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Published on: July 27, 2016

Original title: 国家能源局综合司关于同意印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》的函 国能综监管[2016]472号
Links: Original CN (url).

国能综监管[2016]472号

National Energy Administration, General Affairs Dept.

关于同意印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》的函

华北能源监管局：

报来《华北能源监管局关于<京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则>印发有关事宜的请示》（华北监能市场〔2016〕230号）收悉。经研究并商国家发展改革委有关司局，现函复如下：

一、制定《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》（以下简称《规则》），符合京津冀协同发展国家战略和京津冀能源协同发展要求,符合电力体制改革精神。为稳妥有序推进京津冀电力市场建设，请你局按照京津唐电网电力电量统一平衡和“安全第一”的原则以及鼓励和规范电力直接交易的有关要求，对所报《规则》进一步修改完善后印发实施。

二、请你局会同地方政府有关部门组织市场主体开展业务培训，尽快启动京津唐电网电力直接交易相关工作，力争到2016年底电力直接交易规模达到全社会用电量的20%。

三、请你局会同地方政府有关部门，加强组织协调和督促指导，确保京津唐电网安全稳定运行。

四、京津唐电网电力用户与发电企业直接交易是京津冀电力市场建设的起步工作，要按照市场竞价、平等竞争的原则推进直接交易，并为京津冀电力市场开展现货交易做好准备。京津冀电力交易机构组建前，依托华北电力交易中心开展直接交易，请你局指导华北电力交易中心加快交易平台建设，保障交易有序开展。

五、请你局尽快制定相关监管办法，会同地方政府有关部门完善电力市场监管体系，依据职能依法履行电力监管职责。

工作中如遇重大事项，请及时报告国家能源局。

Annex：京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则（修改建议稿）

　国家能源局综合司

　　2016年7月27日

Annex

京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则(修改建议稿)

 

Chapter I General Provisions

Article 1 为规范京津唐电网电力用户与发电企业直接交易工作，促进电力资源优化配置，依据《电力监管条 例》、《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）及其配套文件和《关于优化京津唐电网年度电力电量平衡的办法(试行)》（发改办运行〔2014〕1095号）等相关法规规定和文件精神，制定本规则。

Article 2 本规则所称电力用户与发电企业直接交易（以下简称“直接交易”），主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业和电力用户等市场主体，通过自主协商和集中竞价等市场化方式进行的中长期电量交易。

Article 3 直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持京津唐电力电量统一平衡原则，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。

Article 4 本规则适用于京津唐电网范围内统一开展直接交易。北京市、天津市、河北北部地区电力用户和售电企业根据各省（市）电力体制改革工作安排，具备条件时按本规则开展直接交易。

 

第二章 市场成员

Article 5 市场成员包括各类发电企业、电网企业、售电企业、电力用户和市场运营机构。其中，电网企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构；各类发电企业、售电企业和电力用户等为参与直接交易的市场主体。

京津唐电网范围内电网企业包括华北电网有限公司和北京、天津、冀北电力公司等。

京津冀电力交易机构正式组建前，京津唐电网内市场运营机构包括华北运营机构和省（市）运营机构，包括：华北电网有限公司现有电力调度机构（以下简称“华北电力调度机构”）和电力交易机构（以下简称“华北电力交易机构”），以及北京、天津、冀北电力公司现有省（市）电力调度机构和电力交易机构。

京津冀电力交易机构正式组建后，应按其组建方案和章 程归并和调整京津唐电网各交易机构职能。

Article 6 交易业务应与电网企业的其他业务分开，实现电力交易机构管理运营与其他市场成员相对独立。相关交易机构的组建由国家电力行业行政主管部门和相关省（市）政府按照9号文及其配套文件要求，根据京津唐电网市场化进程适时开展。

Article 7 市场主体的权利和义务：

（一）发电企业

1.执行计划电量合同（计划电量包括优先发电电量和基数电量，下同），按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同；

2.获得公平的输电服务和电网接入服务；

3.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；

4.按规定披露和提供信息，获得直接交易和输配电服务等相关信息；

5.具有接入电力交易平台的技术手段;

