河北南部电网2021年电力中长期交易工作方案：全年电力直接交易总规模750亿千瓦时

北极星售电网获悉，河北省发改委日前发布了《河北南部电网2021年电力中长期交易工作方案》，河北南部电网2021年全年电力直接交易总规模约为750亿千瓦时（用户侧），原则上各市场主体年度交易签约电量不低于2021年用电量的80%。

电力用户：全部电量应参与交易，直接交易电量为用户用电量。年用电量500万千瓦时及以上的电力用户可直接参与或委托售电公司代理参与电力直接交易。年用电量500万千瓦时以下的电力用户必须委托售电公司代理参与电力直接交易。

2.发电企业：参与电力直接交易的机组全年电力直接交易电量发电设备利用小时数不超过5000小时，背压机组不受该条件限制。发电企业结算电量按用户侧直接交易电量计算。

3.售电公司交易电量不高于以下三个条件最低值：

（1）按照履约保函或履约保证保险金额对应的售电规模电量；

（2）按照公司资产总额对应的售电规模电量；

（3）同一投资主体所属售电公司（各发电集团所属售电公司均视为同一投资主体，包括其所属或参股投资公司），2021年全年交易电量之和不超过全年电力直接交易总规模的8%。

详情如下：

河北南部电网2021年电力中长期交易工作方案

根据《国家发展改革委 国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）、《河北南部电网电力中长期交易规则》（华北监能市场〔2020〕229号）（以下简称《交易规则》）有关要求，为加快推进我省电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，保障河北南部电网电力市场高效运行，制定本方案。

一、交易电量规模

河北南部电网2021年全年电力直接交易总规模约为750亿千瓦时（用户侧），原则上各市场主体年度交易签约电量不低于2021年用电量的80%。

二、市场主体准入条件

（一）发电企业

经我委批准，并在河北电力交易中心完成注册手续的全部统调机组（详见附件1）。

电力用户

通过我委公示并在河北电力交易中心完成注册手续的电力用户。

售电公司

在河北电力交易中心完成注册手续并按期提交了与交易规模、交易时间相匹配履约保函或履约保证保险（有效期终止日期应不早于其所参与电力交易周期次次月月末）的售电公司。

三、售电公司与零售电力用户关系确认

售电公司应按规定向河北电力交易中心提交履约保函或履约保证保险，售电公司与代理用户签订《市场化零售供用电合同》后提交至河北电力交易中心，河北电力交易中心据此在电力交易平台进行售电业务代理关系确认。

四、交易组织安排

（一）交易类型与时间要求

2021年年度电力直接交易采用双边协商交易方式开展，河北电力交易中心应合理安排交易组织时间，力争在12月底前完成交易组织工作。月度电力直接交易采用双边协商、集中交易等方式开展，逐步缩短交易周期，适时开展月内（多日）交易等工作。

（二）交易时段划分

2020年执行峰谷电价政策的用户，按本方案规定时段划分标准分峰（含尖峰）、平、谷（含双蓄）时段约定电量、电价，参与分时段交易；2020年不执行峰谷电价政策的电力用户不参与分时段交易。

时段划分标准（模拟运行）：

（1）尖峰时段：6、7、8月的17-18时、20-22时；

（2）高峰时段：15-23时；

（3）平段时段：8-15时、23-24时；

（4）低谷时段：0-8时。

（三）交易电量

1.电力用户：全部电量应参与交易，直接交易电量为用户用电量。年用电量500万千瓦时及以上的电力用户可直接参与或委托售电公司代理参与电力直接交易。年用电量500万千瓦时以下的电力用户必须委托售电公司代理参与电力直接交易。

2.发电企业：参与电力直接交易的机组全年电力直接交易电量发电设备利用小时数不超过5000小时，背压机组不受该条件限制。发电企业结算电量按用户侧直接交易电量计算。

3.售电公司交易电量不高于以下三个条件最低值：

（1）按照履约保函或履约保证保险金额对应的售电规模电量；

（2）按照公司资产总额对应的售电规模电量；

（3）同一投资主体所属售电公司（各发电集团所属售电公司均视为同一投资主体，包括其所属或参股投资公司），2021年全年交易电量之和不超过全年电力直接交易总规模的8%。

