安徽省能源局近日發布關于公開征求《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。

市場經營主體

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

2．平價新能源企業（含分布式）原則上均應參與市場交易，參與交易前需取得發電業務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企業、售電企業可參與市場交易，交易開展前應提交履約擔保，履約擔保額度按照國家及省內有關文件執行。

4．除居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業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不得在一、二級用戶之間轉換；代理購電用戶可由電網企業繼續代理，原則上10千伏及以上的工商業用戶要直接參與市場。

5．獨立儲能、虛擬電廠等新型市場經營主體參與中長期交易的，在交易過程中根據自身情況自主選擇發、用電側市場經營主體身份參與報價。其中，儲能電站應具備電力、電量數據分時計量與傳輸條件，數據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的分布式光伏發電企業作為一個交易單元，同一虛擬電廠可以具有多個交易單元。現階段參與中長期交易的虛擬電廠與開展售電公司業務的經營主體不得為同一法人。

中長期交易采用“照付不議、偏差結算、日清月結”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算，偏差電量按照市場化價格進行差價結算；市場經營主體合同電量日清月結，發、用兩側均按照24時段解耦結算。現貨運行期間偏差電量按照現貨運行階段規則執行，非現貨運行期間，偏差電量按照按當日市場化中長期全部合同對應時段均價結算。

詳情如下：

關于公開征求《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，做好2025年全省電力中長期交易和市場建設各項工作，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，請將意見建議發送至電子郵箱dljyzx@ah.sgcc.com.cn,并注明單位、個人及聯系方式。

聯系人：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電上網電價市場化改革，提升市場對電力資源的優化配置，保障電力供需穩定，有序開展2025年全省電力中長期交易工作，根據《電力市場運行基本規則》（國家發展和改革委員會第20號令）、《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號）、《電力中長期交易基本規則—綠色電力交易專章》（發改能源〔2024〕1123號）、《安徽電力中長期交易規則》（華東監能市場〔2022〕9號）等文件精神，結合我省實際，制定本方案。

一、市場經營主體

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

2．平價新能源企業（含分布式）原則上均應參與市場交易，參與交易前需取得發電業務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企業、售電企業可參與市場交易，交易開展前應提交履約擔保，履約擔保額度按照國家及省內有關文件執行。

4．除居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業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不得在一、二級用戶之間轉換；代理購電用戶可由電網企業繼續代理，原則上10千伏及以上的工商業用戶要直接參與市場。

5．獨立儲能、虛擬電廠等新型市場經營主體參與中長期交易的，在交易過程中根據自身情況自主選擇發、用電側市場經營主體身份參與報價。其中，儲能電站應具備電力、電量數據分時計量與傳輸條件，數據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的分布式光伏發電企業作為一個交易單元，同一虛擬電廠可以具有多個交易單元。現階段參與中長期交易的虛擬電廠與開展售電公司業務的經營主體不得為同一法人。

7．市場經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據的用戶、分布式光伏等，采用典型交易曲線擬合，擬合原則由電網企業制定，省電力交易中心發布。

8．電力中長期市場經營主體，均應通過交易平臺線上簽署《安徽省電力直接交易市場經營主體自律公約》，服從相關信用約束。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．各市場經營主體要進一步規范市場經營。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，加大監測力度，經有權部門認定后依法依規予以處罰。

10．深入推進我省電力市場信用體系建設，省電力交易中心對發電企業、售電公司進行信用評分評級，發布評級結果并加強結果應用。

二、市場交易電量

（一）發電企業

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

2．考慮電力保供和新能源消納因素，在現貨市場試運行初期，臨時性設置火電機組年度、月度交易限額和新能源年度、月度和月內交易限額。年度、月度設置新能源大發時段（9-16點）火電交易限額，為歷史同期月份該時間段統調火電在網機組平均負荷率。后期限額根據保供、新能源消納及市場發展情況動態調整。

3．電網代理購電含線損電量，抽蓄電量暫不參與中長期交易。

4．為滿足節能減排要求，燃煤發電機組可以將合同電量轉讓至同一級別及以上機組。級別設置由低到高依次為：30萬千瓦級以下、30萬千瓦級、60萬千瓦級常規和超臨界、60萬千瓦級及以上超超臨界、熱電聯產機組。

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

6．為保障電力供需平衡與電網安全，充分發揮中長期交易的壓艙石作用，30萬千瓦級及以上燃煤發電機組年度中長期交易（含電網代理購電）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（后續按國家要求調整）。

7．各發電企業應積極維護市場公平競爭的交易秩序，鼓勵各發電企業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（含控股關聯企業）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．為降低市場運營風險，維護良好市場運營秩序，對于2024年市場交易出現較大虧損的售電公司，控制2025年交易電量規模。對于與其他售電主體無資產關聯的售電公司，如其2024年虧損額超出500萬元，每超出100萬元2025年批發側交易電量上限較2024年交易電量下調1%，最大下調幅度不超過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虧損額超出500萬元的，該售電公司按上述標準限制其批發側交易規模，投資主體控股的其他售電公司下一年度批發側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月份實現盈利，其電量規模限制再予以合理調整。