6.其他法律法规所赋予的权利和义务。

（二）电力用户

1.按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同；

2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加；

3.按规定披露和提供信息，获得直接交易和输配电服务等相关信息；

4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度要求安排用电；

5.保证交易电量用于申报范围内的生产自用；

6.具有接入电力交易平台的技术手段;

7.其他法律法规所赋予的权利和义务。

（三）售电企业

1.按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同、输配电合同；

2.获得公平的输配电服务，按规定支付购电费、输配电费；

3.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；

4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度要求安排用电；

5.具有接入电力交易平台的技术手段;

6.其他法律法规所赋予的权利和义务。

Article 8 电网企业的权利和义务：

1.保障输配电设施的安全稳定运行；

2.为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；

3.服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统；

4.向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务；

5.按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加费等；

6.预测并确定优先购电用户的电量需求；

7.按政府定价向公益性用户、保障性用户及其他非市场用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同，承担保底供电服务责任；

8.按规定披露和提供信息；

9.其他法律法规所赋予的权利和义务。

Article 9 市场运营机构的权利和义务：

（一）电力交易机构

（1）华北电力交易机构

1.搭建京津唐直接交易平台，按规定在直接交易平台上组织和管理各类直接交易；

2.编制京津唐电网全市场年度和月度交易计划；

3.负责市场主体的注册管理；

4.负责向市场主体提供交易结算依据及相关服务，引起华北电网有限公司与相关省（市）电网企业间差价差量结算的，应向相关电网企业提供结算依据及相关服务。负责将相关信息按结算范围分送至省（市）交易机构；

5.监视和分析市场运行情况；

6.规划、建设、运营和维护京津唐直接交易平台的技术支持系统，并保障与相关调度机构、交易机构、市场主体以及监管机构的互联互通；

7.经国家能源局华北监管局授权在特定情况下干预市场；

8.配合国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；

9.按规定披露和发布信息；

10.其他法律法规所赋予的权利和责任。

（2）省（市）电力交易机构

1.负责本省（市）参与直接交易的电力用户、售电企业和发电企业的资格审查；

2.负责向本省（市）参与直接交易的市场主体提供交易结算依据及相关服务；

3.向华北电力交易机构提交本省（市）参与直接交易的市场主体的相关交易信息；

4.监视和分析市场运行情况；

5.配合国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门对交易规则进行分析评估，提出修改建议；

6.按规定披露和发布信息；

7.其他法律法规所赋予的权利和责任。

（二）电力调度机构

（1）华北电力调度机构

1.负责京津唐电网全市场安全校核，所有直接交易需经华北电力调度机构统一校核后执行；

2.按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，按照安全第一的原则处理系统紧急事故，确保电网安全；

3.向华北电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能；

4.合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行。实际执行与交易计划存在偏差时，按照程序和规则界定市场主体及调度机构的责任范围后，各自承担相应的经济责任；

5.按规定披露和提供电网运行的相关信息；

6.其他法律法规所赋予的权利和责任。

（2）省（市）电力调度机构

1.负责本省（市）调度管理范围内的预安全校核；

2.按调度规程实施电力调度，按照安全第一的原则处理系统紧急事故，确保电网安全；

3.向华北电力交易机构与本省（市）电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能；

4.合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。实际执行与交易计划存在偏差时，按照程序和规则界定市场主体及调度机构的责任范围后，各自承担相应的经济责任；

5.按规定披露和提供电网运行的相关信息；

6.其他法律法规所赋予的权利和义务。

 

第三章 市场准入和退出

Article 10 电力用户准入条件应符合国家最新的《产业结构调整指导目录》，符合国家和相关省（市）节能环保指标要求等条件。电力用户的准入及退出管理办法由地方政府电力管理部门另行制定。

Article 11 售电企业准入条件

1.售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格；

2.售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量规模；

3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员，有关要求另行制定；

4.拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证（供电类）；

5.符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。

售电企业的准入条件及管理办法依照国家发改委和国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》执行。

拥有配电网运营权且取得电力业务许可证（供电类）的售电企业暂按一般售电企业参与直接交易，待国家电力行政主管部门和各省（市）政府进一步明确其权责后另行规定。

Article 12 发电企业准入条件：

1.由华北电力调度机构或省（市）电力调度机构直调的，具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的统调公用发电企业。

