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河北省发展和改革委员会关于下达张家口百万千瓦风电基地三期规划2016年度开发方案的通知
文章属性
•【制定机关】河北省发展和改革委员会
•【公布日期】2016.04.27
•【字号】冀发改能源〔2016〕529号
•【施行日期】2016.04.27
•【效力等级】地方规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】电力及电力工业
正文
河北省发展和改革委员会关于
下达张家口百万千瓦风电基地三期规划2016年度开发方案的
通知
冀发改能源〔2016〕529号
张家口市发展和改革委员会，国网冀北电力有限公司：
为做好张家口百万千瓦风电基地三期规划实施工作，按照国家能源局批复要求，通过第三方评估机构评审，经研究，现下达2016年度开发方案，并就有关事项通知如下：
一、张家口百万千瓦风电基地三期规划2016年度开发方案总容量422.95万千瓦（项目名称及单位详见附件）。
请张家口市发展改革委对列入 2016年度开发方案项目加快办理核准手续，确保2018年底前建成投产。
请冀北电力有限公司积极
做好列入2016年度开发方案项目的配套电网建设工作，并及时办理并网手续，确保项目按期投产和运行。
项目开发单位应积极采用新技术、新产品用于项目建设。
二、严禁各级各部门向项目开发单位收取、摊派任何不合理费用，一经发现、核实后，将依法严肃追究责任；严禁项目开发单位获取资源后违法违规倒卖计划指标。
省能源局将对项目开发建设进行监督管理。
附件：张家口百万千瓦风电基地三期规划2016年度开发方案
河北省发展和改革委员会
2016年4月27日附件
张家口百万千瓦风电基地三期规划2016年度开发方案。
河北省发展和改革委员会关于印发《河北南部电网煤改电采暖低谷电量打捆交易方案(试行)》的通知【法规类别】电力工业管理【发文字号】冀发改电力[2018]225号【发布部门】河北省发展和改革委员会【发布日期】2018.02.12【实施日期】2018.02.12【时效性】现行有效【效力级别】地方规范性文件河北省发展和改革委员会关于印发《河北南部电网煤改电采暖低谷电量打捆交易方案（试行）》的通知（冀发改电力〔2018〕225号）石家庄、邯郸、邢台、保定、沧州、衡水市发展改革委，定州、辛集市发展改革局，国网河北省电力有限公司，各发电集团河北公司、省建投公司，河北电力交易中心有限公司，各有关发电企业：为了贯彻落实党中央国务院关于推进北方地区清洁供暖的决策部署，探索建立我省采暖用电的市场化竞价采购机制，根据《国家发展改革委关于印发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知》（发改价格〔2017〕1684号）和《河北省发展改革委关于清洁供暖有关价格政策的通知》（冀发改价格〔2017〕1376号）精神，结合河北南部电网的实1 / 2际情况，我们制定了《河北南部电网煤改电采暖电量打捆交易方案（试行）》（见附件），经征求国家能源局华北监管局、河北省物价局、国网河北省电力有限公司和部分发电企业等各方意见后，现将《河北南部电网煤改电采暖低谷电量打捆交易方案（试行）》印发给你们，请遵照执行。
执行中如遇重大问题，请及时报告我委。
附件：河北南部电网煤改电采暖低谷电量打捆交易方案（试行）河北省发展和改革委员会2018年2月12日附件河北南部电网煤改电采暖低谷电量打捆交易方案（试行）一、政策依据1.2017年2月，国家环保部、国家发展改革委等四部委和六省（市）人民政府联合印发了《京津冀及周边地区地区2017年大气污染防治工作方案》，在北京市、天津市和26个传输通道城市实施“煤改电”、“煤改气”。
2.《国家发展和改革委员会关于印发北2 / 2。
河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2021年电力中长期交易过渡期偏差考核有关事项的通知文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2021.02.03•【字号】冀发改电力〔2021〕100号•【施行日期】2021.01.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2021年电力中长期交易过渡期偏差考核有关事项的通知承德、张家口、秦皇岛、唐山、廊坊市发展改革委，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：依据我委《关于印发冀北电网2021年电力中长期交易工作方案的通知》（冀发改电力〔2020〕1953号）有关要求，2021年冀北电网电力中长期交易全面实施分时段交易和偏差结算模式。
为确保市场平稳过渡，我委设立了过渡期，期间沿用原有结算模式,同时为规范批发用户、售电公司交易行为，在负偏差考核基础上，增设峰谷投机交易系数和峰谷偏差考核机制。
现将有关事项通知如下：一、偏差考核计算（一）负偏差考核计算批发用户、售电公司实际用电量大于合同电量时，无偏差考核电量，超出部分暂按目录电价结算。
