日前，河北省發(fā)改委發(fā)布《冀北電網2019年電力直接交易工作方案的通知》指出，2019年冀北電網電力直接交易總電量規(guī)模擬定為400億千瓦時（用戶側）。電力用戶與冀北區(qū)內電廠交易電量為280億千瓦時（張家口發(fā)電廠、王灘電廠和涿州熱電占區(qū)內交易電量份額），由冀北電力交易中心組織；剩余部分由北京電力交易中心組織電力用戶與冀北區(qū)外電廠進行交易。

關于印發(fā)冀北電網2019年電力直接交易工作方案的通知

廊坊、張家口、承德市發(fā)展改革委，唐山、秦皇島市工業(yè)信息化局，北京電力交易中心有限公司、國家電網華北分部、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：

為了進一步推進電力市場化改革，按照國家電力體制改革精神和省政府的要求，2019年我省將繼續(xù)推進市場化電力交易，進一步擴大交易規(guī)模，現將冀北電網2019年電力直接交易有關工作事項通知如下：

一、交易電量規(guī)模

2019年冀北電網電力直接交易總電量規(guī)模擬定為400億千瓦時（用戶側）。電力用戶與冀北區(qū)內電廠交易電量為280億千瓦時（張家口發(fā)電廠、王灘電廠和涿州熱電占區(qū)內交易電量份額），由冀北電力交易中心組織；剩余部分由北京電力交易中心組織電力用戶與冀北區(qū)外電廠進行交易。

二、交易組織安排

1．交易組織依據

《京津唐電網電力中長期交易暫行規(guī)則》（華北監(jiān)能市場〔2017〕543號）相關文件要求。

2．交易品種及開展周期

電力直接交易組織采用雙邊交易方式開展，交易周期分為年度交易及月度增量交易兩種。

3．交易申報單元

發(fā)電企業(yè)：將同一發(fā)電企業(yè)下所有機組打包參與交易，結算時按照機組上網電量比例將交易電量拆分至機組。

電力用戶：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。

售電公司：售電公司將所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。

4．安全校核：由國網華北電力調度控制分中心和冀北電力調控中心協(xié)同開展直接交易安全校核工作。

5．交易結果發(fā)布：由北京電力交易中心與冀北電力交易中心聯合發(fā)布交易結果。交易結果一經交易平臺發(fā)布，即作為交易執(zhí)行依據，交易各方不再簽訂紙質輸配電服務合同。

三、直接交易輸配電價

1．直接交易電價為通過電力市場交易形成的市場化電價，為電廠側價格。電力用戶購電價格＝電廠上網電價＋輸配電價（含線損和交叉補貼）＋政府性基金及附加，其中執(zhí)行兩部制電價的用戶按有關規(guī)定支付基本電費。發(fā)電企業(yè)結算電量按用戶側直接交易電量計算。發(fā)電廠上網電價包含環(huán)保電價（包括超低排放電價）。

2．省內輸配電價、跨省跨區(qū)輸電價格按照冀價管〔2018〕115號文和發(fā)改價格〔2018〕224號文相關規(guī)定執(zhí)行。輸配電價具體執(zhí)行標準以交易公告為準，政府性基金及附加按國家現行有關規(guī)定執(zhí)行。

四、交易結算及偏差考核

1．市場化用戶到戶電量電價由“直接交易電價＋輸配電價＋政府性基金及附加”構成；代理用戶（通過售電公司代理購電）到戶電量電價由“直接交易電價＋輸配電價＋政府性基金及附加＋購售電服務價”構成。

2．電力用戶和售電公司與多個發(fā)電企業(yè)達成交易，采用“加權平均”方式確定其直接交易電價（區(qū)外電廠另加跨省跨區(qū)輸電價格），電廠按各自合同電價結算。

3． 相關市場主體維持現有結算關系不變，由北京電力交易中心向區(qū)外電廠出具結算依據，由冀北電力交易中心負責向參與交易的電力用戶、售電公司、區(qū)內電廠出具結算依據，市場主體根據現行規(guī)定進行資金結算，電力用戶按月結清電費。

4．偏差考核按照《京津唐電網電力中長期交易偏差處理與考核管理暫行辦法》（華北監(jiān)能市場〔2018〕86號文）、《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號文）相關規(guī)定執(zhí)行。

