12月11日，河北省發(fā)展和改革委員會印發(fā)《冀北電網(wǎng)2025年電力中長期交易工作方案》（以下簡稱《方案》）的通知。
《方案》指出，10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易，鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。根據(jù)預(yù)測，冀北電網(wǎng)2025年電力中長期直接交易電量規(guī)模暫定為830億千瓦時。
文件明確，獨立儲能項目參與中長期電能量交易、容量租賃交易前，需滿足《電力市場注冊基本規(guī)則》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2024〕76號）、《冀北電網(wǎng)獨立儲能參與市場化調(diào)度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號）要求，取得并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議、購售電合同或高壓供用電合同，在電力交易平臺完成市場注冊。
獨立儲能容量租賃交易組織方面，按照《冀北電網(wǎng)獨立儲能參與市場化調(diào)度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號），獨立儲能容量租賃交易包括雙邊協(xié)商交易、集中交易等方式，通過冀北電力交易平臺開展。獨立儲能自建成并網(wǎng)，完成市場成員注冊后，即可開展容量租賃，最大可出租年限暫定為15年?？沙鲎馊萘繛檠b機容量，暫不考慮容量衰減。獨立儲能增容后，不改變其整體可租賃年限，相應(yīng)增加其可租賃容量。獨立儲能為售方，需配建儲能的新能源企業(yè)為購方。獨立儲能容量租賃交易單位為兆瓦，最小量綱為0.1兆瓦，充（放）電時長不低于新能源電站需配建儲能要求。
原則上容量租賃交易根據(jù)需要按月開展。新能源企業(yè)租賃儲能容量期最低應(yīng)至當(dāng)年年底。原則上全年租賃容量和價格保持一致。獨立儲能每次達成容量租賃交易后，相應(yīng)扣減其可出租容量，直至將其額定裝機容量全部扣除。獨立儲能參與容量租賃交易，2025年交易價格上、下限暫定400、200元/千瓦·年。交易合同價格經(jīng)購售雙方協(xié)商一致后，每年可修改一次。
原文如下：
河北省發(fā)展和改革委員會關(guān)于印發(fā)《冀北電網(wǎng)2025年電力中長期交易工作方案》的通知
承德、張家口、秦皇島、唐山、廊坊市發(fā)展改革委，張家口市能源局，北京電力交易中心有限公司、國家電網(wǎng)華北分部、國網(wǎng)冀北電力有限公司、冀北電力交易中心有限公司，大唐國際電力公司、華潤華北電力公司、省建投公司，各有關(guān)發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司：
為做好冀北電網(wǎng)2025年電力中長期交易工作，依據(jù)《中共中央 國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）及其配套文件、《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）等文件要求，我委制定了《冀北電網(wǎng)2025年電力中長期交易工作方案》，現(xiàn)印發(fā)給你們，請遵照執(zhí)行。
河北省發(fā)展和改革委員會
2024年12月11日
原文如下：
冀北電網(wǎng)2025年電力中長期交易工作方案
一、交易電量規(guī)模
根據(jù)預(yù)測，冀北電網(wǎng)2025年電力中長期直接交易電量規(guī)模暫定為830億千瓦時，根據(jù)直接交易用戶實際交易需求適時調(diào)整。
為服務(wù)雙碳目標(biāo)落地，在交易時序上，先組織直接交易用戶與冀北新能源電廠區(qū)內(nèi)年度綠電交易，再組織直接交易用戶與區(qū)外電廠（含區(qū)外新能源發(fā)電企業(yè)）、冀北調(diào)管220千伏及以下火電廠、區(qū)內(nèi)華北調(diào)管火電廠交易，其中，與區(qū)外電廠（含區(qū)外新能源發(fā)電企業(yè)）交易電量上限為冀北區(qū)內(nèi)年度綠電交易達成后，剩余直接交易電量規(guī)模的30%，由北京電力交易中心組織，其余與冀北新能源電廠進行月度、月內(nèi)交易，以及與冀北調(diào)管220千伏及以下火電廠、區(qū)內(nèi)華北調(diào)管火電廠進行年度、月度、月內(nèi)交易，由冀北電力交易中心組織。
10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易，鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。電網(wǎng)代理工商業(yè)用戶可按月轉(zhuǎn)為直接交易用戶，電網(wǎng)公司代理購電規(guī)模相應(yīng)縮小，直接交易規(guī)模相應(yīng)擴大。電網(wǎng)代理購電市場化采購部分由國網(wǎng)冀北電力有限公司代理，按照7:3的比例分別與區(qū)內(nèi)火電廠和區(qū)外火電廠開展交易。
二、市場主體范圍
（一）電力用戶
在交易平臺完成注冊的直接交易用戶，可直接參與批發(fā)市場購電，也可由售電公司代理購電。參與批發(fā)市場的用戶，如年度內(nèi)剩余月份沒有待執(zhí)行電量的可轉(zhuǎn)由售電公司代理購電。參與零售市場用戶，在與售電公司協(xié)商解除代理關(guān)系后，可直接參與批發(fā)市場購電，或與新的售電公司確立代理關(guān)系。由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，可在每月15日前申請轉(zhuǎn)為直接交易用戶，自次月起具備直接交易資格。以過戶、并戶等方式接收直接交易用戶營銷戶號的電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶，需在業(yè)務(wù)辦結(jié)次月15日前轉(zhuǎn)為直接交易用戶，否則自次月起執(zhí)行電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍。
