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分时段交易完全开展前，鉴于北京、天津、冀北峰谷时段设置不同期和燃煤发电全部上网电量市场化形成的实际情况，发电侧暂按一段式量价开展交易与结算，可取平段成交价格、各时段加权平均价格或其他价格，具体按照各省（市）规定执行并适时调整；用户侧可结合本省（市）峰谷时段设置情况，按照价格主管部门确定的峰谷电价浮动比例或自主协商的形式，开展分时段交易与结算，具体按照各省（市）规定执行并适时调整。
华北能源监管局关于明确2022年京津唐电网电力中长期交易有关事项的通知
华北监能市场〔2021〕212号
北京电力交易中心，国网华北分部，国网北京市、天津市电力公司，国网冀北电力有限公司，首都、天津、冀北电力交易中心，京津唐电网各有关市场主体：
为落实京津冀协同发展国家战略，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）和《国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知》（国能综通监管〔2021〕99号）等文件要求，确保京津唐电网2022年电力中长期交易平稳有序开展，经商地方政府相关部门，现就有关事项通知如下。
一、交易组织
考虑京津唐电网电力电量统一平衡和各省（市）能源供应保障的实际情况，京津唐电网电力中长期交易由北京电力交易中心会同各省（市）电力交易中心统一开展，发电侧按照京津唐全网范围与各省（市）范围划分为两组。用户侧参与京津唐全网范围与各省（市）范围交易的交易比例、交易电量，按照各省（市）规定执行。
二、价格机制
（一）直接交易价格
分时段交易完全开展前，鉴于北京、天津、冀北峰谷时段设置不同期和燃煤发电全部上网电量市场化形成的实际情况，发电侧暂按一段式量价开展交易与结算，可取平段成交价格、各时段加权平均价格或其他价格，具体按照各省（市）规定执行并适时调整；用户侧可结合本省（市）峰谷时段设置情况，按照价格主管部门确定的峰谷电价浮动比例或自主协商的形式，开展分时段交易与结算，具体按照各省（市）规定执行并适时调整。
电网企业要对分时电价收入情况单独归集、单独反映，产生的盈亏在下一监管周期省级电网输配电价核定时统筹考虑。
（二）煤电价格联动
鼓励市场化用户与发电企业在年度交易合同中签订分月电量煤电价格联动条款。
（三）电网代理
电网代购用户与市场化用户分月电量加权平均电价保持一致。
三、交易结算
发电侧与用户侧按照“照付不议，偏差结算”原则解耦结算，发电侧与用户侧结算不平衡资金分开处理，发电侧结算不平衡资金在京津唐全网范围内平衡，用户侧结算不平衡资金在本省（市）范围内平衡。代理工商业用户的偏差电费以及电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的偏差电费，按照相关文件要求处理。
电力用户、售电公司合同电量按照交易合同(购售合同电量)约定电价结算。合同偏差电量部分按照以下价格分时段结算：
P超用=MAX[P月度竞价出清价,P时段合同电价]×U 1
P少用=MIN[P月度竞价出清价,P时段合同电价]×U 2
P超用为用户侧合同偏差超用电量结算电价；
P少用为用户侧合同偏差少用电量结算电价；
P月度竞价出清价为当月竞价交易的出清电价；
P时段合同电价为电力用户（售电企业）当月的该时段双边交易加权平均电价；
U1、U2为调节系数，由各省（市）确定并提前发布，产生的不平衡资金按照各省（市）实际情况分摊。
发电企业合同电量按照交易合同(购售合同电量)约定电价结算。合同偏差电量部分按照月度竞价出清价格结算。超出电价浮动范围部分形成的不平衡资金在发电侧进行分摊。
四、相关要求
北京电力交易中心要会同省（市）交易中心，不断优化京津唐电网交易组织流程，对于具备合并条件的交易序列，做到应并尽并，以提高交易组织效率、扩大市场竞争范围，并为连续开市创造更好条件。
电网企业要按要求规范代理购电方式流程，单独归集、单独反映代理购电机制执行情况，做好信息公开、电费结算等工作。
发电企业为了保障民生供热、电网安全所需的必发电量，由调度机构按照从紧原则分月测算。鼓励发电企业在交易中积极落实对应份额。
售电公司及电力用户要积极适应燃煤发电上网电价市场化改革要求，严格执行电力市场交易规则，主动签约、诚信履约，做好用电量预测工作，降低合同电量偏差率。
《京津唐电网电力中长期交易规则》（华北监能市场〔2020〕221号）《京津唐电网电力中长期交易结算规则（试行）》（华北监能市场〔2020〕250号）相关条款与本通知不符的，以本通知规定为准。
执行中如遇问题，请及时报告我局。
联系人：董荞，010-88072969
国家能源局华北监管局
2021年12月15日
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