河南能源监管办关于征求《河南电力中长期市场实施细则（征求意见稿）》意见的函 2026-02-13

国网河南省电力公司，河南电力交易中心，各市场经营主体：

为规范河南电力中长期市场交易，依法维护电力市场成员合法权益，根据《电力市场运行基本规则》（国家发展改革委2024年第20号令）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期市场基本规则>的通知》（发改能源规〔2025〕1656号）等文件要求，结合河南电力市场建设运行实际，我们会同有关单位研究起草了《河南电力中长期市场实施细则（征求意见稿）》（见附件）。请结合工作实际研究提出意见建议，有关意见建议请于2026年3月12日前反馈我办邮箱，感谢支持！

工作邮箱：schenb@nea.gov.cn

附件：河南电力中长期市场实施细则（征求意见稿）

河南能源监管办

2026年2月12日

附件：

河南电力中长期市场实施细则

（征求意见稿）

第一章 总述

第一条 为规范河南电力中长期市场交易，依法维护电力市场成员的合法权益，推进构建统一开放、竞争有序的电力市场体系，根据《电力市场运行基本规则》(国家发展改革委2024年第20号令)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期市场基本规则>的通知》（发改能源规〔2025〕1656号）等文件和有关法律、法规规定，结合河南电力市场实际，制定本细则。

第二条 本细则所称电力中长期市场，是指已完成市场注册的经营主体开展电力中长期交易的市场。电力中长期交易是指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、月内（含旬、周、多日）等不同时间维度的交易。

第三条 本细则适用于河南省范围内电力中长期市场交易的组织、执行、结算、信息披露和监督管理等。协同做好省内交易和跨省跨区交易，在交易时序、交易申报、合同管理、市场结算等方面有效衔接。

第四条 统筹推进电力中长期市场、电力现货市场建设，在交易时序、交易出清、市场结算等方面做好衔接，发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定电力市场运行等方面的基础作用。

第五条 电力市场成员应严格遵守市场交易规则，提高合规经营意识，不得违规串通报价、集中报价、行使市场力，不得操纵市场价格、损害其他市场成员的合法权益。

第六条 河南能源监管办、河南省发展改革委根据职能依法履行电力市场交易监管职责。

第二章 市场成员

第七条 市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和电网企业。其中经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体等，电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。

第八条 经营主体应当按照《电力市场注册基本规则》要求，在电力交易平台办理市场注册、变更与注销，并进行实名认证。经营主体应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。具有多重主体身份的经营主体，应当按经营主体类别分别进行注册。经营主体在履行市场注册程序后，按要求参与电力中长期市场。

第九条 市场成员的权利与义务等按照国家及河南省电力市场政策和有关规则规定的相关要求执行。

第十条 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），但不得同时参与批发市场和零售市场。

第十一条 暂未直接参与电力中长期市场的电力用户按规定由电网企业代理购电，允许在次月选择直接参加批发市场或零售市场。

分布式光伏、分散式风电等分布式新能源可选择直接参与中长期市场，也可选择由资源聚合类新型经营主体代理参与中长期市场，但同一合同周期仅可选择一种方式，且同一分布式新能源仅可选择一家资源聚合类新型经营主体代理参与交易。

市场初期，资源聚合类新型经营主体聚合可调节负荷参与中长期交易时，可调节负荷应为直接参与电力中长期市场的电力用户，且不得同时由其他售电公司代理参与电能量交易，后续根据市场发展逐步调整。

第十二条 当国家政策调整或交易规则变化导致市场注册信息发生变化时，电力交易机构应按照全国统一的原则和要求组织经营主体重新注册或补充完善注册信息。

第十三条 经营主体应妥善保管电力交易平台账号、手机号、密码、数字安全证书等信息和介质。经营主体在办理电力市场注册业务过程中存在违法违规和失信行为的，依法依规纳入电力交易信用评价和失信管理。