电力用户、售电公司实际用电量小于合同电量的偏差在5%(含)以内时，免予考核。
批发用户、售电公司实际用电量小于合同电量的偏差超过5%时，超出部分电量视为偏差考核电量，向对应发电企业支付偏差考核电费，计算公式如下：偏差考核电费=偏差考核电量×2020年冀北地区直接交易发电侧加权平均成交价格×20%。
2020年冀北地区直接交易发电侧加权平均成交价格为344.81元/兆瓦时。
同一批发用户或售电公司与多家发电企业签订交易合同，并出现用电量负偏差时，由冀北电力交易中心将偏差电量按照合同电量等比例分匹至对应发电企业。
河北省发展和改革委员会关于加快提升充电基础设施服务保障能力的实施意见文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2022.04.09•【字号】•【施行日期】2022.04.09•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】城乡建设综合规定正文河北省发展和改革委员会关于加快提升充电基础设施服务保障能力的实施意见各市（含定州、辛集市）发展改革委（局），各县（市、区）发展改革局，雄安新区改革发展局，张家口市能源局，国网河北省电力公司、国网冀北电力公司，有关企业：为全面贯彻落实《国家发展改革委等十部委关于进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见》（发改能源规〔2022〕53号）精神，聚焦解决全省充电基础设施建设存在的突出问题，全面提升充电服务保障能力，支撑新能源汽车产业高质量发展，助力实现“碳达峰、碳中和”远景目标，提出以下实施意见。
一、总体目标“十四五”期间，我省电动汽车充电保障能力进一步提升，充电服务便利性显著提高，基本建成车桩相随、换充相济、适度超前、布局均衡、智能高效的充电基础设施体系。
主要城区基本形成半径2公里充电服务圈，力争实现50%以上的单位、园区和居民区配建公共充电桩，实现有序慢充为主、公共快充为辅的充电服务模式；乡镇重点区域覆盖快充桩，满足新能源汽车下乡需求；高速公路服务区快充站覆盖率达到100%，实现快充为主、慢充为辅的高速公路和城际公共充电网络；健全新能源汽车网络安全管理制度，推进省级新能源汽车综合服务平台应用，运营充电桩和在冀生产的新能源汽车接入率达到100%，实现服务平台及关键电子部件安全检测，完善风险评估、预警监测和应急响应机制。
“十四五”期间，全省新建公用充电桩3.4万个，到“十四五”末，公用充电桩累计达到10万个，市场推广的新能源汽车数量与充电桩总量（包括公用充电桩、自备桩等）的车桩比高于3.5：1，能够满足60万至80万辆电动汽车充电需求。
河北省发展和改革委员会等八部门关于加强电力需求侧管理进一步优化景观照明和空调用电管理的通知文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2023.08.09•【字号】冀发改运行〔2023〕1013号•【施行日期】2023.08.09•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】行政法总类综合规定正文河北省发展和改革委员会等八部门关于加强电力需求侧管理进一步优化景观照明和空调用电管理的通知各市（含定州、辛集市）人民政府，雄安新区管委会，国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司：为深入贯彻党的二十大关于实施全面节约战略决策，认真落实国家发展改革委和省委省政府电力保供要求，提高夏季极端高温大负荷应对能力，加强电力需求侧管理，优化景观照明和空调用电管理，现通知如下。
一、充分认识优化景观照明和空调用电管理的重要性近年来居民生活的水平不断提高，服务业快速发展，用电负荷不断增长的同时，用电负荷结构也发生了较大变化，景观照明和空调负荷占比不断增大。
为了精准落实“碳达峰、碳中和”战略部署，保障民生和重要电力用户用电、减少对生产经营用电的影响，科学调整电力需求侧管理思路，精细化发掘可中断负荷，提高用电效率和新能源消纳能力，构建景观照明和空调节约用电、负荷压减的优化管理机制，刻不容缓。
二、加强工作协同组织建立由省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省商务厅、省机关事务管理局、电网企业等部门单位协同配合指导，地方政府组织实施，电网企业监测、统计、分析，景观照明、空调用户具体落实优化用电的管理机制。
具体职责为：电力运行主管部门：是景观照明和空调负荷优化管理的牵头单位，负责规则制度的制定、督导检查评价，核定参与用户负荷压降标准。
工业和信息化主管部门：配合电力运行主管部门指导工业企业办公场所空调负荷压降管理，降低非生产用电负荷。
住房建设主管部门：负责督促市政景观照明落实节电措施，提高景观照明节能水平。
