涉及獨立儲能交易等！冀北電網2025年電力中長期交易工作方案印發

12月11日，河北省發展和改革委員會印發《冀北電網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用戶原則上要直接參與市場交易，鼓勵其他工商業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企業代理購電。根據預測，冀北電網2025年電力中長期直接交易電量規模暫定為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則》（國能發監管規〔2024〕76號）、《冀北電網獨立儲能參與市場化調度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發改運行〔2024〕1039號）要求，取得并網調度協議、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《冀北電網獨立儲能參與市場化調度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發改運行〔2024〕1039號），獨立儲能容量租賃交易包括雙邊協商交易、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，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。可出租容量為裝機容量，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需要按月開展。新能源企業租賃儲能容量期最低應至當年年底。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。交易合同價格經購售雙方協商一致后，每年可修改一次。

原文如下：

河北省發展和改革委員會關于印發《冀北電網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：

為做好冀北電網2025年電力中長期交易工作，依據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件、《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號）等文件要求，我委制定了《冀北電網2025年電力中長期交易工作方案》，現印發給你們，請遵照執行。

河北省發展和改革委員會

2024年12月11日

原文如下：

冀北電網2025年電力中長期交易工作方案

一、交易電量規模

根據預測，冀北電網2025年電力中長期直接交易電量規模暫定為830億千瓦時，根據直接交易用戶實際交易需求適時調整。

為服務雙碳目標落地，在交易時序上，先組織直接交易用戶與冀北新能源電廠區內年度綠電交易，再組織直接交易用戶與區外電廠（含區外新能源發電企業）、冀北調管220千伏及以下火電廠、區內華北調管火電廠交易，其中，與區外電廠（含區外新能源發電企業）交易電量上限為冀北區內年度綠電交易達成后，剩余直接交易電量規模的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、月內交易，以及與冀北調管220千伏及以下火電廠、區內華北調管火電廠進行年度、月度、月內交易，由冀北電力交易中心組織。

10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場交易，鼓勵其他工商業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企業代理購電。電網代理工商業用戶可按月轉為直接交易用戶，電網公司代理購電規模相應縮小，直接交易規模相應擴大。電網代理購電市場化采購部分由國網冀北電力有限公司代理，按照7:3的比例分別與區內火電廠和區外火電廠開展交易。

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，可直接參與批發市場購電，也可由售電公司代理購電。參與批發市場的用戶，如年度內剩余月份沒有待執行電量的可轉由售電公司代理購電。參與零售市場用戶，在與售電公司協商解除代理關系后，可直接參與批發市場購電，或與新的售電公司確立代理關系。由電網企業代理購電的用戶，可在每月15日前申請轉為直接交易用戶，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企業代理購電用戶，需在業務辦結次月15日前轉為直接交易用戶，否則自次月起執行電網企業代理購電價格的1.5倍。

（二）發電企業

冀北調管220千伏及以下燃煤電廠、入市的新能源發電企業和冀北區內華北調管燃煤電廠，以及京津唐電網其他電廠。并網燃煤自備電廠取得電力業務許可證（發電類），足額繳納國家和河北省設立的政府性基金及附加，達到能效、環保要求，可作為經營主體直接參與電力市場交易。已接入冀北電網運行、取得電力業務許可證（發電類）的新能源發電企業，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），其綠電交易結算電量不再享受補貼。張家口地區風電企業超出保障收購小時數的電量，參與張家口四方協作機制電采暖交易。

（三）售電公司

符合國家發展改革委、國家能源局《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）和《河北省售電公司管理細則》（冀發改運行規〔2023〕3號）等相關售電公司管理要求，在交易平臺完成注冊并持續滿足注冊條件，并按規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則》（國能發監管規〔2024〕76號）、《冀北電網獨立儲能參與市場化調度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發改運行〔2024〕1039號）要求，取得并網調度協議、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要求參與市場。

