北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(暂行)：允许售电公司代理用户参加市场交易

3. 每年12月第1周的最后1个工作日前，北京电力交易中心通过电力交易平台发布年度市场交易相关市场信息和交易公告，包括 但不限于：

(1) 次年交易输电通道剩佘可用输送能力情况(分解到月)。

(2) 次年省间全社会、统调口径电力电量供需预测。

(3) 次年参与市场用户年度总需求及分月需求预测。

(4) 年度交易准入范围、省间各交易预计规模、各交易组织时 间等。

(5) 市场主体的基本信息及信用等级评价信息等。

(6) 次年集中竞价系数、偏差考核系数、结算系数等。

4. 电网企业通过电力交易平台发布交易输电价格方案和次年已安排的省间优先发电计划及输电通道安排(分解到月)。若市场主体无法按时确定其年度优先发电电量，由北京电力交易中心参照 其上年交易情况安排年度交易计划。

5. 年度电力中长期交易全部完成后，统一进行安全校核。

6. 北京电力交易中心在年度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，将年度市场交易结果进行汇总并发布，发布信息中应包括年度汇总后的交易结果和分项交易结果。

6.2年度优先发电计划落实

1. 在年度市场交易相关市场信息和交易公告之前，于每年12月第1周的第1个工作日开展年度优先发电计划落实工作，组织时间为3个工作曰。

2. 按照国家计划、政府间协议及相关政策规定，由相关市场主体在 规定时间内通过电力交易平台完成年度优先发电合同的签订工 作，并纳入年度交易计划。

3. 相关电网企业签订次年交易合同(含补充协议)时应遵循以下规 定：

(1) 应确定优先发电电量规模，结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排可再生能源优先发电。

(2) 应明确年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格 等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。

4. 年度优先发电电量应按月分解、单独结算并考核偏差。

6.3年度双边协商交易

6.3.1交易机制

1. 参加年度双边协商交易的市场主体包括准入的发电企业、电力用户、售电公司、电网企业，主要开展电力直接交易、省间外送交 易、合同转让交易。

2. 每年12月第2周的第1个工作曰，年度双边协商交易开市。市 场主体经过双边协商分别形成年度电力直接交易、年度省间外送交易、年度双边合同转让交易(针对此前已签订合同的交易，下 同)的意向协议。

3. 年度双边协商交易意向通过电力交易平台提交至相关电力交易 机构，申报时间原则上不超过1个工作曰。

4. 在年度双边协商交易市场闭市前，市场主体协商一致后，可在任 意时间修改年度双边协商交易意向。

5. 签订的年度双边协商交易意向协议应包括年度总量及全年各月 的分解电量、交易价格等。

6. 售电方应首先登录电力交易平台，按照规定格式录入分年、分月 交易电量、交易价格、违约电量赔偿标准等信息;然后，相关购 电方登录电力交易平台，确认售电方录入的信息。

7. 北京电力交易中心于3个工作日内，依据发电机组能力、允许交 易电量上限和通道输电能力对年度双边协商交易意向进行审核、 汇总，形成年度双边协商无约束交易结果，并通过电力交易平台 进行发布。

8. 北京电力交易中心在发布无约束交易结果同时，将交易结果提交至国调中心与其他年度交易一并进行安全校核。

9. 国调中心原则上于7个工作日内完成年度电力中长期交易的安 全校核，并将校核结果返回至北京电力交易中心。相关调度分中 心的安全校核工作由国调中心统一组织开展。

10. 安全校核未通过时，由北京电力交易中心按照交易组织时序逆序 调减无约束成交结果，直至通过安全校核。

11. 安全校核需调减售电方申报电量时，由北京电力交易中心按照“可再生能源优先、节能环保优先”的顺序进行逆序调减;优先 级相同时，按照“时间优先”的顺序逆序调减;当以上条件均相 同时，按照申报电量等比例调减。

12. 安全校核通过后，北京电力交易中心于1个工作日内发布年度双 边协商交易结果。发布内容包括但不限于：

(1) 各市场主体达成的交易结果。

(2) 安全校核情况、电量调减有关信息和简要原因。

13. 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布24小时内向北 京电力交易中心提出质疑，由北京电力交易中心会同国调中心在 24小时内给予解释，市场主体仍有异议的，可申请国家有关部 门指定第三方机构进行复核;市场主体对交易结果无异议的，应 当在结果发布24小时内通过电力交易平台返回成交确认信息， 逾期不返回视为无意见。

14. 交易结果确认后，由电力交易平台自动生成年度双边协商交易合 同，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过 电力交易平台签订电子合同。

