国家能源局发文鼓励京津唐售电公司参与直接交易（附全文）

　　第三节月度协商交易

　　第三十七条每月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。

　　第三十八条市场主体应于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。

　　第三十九条本省(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。

　　第四十条省(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。

　　第四十一条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。

　　第四十二条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

　　第四十三条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。

　　第四十四条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。

　　第四十五条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。

　　第四十六条电力用户(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。

　　第四十七条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

　　第四十八条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。

　　第四十九条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。

　　第五十条市场主体(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。

　　第五十一条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。

　　第五十二条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。

　　第五十三条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

　　第五十四条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。

　　第五十五条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。

　　第五十六条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。

　　第五十七条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。

　　第五十八条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。

　　第五十九条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)。

　　第六十条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。

　　第六十一条对发电企业(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。

　　第六十二条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)。

　　第六十三条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

　　第六十四条电力交易机构负责对直接交易按月进行考核，并公布执行。

　　第六十五条因电力用户原因，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。

　　第六十六条因售电企业原因，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。

　　第六十七条由于发电企业(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。

　　第六十八条由于电网原因未完成的市场合同滚动至次月继续执行。

　　第六十九条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

　　第七十条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。

　　第七十一条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。

　　第七十二条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。

　　第七十三条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。

　　第七十四条电力用户、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。

　　第七十五条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。

　　第七十六条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。

　　第七十七条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

　　第七十八条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。

　　第七十九条发生以下情况时，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。

　　第八十条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。

　　第八十一条市场干预措施包括：

　　(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。

　　第八十二条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。

　　第八十三条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。

　　第八十四条市场干预期间，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。

　　第八十五条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

　　第八十六条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。

　　第八十七条发生争议时，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。

　　第八十八条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。

　　第八十九条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

　　第九十条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。

　　第九十一条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。

　　第九十二条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。

　　第九十三条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。

　　第九十四条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。

　　第九十五条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

　　第九十六条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。

　　第九十七条本规则由国家能源局华北监管局负责解释。

　　第九十八条本规则自印发之日起实施。