20181108华北能源监管局关于印发《京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》的通知

华北能源监管局关于印发京津冀 绿色电力市场化交易规则（试行） 的通知 华北能源监管局关于印发京津冀绿色电力市场化交 易规则（试行）的通知 北京电力交易中心有限公司，华北电网有限公司国网 公司华北分部，国网北京市、天津市、冀北、河北省电力 有限公司，首都、天津、冀北、河北电力交易中心有限公 司，有关发电企业、售电公司、电力用户 为全面贯彻中共中央 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）文件精神，深化 落实绿色发展理念，按照国家发展改革委、国家能源局关 于电力市场建设的总体部署，进一步推进张家口可再生能 源示范区建设，结合京津冀地区实际，研究制定了京津 冀绿色电力市场化交易规则（试行）。现印发你们，请 遵照执行。 请北京电力交易中心牵头，会同相关电力交易机构和 电力调度机构做好市场规则的宣贯工作，对交易平台功能 抓紧进行测试，组织市场主体开展模拟交易，理顺交易流 程，尽快启动试运行试运行。 执行中如遇重大问题，请及时报告我局。 附件京津冀绿色电力市场化交易规则（试行） 国家能源局华北监管局 2018年11月8日 （联系人广锐，010-51968570。，传真010- 51968574，北京市丰台区南四环西路188号总部基地五区33 号楼100070。） 京津冀绿色电力市场化交易规则（试行） 第一章 总则 第1 为推进京津冀地区可再生能源市场化交易的有序 开展，进一步规范可再生能源市场化交易工作，确保保障 性收购年利用小时数以外的电量能够以市场化的方式实现 有效利用，依据中共中央 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、 河北省张家口市可再生能源示范区发展规划（发改高 技〔2015〕1714号）、可再生能源发电全额保障性收购 管理办法（发改能源〔2016〕625号）、国家发展改革 委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管 理工作的通知（发改能源〔2016〕1150号）、关于推 进电能替代的指导意见（发改能源〔2016〕1054号）、 电力中长期交易基本规则（暂行）（发改能源 〔2016〕2784号）、关于印发北方地区清洁供暖价格政 策意见的通知（发改价格〔2017〕1684号）、关于创 新和完善促进绿色发展价格机制的意见（发改价格规 〔2018〕943号）、关于积极推进电力市场化交易进一步 完善交易机制的通知（发改运行〔2018〕1027号）等相 关政策规定和文件精神，制定本规则。 第2 本规则所称绿色电力市场化交易，主要是指准入 的电力用户与并网可再生能源发电企业，对保障性收购年 利用小时数以外的电量，通过协商、挂牌等市场化方式进 行的中长期电量交易。 第3 京津冀绿色电力市场化交易应在保障性收购框架 下实施，保障性收购年利用小时数以内的电量按价格主管 部门核定的火电燃煤机组标杆上网电价全额结算，保障性 收购年利用小时数以外的电量应参与绿色电力交易并以市 场交易价格结算，国家和相关补贴仍按相关规定执行。 第4 京津冀绿色电力交易应按照京津冀地区电网统筹 优化和京津唐电网电力电量统一平衡的要求，在国家发展 改革委、国家能源局的指导下，坚持安全第一原则，坚持 市场化交易原则，促进京津冀可再生能源一体化消纳。 第5 京津冀绿色电力交易开展初期采用封闭运行模式， 待市场平稳运行后，与京津唐电力中长期交易统一组织开 展。 第6 京津冀绿色电力市场化交易由北京电力交易中心 牵头会同首都电力交易中心、天津电力交易中心、冀北电 力交易中心及河北电力交易中心按照分工开展交易。 第7 本规则适用于京津冀地区绿色电力市场化交易工 作，分布式可再生能源与配电网内电力用户的市场化交易 机制，按照有关规则执行。 第8 本规则是京津唐电网电力中长期交易暂行规则 的组成部分，试行成熟后，纳入京津唐电网电力中长期 交易暂行规则执行。 第二章 市场成员 第9 参与京津冀绿色电力市场化交易的市场成员包括 市场主体、市场运营机构和电网企业。市场主体包括接入 北京、天津、冀北电网的可再生能源发电企业，北京、天 津、冀北及雄安符合准入条件的电力用户和京津冀地区的 售电企业。市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机 构。 