河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案.docx

《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案.docx（46页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案为有序做好河北南部电网2025年电力中长期交易工作，依据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20211439号）、国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知（发改办价格20221047号）、电力市场运行基本规则（国家发展和改革委员会第20号令）、电力中长期交易基本规则绿色电力交易专章（发改能源20241123号）（以下简称绿电专章）、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）（以下简称绿电细则）、河北南部电网电力中长期交易规则（华北监能市场2020229号）（

2、以下简称交易规则）、河北省发展和改革委员会关于印发河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知（冀发改运行20241528号）（以下简称入市通知）等政策文件，结合河北南部电网实际，制定本方案。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，可在电力交易平台注册成为经营主体，次月参与市场交易。2.其他电源河北南部电网省调直调光伏（不含扶贫容量部分，下同）、风力发电场站自全部容量取得或者豁免电力业务许可证（发电类）后次月起，按照上网电量一

3、定比例参与市场化交易（不含外送交易）。其中，省调直调光伏省内市场化电量比例暂定为60%，风力发电场站省内市场化电量比例暂定为30%。按照入市通知要求，2025年10千伏及以上工商业分布式光伏分阶段参与市场，其中，1月1日开始，首次并网的增量分布式光伏参与市场，7月1日开始，存量分布式光伏参与市场；上网电量入市比例暂定为20%。分布式光伏以聚合（直接）或接受市场价格模式参与市场。对于接受市场价格的分布式光伏市场化上网电量，由河北电力交易中心每月将同类型电源分时段市场均价（不含绿色电力环境价值），通过电力交易平台对外发布，并推送至电网企业，电网企业按此价格开展电费结算。公用余热余压余气发电机组依申

4、请自愿入市。河北电力交易中心根据实际运行情况，可对新能源（含分布式光伏）入市比例动态调整，报我委批准后执行。3.与电力业务许可证衔接未依法取得或豁免电力业务许可证（发电类）的发电机组，原则上不应参与电力市场交易。对于开展年度交易时发电机组尚未投产等情况，可按照华北能源监管局相关要求执行。（二）工商业电力用户鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围，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

5、注册服务。拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，已参与市场交易无正当理由情况下改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、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、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、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。（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保函、保险的售电公司可参与市场交

6、易。售电公司按照河北省售电公司管理细则（冀发改运行规20233号）和河北南部电网售电公司履约保函、保险管理办法（冀电交规20241号）等相关规定缴纳履约保函、保险。（四）电网企业电网企业按照相关政策要求及交易规则代理工商业用户参与市场交易。（五）新型主体独立储能继续按照河北省发展和改革委员会关于印发2024年河北南部电网独立储能参与电力中长期交易方案的通知（冀发改运行20231417号）、河北省发展和改革委员会关于促进独立储能加快发展有关事项的通知相关规定，参与电能量交易与容量租赁交易。独立储能需具备独立计量能力，转入商业运行后方可参与市场。其中，参与电能量交易时，独立储能主体根据电力系统运行

7、需要，在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易，不能由售电公司代理参与交易。参与容量租赁交易时，鼓励新能源与独立储能签订多年容量租赁合同，并持续满足储能容量配置要求，申请解约前，新能源企业须签订新的容量租赁合同。如无特别说明，本方案下文中所称发电企业、电力用户，均包含独立储能。鼓励分布式光伏聚合商、虚拟电厂等新型主体参与市场交易。按照入市通知及国家相关规定，分布式光伏聚合商、虚拟电厂需在河北电力交易中心完成市场成员注册，其保函保险、资产总额、从业人员、经营场所等管理要求，暂参照售电公司执行。其中，分布式光伏聚合商按照相关规定，聚合分布式光伏参与交易；虚拟电厂参与电能量

8、市场时，聚合的电力用户应为市场化用户，在同一合同周期内，同一电力用户不能同时被不同售电公司（虚拟电厂）代理。（六）交易单元1.发电企业：单机容量150MW及以上火电发电企业（以下简称主力火电企业）按发电机组组建交易单元，单机容量150MW以下火电发电企业以厂为单位组建交易单元；省调直调光伏、风力发电场按照项目核准或备案的场站组建交易单元；直接参与市场的分布式光伏按照项目核准或备案的场站组建交易单元。2.电力用户与售电公司：按照经营主体组建交易单元。3.独立储能：按照项目核准或备案的场站，分充放电身份组建交易单元。4.分布式光伏聚合商、虚拟电厂按照聚合单元组建交易单元。二、交易组织（一）交易规模