2.符合国家基本建设审批程序并取得电力业务许可证（发电类）的单机容量在300兆瓦及以上的燃煤发电企业和部分200兆瓦级以上低煤耗机组参与市场；

3.燃煤发电企业必须按规定投运脱硫、脱硝、除尘等环保设施，环保设施运行在线监测系统正常运转，运行参数达标，符合省级及以上环保部门要求；

4.鼓励燃气发电企业和可再生能源发电企业自愿参与直接交易。

Article 13 市场主体准入程序

市场主体均需在电力交易机构进行市场注册。电力交易机构对已注册的发电企业、电力用户和售电企业的名单、联系方式等相关信息进行公布。国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门对市场注册进行监督管理。

市场主体注册后在交易平台开展交易。完成市场注册的电力用户，全部电量进入市场，不再按政府定价购电，在规定的时间周期内（原则上不少于3年）不得退出市场。

Article 14 市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照本规则的规定，向电力交易机构提出申请。经批准后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足准入市场的条件时，由电力交易机构履行公示程序并报国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门同意后，在交易平台上取消其直接交易注册资格。

对于违背电力市场相关规则的市场主体，依据相关规定，给予强制撤销处罚。

Article 15 市场主体被强制退出或列入黑名单，原则上3年内不得直接参与市场交易。退出市场的主体由交易机构提请省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，并在取消注册后向社会公示。

Article 16 市场主体被强制退出市场或自愿退出市场的，未完成合同可以转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。

Article 17 取得资格并参与直接交易的企业，有下列行为之一的，取消其交易资格，并承担相应违约责任。

1.违反国家电力或环保政策并受到处罚的；

2.拖欠直接交易及其他电费一个月以上的；

3.不服从电网调度命令的。

 

第四章 市场交易和交易组织

第一节通则

Article 18 根据京津唐电网实际情况，直接交易以协商交易为主、集中竞价为辅。直接交易品种主要包括：年度协商交易、月度协商交易和月度竞价交易等。

所有交易均在京津唐直接交易平台上统一开展。

Article 19 直接交易价格为发电侧价格，用户侧购电价由直接交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金及附加组成。直接交易价格由电力用户、售电企业与发电企业通过自主协商或集中竞价确定，非因法定事由，不受第三方干预。

Article 20 输配电价按国家价格主管部门批复执行。在输配电价批复前，为了便于市场交易和结算系统衔接，采用价差传导方式开展交易与结算。在输配电价核定后，应按照“市场交易电价+输配电价+政府性基金及附加”方式开展交易与结算。

Article 21 为保障市场平稳运行，应对直接交易价格进行限价。价差传导方式下，限价为对其价差设定上下限，设定公式为：

价差上（下）限=±京津唐电网燃煤火电机组平均上网电价×P

P为限价系数，取值范围0至1，由国务院价格主管部门商国家能源局后，根据市场运行情况，授权华北电力交易机构按年公布，原则上每个交易年度调整不超过１次。P暂定为0.2。

Article 22 售电企业与其代理用户的代理电价和电量由双方协商形成,不受第三方干预。为保障电费结算，售电企业应将相关信息提交电力交易机构，电力交易机构应为其承担保密义务。

Article 23 地方政府电力管理部门应根据市场供需平衡预测，于每年11月1日前核定下达次年度全年直接交易市场电量规模。京津唐电网电力电量平衡方案的制定按有关规定执行，条件成熟时应在实际执行前下达。

Article 24 在落实优先发购电、交易电量完成的基础上，华北电力调度机构和省（市）电力调度机构应确保机组计划电量均衡完成。

Article 25 发电机组参与直接交易的发电容量，按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》中要求予以剔除。

1.发电机组参与直接交易的发电容量=合同签订直接交易电量/上一年度该发电机组平均利用小时数。利用小时口径为计划电量、直接交易电量，不含替代交易电量等其它交易类型对应利用小时。年内达成多笔直接交易，发电容量直接累加。

