冀北（běi）電網2022年電力中長期交易（yì）工作方案（àn）：用戶側電力（lì）中長期交易電量規模1390億（yì）千瓦時
河北省發（fā）改委日前發布河北省發展和改革委員會關於印發冀北電網2022年電力中長期交易（yì）工作方案的通知（zhī），冀（jì）北電網2022年電力中長期交易電量（liàng）規模擬定為1390億千瓦時（用戶側），根據用戶實際交（jiāo）易需求（qiú）適時調整。按照當（dāng）前交（jiāo）易平台（tái）注冊情況（kuàng），其中工商業用戶直接交易規模暫定為850億千瓦（wǎ）時，由（yóu）電網公司代理購電交易規模（mó）暫定為540億千瓦時（增量配電網參照此模式執行）。
工商業用（yòng）戶直接交易（yì）規模（mó）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（liàng）分配交易規模），由冀北電力交易中心組織；剩餘30%部分由北京電力交易中心組織電（diàn）力用戶與（yǔ）區外電（diàn）廠進行交易。
電網代理購電市（shì）場采購部分優先參與區內交易，由（yóu）冀北電力交易中心組織；剩餘部分（fèn）由國網冀北電力有限公（gōng）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（yīng）高於前（qián）三年用電量平（píng）均值的80%，並通過後續月度交易保證中長期交易（yì）電量不低於前三年平均用電量的90%-95%。
平段交易價格上下浮動不（bú）超過燃煤發電基準價的（de）20%，高耗能企業交（jiāo）易價格（gé）浮動不受20%的範圍限製。高峰電價不低於平段電價的1.5倍，低穀電價不高於平段電價的0.5倍，尖峰電價不低於平段電價的1.8倍。
詳情如下：
河北省（shěng）發展和改革委員會關於印發冀北電網2022年（nián）電力中長期交易工作方案的通知
承德、張家口、秦皇島、唐（táng）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（wǎng）冀北電力有限公（gōng）司、冀北電力交易中心有限公司，大唐國（guó）際電力公司、華潤華北電力公司、省建投公司（sī），各有關（guān）發電企業、電（diàn）力用戶、售電公司：
按照《國家（jiā）發展改革委關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的（de）通知（zhī）》（發改價格〔2021〕1439號）、《國家發展（zhǎn）改革委辦公廳（tīng）關於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（gé）〔2021〕809號（hào））、《國家發展改革委辦公廳關於關於做好2022年能源中長期合同（tóng）簽訂履約工作的通知》（發改電〔2021〕365號）等文件要求，穩妥規範開展冀北2022年電力（lì）中長（zhǎng）期交易工（gōng）作，現將有關（guān）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（yòng）戶全部進入市場的有（yǒu）關要（yào）求，工商業用戶要全電量參與市場交易，冀北電網2022年電力（lì）中長期交易電量規模擬定（dìng）為1390億千瓦時（用戶側），根據（jù）用戶實際（jì）交易需求適（shì）時調（diào）整。按照當前交易平台注冊（cè）情況（kuàng），其（qí）中工（gōng）商業用戶（hù）直接交易規模暫定為850億千瓦時，由電網公司代（dài）理購電交易規模暫定為540億千瓦時（增量配電網參照此（cǐ）模（mó）式執行）。
電網代理工商業用（yòng）戶可按季度轉為（wéi）直接交易用戶，逐步縮小電網公司（sī）代理購電（diàn）規模，直接交易規模相應擴（kuò）大，區內外交易規模比例不變。工商（shāng）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（chǎng）與（yǔ）區內華北調管燃（rán）煤電廠按裝（zhuāng）機容量分配交易規模（mó）），由冀北電力（lì）交易中心組織；剩餘30%部分由北京電力交易中心組（zǔ）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（diàn）量達（dá）到上（shàng）限，後續交易僅在未（wèi）達上限區域開展。電網代理購電（diàn）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；剩餘部分由國網冀北電力有限公司（sī）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於前三年用電量平均（jun1）值的80%，並通過（guò）後續月度交易保證中長期交易電量不低（dī）於前三年平均用電量的90%-95%。
