《關於印發冀北電網2021年電力中長期交易工作方案的通知》是河北省發展改革委發布的檔案，發布日期是2020年12月12日。
基本介紹
- 中文名：關於印發冀北電網2021年電力中長期交易工作方案的通知
- 發布日期：2020年12月12日
- 發布機構：河北省發展改革委
- 發文字號：冀發改電力〔2020〕1953號
檔案原文
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 國家能源局《關於做好2021年電力中長期契約簽訂工作的通知》（發改運行〔2020〕1784號）有關要求，為加快推進我省電力市場化改革，更好發揮中長期交易“壓艙石”
作用，穩妥規範開展冀北2021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
2021年冀北電網大用戶直接交易總電量規模擬定為480億千瓦時（用戶側），根據用戶實際交易需求適時調整。電力用戶與冀北區內電廠交易電量為336億千瓦時（張家口發電廠、王灘電廠、涿州熱電、曹妃島電廠、蔚縣電廠占區內交易電量份額），由冀北電力交易中心組織；剩餘部分由北京電力交易中心組織電力用戶與冀北區外電廠進行交易。在交易組織過程中，如區內或區外交易電量達到上限，後續交易僅在未達上限區域開展，保持全年區內、區外比例不變。
按照國家發展改革委對2021年度中長期交易的最新要求，用戶年度交易電量不低於前三年平均用電量的80%，並通過後續月度交易保證中長期交易電量不低於前三年平均用電量的90%-95%。
二、交易組織安排
1．交易組織依據
《京津唐電網電力中長期交易規則》（華北監能市場〔2020〕221號）等相關檔案要求。
2．市場準入
發電企業：統調火電發電企業。
電力用戶：列入我委準入目錄，在交易平台完成註冊的電力用戶。電力用戶分為批發用戶和零售用戶，年用電量在500萬千瓦時及以上的用戶，可作為批發用戶直接參與交易，也可作為零售用戶自願選擇一家售電公司參與交易；年用電量在500萬千瓦時以下的用戶，作為零售用戶，需通過一家售電公司參與交易。
售電公司：在冀北電力交易平台完成註冊，且已提交履約保函的售電公司。
3．交易品種及開展周期
電力直接交易採用雙邊、集中等多種交易方式開展，交易周期分為年度、月度、月內多日，適時增加開展省內用戶側契約電量轉讓交易。
4．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。
5．交易申報方式：
按照國家發展改革委“六簽”工作要求，市場主體分多時段申報電量、電價。售電公司、批發用戶要分時段開展交易，交易申報時段參照冀北電網實際負荷曲線特性分時段開展，具體為尖峰、峰、平、谷多段，交易雙方分時段約定電量電價，未來逐步向多時段延伸。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。
交易時段劃分（模擬運行）：
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、8三個日曆月的10：00-12：00，17：00-18：00。
高峰電價不低於平段電價的1.5倍，低谷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。
6．安全校核：由國網華北電力調度控制分中心和冀北電力調控中心協同開展直接交易安全校核工作。
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聯合發布交易結果。交易結果一經交易平台發布，即作為交易執行依據，交易各方不再簽訂紙質輸配電服務契約。
8．發電企業交易電量上限K為1.4。
9．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本周期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。
三、直接交易輸配電價
1．直接交易電價為通過電力市場交易形成的市場化電價，為電廠側價格。執行兩部制電價的用戶按有關規定支付基本電費。發電企業結算電量按用戶側直接交易電量計算。直接交易電價包含脫硫、脫硝、除塵、超低排放等環保電價。
2．省內輸配電價、跨省跨區輸電價格按照政府主管部門有關檔案執行。
四、交易結算
1．為保證市場平穩過渡，初期暫維持原有結算方式，按照用戶月度各時段電量加和的總交易電量和平段交易價格進行正式結算和偏差考核,過渡期用戶仍按原有峰谷時段結算。
2．按照分時段電量、電價開展模擬運行結算，引導用戶合理調整契約曲線、最佳化用電時序。冀北電力交易中心按月開展市場運行評估，研究設定超用、少用等市場調節係數，待運行平穩後由我委正式印發通知，轉入試運行、正式分時段結算階段。
