12月11日，河北省发展和改革委员会印发《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》（以下简称《方案》）的通知。
《方案》指出，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。根据预测，冀北电网2025年电力中长期直接交易电量规模暂定为830亿千瓦时。
文件明确，独立储能项目参与中长期电能量交易、容量租赁交易前，需满足《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）、《冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）》（冀发改运行〔2024〕1039号）要求，取得并网调度协议、购售电合同或高压供用电合同，在电力交易平台完成市场注册。
独立储能容量租赁交易组织方面，按照《冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）》（冀发改运行〔2024〕1039号），独立储能容量租赁交易包括双边协商交易、集中交易等方式，通过冀北电力交易平台开展。独立储能自建成并网，完成市场成员注册后，即可开展容量租赁，最大可出租年限暂定为15年。可出租容量为装机容量，暂不考虑容量衰减。独立储能增容后，不改变其整体可租赁年限，相应增加其可租赁容量。独立储能为售方，需配建储能的新能源企业为购方。独立储能容量租赁交易单位为兆瓦，最小量纲为0.1兆瓦，充（放）电时长不低于新能源电站需配建储能要求。
原则上容量租赁交易根据需要按月开展。新能源企业租赁储能容量期最低应至当年年底。原则上全年租赁容量和价格保持一致。独立储能每次达成容量租赁交易后，相应扣减其可出租容量，直至将其额定装机容量全部扣除。独立储能参与容量租赁交易，2025年交易价格上、下限暂定400、200元/千瓦·年。交易合同价格经购售双方协商一致后，每年可修改一次。
原文如下：
河北省发展和改革委员会关于印发《冀北电网2025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，张家口市能源局，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：
为做好冀北电网2025年电力中长期交易工作，依据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）等文件要求，我委制定了《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》，现印发给你们，请遵照执行。
河北省发展和改革委员会
2024年12月11日
原文如下：
冀北电网2025年电力中长期交易工作方案
一、交易电量规模
根据预测，冀北电网2025年电力中长期直接交易电量规模暂定为830亿千瓦时，根据直接交易用户实际交易需求适时调整。
为服务双碳目标落地，在交易时序上，先组织直接交易用户与冀北新能源电厂区内年度绿电交易，再组织直接交易用户与区外电厂（含区外新能源发电企业）、冀北调管220千伏及以下火电厂、区内华北调管火电厂交易，其中，与区外电厂（含区外新能源发电企业）交易电量上限为冀北区内年度绿电交易达成后，剩余直接交易电量规模的30%，由北京电力交易中心组织，其余与冀北新能源电厂进行月度、月内交易，以及与冀北调管220千伏及以下火电厂、区内华北调管火电厂进行年度、月度、月内交易，由冀北电力交易中心组织。
10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。电网代理工商业用户可按月转为直接交易用户，电网公司代理购电规模相应缩小，直接交易规模相应扩大。电网代理购电市场化采购部分由国网冀北电力有限公司代理，按照7:3的比例分别与区内火电厂和区外火电厂开展交易。
二、市场主体范围
（一）电力用户
在交易平台完成注册的直接交易用户，可直接参与批发市场购电，也可由售电公司代理购电。参与批发市场的用户，如年度内剩余月份没有待执行电量的可转由售电公司代理购电。参与零售市场用户，在与售电公司协商解除代理关系后，可直接参与批发市场购电，或与新的售电公司确立代理关系。由电网企业代理购电的用户，可在每月15日前申请转为直接交易用户，自次月起具备直接交易资格。以过户、并户等方式接收直接交易用户营销户号的电网企业代理购电用户，需在业务办结次月15日前转为直接交易用户，否则自次月起执行电网企业代理购电价格的1.5倍。
