河北南部电网2023年电力中长期交易工作方案

河北南部电网年电力中长期交易工作方案2023

一、市场成员及注册

（一）发电企业

1.燃煤发电河北南部电网燃煤发电上网电量原则上全部进入电力市场，发电企业依法取得发电项目核准或者备案文件，取得或者豁免电力业务许可证（发电类）后，向河北电力交易中心提出入市申请，可在河北电力交易平台注册成为市场主体,参与市场交易

2.其他电源河北南部电网的省调统调太阳能（不含扶贫光伏卜风力发电场站自全部取得或者豁免电力业务许可证（发电类）后次月起，按照上网电量不低于20%的比例参与中长期市场其中，冬季（1-2月、12；（（月1夏季（6-8月）入市比例暂定为20%春季3-5月秋季9-11）月入市比例暂定为30%,河北电力交易中心根据实际运行情况，对入市比例动态调整，报我委批准后执行鼓励具备单独计量条件、可调、可控的商用（主要指租用屋顶方式）分布式电源由聚合商代电量，分劈比例按照河北南部电网该类入市电力用户上月或去年当月尖峰、高峰、平段、低谷时段用电量比例形成在每次交易公告发布前，由电网企业将上述电量比例提交河北电力交易中心，在交易公告中发布

（四）中长期市场与现货市场的衔接发电企业统调燃煤发电企业按发电机组组建交易单元，参与中长期与现货交易现货市场结算（含试结算，下同）时，按机组为单元结算；现货市场不结算时，将同一发电企业的机组合并为一个结算单元进行结算非统调燃煤发电企业以厂为单位组建交易单元其他电源太阳能、风力发电按照场站组建交易单元;分布式电源以聚合商为单位组建交易单元年度、月度交易成交电量按尖、峰、平、谷四个时段平2・中长期合同分解与签订均分解至每日、每小时现货市场结算时，月内交易以每日、每小时的电量为标的物开展交易，形成逐小时的电量合同；当现货市场不结算时，月内交易以当月各时段电量为标的物开展交易，合同平均分解至每天、每小时，原则上每月按周定期开市三次，并逐步增加交易频次，为市场主体提供更加便利的交易3,避免市场波动发挥中长期交易‘压舱行作用，探索建立现货市场超额获利回收机制，避免现货市场初期出现市场大幅波动在现货市场正式运行前，河北电力交易中心应向我委提出具体措施