6.3.2新能源发电企业与电力用户的直接交易

1. 为了促进新能源省间消纳，就本地无法消纳的新能源电量，开展 新能源发电企业(包括电网企业代理新能源发电企业，下同)与 电力用户的电力直接交易。

2. 原则上，新能源发电企业与电力用户的年度直接交易意向应同年 度双边协商交易一并申报。

3. 主要参与方为新能源发电企业与电网中的储热、储能、电釆暖、 蓄冷等电力用户，以及“煤改电”等电能替代用户(包括符合条件 的自备电厂)。符合条件的电力用户、电能替代用户也可通过打 包交易的方式参与。

4. 交易流程：

(1) 新能源发电企业在明确其优先发电计划(年度保障小时) 月度分解的基础上，首先登录电力交易平台，按照规定格 式录入分年、分月交易量(容量)、交易价格、交易时段等 信息。

(2) 电力用户、电能替代用户登录电力交易平台，确认交易量 (容量)、交易时段、交易价格等新能源发电企业录入的信息。

(3) 在交易申报时段内，以申报截止前最后一次的有效申报作 为最终申报。

(4) 由北京电力交易中心于闭市后3个工作日内，与年度双边 协商交易一并完成汇总、审核，形成无约束的交易结果并 提交至国调中心进行安全校核。

5. 交易合同确定后，与新能源发电企业进行电力直接交易的电力用 户、电能替代用户须在合同约定的期限内用电。

6. 参与直接交易的新能源发电企业，在实际运行中具有对应时段、 对应容量的优先消纳权。

7. 原则上，新能源发电企业的电力直接交易形成的合约为优先发电 计划外电量，按照年度双边协商形成的价格结算。

8. 其他规定同6.3.1。

6.3.3新能源发电企业与常规能源发电企业的发电权交易

1. 新能源发电企业(包括电网企业代理新能源发电企业，下同)与 常规能源发电企业的发电权交易视同合同转让交易，当新能源发 电企业预期出现消纳困难时，由北京电力交易中心组织新能源发 电企业与常规能源发电企业开展发电权交易。

2. 原则上，新能源发电企业与常规能源发电企业的年度发电权交易 意向同年度双边协商交易一并开展。

3. 主要参与方为新能源发电企业与电网中的常规能源发电企业。

4. 交易流程：

(1) 常规能源发电企业根据已签订的合约，申报其转让电量及 补偿意愿等。条件成熟后，可按输电通道的峰、谷、平曲 线进行申报。

(2) 新能源发电企业在明确其优先发电计划(年度保障小时) 月度分解的基础上，确认其替代发电意愿及价格。条件成 熟后，可按输电通道的峰、谷、平曲线进行申报。

(3) 市场主体在规定时间内申报双边协商交易意向，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

(4) 由北京电力交易中心于闭市后3个工作曰内，与年度双边 协商交易一并完成汇总、审核，形成无约束的交易结果并 发布转让方名称、确认后的可转让信息等，提交国调中心 进行安全校核。

5. 原则上，新能源发电企业的发电权交易形成的合约为优先发电计 划外电量，按照年度双边协商形成的价格结算。

6. 其他规定同6.3.1。

6.4年度集中竞价交易

6.4.1交易机制

1. 在年度双边协商交易无约束结果发布后的第1个工作日，由北京 电力交易中心通过电力交易平台发布年度市场交易补充公告，包 括但不限于：

(1) 次年相关交易输电通道剩佘可用输送能力情况(分解到月)。

(2) 次年省间集中竞价电力交易电量需求预测。

(3) 交易准入范围、交易预计规模、年度集中竞价交易安排等。

2. 年度市场交易补充公告发布后的第1个工作曰，年度集中竞价交 易开市，交易申报时间原则上不超过2个工作曰。

3. 年度集中竞价交易原则上应分月申报、分月成交。

4. 购电方、售电方通过电力交易平台申报电量和价格，可分段申报 电量、价格(具体申报区间在交易公告中明确)，但最多不超过 5段，售电方市场主体还需考虑其完成年度合同电量后的交易空间，不得超过其自身发电能力或允许交易电量上限。

5. 市场主体以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

6. 北京电力交易中心于2个工作日内，依据发电机组能力、允许交 易电量上限和通道输电能力对年度集中竞价交易意向进行审核、 汇总，形成年度集中竞价无约束交易结果，并通过电力交易平台 进行发布。