（二）发电企业
冀北调管220千伏及以下燃煤电厂、入市的新能源发电企业和冀北区内华北调管燃煤电厂，以及京津唐电网其他电厂。并网燃煤自备电厂取得电力业务许可证（发电类），足额缴纳国家和河北省设立的政府性基金及附加，达到能效、环保要求，可作为经营主体直接参与电力市场交易。已接入冀北电网运行、取得电力业务许可证（发电类）的新能源发电企业，可自愿向冀北电力交易中心提交入市申请，冀北电力交易中心将其纳入市场交易范围。纳入国家可再生能源补贴的新能源项目，参与绿电交易前需提交自愿放弃补贴说明（模板见附件1），其绿电交易结算电量不再享受补贴。张家口地区风电企业超出保障收购小时数的电量，参与张家口四方协作机制电采暖交易。
（三）售电公司
符合国家发展改革委、国家能源局《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）和《河北省售电公司管理细则》（冀发改运行规〔2023〕3号）等相关售电公司管理要求，在交易平台完成注册并持续满足注册条件，并按规定足额缴纳履约保函或保险的售电公司，可代理零售用户参与交易。
（四）独立储能
独立储能项目参与中长期电能量交易、容量租赁交易前，需满足《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）、《冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）》（冀发改运行〔2024〕1039号）要求，取得并网调度协议、购售电合同或高压供用电合同，在电力交易平台完成市场注册。
（五）分布式电源、虚拟电厂（含负荷聚合商）等新型市场主体按照我委相关要求参与市场。
三、批发市场交易组织
2025年电力中长期交易包括火电交易、绿电交易、新能源外送交易、电网企业代理购电交易、张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易等。为促进新能源消纳，充分发挥市场化交易在电力保供中的基础性作用，在满足区内用电需求基础上，具备条件时可根据需要开展新能源及绿电省间外送交易。
2025年发电企业燃煤机组年度电力中长期合同签约电量比例应不低于年度预计发电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。2025年市场化电力用户（含售电公司、电网企业代理购电）年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。
独立储能可自愿参与年度、月度、月内等中长期电能量交易。独立储能在放电时段按发电企业身份参与火电交易，在充电时段按电力用户身份参与火电、绿电交易。在同一时段只能以发电企业或电力用户一种身份参与交易。
为衔接分时结算及现货市场，中长期交易分两阶段开展，未开展分时正式结算阶段交易按如下方式组织，开展分时正式结算阶段交易组织方案（详见附件2）。
（一）交易组织方式
1.火电交易
（1）年度交易：按照双边协商方式组织，分月合同按照尖峰、峰、平、谷4个交易时段签约，交易申报分时段电价应符合峰谷电价比例浮动要求，发电企业交易申报分时段电量比例须符合2024年直接交易用户分季节用电的峰谷比例。若不符合，该市场主体本次全部申报视为无效申报。
（2）月度交易：按照集中竞价方式组织，交易时段、分时段电量比例和电价比例与年度交易要求一致。
（3）月内交易：按照集中竞价方式组织，按周（不含法定节假日）开市，交易时段、分时段电量比例和电价比例与年度交易要求一致。
（4）合同交易：火电年度分月合同调整交易按照双边协商方式组织。火电年度分月合同回购交易按照双边协商、集中竞价等方式组织，回购后剩余的年度分月合同仍需满足分时段电量比例要求。
（5）火电侧合同转让以集中竞价方式组织，用户侧合同转让交易在月内按工作日连续开市（从第三个工作日至倒数第三个工作日），以滚动撮合方式组织，不限峰谷电量、电价比例。市场主体各时段转出合同电量不得超过其在交易执行月对应时段已达成的合同电量。
2.绿电交易
绿电交易按照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》（京电交市〔2024〕59号）相关规则实施。