河北省发展和改革委员会关于印发《河北省开发区分布式新能源高质量发展推进方案》的通知文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2024.06.20•【字号】•【施行日期】2024.06.20•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】行政法总类综合规定正文河北省发展和改革委员会关于印发《河北省开发区分布式新能源高质量发展推进方案》的通知各市（含定州、辛集市）发展改革委（局），张家口市能源局，雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司：为进一步推进全省分布式新能源高质量发展，现将《河北省开发区分布式新能源高质量发展推进方案》印发给你们，请认真抓好贯彻落实。
河北省发展和改革委员会2024年6月20日河北省开发区分布式新能源高质量发展推进方案为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和决策部署，推动新型能源强省深入实施，进一步发挥分布式光伏和分散式风电在促进工业领域绿色低碳转型方面的积极作用，结合实际，制定本方案。
一、工作目标按照“系统谋划、分步实施、市场主导、政府引导、创新驱动、优质高效”的原则，在充分尊重企业主体意愿的基础上，根据开发区不同应用场景、不同产业用电负荷需求和未来产业项目布局，科学规划、统筹推进开发区分布式新能源开发利用，进一步加快分布式新能源高质量发展。
2024年，启动一批具有丰富屋顶、闲散空地资源和较好电力消纳能力的开发区，开展分布式新能源建设试点，力争新增屋顶分布式光伏和分散式风电装机100万千瓦以上，创新示范工程30个左右。
2025年，在第一批试点基础上，总结经验，再次启动一批试点，力争新增屋顶分布式光伏和分散式风电装机200万千瓦以上，创新示范工程60个左右。
2026年，全面推进全省剩余省级以上开发区分布式新能源建设，力争到2030年覆盖率达到90%以上，全省省级以上开发区分布式光伏、分散式风电高质量发展模式创新取得积极进展，各类新场景、新应用不断涌现，分布式新能源助推开发区绿色低碳转型成效初步显现。
河北省发展和改革委员会关于深化我省燃煤发电上网电价形成机制改革的通知文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2019.12.26•【字号】•【施行日期】2019.12.26•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】价格正文河北省发展和改革委员会关于深化我省燃煤发电上网电价形成机制改革的通知各市（含定州、辛集市）发展改革委（局），省直有关部门，国家能源局华北监管局，国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司、各市场交易主体：根据《国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）有关要求，结合本省实际，经省政府同意，并报国家发展改革委备案，现将我省深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项通知如下。
一、总体要求坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，充分考虑我省电源结构特点，积极稳妥有序推进燃煤机组上网电价机制改革，加快推进电力价格形成市场化，为实现有序放开竞争性环节电力价格，逐步确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。
坚持“有序推进、有效衔接、保障供应、放管并重”的原则。
既强化改革力度，又注重改革弹性，使燃煤上网电价机制平稳有序推进；既强化整体谋划，又妥善处理各类电价关系，使改革措施有效衔接；既加快推进电力市场建设，又着力完善各项配套措施，确保电力市场安全平稳运行；既强化价格监管，又健全风险防控机制，确保上网电价机制合理形成。
二、改革措施（一）实施“基准价+上下浮动”的价格机制。
取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。
基准价按我省现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。
河北南网基准价每千瓦时0.3644元（含税，下同），河北北网基准价每千瓦时0.372元。
基准价和浮动幅度范围根据国家政策适时调整。