第三章 交易品种和价格机制

第一节 交易品种

第十四条 中长期市场交易包括跨省跨区中长期交易和省内中长期交易。经营主体参与跨省跨区中长期交易根据国家有关政策和细则开展，参与省内中长期交易按照本实施细则开展。

第十五条 根据交易标的物交易类型不同，省内中长期交易包括电力直接交易、绿色电力交易、合同转让交易、电网企业代理购电交易等交易品种，根据市场发展需要逐步增加和丰富其他交易品种。

电力直接交易是指直接参与电力中长期市场发电经营主体和用电经营主体之间直接开展的电能量交易。

绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值（以下简称“绿电环境价值”）为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。

合同转让交易是指通过合同转让等形式对原有交易结果进行调整的交易。

电网企业代理购电交易指电网企业代理暂未直接参与市场的电力用户进行购电的电能量交易。

第十六条 根据交易标的物执行周期不同，省内中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易。数年、年度、月度交易应定期开市，探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市。

第十七条 绿电交易合同在确保绿电环境价值可追踪溯源的前提下，按月或更短周期开展合同转让交易。绿电合同转让交易应一并转让对应的绿电环境价值。

第十八条 同一经营主体可以选择买入或卖出电量，数年、年度交易中发电企业等发电经营主体作为卖方，售电公司、电力用户等用电经营主体作为买方。推动电力直接交易、合同转让交易在月度、月内交易中融合组织，经营主体均可买、卖电量。但在同一交易序列同一时段同一经营主体只能选择买入或卖出一种行为。

第二节 交易方式

第十九条 省内中长期交易方式主要包括集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等。

第二十条 双边协商方式指经营主体之间自主协商交易电量、交易曲线、交易价格、交易时段等，在规定时间内提交电力交易平台经确认后形成交易结果。

第二十一条 集中竞价方式指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品，经营主体等在规定截止时间前集中申报价格，由电力交易平台汇总经营主体等提交的交易申报信息进行“统一边际出清”或“撮合匹配、边际出清”。

第二十二条 挂牌交易方式指经营主体等通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。挂牌交易由电力产品或服务的卖方（或买方）一方挂牌，另一方摘牌；也可允许买卖两方在自身发用电能力范围内同步挂牌、摘牌；按照摘牌情况成交。

第二十三条 滚动撮合方式指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品，在规定的交易起止时间内，经营主体等可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台依据申报顺序进行滚动撮合，按照对手方价格优先、时间优先等原则成交。

第三节 交易曲线

第二十四条 省内中长期交易（含电网企业代理购电交易）应实现带曲线签约、分时段结算。按照自然日24小时将中长期市场交易标的划分为24个时段，通过交易形成中长期合约分时曲线。逐步推动实现电力中长期交易标的细化至96时段。

第二十五条 数年、年度、月度、月内交易电量按交易标的交割周期平均分解至自然日对应时段，叠加形成电力中长期交易曲线。根据市场发展需要，进一步优化完善交易曲线分解方式。

第二十六条 电网企业应考虑季节变更、节假日安排等因素，分别预测居民、农业用户和代理购电用户的用电量规模及负荷曲线，向符合规定的工商业用户提供代理购电服务。电网企业代理购电交易年、月、旬交易定期开市，日交易连续开市。电网企业应定期开展需求预测和交易申报,提升预测精准性，提高交易频次，减少代理购电偏差。

第四节 价格机制

第二十七条 政府价格主管部门会同有关单位根据国家电力中长期市场价格机制原则和有关要求，结合我省实际，组织制定价格结算实施细则。

第二十八条 除执行政府定价的电量外，中长期交易的成交价格应当由经营主体通过双边协商和集中交易等市场化方式形成，任何单位和个人不得干预。

第二十九条 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家及我省有关政策规定执行。

第三十条 鼓励经营主体在中长期交易合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，推动经营主体在年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。

第三十一条 对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，由中长期分时段交易形成分时电价；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场分时价格水平，统筹优化峰谷分时段和价格浮动比例。

第三十二条 为避免市场操纵及恶性竞争，政府价格主管部门会同有关单位对经营主体申报价格和出清价格设置上、下限，电力市场管理委员会、相关经营主体可提出建议。逐步推动月内等较短周期的省内中长期交易限价与现货交易限价贴近。