2.已确定的参与直接交易的发电容量，随当年计划电量制定、计划电量调整两次窗口期予以剔除，当年计划电量调整后形成直接交易电量，对应发电容量滚动至次年予以剔除。

3.计划电量分配实际剔除容量=发电企业参与直接交易的发电容量×T

Ｔ为容量剔除系数，取值范围0至1，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据市场运行情况，授权华北电力交易机构按年公布，原则上每个交易年度调整不超过１次。T暂定为0.5。

Article 26 华北电力交易机构会同相关省（市）电力交易机构，根据电网运行和市场成员实际需求，负责对年度交易电量分解下达到各月，并实行月滚动、年平衡。

Article 27 为提高资源优化配置效率，发电企业的直接交易合同可以转让，规则另行制定。

Article 28 为保证市场平稳过渡，对各机组全年直接交易电量设置上限：

直接电量上限=次年度机组计划电量×直接交易电量比例×K，

直接交易电量比例=三省（市）预计直接交易电量/京津唐电网全社会用电量

K为电量上限系数，取值范围0至1０，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据市场运行情况，授权华北电力交易机构按年公布，原则上每个交易年度调整不超过１次。K暂定为３。

Article 29 省（市）电力调度机构负责对本省（市）调度范围达成的直接交易进行预安全校核。华北电力调度机构在预安全校核的基础上，负责对所有直接交易进行统一安全校核，并对未通过安全校核的原因进行解释，所有交易必须通过安全校核后才能确认成交。

电力调度机构应依据直接交易电量优先落实和成交电量最大化的原则开展阻塞管理。

Article 30 发电企业（电厂）数据申报以交易单元为报价单元。市场主体申报电量精确到电量量纲（兆瓦时）的整数位。市场主体申报电价为含税价格，精确到价格量纲（元/兆瓦时）的小数点后两位。

 

第二节年度协商交易

Article 31 每年11月10日前，华北电力交易机构应发布京津唐电网全市场次年度直接交易相关信息，省（市）电力交易机构发布调度范围内次年度直接交易相关信息，包括但不限于：

1.次年关键输电通道潮流极限情况；

2.次年全年直接交易电量规模

3.次年年度直接交易电量规模；

4.次年各机组可发电量上限；

5.次年限价系数P；

6.次年容量剔除系数T；

7.次年电量上限系数K。

年度直接交易电量由地方政府电力管理部门商华北电力交易机构确定，华北电力交易机构汇总三省（市）直接交易电量后发布信息。

Article 32 市场主体应于11月15日前达成次年度协商交易意向，并通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。年度协商交易的意向协议应提供月度分解电量。

Article 33 本省（市）调度范围的次年度协商交易意向协议提交相应省（市）电力调度机构进行预安全校核，省（市）电力调度机构应在11月17日前返回预安全校核结果，不能通过预安全校核的相关交易意向应进行等比例削减，逾期不返回的视同通过预安全校核。

Article 34 省（市）电力交易机构应将通过预安全校核后的交易意向于11月18日前提交华北电力交易机构，华北电力交易机构将本省（市）调度范围和跨调度范围的所有交易意向汇总后，于11月20日前提交华北电力调度机构进行安全校核。华北电力调度机构应在11月22日上午12：00前返回安全校核结果，不能通过安全校核的相关交易意向由华北电力调度机构按成交电量最大化的原则进行调整或进行等比例削减。逾期不返回的视同通过安全校核。

Article 35 京津唐电网全市场通过安全校核的年度协商交易结果，由华北电力交易机构于11月23日上午12：00前汇总公布，应包括以下信息：

1. 交易品种；
2. 市场主体；
3. 交易电量；
4. 交易价格。

Article 36 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向交易机构提出异议，由交易机构会同调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。由技术支持系统自动生成协商直接交易合同。

 

第三节月度协商交易

Article 37 每月10日前，华北电力交易机构应发布京津唐电网全市场次月直接交易相关信息，省（市）电力交易机构发布其调度范围内次月直接交易相关信息，包括但不限于：

