安徽省能源局近日發(fā)布關(guān)于公開征求《安徽電力中長期交易實施方案（2025年版）（征求意見稿）》意見的公告。

市場經(jīng)營主體

1．滿足準入條件的燃煤（不含皖電東送機組）發(fā)電機組原則上全部參與市場交易。燃氣發(fā)電機組和并網(wǎng)自備電廠，可申請參與市場交易。

2．平價新能源企業(yè)（含分布式）原則上均應(yīng)參與市場交易，參與交易前需取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證或符合豁免條件，完成市場準入注冊。集中式新能源直接參與交易；分布式光伏可由虛擬電廠（僅能源聚合類，下同）聚合參與交易，6MW及以上的分布式光伏可直接參與交易。

3．完成市場注冊并公示的增量配電網(wǎng)企業(yè)、售電企業(yè)可參與市場交易，交易開展前應(yīng)提交履約擔(dān)保，履約擔(dān)保額度按照國家及省內(nèi)有關(guān)文件執(zhí)行。

4．除居民（含執(zhí)行居民電價的學(xué)校、社會福利機構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電以外的電力用戶；已簽訂交易合同的同一電力用戶在一個交易年度內(nèi)不得在一、二級用戶之間轉(zhuǎn)換；代理購電用戶可由電網(wǎng)企業(yè)繼續(xù)代理，原則上10千伏及以上的工商業(yè)用戶要直接參與市場。

5．獨立儲能、虛擬電廠等新型市場經(jīng)營主體參與中長期交易的，在交易過程中根據(jù)自身情況自主選擇發(fā)、用電側(cè)市場經(jīng)營主體身份參與報價。其中，儲能電站應(yīng)具備電力、電量數(shù)據(jù)分時計量與傳輸條件，數(shù)據(jù)準確性與可靠性滿足要求，充電功率暫定為不低于5兆瓦，持續(xù)充電時間不低于1小時。

6．虛擬電廠以同一220千伏變電站供區(qū)的分布式光伏發(fā)電企業(yè)作為一個交易單元，同一虛擬電廠可以具有多個交易單元。現(xiàn)階段參與中長期交易的虛擬電廠與開展售電公司業(yè)務(wù)的經(jīng)營主體不得為同一法人。

中長期交易采用“照付不議、偏差結(jié)算、日清月結(jié)”方式，即中長期交易合同電量、電價按照市場化合同約定進行結(jié)算，偏差電量按照市場化價格進行差價結(jié)算；市場經(jīng)營主體合同電量日清月結(jié)，發(fā)、用兩側(cè)均按照24時段解耦結(jié)算。現(xiàn)貨運行期間偏差電量按照現(xiàn)貨運行階段規(guī)則執(zhí)行，非現(xiàn)貨運行期間，偏差電量按照按當日市場化中長期全部合同對應(yīng)時段均價結(jié)算。

詳情如下：

關(guān)于公開征求《安徽電力中長期交易實施方案（2025年版）（征求意見稿）》意見的公告

為深入推進全省電力市場化建設(shè)，做好2025年全省電力中長期交易和市場建設(shè)各項工作，安徽省能源局研究起草了《安徽電力中長期交易實施方案（2025年版）（征求意見稿）》，現(xiàn)予以公告，向社會公開征求意見。

本次征求意見的反饋截止時間為2024年11月19日，請將意見建議發(fā)送至電子郵箱dljyzx@ah.sgcc.com.cn,并注明單位、個人及聯(lián)系方式。

聯(lián)系人：李永波，0551-63402624；王文婷，0551-63609418。

感謝您的參與和支持！

附件：安徽電力中長期交易實施方案（2025年版）（征求意見稿）

2024年10月21日

安徽電力中長期交易實施方案（2025年版）

（征求意見稿）

為深入推進能源革命，有序推進我省燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革，提升市場對電力資源的優(yōu)化配置，保障電力供需穩(wěn)定，有序開展2025年全省電力中長期交易工作，根據(jù)《電力市場運行基本規(guī)則》（國家發(fā)展和改革委員會第20號令）、《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）、《電力中長期交易基本規(guī)則—綠色電力交易專章》（發(fā)改能源〔2024〕1123號）、《安徽電力中長期交易規(guī)則》（華東監(jiān)能市場〔2022〕9號）等文件精神，結(jié)合我省實際，制定本方案。