第四章 交易组织

第一节 基本要求

第三十三条 煤电企业、新能源企业等发电企业根据资源优化配置和余电外送原则参与跨省跨区中长期交易。电力交易机构、电力调度机构协同新能源企业，统筹考虑我省电力供需，新能源出力预测和消纳等因素，及时发布交易相关数据，新能源企业在发电能力内自愿进行交易申报。

第三十四条 省内中长期交易由河南电力交易中心组织，主要流程包括交易公告发布、交易申报、交易出清、交易校核及结果发布。

第三十五条 电力交易机构应按月发布交易日历，明确各类交易时间安排或安排原则，原则上应在每月25日前发布下月交易日历。

第三十六条 交易公告发布：交易公告由电力交易机构按照交易日历等安排向经营主体发布，公告内容包括：交易品种、交易主体、交易方式、交易申报时间、交易执行时间、交易参数、出清方式、交易约束信息、交易操作说明、其他准备信息等。

原则上，数年、年度等定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少3个工作日发布；月度、月内等定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1个工作日发布；连续开市的电力中长期交易不再发布交易公告。

因市场政策、市场供需等发生较大变化而不定期组织的交易应在交易申报前至少3个工作日发布交易公告。

第三十七条 交易申报：各经营主体根据交易公告中关于交易方式、申报时间的要求，登陆电力交易平台，在对应交易序列下申报交易电量、交易电价等。

跨省跨区中长期交易通过北京电力交易平台进行申报，省内中长期交易通过河南电力交易平台进行申报。

中长期交易申报时，煤电企业按机组为申报单元进行申报；新能源企业原则上按场站为申报单元进行申报；售电公司、电力批发用户按注册主体进行申报；独立储能分发电单元、用电交易单元分别申报；虚拟电厂（负荷聚合商）同时聚合有发电资源、用电资源时，分别组建发电单元、用电单元进行申报。

资源聚合类新型经营主体聚合分布式新能源参与中长期市场时，按注册主体进行申报，结合现货市场发展，根据现货申报出清要求，推动资源聚合类新型经营主体按分布式新能源所属电网分区、母线节点等分交易单元进行交易申报。

第三十八条 交易出清：交易申报结束后，电力交易机构按照交易公告发布的出清方式进行出清，形成预成交结果。

第三十九条 交易校核及结果发布：电力交易机构、电力调度机构按职责分工根据已发布的交易约束信息对交易预成交结果进行交易校核，通过交易校核后发布正式交易结果。

第四十条 现阶段，推进开展小时级绿电交易，实现绿证小时级结算，逐步实现电力中长期交易、绿电交易时段和现货市场交易最小清算时段一致。

第二节 组织原则

第四十一条 数年交易：市场初期开展数年绿电交易，根据市场发展逐步扩大至其他交易品种。

原则上，每年12月底前开展后续年度的数年交易，推动开展数年交易按月定期开市。

数年交易原则上采用双边协商的交易方式，数年交易第一年以各月各时段电量为交易标的，第二年起的后续年度可暂以各年各月电量为交易标的，并在后续年度交易中由交易双方确认各时段电量。

数年交易第一年电量、电价经交易校核后进行出清。第二年起后续年度电量、电价需在后续每年度交易中进行调整并确认，并再次进行交易校核和出清。

第四十二条 年度交易：原则上，每年12月底前完成下年度交易组织工作，具体时间以交易公告为准。

年度交易主要开展年度电力直接交易、年度绿电交易、年度电网企业代理购电交易。

年度交易以各月各时段电量为交易标的。

原则上，年度电力直接交易按照双边协商和集中竞价两种方式开展，年度绿电交易按照双边协商、挂牌等方式开展，年度电网企业代理购电交易按照挂牌方式开展。执行过程中可根据市场运营实际、经营主体需要等情况进行调整。

第四十三条 月度交易：原则上，每月下旬开展后续月度交易。

月度交易可交易次月电量，也可交易年内多个月份电量，以各月各时段电量为交易标的。

月度交易主要开展电力直接交易、绿电交易、合同转让交易、电网企业代理购电交易。

月度交易主要采用双边协商、集中竞价、挂牌方式开展。其中，电网企业代理购电交易主要采用挂牌方式，绿电交易主要采用双边协商、挂牌等方式。

原则上，电网企业代理购电交易、绿电交易单独组织。电力直接交易、合同转让交易可单独组织，也可融合组织，融合组织过程中不区分发、用电身份，经营主体均可买入或卖出电量。

