文件原文

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 国家能源局《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）有关要求，为加快推进我省电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”

　　作用，稳妥规范开展冀北2021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

　　2021年冀北电网大用户直接交易总电量规模拟定为480亿千瓦时（用户侧），根据用户实际交易需求适时调整。电力用户与冀北区内电厂交易电量为336亿千瓦时（张家口发电厂、王滩电厂、涿州热电、曹妃岛电厂、蔚县电厂占区内交易电量份额），由冀北电力交易中心组织；剩余部分由北京电力交易中心组织电力用户与冀北区外电厂进行交易。在交易组织过程中，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，保持全年区内、区外比例不变。

　　按照国家发展改革委对2021年度中长期交易的最新要求，用户年度交易电量不低于前三年平均用电量的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、交易组织安排

　　1．交易组织依据

　　《京津唐电网电力中长期交易规则》（华北监能市场〔2020〕221号）等相关文件要求。

　　2．市场准入

　　发电企业：统调火电发电企业。

　　电力用户：列入我委准入目录，在交易平台完成注册的电力用户。电力用户分为批发用户和零售用户，年用电量在500万千瓦时及以上的用户，可作为批发用户直接参与交易，也可作为零售用户自愿选择一家售电公司参与交易；年用电量在500万千瓦时以下的用户，作为零售用户，需通过一家售电公司参与交易。

　　售电公司：在冀北电力交易平台完成注册，且已提交履约保函的售电公司。

　　3．交易品种及开展周期

　　电力直接交易采用双边、集中等多种交易方式开展，交易周期分为年度、月度、月内多日，适时增加开展省内用户侧合同电量转让交易。

　　4．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。

　　5．交易申报方式：

　　按照国家发展改革委“六签”工作要求，市场主体分多时段申报电量、电价。售电公司、批发用户要分时段开展交易，交易申报时段参照冀北电网实际负荷曲线特性分时段开展，具体为尖峰、峰、平、谷多段，交易双方分时段约定电量电价，未来逐步向多时段延伸。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。

　　交易时段划分（模拟运行）：

　　峰：10：00-12：00，16:00-22:00；

　　平：6：00-10：00，12：00-16：00；

　　谷：22：00-次日6：00。

　　尖峰：每年6、7、8三个日历月的10：00-12：00，17：00-18：00。

　　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。

　　6．安全校核：由国网华北电力调度控制分中心和冀北电力调控中心协同开展直接交易安全校核工作。

　　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联合发布交易结果。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．发电企业交易电量上限K为1.4。

　　9．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本周期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。

　　三、直接交易输配电价

　　1．直接交易电价为通过电力市场交易形成的市场化电价，为电厂侧价格。执行两部制电价的用户按有关规定支付基本电费。发电企业结算电量按用户侧直接交易电量计算。直接交易电价包含脱硫、脱硝、除尘、超低排放等环保电价。

　　2．省内输配电价、跨省跨区输电价格按照政府主管部门有关文件执行。

　　四、交易结算

　　1．为保证市场平稳过渡，初期暂维持原有结算方式，按照用户月度各时段电量加和的总交易电量和平段交易价格进行正式结算和偏差考核,过渡期用户仍按原有峰谷时段结算。

　　2．按照分时段电量、电价开展模拟运行结算，引导用户合理调整合同曲线、优化用电时序。冀北电力交易中心按月开展市场运行评估，研究设置超用、少用等市场调节系数，待运行平稳后由我委正式印发通知，转入试运行、正式分时段结算阶段。

　　3．市场化用户到户电量电价由“直接交易电价 输配电价 辅助服务费用 政府性基金及附加”构成;代理用户(通过售电公司代理购电)到户电量电价由“零售交易电价 输配电价 辅助服务费用 政府性基金及附加”构成。零售交易电价由售电公司与代理用户双方自行协商确定。

　　4．电力用户、售电公司与多个发电企业达成交易,采用“加权平均”方式确定其直接交易电价(区外电厂另加跨省跨区输电价格),电厂按各自合同电价结算。

　　5．相关市场主体维持现有结算关系不变,由北京电力交易中心向区外电厂出具结算依据,由冀北电力交易中心负责向参与交易的电力用户、售电公司、区内电厂出具结算依据,市场主体根据现行规定进行资金结算,电力用户按月结清电费。

