、售電公司。 電力用戶、售電公司應按期據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.售電公司關聯交易考核 關聯交易考核按月開展，對售電公司月度關聯交易電量（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。關聯交 易考核費用按各批發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 現貨運行期間，當批發用戶、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、中長期市場聯動分成、 中長期及現貨市場聯動分成三種模式。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.中長期市場聯動分成模式 中長期市場聯動分成模式是指（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，批發市場（不）分時用戶側同 時段中長期交易合同均價）×K+批發市場（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.中長期及現貨市場聯動分成模式 中長期及現貨市場聯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 及現貨綜合結算均價和批發市場分時用戶側同時段中長期及現 貨綜合結算均價中較小值結算，其余電量按當月批發市場分時用 戶側同時段中長期及現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 長期及現貨綜合結算均價，批發市場側同時段中長期及現貨綜合 結算均價）×K+批發市場側同時段中長期及現貨綜合結算均價× （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貨市場聯動分成 模式。 電力交易機構可根據市場需求，經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。 

（十）履約保函、保險 為進一步做好售電側管理，防范現貨市場風險，保障市場平 穩有序運行，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有標準上浮 20%、30%、40%執行，其他售電公司按上浮 50%執行。

 三、電網代理購電交易 

（一）電網企業要單獨預測代理購電工商業用戶用電負荷曲 線，綜合考慮電網綜合線損率、執行保量保價的優先發電電量等 因素，按尖峰平谷四段合理確定市場化采購電量規模。 

（二）電網公司要根據用戶實際用電情況，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。

 （三）生物質耦合發電企業可選擇由電網企業代購或與母體 一起參與市場交易。企業應于每年年度交易前確定入市方式，一 經確定本年度內不得變更。非統調燃煤發電上網電量納入電網企 業代理購電。 

（四）跨省跨區售電納入電網企業代理購電范疇，具體方案 另行制定。 四、綠電綠證交易 為進一步發揮綠證在構建可再生能源電力綠色低碳環境價 值體系、促進可再生能源開發利用、引導全社會綠色消費等方面 的作用，2024 年常態化開展綠證交易。繼續全面放開跨省跨區 綠電交易，按常規電力中長期交易分時段帶曲線開展，并執行國 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，運用市場化機制調動需求側 響應資源，增強系統調節能力，2024 年電力需求側響應納入電 力中長期市場，申報、出清、發布環節在交易平臺完成，其余由 省電力公司按現行規則組織實施。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，統籌開展電網 代理購電工作，確保電力安全穩定供應。 

（二）省電力公司和湖北電力交易中心及各市場主體應依照 《華中區域電力市場信息披露辦法》等相關規定，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。現貨市場運 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 態監控，優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，做好市場主體持續性滿足注冊條 件的相關管理工作。原則上電網企業與電力交易機構同步辦理市 場主體注冊入市、退市注銷等業務，確保業務辦結生效時間一致。 具體業務流程由國網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。湖北電力調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管局加強市場監管，當市場運行出現較大風險時可視情況暫停、調整或中止交易。對市場主體惡 意擾亂市場秩序、串通操縱市場等行為，將依法依規追究相關市 場主體責任。

 本方案發布后，如遇國家和我省相關政策變動則相應調整。 現貨市場結算試運行期間，與本規則相沖突的，按現貨市場試運 行方案執行