下载文档原格式
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下达2017年河北省电网企业实施电力需求侧管理目标责任考核指标的通知
【法规类别】电线电网
【发文字号】冀发改电力[2017]565号
【发布部门】河北省发展和改革委员会
【发布日期】2017.05.20
【实施日期】2017.05.20
【时效性】现行有效
【效力级别】XP10
河北省发展和改革委员会关于下达2017年河北省电网企业实施电力需求侧管理目标责任
考核指标的通知
（冀发改电力〔2017〕565号）
国网河北省电力公司、国网冀北电力有限公司：
根据国家发展改革委关于对电网企业实施电力需求侧管理目标责任考核有关规定，对上报的《国网河北省电力公司关于报送2017年国网河北省电力公司电力需求侧管理目标责任考核工作计划的报告》（冀电营销〔2017〕15号）和《国网冀北电力有限公司关于报送2017年国网冀北电力有限公司电力需求侧管理目标责任考核工作计划的报告》（冀北电营销〔2017〕114号）进行了研究，现将核定后的2017年河北省电网企业实施电力需求侧管理目标责任考核指标予以下达，并将有关事项通知如
1 / 1。
河北南部电网2021年电力中长期交易工作方案根据《国家发展改革委国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）、《河北南部电网电力中长期交易规则》（华北监能市场〔2020〕229号）（以下简称《交易规则》）有关要求，为加快推进我省电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，保障河北南部电网电力市场高效运行，制定本方案。
一、交易电量规模河北南部电网2021年全年电力直接交易总规模约为750亿千瓦时（用户侧），原则上各市场主体年度交易签约电量不低于2021年用电量的80%。
二、市场主体准入条件（一）发电企业经我委批准，并在河北电力交易中心完成注册手续的全部统调机组（详见附件1）。
（二）电力用户通过我委公示并在河北电力交易中心完成注册手续的电力用户。
（三）售电公司在河北电力交易中心完成注册手续并按期提交了与交易规模、交易时间相匹配履约保函或履约保证保险（有效期终止日期应不早于其所参与电力交易周期次次月月末）的售电公司。
三、售电公司与零售电力用户关系确认售电公司应按规定向河北电力交易中心提交履约保函或履约保证保险，售电公司与代理用户签订《市场化零售供用电合同》后提交至河北电力交易中心，河北电力交易中心据此在电力交易平台进行售电业务代理关系确认。
四、交易组织安排（一）交易类型与时间要求2021年年度电力直接交易采用双边协商交易方式开展，河北电力交易中心应合理安排交易组织时间，力争在12月底前完成交易组织工作。
月度电力直接交易采用双边协商、集中交易等方式开展，逐步缩短交易周期，适时开展月内（多日）交易等工作。
（二）交易时段划分2020年执行峰谷电价政策的用户，按本方案规定时段划分标准分峰（含尖峰）、平、谷（含双蓄）时段约定电量、电价，参与分时段交易；2020年不执行峰谷电价政策的电力用户不参与分时段交易。
时段划分标准（模拟运行）：（1）尖峰时段：6、7、8月的17-18时、20-22时；（2）高峰时段：15-23时；（3）平段时段：8-15时、23-24时；（4）低谷时段：0-8时。
河北省发展和改革委员会关于印发2017年冀北电网非
统调机组发电量计划的通知
文章属性
•【制定机关】河北省发展和改革委员会
•【公布日期】2017.08.31
•【字号】冀发改电力〔2017〕1134号
•【施行日期】2017.08.31
•【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2017年冀北电网非统调机
组发电量计划的通知
冀发改电力〔2017〕1134号
张家口、承德、廊坊市发展改革委，唐山、秦皇岛市工业和信息化局，国网冀北电力有限公司，有关发电企业：
为做好2017年冀北电网电力平衡，满足经济和社会发展的用电需求，在征求发供电企业意见的基础上，经综合平衡，制定了2017年冀北电网非统调机组发电量计划调控目标（见附件），现予以下达，并就有关事项通知如下：
一、电网公司按照年度发电量计划同发电企业签订购售电合同。
电力调度依据年度发电量计划，综合考虑用电负荷需求、发电设备检修、电网运行方式和安全约束等因素，编制月度调度计划及日发电计划（曲线）。
二、有关市电力运行管理部门协助做好所属非统调公用电厂年度发电量计划的落实。
冀北电力有限公司负责将非统调公用电厂发电量计划下达到市级电力调度机构。
附件：2017年冀北电网非统调机组发电量计划
河北省发展和改革委员会
2017年8月31日。
![河北省发展和改革委员会关于印发2014年有序用电方案的通知-冀发改电力[2014]527号](https://img.taocdn.com/s1/m/2994150e15791711cc7931b765ce0508763275cf.png)
河北省发展和改革委员会关于印发2014年有序用电方案的通知
制定机关
公布日期2014.03.28
施行日期2014.03.28
文号冀发改电力[2014]527号
主题类别电力及电力工业
效力等级地方规范性文件
时效性现行有效
正文：
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 河北省发展和改革委员会关于印发2014年有序用电方案的通知
（冀发改电力〔2014〕527号）
各设区市发展改革委（工信局），辛集市、定州市发展改革局，国网省电力公司、国网冀北电力公司：为保证电网安全和电力供需平衡，确保居民生活、农业生产和重点用户电力供应，按照国家发展改革委《有序用电管理办法》规定，根据我省南、北网电力平衡情况和调控能力，现将制定的《2014年南部电网有序用电方案》和《2014年冀北地区有序用电方案》印发给你们，请分别贯彻执行。
附件：
1南部电网2014年有序用电方案
2冀北地区2014年有序用电方案
河北省发展和改革委员会
2014年3月28日
——结束——。
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印发冀北电网2021年电力中长期交易工作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】2020.12.12•【字号】冀发改电力〔2020〕1953号•【施行日期】2020.12.12•【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年电力中长期交易工作方案的通知冀发改电力〔2020〕1953号承德、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国家能源局《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）有关要求，为加快推进我省电力市场化改革，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，稳妥规范开展冀北2021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2021年冀北电网大用户直接交易总电量规模拟定为480亿千瓦时（用户侧），根据用户实际交易需求适时调整。
电力用户与冀北区内电厂交易电量为336亿千瓦时（张家口发电厂、王滩电厂、涿州热电、曹妃岛电厂、蔚县电厂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。
在交易组织过程中，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，保持全年区内、区外比例不变。
