工作方案
根据《国家发展改革委 国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）、《河北南部电网电力中长期交易规则》（华北监能市场〔2020〕229号）（以下简称《交易规则》）有关要求，为加快推进我省电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，保障河北南部电网电力市场高效运行，制定本方案。
一、交易电量规模
河北南部电网2021年全年电力直接交易总规模约为750亿千瓦时（用户侧），原则上各市场主体年度交易签约电量不低于2021年用电量的80%。
二、市场主体准入条件
（一）发电企业
经我委批准，并在河北电力交易中心完成注册手续的全部统调机组（详见附件1）。
（二）电力用户
通过我委公示并在河北电力交易中心完成注册手续的电力用户。
（三）售电公司
沙河人才网在河北电力交易中心完成注册手续并按期提交了与交易规模、交易时间相匹配履约保函或履约保证保险（有效期终止日期应不早于其所参与电力交易周期次次月月末）的售电公司。
三、售电公司与零售电力用户关系确认
售电公司应按规定向河北电力交易中心提交履约保函或履约保证保险，售电公司与代理用户签订《市场化零售供用电合同》后提交至河北电力交易中心，河北电力交易中心据此在电力交易平台进行售电业务代理关系确认。
四、交易组织安排
（一）交易类型与时间要求
2021年年度电力直接交易采用双边协商交易方式开展，河北电力交易中心应合理安排交易组织时间，力争在12月底前完成交易组织工作。月度电力直接交易采用双边协商、集中交易等方式开展，逐步缩短交易周期，适时开展月内（多日）交易等工作。
（二）交易时段划分
2020年执行峰谷电价政策的用户，按本方案规定时段划分标准分峰（含尖峰）、平、谷（含双蓄）时段约定电量、电价，参与分时段交易；2020年不执行峰谷电价政策的电力用户不参与分时段交易。
时段划分标准（模拟运行）：
（1）尖峰时段：6、7、8月的17-18时、20-22时；
（2）高峰时段：15-23时；
（3）平段时段：8-15时、23-24时；
（4）低谷时段：0-8时。
（三）交易电量
1.电力用户：全部电量应参与交易，直接交易电量为用户用电量。年用电量500万千瓦时及以上的电力用户可直接参与或委托售电公司代理参与电力直接交易。年用电量500万千瓦时以下的电力用户必须委托售电公司代理参与电力直接交易。
2.发电企业：参与电力直接交易的机组全年电力直接交易电量发电设备利用小时数不超过5000小时，背压机组不受该条件限制。发电企业结算电量按用户侧直接交易电量计算。
3.售电公司交易电量不高于以下三个条件最低值：
（1）按照履约保函或履约保证保险金额对应的售电规模电量；
（2）按照公司资产总额对应的售电规模电量；
（3）同一投资主体所属售电公司（各发电集团所属售电公司均视为同一投资主体，包括其所属或参股投资公司），2021年全年交易电量之和不超过全年电力直接交易总规模的8%。
4.为降低市场操纵风险，发电企业在单次电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，
购电量不得超过其售出电能量净值（多次售出、购入抵消后的净售电量）的20%。电力用户和售电公司在单次电力交易中的售电量不得超过其购入电能量净值（多次购入、售出相互抵消后的净购电量）的20%。
（四）交易价格
1.电力直接交易成交价格应当由市场主体通过市场化方式形成，第三方不得干预。
2.发电企业电力直接交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。
3.市场用户用电价格由电力直接交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。执行两部制电价的用户按有关规定支付基本电费。
4.为确保市场运行平稳，签订分时段中长期合同的市场主体，暂定平段价格作为电力直接交易价格，按照现行目录电价上下浮比例分别形成尖峰、峰段、谷段、双蓄交易价格，其中尖峰电价为平段电价的1.6倍，高峰电价为平段电价的1.4倍，低谷电价为平段电价的0.6倍，双蓄电价为平段电价的0.5倍。
5.发电企业、售电公司和电力用户须承担电价（含分时段）变化带来的风险。
6.无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业（含增量配电网企业，下同）承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定目录电价的1.2倍执行。
（五）分时段交易安排
1.分时段交易按两个阶段开展，即模拟运行阶段和正式运行阶段。
2.在模拟运行阶段，发电企业实际结算以合同各时段电量之和作为合同交易电量，以平段价格作为合同交易价格执行，发电企业执行基准价电量暂按月滚动调整；电力用户（售电公司）实际结算以合同各时段电量之和作为合同交易电量，以平段价格作为基准，按2020年峰谷时段划分和目录电价上下浮比例执行。
3.河北电力交易中心根据模拟运行情况，及时总结分析，提出转正式运行具体方案，经河北南部电网市场管理委员会审议通过，报我委批准后转入正式运行。
