河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法

2024-07-28

河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法（精选5篇）

河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法第1篇

广西壮族自治区电力用户与发电企业直接

交易试点暂行办法

开展电力用户与发电企业直接交易试点，是我国深化电力体制改革的重要内容。为规范、有序开展我区电力用户与发电企业直接交易试点工作，根据国家有关规定和要求，制定本暂行办法。

一、指导思想、总体目标和基本原则

（一）指导思想

以科学发展观为指导，按照《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、《国家电监会国家发展改革委国家能源局关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）等有关文件要求，结合我区实际，发挥发电、用电和电网企业的积极性，积极稳妥推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，促进经济又好又快发展。

（二）总体目标

进一步开放电力市场，增加用户购电选择权和发电企业售电选择权，优化电源结构，提高资源利用效率，促进电价形成机制的完善，努力降低用电电价，为广西经济发展服务。

（三）基本原则

1、保持电价总水平基本稳定。广西电价的结构性矛盾突出，要统筹兼顾局部利益与整体利益，处理好直接交易试点大用户与其它用电户以及用电、发电、电网企业间的利益关系，不能因为开展直接交易试点推动销售电价总体水平的上涨。

2、依法确定电价。电力用户与发电企业的直接交易价格由双方自主协商确定，输配电价格由自治区价格主管部门按国家有关规定提出意见经自治区人民政府审定后报国家发展改革委审批，政府性基金及附加按照国家规定标准缴纳。

3、保证电网安全。电力用户与发电企业的直接交易一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经电力监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力。

4、统筹当前和长远。电力用户与发电企业直接交易试点要考虑远近结合，既要有利于近期试点工作的推进，又要为全面推开打下基础，既要兼顾参与试点的大用户、发电企业和电网企业当前的利益分配，又要考虑参与试点的大用户、发电企业和电网企业的持续发展和科学发展。

5、稳妥有序推进。电力用户与发电企业直接交易试点涉及面广、利益关系复杂，应先试点，规范起步，总结经验后再逐步推广。

二、范围和条件

根据电监市场[2009]20号文的有关规定，结合广西实际，电力用户与发电企业直接交易试点的范围和条件如下：

（一）参加试点的大用户、发电企业、电网企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的大用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。

（二）参与试点的大用户，暂定为中国铝业广西分公司以及百色市、来宾市、河池市用电电压等级110千伏及以上、符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、用电量较大的优势产业大型工业企业。参与试点的大用户以电压等级110千伏及以上计量表所计量的用电负荷参与直接交易。

（三）参与试点的发电企业，暂定为2004年及以后新投产、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量30万千瓦及以上的企业，水力发电企业为单机容量10万千瓦及以上的企业。由国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。

（四）参与试点的电网企业，暂定为广西电网公司。

（五）根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。

三、交易规则

（一）大用户可向多个发电企业直接购电；发电企业可向多个大用户直接售电；电网企业公平开放电网，在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，公平、公正地为直接交易提供输配电服务。直接交易的电力电量纳入全区供需平衡。

（二）全区电力用户与发电企业年直接交易电量原则上不超过电网企业年销售电量的20％。每个大用户直接交易的电量必须水、火搭配，其中直接交易的水电电量原则上不超过直接交易总电量的50％。

（三）火电企业可在全额发电容量参加全区电力电量平衡的基础上参与试点。原则上，全区同类机组实际年平均利用小时对应的电量为参与试点火电企业的上网电量，执行国家核定的上网电价；超过全区同类机组实际年平均利用小时的电量为参与试点火电企业的直接交易电量，执行直接交易电价。

（四）大用户和发电企业按照自愿、互利和市场化的原则，自主协商确定直接交易发电容量、直接交易电量、直接交易价格，参考国家电力监管委员会、国家工商行政管理总局制定的示范文本签订《大用户与发电企业直接交易购售电合同》，合同有效期应为1年及以上。合同有效期满继续直接交易的，双方应于合同有效期满前1个月重新签订《大用户与发电企业直接交易购售电合同》。