三、批發市場交易組織

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、電網企業代理購電交易、張家口可再生能源示范區四方協作電采暖交易等。為促進新能源消納，充分發揮市場化交易在電力保供中的基礎性作用，在滿足區內用電需求基礎上，具備條件時可根據需要開展新能源及綠電省間外送交易。

2025年發電企業燃煤機組年度電力中長期合同簽約電量比例應不低于年度預計發電量的80%，并通過后續合同簽訂，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、電網企業代理購電）年度電力中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的80%，并通過后續合同簽訂，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、月內等中長期電能量交易。獨立儲能在放電時段按發電企業身份參與火電交易，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電企業或電力用戶一種身份參與交易。

為銜接分時結算及現貨市場，中長期交易分兩階段開展，未開展分時正式結算階段交易按如下方式組織，開展分時正式結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符合峰谷電價比例浮動要求，發電企業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）月內交易：按照集中競價方式組織，按周（不含法定節假日）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整交易按照雙邊協商方式組織。火電年度分月合同回購交易按照雙邊協商、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）火電側合同轉讓以集中競價方式組織，用戶側合同轉讓交易在月內按工作日連續開市（從第三個工作日至倒數第三個工作日），以滾動撮合方式組織，不限峰谷電量、電價比例。市場主體各時段轉出合同電量不得超過其在交易執行月對應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）相關規則實施。

（1）多年期及年度交易：按照雙邊協商方式組織，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符合峰谷電價比例浮動要求，發電企業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）月內交易：按照雙邊協商方式組織，按周（不含法定節假日）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讓、多年期綠色電力交易合同電量調整等交易，根據京電交市〔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印發的外送交易方案執行，相應發電側合同轉讓交易按市場需求適時開展。

4.電網企業代理購電交易

電網企業代理購電通過參與場內集中交易方式（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、月內交易價格按當月月度集中競價交易價格確定，若當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月份交易中積極落實。

5.張家口可再生能源示范區四方協作電采暖交易

在新機制建立前，暫按《河北省發展和改革委員會關于做好冀北電網2024年電力中長期交易工作的通知》（冀發改運行〔2023〕1625號）開展交易結算。

（二）交易申報

市場主體按照交易時段申報電量、電價。交易電價為發電側上網電價，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。火電、集中式新能源發電企業每個交易單元申報的分時段總量應符合2024年直接交易用戶分季節用電的峰谷比例要求，用戶側主體（售電公司、批發用戶）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算條件，分時交易申報電量比例不作約束。發、用主體申報分時段電價應符合峰谷電價比例要求；張家口四方協作機制電采暖交易暫按一段式申報。

發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電基準價的20%（高耗能企業交易價格浮動不受20%的范圍限制），綠電交易平段價格浮動不受20%的范圍限制。火電、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。

為充分發揮分時電價在引導電力資源優化配置方面的重要作用，鼓勵電力用戶執行峰谷電價。冀北暫不實行峰谷電價范圍內的電力用戶，可根據需要向電網公司提出申請，自愿選擇執行峰谷分時電價。對于暫不執行峰谷電價的批發用戶、以及所代理零售用戶均不執行峰谷電價的售電公司，在雙邊協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凈負荷曲線劃分，時段劃分及發電企業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，發電企業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，發電企業申報電量比例不超過19.0%；

尖峰：17－20時，發電企業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，發電企業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，發電企業申報電量比例不超過23.1%；

尖峰：17－19時，發電企業申報電量比例不超過7.3%。

（3）其他季節（每年2、3、4、5月及9、10月）

低谷：1－6時、12－15時，發電企業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，發電企業申報電量比例不超過30.2%。

2.電網企業代理購電交易按照河北省發展和改革委員會關于進一步完善冀北電網工商業及其他用戶分時電價政策的通知（冀發改能價〔2023〕1711號）執行，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（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整，按照我委印發的最新文件執行。