（二）發(fā)電企業(yè)
冀北調(diào)管220千伏及以下燃煤電廠、入市的新能源發(fā)電企業(yè)和冀北區(qū)內(nèi)華北調(diào)管燃煤電廠，以及京津唐電網(wǎng)其他電廠。并網(wǎng)燃煤自備電廠取得電力業(yè)務(wù)許可證（發(fā)電類），足額繳納國家和河北省設(shè)立的政府性基金及附加，達到能效、環(huán)保要求，可作為經(jīng)營主體直接參與電力市場交易。已接入冀北電網(wǎng)運行、取得電力業(yè)務(wù)許可證（發(fā)電類）的新能源發(fā)電企業(yè)，可自愿向冀北電力交易中心提交入市申請，冀北電力交易中心將其納入市場交易范圍。納入國家可再生能源補貼的新能源項目，參與綠電交易前需提交自愿放棄補貼說明（模板見附件1），其綠電交易結(jié)算電量不再享受補貼。張家口地區(qū)風(fēng)電企業(yè)超出保障收購小時數(shù)的電量，參與張家口四方協(xié)作機制電采暖交易。
（三）售電公司
符合國家發(fā)展改革委、國家能源局《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）和《河北省售電公司管理細則》（冀發(fā)改運行規(guī)〔2023〕3號）等相關(guān)售電公司管理要求，在交易平臺完成注冊并持續(xù)滿足注冊條件，并按規(guī)定足額繳納履約保函或保險的售電公司，可代理零售用戶參與交易。
（四）獨立儲能
獨立儲能項目參與中長期電能量交易、容量租賃交易前，需滿足《電力市場注冊基本規(guī)則》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2024〕76號）、《冀北電網(wǎng)獨立儲能參與市場化調(diào)度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號）要求，取得并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議、購售電合同或高壓供用電合同，在電力交易平臺完成市場注冊。
（五）分布式電源、虛擬電廠（含負荷聚合商）等新型市場主體按照我委相關(guān)要求參與市場。
三、批發(fā)市場交易組織
2025年電力中長期交易包括火電交易、綠電交易、新能源外送交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易、張家口可再生能源示范區(qū)四方協(xié)作電采暖交易等。為促進新能源消納，充分發(fā)揮市場化交易在電力保供中的基礎(chǔ)性作用，在滿足區(qū)內(nèi)用電需求基礎(chǔ)上，具備條件時可根據(jù)需要開展新能源及綠電省間外送交易。
2025年發(fā)電企業(yè)燃煤機組年度電力中長期合同簽約電量比例應(yīng)不低于年度預(yù)計發(fā)電量的80%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障電力中長期合同簽約電量比例不低于90%。2025年市場化電力用戶（含售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電）年度電力中長期合同簽約電量應(yīng)不低于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障電力中長期合同簽約電量比例不低于90%。
獨立儲能可自愿參與年度、月度、月內(nèi)等中長期電能量交易。獨立儲能在放電時段按發(fā)電企業(yè)身份參與火電交易，在充電時段按電力用戶身份參與火電、綠電交易。在同一時段只能以發(fā)電企業(yè)或電力用戶一種身份參與交易。
為銜接分時結(jié)算及現(xiàn)貨市場，中長期交易分兩階段開展，未開展分時正式結(jié)算階段交易按如下方式組織，開展分時正式結(jié)算階段交易組織方案（詳見附件2）。
（一）交易組織方式
1.火電交易
（1）年度交易：按照雙邊協(xié)商方式組織，分月合同按照尖峰、峰、平、谷4個交易時段簽約，交易申報分時段電價應(yīng)符合峰谷電價比例浮動要求，發(fā)電企業(yè)交易申報分時段電量比例須符合2024年直接交易用戶分季節(jié)用電的峰谷比例。若不符合，該市場主體本次全部申報視為無效申報。
（2）月度交易：按照集中競價方式組織，交易時段、分時段電量比例和電價比例與年度交易要求一致。
（3）月內(nèi)交易：按照集中競價方式組織，按周（不含法定節(jié)假日）開市，交易時段、分時段電量比例和電價比例與年度交易要求一致。
（4）合同交易：火電年度分月合同調(diào)整交易按照雙邊協(xié)商方式組織?；痣娔甓确衷潞贤刭徑灰装凑针p邊協(xié)商、集中競價等方式組織，回購后剩余的年度分月合同仍需滿足分時段電量比例要求。
（5）火電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓以集中競價方式組織，用戶側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易在月內(nèi)按工作日連續(xù)開市（從第三個工作日至倒數(shù)第三個工作日），以滾動撮合方式組織，不限峰谷電量、電價比例。市場主體各時段轉(zhuǎn)出合同電量不得超過其在交易執(zhí)行月對應(yīng)時段已達成的合同電量。
2.綠電交易
綠電交易按照《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（2024年修訂稿）》（京電交市〔2024〕59號）相關(guān)規(guī)則實施。