（五）鼓励高比例签约原则上，电力用户年度交易电量不低于前三年用电量平均值的80%,并通过后续月度、月内交易保证中长期交易电量不低于前三年平均用电量的90%o

（六）交易价格

1.电力交易成交价格应由市场主体通过市场化方式形成，第三方不得干预

2.发电企业电力交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价

3.燃煤发电上网电量在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制

4.第三监管周期输配电价发布前，暂按现有输配电价政策执行第三监管周期输配电价发布后，按最新输配电价政策执行

5.如遇政策调整按最新电价政策执行

6.全体工商业用户应承担全网电力供给不足时省间现货市场购买的电能量价格

五、统筹开展绿电、绿证交易河北电力交易中心尽快制定绿电、绿证交易实施细则，报我委批准后执行，鼓励市场主体通过交易获得绿色环境价值，核减能源消费总量

六、其他交易事项

（一）抽蓄招标交易机制自2023年起，抽水蓄能电站发电及抽水电价按照国家最新政策执行，不再实施张河湾电站抽水电量招标采购交易

（二）推进容量补偿机制为适应现货市场需要，逐步建立容量补偿机制，实现中长期与现货均按照边际价格申报与成交按照“谁受益、谁承担”原则，逐步建立分布式电源与集

（三）建立分布式电源参与辅助服务、承担调节费用机制中式电源共同承担电网调节的辅助服务成本机制支持分布式电源以聚合方式参与辅助服务，并获得相应收益

（四）鼓励独立储能项目参与中长期市场研究明确独立储能项目进入电力市场的相关技术标准和方式，制定独立储能参与中长期交易的实施细则，推动独立储能进入电力市场

七、合同签订与调整

（一）实行信用服务机构见证签约河北电力交易中心负责归集市场主体签约、履约信息（价格等市场主体私有信息除外），通过电力交易平台加密传至河北省社会信用信息中心

（二）规范签订电力中长期交易电子合同为提高工作效率，交易承诺书+交易公告+交易结果视为电子合同，作为执行依据

（三）建立电力中长期交易合同调整机制鼓励购售双方可在中长期合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动的条款，实行交易价格与煤炭价格挂钩联动，促进煤炭与电力中长期稳定利益共享，保障能源稳定供应年度交易应分月达成交易合同其中，一季度分月合同按达成的电量、电价执行；其余月份交易合同价格可根据燃料成本变化，经购售双方协商在合同执行月前，通过交易平台重新确认，如无法达成一致，按照月度交易（含月内交易）加权平均价执行健全煤电联动的市场化价格形成机制，根据发电企业煤炭中长期合同初始价格，合理确定电力市场化交易初始价格;在煤炭、天然气价格合理区间内，鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭市场价格变化合理浮动的条款，实利益共享，保障能源稳定供应高耗能企业市场交易电价应行交易价格与煤炭价格挂钩联动，促进煤炭与电力长期稳定较其他工商业用户进一步提高

八、合同履约河北电力调度控制中心要在保障电网安全运行、电力供应和可再生能源消纳的前提下，合理安排电网运行方式，做好中长期合同执行因电网安全、电力供需、可再生能源消纳等原因需要调整生产计划的，优先通过市场交易方式进行出现电力系统事故、电网安全稳定受到威胁、电力供应和新能源消纳无法保持平稳有序等情况，河北电力调度控制中心按“安全第一”的原则处理，并予以免责由于不可抗力、系统故障及电网运行需要等引起的偏差考核或对市场有关方的影响，电网企业不承担经济责任

九、计量（-）电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置，定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，保证计量数据准确、完整按照满足电力分时段交易、分时段结算的要求，及时将计量数据提交河北电力交易中心河北电力交易中心做好用户用电信息披露工作

（二）发电企业应合理安排计量装置改造计划，确保本企业计量装置符合要求

十、市场结算与偏差考核

（一）结算原则市场主体根据《河北南部电网电力中长期交易规则》（华北监能）（）市场〔2020〕229号以下简称《交易规则》有关规定，按照“照付不议、偏差结算”原则开展结算交易合同（含电网代理购电合同）按照约定的电量、电价全额结算，实际执行与交易合同的偏差按偏差价格结算，按月清算结账开展分时段交易结算，逐季度收紧批发市场偏差范围和惩罚系数，引导市场主体合理发用电

（二）批发市场结算批发市场偏差结算相关参数及规则如下

1.入市发电企业实际完成电量与合同（含上下调等电量）的偏差，设置分段惩罚系数其中，超发电量惩罚系数K1按照两段设置，少发电量惩罚系数K2按照三段设置

2.批发交易用户、售电公司超用电量或者少用电量设置分段惩罚系数超用电量惩罚系数UK少用电量惩罚系数U2均按照两段设置

3.全网电力直接交易分月合同的加权平均价按是否高耗能属性分别统计偏差电量、直接交易分月合同的加权平均价按时段类型分别统计未能达成交易的市场主体，实际发用电量全部按偏差价格结算

4.各季度惩罚系数设置区间及取值如下市场主一季度二季度三季度四季度类型偏差分段体偏差惩罚偏差惩罚偏差惩罚偏差惩罚范围系数范围系数范围系数范围系数超发段210%

0.958%

0.946%

0.925%

0.90超发电量超发段10-10%

1.000-8%

1.000-6%

1.000-5%

1.00发电少发1段0-10%

1.000-8%

1.000-6%

1.000-5%

1.00企业少发少发段210%-15%

1.058%-14%

1.066%-12%

1.085%-10%

1.10电量少发段315%

1.1014%

1.1312%

1.1610%

1.20超用段210%

1.058%

1.066%

1.085%

1.10超用批发用电量超用段户、10-10%

1.000-8%

1.000-6%

1.000-5%

1.00售电公少用1段0-10%

1.000-8%

1.000-6%

1.000-5%

1.00少用司电量少用段210%

0.958%

0.946%

0.925%

0.90发电企业应足额签订低谷时段交易合同，对于签约不足的（即合同电量明显低于上网电量的），其“超发2段‘惩罚系数按上表中的

0.8倍执行，河北电力交易中心于每月8日前将上月偏差情况报我委，经我委审核同意后执行

（三）电网代理购电结算电网企业代理购电偏差电量按照发电侧上下调预挂牌价格结算，未开展上下调预挂牌交易时，按照最近一次、最短周期的场内集中竞价出清价格结算其中电网代理购电偏差电量=入市发电企业当月总上网电量-入市电力用户当月实际用电量-电网代理购电合同电量-上下调电量