以大用户直接交易的年平均负荷加上核定网损确定为发电企业的直接交易发电容量。火电企业的直接交易发电容量原则上不应小于该发电企业单机容量的50%。

（五）大用户、发电企业和电网企业协商确定过网直接交易电量，参考国家电力监管委员会、国家工商行政管理总局制定的示范文本签订《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同》，合同有效期应与《大用户与发电企业直接交易购售电合同》的合同有效期一致。合同有效期满大用户、发电企业继续直接交易的，三方应于合同有效期满前1个月重新签订《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同》。

（六）电力调度机构根据直接交易购售电合同、直接交易输配电服务合同，经电网安全校核后，制定直接交易日用电计划曲线下达给大用户执行，制定日发电计划曲线（含直接交易日发电计划曲线）下达给发电企业执行。发电企业的可调发电容量首先用于安排直接交易发电计划；当可调发电容量不能满足该发电企业全部直接交易大用户的用电计划时，根据大用户提交给调度机构的直接交易合同的先后顺序安排各大用户的直接交易用电计划。

（七）大用户、发电企业需要调整月度直接交易计划电量的，应最迟于次月1日之前5个工作日向电力调度机构提出申请。电力调度机构在接到申请后2个工作内给予答复，超过2个工作日不予答复的视同同意申请。合同有效期内的每年8月，大用户、发电企业、电网企业可以协商适当调整当年年合同电量及剩余月份合同电量。

（八）电力调度机构按照相关调度规程确定发电企业、大用户的调度管辖方式，按“公平、公正、公开”的原则进行调度。

（九）大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖。购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。

（十）在电力供应紧张情况下，若系统需要，直购电大用户应参与错峰、避峰用电，以优先保证党政机关、学校、车站码头等重要部位和农业生产、居民生活用电需求。

（十一）同时向多个发电企业直接购电的大用户及同时向多个大用户直接售电的发电企业所签订的《大用户与发电企业直接交易购售电合同》、《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同》和其它相关合同，分别独立执行。

（十二）大用户直接交易的电力电量，限于本企业生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。

（十三）发电企业的直接交易发电容量在安排计划上网电量时予以剔除。合同有效期满不再续约和/或解除合同退出的发电企业直接向大用户售电的发电容量，有关部门应在下一发电计划中给予安排统购上网电量。

四、交易电价

大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。其中：

（一）直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。

（二）电网输配电价。近期，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏输配电价按照10%的比例扣减，220千伏按照20%的比例扣减。输配电价实行两部制。输配电价标准和损耗率由自治区价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。

（三）政府性基金和附加。大用户应和其他电力用户一样承担相应社会责任，按照国家规定标准缴纳政府性基金及附加。

五、电能计量和电量结算

（一）电量按月结算，清算。

（二）发电机组上网关口的计量点、大用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。

（三）大用户向多个发电企业直接购电的，直接交易结算电量按照合同签订时间先后次序分配到各发电企业。

发电企业向多个大用户直接售电的，直接交易结算电量按照合同签订时间先后次序分配到各大用户。

（四）电网企业负责组织交易电量的分配、抄表和分割，组织大用户、发电企业核对电量。

六、电费结算

（一）电费按月结算。

（二）政府性基金和附加由电网企业代为向大用户收取。

（三）大用户支付发电企业的电费暂由电网企业向大用户代为收取并支付给发电企业。

（四）电网企业负责电费结算，组织大用户、发电企业核对电费。

七、其它要求

（一）电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，按规定提供辅助服务；发电企业和大用户根据合同约定，对电网企业提供辅助服务。近期，发电企业和大用户暂不另行缴纳辅助服务费用。条件成熟时，辅助服务可单独核算，并向相应的市场主体收取，具体办法届时另行制定。