第10 电力用户的权利和义务 （一）按规定进入或退出绿色电力交易市场，签订和 履行入市协议； （二）按规定参与市场交易或由电网企业、售电企业 代理交易，履行交易结果； （三）保证交易电量用于申报范围内的生产自用，按 规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等； （四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运 行状况下按调度机构要求安排用电； （五）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规 定； （六）承担交易电量偏差责任，接受相应考核； （七）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第11 可再生能源发电企业的权利和义务 （一）按规定进入绿色电力交易市场，签订和履行入 市协议； （二）获得公平的输电服务和电网接入服务； （三）按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化 交易形成的购售电合同； （四）对超出保障性收购年利用小时数以外的电量， 需通过市场竞争的方式获得发电权； （五）做好可再生能源功率预测预报工作，确保市场 化交易电量预测准确性； （六）结合历史数据及风资源情况，自愿选择是否参 与绿色电力市场化交易，自行承担市场风险； （七）执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一 调度； （八）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； （九）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第12 售电企业的权利和义务 （一）按规定进入或退出绿色电力交易市场，签订和 履行入市协议； （二）按照相关规定代理电力用户开展绿色电力市场 化交易； （三）承担保密义务，不得泄露用户信息； （四）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规 定； （五）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第13 电网企业的权利和义务 （一）保障输配电设施的安全稳定运行； （二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入 服务； （三）负责建设、运行、维护和管理电网配套技术支 持系统； （四）根据需要代理电力用户参与绿色电力市场化交 易； （五）向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各 类供电服务； （六）按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性 基金及附加等； （七）按规定披露和提供信息； （八）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第14 电力交易机构的权利和义务 （一）负责京津冀绿色电力交易的组织实施，发布交 易结果； （二）负责绿色电力交易平台建设与运维； （三）负责市场主体注册管理； （四）负责提供电力交易结算依据及相关服务； （五）监测和分析市场运行情况； （六）参与拟订交易规则，配合政府相关部门和能源 监管机构对交易规则进行分析评估，提出修改建议； （七）按规定披露和发布相关信息； （八）经国家能源局华北监管局授权在特定情况下干 预市场； （九）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第15 电力调度机构的权利和义务 （一）负责绿色电力交易的安全校核； （二）按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平 衡，确保电网安全； （三）向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； （四）合理安排电网运行方式，保障可再生能源企业 优先发电； （五）按规定披露和提供电网运行的相关信息； （六）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第三章 市场准入及退出 第16 参与绿色电力市场化交易的电力用户为电采暖 用户、冬奥会场馆设施、电能替代用户和高新技术企业用 户，其中电量规模以上用户可以直接参与交易，规模以下 用户由省级电网企业或售电企业以“分表计量、集中打包” 的方式代理开展交易。