为做好2021年全省电力市场化交易和市场建设各项工作，现将《2021年湖北省电力市场化交易实施方案》印发给你们，请遵照执行。

    附件：2021年湖北省电力市场化交易实施方案

湖北省发展和改革委员会

2020年11月9日

2021年湖北省电力市场化交易实施方案

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、《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、交易模式

2021年湖北省电力市场化交易不设全年交易总规模上限。

交易品种主要包括年度交易、月度交易、特色专场交易、合同转让交易等。交易方式为双边协商、集中交易（挂牌、集中出清、竞拍）等。

年度双边协商交易总量控制规模为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；年度集中交易不设上限。每月20日前开展次月的月度交易。专场交易及合同转让交易根据市场需求不定期开展。

优先安排可再生能源交易，湖北电力交易中心适时对承担消纳责任的市场主体给予提醒。

各类交易通过电力调度机构安全校核后生效。

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。自备电厂上网电量视为公用。

水电企业：非跨省跨区统调水电企业、三峡电源电站、葛洲坝0号机组。鼓励跨省跨区水电企业主动参与市场交易。

新能源企业：统调风电、光伏发电企业，不含光伏扶贫电站。

（二）电力用户

1．准入条件。2020年已获得电力市场化交易资格的老用户，在重新签订“用户入市承诺书”后，自动获得2021年电力市场交易资格。凡供用电处于正常状态，年用电量300万千瓦时及以上的经营性电力用户均可申请入市。煤炭、钢铁、有色、建材四个行业，以及高新技术企业和战略性新兴产业电力用户均可申请入市。

实行负面清单管理。年度交易开市前，湖北电力交易中心应组织对所有在册电力用户及售电企业进行普查，凡被列入失信名单的，在退出失信名单前不得参与2021年电力市场化交易。

2．注册程序。湖北电力交易中心对新用户实施动态注册管理。符合准入条件的电力用户向湖北电力交易中心提出注册申请，并提交相关资料。湖北电力交易中心对用户提交的注册资料进行完整性核验，将通过核验的用户纳入2021年用户目录名单，在湖北电力交易中心网站向社会公布，并向湖北省能源局、华中能源监管局等机构备案。

3．用户分类。电力用户可选择与发电企业直接交易，也可选择通过一家售电企业代理交易，但只可选择一种方式。选择与发电企业直接交易的为批发用户，由售电企业代理的为零售用户。电力用户原则上应全电量参与电力市场化交易。

4．市场退出。已选择市场化交易的电力用户，本年度原则上不得自行退出市场。无正当理由退市的电力用户由电网企业保障正常用电，用电价格按国家和省里相关规定执行。

（三）售电企业

湖北电力交易中心对售电企业实施动态注册管理，并制定具体实施方案。

已纳入湖北售电企业目录名单且持续满足注册条件的售电企业，经湖北电力交易中心核验后获得2021年市场交易资格。

符合准入条件的售电企业向湖北电力交易中心提交申请及注册资料。湖北电力交易中心对售电企业提交的注册资料进行完整性核验，并在申请截止日期后的5个工作日内对通过核验的售电企业名单进行公示，公示期为一个月。公示期满无异议的纳入湖北省售电企业目录名单，在湖北电力交易中心网站向社会公布，并向湖北省能源局、华中能源监管局等机构备案。

售电企业退出按照湖北省相关管理规定执行。

同一投资主体（含关联企业）所属的售电企业全年代理市场化电量原则上不得超过全省市场化总电量的20％。

三、交易电量

省内统调火电除优先发电保量保价部分外，原则上其余电量全部由市场化交易形成。调度机构根据保量保价电量与各类市场化合同电量组织生产调度。

为保障电网安全稳定运行，配合做好热力供应，抽凝供热机组全年交易电量对应设备利用小时数不低于2500小时。其中，年度交易在2000小时基础上，根据上年度热电比，按每个百分点30小时计算，增加年度交易利用小时，形成年度交易电量下限。年度交易结束后第一个工作日内，对低于交易电量下限部分，发电集团可在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，由湖北电力交易中心以竞拍方式组织合同电量转让至省内其它煤电机组，出让价格由竞拍形成。

三峡电源电站、葛洲坝0号机组上网电量全部参与电力市场化交易；其他水电、新能源发电企业分别按不低于设计上网电量的35％、20％参与交易。

对未通过电网安全校核的交易电量，可按程序组织合同电量转让。

四、价格机制

（一）交易价格

省内发电企业与售电企业或电力用户通过市场方式形成的交易电价加上输配电价（含线损及交叉补贴）、政府性基金及附加，即为到户结算平段电价（其他时段电价按峰谷分时电价政策执行）。交易电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。输配电价按照国家发改委核定的输配电价执行，政府性基金及附加按照国家及省级价格主管部门有关规定执行。