（二）电力调度机构应当按照有关规定，及时向发电企业、大用户提供直接交易所需的电力调度信息；由于电网原因影响直接交易造成损失的，电网企业应予以补偿。

（三）大用户和发电企业要将直接交易的相关合同报电力监管机构、自治区有关部门和电网企业备案，并按照有关规定提供直接交易所需要的信息。

八、组织实施

（一）大用户与发电企业直接交易试点工作由广西推进直购电试点工作联席会议负责组织实施，确保试点工作规范进行。

（二）符合准入条件的大用户向广西推进直购电试点工作联席会议提出试点申请，广西推进直购电试点工作联席会议审核后上报自治区人民政府审批。

（三）取得自治区人民政府同意开展试点的大用户与符合准入条件的发电企业自主协商，签订直接交易意向协议，在此基础上双方与电网企业签订输配电服务意向协议。

（四）在广西推进直购电试点工作联席会议的指导下，大用户负责组织发电企业、电网企业提出直接交易实施方案，并由三方联合上报广西推进直购电试点工作联席会议。广西推进直购电试点工作联席会议对提交的直接交易实施方案审核和汇总后，上报自治区人民政府审定。

（五）广西推进直购电试点工作联席会议将经自治区人民政府同意的直接交易实施方案上报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局，获得批准后实施。

（六）电力监管机构、自治区价格主管部门负责对直接交易的实施、价格执行等情况进行监督检查，对违规行为依据有关规定予以处罚。

九、其它

本办法由广西推进直购电试点工作联席会议负责解释。

河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法第2篇

扩大试点工作方案

为继续推进江苏电力用户与发电企业直接交易试点工作（以下简称直接交易试点），根据国家能源局《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管[2013]258号）、《江苏省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》，结合我省直接交易试点实施情况，现制定扩大试点工作方案。

一、基本原则

（一）坚持产业结构调整的原则。电力用户与发电企业直接交易扩大试点工作必须助推江苏产业结构调整，促进转型升级，提质增效。

（二）坚持节能减排的原则。参与直接交易试点的企业必须符合国家产业政策和有关节能、环保的要求。

（三）坚持市场竞争的原则。在发电侧和用电侧引入竞争机制，公平开放电网，建立多边电力交易市场，发挥市场在配臵电力资源中的决定性作用。

（四）坚持电网安全稳定的原则。直接交易试点必须维护电力调度正常秩序，保障电网安全稳定运行。参加直接交易试点的发电企业应按电力统一调度的要求，参与调峰；参与直接交易试点的用电企业，应遵守有序用电的规定，服从

6、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经济实体。内部核算的企业经法人单位授权，可参与试点。

7、扩大试点工作期间，有自备电厂的工业用户原则上不参加直接交易。

（二）发电企业必须符合以下条件：

1、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证、单机容量在60万千瓦及以上火力发电企业(含核电)；

2、参与试点的火电企业必须正常投运环保设施，并符合国家和省环保要求；

3、发电企业必须具有法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任。内部核算的发电企业经法人单位授权，可参与试点。

三、电量安排

（一）现阶段，直接交易电量规模暂按全社会用电量（扣除燃气机组发电量）的2%安排，今后根据用电量的增长逐年递增。2014年安排95亿千瓦时（其中包含已实施的直接交易电量13.16亿千瓦时）。

（二）直接交易电量在安排全省电力生产时计划单列。交易电量按照月度进行分解，并列入月度电力电量平衡。

（三）省经信委在安排电力电量平衡时，会同江苏

企业应严格执行电网调度管理规定，参与调峰、调频，在电力供应紧张时应参与错峰、避峰，并按要求向电网企业报送电力直接交易相关信息。电力调度中心按照“公开、公平、公正”原则进行调度，并及时向用电企业和发电企业披露有关交易方面的电力调度信息。

