冀北电网2025年电力中长期交易工作方案：2025年电力中长期直接交易电量规模暂定为830亿千瓦时-北极星售电网

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北极星售电网获悉，12月11日，河北省发改委印发《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》。

交易电量规模：根据预测，冀北电网2025年电力中长期直接交易电量规模暂定为830亿千瓦时，根据直接交易用户实际交易需求适时调整。

10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。电网代理工商业用户可按月转为直接交易用户，电网公司代理购电规模相应缩小，直接交易规模相应扩大。电网代理购电市场化采购部分由国网冀北电力有限公司代理，按照7:3的比例分别与区内火电厂和区外火电厂开展交易。

批发市场交易组织：

2025年电力中长期交易包括火电交易、绿电交易、新能源外送交易、电网企业代理购电交易、张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易等。为促进新能源消纳，充分发挥市场化交易在电力保供中的基础性作用，在满足区内用电需求基础上，具备条件时可根据需要开展新能源及绿电省间外送交易。

2025年发电企业燃煤机组年度电力中长期合同签约电量比例应不低于年度预计发电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。2025年市场化电力用户（含售电公司、电网企业代理购电）年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。

独立储能可自愿参与年度、月度、月内等中长期电能量交易。独立储能在放电时段按发电企业身份参与火电交易，在充电时段按电力用户身份参与火电、绿电交易。在同一时段只能以发电企业或电力用户一种身份参与交易。

为衔接分时结算及现货市场，中长期交易分两阶段开展，未开展分时正式结算阶段交易按如下方式组织，开展分时正式结算阶段交易组织方案。

交易时段划分

1.市场化直接交易时段参照冀北电网净负荷曲线划分，时段划分及发电企业分时段申报电量峰谷比例要求如下：

（1）夏季（每年6、7、8月）

低谷：0－7时、23－24时，发电企业申报电量比例不低于33.4%；

平段：7－10时、12－16时、22－23时；

高峰：10－12时、16－17时、20－22时，发电企业申报电量比例不超过19.0%；

尖峰：17－20时，发电企业申报电量比例不超过10.8%。

（2）冬季（每年11、12月及次年1月）

低谷：1－7时、12－14时，发电企业申报电量比例不低于32.5%；

平段：0－1时、7－8时、10－12时、14－16时、22－24时；

高峰：8－10时、16－17时、19－22时，发电企业申报电量比例不超过23.1%；

尖峰：17－19时，发电企业申报电量比例不超过7.3%。

（3）其他季节（每年2、3、4、5月及9、10月）

低谷：1－6时、12－15时，发电企业申报电量比例不低于32.9%；

平段：0－1时、6－8时、9－12时、15－16时、23－24时；

高峰：8－9时、16－23时，发电企业申报电量比例不超过30.2%。

新能源交易上限

新能源企业年度分月、月度交易上限，暂按前三年（2021－2023年）分地市当月平均利用小时的50%确定（平价新能源项目按70%确定），配建调相机的项目交易上限按1.3倍执行。绿电交易电量、新能源外送交易均在交易上限以内开展。根据新能源发电和交易开展情况适时调整交易上限。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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