（1）多年期及年度交易：按照雙邊協(xié)商方式組織，分月合同按照尖峰、峰、平、谷4個交易時段簽約，交易申報分時段電價應(yīng)符合峰谷電價比例浮動要求，發(fā)電企業(yè)交易申報分時段電量比例須符合2024年直接交易用戶分季節(jié)用電的峰谷比例。若不符合，該市場主體本次全部申報視為無效申報。
（2）月度交易：按照雙邊協(xié)商方式組織，交易時段、分時段電量比例和電價比例與年度交易要求一致。
（3）月內(nèi)交易：按照雙邊協(xié)商方式組織，按周（不含法定節(jié)假日）開市，交易時段、分時段電量比例和電價比例與年度交易要求一致。
（4）綠色電力交易合同轉(zhuǎn)讓、多年期綠色電力交易合同電量調(diào)整等交易，根據(jù)京電交市〔2024〕59號文按市場需求開展。
3.新能源外送交易
新能源外送交易按照我委后續(xù)印發(fā)的外送交易方案執(zhí)行，相應(yīng)發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易按市場需求適時開展。
4.電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易
電網(wǎng)企業(yè)代理購電通過參與場內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易），以一段式報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，年度交易分月價格按直接交易年度交易分月均價確定，月度、月內(nèi)交易價格按當(dāng)月月度集中競價交易價格確定，若當(dāng)月未開展集中競價交易或集中競價交易未形成價格，掛牌交易價格參照最近一次月度集中競價交易價格確定。冀北火電企業(yè)2024年前三季度獎勵電量在2025年年度交易中落實，四季度獎勵電量在后續(xù)月份交易中積極落實。
5.張家口可再生能源示范區(qū)四方協(xié)作電采暖交易
在新機制建立前，暫按《河北省發(fā)展和改革委員會關(guān)于做好冀北電網(wǎng)2024年電力中長期交易工作的通知》（冀發(fā)改運行〔2023〕1625號）開展交易結(jié)算。
（二）交易申報
市場主體按照交易時段申報電量、電價。交易電價為發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價，其中，燃煤電廠交易電價包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價?；痣?、集中式新能源發(fā)電企業(yè)每個交易單元申報的分時段總量應(yīng)符合2024年直接交易用戶分季節(jié)用電的峰谷比例要求，用戶側(cè)主體（售電公司、批發(fā)用戶）可按用戶實際用電特性申報分時段交易電量；獨立儲能具備分時結(jié)算條件，分時交易申報電量比例不作約束。發(fā)、用主體申報分時段電價應(yīng)符合峰谷電價比例要求；張家口四方協(xié)作機制電采暖交易暫按一段式申報。
發(fā)用雙方平段交易價格和峰谷電價比例要求如下：
火電交易平段交易價格上下浮動不超過燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的20%（高耗能企業(yè)交易價格浮動不受20%的范圍限制），綠電交易平段價格浮動不受20%的范圍限制?；痣?、綠電交易高峰電價不低于平段電價的1.7倍，低谷電價不高于平段電價的0.3倍，尖峰電價不低于平段電價的2.04倍。若不符合，該市場主體本次全部申報視為無效申報。
為充分發(fā)揮分時電價在引導(dǎo)電力資源優(yōu)化配置方面的重要作用，鼓勵電力用戶執(zhí)行峰谷電價。冀北暫不實行峰谷電價范圍內(nèi)的電力用戶，可根據(jù)需要向電網(wǎng)公司提出申請，自愿選擇執(zhí)行峰谷分時電價。對于暫不執(zhí)行峰谷電價的批發(fā)用戶、以及所代理零售用戶均不執(zhí)行峰谷電價的售電公司，在雙邊協(xié)商交易中簽訂的各時段合同電價浮動比例不做限制，在集中競價和滾動撮合交易中僅可申報平段。
（三）交易時段劃分
1.市場化直接交易時段參照冀北電網(wǎng)凈負荷曲線劃分，時段劃分及發(fā)電企業(yè)分時段申報電量峰谷比例要求如下：
（1）夏季（每年6、7、8月）
低谷：0－7時、23－24時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不低于33.4%；
平段：7－10時、12－16時、22－23時；
高峰：10－12時、16－17時、20－22時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不超過19.0%；
尖峰：17－20時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不超過10.8%。
（2）冬季（每年11、12月及次年1月）
低谷：1－7時、12－14時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不低于32.5%；
平段：0－1時、7－8時、10－12時、14－16時、22－24時；
高峰：8－10時、16－17時、19－22時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不超過23.1%；
尖峰：17－19時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不超過7.3%。
（3）其他季節(jié)（每年2、3、4、5月及9、10月）
低谷：1－6時、12－15時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不低于32.9%；
平段：0－1時、6－8時、9－12時、15－16時、23－24時；
