河南省发展和改革委员会
征求意见函
有关市场主体：
为做好2026年电力中长期交易工作，我们会同相关单
位研究制定了《关于河南省2026年电力中长期交易有关事
项的通知（征求意见稿）》，现面向省内市场主体征求意见。
请各市场主体认真研究，结合工作实际反馈意见建议，于12
月4日下班前反馈至我局邮箱。
邮箱：fgdiaodu0126.com
附件：意见反馈表
2025年11/月28日少自
附件
意见反馈表
市场主体名称相关意见理由和依据联系方式
---
征求意见函（关于河南省2026年电力中长期交易有关事项的通知(征求意见稿)）
关于河南省2026年电力中长期交易 有关事项的通知 （征求意见稿） 各省辖市发展改革委，济源示范区发改统计局，航空港区发展 和统计局，省营商环境和社会信用建设中心，国网河南省电力 公司、河南电力交易中心，有关市场主体： 根据《中共中央国务院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、《国家发展改革 委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发 改价格〔2021〕1439 号）、《国家发展改革委国家能源局关于 深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通 知》（发改价格〔2025〕136 号）、《国家发展改革委关于做好 2026 年电力中长期合同签约履约工作的通知》 （发改运行〔2025〕 XX 号）等有关文件要求，为做好2026 年电力中长期交易工作， 充分发挥电力中长期合同的压舱石稳定器作用，结合我省电力 市场建设实际，现将有关事项通知如下。 一、经营主体 参与河南电力中长期交易的各类经营主体应符合《电力市 场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76 号）规定，在河 南电力交易中心办理市场注册，对注册业务信息以及相关支撑
性材料的真实性、准确性、完整性负责。 （一）发电企业 1. 省内公用燃煤发电企业（以下简称煤电企业）上网电量 全部进入电力市场。 2. 省内新能源项目（风电、太阳能发电，以下简称新能源 企业）上网电量全部进入电力市场。非机制电量部分自愿参与 电力中长期市场。分布式新能源可通过聚合（直接）或接受市 场价格方式参与。 3. 并网自备电厂取得电力业务许可证（发电类），达到能 效、环保要求，按规定承担国家规定的政府性基金和附加，以 及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，可作为发电主体直接 参与中长期交易。 4. 探索研究水电、抽蓄电站、燃气电站等其他电源参与电 力中长期市场。 5. 煤电企业、新能源企业根据余电外送原则，按照相关规 定参与外送交易。 （二）售电公司 售电公司市场注册条件和流程、持续满足注册条件核验等 工作按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595 号） 规定执行，并按照规定足额缴纳履约保障凭证。 （三）电力用户 1. 省内10千伏以上工商业用户要全部直接参与电力市场， 推动其他工商业用户直接参与市场交易，暂未直接参与市场交
易的工商业用户按规定由电网企业代理购电。已直接参与市场 交易的用户，无正当理由原则上不得退出市场。 2. 电力用户可选择参与批发市场（即与发电企业直接交 易），也可以选择参与零售市场（即通过一家售电公司、虚拟 电厂、负荷聚合商等代理交易），但仅可选择一种方式。 （四）新型主体 1. 独立储能在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电 时段按电力用户身份参与交易。 2. 虚拟电厂、负荷聚合商等资源聚合类新型经营主体市场 注册条件和流程按照《电力市场注册基本规则》、《售电公司 管理办法》及我省相关政策规定执行。 二、批发交易 （一）交易品种 电力中长期交易包括年度、月度、月内（旬、多日）等不 同交割周期的电能量交易，探索开展数年电能量交易。原则上， 仅年度交易可采取双边协商方式，其余交易均采取集中交易方 式，包括集中竞价交易（统一边际出清）、滚动撮合交易、挂 牌交易。以优化电力调度为目的的发电侧合同转让交易可按月、 旬为周期以双边协商方式组织，发电集团分公司要做好统筹协 调，鼓励大容量、低能耗机组多发稳发。 （二）交易电量 1. 中长期签约比例 原则上，煤电企业年度电力中长期合同签约电量比例应不