（四）交易出清及安全校核

由冀北電力交易中心出清區內交易結果，北京電力交易中心出清區外交易結果。為保障市場平穩運行，交易結果體現交易雙方真實交易意愿，月度、月內火電集中競價交易在交易出清后進行各時段加權價格校核，如加權價格超出區內年度火電交易均價±10元/兆瓦時的范圍，交易視為未成交，交易中心發布交易未成交加權價格，重新組織第二輪交易申報和出清，以上一輪未成交加權價格為基準，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價格在范圍內則以當輪交易結果成交，形成無約束交易結果，如各輪申報出清后加權價格均未在范圍內則視為本次交易未成交。如遇開展區外月度、月內交易，按照區外年度火電交易均價作相應調整。冀北電力交易中心要做好市場運營分析，適時配合我委優化交易出清算法，保障市場平穩運行。

由冀北電力調度控制中心牽頭開展區內交易安全校核，華北分部調度控制中心牽頭開展區外交易安全校核。

（五）交易單元

1.發電企業：火電廠按電廠參與交易（現貨市場運行后，根據需求按機組參與交易），新能源企業（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：作為發電企業身份參與交易時，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一打包參與交易。

3.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。

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）統一打包參與交易。

5.電網企業代理購電用戶（含增量配電網）：將電網企業代理購電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。

6.高耗能用戶名單發布后，批發用戶和售電公司交易單元按照高耗能、非高耗能分別組建，相關事項另行通知。

（六）線損電量

2025年冀北電網全部線損電量由電網企業統一代理采購，代理采購損益按月向全體工商業用戶分攤或分享。冀北電廠側直接交易上網電量按冀北用戶側直接交易電量計算。

（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、月內交易時，批發用戶、售電公司需申報分時段交易電量需求，批發用戶、售電公司各時段交易申報電量不得超過相應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

新能源企業年度分月、月度交易上限，暫按前三年（2021－2023年）分地市當月平均利用小時的50%確定（平價新能源項目按70%確定），配建調相機的項目交易上限按1.3倍執行。綠電交易電量、新能源外送交易均在交易上限以內開展。根據新能源發電和交易開展情況適時調整交易上限。

（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超過工商業用戶全年直接交易規模的8%；同時，在參與綠電交易時，當次交易電量計及已達成的綠電交易合同電量合計不應超過當次綠電出清規模計及已成交綠電交易規模的30%；如超過上限則該售電公司當次交易全部申報電量視為無效申報。占比上限根據市場情況適時調整。

（十）交易結果發布

由冀北電力交易中心發布區內交易結果，北京電力交易中心發布區外交易結果。交易結果一經交易平臺發布，即作為交易執行依據，交易承諾書+交易公告+交易結果視為電子合同，交易各方不再簽訂紙質市場化交易合同。交易結果發布后，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《冀北電網獨立儲能參與市場化調度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發改運行〔2024〕1039號），獨立儲能容量租賃交易包括雙邊協商交易、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，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。可出租容量為裝機容量，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需要按月開展。新能源企業租賃儲能容量期最低應至當年年底。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。交易合同價格經購售雙方協商一致后，每年可修改一次。

五、市場結算

電網企業負責向冀北電力交易中心提供經校驗的發電企業、電力用戶分時抄表電量數據或其他結算要求的電量數據。

為穩妥推進冀北地區分時結算工作，保障市場平穩過渡，按分時模擬結算、分時試結算和分時正式結算三個階段推進發、用全面分時結算落地。其中，分時正式結算階段、分時試結算階段的試結算日按24時段分時結算；其余階段暫按發電側“一段式”偏差結算，用戶側“尖、峰、平、谷”偏差結算（暫不執行峰谷電價的批發用戶、以及所代理零售用戶均不執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，執行平段偏差價格）。

分時模擬結算：發電企業、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，依據發、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模和對市場主體的影響，迭代完善結算規則和交易平臺功能。