河北省发展和改革委员会关于进一步放开河北南网电力直接交易市场成员的通知文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2018.10.24•【字号】•【施行日期】2018.10.24•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文河北省发展和改革委员会关于进一步放开河北南网电力直接交易市场成员的通知有关市（含定州、辛集市）发展改革委（局），雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、河北电力交易中心有限公司，各有关电力用户：为进一步推进电力市场化改革，按照《河北省人民政府关于印发河北省深化电力体制改革方案》（冀政字〔2016〕26号）和《国家发展改革委国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则（暂行）>的通知》（发改能源〔2016〕2784号）、《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）以及《河北省发展改革委国家能源局华北监管局关于印发<河北南部电网电力中长期交易规则（暂行）>的通知》（冀发改电力〔2018〕222号）等文件要求，结合目前我省南部电网年度交易目标完成情况，我委拟在目前已准入电力用户的基础上，全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易。
现将有关事项通知如下：一、重要意义近年来，我省认真贯彻党中央、国务院决策部署，积极开展深化电力体制改革工作，大力推进电力市场化交易，逐步建立了规则明确、组织有序、形式多样、主体多元的市场化交易体系，改革成效明显。
此次在现有工作基础上，拟全面放开煤炭、钢铁、有色、建材等四个行业电力用户进入市场，通过在这四个市场化程度较高、市场经验丰富的重点行业先行先试，形成新的改革突破口和着力点，理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制，形成全产业链价格联动、利益共享、风险共担协同发展格局，进一步扩大交易规模。
二、用户准入条件我省四大行业电力用户用电量占比较大，涉及企业多，影响面大，我们鼓励四个行业用户全面参与市场化交易。
河北省发展和改革委员会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文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2018.06.05•【字号】冀发改电力〔2018〕759号•【施行日期】2018.06.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文河北省发展和改革委员会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号廊坊、张家口、承德市发展改革委，唐山、秦皇岛市工信局，北京电力交易中心有限公司、国网冀北电力有限公司、冀北电力交易中心有限公司，各有关发电企业、电力用户、售电公司：为规范冀北地区电力中长期交易市场主体行为，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）、《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）等相关规定和文件精神，结合冀北地区市场化工作实际，现将偏差考核、偏差免考有关事宜通知如下，请认真贯彻执行。
一、总体原则电力交易机构定期向市场主体发布偏差考核相关交易数据，依据本通知开展市场主体偏差考核工作。
如市场主体因外部停限产等原因导致偏差，可根据本通知申请免考。
各设区市级电力运行主管部门负责免考申请的审核，省级电力运行主管部门确认发布冀北地区免考名单，有关电力交易机构在结算时予以落实。
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，由电网企业与电力用户、售电公司和发电企业在次月电费结算时一并处理，并保持现有结算关系不变。
二、偏差考核电力交易机构在完成所有市场化用户、售电公司电量分割后，每月1日前向电力用户、售电公司发布合同电量、抄表电量、结算电量等信息，相关市场主体可登录冀北交易平台查看、统计偏差考核电量。
电力用户、售电公司实际用电量大于合同电量时，无偏差考核电量，超出部分按目录电价结算。
河北省发展和改革委员会关于明确应急备用电源容量电价的通知文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2024.05.31•【字号】冀发改能价〔2024〕752号•【施行日期】2024.06.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】应急减灾与公共服务正文河北省发展和改革委员会关于明确应急备用电源容量电价的通知各市（含定州、辛集市）发展改革委（局）、雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司，河北电力交易中心、冀北电力交易中心，各有关燃煤发电企业：根据《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《国家能源局综合司关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》（国能综通电力〔2023〕141号）文件要求，结合我省实际，对列入河北省应急备用电源机组清单（见附件）的应急备用机组容量电价按170元/千瓦·年（含税，下同）执行。
年容量电费等比例分解至月度，月度标准为14.1667元/千瓦。
