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華北能源監管局：
報來《華北能源監管局關于<京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易暫行規則>印發有關事宜的請示》（華北監能市場〔2016〕230號）收悉。經研究并商國家發展改革委有關司局，現函復如下：
一、制定《京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易暫行規則》（以下簡稱《規則》），符合京津冀協同發展國家戰略和京津冀能源協同發展要求,符合電力體制改革精神。為穩妥有序推進京津冀電力市場建設，請你局按照京津唐電網電力電量統一平衡和“安全第一”的原則以及鼓勵和規范電力直接交易的有關要求，對所報《規則》進一步修改完善后印發實施。
二、請你局會同地方政府有關部門組織市場主體開展業務培訓，盡快啟動京津唐電網電力直接交易相關工作，力爭到2016年底電力直接交易規模達到全社會用電量的20%。
三、請你局會同地方政府有關部門，加強組織協調和督促指導，確保京津唐電網安全穩定運行。
四、京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易是京津冀電力市場建設的起步工作，要按照市場競價、平等競爭的原則推進直接交易，并為京津冀電力市場開展現貨交易做好準備。京津冀電力交易機構組建前，依托華北電力交易中心開展直接交易，請你局指導華北電力交易中心加快交易平臺建設，保障交易有序開展。
五、請你局盡快制定相關監管辦法，會同地方政府有關部門完善電力市場監管體系，依據職能依法履行電力監管職責。
工作中如遇重大事項，請及時報告國家能源局。
附件：京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易暫行規則（修改建議稿）
國家能源局綜合司
2016年7月27日
附件
第一章 總則
第一條 為規范京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易工作，促進電力資源優化配置，依據《電力監管條例》、《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件和《關于優化京津唐電網年度電力電量平衡的辦法(試行)》（發改辦運行〔2014〕1095號）等相關法規規定和文件精神，制定本規則。
第二條 本規則所稱電力用戶與發電企業直接交易（以下簡稱“直接交易”），主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業和電力用戶等市場主體，通過自主協商和集中競價等市場化方式進行的中長期電量交易。
第三條 直接交易應符合國家產業政策和宏觀調控政策，堅持京津唐電力電量統一平衡原則，堅持市場化原則，保證電力市場公平開放。
第四條 本規則適用于京津唐電網范圍內統一開展直接交易。北京市、天津市、河北北部地區電力用戶和售電企業根據各省（市）電力體制改革工作安排，具備條件時按本規則開展直接交易。
第二章 市場成員
第五條 市場成員包括各類發電企業、電網企業、售電企業、電力用戶和市場運營機構。其中，電網企業指運營和維護輸配電資產的輸配電服務企業；市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構；各類發電企業、售電企業和電力用戶等為參與直接交易的市場主體。
京津唐電網范圍內電網企業包括華北電網有限公司和北京、天津、冀北電力公司等。
京津冀電力交易機構正式組建前，京津唐電網內市場運營機構包括華北運營機構和省（市）運營機構，包括：華北電網有限公司現有電力調度機構（以下簡稱“華北電力調度機構”）和電力交易機構（以下簡稱“華北電力交易機構”），以及北京、天津、冀北電力公司現有省（市）電力調度機構和電力交易機構。
京津冀電力交易機構正式組建后，應按其組建方案和章程歸并和調整京津唐電網各交易機構職能。
第六條 交易業務應與電網企業的其他業務分開，實現電力交易機構管理運營與其他市場成員相對獨立。相關交易機構的組建由國家電力行業行政主管部門和相關省（市）政府按照9號文及其配套文件要求，根據京津唐電網市場化進程適時開展。
第七條 市場主體的權利和義務：
（一）發電企業
1.執行計劃電量合同（計劃電量包括優先發電電量和基數電量，下同），按規則參與直接交易，簽訂和履行購售電合同；
2.獲得公平的輸電服務和電網接入服務；
3.執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務；
4.按規定披露和提供信息，獲得直接交易和輸配電服務等相關信息；
5.具有接入電力交易平臺的技術手段;
6.其他法律法規所賦予的權利和義務。
（二）電力用戶
1.按規則參與直接交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同；
2.獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加；
3.按規定披露和提供信息，獲得直接交易和輸配電服務等相關信息；
4.服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度要求安排用電；
5.保證交易電量用于申報范圍內的生產自用；
6. 具有接入電力交易平臺的技術手段;
7.其他法律法規所賦予的權利和義務。
（三）售電企業
1.按規則參與直接交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電合同；
2.獲得公平的輸配電服務，按規定支付購電費、輸配電費；
3.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