7. 北京电力交易中心在发布无约束交易结果同时，将交易结果提交 至国调中心与其他年度交易一并进行安全校核。

8. 国调中心原则上于7个工作日内完成年度各类交易的安全校核， 并将校核结果返回至北京电力交易中心。相关调度分中心的安全 校核工作由国调中心统一组织开展。

9. 安全校核未通过时，由北京电力交易中心按照交易组织时序逆序 调减无约束成交结果，直至通过安全校核。

10. 安全校核需调减售电方申报电量时，由北京电力交易中心按照“价格优先、可再生能源优先、节能环保优先”的顺序逆序调减; 优先级相同时，按照“时间优先”的顺序逆序调减;当以上条件 均相同时，按照申报电量等比例调减。

11. 安全校核通过后，北京电力交易中心于1个工作日内发布年度集 中竞价交易结果。发布内容包括但不限于：

(1) 各市场主体达成的交易结果。

(2) 安全校核情况、电量调减有关信息和简要原因。

12. 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布24小时内向北 京电力交易中心提出质疑，由北京电力交易中心会同国调中心在 24小时内给予解释，市场主体仍有异议的，可申请国家有关部 门指定第三方进行复核;市场主体对交易结果无异议的，应当在 结果发布24小时内通过电力交易平台返回成交确认信息，逾期 不返回视为无意见。

13. 交易结果确认后，由电力交易平台自动生成年度集中竞价交易合 同，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过 电力交易平台签订电子合同。

6. 4.2新能源发电企业与常规能源发电企业的发电权交易

1. 新能源发电企业(包括电网企业代理新能源发电企业，下同)与 常规能源发电企业的发电权交易视同合同转让交易，由北京电力 交易中心组织新能源发电企业与常规能源发电企业开展发电权 交易。

2. 原则上，新能源发电企业与常规能源发电企业的年度发电权交易 意向同年度集中竞价交易一并开展。

3. 主要参与方为新能源发电企业与电网中的常规能源发电企业。

4. 交易流程：

(1) 常规能源发电企业根据已签订的合约，申报其转让电量及 补偿价格等。条件成熟后，可按输电通道的峰、谷、平曲 线进行申报。

(2) 新能源发电企业在明确其优先发电计划(年度保障小时) 月度分解的基础上，确认其替代发电电量及价格。条件成 熟后，可按输电通道的峰、谷、平曲线进行申报。

(3) 市场主体以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报，并在年度市场集中出清。

(4) 由北京电力交易中心于闭市后2个工作曰内，与年度集中 竞价交易一并完成汇总、审核，形成无约束的交易结果并 发布转让方名称、确认后的可转让信息等，提交国调中心 进行安全校核。

5. 发电权交易一般釆用报价撮合法：

(1) 常规能源发电企业按照出让价格排序，价低者优先。

(2) 新能源发电企业按照受让价格排序，价高者优先。

(3) 按照常规能源发电企业和新能源发电企业的排序依次进行 配对撮合，报价撮合出清方式见4. 2. 2. 2。

6. 原则上，新能源发电企业与常规能源发电企业交易形成的合约为 优先发电合同交易外电量，按照年度集中竞价形成的价格结算。

7. 其他规定同6. 4.1。

6.5年度挂牌交易 6.5.1交易机制

1. 根据市场交易情况，由北京电力交易中心统一组织年度挂牌交 易，根据年度双边协商和集中竞价交易结果计算剩佘通道输电能 力，确定无约束交易结果的挂牌交易总量上限(分解到月)。年 度挂牌交易可在年度双边协商、集中竞价交易完成后组织，或随 年度集中竞价交易一并组织。

2. 在年度集中竞价无约束交易结果发布当日，由北京电力交易中心 发布挂牌交易公告，并于下1工作日内完成挂牌交易的组织流程。

3. 年度挂牌交易可分月申报、分月成交。

4. 市场主体通过电力交易平台提交挂牌申请，按照规定格式录入 购、售电需求电量、价格、违约电量赔偿标准等信息。当达到挂 牌交易上限后，电力交易平台关闭挂牌交易申报。

5. 在挂牌交易期间，市场主体只能进行一次挂牌申报，但可以摘牌 多笔挂牌电量，电力交易平台即时滚动更新剩佘交易空间。如果 同一笔挂牌电量被多个市场主体摘牌，原则上按照摘牌“时间优 先”原则依序形成交易合同;若时间优先级相同，原则上按申报 电量等比例分配交易电量。