（六）江苏省电力公司电力交易中心应在组织、月度电力生产时将直接交易电量予以安排，并交由江苏电力调度中心执行。

（七）省经信委、江苏能源监管办对参与直接交易试点的电力用户、发电企业进行考核，动态调整，连续两年有下列行为之一的，将被取消准入资格：

1、违反国家有关法律法规、产业政策和节能环保政策行为的；

2、电力用户的生产经营情况发生重大变化，不再符合准入条件的；

3、发电企业之间、电力用户之间相互串通报价，操纵或控制交易市场和交易价格的；

4、电力用户将所购电量转供给其他企业的；

5、在规定期限内不按规定签订《直接交易购售电合同》的；

6、没有合法、正当理由拒绝执行签订的《直接交易购售电合同》并造成严重后果的；

7、其他违反有关政策规定行为的。

六、交易价格

（一）电力用户与发电企业进行直接交易电量的价格协商，协商确定的价格为直接交易价格D。

（二）电力用户直接交易电量的电度电价

P=直接交易价格D+输配电价+电网损耗价格+政府性基金及附加（公式1）

P=直接交易价格D+购销差价（公式2）

河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法第3篇

近日, 国家发展改革委、国家电监会和国家能源局联合下发《关于辽宁抚顺铝厂与发电企业开展电力直接交易试点有关事项的批复》, 标志着电力用户与发电企业直接交易试点正式启动。

按照批复方案, 抚顺铝厂与华能伊敏电厂直接交易输配电价标准为:东北电网公司输电价格每千瓦时0.017元;辽宁省电网公司基本电价执行大工业基本电价标准, 电量电价每千瓦时0.10元。

为了在电力行业引入竞争机制, 增加电力用户选择权, 促进合理的电价机制, 今年3月, 国家发展改革委首次明确放开20%售电市场, 对符合国家产业政策的用电电压等级在1 1 0千伏以上的大型工业用户, 允许其向发电企业直接购电, 鼓励供需双方协商定价。6月, 国家发展改革委与国家电监会、国家能源局联合下发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》。此次批复是上述政策出台后国家批复的第一个试点项目, 对各地有指导意义。

河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法第4篇

议稿)第一章总则

第一条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。

第二条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。

第三条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。

第四条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

第五条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。

第六条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。

第七条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

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。第八条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。第九条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

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。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。

河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法第5篇

（暂行）

第一章总则

第一条

为规范吉林省电力直接交易行为，维护电力用户与发电企业的合法权益，保障电力市场建设稳定健康有序。根据《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、《国家发改委国家能源局电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)、《吉林省政府办公厅关于推进电能清洁供暖的实施意见》（吉政办发〔2017〕49号）等有关法律、法规、文件的规定，制定本规则。

第二条

本规则适用于吉林省境内的电力用户与发电企业开展的直接交易。直接交易坚持平等自愿原则，通过发用电双方自主协商或集中报价撮合的方式，以期达到各自认同的合理价位。

第三条

本规则所指的电力用户，为符合国家《产业结构指导目录》要求、环保达标的工业用户，以及电能清洁供暖用户；

本规则所指发电企业，为吉林省境内符合国家基本建设审批程序、取得电力业务许可证的20万千瓦及以上火电企业和不受电网约束的风电企业；

本规则所指交易中心，为吉林省电力交易中心有限公司；

本规则指电网企业，为国网吉林省电力有限公司和吉林省地方水电有限公司。

第四条

市场准入

电力用户：每年年初，省能源局结合全省电力市场情况，会同有关部门确定当电力用户用电量准入门槛，符合条件电力用户自愿进行申报，省能源局根据市场交易规模和电力用户上报情况核定电力用户基数电量并向社会公开。

发电企业：省能源局依据发电企业自愿申报情况，发电企业上环保、能耗等达标情况，会同有关部门确定发电企业名单并向社会公开。

第二章注册、变更及退出

第五条

注册原则与条件

（一）电力用户与发电企业取得省能源局公布的市场主体资格后，须到交易中心注册，才能开展直接交易。

（二）电力用户和发电企业应向交易中心提交注册材料

电力用户提交的材料包括：企业基础信息，交易员信息、生产规模、年用电量范围等企业生产信息，电压等级、报装容量、年用电负荷、用电负荷率等企业用电技术信息。

发电企业提交的材料包括：企业基础信息、交易员信息、发电业务许可证、机组详细技术参数。

第六条

变更原则与条件

（一）已注册的电力用户和发电企业发生新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致其股权、经营权、营业范围发生变化时，需报请省能源局审批，并重新向交易中心申请注册。