低于上一年实际上网电量的70%，通过后续合同签订，保障月度 及以上电力中长期合同签约比例不低于上一年度该月实际市场 化上网电量的80%。售电公司、电力批发用户、电网企业代理购 电年度电力中长期合同签约电量比例应不低于上一年度实际用 电量的65%，通过后续合同签订，保障月度及以上电力中长期合 同签约比例应不低于上一年度该月实际用电量的85%。煤电企 业、售电公司、电力批发用户、电网企业代理购电年度电力中 长期合同签约电量比例未达到要求的，按照缺额签约电量×年 度中长期市场交易均价（不含绿电环境价值）×5%进行考核。 售电公司、电力批发用户、电网企业代理购电考核资金按发电 侧市场化上网电量等比例返还分享给煤电企业，煤电企业考核 资金按用户侧实际结算用电量等比例返还分享给售电公司、电 力批发用户、电网企业代理购电。 2. 发电侧主体交易电量 煤电企业中长期累计交易净合约电量（含参与省间中长期 外送电量）不超过对应交易时段可用发电能力。 为发挥市场资源配置效率，鼓励煤电企业提升集中交易电 量占比，煤电企业年度双边协商签约比例不得高于近12 个月上 网结算电量的50%，进入市场不足12 个月的，按入市后月均上 网结算电量折算12 个月上网结算电量。 纳入新能源可持续发展结算机制的新能源企业，由电网企
业代表全体用户与其按年度签订机制电量中长期合约，合约电 量为年度机制电量规模，合约价格明确为中长期结算参考点现 货电价。合约电量占全部市场电量比例计入售电公司、电力批 发用户中长期交易签约比例。 新能源企业中长期累计交易净合约电量不得超过并网容量 扣减机制电量对应容量后的最大发电能力（即并网容量×（1- 厂用电率）×近三年同类项目平均利用小时数-年度机制电量规 模）。新能源企业年度机制电量规模累计执行完毕的次月起至 年底前，可自愿参与中长期交易、不再对其中长期交易净合约 电量进行限制。 3. 用电侧主体交易电量 售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商交易电量上限按照《售 电公司管理办法》要求执行。 （三）交易电价 落实国家煤电两部制电价政策，强化电能量市场和容量电 价政策协同，全年累计上浮范围不超过基准价的20%。妥善做好 工商业分时电价政策与市场交易电价衔接，直接参与市场交易 电力用户（含售电公司代理的用户）原则上不再执行工商业分 时电价政策，初期，双方应参考我省现货实时市场曲线和工商 业分时电价政策峰谷系数进行中长期合约各时段量价分解，各 小时交易申报电能量价格浮动范围原则上不超过2025年度非高 耗能分时段交易的最高和最低价格。鼓励中长期合约价格与现 货市场挂钩联动。
（四）交易时段 电力中长期交易电量（含电网企业代理购电交易电量）全 部开展分时段交易，按照自然日24 小时划分为24 个时段，以 交易交割周期内每个时段电量作为标的，通过市场化交易形成 24 小时的电量电价以及中长期合约曲线。 （五）交易周期 年度交易分别开展双边协商绿色电力交易、双边协商电力 交易、集中竞价电力交易、电网企业代理购电挂牌交易。为提 升市场竞争活力，年度集中竞价交易暂按3 段式报量报价模式 开展，各段电价差不低于10 元/兆瓦时，各段最大电量与最小 电量比不大于3:1，后续根据市场运行情况逐步调整。 月度、旬交易分别开展绿色电力挂牌交易、集中竞价交易、 电网企业代理购电挂牌交易。 多日交易按先集中竞价、后滚动撮合方式开展交易，电网 企业代理购电交易、绿色电力交易按挂牌方式开展。多日交易 按工作日开展，如遇节假日提前组织，交易组织时间为D-2 至 D-7 日（其中D 为交割执行日）。 （六）交易申报 中长期交易申报时，煤电企业按机组为最小申报单元进行 申报，新能源企业以场站为最小申报单元进行申报，当新能源 场站与交易平台经营主体存在一对多关系时，各方协商委托一 方进行申报，委托书须签字盖章后提交河南电力交易中心，作
