冀北電網2022年電力中長期交易工作方案：用戶側電力中長期交易電量規模1390億千瓦時
河北省發改委日前發布河北省發展和改革委員會關于印發冀北電網2022年電力中長期交易工作方案的通知，冀北電網2022年電力中長期交易電量規模擬定為1390億千瓦時（用戶側），根據用戶實際交易需求適時調整。按照當前交易平臺注冊情況，其中工商業用戶直接交易規模暫定為850億千瓦時，由電網公司代理購電交易規模暫定為540億千瓦時（增量配電網參照此模式執行）。
工商業用戶直接交易規模的70%部分與冀北區內電廠交易（冀北調管220千伏及以下燃煤電廠與區內華北調管燃煤電廠按裝機容量分配交易規模），由冀北電力交易中心組織；剩余30%部分由北京電力交易中心組織電力用戶與區外電廠進行交易。
電網代理購電市場采購部分優先參與區內交易，由冀北電力交易中心組織；剩余部分由國網冀北電力有限公司代理與區外電廠交易，由北京電力交易中心組織。
用戶2022年年度中長期合同簽約電量應高于前三年用電量平均值的80%，并通過后續月度交易保證中長期交易電量不低于前三年平均用電量的90%-95%。
平段交易價格上下浮動不超過燃煤發電基準價的20%，高耗能企業交易價格浮動不受20%的范圍限制。高峰電價不低于平段電價的1.5倍，低谷電價不高于平段電價的0.5倍，尖峰電價不低于平段電價的1.8倍。
詳情如下：
河北省發展和改革委員會關于印發冀北電網2022年電力中長期交易工作方案的通知
承德、張家口、秦皇島、唐山、廊坊市發展改革委，北京電力交易中心有限公司、國家電網華北分部、國網冀北電力有限公司、冀北電力交易中心有限公司，大唐國際電力公司、華潤華北電力公司、省建投公司，各有關發電企業、電力用戶、售電公司：
按照《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）、《國家發展改革委辦公廳關于關于做好2022年能源中長期合同簽訂履約工作的通知》（發改電〔2021〕365號）等文件要求，穩妥規范開展冀北2022年電力中長期交易工作，現將有關工作事項通知如下：
一、交易電量規模
按照國家推動工商業用戶全部進入市場的有關要求，工商業用戶要全電量參與市場交易，冀北電網2022年電力中長期交易電量規模擬定為1390億千瓦時（用戶側），根據用戶實際交易需求適時調整。按照當前交易平臺注冊情況，其中工商業用戶直接交易規模暫定為850億千瓦時，由電網公司代理購電交易規模暫定為540億千瓦時（增量配電網參照此模式執行）。
電網代理工商業用戶可按季度轉為直接交易用戶，逐步縮小電網公司代理購電規模，直接交易規模相應擴大，區內外交易規模比例不變。工商業用戶直接交易規模的70%部分與冀北區內電廠交易（冀北調管220千伏及以下燃煤電廠與區內華北調管燃煤電廠按裝機容量分配交易規模），由冀北電力交易中心組織；剩余30%部分由北京電力交易中心組織電力用戶與區外電廠進行交易。在月度交易組織過程中，如區內或區外交易電量達到上限，后續交易僅在未達上限區域開展。電網代理購電市場采購部分優先參與區內交易，由冀北電力交易中心組織；剩余部分由國網冀北電力有限公司代理與區外電廠交易，由北京電力交易中心組織。
用戶2022年年度中長期合同簽約電量應高于前三年用電量平均值的80%，并通過后續月度交易保證中長期交易電量不低于前三年平均用電量的90%-95%。
二、市場主體范圍
電力用戶：10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場交易（直接向發電企業或售電公司購電），鼓勵其他工商業用戶直接參與市場交易，冀北電力交易中心提供常態化注冊服務，用戶在每季度末月15日前交易平臺完成注冊后即可參與后續交易，暫無法直接參與市場交易的用戶由電網企業代理購電。
發電企業：冀北調管220千伏及以下燃煤電廠（不含自備電廠）和冀北區內華北調管燃煤電廠為區內電廠，京津唐電網其他燃煤機組為區外電廠。
售電公司：按照《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》（發改體改規〔2021〕1595號）文件執行，在交易平臺注冊，并按規定足額繳納履約保函或保險。
三、批發市場交易組織安排
1.交易組織方式
2022年電力中長期交易包括發電和用戶直接交易，以及發電側合同轉讓、用戶側合同轉讓交易。發電和用戶直接交易按照年度雙邊協商、月度集中競價方式開展，根據市場需求適時開展合同調整交易和月內集中交易。電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）按月代理購電，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，價格按當月月度集中競價交易加權平均價格確定。發電側合同轉讓按照月度、月內滾動撮合方式組織，用戶側合同轉讓交易按照月度、月內滾動撮合方式組織。
平段交易價格上下浮動不超過燃煤發電基準價的20%，高耗能企業交易價格浮動不受20%的范圍限制。高峰電價不低于平段電價的1.5倍，低谷電價不高于平段電價的0.5倍，尖峰電價不低于平段電價的1.8倍。
2.新能源交易方式
做好中長期交易與綠電交易的銜接，鼓勵市場主體與新能源發電企業進行市場交易，體現綠色價值，按國家有關政策要求適時組織開展，具體事項另行通知。有意愿參加綠電交易的市場主體，提前向冀北電力交易中心提交申請，匯總后報我委。
3.交易申報單元
發電企業：將同一發電企業下所有機組打包參與交易，結算時按照機組上網電量比例將交易電量拆分至機組。