1.次月直接交易电量需求预测;

2.各机组允许申报的市场电量，上限为其市场电量上限减去已成交市场电量；

3.次月各大电力用户、售电企业允许申报的电量上限。

Article 38 市场主体应于15日前达成次月协商交易意向，并通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。

Article 39 本省（市）调度范围的次月协商交易意向协议提交省（市）电力调度机构进行预安全校核，省（市）电力调度机构应在17日前返回预安全校核结果，不能通过预安全校核的相关交易意向应进行等比例削减，逾期不返回的视同通过预安全校核。

Article 40 省（市）电力交易机构应将通过预安全校核的次月交易意向于18日前提交华北电力交易机构，华北电力交易机构将跨调度范围和本省（市）调度范围的所有交易意向汇总后，于20日前提交华北电力调度机构进行安全校核。华北电力调度机构应在21日上午12：00前返回安全校核结果，不能通过安全校核的相关交易意向由华北电力调度机构按成交电量最大化的原则进行调整或进行等比例削减，逾期不返回的视同通过安全校核。

Article 41 京津唐电网全市场通过安全校核的月度协商交易结果，由华北电力交易机构于22日上午12：00前汇总公布，应包括以下信息：

1. 交易品种；
2. 市场主体；
3. 交易电量；
4. 交易价格。

Article 42 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向交易机构提出异议，由交易机构会同调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。由技术支持系统自动生成协商直接交易合同。

 

第四节月度竞价交易

Article 43 月度竞价交易采取发电企业和电力用户、售电企业双向报价的形式。价差传导模式下，双方申报电价浮动的价差。

Article 44 机组报价形式为单调下降的交易“电量-价差”曲线，可包括一至五段水平线段。

允许机组申报的次月电量上限=次月机组最大可上网电量-次月机组年度计划分解电量－次月年度协商交易分解电量-次月度协商交易电量。

Article 45 电力用户和售电企业报价形式为单调上升的交易“电量-价差”曲线，可包括一至五段水平线段。

Article 46 电力用户（售电企业）各段申报电量之和不大于电力用户（售电企业代理电力用户）申报的次月交易电量上限=次月电力用户（售电企业代理电力用户）最大生产所需用电量-已成交年度协商分解电量-月度协商分解电量的电量。

Article 47 双向报价交易流程如下：

次月竞价交易由华北电力交易机构在27日前择时开展，具体交易日应提前3天向市场主体公布。交易开始后的具体流程如下：

（一）交易日10:00前，电力交易中心通过技术支持系统发布市场信息，包括：

1.次月竞价交易电量预测；

2.次月各电力用户和售电企业次月交易电量预测上限；

3.次月各机组允许申报的电量上限；

4.限价信息。

（二）交易日15:00前，市场主体通过技术支持系统申报报价数据。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效报价作为最终报价。

（三）交易日17:00前，电力交易中心按以下步骤出清：

1.将机组申报价差由高到低排序，电力用户、售电企业申报价差由低到高排序，形成竞价交易价差对；

价差对=机组申报价差-电力用户、售电企业申报价差

2.价差对为正时可以成交，且按照价差对大者优先中标的原则进行交易；

3.价差对相同时，按该申报报价相应电量段的电量比例确定中标电量；

4.形成无约束交易结果；

5.所有成交的价差段中，电力用户、售电企业最高申报价差和机组最低申报价差的平均值为市场均衡价差。

（四）当出现网络阻塞时，华北电力调度机构对无约束交易结果进行调整形成有约束交易结果；所有市场主体均以有约束中标电量和有约束市场均衡价差为基准进行电费结算。

（五）交易日次日14:00前，电力交易中心通过技术支持系统向各电厂和用户发布竞价结果，包括：

1.无约束市场主体中标价差和中标电量;

2.无约束中标总电量和加权平均中标价差;

3.无约束市场均衡价差;

4.有约束市场主体中标价差和中标电量;

5.有约束中标总电量和加权平均中标价差;

6.有约束市场均衡价差;

7.约束原因。

（六）交易日次日16:00前，技术支持系统自动形成月度竞价交易合同。

 