应急备用电源容量电费纳入系统运行费用中“煤电容量电费折合度电水平”，由电网公司按月发布、滚动清算，每月由全体工商业用户按用电量分担。
应急备用电源机组参照国家能源局华北监管局华北区域煤电容量电费考核机制执行，参与最大出力申报、认定及考核。
其他未尽事项，按省发展改革委《关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（冀发改能价〔2023〕1841号）规定执行。
期间遇国家政策调整，按国家规定执行。
本通知有效期自列入应急备用电源机组清单之日当月起至退出应急备用电源机组清单之日当月结束。
本通知自2024年6月1日起执行。
附件：河北省应急备用电源机组清单河北省发展和改革委员会2024年5月31日。
河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2022年电力中长期交易工作方案的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2022年电力中长期交易工作方案的通知承德、张家口、秦皇岛、唐山、廊坊市发展改革委，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：按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、（发改电〔2021〕《国家发展改革委办公厅关于关于做好2022年能源中长期合同签订履约工作的通知》365号）等文件要求，稳妥规范开展冀北2022年电力中长期交易工作，现将有关工作事项通知如下：一、交易电量规模按照国家推动工商业用户全部进入市场的有关要求，工商业用户要全电量参与市场交易，冀北电网2022年电力中长期交易电量规模拟定为1390亿千瓦时（用户侧），根据用户实际交易需求适时调整。
按照当前交易平台注册情况，其中工商业用户直接交易规模暂定为850亿千瓦时，由电网公司代理购电交易规模暂定为540亿千瓦时（增量配电网参照此模式执行）。
电网代理工商业用户可按季度转为直接交易用户，逐步缩小电网公司代理购电规模，直接交易规模相应扩大，区内外交易规模比例不变。
工商业用户直接交易规模的70%部分与冀北区内电厂交易（冀北调管220千伏及以下燃煤电厂与区内华北调管燃煤电厂按装机容量分配交易规模），由冀北电力交易中心组织；剩余30%部分由北京电力交易中心组织电力用户与区外电厂进行交易。
在月度交易组织过程中，如区内或区外交易电量达到上限，后续交易仅在未达上限区域开展。
电网代理购电市场采购部分优先参与区内交易，由冀北电力交易中心组织；剩余部分由国网冀北电力有限公司代理与区外电厂交易，由北京电力交易中心组织。
用户2022年年度中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度交易保证中长期交易电量不低于前三年平均用电量的90%-95%。
二、市场主体范围电力用户：10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，冀北电力交易中心提供常态化注册服务，用户在每季度末月15日前交易平台完成注册后即可参与后续交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。
发电企业：冀北调管220千伏及以下燃煤电厂（不含自备电厂）和冀北区内华北调管燃煤电厂为区内电厂，京津唐电网其他燃煤机组为区外电厂。
售电公司：按照《国家发展改革委国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）文件执行，在交易平台注册，并按规定足额缴纳履约保函或保险。
三、批发市场交易组织安排1.交易组织方式2022年电力中长期交易包括发电和用户直接交易，以及发电侧合同转让、用户侧合同转让交易。
发电和用户直接交易按照年度双边协商、月度集中竞价方式开展，根据市场需求适时开展合同调整交易和月内集中交易。
电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）按月代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。
发电侧合同转让按照月度、月内滚动撮合方式组织，用户侧合同转让交易按照月度、月内滚动撮合方式组织。
平段交易价格上下浮动不超过燃煤发电基准价的20%，高耗能企业交易价格浮动不受20%的范围限制。
高峰电价不低于平段电价的1.5倍，低谷电价不高于平段电价的0.5倍，尖峰电价不低于平段电价的1.8倍。
2.新能源交易方式做好中长期交易与绿电交易的衔接，鼓励市场主体与新能源发电企业进行市场交易，体现绿色价值，按国家有关政策要求适时组织开展，具体事项另行通知。
有意愿参加绿电交易的市场主体，提前向冀北电力交易中心提交申请，汇总后报我委。
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。
批发用户：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。