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，一年內不得申請參與市場交易，由電網企業代理購電，代理購電價格按照電網企業代理其他用戶購電價的1.5倍執行。

2．省電力交易中心應按月公示無正當理由退市用戶名單，并將公示結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）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），主要通過雙邊協商、集中競價等方式開展。

（2）多月交易的標的物為年內后續多個月份分月分時段電量，主要通過雙邊協商、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、合同轉讓等方式開展，省電力交易中心按月收集并發布市場供需比。

（4）月內連續交易的標的物為月內特定天數或剩余天數的分時段電量，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業等優先購電和代理工商業購電兩部分分開交易，以報量不報價方式，按月度、月內等交易周期組織代理購電掛牌。省電力公司負責預測各時段掛牌電量，燃煤發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電機組該時段剩余發電能力等比例分攤。月內偏差如在合理范圍，則不再調整；如預測偏差較大，可以報量不報價方式參與市場交易進行調整。

2．年度雙邊合同分月電量無法通過安全校核時，經合同雙方協商一致，可以對年度合同分月電量再次調整；每月可以對后續月份的分月電量及曲線進行調整，合同總電量應當保持不變。

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。省電力調度控制中心動態更新各交易限額，各市場經營主體可將D日某一時段電力，在D-7至D-2日進行交易，綠色環境權益不參加交易。滾動撮合交易可根據市場情況設置售出、購入凈值限額，降低市場操縱風險。

4．集中競價交易中，當發電機組報價相同時，按照機組節能減排系數優化，系數小的機組優先出清。機組節能減排系數相關信息在交易公告中發布。

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

（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）合同轉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明確交易曲線，雙邊交易曲線由交易雙方參考氣象預測、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．電網企業代理購電應分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貨市場保持一致。現貨市場運行期間，發電企業日結算均價上浮超過一定比例的，納入現貨市場超額收益回收范圍，具體以現貨規則為準。

2．高耗能企業（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，高耗能企業市場交易價格不受上浮限制。

3．月度集中競價交易加權平均價格，按照公告發布之日前（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”結算，即電力用戶按照“交易價格+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”形成各時段用電價格，不再執行上下浮動政策，功率因數調整電費等其他電價政策按照國家和省內有關規定執行；為保障電力保供平穩有序，尖峰電價政策繼續執行。【現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．電網企業代理購電年度交易價格參照國家發展改革委《關于進一步明確<關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知>落實中幾個問題的函》確定。

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

四、電量結算

（一）電量結算

1.中長期交易采用“照付不議、偏差結算、日清月結”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算，偏差電量按照市場化價格進行差價結算；市場經營主體合同電量日清月結，發、用兩側均按照24時段解耦結算。現貨運行期間偏差電量按照現貨運行階段規則執行，非現貨運行期間，偏差電量按照按當日市場化中長期全部合同對應時段均價結算。

2.電網企業應按日將發電側實際上網電量曲線（96點），用戶側分時段（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.省間交易數據無法及時傳遞的，按照省間交易結算電量、省間交易結算電價與省內中長期合同月度均價的差價清算費用，月結月清。

4.電網企業應按合同約定支付上網電費，市場經營主體不得拖欠電費和偏差考核費用。市場經營主體收到當月結算依據、電費結算單如有異議，可向省電力交易中心、電網企業提出復核，經查確定發生差錯需退補的，僅對該市場經營主體開展退補，具體流程由省電力公司會同省電力交易中心在相關細則中予以明確。

（二）偏差電量考核

1.市場經營主體（除新能源企業、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行燃煤發電基準價10%繳納偏差考核電費，燃煤發電按經營主體進行偏差考核。

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

3.省電力公司代理居民農業等優先購電不進行偏差考核，代理工商業購電按照用戶側偏差考核執行。

4.現貨市場運行初期，為保障市場運行平穩，市場經營主體全年中長期凈交易電量應占上網電量或用網電量比重的80%以上（后續根據國家有關要求調整），不足部分按照基準電價10%進行考核。

5.因保供電需要、電網安全約束、不可抗力等原因，導致市場經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，按照減免原因需經地方政府主管部門或省電力公司相關部門審核蓋章，省電力交易中心收集匯總，經市場管理委員會審議通過，報省能源局、華東能源監管局書面審定后，予以免除。現貨市場運行后，偏差考核不再執行。

五、時間安排

省電力交易中心根據本方案工作要求，加強對市場經營主體入市、簽約等工作的培訓指導，合理安排合同審查備案、代理關系綁定、交易意向申報等工作的時間節點，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解釋，當國家政策發生變化時，從其規定。

（二）省電力交易中心根據本方案制定并發布相關實施細則、服務指南等服務性文件。

（三）新能源參與中長期交易限額、偏差考核等具體規定另行制定。