（1）多年期及年度交易：按照双边协商方式组织，分月合同按照尖峰、峰、平、谷4个交易时段签约，交易申报分时段电价应符合峰谷电价比例浮动要求，发电企业交易申报分时段电量比例须符合2024年直接交易用户分季节用电的峰谷比例。若不符合，该市场主体本次全部申报视为无效申报。
（2）月度交易：按照双边协商方式组织，交易时段、分时段电量比例和电价比例与年度交易要求一致。
（3）月内交易：按照双边协商方式组织，按周（不含法定节假日）开市，交易时段、分时段电量比例和电价比例与年度交易要求一致。
（4）绿色电力交易合同转让、多年期绿色电力交易合同电量调整等交易，根据京电交市〔2024〕59号文按市场需求开展。
3.新能源外送交易
新能源外送交易按照我委后续印发的外送交易方案执行，相应发电侧合同转让交易按市场需求适时开展。
4.电网企业代理购电交易
电网企业代理购电通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易），以一段式报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，年度交易分月价格按直接交易年度交易分月均价确定，月度、月内交易价格按当月月度集中竞价交易价格确定，若当月未开展集中竞价交易或集中竞价交易未形成价格，挂牌交易价格参照最近一次月度集中竞价交易价格确定。冀北火电企业2024年前三季度奖励电量在2025年年度交易中落实，四季度奖励电量在后续月份交易中积极落实。
5.张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易
在新机制建立前，暂按《河北省发展和改革委员会关于做好冀北电网2024年电力中长期交易工作的通知》（冀发改运行〔2023〕1625号）开展交易结算。
（二）交易申报
市场主体按照交易时段申报电量、电价。交易电价为发电侧上网电价，其中，燃煤电厂交易电价包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。火电、集中式新能源发电企业每个交易单元申报的分时段总量应符合2024年直接交易用户分季节用电的峰谷比例要求，用户侧主体（售电公司、批发用户）可按用户实际用电特性申报分时段交易电量；独立储能具备分时结算条件，分时交易申报电量比例不作约束。发、用主体申报分时段电价应符合峰谷电价比例要求；张家口四方协作机制电采暖交易暂按一段式申报。
发用双方平段交易价格和峰谷电价比例要求如下：
火电交易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），绿电交易平段价格浮动不受20%的范围限制。火电、绿电交易高峰电价不低于平段电价的1.7倍，低谷电价不高于平段电价的0.3倍，尖峰电价不低于平段电价的2.04倍。若不符合，该市场主体本次全部申报视为无效申报。
为充分发挥分时电价在引导电力资源优化配置方面的重要作用，鼓励电力用户执行峰谷电价。冀北暂不实行峰谷电价范围内的电力用户，可根据需要向电网公司提出申请，自愿选择执行峰谷分时电价。对于暂不执行峰谷电价的批发用户、以及所代理零售用户均不执行峰谷电价的售电公司，在双边协商交易中签订的各时段合同电价浮动比例不做限制，在集中竞价和滚动撮合交易中仅可申报平段。
（三）交易时段划分
1.市场化直接交易时段参照冀北电网净负荷曲线划分，时段划分及发电企业分时段申报电量峰谷比例要求如下：
（1）夏季（每年6、7、8月）
低谷：0－7时、23－24时，发电企业申报电量比例不低于33.4%；
平段：7－10时、12－16时、22－23时；
高峰：10－12时、16－17时、20－22时，发电企业申报电量比例不超过19.0%；
尖峰：17－20时，发电企业申报电量比例不超过10.8%。
（2）冬季（每年11、12月及次年1月）
低谷：1－7时、12－14时，发电企业申报电量比例不低于32.5%；
平段：0－1时、7－8时、10－12时、14－16时、22－24时；
高峰：8－10时、16－17时、19－22时，发电企业申报电量比例不超过23.1%；
尖峰：17－19时，发电企业申报电量比例不超过7.3%。
（3）其他季节（每年2、3、4、5月及9、10月）
低谷：1－6时、12－15时，发电企业申报电量比例不低于32.9%；
平段：0－1时、6－8时、9－12时、15－16时、23－24时；
高峰：8－9时、16－23时，发电企业申报电量比例不超过30.2%。