按照国家发展改革委对2021年度中长期交易的最新要求，用户年度交易电量不低于前三年平均用电量的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、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规则》（华北监能市场〔2020〕221号）等相关文件要求。
2．市场准入发电企业：统调火电发电企业。
电力用户：列入我委准入目录，在交易平台完成注册的电力用户。
电力用户分为批发用户和零售用户，年用电量在500万千瓦时及以上的用户，可作为批发用户直接参与交易，也可作为零售用户自愿选择一家售电公司参与交易；年用电量在500万千瓦时以下的用户，作为零售用户，需通过一家售电公司参与交易。
售电公司：在冀北电力交易平台完成注册，且已提交履约保函的售电公司。
3．交易品种及开展周期电力直接交易采用双边、集中等多种交易方式开展，交易周期分为年度、月度、月内多日，适时增加开展省内用户侧合同电量转让交易。
4．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。
5．交易申报方式：按照国家发展改革委“六签”工作要求，市场主体分多时段申报电量、电价。
售电公司、批发用户要分时段开展交易，交易申报时段参照冀北电网实际负荷曲线特性分时段开展，具体为尖峰、峰、平、谷多段，交易双方分时段约定电量电价，未来逐步向多时段延伸。
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。
交易时段划分（模拟运行）：峰：10：00-12：00，16:00-22:00；平：6：00-10：00，12：00-16：00；谷：22：00-次日6：00。
尖峰：每年6、7、8三个日历月的10：00-12：00，17：00-18：00。
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。
6．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。
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。
8．发电企业交易电量上限K为1.4。
9．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本周期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。
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。
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。
直接交易电价包含脱硫、脱硝、除尘、超低排放等环保电价。
2．省内输配电价、跨省跨区输电价格按照政府主管部门有关文件执行。
四、交易结算1．为保证市场平稳过渡，初期暂维持原有结算方式，按照用户月度各时段电量加和的总交易电量和平段交易价格进行正式结算和偏差考核,过渡期用户仍按原有峰谷时段结算。
2．按照分时段电量、电价开展模拟运行结算，引导用户合理调整合同曲线、优化用电时序。
冀北电力交易中心按月开展市场运行评估，研究设置超用、少用等市场调节系数，待运行平稳后由我委正式印发通知，转入试运行、正式分时段结算阶段。
3．市场化用户到户电量电价由“直接交易电价+输配电价+辅助服务费用+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“零售交易电价+输配电价+辅助服务费用+政府性基金及附加”构成。
零售交易电价由售电公司与代理用户双方自行协商确定。
4．电力用户、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。
5．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。
6．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，考核电价按2020年平均交易价格计算。
7．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。
8．完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，不再按照政府目录电价结算。
其中，参加批发市场的直接交易用户按全电量进行偏差结算，由售电公司代理购电的用户按照保底价格进行结算。
电网企业与电力用户交易的保底价格在该电力用户缴纳输配电价基础上，按照目录电价的1.2倍执行。
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》，自行约定月度交易电量、零售交易价格和偏差考核分摊责任等事项。
2．冀北电力交易中心按照售电公司在批发市场电厂侧的购电费用和零售市场用户侧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。
3．售电公司按照打包零售用户实际用电量计算批发市场结算电量，并直接承担电厂侧偏差考核责任。
售电公司在零售市场按照双方合同约定对用户侧结算，批发市场结算电量与零售市场用户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批发市场交易电价的价差计算收益，按整体打包用电量计算偏差考核费用并与用户分摊。
4．售电公司应根据代理用户需求电量在批发市场购电，如需与代理用户调整合同电量，需经代理用户同意，双方登录冀北交易平台，按照双方签订的《市场化购售电合同》有关约定调整合同电量。
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，相关调度机构要合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行（因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任），保障电力市场正常运行。
3．电网企业应为符合条件的市场主体提供历史用电数据查询服务，鼓励电力用户自行提供电力负荷曲线，供市场主体签约参考使用。
交易双方要充分考虑分时段运行特性，提升签约合理性。
4．转入分时段试运行、正式结算前，经市场运行评估，如需要对后续中长期交易合同进行优化，我委将在已达成的中长期合同基础上组织批发市场和零售市场交易优化工作。
5．原则上年用电量超过500万千瓦时的零售用户要与售电公司分时段约定电量、电价，年用电量低于500万千瓦时是的零售用户可不分时段，分时段交易信息通过交易平台申报。
6．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。
7．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。
8．由河北省社会信用信息中心作为公共信用机构，通过电力交易平台见签电力中长期交易合同。
冀北电力交易中心在电力交易平台为河北省社会信用信息中心开设交易合同见签专用账号，提供相关交易合同信息查询、浏览权限，实行见签。
9．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。
10．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。
11．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。
河北省发展和改革委员会2020年12月12日。
