中國儲能網(wǎng)訊：近日，河北省發(fā)展和改革委員會發(fā)布關于印發(fā)《冀北電網(wǎng)2025年電力中長期交易工作方案》的通知（以下簡稱“方案”）。
方案對2025年冀北電力中長期交易的規(guī)模、交易組織、市場結算等做出了詳細的規(guī)定。值得注意的是，方案針對獨立儲能的容量租賃，制定了專門條款，明確了租賃的年限、價格、容量規(guī)定等。
交易方式：雙邊協(xié)商交易、集中交易等，通過冀北電力交易平臺開展。
租賃年限：最大可出租年限暫定為15年。
出租容量：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。
租賃價格：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。
這是國內(nèi)首個出臺有容量租賃價格上下限規(guī)定的區(qū)域。相較于其他區(qū)域出臺的容量租賃指導價，此次明確了具體的租賃價格上、下限，顯然也體現(xiàn)了主管部門希望通過容量租賃，保證儲能電站一定的經(jīng)濟收益，從而促進儲能電站建成落地想法。同時，容量租賃時裝機容量為標準，暫不考慮容量衰減，也可較長一段時間保證儲能電站在容量租賃方面的穩(wěn)定收益。
目前，我國多數(shù)地區(qū)的獨立儲能電站容量租賃費用已降至100元/kW·年以下，與2022年間超過300元/kW·年的租賃價格已經(jīng)相去甚遠。儲能電站的造價大幅降低，是租賃價格迅速下降的原因之一；但大量儲能電站投運，局部地區(qū)可租用容量迅速增長，也是租賃價格不斷下探的主因之一。
2024年以來，河北省獨立儲能項目的開發(fā)建設明顯提速，此次的方案，明確了租賃價格下限，確保較長時間段的可租賃容量，且通過冀北電力交易平臺拉通租賃渠道，或將進一步推動河北省儲能項目的開發(fā)建設熱情，促進項目落地。
原文如下：
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 國務院關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
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(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)）、冀北調管220千伏及以下火電廠、區(qū)內(nèi)華北調管火電廠交易，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，以及與冀北調管220千伏及以下火電廠、區(qū)內(nèi)華北調管火電廠進行年度、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)用戶可按月轉為直接交易用戶，電網(wǎng)公司代理購電規(guī)模相應縮小，直接交易規(guī)模相應擴大。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)務辦結次月15日前轉為直接交易用戶，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)務許可證（發(fā)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(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），其綠電交易結算電量不再享受補貼。張家口地區(qū)風電企業(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性作用，在滿足區(qū)內(nèi)用電需求基礎上，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不低于年度預計發(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(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(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。市場主體各時段轉出合同電量不得超過其在交易執(zhí)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(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讓、多年期綠色電力交易合同電量調整等交易，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，相應發(fā)電側合同轉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(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?；痣姟⒓惺叫履茉窗l(fā)電企業(yè)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(jié)用電的峰谷比例要求，用戶側主體（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)交易結果，北京電力交易中心出清區(qū)外交易結果。為保障市場平穩(wěn)運行，交易結果體現(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價格校核，如加權價格超出區(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(nèi)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(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(yōu)化交易出清算法，保障市場平穩(wěn)運行。
由冀北電力調度控制中心牽頭開展區(qū)內(nèi)交易安全校核，華北分部調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。冀北電廠側直接交易上網(wǎng)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(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(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(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(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)市場情況適時調整。
（十）交易結果發(fā)布
由冀北電力交易中心發(fā)布區(qū)內(nèi)交易結果，北京電力交易中心發(fā)布區(qū)外交易結果。交易結果一經(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(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(jīng)購售雙方協(xié)商一致后，每年可修改一次。
五、市場結算
電網(wǎng)企業(yè)負責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)或其他結算要求的電量數(shù)據(jù)。
為穩(wěn)妥推進冀北地區(qū)分時結算工作，保障市場平穩(wěn)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(fā)、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(fā)電側“一段式”偏差結算，用戶側“尖、峰、平、谷”偏差結算（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，迭代完善結算規(guī)則和交易平臺功能。
分時試結算：根據(jù)模擬結算結果形成分時試結算工作方案，由我委正式印發(fā)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(nèi)，按24小時開展發(fā)、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(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(jù)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(guī)則。
分時正式結算：分時試結算運行平穩(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(fā)用雙方交易結算按照“合同照付不議、偏差結算”的原則執(zhí)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(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(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度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號）相關規(guī)則結算。
2.批發(fā)市場結算
（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(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)運行情況適時調整。
（2）發(fā)電側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。冀北調管火電廠超發(fā)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(fā)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(fā)電量視為優(yōu)先發(fā)電電量，按冀北燃煤基準電價結算，欠發(fā)電量執(zhí)行火電欠發(fā)價格。
（3）當批發(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），對應偏差電量按其合同均價結算。
（4）當發(fā)電企業(yè)和售電公司對于結算憑證存在爭議、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算憑證開展電費結算，待我委組織有關市場主體協(xié)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(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)境權益電價（該價格包含在零售合同電價當中）。
售電公司應根據(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，售電公司承擔負收益的風險。
為服務電力保供和實體經(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(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算平穩(wěn)推進，售電公司因偏差結算產(chǎn)生的收益不應超出合理范圍，上限為：該售電公司批發(fā)側偏差電量×（直接交易用戶偏差電價-該售電公司批發(fā)側合同均價）×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(fā)電側偏差電費的差額，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(wǎng)企業(yè)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(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度運行與中長期交易方案（試行）》（冀發(fā)改運行〔2024〕1039號）相關規(guī)則執(zhí)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(jù)《關于冀北地區(qū)電力中長期交易偏差考核有關事宜的補充通知》（冀發(fā)改電力〔2018〕759號）及后續(xù)相關政策執(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)作電采暖交易結算
在新機制建立前，暫按《河北省發(fā)展和改革委員會關于做好冀北電網(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(qū)分時模擬結算方案》，并根據(jù)市場運行和評估情況適時調整?，F(xiàn)貨市場運行后，涵蓋電力現(xiàn)貨市場的結算規(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(xié)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(yōu)質專業(yè)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(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(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
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(nèi)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(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，應約定綠電權益偏差條款，因發(fā)電企業(yè)原因導致用戶無法獲取綠證時，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)布綠證劃轉信息，用戶應持續(xù)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(xiàn)碳達峰、碳中和目標。
本方案執(zhí)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(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)分時模擬結算方案