第五章 计量与结算

第一节电能计量

Article 48 电网企业应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；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。

Article 49 计量装置必须通过国家计量管理部门认可及相关部门验收。

Article 50 市场主体（售电企业为其代理的电力用户）必须具备计量数据远传功能，具备零点抄表能力，保证电能量数据准确上传至相应电力调度机构和电力交易机构的电能量计量主站系统。

Article 51 对于按规程要求安装主、副电能表的用户，主、副表应有明确标志。以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为替代主表数据和数据比对。当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。

Article 52 当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由相应电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

Article 53 市场交易电量结算以计量点计费电能表月末最后一天北京时间24时的计量数据为依据。电力交易机构按照计量数据计算电量和电费，于月初2个工作日内将电量电费结算凭证发至市场主体。市场主体应进行核对确认，如有异议在1个工作日内通知相应电力交易机构，逾期则视同没有异议。

 

第二节电费结算

Article 54 　电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，其中，华北电力交易机构向其结算范围内的市场主体及相关省（市）交易机构出具结算依据，省（市）电力交易机构向其结算范围内的市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。

Article 55 京津唐电网开展直接交易初期，由相关电网企业组织电费结算，相关市场主体维持现有结算关系不变。初期，售电企业可通过电网企业与其代理用户开展结算。条件成熟时，探索多种电费结算模式。

Article 56 因跨调度范围的直接交易引起相关电网企业间差价差量结算的，由华北电力交易机构出具结算依据，相关电网企业据此按规定结算。

Article 57 直接交易结算电量按电力用户（售电企业为其代理电力用户）实际使用电量执行。

Article 58 交易电量在用户侧只结算电度电费，容量电费按相关规定结算，结算次序如下：

（一）月度竞价交易电量；

（二）月度协商交易电量；

（三）年度协商交易的分月电量；

（四）非市场电量。

在保障优先发电和有限用电的基础上，电力用户实际用电量少于其当月各种市场交易电量的总和，差额部分从位于上述次序最后的交易电量开始削减。

Article 59 电力用户各类交易电量的电费结算公式为：

电力用户月度竞价交易结算电费=中标结算电量×（目录电量电价－市场均衡价差）。

电力用户协商交易结算电费=年成交电量分月结算电量×（目录电量电价－年成交价差）＋月成交结算电量×（目录电量电价－月成交价差）。

Article 60 售电企业与电网企业间各类交易电量的电费结算如下：

（一）年度协商交易

电网企业向售电企业支付的年度协商交易分月电费为：

其中，为售电企业与发电企业签订年度购电合同的加权平均价差，与其代理的第i个用户的价差，为第i个用户为在年度协商交易中结算月份分解所得电量。

（二）月度协商交易

电网企业向售电企业支付的月度协商交易电费为：

 

其中，为售电企业与发电企业签订月度购电合同的加权平均价差，与其代理的第i个用户的价差，为第i个用户为在此笔月度协商交易中分解所得电量。

（三）月度竞价交易

电网企业向售电企业支付的月度竞价交易电费为：

 

其中，为售电企业参与市场竞价形成的均衡价差，与其代理的第i个用户的价差，为第i个用户为在此笔月度竞争交易中分解所得电量。

Article 61 对发电企业（机组）的实际上网电量，按如下顺序结算：

（一）月度竞价交易电量；

（二）月度协商交易电量；

（三）年度协商交易的分月电量；

（四）计划电量。

在保障优先发电和优先用电的基础上，发电企业（机组）实际上网电量少于其当月计划电量和市场交易电量总和，差额部分从位于上述次序最后的电量开始削减；如果发电企业（机组）实际上网电量超过其当月计划电量和市场电量总和，其超出的上网电量视同为计划电量，按其批复上网电价结算。

Article 62 发电企业各类交易电量的电费结算公式为：

协商交易结算电费=年成交分月结算电量×年度协商直接交易价格＋月成交结算电量×月度协商直接交易价格。

月度竞价交易结算电费＝中标结算电量×（批复上网电价－市场均衡价差）。

Article 63 对原执行峰谷电价的电力用户,直接交易价格对应平段电价,峰、谷电价在目录价格基础上按价差等幅度调整。

 