高峰：8－9時、16－23時，發(fā)電企業(yè)申報電量比例不超過30.2%。
2.電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易按照河北省發(fā)展和改革委員會關(guān)于進一步完善冀北電網(wǎng)工商業(yè)及其他用戶分時電價政策的通知（冀發(fā)改能價〔2023〕1711號）執(zhí)行，時段劃分如下：
（1）夏季（每年6、7、8月）
低谷：0－7時、23－24時；
平段：7－10時、12－16時、22－23時；
高峰：10－12時、16－17時、20－22時；
尖峰：17－20時。
（2）冬季（每年11、12月及次年1月）
低谷：1－7時、12－14時；
平段：0－1時、7－8時、10－12時、14－16時、22－24時；
高峰：8－10時、16－17時、19－22時；
尖峰：17－19時。
（3）其他季節(jié)（每年2、3、4、5月及9、10月）
低谷：1－7時、12－14時；
平段：0－1時、7－8時、10－12時、14－16時、22－24時；
高峰：8－10時、16－22時。
以上交易時段劃分原則如有調(diào)整，按照我委印發(fā)的最新文件執(zhí)行。
（四）交易出清及安全校核
由冀北電力交易中心出清區(qū)內(nèi)交易結(jié)果，北京電力交易中心出清區(qū)外交易結(jié)果。為保障市場平穩(wěn)運行，交易結(jié)果體現(xiàn)交易雙方真實交易意愿，月度、月內(nèi)火電集中競價交易在交易出清后進行各時段加權(quán)價格校核，如加權(quán)價格超出區(qū)內(nèi)年度火電交易均價±10元/兆瓦時的范圍，交易視為未成交，交易中心發(fā)布交易未成交加權(quán)價格，重新組織第二輪交易申報和出清，以上一輪未成交加權(quán)價格為基準(zhǔn)，判斷是否超出±10元/兆瓦時的范圍，如超出范圍視為未成交。按此方式最多共計組織三輪申報及出清，如某輪申報出清后加權(quán)價格在范圍內(nèi)則以當(dāng)輪交易結(jié)果成交，形成無約束交易結(jié)果，如各輪申報出清后加權(quán)價格均未在范圍內(nèi)則視為本次交易未成交。如遇開展區(qū)外月度、月內(nèi)交易，按照區(qū)外年度火電交易均價作相應(yīng)調(diào)整。冀北電力交易中心要做好市場運營分析，適時配合我委優(yōu)化交易出清算法，保障市場平穩(wěn)運行。
由冀北電力調(diào)度控制中心牽頭開展區(qū)內(nèi)交易安全校核，華北分部調(diào)度控制中心牽頭開展區(qū)外交易安全校核。
（五）交易單元
1.發(fā)電企業(yè)：火電廠按電廠參與交易（現(xiàn)貨市場運行后，根據(jù)需求按機組參與交易），新能源企業(yè)（含火電廠下新能源項目）按交易平臺注冊的項目期次參與交易。
2.獨立儲能：作為發(fā)電企業(yè)身份參與交易時，按交易平臺注冊的項目期次參與交易；作為電力用戶身份參與交易時，將同一獨立儲能下的全部用電單元統(tǒng)一打包參與交易。
3.批發(fā)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(tǒng)一打包參與交易。
4.售電公司：將同一售電公司代理用戶全部電壓等級的用電單元（用戶編號）統(tǒng)一打包參與交易。
5.電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶（含增量配電網(wǎng)）：將電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶全部電壓等級的用電單元（用戶編號）統(tǒng)一打包參與交易。
6.高耗能用戶名單發(fā)布后，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，相關(guān)事項另行通知。
（六）線損電量
2025年冀北電網(wǎng)全部線損電量由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一代理采購，代理采購損益按月向全體工商業(yè)用戶分攤或分享。冀北電廠側(cè)直接交易上網(wǎng)電量按冀北用戶側(cè)直接交易電量計算。
（七）需求申報
火電年度交易組織前，直接交易用戶需申報分時段交易電量需求。參與火電月度、月內(nèi)交易時，批發(fā)用戶、售電公司需申報分時段交易電量需求，批發(fā)用戶、售電公司各時段交易申報電量不得超過相應(yīng)時段所申報交易需求電量的±10%，如交易實際申報電量超出允許范圍，該市場主體本次全部交易申報電量視為無效申報。
（八）新能源交易上限
新能源企業(yè)年度分月、月度交易上限，暫按前三年（2021－2023年）分地市當(dāng)月平均利用小時的50%確定（平價新能源項目按70%確定），配建調(diào)相機的項目交易上限按1.3倍執(zhí)行。綠電交易電量、新能源外送交易均在交易上限以內(nèi)開展。根據(jù)新能源發(fā)電和交易開展情況適時調(diào)整交易上限。
（九）售電公司交易限額
同一股東參股的售電公司，參與火電、綠電交易時，申報電量計及已達成的火電、綠電交易合同電量合計不應(yīng)超過工商業(yè)用戶全年直接交易規(guī)模的8%；同時，在參與綠電交易時，當(dāng)次交易電量計及已達成的綠電交易合同電量合計不應(yīng)超過當(dāng)次綠電出清規(guī)模計及已成交綠電交易規(guī)模的30%；如超過上限則該售電公司當(dāng)次交易全部申報電量視為無效申報。占比上限根據(jù)市場情況適時調(diào)整。
（十）交易結(jié)果發(fā)布
由冀北電力交易中心發(fā)布區(qū)內(nèi)交易結(jié)果，北京電力交易中心發(fā)布區(qū)外交易結(jié)果。交易結(jié)果一經(jīng)交易平臺發(fā)布，即作為交易執(zhí)行依據(jù)，交易承諾書+交易公告+交易結(jié)果視為電子合同，交易各方不再簽訂紙質(zhì)市場化交易合同。交易結(jié)果發(fā)布后，河北省社會信用信息中心通過冀北電力交易平臺開展見證簽約。
