河北省發(fā)改委日前發(fā)布河北省發(fā)展和改革委員會關于印發(fā)冀北電網(wǎng)2022年電力中長期交易工作方案的通知，冀北電網(wǎng)2022年電力中長期交易電量規(guī)模擬定為1390億千瓦時（用戶側(cè)），根據(jù)用戶實際交易需求適時調(diào)整。按照當前交易平臺注冊情況，其中工商業(yè)用戶直接交易規(guī)模暫定為850億千瓦時，由電網(wǎng)公司代理購電交易規(guī)模暫定為540億千瓦時（增量配電網(wǎng)參照此模式執(zhí)行）。
工商業(yè)用戶直接交易規(guī)模的70%部分與冀北區(qū)內(nèi)電廠交易（冀北調(diào)管220千伏及以下燃煤電廠與區(qū)內(nèi)華北調(diào)管燃煤電廠按裝機容量分配交易規(guī)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(qū)外電廠進行交易。
電網(wǎng)代理購電市場采購部分優(yōu)先參與區(qū)內(nèi)交易，由冀北電力交易中心組織；剩余部分由國網(wǎng)冀北電力有限公司代理與區(qū)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(xù)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(fā)電基準價的20%，高耗能企業(yè)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(fā)展和改革委員會關于印發(fā)冀北電網(wǎng)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(fā)展改革委，北京電力交易中心有限公司、國家電網(wǎng)華北分部、國網(wǎng)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(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司：
按照《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳關于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號）、《國家發(fā)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(fā)改電〔2021〕365號）等文件要求，穩(wěn)妥規(guī)范開展冀北2022年電力中長期交易工作，現(xiàn)將有關工作事項通知如下：
一、交易電量規(guī)模
按照國家推動工商業(yè)用戶全部進入市場的有關要求，工商業(yè)用戶要全電量參與市場交易，冀北電網(wǎng)2022年電力中長期交易電量規(guī)模擬定為1390億千瓦時（用戶側(cè)），根據(jù)用戶實際交易需求適時調(diào)整。按照當前交易平臺注冊情況，其中工商業(yè)用戶直接交易規(guī)模暫定為850億千瓦時，由電網(wǎng)公司代理購電交易規(guī)模暫定為540億千瓦時（增量配電網(wǎng)參照此模式執(zhí)行）。
電網(wǎng)代理工商業(yè)用戶可按季度轉(zhuǎn)為直接交易用戶，逐步縮小電網(wǎng)公司代理購電規(guī)模，直接交易規(guī)模相應擴大，區(qū)內(nèi)外交易規(guī)模比例不變。工商業(yè)用戶直接交易規(guī)模的70%部分與冀北區(qū)內(nèi)電廠交易（冀北調(diào)管220千伏及以下燃煤電廠與區(qū)內(nèi)華北調(diào)管燃煤電廠按裝機容量分配交易規(guī)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(qū)外電廠進行交易。在月度交易組織過程中，如區(qū)內(nèi)或區(qū)外交易電量達到上限，后續(xù)交易僅在未達上限區(qū)域開展。電網(wǎng)代理購電市場采購部分優(yōu)先參與區(qū)內(nèi)交易，由冀北電力交易中心組織；剩余部分由國網(wǎng)冀北電力有限公司代理與區(qū)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(xù)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(yè)用戶原則上要直接參與市場交易（直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電），鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易，冀北電力交易中心提供常態(tài)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(xù)交易，暫無法直接參與市場交易的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
發(fā)電企業(yè)：冀北調(diào)管220千伏及以下燃煤電廠（不含自備電廠）和冀北區(qū)內(nèi)華北調(diào)管燃煤電廠為區(qū)內(nèi)電廠，京津唐電網(wǎng)其他燃煤機組為區(qū)外電廠。
售電公司：按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>的通知》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）文件執(zhí)行，在交易平臺注冊，并按規(guī)定足額繳納履約保函或保險。
三、批發(fā)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(fā)電和用戶直接交易，以及發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓、用戶側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易。發(fā)電和用戶直接交易按照年度雙邊協(xié)商、月度集中競價方式開展，根據(jù)市場需求適時開展合同調(diào)整交易和月內(nèi)集中交易。電網(wǎng)企業(yè)通過參與場內(nèi)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(quán)平均價格確定。發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓按照月度、月內(nèi)滾動撮合方式組織，用戶側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易按照月度、月內(nèi)滾動撮合方式組織。