（四）零售市场结算河北电力交易中心负责汇总售电公司与零售用户签订的零售合同，按照合同约定提供零售结算依据

（五）差额资金分配电力用户侧（包括批发电力用户、售电公司、电网代理购电）的偏差电量费用与发电侧上下调费用、偏差电量费用等之间的差额，按照当月上网电量的占比分摊或者返还给所有入市机组市场主体发生计量差错时差错电量大于500兆瓦时的，市场主体可申请调整差错电量发生月结算结果，引起的差额资金变化计入更正月，不再联动影响历史月份其他结算依据；差错电量小于500兆瓦时或未申请调整历史月份结算结果的，差错电量计入更正月抄见电量一并结算

十一、零售市场

（一）零售套餐设置原则零售套餐是指售电公司在零售合同中设置的电量电价资费标准河北电力交易中心负责零售套餐的统一管理为优化营商环境，合理设定各零售套餐价格参数限值售电公司应在电力交易平台设置3种（含）以上公共套餐，供电力用户查看、比较，并且根据市场运营情况及时更新公共套餐参数每月25日前，售电公司与电力用户可进行次月代理关系新建、变更，可进行当月套餐调整

（二）偏差处理方式为规范零售市场秩序，营造良好的零售市场环境，实现批发市场价格有效向零售市场传导，引导终端用户根据价格信号削峰填谷，同时为保障用户合法权益，助力中小企业纾困减负，对2022年用电量小于2000兆瓦时的电力用户不进行偏差考核鼓励售电公司对10千伏（含）以下电力用户不进行偏差考核其他电力用户可与售电公司协商偏差考核方式

十二、工作要求

（一）规范市场交易行为

1.河北电力交易中心要按照《交易规则》，提前发布交易公告，确定交易时间、组织方式、合同签订要求、结算规则等，做好信息发布，确保交易顺畅落实有序推动工商业用户全部进入电力市场要求，提升交易平台业务支撑能力，优化电力用户登陆交易平台方式，可采用手机验证码、人脸识别等手段满足大量中小用户登陆使用交易平台开展业务需求

2.各市场交易主体要按照《交易规则》和相关要求参与交易，平等协商，自主交易，严禁串通报价、恶意报价和扰乱市场秩序对不按要求参与交易恶意制造偏差的市场主体，将视情况加大偏差考核若发现市场交易出现异常行为,河北电力交易中心可依法依规采取干预措施，并报我委、华北能源监管局

3.河北电力交易中心开展新能源与火电机组同台竞价研究，引导新能源更好的签订中长期合同

4.河北电力调度控制中心充分发挥安全校核作用，对于发电企业低谷时段合同电量低于最低发电要求的，可相应采取干预措施

（二）加强市场信息公开

1.电网企业要完善用户侧分时段用电数据查询功能，做好电网营销信息系统与交易平台数据双向贯通，提高结构化数据发布比例，实现交易平台信息发布一口对外电网企业要积极探索在电力用户电费发行单据上公布售电公司服务费水平，体现售电公司盈利情况我委将建立信息披露监督、评价机制，对市场信息披露的及时性、完整性进行评价和通报

2.河北电力交易中心负责汇集各类市场成员信息，按照公众信息、公开信息、私有信息、依申请披露信息分类发布全面加强事前、事中、事后电力市场全过程信息披露，促进信息披露工作制度化、规范化，积极营造公开、透明的市场环境，向市场传递清晰有效的信号，为市场成员决策提供充分的支撑，保障市场平稳高效运行理参与中长期交易

3.与电力业务许可证衔接考虑发电企业参与市场交易与办理电力业务许可证时间的衔接，允许发电企业在办理电力业务许可证期间，完成市场成员注册后，参与市场申报与出清，但需承担在交易合同执行期内未能办理电力业务许可证带来的风险，不能执行的交易合同电量，均按偏差电量执行

（二）工商业电力用户不断缩小电网企业代理购电范围，有序推动工商业用户全部进入电力市场10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电电网代理工商业用户可按月转为直接交易用户工商业电力用户办理完注册手续后，即成为市场化电力用户，直接参与或通过售电公司代理参与交易河北电力交易中心常态化提供市场成员注册服务

（三）售电公司完成注册手续，并按河北电力交易中心要求提交了与交易规模、交易时间相匹配履约担保的售电公司可参与市场交

（四）电网企业

（三）建立健全市场主体信用评价体系建立市场主体信用评价制度，以评价结果作为市场主体信用考量标准，不断完善市场主体经营能力、财务状况、市场行为等方面评价内容，建立全面、规范的市场主体信用档案加强履约监管，河北电力交易中心对市场主体失信行为予以适当公开，发布市场主体履约情况通报