四、獨立儲能容量租賃交易組織
按照《冀北電網(wǎng)獨立儲能參與市場化調(diào)度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號），獨立儲能容量租賃交易包括雙邊協(xié)商交易、集中交易等方式，通過冀北電力交易平臺開展。獨立儲能自建成并網(wǎng)，完成市場成員注冊后，即可開展容量租賃，最大可出租年限暫定為15年?？沙鲎馊萘繛檠b機容量，暫不考慮容量衰減。獨立儲能增容后，不改變其整體可租賃年限，相應(yīng)增加其可租賃容量。獨立儲能為售方，需配建儲能的新能源企業(yè)為購方。獨立儲能容量租賃交易單位為兆瓦，最小量綱為0.1兆瓦，充（放）電時長不低于新能源電站需配建儲能要求。
原則上容量租賃交易根據(jù)需要按月開展。新能源企業(yè)租賃儲能容量期最低應(yīng)至當(dāng)年年底。原則上全年租賃容量和價格保持一致。獨立儲能每次達成容量租賃交易后，相應(yīng)扣減其可出租容量，直至將其額定裝機容量全部扣除。獨立儲能參與容量租賃交易，2025年交易價格上、下限暫定400、200元/千瓦·年。交易合同價格經(jīng)購售雙方協(xié)商一致后，每年可修改一次。
五、市場結(jié)算
電網(wǎng)企業(yè)負責(zé)向冀北電力交易中心提供經(jīng)校驗的發(fā)電企業(yè)、電力用戶分時抄表電量數(shù)據(jù)或其他結(jié)算要求的電量數(shù)據(jù)。
為穩(wěn)妥推進冀北地區(qū)分時結(jié)算工作，保障市場平穩(wěn)過渡，按分時模擬結(jié)算、分時試結(jié)算和分時正式結(jié)算三個階段推進發(fā)、用全面分時結(jié)算落地。其中，分時正式結(jié)算階段、分時試結(jié)算階段的試結(jié)算日按24時段分時結(jié)算；其余階段暫按發(fā)電側(cè)“一段式”偏差結(jié)算，用戶側(cè)“尖、峰、平、谷”偏差結(jié)算（暫不執(zhí)行峰谷電價的批發(fā)用戶、以及所代理零售用戶均不執(zhí)行峰谷電價的售電公司，按總抄表電量和總合同量計算偏差，執(zhí)行平段偏差價格）。
分時模擬結(jié)算：發(fā)電企業(yè)、電力用戶通過分時段交易、電量曲線分解等形成24時段合同；具備24時段分時計量條件后，依據(jù)發(fā)、用24時段抄表電量開展分時模擬算費，評估市場不平衡資金規(guī)模和對市場主體的影響，迭代完善結(jié)算規(guī)則和交易平臺功能。
分時試結(jié)算：根據(jù)模擬結(jié)算結(jié)果形成分時試結(jié)算工作方案，由我委正式印發(fā)分時交易試結(jié)算方案，轉(zhuǎn)入試結(jié)算階段。在短周期（日或多日）內(nèi)，按24小時開展發(fā)、用兩側(cè)分時試結(jié)算，試結(jié)算費用納入市場主體月度結(jié)算依據(jù)，并逐步過渡到長周期（周、旬、月）。冀北電力交易中心根據(jù)分時交易試結(jié)算方案，適時組織開展試結(jié)算周期中長期合同電量分解和分時合同曲線調(diào)整，并依據(jù)試結(jié)算結(jié)果開展市場運行評估，完善市場方案和不平衡費用處理規(guī)則。
分時正式結(jié)算：分時試結(jié)算運行平穩(wěn)后，經(jīng)市場管委會審議通過，由我委正式印發(fā)分時交易結(jié)算方案，轉(zhuǎn)入正式結(jié)算階段。
（一）分時正式結(jié)算前結(jié)算方案
1.結(jié)算原則
發(fā)用雙方交易結(jié)算按照“合同照付不議、偏差結(jié)算”的原則執(zhí)行解耦結(jié)算。交易合同按照約定的電量、電價全額結(jié)算；實際電量超過合同電量部分為超用/超發(fā)電量，低于合同電量部分為少用/欠發(fā)電量，分別按照超用/超發(fā)偏差價格、少用/欠發(fā)偏差價格結(jié)算。未能達成交易的電力用戶、售電公司、火電企業(yè)，實際用電量/發(fā)電量全部按偏差價格結(jié)算。
綠電交易結(jié)算要求按照《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（2024年修訂稿）》（京電交市〔2024〕59號）相關(guān)規(guī)則執(zhí)行。
獨立儲能參與中長期電能量和容量租賃交易，參照《冀北電網(wǎng)獨立儲能參與市場化調(diào)度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號）相關(guān)規(guī)則結(jié)算。
2.批發(fā)市場結(jié)算
（1）直接交易用戶（電力批發(fā)用戶、售電公司）偏差電量分時（尖、峰、平、谷）結(jié)算。各時段超用電量結(jié)算價格取各時段冀北用戶年度交易分月均價、月度集中競價交易價格、冀北購華北偏差電價（按照峰谷浮動系數(shù)計算分時偏差價格）中最大值與超用系數(shù)U1的乘積；各時段少用電量結(jié)算價格取各時段冀北用戶年度交易分月均價、月度集中競價交易價格、冀北購華北偏差電價（按照峰谷浮動系數(shù)計算分時偏差價格）中最小值與少用系數(shù)U2的乘積。偏差結(jié)算按照階梯方式執(zhí)行，偏差電量在[-5%，5%]的部分，U1=1，U2=1；偏差電量在[-20%，-5%]和[5%，20%]的部分，U1=1.03，U2=0.95（其中尖峰0.9）；偏差電量在[-100%，-20%]和[20%，+∞]的部分，U1=1.05，U2=0.9（其中尖峰0.85），根據(jù)運行情況適時調(diào)整。