3．市場化用戶到戶電量電價由“直接交易電價+輸配電價+輔助服務費用+政府性基金及附加”構成;代理用戶(通過售電公司代理購電)到戶電量電價由“零售交易電價+輸配電價+輔助服務費用+政府性基金及附加”構成。零售交易電價由售電公司與代理用戶雙方自行協商確定。
4．電力用戶、售電公司與多個發電企業達成交易,採用“加權平均”方式確定其直接交易電價(區外電廠另加跨省跨區輸電價格),電廠按各自契約電價結算。
5．相關市場主體維持現有結算關係不變,由北京電力交易中心向區外電廠出具結算依據,由冀北電力交易中心負責向參與交易的電力用戶、售電公司、區內電廠出具結算依據,市場主體根據現行規定進行資金結算,電力用戶按月結清電費。
6．偏差考核按照《京津唐電網電力中長期交易偏差處理與考核管理暫行辦法》(華北監能市場〔2018〕86號文)、《關於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號文)相關規定執行，考核電價按2020年平均交易價格計算。
7．由北京電力交易中心負責向區外發電廠、冀北電力交易中心負責向電力用戶、售電公司和區內發電廠出具偏差電量及偏差考核電費明細,本月偏差考核電費隨次月電費結算時一併進行處理。
8．完成市場註冊且已開展交易的電力用戶，契約期滿後未簽訂新的交易契約但發生實際用電時，不再按照政府目錄電價結算。其中，參加批發市場的直接交易用戶按全電量進行偏差結算，由售電公司代理購電的用戶按照保底價格進行結算。電網企業與電力用戶交易的保底價格在該電力用戶繳納輸配電價基礎上，按照目錄電價的1.2倍執行。
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台，簽訂《市場化購售電契約》，自行約定月度交易電量、零售交易價格和偏差考核分攤責任等事項。
2．冀北電力交易中心按照售電公司在批發市場電廠側的購電費用和零售市場用戶側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。
3．售電公司按照打包零售用戶實際用電量計算批發市場結算電量，並直接承擔電廠側偏差考核責任。售電公司在零售市場按照雙方契約約定對用戶側結算，批發市場結算電量與零售市場用戶結算電量的差額部分,按照冀北地區火電標桿上網電價與售電公司批發市場交易電價的價差計算收益，按整體打包用電量計算偏差考核費用並與用戶分攤。
4．售電公司應根據代理用戶需求電量在批發市場購電，如需與代理用戶調整契約電量，需經代理用戶同意，雙方登錄冀北交易平台，按照雙方簽訂的《市場化購售電契約》有關約定調整契約電量。
六、相關工作要求
1．按本通知相關要求，冀北電力交易中心做好區內交易組織工作，冀北電力交易中心協助北京電力交易中心做好區外交易組織工作。
2．鑒於京津唐電網電力電量統一平衡的特殊性，相關調度機構要合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行（因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任），保障電力市場正常運行。
3．電網企業應為符合條件的市場主體提供歷史用電數據查詢服務，鼓勵電力用戶自行提供電力負荷曲線，供市場主體簽約參考使用。交易雙方要充分考慮分時段運行特性，提升簽約合理性。
4．轉入分時段試運行、正式結算前，經市場運行評估，如需要對後續中長期交易契約進行最佳化，我委將在已達成的中長期契約基礎上組織批發市場和零售市場交易最佳化工作。
5．原則上年用電量超過500萬千瓦時的零售用戶要與售電公司分時段約定電量、電價，年用電量低於500萬千瓦時是的零售用戶可不分時段，分時段交易信息通過交易平台申報。
6．冀北電力交易中心要加強交易平台建設，繼續做好市場成員培訓工作，推動市場健康發展。
7．直接交易過程中發電企業應嚴格執行所在省“超低排放”標準。
8．由河北省社會信用信息中心作為公共信用機構，通過電力交易平台見簽電力中長期交易契約。冀北電力交易中心在電力交易平台為河北省社會信用信息中心開設交易契約見簽專用賬號，提供相關交易契約信息查詢、瀏覽許可權，實行見簽。
9．交易各方應嚴格遵守相關法律法規、交易規則、交易方案及交易公告要求，依法履行交易結果並承擔相關責任及義務。
10．交易各方在交易過程中不得與其他交易主體串通報價。交易各方應根據自身生產經營情況等據實申報電量、電價，發、用電企業均不得惡性報量、報價或惡性競爭，影響市場交易正常進行。北京電力交易中心會同冀北電力交易中心做好市場主體相關違約行為的信用記錄和通報等相關工作，並定期上報我委。
11．任何單位和個人不得非法干預市場。因違反有關規則、擾亂市場秩序等影響交易正常開展時，我委將視情況暫停、調整和中止交易，並追究相關單位和市場主體責任。
河北省發展和改革委員會
2020年12月12日