二、市場主體範圍
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（gǔ）勵其他工商業用戶直接參與市場交易，冀北（běi）電力交易中心（xīn）提（tí）供常態化注（zhù）冊服務，用戶在每季度末月15日前（qián）交易平台完成注冊後即可參（cān）與後續交（jiāo）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（méi）電廠（不含自備電廠）和冀北區內華北調管燃煤電（diàn）廠為區內電廠，京津唐電網其他燃煤機組為（wéi）區外電廠。
售電公司：按照《國家發展改革委國家能源（yuán）局關（guān）於印發<售電公司管理辦法>的通知》（發改體改規〔2021〕1595號（hào））文件執行，在交易平（píng）台注冊，並按規（guī）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（zhào）年度雙邊協商、月度集中競價（jià）方式開（kāi）展，根據市場需求適時開展合同調整交（jiāo）易和月內集（jí）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（diàn），以報（bào）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（de），價格按當月月度集中競價交（jiāo）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（méi）發電基準價的20%，高耗能企業交易價格浮動不受20%的範圍限製。高峰電價不低於平（píng）段電價的1.5倍，低（dī）穀電價不高於平段電價的0.5倍，尖（jiān）峰電價不低於平（píng）段電價的1.8倍。
2.新能源交易方式（shì）
做好（hǎo）中長期交易與綠電交易的銜（xián）接，鼓勵市場（chǎng）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（zhèng）策要求適（shì）時組織開展，具（jù）體事（shì）項另行（háng）通知。有意願（yuàn）參（cān）加綠（lǜ）電交易的市場主體，提（tí）前向（xiàng）冀北電力交易中心提交申請（qǐng），匯總後報我委。
3.交易申報單元
發電企業：將同一（yī）發電企業（yè）下所有機組打（dǎ）包參與交易，結（jié）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（hù）下的全部電壓等級（jí）的用電單（dān）元（yuán）（用戶編號）統一打包參與交易。
售（shòu）電公司：售電公司將（jiāng）所（suǒ）代理用（yòng）戶全部電壓等級的（de）用電單元（用戶編（biān）號）統一打包參與交易。
電網（wǎng）企業（含增量配電網）：將電網企（qǐ）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（yǔ）交易。
高耗（hào）能用戶名單確定後，批（pī）發用戶（hù）和售電公司交易單元（yuán）按照高耗能、非高（gāo）耗能分別組建。
4.交易申報方式：
市場主體分（fèn）時段申報電量、電價（不含暫不實行峰穀分時電價的用戶），交易申報時段具體為尖峰、峰、平、穀多段。發電廠分時段曲線由與之成交的用戶側分時段曲線對應（yīng）形成。交（jiāo）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（gāo）峰（fēng）：11-12時、14-17時（shí）、19-20時；
平段：7-10時、12-14時、18-19時、21-23時（shí）；
低穀：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（dī）穀：0-7時、23-24時。
（3）其他季（jì）節（2-5月、9-10月）
高峰（fēng）：9-12時、15-18時、19-21時；
平段：7-9時、12-15時、18-19時、21-23時；
低穀：0-7時、23-24時。
5.電網企業要完善用（yòng）戶側分時段（duàn）用電數據查（chá）詢（xún）功能（néng），做好信息（xī）係（xì）統與交易平台數據貫通，推進用戶曆（lì）史用電信息在線查（chá）詢，允許售（shòu）電（diàn）公司在（zài）用戶授權情況下查詢所代理用戶的曆史用電數據，為電力（lì）中長期合同分時段簽約履約提供有效（xiào）支（zhī）撐。
6.安全校核：由華北調控中心和冀北調控（kòng）中心協同開展相關（guān）安全校核工（gōng）作。