一、市場經(jīng)營主體

1．滿足準入條件的燃煤（不含皖電東送機組）發(fā)電機組原則上全部參與市場交易。燃氣發(fā)電機組和并網(wǎng)自備電廠，可申請參與市場交易。

2．平價新能源企業(yè)（含分布式）原則上均應(yīng)參與市場交易，參與交易前需取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證或符合豁免條件，完成市場準入注冊。集中式新能源直接參與交易；分布式光伏可由虛擬電廠（僅能源聚合類，下同）聚合參與交易，6MW及以上的分布式光伏可直接參與交易。

3．完成市場注冊并公示的增量配電網(wǎng)企業(yè)、售電企業(yè)可參與市場交易，交易開展前應(yīng)提交履約擔(dān)保，履約擔(dān)保額度按照國家及省內(nèi)有關(guān)文件執(zhí)行。

4．除居民（含執(zhí)行居民電價的學(xué)校、社會福利機構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電以外的電力用戶；已簽訂交易合同的同一電力用戶在一個交易年度內(nèi)不得在一、二級用戶之間轉(zhuǎn)換；代理購電用戶可由電網(wǎng)企業(yè)繼續(xù)代理，原則上10千伏及以上的工商業(yè)用戶要直接參與市場。

5．獨立儲能、虛擬電廠等新型市場經(jīng)營主體參與中長期交易的，在交易過程中根據(jù)自身情況自主選擇發(fā)、用電側(cè)市場經(jīng)營主體身份參與報價。其中，儲能電站應(yīng)具備電力、電量數(shù)據(jù)分時計量與傳輸條件，數(shù)據(jù)準確性與可靠性滿足要求，充電功率暫定為不低于5兆瓦，持續(xù)充電時間不低于1小時。

6．虛擬電廠以同一220千伏變電站供區(qū)的分布式光伏發(fā)電企業(yè)作為一個交易單元，同一虛擬電廠可以具有多個交易單元?，F(xiàn)階段參與中長期交易的虛擬電廠與開展售電公司業(yè)務(wù)的經(jīng)營主體不得為同一法人。

7．市場經(jīng)營主體須具備分時計量條件，因計量暫不具備條件或因故障等無法按要求采集計量數(shù)據(jù)的用戶、分布式光伏等，采用典型交易曲線擬合，擬合原則由電網(wǎng)企業(yè)制定，省電力交易中心發(fā)布。

8．電力中長期市場經(jīng)營主體，均應(yīng)通過交易平臺線上簽署《安徽省電力直接交易市場經(jīng)營主體自律公約》，服從相關(guān)信用約束。對違反自律公約條款的，視情況給予通報直至取消市場交易資格。

9．各市場經(jīng)營主體要進一步規(guī)范市場經(jīng)營。對涉嫌操控市場價格、串通報價、行使市場力等違法交易行為，加大監(jiān)測力度，經(jīng)有權(quán)部門認定后依法依規(guī)予以處罰。

10．深入推進我省電力市場信用體系建設(shè)，省電力交易中心對發(fā)電企業(yè)、售電公司進行信用評分評級，發(fā)布評級結(jié)果并加強結(jié)果應(yīng)用。

二、市場交易電量

（一）發(fā)電企業(yè)

1．參與市場的燃煤、燃氣、新能源發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量原則上全部參與市場交易，交易限額（每日24時段）由省電力調(diào)度控制中心提供，省電力交易中心隨交易公告發(fā)布。

2．考慮電力保供和新能源消納因素，在現(xiàn)貨市場試運行初期，臨時性設(shè)置火電機組年度、月度交易限額和新能源年度、月度和月內(nèi)交易限額。年度、月度設(shè)置新能源大發(fā)時段（9-16點）火電交易限額，為歷史同期月份該時間段統(tǒng)調(diào)火電在網(wǎng)機組平均負荷率。后期限額根據(jù)保供、新能源消納及市場發(fā)展情況動態(tài)調(diào)整。