平段交易價格上下浮動不超過燃煤發(fā)電基準價的20%，高耗能企業(yè)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(fā)電企業(yè)進行市場交易，體現(xiàn)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(fā)電企業(yè)：將同一發(fā)電企業(yè)下所有機組打包參與交易，結(jié)算時按照機組上網(wǎng)電量比例將交易電量拆分至機組。
批發(fā)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(tǒng)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(tǒng)一打包參與交易。
電網(wǎng)企業(yè)（含增量配電網(wǎng)）：將電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶全部電壓等級的用電單元（用戶編號）統(tǒng)一打包參與交易。
高耗能用戶名單確定后，批發(fā)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(fā)電廠分時段曲線由與之成交的用戶側(cè)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(jié)（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(wǎng)企業(yè)要完善用戶側(cè)分時段用電數(shù)據(jù)查詢功能，做好信息系統(tǒng)與交易平臺數(shù)據(jù)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(quán)情況下查詢所代理用戶的歷史用電數(shù)據(jù)，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(diào)控中心和冀北調(diào)控中心協(xié)同開展相關安全校核工作。
7.交易結(jié)果發(fā)布：由北京電力交易中心與冀北電力交易中心共同發(fā)布交易結(jié)果。交易結(jié)果一經(jīng)交易平臺發(fā)布，即作為交易執(zhí)行依據(jù)，交易各方不再簽訂紙質(zhì)輸配電服務合同。
8.同一投資主體所屬的售電公司（含關聯(lián)企業(yè)）申報冀北地區(qū)直接交易電量合計不應超過冀北地區(qū)全年直接交易總電量規(guī)模的8%，占比上限由我委根據(jù)市場情況適時調(diào)整。
四、交易結(jié)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(lián)動，促進煤炭與電力中長期穩(wěn)定利益共享，保障能源穩(wěn)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(zhí)行；其余月份交易合同價格可根據(jù)燃料成本變化，經(jīng)購售雙方協(xié)商在合同執(zhí)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(nèi)交易）加權(quán)平均價執(zhí)行。
2.發(fā)用雙方分時段交易結(jié)算按照“照付不議、偏差結(jié)算”原則執(zhí)行，用戶側(cè)偏差電量部分按照超用電量和少用電量分別結(jié)算，冀北調(diào)度火電廠側(cè)偏差電量按照月度交易價格執(zhí)行。
3.電力用戶、售電企業(yè)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(jié)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(shù)U1的乘積；分時段少用電量電價為該時段少用電量結(jié)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(shù)U2的乘積。
4.為保障分時段結(jié)算平穩(wěn)落地，一季度進行分時段結(jié)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(shù)發(fā)布試運行結(jié)果，引導市場主體優(yōu)化交易策略和用能行為。我委將根據(jù)試運行情況適時調(diào)整U1和U2系數(shù)。
5.發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)結(jié)算不平衡資金按月分開處理。發(fā)電側(cè)偏差電量在省內(nèi)先行平衡處理后，總體偏差部分在京津唐全網(wǎng)范圍內(nèi)平衡。用戶側(cè)不平衡資金在用戶側(cè)分攤和返還。
6.偏差免考申請及辦理流程依據(jù)《關于冀北地區(qū)電力中長期交易偏差考核有關事宜的補充通知》（冀發(fā)改電力〔2018〕759號）執(zhí)行，對經(jīng)政府部門核定確認的政策性限產(chǎn)造成的少用電量U2系數(shù)設為1。
7.跨區(qū)跨省交易產(chǎn)生的損益由全體工商業(yè)用戶分攤或返還。
五、零售市場交易結(jié)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(jié)算方式等事項，零售交易價格浮動機制按照批發(fā)市場價格浮動情況執(zhí)行。
2.冀北電力交易中心按照售電公司在批發(fā)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(jié)算平穩(wěn)推進，如售電公司因偏差結(jié)算產(chǎn)生的收益超出合理范圍，上限為批發(fā)側(cè)偏差結(jié)算費用*K（K按暫定為0.2，根據(jù)市場運行情況另行發(fā)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(fā)市場結(jié)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(jù)代理用戶需求電量在批發(fā)市場購電，可根據(jù)用戶實際用電情況，在結(jié)算前與用戶協(xié)商調(diào)整零售合同電量、電價，雙方登錄冀北交易平臺確認。調(diào)整后，應保證批發(fā)側(cè)購電合同總電量不高于零售側(cè)售電合同總電量。
六、其它保障措施
電網(wǎng)企業(yè)應當根據(jù)市場運行需要為市場主體安裝符合技術(shù)規(guī)范的計量裝置，定期抄錄發(fā)電企業(yè)（機組）和電力用戶電能計量裝置數(shù)據(jù)，保證計量數(shù)據(jù)準確、完整。按照滿足電力分時段交易、分時段結(jié)算的要求，及時將計量數(shù)據(jù)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(fā)布。
河北省發(fā)展和改革委員會
