冀北電網(wǎng)2022年電力中長(zhǎng)期交易工作方案：用戶側(cè)電力中長(zhǎng)期交易電量規(guī)模1390億千瓦時(shí)
河北省發(fā)改委日前發(fā)布河北省發(fā)展和改革委員會(huì)關(guān)于印發(fā)冀北電網(wǎng)2022年電力中長(zhǎng)期交易工作方案的通知，冀北電網(wǎng)2022年電力中長(zhǎng)期交易電量規(guī)模擬定為1390億千瓦時(shí)（用戶側(cè)），根據(jù)用戶實(shí)際交易需求適時(shí)調(diào)整。按照當(dāng)前交易平臺(tái)注冊(cè)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(shí)，由電網(wǎng)公司代理購(gòu)電交易規(guī)模暫定為540億千瓦時(shí)（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(jī)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(jìn)行交易。
電網(wǎng)代理購(gòu)電市場(chǎng)采購(gòu)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(guó)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(zhǎng)期合同簽約電量應(yīng)高于前三年用電量平均值的80%，并通過(guò)后續(xù)月度交易保證中長(zhǎng)期交易電量不低于前三年平均用電量的90%-95%。
平段交易價(jià)格上下浮動(dòng)不超過(guò)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的20%，高耗能企業(yè)交易價(jià)格浮動(dòng)不受20%的范圍限制。高峰電價(jià)不低于平段電價(jià)的1.5倍，低谷電價(jià)不高于平段電價(jià)的0.5倍，尖峰電價(jià)不低于平段電價(jià)的1.8倍。
詳情如下：
河北省發(fā)展和改革委員會(huì)關(guān)于印發(fā)冀北電網(wǎng)2022年電力中長(zhǎng)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(guó)家電網(wǎng)華北分部、國(guó)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(guó)際電力公司、華潤(rùn)華北電力公司、省建投公司，各有關(guān)發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司：
按照《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號(hào)）、《國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改辦價(jià)格〔2021〕809號(hào)）、《國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于關(guān)于做好2022年能源中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作的通知》（發(fā)改電〔2021〕365號(hào)）等文件要求，穩(wěn)妥規(guī)范開展冀北2022年電力中長(zhǎng)期交易工作，現(xiàn)將有關(guān)工作事項(xiàng)通知如下：
一、交易電量規(guī)模
按照國(guó)家推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場(chǎng)的有關(guān)要求，工商業(yè)用戶要全電量參與市場(chǎng)交易，冀北電網(wǎng)2022年電力中長(zhǎng)期交易電量規(guī)模擬定為1390億千瓦時(shí)（用戶側(cè)），根據(jù)用戶實(shí)際交易需求適時(shí)調(diào)整。按照當(dāng)前交易平臺(tái)注冊(cè)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(shí)，由電網(wǎng)公司代理購(gòu)電交易規(guī)模暫定為540億千瓦時(shí)（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(gòu)電規(guī)模，直接交易規(guī)模相應(yīng)擴(kuò)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(jī)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(jìn)行交易。在月度交易組織過(guò)程中，如區(qū)內(nèi)或區(qū)外交易電量達(dá)到上限，后續(xù)交易僅在未達(dá)上限區(qū)域開展。電網(wǎng)代理購(gòu)電市場(chǎng)采購(gòu)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(guó)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(zhǎng)期合同簽約電量應(yīng)高于前三年用電量平均值的80%，并通過(guò)后續(xù)月度交易保證中長(zhǎng)期交易電量不低于前三年平均用電量的90%-95%。
二、市場(chǎng)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(chǎng)交易（直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購(gòu)電），鼓勵(lì)其他工商業(yè)用戶直接參與市場(chǎng)交易，冀北電力交易中心提供常態(tài)化注冊(cè)服務(wù)，用戶在每季度末月15日前交易平臺(tái)完成注冊(cè)后即可參與后續(xù)交易，暫無(wú)法直接參與市場(chǎng)交易的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)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(jī)組為區(qū)外電廠。