（二）未导致股权、经营权、营业范围发生变化的电力用户和发电企业发生扩建和更名，需要通过交易中心运营系统变更注册，交易中心将以上变更情况报省能源局备案。

第七条

退出原则与条件

（一）发生以下情况时发、用电方可申请退出市场： 1.外部形势发生变化或自身条件发生变化，已不满足准入条件；

2.不愿意继续参与市场交易的。

（二）电力用户、发电企业退出市场需向省能源局提出申请，并提供以下资料：

1.退出市场的原因；

2.合同履行情况和未完成合同的处理办法； 3.与其他市场成员的债权和债务关系。

（三）电力用户、发电企业获得批准退出后，交易中心负责为其办理市场主体注销手续，并向其它发、用电方进行公告。

第三章电力直接交易模式

第八条直接交易市场采用自主协商交易模式和集中报价撮合交易模式，自主协商交易模式交易周期为、季度、月度，集中报价撮合交易模式交易周期为月度。目前，固定在每月的第三周（遇法定假日顺延），周二到周五共4个工作日，每天上午9：00开市，下午17：00结束。特殊情况下，省能源局经商有关方面同意，可临时增加交易。

火电企业交易电量在发电调控目标之外由市场交易形成，风电企业交易电量（包含送华北和省内交易电量）为当月上网电量超出基数电量部分。受客观因素影响，若市场交易电量无法完成，允许发电企业进行电量转移。

第四章电力直接交易组织

第九条

所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。发电企业、电力用户要在前一11月30日前 4 向交易中心提供本单位变化的交易员的报价授权书，交易中心负责存档。

第十条

自主协商交易流程

（一）交易电价的申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电价（含环保电价），交易平台按其电价自动附加与其协商的电力用户所对应的输配电价、政府基金及附加后传至电力用户，电力用户（电能清洁供暖用户除外）再对其进行核实确认。

电能清洁供暖用户原则上只参与自主协商交易，按照购销差不变的方式与发电企业自主协商确定交易价格，向交易中心申报审核。

申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

（二）交易电量信息申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电量（用户侧的电量），电力用户再对其进行核实确认。申报电量原则上以100万千瓦时为单位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

交易电量及交易电价核实确认无问题后，认为直接交易成交。

（三）交易中心发布的信息，内容包括：

双边交易总量：电力用户的直接交易电量是中标电量，发电企业的直接交易电量是中标电量/（1-线损率），线损率暂定为7.5%；

协商电价；

电网主要通道极限；

其他应向电力用户、发电企业披露的信息。

（四）成交结果确定与发布

1.交易中心根据双方自主协商电量电价编制交易方案，提交电网企业调度机构进行安全校核，并形成成交结果。

2.当安全校核不能满足全部交易电量时按照电网约束条件对交易申报顺序进行裁减。

3.交易中心发布成交结果，安全校核未通过部分，应向市场成员方发布原因。

第十一条

集中报价撮合交易流程

（一）交易公告

交易中心每月末前12个工作日向准入的电力用户和发电企业发布交易公告，主要包括：

1.交易起止时间； 2.交易申报起止时间；

3.电力用户目录电度电价（不含基本电费）；电力用户用电增量需求

4.各电压等级的输配电价；

5.发电企业基本电量电价、发电剩余能力等； 6.电网输电阻塞等情况； 7.其它相关要求和说明。

（二）交易申报

1.所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。2.目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

3.每30分钟进行一轮交易，其中前20分钟为申报阶段，后10分钟为交易计算、安全校核和成交情况发布阶段。每轮交易结束均发布成交电量、价格的明细，同时发布未成交的电量、交易价格，但不发布报价单位等信息。每轮信息发布后，需有关市场成员重新申报，进行下一轮交易，直到交易开放期结束为止。