9、2025年电力直接交易规模暂定为1000亿千瓦时（根据需求变化情况适时调整）。（二）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20221364号）执行。即：夏季（6、7、8月）：低谷08时；平段815时、2324时；高峰1519时、2223时；尖峰1922时。冬季（1、2、12月）：低谷16时、1215时；平段01时、612时、1516时；高峰1617时、1924时；尖峰1719时。其他月份（3、4、5、9、10、11月）：低谷16时、1215时；平段01时、612时、1516时；高峰1624时。如政策发生变

10、化，时段划分随之调整。2.分时段电价发电企业、电力用户、售电公司、电网企业代理购电参与分时段交易，按照尖峰（夏冬季，下同）、高峰、平段、低谷时段形成分时段电价。峰谷电价浮动比例按照分时电价政策执行，即高峰和低谷时段价格在平段电价基础上分别上下浮动70%，尖峰时段价格在高峰电价基础上上浮20%。如政策发生变化，按最新要求执行。对不执行尖峰或峰谷电价政策的电力用户，鼓励按照尖峰、高峰、平段、低谷时段形成分时段电价。对未形成分时段合同电价的，其合同电量需按比例分劈至发电侧，由电网企业将上述电量比例提交河北电力交易中心，在月度交易公告中发布。（三）年度交易1.交易方式年度交易采用双边协商方式开展，发电

11、企业作为卖方，电力用户和售电公司作为买方参与交易。2.分时段电量、电价形成机制购售双方可自行约定分时段电量、电价，也可按照固定电量比例形成分时段电量及电价。对于按照固定电量比例开展的分时段交易，电量、电价按以下方式形成：（1）与火电、风电企业开展的分时段交易，相关经营主体可选择申报总交易电量及平段电价，各时段电量按照历史月份全网市场化分时段用电量比例（详见附件1）形成，各时段电价按照平段电价乘以峰谷电价浮动比例形成。（2）与光伏企业开展的分时段交易，相关经营主体可选择申报总交易电量及平段电价，各时段电量按照历史月份光伏企业分时段发电量比例（详见附件2）形成，各时段电价按照平段电价乘以峰谷电价浮

12、动比例形成。对于独立储能，双边合同签订时需事先明确现货期间电量分解原则。（四）非现货模式下月度、月内交易在不开展现货结算试运行的月份，所有参与市场经营主体均按照尖峰、高峰、平段、低谷时段划分开展交易。1.电力直接交易（1）每月定期开展次月月度直接交易，原则上采用集中竞价方式，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。（2）每月开展月内直接交易，原则上采用滚动撮合方式按日开市。同一经营主体在一次交易时仅能以买方或卖方一种身份参与交易。2.电网企业代理购电交易电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）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，

13、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。通过挂牌方式组织电网企业代理购电交易时，按以下模式开展月度、月内交易：（1）电网企业代理购电以挂牌交易方式参与月度交易。挂牌成交电量不足部分由市场化燃煤机组按剩余容量等比例承担，即按最大发电能力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。（2）电网企业代理购电以挂牌交易方式可参与月内增量、转让、回购交易。开展增量交易时，出清方式与电网企业代理购电月度挂牌交易一致；开展转让交易时，电网企业作为出让方，电力用户、售电公司作为受让方参

14、与交易；开展回购交易时，电网企业作为售方，发电企业作为购方参与交易，挂牌成交电量不足部分，按照市场化机组当月已达成代理购电合同电量扣除本次挂牌交易申报电量后的净值等比例承担。（五）现货模式下月度、月内交易现货结算试运行期间，所有参与市场经营主体原则上按照24小时开展交易，具体按照现货规则、方案及相关规定执行。（六）坚持电力中长期合同高比例签约1.落实国家中长期合同高比例签约要求为落实国家政策要求，发挥中长期交易“压舱石”作用，燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于燃煤发电机组年度预计上网电量的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实际上网电量的90%；市场化电

15、力用户（含售电公司）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%。做好电网企业代理购电交易工作，确保电网企业代理购电交易电量高比例签约。2.保障中长期合同高比例签约措施为确保年度交易高比例签约，主力火电企业、售电公司全年月度、月内直接交易电量不高于年度成交电量的30%（年中新入市的经营主体除外），我委可根据市场实际运行情况，对该比例进行优化调整。年度交易前，上述经营主体需签订高比例成交承诺书，未实现高比例签约的，自行承担由此带来的市场风险；年度交易结束后，河北电力交易中心可根据评估情况，采取发布风险告知函、纳入市场信用评价、公布经营主体（发电集团）名单等措施。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，签约的各时段电量（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，该电量同时在我委年度优先发电量计划给予明确。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。（七）可调电量及交易限值1.发电企业：不得超过河北电力调度控制中心确定的发电企业最大发电能力。2.售电公司交易电