3．電網(wǎng)代理購電含線損電量，抽蓄電量暫不參與中長期交易。

4．為滿足節(jié)能減排要求，燃煤發(fā)電機組可以將合同電量轉(zhuǎn)讓至同一級別及以上機組。級別設(shè)置由低到高依次為：30萬千瓦級以下、30萬千瓦級、60萬千瓦級常規(guī)和超臨界、60萬千瓦級及以上超超臨界、熱電聯(lián)產(chǎn)機組。

5．為進一步做好與現(xiàn)貨市場銜接，燃煤發(fā)電企業(yè)交易單元需拆分至機組，集中式新能源發(fā)電企業(yè)交易單元需拆分至單期項目，上網(wǎng)電量原則上應(yīng)按交易單元計量，熱電企業(yè)等交易單元保持不變。

6．為保障電力供需平衡與電網(wǎng)安全，充分發(fā)揮中長期交易的壓艙石作用，30萬千瓦級及以上燃煤發(fā)電機組年度中長期交易（含電網(wǎng)代理購電）合同電量不低于2024年全省平均合同利用小時（暫按4000小時）80%，1、7、8、12月份年度中長期交易合同電量不低于該月歷史同期利用小時的80%，不足部分按中長期市場化交易均價高于基準電價的差價清算（后續(xù)按國家要求調(diào)整）。

7．各發(fā)電企業(yè)應(yīng)積極維護市場公平競爭的交易秩序，鼓勵各發(fā)電企業(yè)支持民營售電公司參加市場交易。

（二）售電公司

1．同一投資主體（含控股關(guān)聯(lián)企業(yè)）控股（含絕對控股、相對控股）的無虧損售電公司，全年合計成交電量原則上不超過150億千瓦時。

2．為降低市場運營風(fēng)險，維護良好市場運營秩序，對于2024年市場交易出現(xiàn)較大虧損的售電公司，控制2025年交易電量規(guī)模。對于與其他售電主體無資產(chǎn)關(guān)聯(lián)的售電公司，如其2024年虧損額超出500萬元，每超出100萬元2025年批發(fā)側(cè)交易電量上限較2024年交易電量下調(diào)1%，最大下調(diào)幅度不超過10%。對于同一投資主體控股多家售電公司，如其控股的售電公司中出現(xiàn)虧損額超出500萬元的，該售電公司按上述標準限制其批發(fā)側(cè)交易規(guī)模，投資主體控股的其他售電公司下一年度批發(fā)側(cè)交易電量原則不得超過上一年度。虧損的售電公司如2025年1-6月份實現(xiàn)盈利，其電量規(guī)模限制再予以合理調(diào)整。

3．售電公司參照《安徽電力零售市場代理合同參考文本（2025年版）》與二級用戶簽訂代理合同，通過省電力交易平臺綁定代理關(guān)系（期限為1個交易年度）。

（三）電力用戶

1．由于與多家售電公司同時簽訂零售側(cè)代理合同、無正當理由退出電力市場等原因，被暫停交易資格的電力用戶，一年內(nèi)不得申請參與市場交易，由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價格按照電網(wǎng)企業(yè)代理其他用戶購電價的1.5倍執(zhí)行。

2．省電力交易中心應(yīng)按月公示無正當理由退市用戶名單，并將公示結(jié)果傳遞至省電力公司，省電力公司對此類用戶代理購電價格按照代理其他用戶購電價的1.5倍執(zhí)行。

3．已參與電力交易的用戶，未與售電公司簽訂代理合同的，作為一級用戶進行結(jié)算與偏差考核。

三、交易組織

（一）交易周期及方式

1．中長期交易周期主要包括年度、多月、月度（內(nèi)）等，具體交易方式以省電力交易中心公告為準。

（1）年度交易的標的物為全年分月分時段電量（24時段），主要通過雙邊協(xié)商、集中競價等方式開展。

（2）多月交易的標的物為年內(nèi)后續(xù)多個月份分月分時段電量，主要通過雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌等方式開展。

（3）月度交易的標的物為次月分時段電量，主要通過集中競價、掛牌、合同轉(zhuǎn)讓等方式開展，省電力交易中心按月收集并發(fā)布市場供需比。

（4）月內(nèi)連續(xù)交易的標的物為月內(nèi)特定天數(shù)或剩余天數(shù)的分時段電量，以旬（周）或日為周期，主要通過集中競價、掛牌、滾動撮合方式開展。