批發用戶：將同一用戶下的全部電壓等級的用電單元（用戶編號）統一打包參與交易。
售電公司：售電公司將所代理用戶全部電壓等級的用電單元（用戶編號）統一打包參與交易。
電網企業（含增量配電網）：將電網企業代理購電用戶全部電壓等級的用電單元（用戶編號）統一打包參與交易。
高耗能用戶名單確定后，批發用戶和售電公司交易單元按照高耗能、非高耗能分別組建。
4.交易申報方式：
市場主體分時段申報電量、電價（不含暫不實行峰谷分時電價的用戶），交易申報時段具體為尖峰、峰、平、谷多段。發電廠分時段曲線由與之成交的用戶側分時段曲線對應形成。交易時段暫劃分為：
（1）夏季（6、7、8月）
尖峰：10-11時、17-18時、20-21時；
高峰：11-12時、14-17時、19-20時；
平段：7-10時、12-14時、18-19時、21-23時；
低谷：0-7時、23-24時。
（2）冬季（11、12月及次年1月）
尖峰：17-19時；
高峰：8-9時、10-11時、14-17時、19-20時；
平段：7-8時、9-10時、11-14時、20-23時；
低谷：0-7時、23-24時。
（3）其他季節（2-5月、9-10月）
高峰：9-12時、15-18時、19-21時；
平段：7-9時、12-15時、18-19時、21-23時；
低谷：0-7時、23-24時。
5.電網企業要完善用戶側分時段用電數據查詢功能，做好信息系統與交易平臺數據貫通，推進用戶歷史用電信息在線查詢，允許售電公司在用戶授權情況下查詢所代理用戶的歷史用電數據，為電力中長期合同分時段簽約履約提供有效支撐。
6.安全校核：由華北調控中心和冀北調控中心協同開展相關安全校核工作。
7.交易結果發布：由北京電力交易中心與冀北電力交易中心共同發布交易結果。交易結果一經交易平臺發布，即作為交易執行依據，交易各方不再簽訂紙質輸配電服務合同。
8.同一投資主體所屬的售電公司（含關聯企業）申報冀北地區直接交易電量合計不應超過冀北地區全年直接交易總電量規模的8%，占比上限由我委根據市場情況適時調整。
四、交易結算
1.鼓勵購售雙方在中長期合同中設立交易電價隨燃料成本變化合理浮動的條款，實行交易價格與煤炭價格掛鉤聯動，促進煤炭與電力中長期穩定利益共享，保障能源穩定供應。年度交易應分月達成交易合同，其中一季度分月合同按達成的電量、電價執行；其余月份交易合同價格可根據燃料成本變化，經購售雙方協商在合同執行月前，通過交易平臺重新確認，如無法達成一致，按照月度交易（含月內交易）加權平均價執行。
2.發用雙方分時段交易結算按照“照付不議、偏差結算”原則執行，用戶側偏差電量部分按照超用電量和少用電量分別結算，冀北調度火電廠側偏差電量按照月度交易價格執行。
3.電力用戶、售電企業各時段實際電量超過合同電量部分為超用電量，低于合同電量部分為少用電量。其中，分時段超用電量電價為該時段超用電量結算價格（冀北市場年度分月合同價格和月度交易價格的最大值）與超用系數U1的乘積；分時段少用電量電價為該時段少用電量結算價格（冀北市場年度分月合同價格和月度交易價格的最小值）與少用系數U2的乘積。
4.為保障分時段結算平穩落地，一季度進行分時段結算試運行，U1和U2暫定為1。二季度進入分時段正式運行階段，U1暫定為1.03，U2暫定為0.95（其中尖峰0.9）。在試運行階段，冀北電力交易中心要按照正式運行參數發布試運行結果，引導市場主體優化交易策略和用能行為。我委將根據試運行情況適時調整U1和U2系數。
5.發電側與用戶側結算不平衡資金按月分開處理。發電側偏差電量在省內先行平衡處理后，總體偏差部分在京津唐全網范圍內平衡。用戶側不平衡資金在用戶側分攤和返還。
6.偏差免考申請及辦理流程依據《關于冀北地區電力中長期交易偏差考核有關事宜的補充通知》（冀發改電力〔2018〕759號）執行，對經政府部門核定確認的政策性限產造成的少用電量U2系數設為1。
7.跨區跨省交易產生的損益由全體工商業用戶分攤或返還。
五、零售市場交易結算
1.售電公司與零售用戶登錄冀北交易平臺，簽訂《市場化購售電合同》，自行約定交易電量、零售交易價格和偏差結算方式等事項，零售交易價格浮動機制按照批發市場價格浮動情況執行。
2.冀北電力交易中心按照售電公司在批發市場的購電費用和零售市場售電收入的差額費用計算其收益，售電公司承擔負收益的風險。為保障零售市場分時段結算平穩推進，如售電公司因偏差結算產生的收益超出合理范圍，上限為批發側偏差結算費用*K（K按暫定為0.2，根據市場運行情況另行發布），適時向所代理用戶進行返還。
3.售電公司按照打包零售用戶實際分時段用電量計算批發市場結算電量，鼓勵零售用戶與售電公司分時段約定電量、電價。
4.售電公司應根據代理用戶需求電量在批發市場購電，可根據用戶實際用電情況，在結算前與用戶協商調整零售合同電量、電價，雙方登錄冀北交易平臺確認。調整后，應保證批發側購電合同總電量不高于零售側售電合同總電量。
六、其它保障措施
電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置，定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置數據，保證計量數據準確、完整。按照滿足電力分時段交易、分時段結算的要求，及時將計量數據提交冀北電力交易中心。冀北電力交易中心做好用戶用電信息披露工作。交易中心應將電力用戶尖峰平谷電量比例以及歷史用電信息向市場主體進行發布。
河北省發展和改革委員會