（四）加强市场风险控制河北电力交易中心按有关规定履行市场监控和风险防控职责，每月10日前，将上月的市场成员注册情况报我委、华北能源监管局备案；建立中长期交易跟踪及信息披露机制，及时对市场运行分析总结，对需要完善或调整事项经认真研究后及时报我委我委会同华北能源监管局依法履行电力中长期交易监管职责

（五）做好市场主体培训河北电力交易中心定期组织开展市场主体培训，针对分时段签约及考核、中长期与现货市场衔接、绿电与绿证交易等内容，做好宣贯培训工作，确保市场主体应知尽知做好咨询问答服务，及时向各类市场主体对市场交易政策、知识进行讲解，确保市场运行平稳

（六）其他

1.各市场主体按照新型冠状病毒肺炎疫情防控要求，通过电话、电子邮件等网络信息化手段进行协商沟通，避免因交易组织出现人员大范围聚集情况括综合能源管理、节能等增值服务，更好等体现服务价值，

2.鼓励售电公司在做好售电业务基础上积极拓展包

3.本方案执行过程中，如遇国家政策调整，我委将对本方案进行调整，并设置过渡期，过渡期结束后按新政策执行河北电力交易中心在执行中，遇到问题及时向我委请示，批准后可在交易公告中向市场主体发布

4.未尽事宜，由我委会同华北能源监管局研究决定附件河北南部电网市场化零售合同（2023版）电网企业通过市场化方式代理工商业用户参与市场交

（五）独立市场主体独立市场主体包括新型储能、各类聚合商等，根据参与的市场类型，与上述主体按同等的权利和义务参与市场

二、售电公司履约担保与代理用户关系确认

（一）履约担保售电公司参与批发和（或）零售市场交易前，应通过以下额度的最大值向河北电力交易中心提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证

1.过去12个月参与批发市场交易总电量，按标准不低于

0.8分/千瓦时；，

2.过去2个月内参与批发、零售两个市场交易电量的大值按标准不低于5分/千瓦时售电公司按照上述标准计算履约保函、保险额度不足200万元的，或过去12个月在河北南部电网无交易电量的售电公司，按照不少于200万元提交履约保函或保险

（二）售电公司与用户代理关系确认河北电力交易中心通过电力交易平台，常态化开展售电公司与用户代理关系确认工作售电公司与电力用户应在电力交易平台按月签订《河北南部电网市场化零售合同》（以下简称零售合同，示范文本见附件）作为双方代理关系确立的依据；没有签订零售合同的电力用户，直接向发电企业购电原则上，电力用户与售电公司绑定关系合同期为2023年全年，河北电力交易中心制定电力用户批发与零售身份转换、变更售电公司的具体流程，向市场主体发布，为电力用户与售电公司提供更为便捷的绑定与解绑服务

三、电网企业代理购电交易

（一）预测代理工商业用户用电规模每月，电网企业分别预测次月代理购电工商业用户用电量、保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）和农业用户的用电量规模（含全量线损电量），提交至河北电力交易中心河北电力交易中心通过交易平台，对电网企业代理购电的次月预测电量向市场主体发布

（二）电网企业代理购电参与市场交易方式电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）按月代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定，若当月未开展集中竞价交易或集中竞价交易未形成价格，挂牌交易价格参照最近一次月度集中竞价交易加权平均价格确定

（三）代理购电用户电价形成方式电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成其中，代理购电价格基于电网企业代理工商业用户购电费（含偏差电费）、代理工商业用户购电量等确定按照国家逐步缩小代理购电规模有关要求，直接交易用电量应全部通过市场交易购买以过户、并户等方式接收直接交易用户营销户号的电网企业代理购电用户，应尽快转为直接交易用户，否则其用电量执行电网企业代理购电价格的

1.5倍，相关事项按我委《关于明确工商业电力用户市场化交易有关事项的通知》（冀发改函〔2022〕139号）执行已参与市场交易的电力用户无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户用电价格由电网企业代理购电价格的

1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成已直接参与市场交易的高耗能用户，不得退出市场交易；尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的

