第三章  市场准入和退出

第十条 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。

第十一条 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。

第十二条 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。

第十三条 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。  

第十四条 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。

第十五条 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。

第十六条 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。

第十七条 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

第十八条 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。   

第十九条 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。

第二十条 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。

第二十一条 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。

第二十二条 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。

第二十三条 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。

第二十四条 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。

第二十五条 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。

第二十六条 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。

第二十七条 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。

第二十八条 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。

第二十九条 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。

第三十条 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

第三十一条  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。

第三十二条 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。

第三十三条 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。

第三十四条 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。

第三十五条 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。

第三十六条 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。