分時試結算：根據模擬結算結果形成分時試結算工作方案，由我委正式印發分時交易試結算方案，轉入試結算階段。在短周期（日或多日）內，按24小時開展發、用兩側分時試結算，試結算費用納入市場主體月度結算依據，并逐步過渡到長周期（周、旬、月）。冀北電力交易中心根據分時交易試結算方案，適時組織開展試結算周期中長期合同電量分解和分時合同曲線調整，并依據試結算結果開展市場運行評估，完善市場方案和不平衡費用處理規則。

分時正式結算：分時試結算運行平穩后，經市場管委會審議通過，由我委正式印發分時交易結算方案，轉入正式結算階段。

（一）分時正式結算前結算方案

1.結算原則

發用雙方交易結算按照“合同照付不議、偏差結算”的原則執行解耦結算。交易合同按照約定的電量、電價全額結算；實際電量超過合同電量部分為超用/超發電量，低于合同電量部分為少用/欠發電量，分別按照超用/超發偏差價格、少用/欠發偏差價格結算。未能達成交易的電力用戶、售電公司、火電企業，實際用電量/發電量全部按偏差價格結算。

綠電交易結算要求按照《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）相關規則執行。

獨立儲能參與中長期電能量和容量租賃交易，參照《冀北電網獨立儲能參與市場化調度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發改運行〔2024〕1039號）相關規則結算。

2.批發市場結算

（1）直接交易用戶（電力批發用戶、售電公司）偏差電量分時（尖、峰、平、谷）結算。各時段超用電量結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（按照峰谷浮動系數計算分時偏差價格）中最大值與超用系數U1的乘積；各時段少用電量結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（按照峰谷浮動系數計算分時偏差價格）中最小值與少用系數U2的乘積。偏差結算按照階梯方式執行，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），根據運行情況適時調整。

（2）發電側偏差電量暫按月度總上網電量和達成的各類合同總量計算偏差電量。冀北調管火電廠超發電量結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；欠發電量結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、綠電交易的順序結算，超發電量視為優先發電電量，按冀北燃煤基準電價結算，欠發電量執行火電欠發價格。

（3）當批發用戶、售電公司、發電企業出現超用/欠發電量電價低于其合同均價，或少用/超發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，發電企業按總合同電量計算），對應偏差電量按其合同均價結算。

（4）當發電企業和售電公司對于結算憑證存在爭議、暫無法解決時，國網冀北電力有限公司可暫按冀北電力交易中心出具的結算憑證開展電費結算，待我委組織有關市場主體協調一致后進行清算，原則上相關費用不跨年度結算。

3.零售市場結算

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），選擇固定服務價、固定零售價、市場聯動價等套餐模式，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，其中執行分時電價的用戶按照峰谷浮動系數計算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境權益電價（該價格包含在零售合同電價當中）。

售電公司應根據代理用戶需求電量在批發市場購電，并根據用戶實際用電需求，執行月前完成與用戶合同電量、電價調整。

冀北電力交易中心按照售電公司在批發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，售電公司承擔負收益的風險。

為服務電力保供和實體經濟發展，鼓勵售電公司和零售用戶在約定交易價格時，在固定服務價基礎上約定零售價上限，當實際結算的零售價差超出上限時，按約定的零售價上限結算零售用戶合同電量；在固定零售價基礎上約定購售價差上限（平段），當實際結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算平穩推進，售電公司因偏差結算產生的收益不應超出合理范圍，上限為：該售電公司批發側偏差電量×（直接交易用戶偏差電價-該售電公司批發側合同均價）×K。其中，K暫按0.2取值，根據運行情況適時動態調整。售電公司偏差結算收益超出該上限的部分，向承擔偏差支出的代理用戶返還。