2.电网企业代理购电交易按照河北省发展和改革委员会关于进一步完善冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（冀发改能价〔2023〕1711号）执行，时段划分如下：
（1）夏季（每年6、7、8月）
低谷：0－7时、23－24时；
平段：7－10时、12－16时、22－23时；
高峰：10－12时、16－17时、20－22时；
尖峰：17－20时。
（2）冬季（每年11、12月及次年1月）
低谷：1－7时、12－14时；
平段：0－1时、7－8时、10－12时、14－16时、22－24时；
高峰：8－10时、16－17时、19－22时；
尖峰：17－19时。
（3）其他季节（每年2、3、4、5月及9、10月）
低谷：1－7时、12－14时；
平段：0－1时、7－8时、10－12时、14－16时、22－24时；
高峰：8－10时、16－22时。
以上交易时段划分原则如有调整，按照我委印发的最新文件执行。
（四）交易出清及安全校核
由冀北电力交易中心出清区内交易结果，北京电力交易中心出清区外交易结果。为保障市场平稳运行，交易结果体现交易双方真实交易意愿，月度、月内火电集中竞价交易在交易出清后进行各时段加权价格校核，如加权价格超出区内年度火电交易均价±10元/兆瓦时的范围，交易视为未成交，交易中心发布交易未成交加权价格，重新组织第二轮交易申报和出清，以上一轮未成交加权价格为基准，判断是否超出±10元/兆瓦时的范围，如超出范围视为未成交。按此方式最多共计组织三轮申报及出清，如某轮申报出清后加权价格在范围内则以当轮交易结果成交，形成无约束交易结果，如各轮申报出清后加权价格均未在范围内则视为本次交易未成交。如遇开展区外月度、月内交易，按照区外年度火电交易均价作相应调整。冀北电力交易中心要做好市场运营分析，适时配合我委优化交易出清算法，保障市场平稳运行。
由冀北电力调度控制中心牵头开展区内交易安全校核，华北分部调度控制中心牵头开展区外交易安全校核。
（五）交易单元
1.发电企业：火电厂按电厂参与交易（现货市场运行后，根据需求按机组参与交易），新能源企业（含火电厂下新能源项目）按交易平台注册的项目期次参与交易。
2.独立储能：作为发电企业身份参与交易时，按交易平台注册的项目期次参与交易；作为电力用户身份参与交易时，将同一独立储能下的全部用电单元统一打包参与交易。
3.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。
4.售电公司：将同一售电公司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.电网企业代理购电用户（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。
6.高耗能用户名单发布后，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，相关事项另行通知。
（六）线损电量
2025年冀北电网全部线损电量由电网企业统一代理采购，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。冀北电厂侧直接交易上网电量按冀北用户侧直接交易电量计算。
（七）需求申报
火电年度交易组织前，直接交易用户需申报分时段交易电量需求。参与火电月度、月内交易时，批发用户、售电公司需申报分时段交易电量需求，批发用户、售电公司各时段交易申报电量不得超过相应时段所申报交易需求电量的±10%，如交易实际申报电量超出允许范围，该市场主体本次全部交易申报电量视为无效申报。
（八）新能源交易上限
新能源企业年度分月、月度交易上限，暂按前三年（2021－2023年）分地市当月平均利用小时的50%确定（平价新能源项目按70%确定），配建调相机的项目交易上限按1.3倍执行。绿电交易电量、新能源外送交易均在交易上限以内开展。根据新能源发电和交易开展情况适时调整交易上限。
（九）售电公司交易限额
同一股东参股的售电公司，参与火电、绿电交易时，申报电量计及已达成的火电、绿电交易合同电量合计不应超过工商业用户全年直接交易规模的8%；同时，在参与绿电交易时，当次交易电量计及已达成的绿电交易合同电量合计不应超过当次绿电出清规模计及已成交绿电交易规模的30%；如超过上限则该售电公司当次交易全部申报电量视为无效申报。占比上限根据市场情况适时调整。
（十）交易结果发布