　　6．偏差考核按照《京津唐电网电力中长期交易偏差处理与考核管理暂行办法》(华北监能市场〔2018〕86号文)、《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号文)相关规定执行，考核电价按2020年平均交易价格计算。

　　7．由北京电力交易中心负责向区外发电厂、冀北电力交易中心负责向电力用户、售电公司和区内发电厂出具偏差电量及偏差考核电费明细,本月偏差考核电费随次月电费结算时一并进行处理。

　　8．完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，不再按照政府目录电价结算。其中，参加批发市场的直接交易用户按全电量进行偏差结算，由售电公司代理购电的用户按照保底价格进行结算。电网企业与电力用户交易的保底价格在该电力用户缴纳输配电价基础上，按照目录电价的1.2倍执行。

　　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》，自行约定月度交易电量、零售交易价格和偏差考核分摊责任等事项。

　　2．冀北电力交易中心按照售电公司在批发市场电厂侧的购电费用和零售市场用户侧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。

　　3．售电公司按照打包零售用户实际用电量计算批发市场结算电量，并直接承担电厂侧偏差考核责任。售电公司在零售市场按照双方合同约定对用户侧结算，批发市场结算电量与零售市场用户结算电量的差额部分,按照冀北地区火电标杆上网电价与售电公司批发市场交易电价的价差计算收益，按整体打包用电量计算偏差考核费用并与用户分摊。

　　4．售电公司应根据代理用户需求电量在批发市场购电，如需与代理用户调整合同电量，需经代理用户同意，双方登录冀北交易平台，按照双方签订的《市场化购售电合同》有关约定调整合同电量。

　　六、相关工作要求

　　1．按本通知相关要求，冀北电力交易中心做好区内交易组织工作，冀北电力交易中心协助北京电力交易中心做好区外交易组织工作。

　　2．鉴于京津唐电网电力电量统一平衡的特殊性，相关调度机构要合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行（因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任），保障电力市场正常运行。

　　3．电网企业应为符合条件的市场主体提供历史用电数据查询服务，鼓励电力用户自行提供电力负荷曲线，供市场主体签约参考使用。交易双方要充分考虑分时段运行特性，提升签约合理性。

　　4．转入分时段试运行、正式结算前，经市场运行评估，如需要对后续中长期交易合同进行优化，我委将在已达成的中长期合同基础上组织批发市场和零售市场交易优化工作。

　　5．原则上年用电量超过500万千瓦时的零售用户要与售电公司分时段约定电量、电价，年用电量低于500万千瓦时是的零售用户可不分时段，分时段交易信息通过交易平台申报。

　　6．冀北电力交易中心要加强交易平台建设，继续做好市场成员培训工作，推动市场健康发展。

　　7．直接交易过程中发电企业应严格执行所在省“超低排放”标准。

　　8．由河北省社会信用信息中心作为公共信用机构，通过电力交易平台见签电力中长期交易合同。冀北电力交易中心在电力交易平台为河北省社会信用信息中心开设交易合同见签专用账号，提供相关交易合同信息查询、浏览权限，实行见签。

　　9．交易各方应严格遵守相关法律法规、交易规则、交易方案及交易公告要求，依法履行交易结果并承担相关责任及义务。

　　10．交易各方在交易过程中不得与其他交易主体串通报价。交易各方应根据自身生产经营情况等据实申报电量、电价，发、用电企业均不得恶性报量、报价或恶性竞争，影响市场交易正常进行。北京电力交易中心会同冀北电力交易中心做好市场主体相关违约行为的信用记录和通报等相关工作，并定期上报我委。

　　11．任何单位和个人不得非法干预市场。因违反有关规则、扰乱市场秩序等影响交易正常开展时，我委将视情况暂停、调整和中止交易，并追究相关单位和市场主体责任。

河北省发展和改革委员会

2020年12月12日