冀北电网2022年电力中长期交易工作方案：用户侧电力中长期交易电量规模1390亿千瓦时

北极星售电网获悉，河北省发改委日前发布河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2022年电力中长期交易工作方案的通知，冀北电网2022年电力中长期交易电量规模拟定为1390亿千瓦时（用户侧），根据用户实际交易需求适时调整。按照当前交易平台注册情况，其中工商业用户直接交易规模暂定为850亿千瓦时，由电网公司代理购电交易规模暂定为540亿千瓦时（增量配电网参照此模式执行）。

工商业用户直接交易规模的70%部分与冀北区内电厂交易（冀北调管220千伏及以下燃煤电厂与区内华北调管燃煤电厂按装机容量分配交易规模），由冀北电力交易中心组织；剩余30%部分由北京电力交易中心组织电力用户与区外电厂进行交易。

电网代理购电市场采购部分优先参与区内交易，由冀北电力交易中心组织；剩余部分由国网冀北电力有限公司代理与区外电厂交易，由北京电力交易中心组织。

用户2022年年度中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度交易保证中长期交易电量不低于前三年平均用电量的90%-95%。

平段交易价格上下浮动不超过燃煤发电基准价的20%，高耗能企业交易价格浮动不受20%的范围限制。高峰电价不低于平段电价的1.5倍，低谷电价不高于平段电价的0.5倍，尖峰电价不低于平段电价的1.8倍。

详情如下：

河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2022年电力中长期交易工作方案的通知

承德、张家口、秦皇岛、唐山、廊坊市发展改革委，北京电力交易中心有限公司、国家电网华北分部、国网冀北电力有限公司、冀北电力交易中心有限公司，大唐国际电力公司、华润华北电力公司、省建投公司，各有关发电企业、电力用户、售电公司：

按照《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）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《国家发展改革委办公厅关于关于做好2022年能源中长期合同签订履约工作的通知》（发改电〔2021〕365号）等文件要求，稳妥规范开展冀北2022年电力中长期交易工作，现将有关工作事项通知如下：

一、交易电量规模

按照国家推动工商业用户全部进入市场的有关要求，工商业用户要全电量参与市场交易，冀北电网2022年电力中长期交易电量规模拟定为1390亿千瓦时（用户侧），根据用户实际交易需求适时调整。按照当前交易平台注册情况，其中工商业用户直接交易规模暂定为850亿千瓦时，由电网公司代理购电交易规模暂定为540亿千瓦时（增量配电网参照此模式执行）。

电网代理工商业用户可按季度转为直接交易用户，逐步缩小电网公司代理购电规模，直接交易规模相应扩大，区内外交易规模比例不变。工商业用户直接交易规模的70%部分与冀北区内电厂交易（冀北调管220千伏及以下燃煤电厂与区内华北调管燃煤电厂按装机容量分配交易规模），由冀北电力交易中心组织；剩余30%部分由北京电力交易中心组织电力用户与区外电厂进行交易。在月度交易组织过程中，如区内或区外交易电量达到上限，后续交易仅在未达上限区域开展。电网代理购电市场采购部分优先参与区内交易，由冀北电力交易中心组织；剩余部分由国网冀北电力有限公司代理与区外电厂交易，由北京电力交易中心组织。

用户2022年年度中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度交易保证中长期交易电量不低于前三年平均用电量的90%-95%。

二、市场主体范围

电力用户：10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，冀北电力交易中心提供常态化注册服务，用户在每季度末月15日前交易平台完成注册后即可参与后续交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。

发电企业：冀北调管220千伏及以下燃煤电厂（不含自备电厂）和冀北区内华北调管燃煤电厂为区内电厂，京津唐电网其他燃煤机组为区外电厂。

售电公司：按照《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）文件执行，在交易平台注册，并按规定足额缴纳履约保函或保险。

三、批发市场交易组织安排

1.交易组织方式

2022年电力中长期交易包括发电和用户直接交易，以及发电侧合同转让、用户侧合同转让交易。发电和用户直接交易按照年度双边协商、月度集中竞价方式开展，根据市场需求适时开展合同调整交易和月内集中交易。电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）按月代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。发电侧合同转让按照月度、月内滚动撮合方式组织，用户侧合同转让交易按照月度、月内滚动撮合方式组织。

平段交易价格上下浮动不超过燃煤发电基准价的20%，高耗能企业交易价格浮动不受20%的范围限制。高峰电价不低于平段电价的1.5倍，低谷电价不高于平段电价的0.5倍，尖峰电价不低于平段电价的1.8倍。

2.新能源交易方式

做好中长期交易与绿电交易的衔接，鼓励市场主体与新能源发电企业进行市场交易，体现绿色价值，按国家有关政策要求适时组织开展，具体事项另行通知。有意愿参加绿电交易的市场主体，提前向冀北电力交易中心提交申请，汇总后报我委。