由冀北电力交易中心发布区内交易结果，北京电力交易中心发布区外交易结果。交易结果一经交易平台发布，即作为交易执行依据，交易承诺书+交易公告+交易结果视为电子合同，交易各方不再签订纸质市场化交易合同。交易结果发布后，河北省社会信用信息中心通过冀北电力交易平台开展见证签约。
四、独立储能容量租赁交易组织
按照《冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）》（冀发改运行〔2024〕1039号），独立储能容量租赁交易包括双边协商交易、集中交易等方式，通过冀北电力交易平台开展。独立储能自建成并网，完成市场成员注册后，即可开展容量租赁，最大可出租年限暂定为15年。可出租容量为装机容量，暂不考虑容量衰减。独立储能增容后，不改变其整体可租赁年限，相应增加其可租赁容量。独立储能为售方，需配建储能的新能源企业为购方。独立储能容量租赁交易单位为兆瓦，最小量纲为0.1兆瓦，充（放）电时长不低于新能源电站需配建储能要求。
原则上容量租赁交易根据需要按月开展。新能源企业租赁储能容量期最低应至当年年底。原则上全年租赁容量和价格保持一致。独立储能每次达成容量租赁交易后，相应扣减其可出租容量，直至将其额定装机容量全部扣除。独立储能参与容量租赁交易，2025年交易价格上、下限暂定400、200元/千瓦·年。交易合同价格经购售双方协商一致后，每年可修改一次。
五、市场结算
电网企业负责向冀北电力交易中心提供经校验的发电企业、电力用户分时抄表电量数据或其他结算要求的电量数据。
为稳妥推进冀北地区分时结算工作，保障市场平稳过渡，按分时模拟结算、分时试结算和分时正式结算三个阶段推进发、用全面分时结算落地。其中，分时正式结算阶段、分时试结算阶段的试结算日按24时段分时结算；其余阶段暂按发电侧“一段式”偏差结算，用户侧“尖、峰、平、谷”偏差结算（暂不执行峰谷电价的批发用户、以及所代理零售用户均不执行峰谷电价的售电公司，按总抄表电量和总合同量计算偏差，执行平段偏差价格）。
分时模拟结算：发电企业、电力用户通过分时段交易、电量曲线分解等形成24时段合同；具备24时段分时计量条件后，依据发、用24时段抄表电量开展分时模拟算费，评估市场不平衡资金规模和对市场主体的影响，迭代完善结算规则和交易平台功能。
分时试结算：根据模拟结算结果形成分时试结算工作方案，由我委正式印发分时交易试结算方案，转入试结算阶段。在短周期（日或多日）内，按24小时开展发、用两侧分时试结算，试结算费用纳入市场主体月度结算依据，并逐步过渡到长周期（周、旬、月）。冀北电力交易中心根据分时交易试结算方案，适时组织开展试结算周期中长期合同电量分解和分时合同曲线调整，并依据试结算结果开展市场运行评估，完善市场方案和不平衡费用处理规则。
分时正式结算：分时试结算运行平稳后，经市场管委会审议通过，由我委正式印发分时交易结算方案，转入正式结算阶段。
（一）分时正式结算前结算方案
1.结算原则
发用双方交易结算按照“合同照付不议、偏差结算”的原则执行解耦结算。交易合同按照约定的电量、电价全额结算；实际电量超过合同电量部分为超用/超发电量，低于合同电量部分为少用/欠发电量，分别按照超用/超发偏差价格、少用/欠发偏差价格结算。未能达成交易的电力用户、售电公司、火电企业，实际用电量/发电量全部按偏差价格结算。
绿电交易结算要求按照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》（京电交市〔2024〕59号）相关规则执行。
独立储能参与中长期电能量和容量租赁交易，参照《冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）》（冀发改运行〔2024〕1039号）相关规则结算。
2.批发市场结算
（1）直接交易用户（电力批发用户、售电公司）偏差电量分时（尖、峰、平、谷）结算。各时段超用电量结算价格取各时段冀北用户年度交易分月均价、月度集中竞价交易价格、冀北购华北偏差电价（按照峰谷浮动系数计算分时偏差价格）中最大值与超用系数U1的乘积；各时段少用电量结算价格取各时段冀北用户年度交易分月均价、月度集中竞价交易价格、冀北购华北偏差电价（按照峰谷浮动系数计算分时偏差价格）中最小值与少用系数U2的乘积。偏差结算按照阶梯方式执行，偏差电量在[-5%，5%]的部分，U1=1，U2=1；偏差电量在[-20%，-5%]和[5%，20%]的部分，U1=1.03，U2=0.95（其中尖峰0.9）；偏差电量在[-100%，-20%]和[20%，+∞]的部分，U1=1.05，U2=0.9（其中尖峰0.85），根据运行情况适时调整。