第三节市场考核

Article 64 电力交易机构负责对直接交易按月进行考核，并公布执行。

Article 65 因电力用户原因，造成月度实际使用电量少于其交易电量（年度交易电量分月电量、月度协商交易电量和月度竞价交易电量之和）的偏差小于5%时，其交易电量按月滚动，超出5%时，应向相应发电企业支付违约金，违约金计算公式如下：

违约金=偏差电量×|市场均衡价差|×2

电力用户超出交易电量部分用电量初期执行目录电价。

Article 66 因售电企业原因，造成月度实际使用电量少于其交易电量（年度交易电量分月电量、月度协商交易电量和月度竞价交易电量之和）的偏差小于5%时，其交易电量按月滚动，超出5%时，应向相应发电企业支付违约金，违约金计算公式如下：

违约金=偏差电量×|市场均衡价差|×2

售电企业代理电量超出交易电量部分用电量初期执行目录电价。

Article 67 由于发电企业（机组）原因，没有完成的交易电量滚动至次月继续执行。当没有完成的电量超过5%时（风电、光伏等新能源发电企业可结合功率预测预报、市场交易规模等情况做适当调整），发电企业应向相关电力用户和售电企业支付违约金：

违约金金=少发电量×|市场均衡价差|×２

发电企业（机组）上网电量超过的市场电量部分执行批复的上网电价。

Article 68 由于电网原因未完成的市场合同滚动至次月继续执行。

Article 69 违约金由华北电力交易机构统一计算后，各交易机构按照职责安排支付，实行“月结年清”。各省（市）交易机构和市场主体应向华北电力交易机构提供违约金计算所需的相关信息。

 

第六章 市场信息

Article 70 各市场成员有责任和义务及时、准确和完整披露市场信息。国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门对信息提供和披露实施监督。

Article 71 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门确定各类信息的内容、范围和发布的时限。

各类市场信息原则上均应通过网站形式予以披露，市场成员可查看其访问权限内的信息。

Article 72 市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向电力交易机构和电力调度机构提出，由电力交易机构和电力调度机构负责解释。

Article 73 市场主体的申报价格、直接交易的成交价格、已经签订合同内容等信息属于私有信息，电力交易机构和电力调度机构应采取必要措施来保证市场主体可以按时获得其私有数据信息，并保证私有数据信息在保密期限内的保密性。

Article 74 电力用户、售电企业应披露以下信息:

1.电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、以前年度违约情况等在年度协商交易前披露。

2.已签定直接交易合同电量等在合同签订后披露。

3.按年度、季度、月度披露直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。

Article 75 发电企业应披露以下信息:

1.在年度协商交易前披露发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、年度违约情况等。

2.在合同签订后披露已签合同电量等。

3.按年度、季度、月度披露直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。

Article 76 电力交易机构应披露以下信息:

1.下一年度预计直接交易电量规模；注册市场主体名单及基本信息；交易起止时间、交易申报起止时间及申报要求；发电企业和用户、售电企业用违约执行标准。

2.输配电价标准、政府性基金及附加、输配电损耗率等在年度直接协商交易前披露（输配电价未批复前不发布）。

3.在年度协商交易、月度协商交易、月度竞价交易后披露直接交易合同电量。

4.每月10日前披露上月直接交易电量执行、电量清算、电费结算等信息。

5.华北电力交易机构还应在年度交易开展前披露限价系数P、容量剔除系数T、电量上限系数K等信息。

Article 77 电力调度机构应披露以下信息:

1.年（月）度协商交易前应披露次年（月）相关信息，具体内容包括但不限于：电力供需预测、电力电量平衡预测、火电平均利用小时预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、安全约束限制依据等。

2.在电网安全约束对直接交易产生限制后及时披露约束信息，具体内容包括但不限于：输配线线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据、该输配电线路或设备上其他用户的使用情况、约束时段等。

 