（2）發(fā)電側(cè)偏差電量暫按月度總上網(wǎng)電量和達成的各類合同總量計算偏差電量。冀北調(diào)管火電廠超發(fā)電量結(jié)算價格取冀北用戶年度交易分月平段均價、月度集中競價交易平段均價、冀北購華北偏差電價中的最小值；欠發(fā)電量結(jié)算價格取冀北用戶年度交易分月平段均價、月度集中競價交易平段均價、冀北購華北偏差電價中的最大值。冀北新能源電廠依次按外送交易、綠電交易的順序結(jié)算，超發(fā)電量視為優(yōu)先發(fā)電電量，按冀北燃煤基準(zhǔn)電價結(jié)算，欠發(fā)電量執(zhí)行火電欠發(fā)價格。
（3）當(dāng)批發(fā)用戶、售電公司、發(fā)電企業(yè)出現(xiàn)超用/欠發(fā)電量電價低于其合同均價，或少用/超發(fā)電量電價高于其合同均價情況時（電力用戶按照尖、峰、平、谷分時段計算，發(fā)電企業(yè)按總合同電量計算），對應(yīng)偏差電量按其合同均價結(jié)算。
（4）當(dāng)發(fā)電企業(yè)和售電公司對于結(jié)算憑證存在爭議、暫無法解決時，國網(wǎng)冀北電力有限公司可暫按冀北電力交易中心出具的結(jié)算憑證開展電費結(jié)算，待我委組織有關(guān)市場主體協(xié)調(diào)一致后進行清算，原則上相關(guān)費用不跨年度結(jié)算。
3.零售市場結(jié)算
售電公司與零售用戶登錄e-交易或電力交易平臺，開展零售市場交易，簽訂《市場化購售電合同》（示范文本見附件3），選擇固定服務(wù)價、固定零售價、市場聯(lián)動價等套餐模式，自行約定交易電量、交易價格、偏差分攤等事項。零售用戶需約定24時段合同電量和平段電價，其中執(zhí)行分時電價的用戶按照峰谷浮動系數(shù)計算24時段合同價格，偏差電量按尖、峰、平、谷分時段計算。有綠電購買需求的零售用戶需約定綠電環(huán)境權(quán)益電價（該價格包含在零售合同電價當(dāng)中）。
售電公司應(yīng)根據(jù)代理用戶需求電量在批發(fā)市場購電，并根據(jù)用戶實際用電需求，執(zhí)行月前完成與用戶合同電量、電價調(diào)整。
冀北電力交易中心按照售電公司在批發(fā)市場各類購電成本和零售市場售電收入的差值計算其收益，售電公司承擔(dān)負收益的風(fēng)險。
為服務(wù)電力保供和實體經(jīng)濟發(fā)展，鼓勵售電公司和零售用戶在約定交易價格時，在固定服務(wù)價基礎(chǔ)上約定零售價上限，當(dāng)實際結(jié)算的零售價差超出上限時，按約定的零售價上限結(jié)算零售用戶合同電量；在固定零售價基礎(chǔ)上約定購售價差上限（平段），當(dāng)實際結(jié)算的購售合同價差超出上限時，按售電公司購電均價和約定的購售價差上限結(jié)算零售用戶合同電量。冀北電力交易中心要做好零售市場運營分析和信息公開，定期發(fā)布平均購電價格和售電價格。
為保障零售市場分時段偏差結(jié)算平穩(wěn)推進，售電公司因偏差結(jié)算產(chǎn)生的收益不應(yīng)超出合理范圍，上限為：該售電公司批發(fā)側(cè)偏差電量×（直接交易用戶偏差電價-該售電公司批發(fā)側(cè)合同均價）×K。其中，K暫按0.2取值，根據(jù)運行情況適時動態(tài)調(diào)整。售電公司偏差結(jié)算收益超出該上限的部分，向承擔(dān)偏差支出的代理用戶返還。
4.差額資金分配
市場“偏差結(jié)算”形成的用戶側(cè)與發(fā)電側(cè)偏差電費的差額，由冀北批發(fā)市場主體共同分攤或返還，按月結(jié)算、次月清算。冀北調(diào)管燃煤電廠偏差未分時結(jié)算形成的差額費用，向冀北調(diào)管燃煤電廠分攤或返還；購華北電量與電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶、直接交易用戶偏差結(jié)算價差形成的差額費用，分別向電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶和直接交易用戶分攤或返還；剩余差額由冀北調(diào)管燃煤電廠、新能源企業(yè)參加綠電交易部分、直接交易用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶按其結(jié)算電量占比共同參與分攤或返還。獨立儲能參與電力中長期交易產(chǎn)生的偏差差額費用參照《冀北電網(wǎng)獨立儲能參與市場化調(diào)度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號）相關(guān)規(guī)則執(zhí)行。
用戶側(cè)偏差考核（U1≠1、U2≠1）形成的考核費用向用戶側(cè)返還。
5.偏差免考
用戶側(cè)偏差免考申請及辦理流程依據(jù)《關(guān)于冀北地區(qū)電力中長期交易偏差考核有關(guān)事宜的補充通知》（冀發(fā)改電力〔2018〕759號）及后續(xù)相關(guān)政策執(zhí)行，對經(jīng)政府部門核定確認的免考電量不予考核（少用免考電量的偏差價格按U2為1計算）。
新能源發(fā)電企業(yè)偏差免考申請及辦理流程依據(jù)我委2022年《關(guān)于確定冀北電網(wǎng)12月偏差免考企業(yè)的函》中，新能源發(fā)電企業(yè)偏差免考原則執(zhí)行，對經(jīng)政府部門核定確認的免考電量不予考核（欠發(fā)免考電量的偏差價格按該廠合同均價執(zhí)行）。
6.張家口可再生能源示范區(qū)四方協(xié)作電采暖交易結(jié)算
在新機制建立前，暫按《河北省發(fā)展和改革委員會關(guān)于做好冀北電網(wǎng)2024年電力中長期交易工作的通知》（冀發(fā)改運行〔2023〕1625號）開展交易結(jié)算。
（二）分時模擬結(jié)算方案
分時模擬結(jié)算方案詳見附件4《冀北地區(qū)分時模擬結(jié)算方案》，并根據(jù)市場運行和評估情況適時調(diào)整。現(xiàn)貨市場運行后，涵蓋電力現(xiàn)貨市場的結(jié)算規(guī)則另行發(fā)布。
六、其他保障措施