1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成

四、交易组织

（一）交易类型与时间安排

1.电力直接交易12023年电力直接交易规模暂定为950亿千瓦时根据需求变化情况适时调整卜，2原则上12月15日前，河北电力交易中心要发布2023年年度交易组织公告，采用双边协商方式年度交易，发电企业作为卖方，电力用户和售电公司作为买方参与交易3每月定期开展次月月度交易，原则上采用集中竞价方式，发电企业作为卖方，电网企业、电力用户和售电公司作为买方参与交易电网企业代理用户购电，以报量不报价方式参与市场出清电网企业代理购电采用挂牌交易方式的，价格按当月月度交易集中竞价加权价格确定挂牌成交电量不足部分由市场化机组按剩余容量等比例承担，即按上网电量上限扣除已达成的各类交易及本次挂牌交易申报电量后的净值进行分配4每月开展月内交易，原则上采用滚动撮合方式月内交易融合电量增量、电量减量、发电权转让、合同转让、合同置换、合同回购等多种交易品种同一市场主体可以在月内每次交易时变换买方和卖方身份参与交易，但在一次交易时仅能以买方或卖方一种身份参与5发电企业各月交易签约各时段电量含年度分月、月度、月内交易签约电量不得低于河北电力调度控制中心提供的保安全、保供应、保供热必发电量对于无法足额签订的，河北电力调度控制中心按需调用如出现发电企业低谷电量签约明显不足的情况，河北电力交易中心可请示我委同意后将该部分电量向发电企业进行分摊

（6）高耗能用户名单发布后，批发用户和售电公司交易单元按照高耗能、非高耗能分别组建，相关事项另行通知

2.合同调整每月定期开展发用两侧年度交易合同电量分月计划调整

3.发电侧上下调预挂牌交易每月下旬，根据河北电力调度控制中心预测的上调或下调电量需求组织上下调预挂牌交易燃煤发电企业申报上调报价（单位增发电量的售电价格）或下调报价（单位减发电量的购电价格）及电量按申报的上下调价格进行排序（上调价格由低至高排序；下调价格由高至低排序），对上下调电量按价格优先、时间优先顺序进行出清，调整相应机组发电计划，实现供需平衡

（二）可调电量及交易限值

1.发电企业河北电力调度控制中心根据电网备用、调频、调峰等运行调整需要以及民生供热等需求，在交易公告发布前，向河北电力交易中心提供网内燃煤机组上网电量上限值，并在交易公告中发布

2.售电公司交易电量不高于以下两个条件的最低值

（1）同一投资主体所属售电公司（电网企业、各发电集团所属售电公司均视为同一投资主体，包括其所属或参股投资公司）,2023年全年交易（持有合同）电量之和不超过直接交易总电量规模的8%；

（2）售电公司资产总额对应的售电规模电量上限

3.发电企业电力交易中的售出电量不得超过其剩余最大发电能力，在月内购入电量不得超过其年度、月度交易持有的当月合同售出电能量之和的30%电力用户和售电公司在月内电力交易中的售出电量不得超过其年度、月度交易持有的当月合同购入电能量之和的30%应急备用电源和关停机组可不受该比例限制

4.市场主体的交易限额按各类交易持有合同总量计算

（三）分时段交易

1.交易时段划分时段划分按照《河北省发展和改革委员会关于进一步完善河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知》（冀发改能价〔2022〕1364号）执行即:（、夏季

6、78月）低谷0—8时；平段8—15时、23—24时；高峰15—19时、22—23时；尖峰19一22时冬季（

1、

2、12月）低谷1—6时、12—15时；平段0—1时、6—12时、15—16时；高峰16—17时、19—24时;尖峰17—19时其他月份

3、

4、

5、

9、

10、11月低谷1一6时、12—15时；平段0—1时、6—12时、15—16时；高峰16—24时如政策发生变化，时段划分随之调整

2.分时段交易1执行尖峰、高峰、平段、低谷电价的电力用户含售电公司代理用户和电网企业代理购电用户均参与分时段交易电量发电企业与批发电力用户、售电公司、电网企业在交易平台按照尖峰、高峰、平段、低谷时段签订分时段的电量合同发电企业应考虑新能源消纳、季节影响等因素，签订的各时段电量比例满足实际运行需要电价以平段交易价格为基准，执行现行政策的峰谷电价上下浮动比例其中，尖峰、高峰、平段、低谷电价分别是平段电价的

2.

04、

1.

7、

1、

0.3倍2仅执行高峰、平段、低谷电价的电力用户参与分时段交易夏季和冬季高峰时段电量按比例对应形成发电侧尖峰与高峰时段电量，价格仍按高峰时段价格分劈比例按照河北南部电网该类入市电力用户上月或去年当月尖峰、高峰时段用电量比例形成3暂不实行峰谷分时电价的电力用户，不进行分时段交易发电侧能够对应形成尖峰、高峰、平段、低谷时段。