4.差額資金分配

市場“偏差結算”形成的用戶側與發電側偏差電費的差額，由冀北批發市場主體共同分攤或返還，按月結算、次月清算。冀北調管燃煤電廠偏差未分時結算形成的差額費用，向冀北調管燃煤電廠分攤或返還；購華北電量與電網企業代理購電用戶、直接交易用戶偏差結算價差形成的差額費用，分別向電網企業代理購電用戶和直接交易用戶分攤或返還；剩余差額由冀北調管燃煤電廠、新能源企業參加綠電交易部分、直接交易用戶、電網企業代理購電用戶按其結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生的偏差差額費用參照《冀北電網獨立儲能參與市場化調度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發改運行〔2024〕1039號）相關規則執行。

用戶側偏差考核（U1≠1、U2≠1）形成的考核費用向用戶側返還。

5.偏差免考

用戶側偏差免考申請及辦理流程依據《關于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）及后續相關政策執行，對經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）。

新能源發電企業偏差免考申請及辦理流程依據我委2022年《關于確定冀北電網12月偏差免考企業的函》中，新能源發電企業偏差免考原則執行，對經政府部門核定確認的免考電量不予考核（欠發免考電量的偏差價格按該廠合同均價執行）。

6.張家口可再生能源示范區四方協作電采暖交易結算

在新機制建立前，暫按《河北省發展和改革委員會關于做好冀北電網2024年電力中長期交易工作的通知》（冀發改運行〔2023〕1625號）開展交易結算。

（二）分時模擬結算方案

分時模擬結算方案詳見附件4《冀北地區分時模擬結算方案》，并根據市場運行和評估情況適時調整。現貨市場運行后，涵蓋電力現貨市場的結算規則另行發布。

六、其他保障措施

（一）規范市場交易行為

冀北電力交易中心要按照交易方案，提前發布交易公告，確定交易時間、組織方式、合同簽訂要求、結算規則等，做好信息發布，確保交易順暢。落實有序推動工商業用戶全部進入電力市場要求，提升交易平臺業務支撐能力。積極應用e交易等技術手段，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要求參與交易，平等協商，自主交易，嚴禁串通報價、惡意報價、擾亂市場秩序。售電公司應向用戶提供優質專業的售電服務，不得利用信息不對稱誤導用戶，加大中間流通環節成本，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則》（國能發監管〔2024〕9號）要求在信息披露平臺規范開展信息披露，并對披露信息的真實性、準確性、完整性、及時性負責。

（三）加強市場風險控制

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，對需要完善或調整事項經認真研究后及時報我委。加強履約監管，冀北電力交易中心對市場主體失信行為予以公開，發布市場主體履約情況通報。

（四）做好市場主體培訓

冀北電力交易中心定期組織開展市場主體培訓，針對分時段簽約及結算、綠電與綠證交易等內容，做好宣貫培訓工作和咨詢問答服務。

（五）積極落實保供責任

發電企業需積極參與直接交易和電網企業代理購電交易，通過市場手段落實必發電量。張家口市能源局要積極培育新能源發電企業市場意識，落實張家口電采暖交易電力保供責任。

（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。發用雙方開展綠電交易，應約定綠電權益偏差條款，因發電企業原因導致用戶無法獲取綠證時，由發用雙方按照約定解決。綠電交易合同執行期間，北京電力交易中心、冀北電力交易中心要及時發布綠證劃轉信息，用戶應持續關注綠證劃轉情況。按照國家文件要求，用戶綠電消費量不納入能源消費控制，助力實現碳達峰、碳中和目標。

本方案執行過程中，如遇國家政策調整，我委將對本方案進行調整，并設置過渡期，過渡期結束后按新政策執行。冀北電力交易中心在執行中，遇到問題及時向我委請示，批準后可在交易公告中向市場主體發布。

未盡事宜，由我委會同華北能源監管局研究決定。

附件：1.新能源發電項目自愿放棄國家可再生能源補貼說明

2.開展分時正式結算階段交易組織方案

3.冀北地區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.冀北地區分時模擬結算方案

附件1

新能源發電項目自愿放棄國家可再生能源補貼說明

我司全稱為：，統一社會信用代碼為：。

我司投資建設的項目（容量多少MW），于20××年X月X日投運并網，于20××年X月X日完成電力交易平臺市場注冊，現根據《冀北電網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，對應綠電結算電量（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