（一）規(guī)范市場交易行為
冀北電力交易中心要按照交易方案，提前發(fā)布交易公告，確定交易時間、組織方式、合同簽訂要求、結(jié)算規(guī)則等，做好信息發(fā)布，確保交易順暢。落實有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場要求，提升交易平臺業(yè)務(wù)支撐能力。積極應(yīng)用e交易等技術(shù)手段，提升零售市場運營水平。
各市場交易主體要按照交易方案和相關(guān)要求參與交易，平等協(xié)商，自主交易，嚴(yán)禁串通報價、惡意報價、擾亂市場秩序。售電公司應(yīng)向用戶提供優(yōu)質(zhì)專業(yè)的售電服務(wù)，不得利用信息不對稱誤導(dǎo)用戶，加大中間流通環(huán)節(jié)成本，推高用戶終端用能成本。
（二）加強市場信息公開
各類市場成員要按照《電力市場信息披露基本規(guī)則》（國能發(fā)監(jiān)管〔2024〕9號）要求在信息披露平臺規(guī)范開展信息披露，并對披露信息的真實性、準(zhǔn)確性、完整性、及時性負責(zé)。
（三）加強市場風(fēng)險控制
冀北電力交易中心要建立中長期交易市場運營分析機制，及時對市場運行情況進行分析總結(jié)，對需要完善或調(diào)整事項經(jīng)認真研究后及時報我委。加強履約監(jiān)管，冀北電力交易中心對市場主體失信行為予以公開，發(fā)布市場主體履約情況通報。
（四）做好市場主體培訓(xùn)
冀北電力交易中心定期組織開展市場主體培訓(xùn)，針對分時段簽約及結(jié)算、綠電與綠證交易等內(nèi)容，做好宣貫培訓(xùn)工作和咨詢問答服務(wù)。
（五）積極落實保供責(zé)任
發(fā)電企業(yè)需積極參與直接交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易，通過市場手段落實必發(fā)電量。張家口市能源局要積極培育新能源發(fā)電企業(yè)市場意識，落實張家口電采暖交易電力保供責(zé)任。
（六）提升綠色電力消費
鼓勵電力用戶積極參與綠電交易、綠證交易，提高可再生能源消費占比。發(fā)用雙方開展綠電交易，應(yīng)約定綠電權(quán)益偏差條款，因發(fā)電企業(yè)原因?qū)е掠脩魺o法獲取綠證時，由發(fā)用雙方按照約定解決。綠電交易合同執(zhí)行期間，北京電力交易中心、冀北電力交易中心要及時發(fā)布綠證劃轉(zhuǎn)信息，用戶應(yīng)持續(xù)關(guān)注綠證劃轉(zhuǎn)情況。按照國家文件要求，用戶綠電消費量不納入能源消費控制，助力實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)。
本方案執(zhí)行過程中，如遇國家政策調(diào)整，我委將對本方案進行調(diào)整，并設(shè)置過渡期，過渡期結(jié)束后按新政策執(zhí)行。冀北電力交易中心在執(zhí)行中，遇到問題及時向我委請示，批準(zhǔn)后可在交易公告中向市場主體發(fā)布。
未盡事宜，由我委會同華北能源監(jiān)管局研究決定。
附件：1.新能源發(fā)電項目自愿放棄國家可再生能源補貼說明
2.開展分時正式結(jié)算階段交易組織方案
3.冀北地區(qū)電力用戶和售電公司市場化購售電合同（示范文本－2025年版）
4.冀北地區(qū)分時模擬結(jié)算方案
附件1
新能源發(fā)電項目自愿放棄國家可再生能源補貼說明
我司全稱為：，統(tǒng)一社會信用代碼為：。
我司投資建設(shè)的項目（容量多少MW），于20××年X月X日投運并網(wǎng)，于20××年X月X日完成電力交易平臺市場注冊，現(xiàn)根據(jù)《冀北電網(wǎng)2025年電力中長期交易工作方案》，我司承諾該項目參加2025年度內(nèi)冀北綠電市場交易的電量，自愿放棄國家可再生能源補貼，對應(yīng)綠電結(jié)算電量（電能量）不再享受補貼。
特此說明。
單位（蓋章）
年 月 日
附件2
開展分時正式結(jié)算階段交易組織方案
1.交易組織方式
（1）火電交易
年度交易合同調(diào)整：按照雙邊協(xié)商方式組織，在保持分月合同總電量不變的基礎(chǔ)上，購售雙方可按照實際情況調(diào)整分時正式結(jié)算階段對應(yīng)的年度交易后續(xù)分月分時段合同電量。交易申報分時段電價調(diào)整應(yīng)符合峰谷電價比例浮動要求。購售雙方若有合同調(diào)整，按照調(diào)整后合同執(zhí)行。
月度交易：按照集中競價方式組織，購售雙方按照24時段申報電量、電價，尖峰、峰、平、谷時段的加權(quán)均價應(yīng)符合峰谷電價比例浮動要求。
日交易：火電發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司融合開展日24時段滾動撮合交易。購售雙方可在D日（工作日）申報執(zhí)行開始日（D+3）至月末最后一天的日24時段交易電量、電價，執(zhí)行日的同一時段，市場主體僅可作為購方或售方參與交易。用戶側(cè)市場主體作為售方時，每個時段交易上限為年度、月度、日交易達成交易結(jié)果分解至每日24時段中對應(yīng)時段交易電量之和的30%。發(fā)電企業(yè)作為售方時，每個時段交易上限不超過對應(yīng)時段實際發(fā)電能力扣減該時段已達成交易的凈交易電量；作為購方時，每個時段交易上限為年度、月度、日交易達成交易結(jié)果分解至每日24時段中對應(yīng)時段的凈交易電量之和的30%。市場主體尖峰、峰、平、谷各時段申報電價上下浮動范圍應(yīng)不超過火電年度交易平段均價的3%。根據(jù)市場運行情況可適時調(diào)整相關(guān)參數(shù)。
月內(nèi)交易可根據(jù)市場運行情況結(jié)合市場需求靈活開展。
冀北調(diào)管220千伏及以下火電廠、區(qū)內(nèi)華北調(diào)管火電廠、區(qū)外火電廠間合同轉(zhuǎn)讓交易按照集中競價方式由北京電力交易中心組織開展。