市场初期，月度合同转让交易可以双边协商的方式开展，逐步实现以集中交易方式开展。

第四十四条 月内旬交易：原则上，提前2个工作日开展旬交易。

旬交易各旬月各时段电量为交易标的。

旬交易主要开展电力直接交易、绿电交易、合同转让交易、电网企业代理购电交易。

旬交易其他组织原则与月度交易一致。

第四十五条 月内日交易：日交易按工作日连续开市，D日（交易日）交易D+2—D+7各日各时段电量。

推进日交易按自然日连续开市。

日交易主要开展电力直接交易、绿电交易、合同转让交易、电网企业代理购电交易。

原则上，日交易主要采用集中竞价、滚动撮合、挂牌方式。其中，电网企业代理购电交易主要采用挂牌方式，绿电交易主要采用双边协商、挂牌等方式。

原则上，电网企业代理购电交易、绿电交易单独组织。电力直接交易、合同转让交易融合组织，融合组织过程中不区分发、用身份，经营主体均可买入或卖出电量。

第五章 交易约束、出清和校核

第一节 交易约束

第四十六条 电力调度机构通过电力交易平台发布并动态更新各断面（设备）、各路径可用输电容量、影响断面（设备）限额变化的停电检修等与电网运行相关的电网安全约束信息，并向电力交易机构提供各发电机组可用发电能力。

第四十七条 电力交易机构根据已达成交易合同及可用发电能力，形成各发电机组交易申报限额，并根据市场交易情况及时调整（扣除已成交电量、已申报未出清电量）。

第四十八条 发电经营主体（含独立储能、聚合发电资源新型经营主体等）中长期各时段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，中长期各时段累计交易净合约电量不得低于0。

发电经营主体各时段累计交易净合约电量=各时段累计卖出电量-各时段累计买入电量。

第四十九条 为加强电力中长期平衡管理，防控履约风险，避免明显超发、超用签约，对发电企业、售电公司全年中长期累计交易净合约电量、全年中长期累计交易电量进行交易约束。

第五十条 发电企业全年中长期累计交易净合约电量：对发电企业，参照同类型发电企业平均利用小时数或发电企业自身历史上网电量水平，对中长期累计交易净合约电量进行约束。

发电企业全年中长期累计交易净合约电量=累计卖出电量-累计买入电量。

发电企业全年中长期累计交易净合约电量，不得高于发电企业并网容量×近一年同类型发电企业平均利用小时数×f1，或不得高于近一年发电企业自身历史上网电量×f2。

f1、f2为发电累计交易净合约电量约束系数。

第五十一条 发电企业全年中长期累计交易电量：根据发电企业全年中长期累计交易净合约电量对发电企业全年中长期累计交易电量进行约束。

发电企业全年中长期累计交易电量=累计卖出电量+累计买入电量。

发电企业全年中长期累计交易电量，不得高于发电企业全年中长期累计交易净合约电量×f3。

f3为发电累计交易电量约束系数。

第五十二条 售电公司中长期累计交易净合约电量：对售电公司，参照所代理电力用户历史用电量水平，对全年中长期累计交易净合约电量进行约束。

售电公司全年中长期累计交易净合约电量=累计买入电量-累计卖出电量。

售电公司全年中长期累计交易净合约电量，不得高于所代理用户上年度历史用电量×s1。

用户上年度历史用电量：上一年度（自然年）内，零售用户市场化电量总和，以结算电量为准。用户上一个自然年度全年用电量，上年度无全年用电数据的，根据月平均用电量折算全年用电量，上年度无用电数据的，根据报装容量确定上年度历史用电量。