为申报、交易和结算的依据。售电公司、电力批发用户、虚拟 电厂、负荷聚合商按注册主体进行申报，独立储能分发电、用 电交易单元分别申报。不得滥用市场支配地位操纵市场价格， 不得实行串通报价及扰乱市场秩序等行为。不得通过线上、线 下等方式在中长期双边协商交易外约定交易价格、电量等申报 要素实现特定交易。 年度交易中发电主体（含煤电企业、新能源企业、独立储 能发电单元、虚拟电厂，下同）作为卖方，用电主体（含售电 公司、电力批发用户、电网企业代理购电、独立储能用电单元、 虚拟电厂、负荷聚合商，下同）作为买方。月度、旬、日交易 中，发电主体、用电主体均可买、卖电量，其中，绿色电力交 易中新能源企业作为卖方，用电主体作为买方；电网企业代理 购电交易中电网企业作为挂牌方，煤电企业、新能源企业作为 摘牌方。 年度双边协商交易时，用电主体提交电量电价，发电主体 进行确认。 （七）电网企业代理购电交易 电网企业代理购电分别预测、申报代理购电工商业用户、 居民和农业用户的用电量并参与24 时段交易。 年度电网企业代理购电交易挂牌电价采用年度双边协商、 集中竞价电力交易中各自然月各时段非高耗能用户交易的加权 平均交易价。月、旬、日电网企业代理购电交易挂牌电价采用
当月月度集中竞价交易的各时段非高耗能用户加权平均价，月 度集中竞价交易该时段未成交时，按年度电网企业代理购电交 易该月该时段价格执行。 电网企业代理购电交易应发挥稳定和调节中长期市场的作 用，定期开展需求预测和交易申报,提升预测精准性，减少代理 购电偏差，提高交易频次和灵活性。为引导大容量高效煤电机 组多发稳发、保障供热煤电机组供热稳定，按照我省上年同月 市场化煤电平均利用小时数的1.2 倍，计算月、旬电网企业代 理购电买入交易时煤电机组基本申报限额，30 万千瓦级及以下、 60 万千瓦级及以上机组分别设置1.0、1.1 倍申报系数，采暖期 供热机组设置1.1 倍申报系数，各申报系数可叠加计算，作为 煤电机组申报限额，最终申报限额及已成交净合约电量之和不 超过对应交易时段可用发电能力。 （八）绿色电力交易 鼓励售电公司、电力用户、新能源企业参与绿色电力交易， 符合国家有关政策要求的风电、光伏等已建档立卡的省内新能 源企业可参与绿色电力交易卖出电量，绿色电力交易价格由电 能量价格与绿电环境价值组成，并在交易合同中分别明确。 三、零售交易 零售合同可按照双边协商、挂牌方式通过河南电力交易平 台、e-交易APP 电力零售商城完成签约。 零售市场套餐模式包括固定价格类、联动模式类、价差分 成类、绿电类四类套餐和零售用户偏差考核机制。原跨年委托
代理合同双方原则上应按最新零售市场套餐模式进行换签，未 及时换签的零售用户按照整体批发市场该小时中长期及现货综 合结算均价叠加该小时0 元/兆瓦时固定服务费结算。 四、计量 多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别 结算时，按照每台机组的实际发电量或额定容量等比例计算各 自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不 同项目批次共用计量点的机组，可按照额定容量比例计算各自 上网电量。 处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机 组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调 试期的上网电量。 其他计量有关要求按《电力市场计量结算基本规则》（发 改能源规〔2025〕976 号）执行。 五、市场结算 （一）我省电力现货市场运行期间。按照现货市场相关规 则开展结算。未纳入现货市场的发电企业按中长期规则结算。 因现货交易默认申报一天以上、公司法定代表人失联及履约保 障凭证额度超出交易90%等原因取消后续交易资格的售电公司， 自取消交易资格次月起，其市场化交易合同（包含批发及零售 侧）暂停结算，后续待相关政策明确后再进行清算。该售电公 司批发合同其他相关方结算不受影响，其代理零售用户委托代