（2）綠電交易
綠電交易按照《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（2024年修訂稿）》（京電交市〔2024〕59號）相關(guān)規(guī)則實施。
年度交易合同調(diào)整：按照雙邊協(xié)商方式組織，在保持分月合同總電量不變的基礎(chǔ)上，購售雙方可按照實際情況調(diào)整分時正式結(jié)算階段對應(yīng)的年度交易后續(xù)分月分時段合同電量。交易申報分時段電價調(diào)整應(yīng)符合峰谷電價比例浮動要求。購售雙方若有合同調(diào)整，按照調(diào)整后合同執(zhí)行。
月度交易：按照雙邊協(xié)商方式組織，按照24個交易時段簽約，尖峰、峰、平、谷時段的加權(quán)均價應(yīng)符合峰谷電價比例浮動要求，風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)根據(jù)實際發(fā)電特性申報分時段電量、電價。
月內(nèi)交易：按照雙邊協(xié)商方式組織，交易標(biāo)的為月內(nèi)剩余天數(shù)的24時段交易電量，按周（不含法定節(jié)假日）開市，按照24個交易時段簽約，尖峰、峰、平、谷時段的加權(quán)均價應(yīng)符合峰谷電價比例浮動要求，風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)根據(jù)實際發(fā)電特性申報分時段電量、電價。
綠色電力交易合同轉(zhuǎn)讓、多年期綠色電力交易合同電量調(diào)整等交易，根據(jù)京電交市〔2024〕59號文按市場需求開展。
（3）新能源外送交易
新能源外送交易按照我委后續(xù)印發(fā)的外送交易方案執(zhí)行，相應(yīng)發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易按市場需求適時開展。
（4）電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易
電網(wǎng)企業(yè)代理購電通過參與場內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易），按照24個交易時段簽約，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中采取掛牌交易方式的，年度交易分月價格按直接交易年度交易分月均價確定，月度、月內(nèi)交易價格按當(dāng)月月度集中競價交易價格確定，若當(dāng)月未開展集中競價交易或集中競價交易未形成價格，掛牌交易價格參照最近一次月度集中競價交易價格確定。冀北火電企業(yè)2024年前三季度獎勵電量在2025年年度交易中落實，四季度獎勵電量在后續(xù)月份交易中積極落實。
（5）張家口可再生能源示范區(qū)四方協(xié)作電采暖交易
在新機制建立前，暫按《河北省發(fā)展和改革委員會關(guān)于做好冀北電網(wǎng)2024年電力中長期交易工作的通知》（冀發(fā)改運行〔2023〕1625號）開展交易結(jié)算。
2.交易申報
開展分時正式結(jié)算階段，火電、集中式新能源發(fā)電企業(yè)每個交易單元申報的分時段總量不受2024年直接交易用戶分季節(jié)用電的峰谷比例要求限制。月度交易及月內(nèi)交易中各市場主體尖峰、高峰、平、谷時段的加權(quán)均價需滿足：高峰均價不低于平段均價的1.7倍、低谷均價不高于平段均價的0.3倍、尖峰均價不低于平段均價的2.04倍。若不符合，該市場主體本次全部申報視為無效申報。其余申報要求與未開展分時正式結(jié)算階段一致。
3.交易時段劃分
交易時段劃分與未開展分時正式結(jié)算階段一致，發(fā)電企業(yè)分時段申報電量不受峰谷比例限制。
4.交易出清及安全校核
由冀北電力交易中心出清區(qū)內(nèi)交易結(jié)果，北京電力交易中心出清區(qū)外交易結(jié)果。冀北電力交易中心要做好市場運營分析，適時配合我委優(yōu)化交易機制，保障市場平穩(wěn)運行。
由冀北電力調(diào)度控制中心牽頭開展區(qū)內(nèi)交易安全校核，火電日交易按日出具校核意見，華北分部調(diào)度控制中心牽頭開展區(qū)外交易安全校核。
5.中長期交易合同分解曲線
（1）省內(nèi)直接交易分解曲線
省內(nèi)中長期直接交易合同分解曲線分為自定義曲線和均分分解曲線兩類。
1）自定義曲線由經(jīng)營主體根據(jù)發(fā)用電實際情況自主形成。
2）均分分解曲線按均分原則確定各時段電量比例。
年度均分分解曲線將年度分月電量按照執(zhí)行期內(nèi)日歷天數(shù)平均分解至日，再將年度分月合同中尖峰、峰、平、谷時段電量均分至對應(yīng)小時。
月度、月內(nèi)均分分解曲線按照執(zhí)行期內(nèi)日歷天數(shù)，將月度、月內(nèi)合同電量分解至日。
合同分解曲線若在規(guī)定時間內(nèi)未協(xié)商一致，系統(tǒng)默認經(jīng)營主體按照均分分解曲線分解合同電量。
（2）外送交易分解曲線
按照北京電力交易中心發(fā)布的出清結(jié)果成交曲線執(zhí)行；出清結(jié)果中未有成交曲線時，系統(tǒng)默認均分。
（3）電網(wǎng)企業(yè)代理購電分解曲線
電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易達成的中長期交易合同按照均分分解或由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶典型曲線分解。
6.其他
開展分時正式結(jié)算階段，交易單元、線損電量、需求申報、新能源交易上限、售電公司交易限額、交易結(jié)果發(fā)布與未開展分時正式結(jié)算階段一致。