s1为售电累计交易净合约电量约束系数。

第五十三条 售电公司全年中长期累计交易电量：根据售电公司全年中长期累计交易净合约电量对售电公司全年中长期累计交易电量进行约束。

售电公司全年中长期累计交易电量=累计买入电量+累计卖出电量。

售电公司全年中长期累计交易电量，不得高于售电公司全年中长期累计交易净合约电量×s2。

s2为售电累计交易电量约束系数。

第五十四条 售电公司所代理电力用户预计用电量确有较大变化的，可由该电力用户与绑定的售电公司共同向电力交易平台提出书面申请（申请加盖公章）；发电企业预计上网电量确有较大变化的，由发电企业向交易平台提出书面申请（申请加盖公章）。电力交易中心汇总整理有关申请材料，提交电力市场管理委员会（或类别工作组）研究确认，报备河南能源监管办、河南省发展改革委，电力交易中心根据确认结果进行公示，公示时间为3个工作日，公示无异议后进行相应调整。

第五十五条 售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商全年中长期累计交易净合约电量，需满足《售电公司管理办法》关于资产总额相应的年售电量额度要求。

第五十六条 售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商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。

售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商全年中长期累计交易净合约电量，不得高于履约担保额度除以k分/千瓦时，k暂按《售电公司管理办法》关于根据批发市场交易总电量缴纳履约保函（保险）要求的标准执行，后续按国家政策和河南省市场运行实际进行调整。

第五十七条 对经营主体中长期累计交易净合约电量与实际发（用）电量偏差进行约束，根据中长期市场和现货市场运行情况，建立偏差结算或超额获利回收机制。

第五十八条 对于新能源发电企业，已纳入机制电价执行范围的项目，在其年度机制电量规模执行完毕之前，中长期交易累计净合约电量不得超过其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-近三年平均厂用电率）×近三年平均同类项目利用小时数-年度机制电量规模”。

电网企业定期将新能源企业机制电量规模等信息及年度机制电量规模执行完毕的情况发送电力交易中心。

第五十九条 为发挥市场资源配置效率，提高集中交易电量占比，激发市场竞争活力，可按照近一年上网电量、近一年发电企业利用小时数等，对煤电企业年度双边协商方式交易规模进行约束。

煤电企业年度双边协商交易电量，不得高于发电企业并网容量×近一年煤电企业平均利用小时数×n1，或不得高于近一年煤电企业自身历史上网电量×n2。

n1、n2为煤电年度双边交易电量约束系数。

第六十条 独立储能发电单元、用电单元在同一交易交割周期同一时段，不能同时卖出或买入电量。

第六十一条 交易约束具体方式和参数由河南能源监管办会同河南省发展改革委提出，根据市场运行情况进行调整，电力市场管理委员会、相关经营主体可提出建议。

第二节 交易出清

第六十二条 在电力中长期交易开展前，应在交易公告中明确电力中长期交易的各项关键参数。在申报组织及出清过程中不得临时调整或增加关键参数。

第六十三条 电力调度机构通过电力交易平台发布并动态更新各断面（设备）、各路径可用输电容量、影响断面（设备）限额变化的停电检修等与电网运行相关的电网安全约束信息，并向电力交易机构提供各发电机组可用发电能力。

第六十四条 经营主体应在规定的时限内通过电力交易平台申报相关交易数据。

第六十五条 电力交易机构根据必要的交易出清约束进行交易出清，形成预成交结果。

第三节 交易校核

第六十六条 电力中长期市场交易校核包含交易出清校核和电网安全校核，交易出清校核由电力交易机构负责，电网安全校核由电力调度机构负责。

第六十七条 发电企业参与跨省跨区中长期交易按中长期交易规则和跨省跨区交易细则进行电网安全校核和交易出清校核。

第六十八条 交易出清校核主要包括交易电力电量限额校核、交易限价校核等。

第六十九条 交易出清校核在电力中长期交易出清前开展，原则上不超过1个工作日。交易出清完成后，电力交易机构发布预成交结果。

第七十条 电网安全校核按照电网运行安全校核技术规范有关要求执行。电力交易机构、电力调度机构要加强电网安全校核工作协同。电网安全校核应当在规定的时间内完成，其中，数年、年度交易5个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。