4.服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度要求安排用電；
5.具有接入電力交易平臺的技術手段;
6.其他法律法規所賦予的權利和義務。
第八條 電網企業的權利和義務：
1.保障輸配電設施的安全穩定運行；
2.為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務；
3.服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統；
4.向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；
5.按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加費等；
6.預測并確定優先購電用戶的電量需求；
7.按政府定價向公益性用戶、保障性用戶及其他非市場用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同，承擔保底供電服務責任；
8.按規定披露和提供信息；
9.其他法律法規所賦予的權利和義務。
第九條 市場運營機構的權利和義務：
（一）電力交易機構
（1）華北電力交易機構
1.搭建京津唐直接交易平臺，按規定在直接交易平臺上組織和管理各類直接交易；
2.編制京津唐電網全市場年度和月度交易計劃；
3.負責市場主體的注冊管理；
4.負責向市場主體提供交易結算依據及相關服務，引起華北電網有限公司與相關省（市）電網企業間差價差量結算的，應向相關電網企業提供結算依據及相關服務。負責將相關信息按結算范圍分送至省（市）交易機構；
5.監視和分析市場運行情況；
6.規劃、建設、運營和維護京津唐直接交易平臺的技術支持系統，并保障與相關調度機構、交易機構、市場主體以及監管機構的互聯互通；
7.經國家能源局華北監管局授權在特定情況下干預市場；
8.配合國家能源局華北監管局和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；
9.按規定披露和發布信息；
10.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（2）省（市）電力交易機構
1.負責本省（市）參與直接交易的電力用戶、售電企業和發電企業的資格審查；
2.負責向本省（市）參與直接交易的市場主體提供交易結算依據及相關服務；
3.向華北電力交易機構提交本省（市）參與直接交易的市場主體的相關交易信息；
4.監視和分析市場運行情況；
5.配合國家能源局華北監管局和地方政府電力管理部門對交易規則進行分析評估，提出修改建議；
6.按規定披露和發布信息；
7.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（二）電力調度機構
（1）華北電力調度機構
1.負責京津唐電網全市場安全校核，所有直接交易需經華北電力調度機構統一校核后執行；
2.按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，按照安全第一的原則處理系統緊急事故，確保電網安全；
3.向華北電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
4.合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行。實際執行與交易計劃存在偏差時，按照程序和規則界定市場主體及調度機構的責任范圍后，各自承擔相應的經濟責任；
5.按規定披露和提供電網運行的相關信息；
6.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（2）省（市）電力調度機構
1.負責本省（市）調度管理范圍內的預安全校核；
2.按調度規程實施電力調度，按照安全第一的原則處理系統緊急事故，確保電網安全；
3.向華北電力交易機構與本省（市）電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
4.合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。實際執行與交易計劃存在偏差時，按照程序和規則界定市場主體及調度機構的責任范圍后，各自承擔相應的經濟責任；
5.按規定披露和提供電網運行的相關信息；
6.其他法律法規所賦予的權利和義務。
第三章 市場準入和退出
第十條 電力用戶準入條件應符合國家最新的《產業結構調整指導目錄》，符合國家和相關省（市）節能環保指標要求等條件。電力用戶的準入及退出管理辦法由地方政府電力管理部門另行制定。
第十一條 售電企業準入條件
1.售電企業應依法完成工商注冊，取得獨立法人資格；
2.售電企業可從事與其資產總額相匹配的售電量規模；
3.擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員，有關要求另行制定；
4.擁有配電網經營權的售電企業應取得電力業務許可證（供電類）；
5.符合售電企業準入相關管理辦法要求的其他條件。
售電企業的準入條件及管理辦法依照國家發改委和國家能源局《售電公司準入與退出管理辦法》執行。
擁有配電網運營權且取得電力業務許可證（供電類）的售電企業暫按一般售電企業參與直接交易，待國家電力行政主管部門和各省（市）政府進一步明確其權責后另行規定。
第十二條 發電企業準入條件：
1.由華北電力調度機構或省（市）電力調度機構直調的，具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的統調公用發電企業。
2.符合國家基本建設審批程序并取得電力業務許可證（發電類）的單機容量在300兆瓦及以上的燃煤發電企業和部分200兆瓦級以上低煤耗機組參與市場；