五、合同签订与调整
（一）实行信用服务机构见证签约
由河北省社会信用信息中心作为公共信用机构，通过电力交易平台见签电力中长期交易合同。河北电力交易中心在电力交易平台为河北省社会信用信息中心开设交易合同见签专用账号，提供相关交易合同信息查询、浏览权限，实行见签。
（二）规范签订电力中长期交易电子合同
为提高工作效率，各市场主体将《河北南网电力交易成交结果确认单》和《河北南网市场主体入市协议》视同为电子合同，作为执行依据。河北电力交易中心要按照国家有关要求，编制河北南部电网电力中长期交易合同示范文本，完善交易平台相关功能，逐步实现市场主体利用交易平台签订要素齐全的电子化规范合同。
（三）建立电力中长期交易合同调整机制
河北电力交易中心逐步完善电力中长期合同市场化调整机制，按月组织开展发电权交易、合同电量转让交易、年度交易电量分月计划调整，为市场主体调整合同电量提供市场化手段。
六、输配电价
输配电价、政府性基金及附加按《河北省发展和改革委员会关于核定河北省级电网2020-2022年输配电价及销售电价的通知》（冀发改能价〔2020〕1842号）执行，如遇调整按最新电价政策执行。
七、计量
1.电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置，定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，保证计量数据准确、完整。按照满足电力分时段交易、分时段结算的要求，及时将计量数据提交河北电力交易中心。河北电力交易中心做好用户用电信息披露工作。
2.发电企业应合理安排计量装置改造计划，确保本企业计量装置符合要求。
八、交易结果执行
为确保电网安全裕度，降低因潮流分布不合理导致电网阻塞的风险，电力调度机构应在满足电网安全要求、保障电力供应的前提下执行交易结果。不可抗力、系统故障及电网运行需要等引起的违约、偏差考核或对市场有关方的影响，电网公司及其所辖电力调度机构不承担经
济责任。
九、结算与偏差考核
（一）建立偏差电量结算机制
市场主体交易结算按《交易规则》有关规定执行，电力用户（售电公司）的合同电量和偏差电量分开结算，按月清算、结账。
（二）批发市场结算
分时段交易模拟运行阶段，批发市场偏差结算相关参数及规则如下：
1.批发交易用户（包括电力用户、售电公司）超用电量或者少用电量设置两段惩罚系数。其中，超用电量在当月购入电能量净值5%以内部分，U1取值1，其它部分取值1.1；少用电量在当月购入电能量净值5%以内部分，U2取值1，其它部分取值0.9。
2.发电企业年度执行基准价电量实际完成值与合同的偏差设置两段惩罚系数。其中，超发电量在合同电量2%以内部分，K1取值1，其它部分K1取值0.8；少发电量在合同电量2%以内部
分，K2取值1，其它部分取值1.1。
3.电网企业代为结算偏差电量费用造成的购电成本损益，以及电力直接交易用户侧的电量费用与发电侧的电量费用之间的差额，按照当月上网电量占比分摊或者返还给所有入市机组。
（三）零售市场结算
河北电力交易中心负责汇总售电公司与零售用户签订的《河北南部电网市场化购售电结算协议示范文本》（见附件2），按其约定提供零售结算依据。
十、工作要求
1.河北电力交易中心要按照《交易规则》，提前发布交易公告，确定交易时间、组织方式、合同签订要求、结算规则等，做好信息发布。针对分时段电量、分时段报价、偏差考核、规范签约等内容，做好宣贯培训工作，确保市场主体应知尽知。提前完善交易平台，确保年度交易组织顺利进行。
2.电网企业应在交易公告发布前为符合条件的市场主体提供历史用电数据查询服务，公布有
关历史用电曲线。在规定时间内完成与售电公司、电力用户签订《市场化零售供用电合同》，不得附加任何与电力直接交易无关的条件。
3.电力用户与售电公司年度交易电量与全年结算电量比例超过90%的，将在信用评价中提高评价等级，适当优先安排合同电量转让、调整等。
4.各市场交易主体要按照《交易规则》和相关要求参与交易，平等协商，自主交易，严禁串通报价、恶意报价和扰乱市场秩序。对不按要求参与交易恶意制造偏差的市场主体，将视情况加大偏差考核。若发现市场交易出现异常行为，河北电力交易中心可依法依规采取干预措施，并报我委、华北能源监管局。
5.河北电力交易中心按有关规定履行市场监控和风险防控职责，分析电力交易运行情况，对需要完善或调整事项经认真研究后及时报我委。建立中长期交易跟踪及信息披露机制，按月跟踪并向我委、华北能源监管局报送各类市场主体合同签订与履约情况，我委会同华北能源监管局依法履行电力中长期交易监管职责。
6.交易组织、安全校核、信息发布、合同执行、交易结算及偏差处理等均按照《交易规则》
相关规定执行。具体信息由河北电力交易中心通过其交易平台及（登陆，搜索：河北电力交易中心）发布。
7.各市场主体按照新型冠状病毒肺炎疫情防控要求，通过电话、等网络信息化手段进行协商沟通，避免因交易组织出现人员大范围聚集情况。
8.未尽事宜，由我委会同华北能源监管局研究决定。
附件：1.2021年度电力直接交易入市发电企业名单
2.河北南部电网市场化购售电结算协议示范文本
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