河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2022年电力中长期交易工作方案的通知-

河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2022年电力中长期交易工作

方案的通知

正文：

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2022年电力中长期交易工作方案的通知

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《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、

（发改电〔2021〕《国家发展改革委办公厅关于关于做好2022年能源中长期合同签订履约工作的通知》

365号）等文件要求，稳妥规范开展冀北2022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

按照国家推动工商业用户全部进入市场的有关要求，工商业用户要全电量参与市场交易，冀北电网2022年电力中长期交易电量规模拟定为1390亿千瓦时（用户侧），根据用户实际交易需求适时调整。按照当前交易平台注册情况，其中工商业用户直接交易规模暂定为850亿千瓦时，由电网公司代理购电交易规模暂定为540亿千瓦时（增量配电网参照此模式执行）。

电网代理工商业用户可按季度转为直接交易用户，逐步缩小电网公司代理购电规模，直接交易规模相应扩大，区内外交易规模比例不变。工商业用户直接交易规模的70%部分与冀北区内电厂交易（冀北调管

220千伏及以下燃煤电厂与区内华北调管燃煤电厂按装机容量分配交易规模），由冀北电力交易中心组织；剩余30%部分由北京电力交易中心组织电力用户与区外电厂进行交易。在月度交易组织过程中，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。电网代理购电市场采购部分优先参与区内交易，由冀北电力交易中心组织；剩余部分由国网冀北电力有限公司代理与区外电厂交易，由北京电力交易中心组织。

用户2022年年度中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的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、市场主体范围

电力用户：10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，冀北电力交易中心提供常态化注册服务，用户在每季度末月15日前交易平台完成注册后即可参与后续交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。

发电企业：冀北调管220千伏及以下燃煤电厂（不含自备电厂）和冀北区内华北调管燃煤电厂为区内电厂，京津唐电网其他燃煤机组为区外电厂。

售电公司：按照《国家发展改革委国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）文件执行，在交易平台注册，并按规定足额缴纳履约保函或保险。

三、批发市场交易组织安排

1.交易组织方式

2022年电力中长期交易包括发电和用户直接交易，以及发电侧合同转让、用户侧合同转让交易。发电和用户直接交易按照年度双边协商、月度集中竞价方式开展，根据市场需求适时开展合同调整交易和月内集中交易。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。发电侧合同转让按照月度、月内滚动撮合方式组织，用户侧合同转让交易按照月度、月内滚动撮合方式组织。

平段交易价格上下浮动不超过燃煤发电基准价的20%，高耗能企业交易价格浮动不受20%的范围限制。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。

2.新能源交易方式

做好中长期交易与绿电交易的衔接，鼓励市场主体与新能源发电企业进行市场交易，体现绿色价值，按国家有关政策要求适时组织开展，具体事项另行通知。有意愿参加绿电交易的市场主体，提前向冀北电力交易中心提交申请，汇总后报我委。

3.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。

电网企业（含增量配电网）：将电网企业代理购电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。

高耗能用户名单确定后，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。

4.交易申报方式：

市场主体分时段申报电量、电价（不含暂不实行峰谷分时电价的用户），交易申报时段具体为尖峰、峰、平、谷多段。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。交易时段暂划分为：（1）夏季（6、7、8月）

尖峰：10-11时、17-18时、20-21时；

高峰：11-12时、14-17时、19-20时；

平段：7-10时、12-14时、18-19时、21-23时；

低谷：0-7时、23-24时。

（2）冬季（11、12月及次年1月）

尖峰：17-19时；

高峰：8-9时、10-11时、14-17时、19-20时；

平段：7-8时、9-10时、11-14时、20-23时；

低谷：0-7时、23-24时。

（3）其他季节（2-5月、9-10月）

高峰：9-12时、15-18时、19-21时；

平段：7-9时、12-15时、18-19时、21-23时；

低谷：0-7时、23-24时。

5.电网企业要完善用户侧分时段用电数据查询功能，做好信息系统与交易平台数据贯通，推进用户历史用电信息在线查询，允许售电公司在用户授权情况下查询所代理用户的历史用电数据，为电力中长期合同分时段签约履约提供有效支撑。

6.安全校核：由华北调控中心和冀北调控中心协同开展相关安全校核工作。

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共同发布交易结果。交易结果一经交易平