电力用户类型界定按照地方政府电 力管理部门制定的细则执行。 冬奥会场馆设施由北京冬奥组委委托属地省级电网企 业代理参与绿色电力交易。市场开展初期电采暖用户范围 原则上仅限张家口地区。 第17 电力用户准入条件 进入市场用户应符合国家产业政策，满足绿色发展要 求，有利于京津冀地区产业布局、结构调整和优化升级。 地方政府电力管理部门结合市场规模和准入条件，以鼓励 电采暖用户、冬奥会场馆设施、电能替代用户和高新技术 企业参与交易的原则，出台辖区内电力用户的具体准入细 则，实施准入管理。 第18 可再生能源发电企业准入条件 （一）按照风电、太阳能等可再生能源开发利用规划 建设、依法取得电力业务许可证（发电类）； （二）接入电网、已并网运行的可再生能源发电项目； （三）符合相关并网技术标准。 第19 售电企业的准入条件及管理办法依照售电公 司准入与退出管理办法（发改能源〔2016〕2120号）文 件要求，由地方政府电力管理部门另行制定。 第20 进入绿色电力市场化交易的电力用户应保持相 对稳定，不得随意退出市场。 第21 发生以下情况，电力用户、可再生能源发电企 业应退出绿色电力交易市场 （一）企业经营范围发生变化，不符合绿色电力交易 市场准入条件的； （二）违反国家电力或环保政策并受到处罚的； （三）发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活 动的； （四）拖欠直接交易及其他电费一个月以上的； （五）依法被撤销、解散，依法宣告倒闭、破产、歇 业的； （六）其他特殊原因。 第22 对于不履行市场义务的市场主体，相关管理部 门将责令其退出市场并公示。市场主体进入市场后退出的， 原则上3年内不得参与电力市场交易，并由地方政府电力管 理部门向社会公示。市场主体退出市场应按有关规定承担 相应违约责任。 第四章 交易周期和方式 第23 现阶段主要以年度和月度为周期开展市场化交 易，绿色电力交易可采用双边协商和挂牌方式进行。 第24 所有准入的电力用户需全电量参与市场化交易， 其全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电价。 第25 可再生能源发电企业与电能替代用户、高新技 术企业及售电公司可以自主进行年度、月度双边协商交易。 第26 电采暖用户与可再生能源发电企业进行月度挂 牌交易。国家发展改革委、国家能源局相关文件明确的张 家口地区相关行业高新技术企业可纳入挂牌交易。 第27 可再生能源发电企业之间，可以自主进行年度 和月度的交易合同电量转让（发电权） 。售电公司之间及 电力用户之间，暂不开展交易合同电量转让。 第28 合同电量转让（发电权）交易价格为合同电量 的出让或者买入价格，由双方协商确定。合同电量转让交 易不影响出让方原有合同的价格和结算，京津唐电网网内 合同电量转让不额外收取输电费和网损。 第29 双边交易价格为发电侧价格，挂牌交易价格为 代理用户的省级电力公司或售电公司提出的挂牌交易发电 侧价格。用户侧购电价格由交易价格、国家价格主管部门 批复的输配电价、政府性基金及附加组成。如遇国家调整 电价，则按照规定进行相应调整。 第30 绿色电力市场化交易输配电价按照国家有关部 门的批复执行。发电企业交易结算电量按用户侧实际用电 量计算。 第31 直接参与交易和通过电网企业或售电公司代理 参与交易的峰谷电价电力用户，继续执行峰谷电价，直接 交易电价为平段电价，按现行时段划分及浮动幅度分别计 算峰、谷电价。当地政府有相关规定的，按照规定执行。 第32 电网公司代理用户参与交易的，其购电价格与政 府定价的正负偏差，均由电网公司承担。 第五章 交易组织 第33 市场开展初期，每年11月1日前由河北省发展改 革委根据冀北地区可再生能源规划建设、并网运行实际情 况测算次年可再生能源保障性收购年利用小时数（发电量 口径），并由河北省发展改革委上报国家能源局批准，确 定次年京津唐电网可再生能源保障性收购年利用小时数。 待北京、天津可再生能源发电企业参与市场化交易后，京 津唐电网可再生能源保障性收购年利用小时数由三地政府 相关部门测算并协商一致后上报国家能源局批准。 第34 国家发展改革委、国家能源局相关文件明确的张 家口地区风电企业保障性收购年利用小时数以上的电量原 则上应全部纳入京津冀绿色电力市场化交易。 第35 电力交易机构依据京津唐电网当年各月份可再 生能源发电情况（11、12月可采用预测数据），将次年保 障性收购年利用小时数进行月度分解，并依此生成可再生 能源发电企业月度保障性电量，可再生能源包括风电和光 伏，月度分解分别计算。 （一）第i个月保障性收购利用小时数计算公式如下 第i个月保障性收购利用小时数（京津唐电网当年第i 个月可再生能源发电量/京津唐电网当年可再生能源总发电 量）次年保障性收购年利用小时数 （二）可再生能源发电企业第i个月保障性收购电量计 算公式如下 可再生能源发电企业第i个月保障性收购电量次年第i 个月保障性收购利用小时数可再生能源发电企业装机容 量 第36 每年11月20日前，电力交易机构会同电力调度 机构将次年保障性收购年利用小时数月度分解结果和可再 生能源发电企业月度保障性电量在交易平台予以发布。年 中投产的可再生能源发电企业保障性收购年利用小时数按 照其投产后剩余月份计算确定。 第37 国家能源局华北监管局于每年11月25日前确定 次年绿色电力市场供需比。电力交易机构会同电力调度机 构根据次年可再生能源发电量预测和保障性收购年利用小 时数月度分解结果，按照确定的供需比，于每年11月28日 前确定参与绿色电力交易的用户次年年度交易电量总规模、 张家口电采暖用户采暖季预期用电规模和冬奥会场馆设施 的预期用电规模。绿色电力市场供需比暂定为1.2，后续根 据市场运行情况每年进行调整。 第38 北京电力交易中心于每年11月30日前将扣除张 家口电采暖和冬奥会场馆设施用电量后的用户次年年度交 易电量规模，按规则分配至北京、天津、冀北和冀南，作 为各地交易电量规模上限。在冀北交易电量规模内，对张 家口地区的电能替代用户和高新技术企业给予一定倾斜， 具体由河北省政府相关部门确定。 第i个地区的交易电量规模上限 WPi / ∑Pi，其 中W为用户年度交易电量规模，Pi为i地区上一采暖季的平 均低谷负荷（调度口径）。初期以雄安（保定）用电负荷 为基础依据，测算冀南交易电量规模上限。 条件成熟后，过渡为根据上个月的平均低谷负荷、当 月预计增加的低谷负荷、虚报上月增量给予的惩罚容量等 因素，按月确定各地参与交易的用户电量规模。 第39 在各类交易开始前，电力调度机构应当按照规 定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网 运行相关信息。 第40 每年12月初北京电力交易中心会同各省（市） 交易机构开展绿色电力年度双边交易。市场主体达成的次 年年度双边交易意向，应于12月20日前通过交易平台提交 电力交易机构。年度交易意向应提供月度分解电量。 第41 每月15日开展月度挂牌交易。代理用户的电网 公司或售电公司，可通过交易平台提出挂牌交易申请，包 括交易电量和交易发电侧价格。可再生能源发电企业自主 申报认购，按照时间先后顺序形成交易意向。 第42 每月16日（12月除外）开展月度双边交易，可再 生能源发电企业将其与电能替代用户、高新技术企业、售 电公司达成的次月双边交易意向，通过交易平台提交电力 交易机构。 第43 每月17日（12月除外）开展年度双边交易的次 月及后续月份合同电量转让交易，交易标的为已通过安全 校核并签订合同的交易电量。交易双方通过交易平台提交 电力交易机构。 第44 每月20日由北京电力交易中心负责将各类交易 意向提交华北电力调控分中心进行安全校核。华北电力调 控分中心会同相关电力调度机构开展安全校核并在3个工作 日内返回安全校核结果。 第45 北京电力交易中心应于安全校核结果返回当日 向市场主体发布通过安全校核的交易结果。 第46 参与交易的可再生能源发电企业，以项目期次 为报价单元参与交易（以电力交易平台结算单元为准）， 以同一调度名称场站的注册企业为单元进行结算。 第47 为合理确定参与交易的可再生能源发电企业中 标电量，可对参与报价的项目期次申报发电能力设置上限， 并定期调整。 第48 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布1 个工作日内向交易机构提出异议，由电力交易机构会同电 力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1个工作日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。 第六章 安全校核 第49 京津冀绿色电力交易的安全校核由华北电力调 控分中心统一组织，各级电力调度机构按照调度范围及职 责界面协同开展工作。 第50 安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未 通过时，华北电力调控分中心须出具书面解释，由北京电 力交易中心予以公布，并报国家能源局华北监管局备案。 第51 安全校核未通过时，双边协商交易、集中挂牌 交易和合同电量转让交易由电力交易机构按时间优先、等 比例原则进行削减。 第七章 交易执行 第52 电力调度机构应优先安排参与市场交易的可再 生能源发电企业发电，保证交易结果的执行。 