冀北电网2025年电力中长期交易工作方案.doc

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1、冀北电网2025年电力中长期交易工作方案一、交易电量规模根据预测，冀北电网2025年电力中长期直接交易电量规模暂定为830亿千瓦时，根据直接交易用户实际交易需求适时调整。为服务双碳目标落地，在交易时序上，先组织直接交易用户与冀北新能源电厂区内年度绿电交易，再组织直接交易用户与区外电厂（含区外新能源发电企业）、冀北调管220千伏及以下火电厂、区内华北调管火电厂交易，其中，与区外电厂（含区外新能源发电企业）交易电量上限为冀北区内年度绿电交易达成后，剩余直接交易电量规模的30%，由北京电力交易中心组织，其余与冀北新能源电厂进行月度、月内交易，以及与冀北调管220千伏及以下火电厂、区内华北调管火电厂进

2、行年度、月度、月内交易，由冀北电力交易中心组织。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，电网公司代理购电规模相应缩小，直接交易规模相应扩大。电网代理购电市场化采购部分由国网冀北电力有限公司代理，按照7:3的比例分别与区内火电厂和区外火电厂开展交易。二、市场主体范围（一）电力用户在交易平台完成注册的直接交易用户，可直接参与批发市场购电，也可由售电公司代理购电。参与批发市场的用户，如年度内剩余月份没有待执行电量的可转由售电公司代理购电。参与零售市场用户，在与售电公

3、司协商解除代理关系后，可直接参与批发市场购电，或与新的售电公司确立代理关系。由电网企业代理购电的用户，可在每月15日前申请转为直接交易用户，自次月起具备直接交易资格。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，需在业务办结次月15日前转为直接交易用户，否则自次月起执行电网企业代理购电价格的1.5倍。（二）发电企业冀北调管220千伏及以下燃煤电厂、入市的新能源发电企业和冀北区内华北调管燃煤电厂，以及京津唐电网其他电厂。并网燃煤自备电厂取得电力业务许可证（发电类），足额缴纳国家和河北省设立的政府性基金及附加，达到能效、环保要求，可作为经营主体直接参与电力市场交易。已接入冀北电

4、网运行、取得电力业务许可证（发电类）的新能源发电企业，可自愿向冀北电力交易中心提交入市申请，冀北电力交易中心将其纳入市场交易范围。纳入国家可再生能源补贴的新能源项目，参与绿电交易前需提交自愿放弃补贴说明（模板见附件1），其绿电交易结算电量不再享受补贴。张家口地区风电企业超出保障收购小时数的电量，参与张家口四方协作机制电采暖交易。（三）售电公司符合国家发展改革委、国家能源局售电公司管理办法（发改体改规20211595号）和河北省售电公司管理细则（冀发改运行规20233号）等相关售电公司管理要求，在交易平台完成注册并持续满足注册条件，并按规定足额缴纳履约保函或保险的售电公司，可代理零售用户参与交易

5、。（四）独立储能独立储能项目参与中长期电能量交易、容量租赁交易前，需满足电力市场注册基本规则（国能发监管规202476号）、冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）（冀发改运行20241039号）要求，取得并网调度协议、购售电合同或高压供用电合同，在电力交易平台完成市场注册。（五）分布式电源、虚拟电厂（含负荷聚合商）等新型市场主体按照我委相关要求参与市场。三、批发市场交易组织2025年电力中长期交易包括火电交易、绿电交易、新能源外送交易、电网企业代理购电交易、张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易等。为促进新能源消纳，充分发挥市场化交易在电力保供中的基础性作用，在满足区内用

6、电需求基础上，具备条件时可根据需要开展新能源及绿电省间外送交易。2025年发电企业燃煤机组年度电力中长期合同签约电量比例应不低于年度预计发电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。2025年市场化电力用户（含售电公司、电网企业代理购电）年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。独立储能可自愿参与年度、月度、月内等中长期电能量交易。独立储能在放电时段按发电企业身份参与火电交易，在充电时段按电力用户身份参与火电、绿电交易。在同一时段只能以发电企业或电力用户一种身份参与交易。为衔接分时

7、结算及现货市场，中长期交易分两阶段开展，未开展分时正式结算阶段交易按如下方式组织，开展分时正式结算阶段交易组织方案（详见附件2）。（一）交易组织方式1.火电交易（1）年度交易：按照双边协商方式组织，分月合同按照尖峰、峰、平、谷4个交易时段签约，交易申报分时段电价应符合峰谷电价比例浮动要求，发电企业交易申报分时段电量比例须符合2024年直接交易用户分季节用电的峰谷比例。若不符合，该市场主体本次全部申报视为无效申报。（2）月度交易：按照集中竞价方式组织，交易时段、分时段电量比例和电价比例与年度交易要求一致。（3）月内交易：按照集中竞价方式组织，按周（不含法定节假日）开市，交易时段、分时段电量比例和

8、电价比例与年度交易要求一致。（4）合同交易：火电年度分月合同调整交易按照双边协商方式组织。火电年度分月合同回购交易按照双边协商、集中竞价等方式组织，回购后剩余的年度分月合同仍需满足分时段电量比例要求。（5）火电侧合同转让以集中竞价方式组织，用户侧合同转让交易在月内按工作日连续开市（从第三个工作日至倒数第三个工作日），以滚动撮合方式组织，不限峰谷电量、电价比例。市场主体各时段转出合同电量不得超过其在交易执行月对应时段已达成的合同电量。2.绿电交易绿电交易按照北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）（京电交市202459号）相关规则实施。（1）多年期及年度交易：按照双边协商方式组织

