关于做好冀北电网2017年电力直接交易工作的通知

廊坊、张家口、承德市发展改革委，唐山、秦皇岛市工业信息化局，北京电力交易中心有限公司、国家电网华北分部、国网冀北电力有限公司、冀北电力交易中心有限公司，大唐国际电力公司、华润华北电力公司、省建投公司，各有关发电企业、电力用户、售电公司：

        为了进一步推进电力市场化改革，按照国家电力体制改革精神和省政府的要求，2017年我省将继续扩大市场交易份额，现将冀北电网今年电力直接交易有关工作事项通知如下：

        一、交易电量规模

        2017年度，冀北电网大用户直接交易总电量规模为2016年冀北地区全社会用电量25%左右，约360亿千瓦时，其中：270亿双边交易，90亿月度集中交易。电力用户与冀北区内电厂（唐山、张家口、秦皇岛、承德和廊坊行政区内电厂）交易电量为250亿千瓦时，由冀北电力交易中心组织；电力用户与冀北区外电厂交易电量为110亿千瓦时，由冀北电力交易中心协助北京电力交易中心组织。

        二、交易组织安排

        经京、津、冀电力运行管理部门和北京电力交易中心协商一致，北京电力交易中心、冀北电力交易中心分别组织交易，省内、省间交易不分先后次序。

        （一）交易组织依据

        《河北省电力直接交易实施方案》（冀发改电力〔2016〕1061号），《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》（华北监能市场〔2016〕354号），同时参照《电力中长期交易基本规则（暂行）》。

        （二）交易组织具体方式

        1.交易品种及开展周期

        全年电力直接交易组织采用双边交易为主，集中交易为辅的方式开展。双边交易可按年度、月度为周期开展，集中交易以月度为周期开展。月度集中交易根据市场需求，适时启动开展。支持新能源参与市场交易，今年以试点为主，以后逐步扩大规模。发电企业、电力用户、售电公司可自主选择参与市场的交易方式，电力用户全电量参与，取消发电侧申报价格限制。直接交易电量上限=机组容量/入市机组总容量×直接交易电量规模×T，发电企业直接交易系数T为1.3。

        2.扣除年度发电计划容量=发电企业直接交易上网电量/（1-发电企业上年度综合厂用电率）/上年度该发电企业平均利用小时数×K，发电容量扣除系数K取0.5。

        3.数据申报单元：发电企业以电厂为交易单元进行申报，用户及售电公司以用户编号为交易单元进行申报。

        4.安全校核：由国网华北电力调度控制分中心和国网冀北电力调度控制中心协调开展直接交易安全校核工作。

        5.交易结果发布：由冀北电力交易中心发布区内交易结果，由北京电力交易中心发布区外交易结果。

        三、直接交易输配电价

        （一）河北北部电网的输配电价已获国家发改委的批复，参与区内交易的用户，按照省物价局《关于河北省级电网2017-2019年输配电价的通知》（冀价管〔2017〕7号）执行。直接交易电价为通过直接交易形成的市场化电价，既为电厂上网电价。电力用户的购电价由        基本电价和电量电价组成，其中，基本电价按该通知有关规定执行，电力用户购电电量电价=直接交易电价+输配电价（含线损和交叉补贴）+政府性基金及附加。发电企业结算电量按用户侧直接交易电量计算。工业企业结构调整专项资金由发电企业承担，由电网企业代征代缴。发电厂上网电价包含环保电价（包括超低排放电价）。

        （二）对电力用户与区外发电企业的直接交易，在京津唐电网输配电价核定前，电厂上网电价和国网华北分部网供国网冀北电力公司年度售电价之间执行价差传导方式，在冀北电网内执行已批复的输配电价。

        四、售电公司参与直接交易有关要求

        （一）按规定履行准入程序、并在冀北交易中心完成市场注册的售电公司，或由北京电力交易中心推送、且在冀北交易平台相关信息完备的售电公司，可以参与直接交易业务。售电公司在合同期内不得退出市场。

        （二）电力用户应符合准入条件、并完成市场注册，可自行参与交易，或自愿选择售电公司代理参与交易。售电公司按照用户编号进行电量申报。

        （三）电力用户在同一时期（原则上为年度），只能通过一家售电公司代理购电，且通过售电公司购电的用户不得再与发电企业开展直接交易。

同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司，双边交易申报电量总量不应超过冀北电网年度双边交易总电量规模的5%，集中交易申报电量总量不应超过月度集中交易总电量规模的20%。

        （四）在参与市场交易前，售电公司需与代理的电力用户签订“市场化购售电合同”，合同内容应包括约定购售电服务价格或计算方式，报冀北电力交易中心有限公司备案。通过售电公司购电的电力用户电量电价由“电力用户购电电量电价+购售电服务价格”构成。

        （五）售电公司以及通过售电公司购电的电力用户，其电力营销业务办理规则遵从《国家电网公司办理售电公司业务规则》（国家电网营销〔2015〕1239号）、《关于做好售电公司、市场交易用户供电服务工作的通知》（国家电网营销〔2016〕795号）相关规定，售电公司持市场化购售电合同，到电力用户属地供电营业厅进行购售电签约关系登记，并与电网企业、电力用户三方签订市场化零售供用电合同。

        （六）交易结果公布后，售电公司需与电网企业、发电企业签订《市场化交易购售电及输配电服务合同》，并报省发改委、国家能源局华北监管局备案，同时抄送冀北电力交易中心有限公司。如售电方为区外电厂，合同需报备北京电力交易中心。

        （七）每月20日前售电公司与代理的电力用户共同测算确认本月购售电服务价格，由售电公司报送冀北电力交易中心有限公司，经冀北交易中心有限公司核对汇总后出具结算依据。由电网企业向售电公司支付购售电服务费用，同时售电公司向电网企业开具发票。

        （八）同一售电公司签约用户可“打包”进行偏差考核及违约处理，即由同一售电公司代理的同一交易类型、同一市场交易电价、相同电压等级的用电单元之间的交易电量可互相调剂。

        五、相关工作要求

        （一）按本通知相关要求，冀北电力交易中心做好区内交易组织工作，冀北电力交易中心协助北京电力交易中心做好区外交易组织工作。

        （二）鉴于京津唐电网电力电量统一平衡的特殊性，为保证交易结果的有效执行，北京电力交易中心组织首都、天津、冀北电力交易中心，及时将交易结果纳入电厂月度发电量计划，做好月度发电计划编制与发布。

        （三）冀北电力交易中心做好市场成员培训工作，推动市场健康发展。

        （四）同一电厂不同机组市场化结算电量按照机组实际上网电量比例进行分匹。当月实际结算电量按照电力用户编号实际用电量、合同分月计划（含偏差滚动电量）、发电企业可结算电量三者最小值结算。相同合同执行期的交易按合同签订日期先后结算。

        （五）直接交易过程中发电企业应严格执行所在省“超低排放”标准。

        （六）交易各方在交易过程中要严格遵守法律法规和有关规则，自觉维护好电力市场秩序，交易过程中不得与其他交易主体串通报价。交易各方应根据自身生产经营情况等据实申报电量、电价，发、用电企业均不得恶性报量、报价或恶性竞争，影响市场交易正常进行。北京电力交易中心、冀北电力交易中心做好市场主体相关违约行为的信用记录和通报等相关工作，并定期上报我委。

        （七）任何单位和个人不得非法干预市场。因违反有关规则、扰乱市场秩序等影响交易正常开展时，省发改委将视情况暂停、调整和中止交易，并追究相关单位和市场主体责任。

    河北省发展和改革委员会

                                                              2017年3月31日