（2）发电侧偏差电量暂按月度总上网电量和达成的各类合同总量计算偏差电量。冀北调管火电厂超发电量结算价格取冀北用户年度交易分月平段均价、月度集中竞价交易平段均价、冀北购华北偏差电价中的最小值；欠发电量结算价格取冀北用户年度交易分月平段均价、月度集中竞价交易平段均价、冀北购华北偏差电价中的最大值。冀北新能源电厂依次按外送交易、绿电交易的顺序结算，超发电量视为优先发电电量，按冀北燃煤基准电价结算，欠发电量执行火电欠发价格。
（3）当批发用户、售电公司、发电企业出现超用/欠发电量电价低于其合同均价，或少用/超发电量电价高于其合同均价情况时（电力用户按照尖、峰、平、谷分时段计算，发电企业按总合同电量计算），对应偏差电量按其合同均价结算。
（4）当发电企业和售电公司对于结算凭证存在争议、暂无法解决时，国网冀北电力有限公司可暂按冀北电力交易中心出具的结算凭证开展电费结算，待我委组织有关市场主体协调一致后进行清算，原则上相关费用不跨年度结算。
3.零售市场结算
售电公司与零售用户登录e-交易或电力交易平台，开展零售市场交易，签订《市场化购售电合同》（示范文本见附件3），选择固定服务价、固定零售价、市场联动价等套餐模式，自行约定交易电量、交易价格、偏差分摊等事项。零售用户需约定24时段合同电量和平段电价，其中执行分时电价的用户按照峰谷浮动系数计算24时段合同价格，偏差电量按尖、峰、平、谷分时段计算。有绿电购买需求的零售用户需约定绿电环境权益电价（该价格包含在零售合同电价当中）。
售电公司应根据代理用户需求电量在批发市场购电，并根据用户实际用电需求，执行月前完成与用户合同电量、电价调整。
冀北电力交易中心按照售电公司在批发市场各类购电成本和零售市场售电收入的差值计算其收益，售电公司承担负收益的风险。
为服务电力保供和实体经济发展，鼓励售电公司和零售用户在约定交易价格时，在固定服务价基础上约定零售价上限，当实际结算的零售价差超出上限时，按约定的零售价上限结算零售用户合同电量；在固定零售价基础上约定购售价差上限（平段），当实际结算的购售合同价差超出上限时，按售电公司购电均价和约定的购售价差上限结算零售用户合同电量。冀北电力交易中心要做好零售市场运营分析和信息公开，定期发布平均购电价格和售电价格。
为保障零售市场分时段偏差结算平稳推进，售电公司因偏差结算产生的收益不应超出合理范围，上限为：该售电公司批发侧偏差电量×（直接交易用户偏差电价-该售电公司批发侧合同均价）×K。其中，K暂按0.2取值，根据运行情况适时动态调整。售电公司偏差结算收益超出该上限的部分，向承担偏差支出的代理用户返还。
4.差额资金分配
市场“偏差结算”形成的用户侧与发电侧偏差电费的差额，由冀北批发市场主体共同分摊或返还，按月结算、次月清算。冀北调管燃煤电厂偏差未分时结算形成的差额费用，向冀北调管燃煤电厂分摊或返还；购华北电量与电网企业代理购电用户、直接交易用户偏差结算价差形成的差额费用，分别向电网企业代理购电用户和直接交易用户分摊或返还；剩余差额由冀北调管燃煤电厂、新能源企业参加绿电交易部分、直接交易用户、电网企业代理购电用户按其结算电量占比共同参与分摊或返还。独立储能参与电力中长期交易产生的偏差差额费用参照《冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）》（冀发改运行〔2024〕1039号）相关规则执行。
用户侧偏差考核（U1≠1、U2≠1）形成的考核费用向用户侧返还。
5.偏差免考
用户侧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）及后续相关政策执行，对经政府部门核定确认的免考电量不予考核（少用免考电量的偏差价格按U2为1计算）。
新能源发电企业偏差免考申请及办理流程依据我委2022年《关于确定冀北电网12月偏差免考企业的函》中，新能源发电企业偏差免考原则执行，对经政府部门核定确认的免考电量不予考核（欠发免考电量的偏差价格按该厂合同均价执行）。
6.张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易结算
在新机制建立前，暂按《河北省发展和改革委员会关于做好冀北电网2024年电力中长期交易工作的通知》（冀发改运行〔2023〕1625号）开展交易结算。
（二）分时模拟结算方案
分时模拟结算方案详见附件4《冀北地区分时模拟结算方案》，并根据市场运行和评估情况适时调整。现货市场运行后，涵盖电力现货市场的结算规则另行发布。