发电企业结算价格＝交易电价＋（参与交易机组同期政府核定上网电价－燃煤机组基准价格）。

水电及新能源企业全年成交电量低于上述规定部分，结算价格＝政府核定上网电价－｜燃煤机组基准价格－燃煤机组全年成交均价｜×1.2，与政府核定上网电价差额部分，全年清算时按成交电量比例分配给所有发电企业。

全年清算时，超燃煤基准价上网火电机组全年交易电量超过其2020年交易电量或2021年同类型机组平均交易电量两者高值部分，按实际交易电价结算。未核定上网电价的发电机组按实际交易电价结算。

（二）峰谷分时电价

销售电价目录中执行湖北峰谷分时电价政策的用户，在参与市场化交易后继续执行峰谷分时电价政策。交易电价加输配电价作为平段电价，峰、谷电价按照湖北省实施的峰平谷比价相关政策计算。

五、合同签订

2021年电力市场化交易合同应在信用监管机构见证下签约。

年总用（售）电量500万千瓦时及以上用户（售电企业）的电力市场化交易合同应包含用电曲线，用电曲线可自定或选择参考曲线（见附件），由发用（售）双方协商一致后确定。

六、偏差考核

电力用户、售电企业每月25日前可对年度合同中，次月计划电量进行调整确认，年度合同总电量保持不变。年度合同分月计划电量、月度交易合同以及合同转让电量之和，与当月实际用电量的允许偏差范围为＋5％至－3％，对超出允许偏差范围的电量按月进行考核。

电力用户或售电企业当月实际电量超出各类交易合同分月计划电量之和，允许偏差以内的电量按合同电价结算。超出允许正偏差以外的电量按目录电价（含峰谷分时电价等相关电价政策）结算，并按照1分钱／千瓦时的标准进行考核。考核费用由电网企业代收。

电力用户或售电企业因自身原因导致当月实际电量少于各类交易合同分月计划电量之和，允许偏差以内的电量不考核，允许负偏差以外的电量按2分钱／千瓦时的标准考核，根据合同电量比例补偿给相关发电企业。考核费用由电网企业代收。电力用户或售电企业少用的考核总电量，在月度交易完成后相应等额扣减相关发电企业全年合同电量。

燃煤发电企业因自身原因导致月度实际发电量少于各类交易合同分月计划电量之和，允许偏差范围为－3％，对超出允许偏差范围的电量进行考核。允许偏差以外的电量按照同期政府核定的上网电价与实际交易结算电价的价差补偿给电网企业。

七、履约保障

对于没有“批零倒挂”的售电企业，在正式交易前，按与用户签约代理电量规模以0.2分／千瓦时的标准向湖北电力交易中心提交履约保函或履约保险。对因“批零倒挂”可能产生违约风险的售电企业，需在交易后补齐“批零倒挂”部分的履约保函额度。

售电企业全年提交的履约保函或履约保险最高额度为500万元（不含“批零倒挂”部分），达到最高额度则无需再缴纳。

当售电企业服务费总额及履约保函（险）不足以缴纳偏差考核费用时，售电企业应及时补齐差额，若拒不补齐，湖北电力交易中心可将其强制退市，其法人代表和公司主要负责人三年内不得从事售电业务。

八、交易组织

2020年11月15日前，完成参与市场化交易用户公示工作。

2020年11月18日前，完成年度双边协商交易，并在交易平台上履行登记手续。

2020年11月20日前，完成年度集中交易。

2020年11月30日前，完成合同签订工作。

湖北电力交易中心可根据交易进展情况适当调整时间安排，并负责将合同报省能源局备案。

九、相关要求

1．湖北电力交易中心要积极组织市场主体开展相关政策培训，做好政策宣传解读。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。

2．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。

3．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。

4．湖北电力交易中心依据本方案制定并发布“用户入市承诺书”和2021年湖北电力市场化交易公告。

5．电力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，月度交易前2个工作日在交易平台上发布。

本方案发布后，如遇国家、省调整电价政策，则从政策实施之日起，本方案所涉及电价作相应调整。本方案由湖北省发改委（省能源局）负责解释。

附件：2021年电力市场化交易参考曲线

附件

021年电力市场化交易参考曲线

2021年分月参考曲线