日前，河北省发改委发布《冀北电网2019年电力直接交易工作方案的通知》指出，2019年冀北电网电力直接交易总电量规模拟定为400亿千瓦时（用户侧）。电力用户与冀北区内电厂交易电量为280亿千瓦时（张家口发电厂、王滩电厂和涿州热电占区内交易电量份额），由冀北电力交易中心组织；剩余部分由北京电力交易中心组织电力用户与冀北区外电厂进行交易。

关于印发冀北电网2019年电力直接交易工作方案的通知

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、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，2019年我省将继续推进市场化电力交易，进一步扩大交易规模，现将冀北电网2019年电力直接交易有关工作事项通知如下：

一、交易电量规模

2019年冀北电网电力直接交易总电量规模拟定为400亿千瓦时（用户侧）。电力用户与冀北区内电厂交易电量为280亿千瓦时（张家口发电厂、王滩电厂和涿州热电占区内交易电量份额），由冀北电力交易中心组织；剩余部分由北京电力交易中心组织电力用户与冀北区外电厂进行交易。

二、交易组织安排

1．交易组织依据

《京津唐电网电力中长期交易暂行规则》（华北监能市场〔2017〕543号）相关文件要求。

2．交易品种及开展周期

电力直接交易组织采用双边交易方式开展，交易周期分为年度交易及月度增量交易两种。

3．交易申报单元

发电企业：将同一发电企业下所有机组打包参与交易，结算时按照机组上网电量比例将交易电量拆分至机组。

电力用户：将同一用户下的全部电压等级的用电单元（用户编号）统一打包参与交易。

售电公司：售电公司将所代理用户全部电压等级的用电单元（用户编号）统一打包参与交易。

4．安全校核：由国网华北电力调度控制分中心和冀北电力调控中心协同开展直接交易安全校核工作。

5．交易结果发布：由北京电力交易中心与冀北电力交易中心联合发布交易结果。交易结果一经交易平台发布，即作为交易执行依据，交易各方不再签订纸质输配电服务合同。

三、直接交易输配电价

1．直接交易电价为通过电力市场交易形成的市场化电价，为电厂侧价格。电力用户购电价格＝电厂上网电价＋输配电价（含线损和交叉补贴）＋政府性基金及附加，其中执行两部制电价的用户按有关规定支付基本电费。发电企业结算电量按用户侧直接交易电量计算。发电厂上网电价包含环保电价（包括超低排放电价）。

2．省内输配电价、跨省跨区输电价格按照冀价管〔2018〕115号文和发改价格〔2018〕224号文相关规定执行。输配电价具体执行标准以交易公告为准，政府性基金及附加按国家现行有关规定执行。

四、交易结算及偏差考核

1．市场化用户到户电量电价由“直接交易电价＋输配电价＋政府性基金及附加”构成；代理用户（通过售电公司代理购电）到户电量电价由“直接交易电价＋输配电价＋政府性基金及附加＋购售电服务价”构成。

2．电力用户和售电公司与多个发电企业达成交易，采用“加权平均”方式确定其直接交易电价（区外电厂另加跨省跨区输电价格），电厂按各自合同电价结算。

3． 相关市场主体维持现有结算关系不变，由北京电力交易中心向区外电厂出具结算依据，由冀北电力交易中心负责向参与交易的电力用户、售电公司、区内电厂出具结算依据，市场主体根据现行规定进行资金结算，电力用户按月结清电费。

4．偏差考核按照《京津唐电网电力中长期交易偏差处理与考核管理暂行办法》（华北监能市场〔2018〕86号文）、《关于冀北地区电力中长期交易偏差考核有关事宜的补充通知》（冀发改电力〔2018〕759号文）相关规定执行。

5．由北京电力交易中心负责向区外发电厂、冀北电力交易中心负责向电力用户、售电公司和区内发电厂出具偏差电量及偏差考核电费明细，本月偏差考核电费随次月电费结算时一并进行处理。

五、售电公司参与直接交易有关要求

1．电力用户可直接参与交易或自主选择由售电公司代理交易，在交易合同履行期限内，不得更改交易方式或变更代理售电公司。售电公司不能代理发电企业参加交易，被代理电力用户不得再直接参加交易。

2．同一投资主体所属的售电公司（含关联企业），当期交易申报电量合计不应超过交易总电量规模的8％，占比上限由我委根据市场情况适时调整。

3．售电公司与代理用户应按照我委批复的《购售电合同（示范文本）》，登录冀北交易平台线上签订电子化《购售电合同》，确定代理关系后方可参与市场交易。

4．售电公司与代理用户签订《购售电合同》后，需到用户属地供电营业厅进行购售电签约关系登记，电网企业、售电公司、代理用户三方共同签订《高压供用电合同补充协议》，作为代理用户电费结算发行的依据。

5．交易结果发布后，每月10日前售电公司可根据用户电量预测情况，在交易总电量不变的前提下，与用户协商调整合同电量，并确认购售电服务价。逾期未完成的，由冀北电力交易中心依据《购售电合同》约定的电量，等比例进行分匹。

6．冀北电力交易中心按调整后合同电量进行用户结算，用户实际用电量超出合同电量时，超出部分按目录电价结算；用户实际用电量低于合同电量时，按约定向售电公司支付偏差费用，考核电价统一执行京津唐电网偏差考核电价。

7．冀北电力交易中心对售电公司按照代理用户实际用电量进行结算，售电公司结算电量与用户市场化结算电量的差额部分，按照冀北地区火电标杆上网电价与售电公司交易电价的价差计算售电公司收益。只有当售电公司出现偏差考核时，才可启动售电公司与用户偏差分摊结算，且只可按约定分摊售电公司缴纳的考核电费，分摊不足部分由售电公司承担。

8．售电公司应理性与用户协商交易电价，杜绝虚假、过度承诺，并承担相应经营风险。电网企业和交易机构可通过履约保函等方式应对售电公司经营风险，维护市场公平。

六、相关工作要求

1．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。

2．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。

3．冀北电力交易中心要加强交易平台建设，继续做好市场成员培训工作，推动市场健康发展。

4．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。

5．交易各方应严格遵守相关法律法规、交易规则、交易方案及交易公告要求，依法履行交易结果并承担相关责任及义务。

6．交易各方在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。北京电力交易中心会同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。

7．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，我委将视情况暂停、调整和中止交易，并追究相关单位和市场主体责任。