第七十一条 电网安全校核未通过时，电力调度机构将越限信息以规范、统一的形式推送至电力交易机构，并在电力交易平台披露电网安全校核未通过原因。

第七十二条 电力交易机构应当根据电网安全校核意见在规定时间内完成削减并形成成交结果。其中，数年、年度交易5个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。

第七十三条 成交结果应在形成后1个工作日内由电力交易机构发布。经营主体对成交结果有异议的，应当在发布后1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

第七十四条 电力现货运行期间，电网安全校核根据国家有关要求及河南现货市场有关规定执行。

第七十五条 交易出清过程中，经营主体成交电量、电价不满足电量、电价约束等交易校核要求的，对成交合同进行等比例削减。

第六章 合同管理

第七十六条 各市场成员在开展电力中长期交易时应签订电力中长期交易合同（含电子合同），作为执行依据。

第七十七条 分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同，参与电力中长期市场。

第七十八条 电力交易机构根据市场成员在电力交易平台的成交结果，出具的电子交易确认单，视为电子合同。

第七十九条 电力中长期交易合同要素包括但不限于交易主体、合同起止时间、交易电量、交易价格、交易曲线等要素。

第八十条 绿电交易合同应明确交易电量、电力曲线、价格（包括电能量价格、绿电环境价值）等内容。

为保障绿电溯源关系，新型经营主体代理分布式新能源参与绿电交易时，按照分布式新能源容量或意向电量进行等比例分配原则，形成分布式新能源与售电公司（或电力批发用户等）的绿电合同分配关系。

第八十一条 电力交易机构汇总市场成员跨省跨区、省内交易合同，作为电力交易执行、结算的依据。

第七章 计量和结算

第一节 计量

第八十二条 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，按照每台机组的额定容量或发电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，可按照额定容量等比例计算各自上网电量。风电、光伏发电企业与经营主体存在一对多关系时，上网电量按照装机容量比例进行拆分。

第八十三条 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。

第八十四条 资源聚合类新型经营主体聚合的不同分散资源同时具有上、下网电量时，应区分各时段的上、下网电量。

第八十五条 当计量装置数据缺失、错误或不可用时，电网企业、电力调度机构应及时开展消缺、补采或根据相关规则补全计量数据，重新提供至电力交易机构。

第八十六条 其他计量有关要求按《电力市场计量结算基本规则》及河南省电力市场政策规则相关要求执行。

第二节 结算

第八十七条 电力中长期市场结算周期采用“日清月结”的模式。电力交易机构按自然日进行交易结果清算，生成日清结算依据；按自然月进行交易电费结算，生成月结算依据，向经营主体发布，并推送给电网企业。

第八十八条 电力中长期市场设置电力中长期结算参考点，作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格由日前或实时市场出清价格确定。

第八十九条 电力中长期市场结算可按差价结算或差量结算方式开展。已注册入市但尚未签订电力中长期合同的经营主体，实际用电量或实际发电量按偏差电量结算。

第九十条 电力交易机构应分别结算居民和农业用户、电网企业代理购电的偏差电量。电网企业应向电力交易机构按照最小结算周期分别提供相关电量信息。

第九十一条 资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算。

第九十二条 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算。电能量部分按照本章相关条款开展结算。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

第九十三条 绿电环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量（扣除纳入可持续发展价格结算机制的电量）、用电侧电量三者取小的原则确定。绿电环境价值偏差补偿费用按照合同约定执行。推动实现按小时结算绿电环境价值，实现小时级绿电交易。

第九十四条 绿电交易对应的绿证根据可再生能源发电企业结算电量，经审核后统一核发，并按规定将相应绿证由发电企业或项目业主的绿证账户随绿电交易划转至买方账户。

第九十五条 被取消后续交易资格的售电公司，自取消交易资格次月起，其中长期交易合同（包含批发及零售侧）停止结算。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政策及结算规则相关要求执行。

第九十六条 其他结算有关要求按《电力市场计量结算基本规则》及河南省电力市场政策规则相关要求执行。

第八章 信息披露

第九十七条 信息披露应当遵循安全、真实、准确、完整、及时、易于使用的原则，信息披露主体应严格按照要求披露信息;并对其披露信息的真实性、准确性、完整性、及时性负责。