售電公司：按照《國(guó)家發(fā)展改革委國(guó)家能源局關(guān)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(hào)）文件執(zhí)行，在交易平臺(tái)注冊(cè)，并按規(guī)定足額繳納履約保函或保險(xiǎn)。
三、批發(fā)市場(chǎng)交易組織安排
1.交易組織方式
2022年電力中長(zhǎng)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(jìng)價(jià)方式開展，根據(jù)市場(chǎng)需求適時(shí)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(guò)參與場(chǎng)內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易）按月代理購(gòu)電，以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式、作為價(jià)格接受者參與市場(chǎng)出清，其中采取掛牌交易方式的，價(jià)格按當(dāng)月月度集中競(jìng)價(jià)交易加權(quán)平均價(jià)格確定。發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓按照月度、月內(nèi)滾動(dòng)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(dòng)撮合方式組織。
平段交易價(jià)格上下浮動(dòng)不超過(guò)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的20%，高耗能企業(yè)交易價(jià)格浮動(dòng)不受20%的范圍限制。高峰電價(jià)不低于平段電價(jià)的1.5倍，低谷電價(jià)不高于平段電價(jià)的0.5倍，尖峰電價(jià)不低于平段電價(jià)的1.8倍。
2.新能源交易方式
做好中長(zhǎng)期交易與綠電交易的銜接，鼓勵(lì)市場(chǎng)主體與新能源發(fā)電企業(yè)進(jìn)行市場(chǎng)交易，體現(xiàn)綠色價(jià)值，按國(guó)家有關(guān)政策要求適時(shí)組織開展，具體事項(xiàng)另行通知。有意愿參加綠電交易的市場(chǎng)主體，提前向冀北電力交易中心提交申請(qǐng)，匯總后報(bào)我委。
3.交易申報(bào)單元
發(fā)電企業(yè)：將同一發(fā)電企業(yè)下所有機(jī)組打包參與交易，結(jié)算時(shí)按照機(jī)組上網(wǎng)電量比例將交易電量拆分至機(jī)組。
批發(fā)用戶：將同一用戶下的全部電壓等級(jí)的用電單元（用戶編號(hào)）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(jí)的用電單元（用戶編號(hào)）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(gòu)電用戶全部電壓等級(jí)的用電單元（用戶編號(hào)）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(bào)方式：
市場(chǎng)主體分時(shí)段申報(bào)電量、電價(jià)（不含暫不實(shí)行峰谷分時(shí)電價(jià)的用戶），交易申報(bào)時(shí)段具體為尖峰、峰、平、谷多段。發(fā)電廠分時(shí)段曲線由與之成交的用戶側(cè)分時(shí)段曲線對(duì)應(yīng)形成。交易時(shí)段暫劃分為：
（1）夏季（6、7、8月）
尖峰：10-11時(shí)、17-18時(shí)、20-21時(shí)；
高峰：11-12時(shí)、14-17時(shí)、19-20時(shí)；
平段：7-10時(shí)、12-14時(shí)、18-19時(shí)、21-23時(shí)；
低谷：0-7時(shí)、23-24時(shí)。
（2）冬季（11、12月及次年1月）
尖峰：17-19時(shí)；
高峰：8-9時(shí)、10-11時(shí)、14-17時(shí)、19-20時(shí)；
平段：7-8時(shí)、9-10時(shí)、11-14時(shí)、20-23時(shí)；
低谷：0-7時(shí)、23-24時(shí)。
（3）其他季節(jié)（2-5月、9-10月）
高峰：9-12時(shí)、15-18時(shí)、19-21時(shí)；
平段：7-9時(shí)、12-15時(shí)、18-19時(shí)、21-23時(shí)；
低谷：0-7時(shí)、23-24時(shí)。
5.電網(wǎng)企業(yè)要完善用戶側(cè)分時(shí)段用電數(shù)據(jù)查詢功能，做好信息系統(tǒng)與交易平臺(tái)數(shù)據(jù)貫通，推進(jìn)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(zhǎng)期合同分時(shí)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(guān)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(tái)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(wù)合同。