9、，分月合同按照尖峰、峰、平、谷4个交易时段签约，交易申报分时段电价应符合峰谷电价比例浮动要求，发电企业交易申报分时段电量比例须符合2024年直接交易用户分季节用电的峰谷比例。若不符合，该市场主体本次全部申报视为无效申报。（2）月度交易：按照双边协商方式组织，交易时段、分时段电量比例和电价比例与年度交易要求一致。（3）月内交易：按照双边协商方式组织，按周（不含法定节假日）开市，交易时段、分时段电量比例和电价比例与年度交易要求一致。（4）绿色电力交易合同转让、多年期绿色电力交易合同电量调整等交易，根据京电交市202459号文按市场需求开展。3.新能源外送交易新能源外送交易按照我委后续印发的外送交易

10、方案执行，相应发电侧合同转让交易按市场需求适时开展。4.电网企业代理购电交易电网企业代理购电通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易），以一段式报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，年度交易分月价格按直接交易年度交易分月均价确定，月度、月内交易价格按当月月度集中竞价交易价格确定，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价格确定。冀北火电企业2024年前三季度奖励电量在2025年年度交易中落实，四季度奖励电量在后续月份交易中积极落实。5.张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易在新机制建立前，暂按河北省发展和改革委员会

11、关于做好冀北电网2024年电力中长期交易工作的通知（冀发改运行20231625号）开展交易结算。（二）交易申报市场主体按照交易时段申报电量、电价。交易电价为发电侧上网电价，其中，燃煤电厂交易电价包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。火电、集中式新能源发电企业每个交易单元申报的分时段总量应符合2024年直接交易用户分季节用电的峰谷比例要求，用户侧主体（售电公司、批发用户）可按用户实际用电特性申报分时段交易电量；独立储能具备分时结算条件，分时交易申报电量比例不作约束。发、用主体申报分时段电价应符合峰谷电价比例要求；张家口四方协作机制电采暖交易暂按一段式申报。发用双方平段交易价格和峰谷电价比例要求如下

12、：火电交易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），绿电交易平段价格浮动不受20%的范围限制。火电、绿电交易高峰电价不低于平段电价的1.7倍，低谷电价不高于平段电价的0.3倍，尖峰电价不低于平段电价的2.04倍。若不符合，该市场主体本次全部申报视为无效申报。为充分发挥分时电价在引导电力资源优化配置方面的重要作用，鼓励电力用户执行峰谷电价。冀北暂不实行峰谷电价范围内的电力用户，可根据需要向电网公司提出申请，自愿选择执行峰谷分时电价。对于暂不执行峰谷电价的批发用户、以及所代理零售用户均不执行峰谷电价的售电公司，在双边协商交易中签订的各时段合同电

13、价浮动比例不做限制，在集中竞价和滚动撮合交易中仅可申报平段。（三）交易时段划分1.市场化直接交易时段参照冀北电网净负荷曲线划分，时段划分及发电企业分时段申报电量峰谷比例要求如下：（1）夏季（每年6、7、8月）低谷：07时、2324时，发电企业申报电量比例不低于33.4%；平段：710时、1216时、2223时；高峰：1012时、1617时、2022时，发电企业申报电量比例不超过19.0%；尖峰：1720时，发电企业申报电量比例不超过10.8%。（2）冬季（每年11、12月及次年1月）低谷：17时、1214时，发电企业申报电量比例不低于32.5%；平段：01时、78时、1012时、1416时、2

14、224时；高峰：810时、1617时、1922时，发电企业申报电量比例不超过23.1%；尖峰：1719时，发电企业申报电量比例不超过7.3%。（3）其他季节（每年2、3、4、5月及9、10月）低谷：16时、1215时，发电企业申报电量比例不低于32.9%；平段：01时、68时、912时、1516时、2324时；高峰：89时、1623时，发电企业申报电量比例不超过30.2%。2.电网企业代理购电交易按照河北省发展和改革委员会关于进一步完善冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（冀发改能价20231711号）执行，时段划分如下：（1）夏季（每年6、7、8月）低谷：07时、2324时；平段：71

15、0时、1216时、2223时；高峰：1012时、1617时、2022时；尖峰：1720时。（2）冬季（每年11、12月及次年1月）低谷：17时、1214时；平段：01时、78时、1012时、1416时、2224时；高峰：810时、1617时、1922时；尖峰：1719时。（3）其他季节（每年2、3、4、5月及9、10月）低谷：17时、1214时；平段：01时、78时、1012时、1416时、2224时；高峰：810时、1622时。以上交易时段划分原则如有调整，按照我委印发的最新文件执行。（四）交易出清及安全校核由冀北电力交易中心出清区内交易结果，北京电力交易中心出清区外交易结果。为保障市场平稳运行，交易结果体现交易双方真实交易意愿，月度、月内火电集中竞价交易在交易出清后进行各时段加权价格校核，如加权价格超出区内年度火电交易均价10元/兆瓦时的范围，交易视为未成交，交易中心发布交易未成交加权价格，重新组织第二轮交易申报和出清，以上一轮未成交加权价格为基准，判断是否超出10元/兆瓦时的范围，如超出范围视为未成交。按此方式最多共计组织三轮申报及出清，如某轮申报出清后加权价格在范围内则以当轮交易结果成交，形成无约束交易结果，如各轮申报出清后加权价格均未在范围内则视为本次交易未成交。如遇开展区外月度、