第七章 市场干预

Article 78 市场干预是指在特定的情况下和确定的短期时间内，对部分或全部直接交易由政府进行临时管制。

Article 79 发生以下情况时，国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门对市场进行干预，或华北电力交易机构根据授权进行市场干预。

（一）由于发生市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约、不能履约等情况导致市场秩序受到严重扰乱；

（二）国家能源局华北监管局或地方政府电力管理部门认为有必要进行市场干预的其它情况。

Article 80 当技术支持系统发生故障，直接交易无法正常开展时，电力交易机构应及时通知市场主体推迟或暂停直接交易，并报国家能源局华北监管局或地方政府电力管理部门。

Article 81 市场干预措施包括：

（一）价格管制措施：调整市场限价等；

（二）交易管制措施：改变市场交易时间、暂缓市场交易、调整市场份额、市场中止；

（三）经国家能源局华北监管局或地方政府电力管理部门批准的其它干预措施。

Article 82 电力交易机构按规定实施市场干预时，应及时向市场主体发布电网运行状态信息及市场干预信息，通告市场干预的原因、范围和持续时间。

Article 83 当系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，政府有关部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，政府有关部门、国家能源局华北监管局可依照相关规定和程序暂停直接交易，临时实施发用电计划管理。

Article 84 市场干预期间，电力交易机构和电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报国家能源局华北监管局备案。

Article 85 当市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时取消市场干预，向市场主体发布市场恢复的信息。

 

第八章 市场争议和违规处理

Article 86 本规则所指争议是市场成员之主体间的下列争议：

（一）注册或注销市场资格的争议；

（二）市场主体按照规则行使权利和履行义务的争议；

（三）市场交易、计量、考核和结算的争议；

（四）其他方面的争议。

Article 87 发生争议时，按照国家有关法律法规、合同协议约定和国家能源局华北监管局的相关规定处理，具体方式有：

（一）协商解决；

（二）申请调解或裁决；

（三）提请仲裁；

（四）提请司法诉讼。

Article 88 市场主体扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门查处：

（一）提供虚假材料或以其它欺骗手段取得市场准入资格；

（二）滥用市场力，恶意串通、操纵市场；

（三）不按时结算，侵害其它市场主体利益；

（四）市场运营机构对市场主体有歧视行为；

（五）不按时披露信息、提供虚假信息或违规发布信息；

（六）其它严重违反市场规则的行为。

Article 89 国家能源局华北监管局会同各省(市)电力行业管理部门按照《行政处罚法》、《电力监管条 例》、《电力市场监管办法》等相关规定处理市场违规行为。

 

第九章 市场监管

Article 90 国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责。

Article 91 国家能源局华北监管局对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

Article 92 地方政府电力管理部门对电力用户、售电企业和相关省（市）调直调发电机组等市场主体准入实施监管。国家能源局华北监管局对华北电力调度机构直调机组准入实施监管。

Article 93 国家能源局华北监管局会同地方政府发改、经信等部门建立市场成员信用评价制度，针对不同类别的市场成员建立信用评价指标体系，建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，客观反映市场成员的经济承诺能力和可信任程度。市场成员的信用评价结果应按年度向社会进行公示，在指定网站按照指定格式进行发布，接受社会公开监督。

Article 94 国家能源局华北监管局会同地方政府发改、经信等部门建立健全守信激励和失信惩戒机制，加大监管力度，对于不履约、欠费、滥用市场力、不良交易行为、电网歧视、未按规定披露信息等失信行为，进行市场内部曝光，对不守信市场主体，给予警告。建立黑名单制度，严重失信行为直接纳入不良信用记录，并向社会公示；严重失信且拒不整改、影响电力安全的，必要时可实施限制交易行为或强制退出市场，并纳入国家联合惩戒体系，依法依规加强对失信行为的约束和惩戒。

Article 95 国家能源局华北监管局定期对市场运行情况作出评价，发布监管报告。

 

第十章 附则

Article 96 京津冀电力交易机构组建、京津唐电网输配电价核定等重大改革任务实施后，应及时修订本规则。

Article 97 本规则由国家能源局华北监管局负责解释。

Article 98 本规则自印发之日起实施。