4.为降低市场操纵风险，发电企业在单次电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量净值（多次售出、购入抵消后的净售电量）的20%。电力用户和售电公司在单次电力交易中的售电量不得超过其购入电能量净值（多次购入、售出相互抵消后的净购电量）的20%。

（四）交易价格

1.电力直接交易成交价格应当由市场主体通过市场化方式形成，第三方不得干预。

2.发电企业电力直接交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。

3.市场用户用电价格由电力直接交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。执行两部制电价的用户按有关规定支付基本电费。

4.为确保市场运行平稳，签订分时段中长期合同的市场主体，暂定平段价格作为电力直接交易价格，按照现行目录电价上下浮比例分别形成尖峰、峰段、谷段、双蓄交易价格，其中尖峰电价为平段电价的1.6倍，高峰电价为平段电价的1.4倍，低谷电价为平段电价的0.6倍，双蓄电价为平段电价的0.5倍。

5.发电企业、售电公司和电力用户须承担电价（含分时段）变化带来的风险。

6.无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业（含增量配电网企业，下同）承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定目录电价的1.2倍执行。

（五）分时段交易安排

1.分时段交易按两个阶段开展，即模拟运行阶段和正式运行阶段。

2.在模拟运行阶段，发电企业实际结算以合同各时段电量之和作为合同交易电量，以平段价格作为合同交易价格执行，发电企业执行基准价电量暂按月滚动调整；电力用户（售电公司）实际结算以合同各时段电量之和作为合同交易电量，以平段价格作为基准，按2020年峰谷时段划分和目录电价上下浮比例执行。

3.河北电力交易中心根据模拟运行情况，及时总结分析，提出转正式运行具体方案，经河北南部电网市场管理委员会审议通过，报我委批准后转入正式运行。

五、合同签订与调整

（一）实行信用服务机构见证签约

由河北省社会信用信息中心作为公共信用机构，通过电力交易平台见签电力中长期交易合同。河北电力交易中心在电力交易平台为河北省社会信用信息中心开设交易合同见签专用账号，提供相关交易合同信息查询、浏览权限，实行见签。

（二）规范签订电力中长期交易电子合同

为提高工作效率，各市场主体将《河北南网电力交易成交结果确认单》和《河北南网市场主体入市协议》视同为电子合同，作为执行依据。河北电力交易中心要按照国家有关要求，编制河北南部电网电力中长期交易合同示范文本，完善交易平台相关功能，逐步实现市场主体利用交易平台签订要素齐全的电子化规范合同。

（三）建立电力中长期交易合同调整机制

河北电力交易中心逐步完善电力中长期合同市场化调整机制，按月组织开展发电权交易、合同电量转让交易、年度交易电量分月计划调整，为市场主体调整合同电量提供市场化手段。

六、输配电价

输配电价、政府性基金及附加按《河北省发展和改革委员会关于核定河北省级电网2020-2022年输配电价及销售电价的通知》（冀发改能价〔2020〕1842号）执行，如遇调整按最新电价政策执行。

七、计量

1.电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置，定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，保证计量数据准确、完整。按照满足电力分时段交易、分时段结算的要求，及时将计量数据提交河北电力交易中心。河北电力交易中心做好用户用电信息披露工作。

2.发电企业应合理安排计量装置改造计划，确保本企业计量装置符合要求。

八、交易结果执行

为确保电网安全裕度，降低因潮流分布不合理导致电网阻塞的风险，电力调度机构应在满足电网安全要求、保障电力供应的前提下执行交易结果。不可抗力、系统故障及电网运行需要等引起的违约、偏差考核或对市场有关方的影响，电网公司及其所辖电力调度机构不承担经济责任。

九、结算与偏差考核

（一）建立偏差电量结算机制

市场主体交易结算按《交易规则》有关规定执行，电力用户（售电公司）的合同电量和偏差电量分开结算，按月清算、结账。