8.同一投資主體所屬的售電公司（含關(guān)聯(lián)企業(yè)）申報(bào)冀北地區(qū)直接交易電量合計(jì)不應(yīng)超過(guò)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(chǎng)情況適時(shí)調(diào)整。
四、交易結(jié)算
1.鼓勵(lì)購(gòu)售雙方在中長(zhǎng)期合同中設(shè)立交易電價(jià)隨燃料成本變化合理浮動(dòng)的條款，實(shí)行交易價(jià)格與煤炭?jī)r(jià)格掛鉤聯(lián)動(dòng)，促進(jìn)煤炭與電力中長(zhǎng)期穩(wěn)定利益共享，保障能源穩(wěn)定供應(yīng)。年度交易應(yīng)分月達(dá)成交易合同，其中一季度分月合同按達(dá)成的電量、電價(jià)執(zhí)行；其余月份交易合同價(jià)格可根據(jù)燃料成本變化，經(jīng)購(gòu)售雙方協(xié)商在合同執(zhí)行月前，通過(guò)交易平臺(tái)重新確認(rèn)，如無(wú)法達(dá)成一致，按照月度交易（含月內(nèi)交易）加權(quán)平均價(jià)執(zhí)行。
2.發(fā)用雙方分時(shí)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(jià)格執(zhí)行。
3.電力用戶、售電企業(yè)各時(shí)段實(shí)際電量超過(guò)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(shí)段超用電量電價(jià)為該時(shí)段超用電量結(jié)算價(jià)格（冀北市場(chǎng)年度分月合同價(jià)格和月度交易價(jià)格的最大值）與超用系數(shù)U1的乘積；分時(shí)段少用電量電價(jià)為該時(shí)段少用電量結(jié)算價(jià)格（冀北市場(chǎng)年度分月合同價(jià)格和月度交易價(jià)格的最小值）與少用系數(shù)U2的乘積。
4.為保障分時(shí)段結(jié)算平穩(wěn)落地，一季度進(jìn)行分時(shí)段結(jié)算試運(yùn)行，U1和U2暫定為1。二季度進(jìn)入分時(shí)段正式運(yùn)行階段，U1暫定為1.03，U2暫定為0.95（其中尖峰0.9）。在試運(yùn)行階段，冀北電力交易中心要按照正式運(yùn)行參數(shù)發(fā)布試運(yùn)行結(jié)果，引導(dǎo)市場(chǎng)主體優(yōu)化交易策略和用能行為。我委將根據(jù)試運(yùn)行情況適時(shí)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?jǐn)偤头颠€。
6.偏差免考申請(qǐng)及辦理流程依據(jù)《關(guān)于冀北地區(qū)電力中長(zhǎng)期交易偏差考核有關(guān)事宜的補(bǔ)充通知》（冀發(fā)改電力〔2018〕759號(hào)）執(zhí)行，對(duì)經(jīng)政府部門核定確認(rèn)的政策性限產(chǎn)造成的少用電量U2系數(shù)設(shè)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?jǐn)偦蚍颠€。
五、零售市場(chǎng)交易結(jié)算
1.售電公司與零售用戶登錄冀北交易平臺(tái)，簽訂《市場(chǎng)化購(gòu)售電合同》，自行約定交易電量、零售交易價(jià)格和偏差結(jié)算方式等事項(xiàng)，零售交易價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制按照批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格浮動(dòng)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(chǎng)的購(gòu)電費(fèi)用和零售市場(chǎng)售電收入的差額費(fèi)用計(jì)算其收益，售電公司承擔(dān)負(fù)收益的風(fēng)險(xiǎn)。為保障零售市場(chǎng)分時(shí)段結(jié)算平穩(wěn)推進(jìn)，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(fèi)用*K（K按暫定為0.2，根據(jù)市場(chǎng)運(yùn)行情況另行發(fā)布），適時(shí)向所代理用戶進(jìn)行返還。
3.售電公司按照打包零售用戶實(shí)際分時(shí)段用電量計(jì)算批發(fā)市場(chǎng)結(jié)算電量，鼓勵(lì)零售用戶與售電公司分時(shí)段約定電量、電價(jià)。
4.售電公司應(yīng)根據(jù)代理用戶需求電量在批發(fā)市場(chǎng)購(gòu)電，可根據(jù)用戶實(shí)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(jià)，雙方登錄冀北交易平臺(tái)確認(rèn)。調(diào)整后，應(yīng)保證批發(fā)側(cè)購(gòu)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(yīng)當(dāng)根據(jù)市場(chǎng)運(yùn)行需要為市場(chǎng)主體安裝符合技術(shù)規(guī)范的計(jì)量裝置，定期抄錄發(fā)電企業(yè)（機(jī)組）和電力用戶電能計(jì)量裝置數(shù)據(jù)，保證計(jì)量數(shù)據(jù)準(zhǔn)確、完整。按照滿足電力分時(shí)段交易、分時(shí)段結(jié)算的要求，及時(shí)將計(jì)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(yīng)將電力用戶尖峰平谷電量比例以及歷史用電信息向市場(chǎng)主體進(jìn)行發(fā)布。
河北省發(fā)展和改革委員會(huì)