电网企业（含增量配电网）：将电网企业代理购电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。
高耗能用户名单确定后，批发用户和售电公司交易单元按照高耗能、非高耗能分别组建。
4.交易申报方式：市场主体分时段申报电量、电价（不含暂不实行峰谷分时电价的用户），交易申报时段具体为尖峰、峰、平、谷多段。
发电厂分时段曲线由与之成交的用户侧分时段曲线对应形成。
交易时段暂划分为：（1）夏季（6、7、8月）尖峰：10-11时、17-18时、20-21时；高峰：11-12时、14-17时、19-20时；平段：7-10时、12-14时、18-19时、21-23时；低谷：0-7时、23-24时。
（2）冬季（11、12月及次年1月）尖峰：17-19时；高峰：8-9时、10-11时、14-17时、19-20时；平段：7-8时、9-10时、11-14时、20-23时；低谷：0-7时、23-24时。
（3）其他季节（2-5月、9-10月）高峰：9-12时、15-18时、19-21时；平段：7-9时、12-15时、18-19时、21-23时；低谷：0-7时、23-24时。
5.电网企业要完善用户侧分时段用电数据查询功能，做好信息系统与交易平台数据贯通，推进用户历史用电信息在线查询，允许售电公司在用户授权情况下查询所代理用户的历史用电数据，为电力中长期合同分时段签约履约提供有效支撑。
6.安全校核：由华北调控中心和冀北调控中心协同开展相关安全校核工作。
7.交易结果发布：由北京电力交易中心与冀北电力交易中心共同发布交易结果。
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。
8.同一投资主体所属的售电公司（含关联企业）申报冀北地区直接交易电量合计不应超过冀北地区全年直接交易总电量规模的8%，占比上限由我委根据市场情况适时调整。
四、交易结算1.鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动的条款，实行交易价格与煤炭价格挂钩联动，促进煤炭与电力中长期稳定利益共享，保障能源稳定供应。
年度交易应分月达成交易合同，其中一季度分月合同按达成的电量、电价执行；其余月份交易合同价格可根据燃料成本变化，经购售双方协商在合同执行月前，通过交易平台重新确认，如无法达成一致，按照月度交易（含月内交易）加权平均价执行。
2.发用双方分时段交易结算按照“照付不议、偏差结算”原则执行，用户侧偏差电量部分按照超用电量和少用电量分别结算，冀北调度火电厂侧偏差电量按照月度交易价格执行。
3.电力用户、售电企业各时段实际电量超过合同电量部分为超用电量，低于合同电量部分为少用电量。
其中，分时段超用电量电价为该时段超用电量结算价格（冀北市场年度分月合同价格和月度交易价格的最大值）与超用系数U1的乘积；分时段少用电量电价为该时段少用电量结算价格（冀北市场年度分月合同价格和月度交易价格的最小值）与少用系数U2的乘积。
4.为保障分时段结算平稳落地，一季度进行分时段结算试运行，U1和U2暂定为1。
二季度进入分时段正式运行阶段，U1暂定为1.03，U2暂定为0.95（其中尖峰0.9）。
在试运行阶段，冀北电力交易中心要按照正式运行参数发布试运行结果，引导市场主体优化交易策略和用能行为。
我委将根据试运行情况适时调整U1和U2系数。
5.发电侧与用户侧结算不平衡资金按月分开处理。
发电侧偏差电量在省内先行平衡处理后，总体偏差部分在京津唐全网范围内平衡。
用户侧不平衡资金在用户侧分摊和返还。
6.偏差免考申请及办理流程依据《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）执行，对经政府部门核定确认的政策性限产造成的少用电量U2系数设为1。
7.跨区跨省交易产生的损益由全体工商业用户分摊或返还。
五、零售市场交易结算1.售电公司与零售用户登录冀北交易平台，签订《市场化购售电合同》，自行约定交易电量、零售交易价格和偏差结算方式等事项，零售交易价格浮动机制按照批发市场价格浮动情况执行。
2.冀北电力交易中心按照售电公司在批发市场的购电费用和零售市场售电收入的差额费用计算其收益，售电公司承担负收益的风险。
为保障零售市场分时段结算平稳推进，如售电公司因偏差结算产生的收益超出合理范围，上限为批发侧偏差结算费用*K（K按暂定为0.2，根据市场运行情况另行发布），适时向所代理用户进行返还。
3.售电公司按照打包零售用户实际分时段用电量计算批发市场结算电量，鼓励零售用户与售电公司分时段约定电量、电价。
4.售电公司应根据代理用户需求电量在批发市场购电，可根据用户实际用电情况，在结算前与用户协商调整零售合同电量、电价，双方登录冀北交易平台确认。
调整后，应保证批发侧购电合同总电量不高于零售侧售电合同总电量。
六、其它保障措施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冀北电力交易中心。
冀北电力交易中心做好用户用电信息披露工作。
交易中心应将电力用户尖峰平谷电量比例以及历史用电信息向市场主体进行发布。
河北省发展和改革委员会2021年12月14日——结束——。