理关系停止执行，零售用户可与其他售电公司重新签订委托代 理合同，未及时建立绑定关系的，取消交易资格次月零售用户 零售电价按照当月电力直接交易非高耗能用户合同加权平均价 格结算，取消交易资格后第二个结算月按照《河南省电力市场 结算操作细则（试行）》（豫电结算〔2024〕20 号）相关要求 执行。 （二）我省电力现货市场未运行期间。跨区跨省交易合同 （包含省间中长期外送、省间现货外送、省间辅助服务外送等） 优先结算，批发市场经营主体按照“照付不议、偏差结算”原 则结算。交易合同（含电网企业代理购电、新能源交易合同， 下同）按照约定的电量、电价结算，全月实际电量（不含优先 结算、机制电量，下同）与合同总量的偏差电量按照相应价格 结算。零售市场按照零售用户与售电公司约定的零售套餐进行 结算。 1. 发电侧偏差电量结算 发电主体的偏差电量，当月交易合同总量±K%以内的偏差 电量，按照当月月度交易合同加权平均价（含年度交易分月合 同、月度交易合同，下同）结算售电收入或购电支出；当月交 易合同总量±K%以外的偏差电量，按照当月月度交易合同加权 平均价的90%、115%结算售电收入或购电支出。其中：新能源发 电企业K 取值20，其他类型发电主体K 取值10。 2. 用户侧偏差电量结算
用电主体的偏差电量，当月交易合同总量±K1%以内的偏差 电量，按照当月月度交易合同加权平均价结算购电支出或售电 收入；当月交易合同总量K1%—K2%、-K1%—-K2%之间的偏差电量， 按照当月月度交易合同加权平均价110%、90%结算购电支出或售 电收入；当月交易合同总量±K2%以外的偏差电量，按照当月月 度交易合同加权平均价120%、80%结算购电支出或售电收入。用 电主体K1取值5，K2取值10。 3. 偏差责任减免 发用两侧偏差减免按照《河南省电力市场结算操作细则(试 行)》（豫电结算〔2024〕20 号）有关要求执行。 4. 偏差费用处理 发、用两侧中长期产生的偏差电费收益，按月在发电侧与 用户侧分开处理，分别按照当月发电侧上网电量或用户侧用电 量比例进行返还，其中售电公司和零售用户分开处理，售电公 司按其代理用户的用电量比例进行返还，零售用户按照其用电 量比例进行返还，优先结算部分电量不参与返还，月结月清。 电网企业代理购电与其他经营主体执行统一的偏差处理规则， 电网企业代理购电偏差电量按照最近一次、最短周期的集中竞 价出清价格结算。电网企业每月1 日按交易时段提供上个月电 网企业代理购电交易的实际用电量。 （三）零售市场结算 售电公司月度购售电收益按照其零售市场售电收入(按照
零售交易价格计算，不含输配电费用、线损费用、系统运行费 用、政府性基金及附加等)与批发市场的购电支出的差额进行计 算。 （四）新建并网机组结算 为推动新建并网机组参与市场交易，新建并网机组首年， 每月5 日前，可自主选择当年月度结算模式，一是作为正常市 场机组结算；二是接受新建并网机组保障机制结算，执行保障 机制期限内可自愿申请退出，退出后不可恢复。选择接受新建 并网机组保障机制结算期间不能参与中长期市场交易，退出保 障机制后方可正常参与中长期市场交易。新建并网机组保障机 制具体如下。 新建并网机组保障机制结算电费包括：月度保障电量电费、 月度偏差电能量电费。 R 新并网机组保障机制=R 月度保障电量电费+R 月度偏差电能量电费 R 月度保障电量电费=Q 月度保障电量×P 月度保障电量价格 Q 月度保障电量=去年市场煤电机组平均利用小时数/8760×机组 额定容量×当月并网小时数 P 月度保障电量价格=K 年度中长期×P 当月中长期市场均价+（1-K 年度中长期） ×P 当月现货市场均价 K 年度中长期为当年规定的市场煤电机组年度中长期签约比例 下限。 R 月度偏差电能量电费=（Q 月度上网电量-Q 月度保障电量）×Min（P 当月中长 期均价、P 当月现货均价）
P 当月中长期市场均价为交易平台每月发布的《月度交易合同加权 平均价格的公告》电力直接交易合同加权平均价格。 P 当月现货市场均价为当月实时现货市场用户侧统一结算电价算 术平均值。 （五）履约保障凭证 售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商应按《河南电力市场售 电公司履约保函、保险管理实施细则（试行）》、《河南省售 电公司电力交易行为评价细则及指标体系》要求缴纳履约保函 （保险）。每月更新计算履约保函（保险）额度，确保履约保 函（保险）额度持续满足《售电公司管理办法》第二十四条要 求，当售电公司因售电量增加导致已缴额度不足时需进行补缴。 建立售电公司风险评级与履约保函（保险）挂钩的风险管理机 制。售电公司提交的履约保函（保险）额度根据《售电公司管 理办法》规定的缴纳额度，并乘以对应的风险系数确定，其中 评定结果AAA 级、AA 级及A 级售电公司风险系数为1.0；B 级售 电公司风险系数为1.2。即： 售电公司实际缴纳履约保函（保险）金额=《售电公司管理 办法》规定履约保函（保险）金额×风险系数。 无评价结果的售电公司风险级别暂按风险系数1.2 缴纳执 行履约保函（保险）。 售电公司未按时足额缴纳履约保函（保险），经电力交易 机构书面提醒仍拒不足额缴纳的，按照《售电公司管理办法》 实施取消其后续交易资格等措施。
