（一）交易種類

2023年交易種類主要有：電力直接交易、電力直接交易合同轉讓交易（包含發電側合同轉讓交易、用電側合同轉讓交易，簡稱合同轉讓交易，下同）、回購交易。合同轉讓交易僅約定交易雙方之間的權利義務，與第三方無關，原則上市場主體售出合同電量指標不得超過交易周期內合同電量總和的20%。

（二）交易周期

電力直接交易主要開展年度交易、季度交易、月度交易、月內交易。合同轉讓交易主要開展月度交易、月內交易。年度交易周期為2023年1月1日至12月31日。季度交易周期為年度內自然季度。月度交易周期為交易公告發布的次月。月內交易周期為交易公告發布的當月特定時段。

三、交易模式

2023年電力直接交易分為常規電量交易和分時段電量交易兩種模式，同步獨立開展相關交易，交易模式確定后一年內不得更改。進一步擴大分時段交易范圍，2023年分時段簽約規模、比例均不得低于上一年度。原則上，2022年分時段交易用戶和現貨交易用戶應參與分時段電量交易，具備分時計量等條件的其他電力用戶，可選擇參與分時段電量交易。市場主體應按照用電需求曲線均衡原則參與分時段電量交易。

2023年一季度，分時段電量交易時段劃分按照《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知》（豫發改價管〔2022〕867號）文件規定時段確定。從二季度起，探索開展分時段標準化交易，以每個小時的電量作為交易標的，交易結果累加形成發電側、用電側市場主體的中長期分時段合同曲線。在日內平段價格和加權平均交易價格均不超過國家允許的價格浮動范圍（上網電價0.3023—0.4534元/千瓦時）且日內峰段（含尖峰）和谷段對應各小時交易加權價滿足我省分時電價政策規定的峰谷系數前提下，鼓勵市場主體自行約定日內各時段價格。

根據我省重點行業能效對標情況，對于能效低于基準水平的企業，列入高耗能企業目錄清單。高耗能企業與普通工商業企業按照不同交易序列進行交易信息申報。高耗能企業交易價格不受燃煤基準價上浮20%限制，供應緊張時，可優先出清其他企業交易電量。

四、交易流程

堅持中長期合同高比例簽約。市場化電力用戶2023年年度中長期合同簽約電量應高于上一年度用電量的80%，通過后續月度、月內合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的90%。發電側市場主體的年度中長期簽約合同電量不低于上一年實際發電量的80%，月度（含月內）及以上合同簽約電量不低于上一年實際發電量的90%。對于足額簽訂電力中長期合同的煤電企業，優先協調給予煤炭和運力保障，支撐電力中長期合同足額履約。

（一）年度交易

年度交易以雙邊協商為主，市場主體自主協商全年電量、電價，分解安排至各月。其中，一季度交易結果形成正式交易合同，二、三、四季度交易結果為交易意向，需在后續季度交易中確認或調整。年度電網企業代理購電交易采用掛牌方式組織，掛牌電量分解安排至各月，掛牌電價采用年度電力直接交易中各自然月的加權平均交易價。交易合同形成方式、季度調整等工作參照年度電力直接交易開展。

電力交易中心匯總年度意向協議電量、電價信息，向省發展改革委備案，通過交易平臺公示。鼓勵市場主體在年度意向協議中設立電價隨燃料成本變化合理浮動的條款，實行交易電價與煤炭價格掛鉤聯動，保障能源供應穩定。

（二）季度交易

季度交易主要開展年度意向協議的確認交易（簡稱季度確認交易，下同），每季度最后一個自然月中旬開展。

季度確認交易主要采用雙邊協商方式，在滿足交易電價限額、機組發電能力、用電規模預測范圍內，市場主體可對原有意向的電價、電量進行調整。一般由發電企業申報電量、電價等，電力大用戶、售電公司確認。季度確認交易的成交結果按照各自然月電量平均分解至每日的所有時段，經合同雙方協商一致，可自主形成典型日分時（24小時）曲線、電價。季度交易無法達成一致的，可參加后續月度、月內交易。

季度電網企業代理購電確認交易，采用電網企業填寫季度分月電量、交易電價（須與年度交易意向保持一致），發電側市場主體確認的方式開展。雙方確認后，形成正式交易合同。

（三）月度交易

2023年一季度，月度交易按現行組織方式開展。二季度起，月度交易以雙掛雙摘交易方式開展，原則上每月20日（遇有節假日調整）開展，為期3個工作日。常規電量交易標的為次月調整電量，分時段電量交易標的為次月每個時段（1小時）調整電量的累加值。為提高交易效率、規范交易行為，推進雙掛雙摘交易方式月度電力直接交易、發電權交易、用電側合同電量轉讓交易同場組織。市場主體在同一工作日對同一交易標的僅能選擇一種交易方向（或買入、或賣出，下同）。

電網企業代理購電月度交易采用掛牌方式組織，掛牌電價為當月月度交易的加權平均價。每季度第1個月的月度掛牌電價，為當季度同月份確認交易的加權平均價。