六、其他保障措施
（一）规范市场交易行为
冀北电力交易中心要按照交易方案，提前发布交易公告，确定交易时间、组织方式、合同签订要求、结算规则等，做好信息发布，确保交易顺畅。落实有序推动工商业用户全部进入电力市场要求，提升交易平台业务支撑能力。积极应用e交易等技术手段，提升零售市场运营水平。
各市场交易主体要按照交易方案和相关要求参与交易，平等协商，自主交易，严禁串通报价、恶意报价、扰乱市场秩序。售电公司应向用户提供优质专业的售电服务，不得利用信息不对称误导用户，加大中间流通环节成本，推高用户终端用能成本。
（二）加强市场信息公开
各类市场成员要按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）要求在信息披露平台规范开展信息披露，并对披露信息的真实性、准确性、完整性、及时性负责。
（三）加强市场风险控制
冀北电力交易中心要建立中长期交易市场运营分析机制，及时对市场运行情况进行分析总结，对需要完善或调整事项经认真研究后及时报我委。加强履约监管，冀北电力交易中心对市场主体失信行为予以公开，发布市场主体履约情况通报。
（四）做好市场主体培训
冀北电力交易中心定期组织开展市场主体培训，针对分时段签约及结算、绿电与绿证交易等内容，做好宣贯培训工作和咨询问答服务。
（五）积极落实保供责任
发电企业需积极参与直接交易和电网企业代理购电交易，通过市场手段落实必发电量。张家口市能源局要积极培育新能源发电企业市场意识，落实张家口电采暖交易电力保供责任。
（六）提升绿色电力消费
鼓励电力用户积极参与绿电交易、绿证交易，提高可再生能源消费占比。发用双方开展绿电交易，应约定绿电权益偏差条款，因发电企业原因导致用户无法获取绿证时，由发用双方按照约定解决。绿电交易合同执行期间，北京电力交易中心、冀北电力交易中心要及时发布绿证划转信息，用户应持续关注绿证划转情况。按照国家文件要求，用户绿电消费量不纳入能源消费控制，助力实现碳达峰、碳中和目标。
本方案执行过程中，如遇国家政策调整，我委将对本方案进行调整，并设置过渡期，过渡期结束后按新政策执行。冀北电力交易中心在执行中，遇到问题及时向我委请示，批准后可在交易公告中向市场主体发布。
未尽事宜，由我委会同华北能源监管局研究决定。
附件：1.新能源发电项目自愿放弃国家可再生能源补贴说明
2.开展分时正式结算阶段交易组织方案
3.冀北地区电力用户和售电公司市场化购售电合同（示范文本－2025年版）
4.冀北地区分时模拟结算方案
附件1
新能源发电项目自愿放弃国家可再生能源补贴说明
我司全称为：，统一社会信用代码为：。
我司投资建设的项目（容量多少MW），于20××年X月X日投运并网，于20××年X月X日完成电力交易平台市场注册，现根据《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》，我司承诺该项目参加2025年度内冀北绿电市场交易的电量，自愿放弃国家可再生能源补贴，对应绿电结算电量（电能量）不再享受补贴。
特此说明。
单位（盖章）
年 月 日
附件2
开展分时正式结算阶段交易组织方案
1.交易组织方式
（1）火电交易
年度交易合同调整：按照双边协商方式组织，在保持分月合同总电量不变的基础上，购售双方可按照实际情况调整分时正式结算阶段对应的年度交易后续分月分时段合同电量。交易申报分时段电价调整应符合峰谷电价比例浮动要求。购售双方若有合同调整，按照调整后合同执行。
月度交易：按照集中竞价方式组织，购售双方按照24时段申报电量、电价，尖峰、峰、平、谷时段的加权均价应符合峰谷电价比例浮动要求。
日交易：火电发电企业、电力用户、售电公司融合开展日24时段滚动撮合交易。购售双方可在D日（工作日）申报执行开始日（D+3）至月末最后一天的日24时段交易电量、电价，执行日的同一时段，市场主体仅可作为购方或售方参与交易。用户侧市场主体作为售方时，每个时段交易上限为年度、月度、日交易达成交易结果分解至每日24时段中对应时段交易电量之和的30%。发电企业作为售方时，每个时段交易上限不超过对应时段实际发电能力扣减该时段已达成交易的净交易电量；作为购方时，每个时段交易上限为年度、月度、日交易达成交易结果分解至每日24时段中对应时段的净交易电量之和的30%。市场主体尖峰、峰、平、谷各时段申报电价上下浮动范围应不超过火电年度交易平段均价的3%。根据市场运行情况可适时调整相关参数。