5．由北京電力交易中心負責向區(qū)外發(fā)電廠、冀北電力交易中心負責向電力用戶、售電公司和區(qū)內發(fā)電廠出具偏差電量及偏差考核電費明細，本月偏差考核電費隨次月電費結算時一并進行處理。

五、售電公司參與直接交易有關要求

1．電力用戶可直接參與交易或自主選擇由售電公司代理交易，在交易合同履行期限內，不得更改交易方式或變更代理售電公司。售電公司不能代理發(fā)電企業(yè)參加交易，被代理電力用戶不得再直接參加交易。

2．同一投資主體所屬的售電公司（含關聯企業(yè)），當期交易申報電量合計不應超過交易總電量規(guī)模的8％，占比上限由我委根據市場情況適時調整。

3．售電公司與代理用戶應按照我委批復的《購售電合同（示范文本）》，登錄冀北交易平臺線上簽訂電子化《購售電合同》，確定代理關系后方可參與市場交易。

4．售電公司與代理用戶簽訂《購售電合同》后，需到用戶屬地供電營業(yè)廳進行購售電簽約關系登記，電網企業(yè)、售電公司、代理用戶三方共同簽訂《高壓供用電合同補充協(xié)議》，作為代理用戶電費結算發(fā)行的依據。

5．交易結果發(fā)布后，每月10日前售電公司可根據用戶電量預測情況，在交易總電量不變的前提下，與用戶協(xié)商調整合同電量，并確認購售電服務價。逾期未完成的，由冀北電力交易中心依據《購售電合同》約定的電量，等比例進行分匹。

6．冀北電力交易中心按調整后合同電量進行用戶結算，用戶實際用電量超出合同電量時，超出部分按目錄電價結算；用戶實際用電量低于合同電量時，按約定向售電公司支付偏差費用，考核電價統(tǒng)一執(zhí)行京津唐電網偏差考核電價。

7．冀北電力交易中心對售電公司按照代理用戶實際用電量進行結算，售電公司結算電量與用戶市場化結算電量的差額部分，按照冀北地區(qū)火電標桿上網電價與售電公司交易電價的價差計算售電公司收益。只有當售電公司出現偏差考核時，才可啟動售電公司與用戶偏差分攤結算，且只可按約定分攤售電公司繳納的考核電費，分攤不足部分由售電公司承擔。

8．售電公司應理性與用戶協(xié)商交易電價，杜絕虛假、過度承諾，并承擔相應經營風險。電網企業(yè)和交易機構可通過履約保函等方式應對售電公司經營風險，維護市場公平。

六、相關工作要求

1．按本通知相關要求，冀北電力交易中心做好區(qū)內交易組織工作，冀北電力交易中心協(xié)助北京電力交易中心做好區(qū)外交易組織工作。

2．鑒于京津唐電網電力電量統(tǒng)一平衡的特殊性，為保證交易結果的有效執(zhí)行，北京電力交易中心組織冀北電力交易中心，及時將交易結果納入電廠月度發(fā)電量計劃，做好月度發(fā)電計劃編制與發(fā)布。

3．冀北電力交易中心要加強交易平臺建設，繼續(xù)做好市場成員培訓工作，推動市場健康發(fā)展。

4．直接交易過程中發(fā)電企業(yè)應嚴格執(zhí)行所在省“超低排放”標準。

5．交易各方應嚴格遵守相關法律法規(guī)、交易規(guī)則、交易方案及交易公告要求，依法履行交易結果并承擔相關責任及義務。

6．交易各方在交易過程中不得與其他交易主體串通報價。交易各方應根據自身生產經營情況等據實申報電量、電價，發(fā)、用電企業(yè)均不得惡性報量、報價或惡性競爭，影響市場交易正常進行。北京電力交易中心會同冀北電力交易中心做好市場主體相關違約行為的信用記錄和通報等相關工作，并定期上報我委。

7．任何單位和個人不得非法干預市場。因違反有關規(guī)則、擾亂市場秩序等影響交易正常開展時，我委將視情況暫停、調整和中止交易，并追究相關單位和市場主體責任。