4.在交易申报时间内，电力用户按其分段申报电价，系统自动扣除对应的输配电价、政府基金及附加后（折算到发电上网口径）从高到低排序，发电企业按其分段申报电价（含环保电价）从低到高排序。申报电量原则上以100万千瓦时为单位进行多段报价，申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位。不符合申报要求的视为无效申报数据。

5.撮合配对

（1）按照电力用户和发电企业申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价（剔除输配电价、政府基金及附加后）与发电企业申报电价之间的价差。

7（2）双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即：成交价格=（电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业含环保电价的申报电价）/2。

（3）每轮交易中，如多个发电企业报价相同时，环保机组优先成交；条件仍相同时，按各方申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（4）每轮交易中，如多个电力用户报价相同时，按各电力用户申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（5）发电企业的直接交易电量是中标电量（/1-线损率），线损率暂定为7.5%。按直接交易的成交结果，相应调整发电企业的月度发电计划。

6.电网企业的调度机构负责进行电网安全校核，交易中心及时发布成交电量和成交价格等信息，并在交易日结束后，发布当月的总成交情况。

第五章电力直接交易合同

第十二条

合同签订

（一）直接交易结果最终通过电力用户、发电企业和电网企业三方共同签订直购电交易合同的方式确认，三方合同 8 应将权责、涉及电网企业的内容和交易计划、结算所需要的内容全部纳入进去；

（二）、季度自主协商交易和月度集中撮合交易完成5个工作日内，交易中心应统一组织签订三方直接交易合同。交易合同完成签订后，交易中心负责报省能源局备案。

第十三条交易执行

（一）发电企业的直接交易电量应统一纳入到省内电力电量平衡。

（二）交易中心根据直接交易结果编制发电企业月度上网电量计划。

（三）电力用户应按交易结果组织用电，保证月度用电增量满足交易结果要求。

第六章电力直接交易结算

第十四条

电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件时可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，电网企业向电力用户统一开具发票并结算收取电费，发电企业向电网企业开具发票并由电网公司统一结算支付购电费。

第十五条发电企业如无法完成本合同规定的市场交易电量，经省能源局审查同意后，可进行发电权交易。如发电权交易不成功，则优先结算市场交易电量，同时相应减少基本电量结算。

第十六条直接交易电量相关电费采用月度结算，清算方式进行，要严格偏差考核。清算时，当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±10%时，直接交易各方不存在违约责任。若电力用户当月完成的实际交易电量（月度用电量-月度基数电量）低于月度合同电量的90%，差值部分（月度合同电量×90%-实际交易电量）为未完成交易电量。对应发电企业仍按照月度合同电量的90%进行结算，并相应抵减发电企业的月度基本发电量指标。抵减电量=用户违约电量/（1-7.5%）。设立违约平衡账户，由于违约产生的结余资金计入平衡账户，以年为周期，按照容量均分给省内参与市场的发电企业。若全年实际交易电量能够达到合同电量的90%以上，按滚动平衡，月度偏差考核造成的资金损失退还给相应发电企业。

若电力用户实际完成电量低于合同电量的90%，次年基数电量提高30%；实际完成电量低于合同电量的70%，如无特殊原因，三年内不允许参与市场交易。

第七章电力直接交易价格监督与管理

第十七条

电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预。第十八条电力直接交易采用输配电价方式进行，即发电上网电价（含环保电价）+输配电价+相关政府性基金及附加=用户电价，输配电价按照国家核定的电价标准执行。

在电能清洁供暖专项输配电价出台前，电能清洁供暖用户仍采取电网购销价差的方式不变，即电能清洁供暖电价=现行电网销售电价-电能清洁供暖用户与发电企业协商的降价额度。

相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。第十九条

电力直接交易（非电能清洁供暖）产生的网损电量由电网公司按标杆电价收购。

电能清洁供暖直接交易产生的网损电量由电网公司按照发电企业成交价格收购。

第二十条

集中报价撮合交易可实行交易价格申报限制，原则上由吉林省电力市场管理委员会提出意见，经省物价局、省能源局、东北能源监管局同意后执行。若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

第二十一条

参与直接交易的电力用户执行现行相关电价政策。其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的电网企业损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。