7.交易結果（guǒ）發布：由北京電力交（jiāo）易中心與冀北電力交易中心共（gòng）同發布交易結果。交易結果一經交易（yì）平台發布，即作為交易執行依據，交易各方不（bú）再簽訂紙質輸配電服務（wù）合同。
8.同一投資（zī）主體所屬（shǔ）的（de）售電公司（含關（guān）聯企業）申報（bào）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（jiāo）易電價隨燃料成本變化合理浮動的條款，實行交（jiāo）易價格與煤炭價格掛鉤聯動，促進煤炭與電力中長期穩（wěn）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；其餘月份交易合同價格可根據燃料成本變化，經（jīng）購售雙方協商在合同執行月前，通（tōng）過交易平台重新確認，如無法達成（chéng）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（jiāo）易結算按照“照（zhào）付不議（yì）、偏差結算”原（yuán）則執行，用戶側偏差電量部分按照超用（yòng）電量（liàng）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（liàng），低於合同（tóng）電（diàn）量部分為少用電量。其中，分時段超用電量（liàng）電價為該時段超用電量結算價格（冀北市（shì）場年度分月合同價格和月（yuè）度交易價格的最大值）與超用係（xì）數U1的乘積；分（fèn）時段少用電量電價為該（gāi）時段少用電量結算價（jià）格（冀北市場年度分月合同價格和月度交易價格的最小值）與少用係數（shù）U2的乘積。
4.為保障（zhàng）分時（shí）段（duàn）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（duàn），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（jì）北電（diàn）力交易中心要按照正式運行參數發（fā）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（zhěng）U1和U2係數。
5.發電側與用戶側結算不平衡資（zī）金按月分開處理（lǐ）。發電側（cè）偏差電量（liàng）在（zài）省內先行平（píng）衡處理後，總（zǒng）體偏差部分在京津唐全網範圍內平（píng）衡。用戶側不平衡資金在用戶側分攤和返還。
6.偏差（chà）免考申請及辦理流程依據《關於冀北（běi）地區電（diàn）力中（zhōng）長期（qī）交易偏差考核（hé）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係（xì）數設為1。
7.跨區跨省交易產（chǎn）生的損益由全體工商業用戶（hù）分攤或返還。
五、零售市場（chǎng）交易結算
1.售電公司與零售用戶登錄冀北交易平（píng）台，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（suàn）方式等事項，零售交易價格浮動機製按照（zhào）批發市場價格浮動情況（kuàng）執行。
2.冀北電力交易中心按（àn）照（zhào）售（shòu）電公司在批（pī）發市場的購電費用和零售市（shì）場售電收入的差額費用計算其收益，售電公司承擔（dān）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（sī）因偏差結算產生的收益超出（chū）合理範（fàn）圍，上限為批發（fā）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（yòng）戶實際分時段用電量計（jì）算批發市場結算電量（liàng），鼓勵零售用戶與售電公司分時段約定電量、電價。
4.售電（diàn）公司應根據代理（lǐ）用戶需求電量在批發市場購電，可根據用戶實際用電情（qíng）況，在結算前與用戶協商調整零售合（hé）同電量（liàng）、電價，雙方登錄冀（jì）北（běi）交易平（píng）台確認。調整後，應保證批發側購電（diàn）合同（tóng）總電量不高於零售側售電合同總電量。
六、其它保障措施
電（diàn）網企業應（yīng）當（dāng）根（gēn）據市場運行需要為市場主體（tǐ）安裝符合技術規範的計量裝置，定期抄（chāo）錄發電企（qǐ）業（機組）和（hé）電力（lì）用戶電能計量裝置數據，保證計量數據（jù）準確、完整。按（àn）照（zhào）滿足電力分時（shí）段交易、分時段結算的要求，及時將計量數據（jù）提交冀北電力（lì）交易中心（xīn）。冀北電力交易中心做好用戶用電信（xìn）息披露工作。交易中心應將電力用戶尖峰平穀電量（liàng）比例以及曆史用電信（xìn）息向市場主體進行發布（bù）。
河（hé）北省發展（zhǎn）和改革委員會