第九十八条 电力市场信息按照年、季、月、周、日等周期开展披露，信息披露主体按照标准数据格式在信息披露平台披露信息，披露的信息保留或可供查询的时间不少于 2 年，且封存期限为5年。

第九十九条 市场成员对披露的信息内容、时限等有异议或者疑问，可向电力交易机构提出，相关信息披露主体应及时予以解释，符合规定的需求信息要“应披尽披”。

第一百条 其他信息披露有关要求按照《电力市场信息披露基本规则》执行。

第九章 市场技术支持系统

第一百〇一条 电力中长期市场技术支持系统（以下简称“电力交易平台”）应实现统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范，支撑全国统一电力市场数据信息纵向贯通、横向互联。

第一百〇二条 电力交易平台应包括市场注册、交易申报、交易出清、市场结算、市场参数管理、信息发布、交易出清校核、市场运营监测等功能模块，符合相关技术规范和市场规则要求。

第一百〇三条 电力交易平台应遵循全国统一的数据接口标准，能够保障市场平稳运营，具有适用性和实用性。电力交易平台间、电力交易平台与电网企业的电力调度及营销等系统应实现互联互通，在保障信息安全的前提下为市场相关方提供数据交互服务。  

第一百〇四条 电力交易平台应强化基础运行保障能力，满足电力中长期市场连续运营要求，软硬件模块应采用冗余配置，建立备用系统或并列双活运行系统，防止遭受严重自然灾害而导致的系统瘫痪。

第一百〇五条 电力交易平台应实现注册信息互通互认，确保经营主体“一地注册、全国共享”。

第一百〇六条 电力交易平台应对电力市场运行情况进行实时监测预警。

第一百〇七条 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；被冻结的市场主体账号，需重新实名认证及授权，方可开展电力交易业务；不得违规使用其他市场主体账号进行交易操作。

第一百〇八条 经营主体应按照有关规定规范开展交易业务，参与批发侧交易的市场主体须线上办理、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；参与零售交易的经营主体，应当使用手机短信验证码、人脸识别、电子营业执照等手段进行身份认证。

第一百〇九条 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。

第十章 市场监测及风险防控

第一百一十条 电力市场运营机构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，定期开展市场运营情况的监控分析及向电力监管机构、政府有关主管部门报送市场交易及运行情况。

第一百一十一条 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，按照工作职责依法依规追究相关市场主体责任。

第一百一十二条 当市场运行发生紧急风险时，电力市场运营机构根据政府有关规定执行市场干预措施，对受影响的交易、结算等业务，可推迟或延长业务开展时间，并在3日内向电力监管机构、政府有关主管部门提交报告，按规定程序披露。

第一百一十三条 市场成员产生争议，可自行协商解决，协商无法达成一致时可提交电力监管机构、政府有关主管部门依法协调，并提供争议处理所需的数据和材料，也可依法提交仲裁委员会仲裁或向人民法院提起诉讼。

第一百一十四条 优化完善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市场主体，列入失信名单并依法依规开展失信惩戒。

第一百一十五条 河南电力交易中心在政府有关主管部门、电力监管机构的监督指导下，开展电力市场信用评价体系建设工作，健全市场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。

第一百一十六条 河南电力交易中心应定期将市场主体信用评价情况报河南省发展改革委、河南能源监管办。

第十一章 法律责任

第一百一十七条 任何单位和个人不得不当干预市场运行。任何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力市场活动正常进行，或者危害电力市场及相关技术支持系统安全的，按照有关规定处理；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第一百一十八条 对市场成员违反本规则规定的，电力监管机构依照《电力监管条例》以及《电力市场监管办法》有关规定进行处理。电力监管机构、政府有关主管部门加强市场交易监管，对认定的异常交易行为进行处理。

第十二章 附则

第一百一十九条 本规则由河南能源监管办、河南省发展改革委负责解释。

本细则自2026年 X 月 X 日起施行，有效期与《电力中长期市场基本规则》一致。我省原有中长期市场交易规则或规定与本细则不一致的，按照本细则执行。

河南能源监管办 

2025年X月X日