（5）省電力公司代理居民農(nóng)業(yè)等優(yōu)先購電和代理工商業(yè)購電兩部分分開交易，以報量不報價方式，按月度、月內(nèi)等交易周期組織代理購電掛牌。省電力公司負責(zé)預(yù)測各時段掛牌電量，燃煤發(fā)電機組按時段參與摘牌。摘牌量大于掛牌量的時段，按照摘牌申報等比例成交。摘牌量小于掛牌量的時段，掛牌剩余電量按照燃煤發(fā)電機組該時段剩余發(fā)電能力等比例分攤。月內(nèi)偏差如在合理范圍，則不再調(diào)整；如預(yù)測偏差較大，可以報量不報價方式參與市場交易進行調(diào)整。

2．年度雙邊合同分月電量無法通過安全校核時，經(jīng)合同雙方協(xié)商一致，可以對年度合同分月電量再次調(diào)整；每月可以對后續(xù)月份的分月電量及曲線進行調(diào)整，合同總電量應(yīng)當保持不變。

3．D-7至D-2日，采用滾動撮合交易方式組織常規(guī)火電、新能源電能量交易，交易標的為運行日分時段電量。省電力調(diào)度控制中心動態(tài)更新各交易限額，各市場經(jīng)營主體可將D日某一時段電力，在D-7至D-2日進行交易，綠色環(huán)境權(quán)益不參加交易。滾動撮合交易可根據(jù)市場情況設(shè)置售出、購入凈值限額，降低市場操縱風(fēng)險。

4．集中競價交易中，當發(fā)電機組報價相同時，按照機組節(jié)能減排系數(shù)優(yōu)化，系數(shù)小的機組優(yōu)先出清。機組節(jié)能減排系數(shù)相關(guān)信息在交易公告中發(fā)布。

5．當市場供應(yīng)不足時，燃煤火電超合同電量部分原則上由省電力調(diào)度控制中心按照各機組當月剩余發(fā)電能力等比例調(diào)度。

（二）交易曲線

1．市場化交易均按照24時段開展，形成24時段電量、電價。其中年度交易按12月*24時段，每月同一時段電量均分至日。月度雙邊、月度集中競價、月度（內(nèi)）合同轉(zhuǎn)讓等交易均按此原則組織。

2．新能源開展市場化交易時也應(yīng)明確交易曲線，雙邊交易曲線由交易雙方參考氣象預(yù)測、自身特性和綠色電力交易公告中公布的典型曲線等自行協(xié)商確定。

3．日滾動交易按工作日開展，在D-2日前鎖定交易曲線。

4．電網(wǎng)企業(yè)代理購電應(yīng)分24時段開展，交易申報細化為24時段曲線。

（三）交易價格

1．燃煤發(fā)電機組交易價格（不含容量電價）按照“基準價格+上下浮動”確定，上下浮動范圍不超過20%；中長期雙邊合同均價上下浮動范圍不超過20%，各時段價格不受20%范圍限制；集中交易、日滾動交易各時段價格上下限與現(xiàn)貨市場保持一致?，F(xiàn)貨市場運行期間，發(fā)電企業(yè)日結(jié)算均價上浮超過一定比例的，納入現(xiàn)貨市場超額收益回收范圍，具體以現(xiàn)貨規(guī)則為準。

2．高耗能企業(yè)（以政府出具的名單為準）與其他用戶在市場交易中分開組織，高耗能企業(yè)市場交易價格不受上浮限制。

3．月度集中競價交易加權(quán)平均價格，按照公告發(fā)布之日前（含當日）已開展的當月月度集中競價交易計算。

4．市場化交易電量按照“順價模式”結(jié)算，即電力用戶按照“交易價格+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”形成各時段用電價格，不再執(zhí)行上下浮動政策，功率因數(shù)調(diào)整電費等其他電價政策按照國家和省內(nèi)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行；為保障電力保供平穩(wěn)有序，尖峰電價政策繼續(xù)執(zhí)行?！粳F(xiàn)行尖峰電價加價標準為：（中長期交易均價+輸配電價）*1.843*0.2】

5．電網(wǎng)企業(yè)代理購電年度交易價格參照國家發(fā)展改革委《關(guān)于進一步明確<關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知>落實中幾個問題的函》確定。