六、相关要求 （一）强化电力中长期合同管理。各类市场交易合同在河 南省信用机构见证下签约，保障电力中长期合同顺利履行。各 经营主体均应在河南电力交易平台上规范签订电子化交易合 同。各经营主体要按照有关工作要求，做好年度合同签订等相 关工作。河南电力交易中心要加强组织实施，在2025 年12 月 底前完成年度电力中长期交易组织工作。 （二）强化零售套餐管理。河南电力交易中心会同有关部 门负责制定、修订、发布零售市场零售套餐模式，定期优化完 善零售套餐模式内容，经省电力市场管理委员会审议通过，报 河南省发展改革委、河南能源监管办审定后执行。 （三）加强注册信息动态管理。河南电力交易中心要加强 交易平台与电力调度自动化系统及电网企业营销、新型电力负 荷管理系统的市场注册所需信息交互，通过技术手段定期开展 经营主体持续满足注册条件核验，发现未及时按《电力市场注 册基本规则》办理业务的经营主体，应采取提醒、公告等措施， 并及时报告河南能源监管办和河南省发展改革委。 （四）强化经营主体信用评价。河南省发展改革委会同河 南能源监管办优化电力市场信用评价体系，对存在非法侵害用 户权益、串通操纵市场、恶意扰乱市场秩序等不正当竞争行为 的经营主体，列入失信名单并依法依规开展失信惩戒。河南电 力交易中心在河南省发展改革委、河南能源监管办监督指导下， 开展电力市场信用评价体系建设工作，健全经营主体自律和社
会监督机制，按照《河南省售电公司电力交易行为评价细则及 指标体系》开展售电公司信用评价，实行分级分类监管，健全 守信激励和失信惩戒机制，构建以信用为基础的新型监管机制。 河南电力交易中心应定期将市场主体信用评价情况报告河南省 发展改革委、河南能源监管办。 （五）加强市场运营监测和风险防控。河南电力交易中心 要加强市场运营监测分析数字化系统建设，推进市场运营情况 的在线监测、分析和预警。河南能源监管办会同河南省发展改 革委加强市场交易监管，发挥电力市场数字化监管指标体系作 用，对涉嫌滥用市场力、集中报价、操纵价格和不当竞争等违 反市场规则的各类问题，依法依规追究相关市场主体责任；对 电力监管机构及政府电力主管部门认定的异常交易行为进行规 范管控，经营主体一个月内发生3 次、一年内发生10 次异常交 易行为的，对因该经营主体异常交易行为产生的不平衡资金进 行回收，并按当期中长期市场交易均价5%对相应交易电量进行 考核。 （六）加强交易平台账号管理及安全防护。经营主体应遵 守电力交易平台有关账号管理要求，发生名称变更、法定代表 人变更、账号使用人变更、授权过期等情况，需在5 个工作日 内自主进行信息变更，并重新进行账号实名认证及授权；被冻 结的经营主体账号，需重新实名认证及授权，方可开展电力交 易业务；不得违规使用其他经营主体账号进行交易操作。经营 主体应按照有关规定规范开展交易业务，参与批发侧交易的经
营主体须线上办理、绑定数字证书，登录交易平台、参与交易 时使用数字证书进行鉴权；严禁使用危及交易平台网络安全的 软件工具进行交易，若发现用户出现网络攻击、恶意调用交易 平台接口、非法获取或篡改平台信息等行为时，视情况采取账 号封禁、暂停或终止交易资格等处置措施。因网络安全、不可 抗力等因素造成交易平台短期无法正常使用的，河南电力交易 中心应及时向河南省发展改革委、河南能源监管办报告，对受 影响的交易、结算等业务，可推迟或延长业务开展时间。 （七）加强信息披露和宣传培训。省电力公司和河南电力 交易中心及各经营主体要严格落实电力市场信息披露相关制度 规定，提高交易信息披露的完整性、及时性和准确性。市场运 营机构和各地发展改革部门要加强政策规则宣贯培训，特别是 市场基本规则、实施细则、监管办法的解读以及市场风险的警 示，强化各类主体对电力市场的正确认识和对政策规则的理解， 引导市场主体理性参与交易，促进电力市场高效运转。各经营 主体要加强研究学习电力市场相关政策、规则，积极参加相关 培训，做好自身分时电量、电力的预测和发用电管理，依法合 规参与河南省电力市场交易。 2025 年11 月28 日