第53 当电网网架存在断面约束时，该断面下可再生 能源发电指标应在满足参与交易可再生能源发电企业发电 需求后，剩余发电指标在未参与交易的可再生能源发电企 业中按照装机容量分配。 第54 当京津唐电网调峰受限时，电力调度机构应最 大限度保证参与交易的可再生能源发电企业发电。可再生 能源发电指标在满足参与交易的可再生能源发电企业发电 需要后，将剩余发电指标按照装机容量在未参与市场交易 的可再生能源发电企业间进行分配。 第55 在发生断面约束和电网调峰受限时优先保障光 伏扶贫电站及特许权风电场发电。 第八章 计量与结算 第一节 电能计量 第56 交易电量按照电力用户、可再生能源发电企业 与电网企业签订的供用电合同购售电合同所约定 的计量点进行计量。电能计量装置的设置、定期校验、异 常处理等技术管理要求，按照电力用户、可再生能源发电 企业与电网企业签订的供用电合同购售电合同的 约定执行。 第57 可再生能源发电企业和电力用户原则上均按照 自然月份计量上网电量和用电量，不具备条件的可按购 售电合同供用电合同约定，暂保持现有抄表计量方 式不变。 第58 市场主体通过电力交易平台接收电量电费结算 凭证，应及时进行核对确认，如有异议应在1个工作日内通 知电力交易机构，逾期视同没有异议。如因交易平台无法 正常访问导致市场主体无法按期核对结算凭证的，可按电 力交易机构出具的结算依据进行结算，存在异议的电量电 费经核实确认后可在下月一并追退。 第二节 电费结算 第59 电力交易机构负责向市场主体出具结算依据， 由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。 第60 电力交易机构根据月度保障性收购小时数（发 电量口径）和装机容量，并计及厂用电等因素后合理确定 月度保障性收购上网电量。厂用电率按照上一年度京津唐 统调可再生能源总发电量和总上网电量计算，风电、光伏 发电分别统计。 第61 可再生能源发电企业月度保障性收购小时数以 内的电量按火电标杆上网电价优先结算，超出保障性收购 小时数以外的电量均视作市场化交易电量进行结算，年终 统一清算。结算次序如下 （一）月度保障性收购电量； （二）电采暖、冬奥会场馆设施交易电量； （三）其他交易电量； （四）未参与绿色电力交易的超发电量。 第62 若可再生能源发电企业当月实际上网电量少于 其月度保障性收购电量与交易合同电量之和，不足部分按 当月相应价格滚动至次月优先执行。电力用户或售电公司 当月按交易价格和交易合同电量结算。 第63 若可再生能源发电企业当月实际上网电量超过 其月度保障性收购电量与交易合同电量之和，超出部分电 量按京津唐电网上一年度双边协商交易电厂侧最低价格结 算。 第64 自愿参与市场交易的可再生能源发电企业，未 达到保障性收购年利用小时数的，缺额电量不予补偿。 第65 参与市场化交易的可再生能源发电企业，免除 其电采暖交易电量调峰服务费用的分摊。 第66 绿色电力市场化交易电量在用户侧只结算电量 电费，基本电费按相关规定结算。用户全部电量纳入功率 因数考核，考核标准按现行规定执行。 第68 绿色电力市场年度双边交易的月度分解电量计 划，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可 以于每月20日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整 要求，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后执 行。 第69 电采暖市场化交易结算电量，按用户侧实际用 电量计算。电采暖用户侧实际用电量低于当月交易合同电 量时，发电侧交易结算电量等比例调减；电采暖用户侧实 际用电量超出当月交易合同电量时，发电侧次月交易电量 等比例调增，调增部分电量次月按电采暖交易成交价格优 先执行。 第70 电能替代用户和高新技术企业的月度实际用电 量超出当月交易合同电量，交易合同电量按交易电价结算， 超出部分电量参照目录电价进行结算。 第71 电能替代用户和高新技术企业因自身原因造成 月度实际用电量低于其当月交易合同电量的偏差在5（含， 下同）以内时，免予考核，交易按交易电价和实际用电量 结算。偏差超过5时，超出部分电量视为市场化偏差考核 电量，向当月参与交易的可再生能源发电企业按实际上网 电量比例支付市场化偏差考核电费，市场化偏差考核电费 计算公式如下 市场化偏差考核电费市场化偏差考核电量京津唐电 网火电年度双边协商交易发电侧加权平均成交价格20。 第十章 附则 第72 本规则根据市场运行情况及时修订。 第73 本规则由国家能源局华北监管局负责解释。 第 74 本规则自印发之日起施行。