6．電力用戶因過戶、銷戶需結(jié)清電費時，結(jié)算電費按照該用戶上月度市場結(jié)算價格計算。

四、電量結(jié)算

（一）電量結(jié)算

1.中長期交易采用“照付不議、偏差結(jié)算、日清月結(jié)”方式，即中長期交易合同電量、電價按照市場化合同約定進行結(jié)算，偏差電量按照市場化價格進行差價結(jié)算；市場經(jīng)營主體合同電量日清月結(jié)，發(fā)、用兩側(cè)均按照24時段解耦結(jié)算?，F(xiàn)貨運行期間偏差電量按照現(xiàn)貨運行階段規(guī)則執(zhí)行，非現(xiàn)貨運行期間，偏差電量按照按當日市場化中長期全部合同對應(yīng)時段均價結(jié)算。

2.電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按日將發(fā)電側(cè)實際上網(wǎng)電量曲線（96點），用戶側(cè)分時段（24點）電量及時傳送至省電力交易中心，并按照典型交易曲線提供擬合曲線。

3.省間交易數(shù)據(jù)無法及時傳遞的，按照省間交易結(jié)算電量、省間交易結(jié)算電價與省內(nèi)中長期合同月度均價的差價清算費用，月結(jié)月清。

4.電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按合同約定支付上網(wǎng)電費，市場經(jīng)營主體不得拖欠電費和偏差考核費用。市場經(jīng)營主體收到當月結(jié)算依據(jù)、電費結(jié)算單如有異議，可向省電力交易中心、電網(wǎng)企業(yè)提出復(fù)核，經(jīng)查確定發(fā)生差錯需退補的，僅對該市場經(jīng)營主體開展退補，具體流程由省電力公司會同省電力交易中心在相關(guān)細則中予以明確。

（二）偏差電量考核

1.市場經(jīng)營主體（除新能源企業(yè)、虛擬電廠外）合同偏差電量允許范圍為-15%~+15%，超出部分偏差電量按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價10%繳納偏差考核電費，燃煤發(fā)電按經(jīng)營主體進行偏差考核。

2.偏差考核電費月結(jié)月清，按照發(fā)、用電側(cè)市場交易電量在同側(cè)等比例返還。售電公司產(chǎn)生的偏差考核電費，與其代理的二級用戶各承擔(dān)50%。對所有戶號全部銷戶的市場經(jīng)營主體，不參與當期偏差考核電費應(yīng)分攤、收取及返還。

3.省電力公司代理居民農(nóng)業(yè)等優(yōu)先購電不進行偏差考核，代理工商業(yè)購電按照用戶側(cè)偏差考核執(zhí)行。

4.現(xiàn)貨市場運行初期，為保障市場運行平穩(wěn)，市場經(jīng)營主體全年中長期凈交易電量應(yīng)占上網(wǎng)電量或用網(wǎng)電量比重的80%以上（后續(xù)根據(jù)國家有關(guān)要求調(diào)整），不足部分按照基準電價10%進行考核。

5.因保供電需要、電網(wǎng)安全約束、不可抗力等原因，導(dǎo)致市場經(jīng)營主體月度合同偏差電量超過允許范圍之外，可申請減免偏差考核費用。市場主體申請減免偏差考核時，按照減免原因需經(jīng)地方政府主管部門或省電力公司相關(guān)部門審核蓋章，省電力交易中心收集匯總，經(jīng)市場管理委員會審議通過，報省能源局、華東能源監(jiān)管局書面審定后，予以免除。現(xiàn)貨市場運行后，偏差考核不再執(zhí)行。

五、時間安排

省電力交易中心根據(jù)本方案工作要求，加強對市場經(jīng)營主體入市、簽約等工作的培訓(xùn)指導(dǎo)，合理安排合同審查備案、代理關(guān)系綁定、交易意向申報等工作的時間節(jié)點，于2025年底前，完成2025年電力中長期交易年度交易工作，具體時間以交易公告為準。

六、附則

（一）本方案由省能源局負責(zé)解釋，當國家政策發(fā)生變化時，從其規(guī)定。

（二）省電力交易中心根據(jù)本方案制定并發(fā)布相關(guān)實施細則、服務(wù)指南等服務(wù)性文件。

（三）新能源參與中長期交易限額、偏差考核等具體規(guī)定另行制定。