月内交易可根据市场运行情况结合市场需求灵活开展。
冀北调管220千伏及以下火电厂、区内华北调管火电厂、区外火电厂间合同转让交易按照集中竞价方式由北京电力交易中心组织开展。
（2）绿电交易
绿电交易按照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》（京电交市〔2024〕59号）相关规则实施。
年度交易合同调整：按照双边协商方式组织，在保持分月合同总电量不变的基础上，购售双方可按照实际情况调整分时正式结算阶段对应的年度交易后续分月分时段合同电量。交易申报分时段电价调整应符合峰谷电价比例浮动要求。购售双方若有合同调整，按照调整后合同执行。
月度交易：按照双边协商方式组织，按照24个交易时段签约，尖峰、峰、平、谷时段的加权均价应符合峰谷电价比例浮动要求，风电、光伏发电企业根据实际发电特性申报分时段电量、电价。
月内交易：按照双边协商方式组织，交易标的为月内剩余天数的24时段交易电量，按周（不含法定节假日）开市，按照24个交易时段签约，尖峰、峰、平、谷时段的加权均价应符合峰谷电价比例浮动要求，风电、光伏发电企业根据实际发电特性申报分时段电量、电价。
绿色电力交易合同转让、多年期绿色电力交易合同电量调整等交易，根据京电交市〔2024〕59号文按市场需求开展。
（3）新能源外送交易
新能源外送交易按照我委后续印发的外送交易方案执行，相应发电侧合同转让交易按市场需求适时开展。
（4）电网企业代理购电交易
电网企业代理购电通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易），按照24个交易时段签约，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，年度交易分月价格按直接交易年度交易分月均价确定，月度、月内交易价格按当月月度集中竞价交易价格确定，若当月未开展集中竞价交易或集中竞价交易未形成价格，挂牌交易价格参照最近一次月度集中竞价交易价格确定。冀北火电企业2024年前三季度奖励电量在2025年年度交易中落实，四季度奖励电量在后续月份交易中积极落实。
（5）张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易
在新机制建立前，暂按《河北省发展和改革委员会关于做好冀北电网2024年电力中长期交易工作的通知》（冀发改运行〔2023〕1625号）开展交易结算。
2.交易申报
开展分时正式结算阶段，火电、集中式新能源发电企业每个交易单元申报的分时段总量不受2024年直接交易用户分季节用电的峰谷比例要求限制。月度交易及月内交易中各市场主体尖峰、高峰、平、谷时段的加权均价需满足：高峰均价不低于平段均价的1.7倍、低谷均价不高于平段均价的0.3倍、尖峰均价不低于平段均价的2.04倍。若不符合，该市场主体本次全部申报视为无效申报。其余申报要求与未开展分时正式结算阶段一致。
3.交易时段划分
交易时段划分与未开展分时正式结算阶段一致，发电企业分时段申报电量不受峰谷比例限制。
4.交易出清及安全校核
由冀北电力交易中心出清区内交易结果，北京电力交易中心出清区外交易结果。冀北电力交易中心要做好市场运营分析，适时配合我委优化交易机制，保障市场平稳运行。
由冀北电力调度控制中心牵头开展区内交易安全校核，火电日交易按日出具校核意见，华北分部调度控制中心牵头开展区外交易安全校核。
5.中长期交易合同分解曲线
（1）省内直接交易分解曲线
省内中长期直接交易合同分解曲线分为自定义曲线和均分分解曲线两类。
1）自定义曲线由经营主体根据发用电实际情况自主形成。
2）均分分解曲线按均分原则确定各时段电量比例。
年度均分分解曲线将年度分月电量按照执行期内日历天数平均分解至日，再将年度分月合同中尖峰、峰、平、谷时段电量均分至对应小时。
月度、月内均分分解曲线按照执行期内日历天数，将月度、月内合同电量分解至日。
合同分解曲线若在规定时间内未协商一致，系统默认经营主体按照均分分解曲线分解合同电量。
（2）外送交易分解曲线
按照北京电力交易中心发布的出清结果成交曲线执行；出清结果中未有成交曲线时，系统默认均分。
（3）电网企业代理购电分解曲线
电网企业代理购电交易达成的中长期交易合同按照均分分解或由电网企业根据电网企业代理购电用户典型曲线分解。
6.其他
开展分时正式结算阶段，交易单元、线损电量、需求申报、新能源交易上限、售电公司交易限额、交易结果发布与未开展分时正式结算阶段一致。