年度交易合同調整：按照雙邊協商方式組織，在保持分月合同總電量不變的基礎上，購售雙方可按照實際情況調整分時正式結算階段對應的年度交易后續分月分時段合同電量。交易申報分時段電價調整應符合峰谷電價比例浮動要求。購售雙方若有合同調整，按照調整后合同執行。

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、谷時段的加權均價應符合峰谷電價比例浮動要求。

日交易：火電發電企業、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、日交易達成交易結果分解至每日24時段中對應時段交易電量之和的30%。發電企業作為售方時，每個時段交易上限不超過對應時段實際發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、日交易達成交易結果分解至每日24時段中對應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不超過火電年度交易平段均價的3%。根據市場運行情況可適時調整相關參數。

月內交易可根據市場運行情況結合市場需求靈活開展。

冀北調管220千伏及以下火電廠、區內華北調管火電廠、區外火電廠間合同轉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）相關規則實施。

年度交易合同調整：按照雙邊協商方式組織，在保持分月合同總電量不變的基礎上，購售雙方可按照實際情況調整分時正式結算階段對應的年度交易后續分月分時段合同電量。交易申報分時段電價調整應符合峰谷電價比例浮動要求。購售雙方若有合同調整，按照調整后合同執行。

月度交易：按照雙邊協商方式組織，按照24個交易時段簽約，尖峰、峰、平、谷時段的加權均價應符合峰谷電價比例浮動要求，風電、光伏發電企業根據實際發電特性申報分時段電量、電價。

月內交易：按照雙邊協商方式組織，交易標的為月內剩余天數的24時段交易電量，按周（不含法定節假日）開市，按照24個交易時段簽約，尖峰、峰、平、谷時段的加權均價應符合峰谷電價比例浮動要求，風電、光伏發電企業根據實際發電特性申報分時段電量、電價。

綠色電力交易合同轉讓、多年期綠色電力交易合同電量調整等交易，根據京電交市〔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印發的外送交易方案執行，相應發電側合同轉讓交易按市場需求適時開展。

（4）電網企業代理購電交易

電網企業代理購電通過參與場內集中交易方式（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、月內交易價格按當月月度集中競價交易價格確定，若當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月份交易中積極落實。

（5）張家口可再生能源示范區四方協作電采暖交易

在新機制建立前，暫按《河北省發展和改革委員會關于做好冀北電網2024年電力中長期交易工作的通知》（冀發改運行〔2023〕1625號）開展交易結算。

2.交易申報

開展分時正式結算階段，火電、集中式新能源發電企業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用電的峰谷比例要求限制。月度交易及月內交易中各市場主體尖峰、高峰、平、谷時段的加權均價需滿足：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算階段一致，發電企業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內交易結果，北京電力交易中心出清區外交易結果。冀北電力交易中心要做好市場運營分析，適時配合我委優化交易機制，保障市場平穩運行。

由冀北電力調度控制中心牽頭開展區內交易安全校核，火電日交易按日出具校核意見，華北分部調度控制中心牽頭開展區外交易安全校核。

5.中長期交易合同分解曲線

（1）省內直接交易分解曲線

省內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）自定義曲線由經營主體根據發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行期內日歷天數平均分解至日，再將年度分月合同中尖峰、峰、平、谷時段電量均分至對應小時。

月度、月內均分分解曲線按照執行期內日歷天數，將月度、月內合同電量分解至日。

合同分解曲線若在規定時間內未協商一致，系統默認經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布的出清結果成交曲線執行；出清結果中未有成交曲線時，系統默認均分。

（3）電網企業代理購電分解曲線

電網企業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企業根據電網企業代理購電用戶典型曲線分解。

6.其他

開展分時正式結算階段，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、交易結果發布與未開展分時正式結算階段一致。