6. 市场主体申报总电量不得超过挂牌交易上限，售电方市场主体还 需考虑其完成年度合同电量后的交易空间，不得超过其自身发电 能力或允许交易电量上限。

7. 挂牌交易闭市后，北京电力交易中心于当日对年度挂牌交易意向 进行审核、汇总，形成年度挂牌无约束交易结果，并通过电力交 易平台进行发布。

8. 北京电力交易中心在发布无约束交易结果同时，将交易结果提交 至国调中心与其他年度交易一并进行安全校核。

9. 国调中心原则上于7个工作曰内完成年度各类交易的安全校核， 并将校核结果返回至北京电力交易中心。相关调度分中心的安全 校核工作由国调中心统一组织开展。

10. 安全校核未通过时，由北京电力交易中心按照交易组织时序逆序 调减无约束成交结果，直至通过安全校核。

11. 安全校核需调减售电方申报电量时，由北京电力交易中心按照“可再生能源优先、节能环保优先”的顺序逆序调减;优先级相 同时，按照“时间优先”的顺序逆序调减;当以上条件均相同时， 按照申报电量等比例调减。

12. 安全校核通过后，北京电力交易中心于1个工作日内发布年度挂 牌交易结果。发布内容包括但不限于：

(1) 各市场主体达成的交易结果。

(2) 安全校核情况、电量调减有关信息和简要原因。

13. 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布24小时内向北 京电力交易中心提出质疑，由北京电力交易中心会同国调中心在 24小时内给予解释，市场主体仍有异议的，可申请国家有关部 门指定第三方进行复核;市场主体对交易结果无异议的，应当在 结果发布24小时内通过电力交易平台返回成交确认信息，逾期 不返回视为无意见。

14. 交易结果确认后，由电力交易平台自动生成年度挂牌交易合同， 相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过电力 交易平台签订电子合同。

6.5.2新能源发电企业与常规能源发电企业的发电权交易

1. 新能源发电企业(包括电网企业代理新能源发电企业，下同)与 常规能源发电企业的年度发电权交易可随年度挂牌交易一并组 织。

2. 主要参与方为新能源发电企业与电网中的常规能源发电企业。

3. 年度挂牌交易开市后，新能源发电企业和常规能源发电企业通过电力交易平台提交挂牌申请，按照规定格式录入拟出(受)让电 量、价格、违约电量赔偿标准等信息。条件成熟后，可按输电通 道的峰、谷、平曲线进行申报。

其他规定同6.5.1。

7. 月度交易组织

7.1交易准备

1. 月度交易一般分为月度双边协商、月度集中竞价和月度挂牌交易。在未开展现货市场的省间交易中，根据市场运营实际和市场主体需求，可开展月度预挂牌交易。

2. 每月第2周第2个工作日前，国调中心及其分中心应向北京电力 交易中心提供次月主要输电设备停电检修计划和次月关键通道 输电能力等信息。

3. 每月第2周最后1个工作日前，北京电力交易中心通过电力交易 平台发布次月市场信息和交易公告，包括但不限于：

(1) 次月主要输电设备停电检修计划。

(2) 次月关键输电通道输电能力。

(3) 次月省间交易电量需求预测。

(4) 根据国调中心提供数据，发布次月各机组可发电量上限。

(5) 交易准入范围、省间各交易预计规模、各交易组织时间等。

(6) 市场主体的基本信息及信用等级评价信息。

(7) 集中竞价系数、偏差考核系数、结算系数等。

4. 电网企业通过交易平台发布交易输电价格方案和次月已经安排 的省间年度优先交易分解电量计划。

5. 参与抽蓄电量试点交易的抽蓄电站作为购方，应向电网企业提供 准确的发电设备运维成本信息和发电效率参数，协助核定抽蓄电 量价格上限(由北京电力交易中心报国家发改委和国家能源局审定后执行)。

6. 年度中长期交易分解电量及月度各类交易须同时进行安全校核。

7. 每年1月的月度市场交易组织，可同上年12月开展的次年年度市场交易组织同步进行。

8. 北京电力交易中心在月度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，将本月年度交易分解和月度各类交易结果进行汇总并 发布，发布信息中应包括月度汇总后的交易结果和分项交易结 果。

7.2年度优先发电计划申报及确认

1. 每月第2周，组织年度优先发电计划在次月分解电量的申报和确 认，原则上不超过2个工作日。

2. 已经签订年度优先发电合同的市场主体，须经合同双方协商一 致，明确次月交易安排，在年度交易总量范围内，对次月交易电 量进行调整，在规定时间内通过电力交易平台申报和确认。

3. 优先发电合同价格执行政府定价，原则上合同期内不作调整，并以此作为月度交易结算的依据。国家价格政策有调整的，按调整 后价格执行。

4. 调整结果由北京电力交易中心同月度交易市场信息和交易公告一并发布。