3.交易申报单元

发电企业：将同一发电企业下所有机组打包参与交易，结算时按照机组上网电量比例将交易电量拆分至机组。

批发用户：将同一用户下的全部电压等级的用电单元（用户编号）统一打包参与交易。

售电公司：售电公司将所代理用户全部电压等级的用电单元（用户编号）统一打包参与交易。

电网企业（含增量配电网）：将电网企业代理购电用户全部电压等级的用电单元（用户编号）统一打包参与交易。

高耗能用户名单确定后，批发用户和售电公司交易单元按照高耗能、非高耗能分别组建。

4.交易申报方式：

市场主体分时段申报电量、电价（不含暂不实行峰谷分时电价的用户），交易申报时段具体为尖峰、峰、平、谷多段。发电厂分时段曲线由与之成交的用户侧分时段曲线对应形成。交易时段暂划分为：

（1）夏季（6、7、8月）

尖峰：10-11时、17-18时、20-21时；

高峰：11-12时、14-17时、19-20时；

平段：7-10时、12-14时、18-19时、21-23时；

低谷：0-7时、23-24时。

（2）冬季（11、12月及次年1月）

尖峰：17-19时；

高峰：8-9时、10-11时、14-17时、19-20时；

平段：7-8时、9-10时、11-14时、20-23时；

低谷：0-7时、23-24时。

（3）其他季节（2-5月、9-10月）

高峰：9-12时、15-18时、19-21时；

平段：7-9时、12-15时、18-19时、21-23时；

低谷：0-7时、23-24时。

5.电网企业要完善用户侧分时段用电数据查询功能，做好信息系统与交易平台数据贯通，推进用户历史用电信息在线查询，允许售电公司在用户授权情况下查询所代理用户的历史用电数据，为电力中长期合同分时段签约履约提供有效支撑。

6.安全校核：由华北调控中心和冀北调控中心协同开展相关安全校核工作。

7.交易结果发布：由北京电力交易中心与冀北电力交易中心共同发布交易结果。交易结果一经交易平台发布，即作为交易执行依据，交易各方不再签订纸质输配电服务合同。

8.同一投资主体所属的售电公司（含关联企业）申报冀北地区直接交易电量合计不应超过冀北地区全年直接交易总电量规模的8%，占比上限由我委根据市场情况适时调整。

四、交易结算

1.鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动的条款，实行交易价格与煤炭价格挂钩联动，促进煤炭与电力中长期稳定利益共享，保障能源稳定供应。年度交易应分月达成交易合同，其中一季度分月合同按达成的电量、电价执行；其余月份交易合同价格可根据燃料成本变化，经购售双方协商在合同执行月前，通过交易平台重新确认，如无法达成一致，按照月度交易（含月内交易）加权平均价执行。

2.发用双方分时段交易结算按照“照付不议、偏差结算”原则执行，用户侧偏差电量部分按照超用电量和少用电量分别结算，冀北调度火电厂侧偏差电量按照月度交易价格执行。

3.电力用户、售电企业各时段实际电量超过合同电量部分为超用电量，低于合同电量部分为少用电量。其中，分时段超用电量电价为该时段超用电量结算价格（冀北市场年度分月合同价格和月度交易价格的最大值）与超用系数U1的乘积；分时段少用电量电价为该时段少用电量结算价格（冀北市场年度分月合同价格和月度交易价格的最小值）与少用系数U2的乘积。

4.为保障分时段结算平稳落地，一季度进行分时段结算试运行，U1和U2暂定为1。二季度进入分时段正式运行阶段，U1暂定为1.03，U2暂定为0.95（其中尖峰0.9）。在试运行阶段，冀北电力交易中心要按照正式运行参数发布试运行结果，引导市场主体优化交易策略和用能行为。我委将根据试运行情况适时调整U1和U2系数。

5.发电侧与用户侧结算不平衡资金按月分开处理。发电侧偏差电量在省内先行平衡处理后，总体偏差部分在京津唐全网范围内平衡。用户侧不平衡资金在用户侧分摊和返还。

6.偏差免考申请及办理流程依据《关于冀北地区电力中长期交易偏差考核有关事宜的补充通知》（冀发改电力〔2018〕759号）执行，对经政府部门核定确认的政策性限产造成的少用电量U2系数设为1。

7.跨区跨省交易产生的损益由全体工商业用户分摊或返还。

五、零售市场交易结算

1.售电公司与零售用户登录冀北交易平台，签订《市场化购售电合同》，自行约定交易电量、零售交易价格和偏差结算方式等事项，零售交易价格浮动机制按照批发市场价格浮动情况执行。

2.冀北电力交易中心按照售电公司在批发市场的购电费用和零售市场售电收入的差额费用计算其收益，售电公司承担负收益的风险。为保障零售市场分时段结算平稳推进，如售电公司因偏差结算产生的收益超出合理范围，上限为批发侧偏差结算费用*K（K按暂定为0.2，根据市场运行情况另行发布），适时向所代理用户进行返还。

3.售电公司按照打包零售用户实际分时段用电量计算批发市场结算电量，鼓励零售用户与售电公司分时段约定电量、电价。

4.售电公司应根据代理用户需求电量在批发市场购电，可根据用户实际用电情况，在结算前与用户协商调整零售合同电量、电价，双方登录冀北交易平台确认。调整后，应保证批发侧购电合同总电量不高于零售侧售电合同总电量。

六、其它保障措施

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冀北电力交易中心。冀北电力交易中心做好用户用电信息披露工作。交易中心应将电力用户尖峰平谷电量比例以及历史用电信息向市场主体进行发布。

河北省发展和改革委员会

2021年12月14日