3.燃煤發電企業必須按規定投運脫硫、脫硝、除塵等環保設施，環保設施運行在線監測系統正常運轉，運行參數達標，符合省級及以上環保部門要求；
4.鼓勵燃氣發電企業和可再生能源發電企業自愿參與直接交易。
第十三條 市場主體準入程序
市場主體均需在電力交易機構進行市場注冊。電力交易機構對已注冊的發電企業、電力用戶和售電企業的名單、聯系方式等相關信息進行公布。國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門對市場注冊進行監督管理。
市場主體注冊后在交易平臺開展交易。完成市場注冊的電力用戶，全部電量進入市場，不再按政府定價購電，在規定的時間周期內（原則上不少于3年）不得退出市場。
第十四條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照本規則的規定，向電力交易機構提出申請。經批準后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足準入市場的條件時，由電力交易機構履行公示程序并報國家能源局華北監管局和地方政府電力管理部門同意后，在交易平臺上取消其直接交易注冊資格。
對于違背電力市場相關規則的市場主體，依據相關規定，給予強制撤銷處罰。
第十五條 市場主體被強制退出或列入黑名單，原則上3年內不得直接參與市場交易。退出市場的主體由交易機構提請省級政府或省級政府授權的部門在目錄中刪除，并在取消注冊后向社會公示。
第十六條 市場主體被強制退出市場或自愿退出市場的，未完成合同可以轉讓，未轉讓的終止執行，并由違約方承擔相應的違約責任。
第十七條 取得資格并參與直接交易的企業，有下列行為之一的，取消其交易資格，并承擔相應違約責任。
1.違反國家電力或環保政策并受到處罰的；
2.拖欠直接交易及其他電費一個月以上的；
3.不服從電網調度命令的。
第四章 市場交易和交易組織
第一節 通則
第十八條 根據京津唐電網實際情況，直接交易以協商交易為主、集中競價為輔。直接交易品種主要包括：年度協商交易、月度協商交易和月度競價交易等。
所有交易均在京津唐直接交易平臺上統一開展。
第十九條 直接交易價格為發電側價格，用戶側購電價由直接交易價格、輸配電價（含線損和交叉補貼）、政府性基金及附加組成。直接交易價格由電力用戶、售電企業與發電企業通過自主協商或集中競價確定，非因法定事由，不受第三方干預。
第二十條 輸配電價按國家價格主管部門批復執行。在輸配電價批復前，為了便于市場交易和結算系統銜接，采用價差傳導方式開展交易與結算。在輸配電價核定后，應按照“市場交易電價+輸配電價+政府性基金及附加”方式開展交易與結算。
第二十一條 為保障市場平穩運行，應對直接交易價格進行限價。價差傳導方式下，限價為對其價差設定上下限，設定公式為：
價差上（下）限=±京津唐電網燃煤火電機組平均上網電價×P
P為限價系數，取值范圍0至1，由國務院價格主管部門商國家能源局后，根據市場運行情況，授權華北電力交易機構按年公布，原則上每個交易年度調整不超過１次。P暫定為0.2。
第二十二條 售電企業與其代理用戶的代理電價和電量由雙方協商形成,不受第三方干預。為保障電費結算，售電企業應將相關信息提交電力交易機構，電力交易機構應為其承擔保密義務。
第二十三條 地方政府電力管理部門應根據市場供需平衡預測，于每年11月1日前核定下達次年度全年直接交易市場電量規模。京津唐電網電力電量平衡方案的制定按有關規定執行，條件成熟時應在實際執行前下達。
第二十四條 在落實優先發購電、交易電量完成的基礎上，華北電力調度機構和省（市）電力調度機構應確保機組計劃電量均衡完成。
第二十五條 發電機組參與直接交易的發電容量，按照《關于有序放開發用電計劃的實施意見》中要求予以剔除。
1.發電機組參與直接交易的發電容量=合同簽訂直接交易電量/上一年度該發電機組平均利用小時數。利用小時口徑為計劃電量、直接交易電量，不含替代交易電量等其它交易類型對應利用小時。年內達成多筆直接交易，發電容量直接累加。
2.已確定的參與直接交易的發電容量，隨當年計劃電量制定、計劃電量調整兩次窗口期予以剔除，當年計劃電量調整后形成直接交易電量，對應發電容量滾動至次年予以剔除。
3.計劃電量分配實際剔除容量=發電企業參與直接交易的發電容量×T
Ｔ為容量剔除系數，取值范圍0至1，由國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門根據市場運行情況，授權華北電力交易機構按年公布，原則上每個交易年度調整不超過１次。T暫定為0.5。
第二十六條 華北電力交易機構會同相關省（市）電力交易機構，根據電網運行和市場成員實際需求，負責對年度交易電量分解下達到各月，并實行月滾動、年平衡。
第二十七條 為提高資源優化配置效率，發電企業的直接交易合同可以轉讓，規則另行制定。
第二十八條 為保證市場平穩過渡，對各機組全年直接交易電量設置上限：
直接電量上限=次年度機組計劃電量×直接交易電量比例×K，
直接交易電量比例=三省（市）預計直接交易電量/京津唐電網全社會用電量
K為電量上限系數，取值范圍0至1０，由國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門根據市場運行情況，授權華北電力交易機構按年公布，原則上每個交易年度調整不超過１次。K暫定為３。
第二十九條 省（市）電力調度機構負責對本省（市）調度范圍達成的直接交易進行預安全校核。華北電力調度機構在預安全校核的基礎上，負責對所有直接交易進行統一安全校核，并對未通過安全校核的原因進行解釋，所有交易必須通過安全校核后才能確認成交。
電力調度機構應依據直接交易電量優先落實和成交電量最大化的原則開展阻塞管理。
第三十條 發電企業（電廠）數據申報以交易單元為報價單元。市場主體申報電量精確到電量量綱（兆瓦時）的整數位。市場主體申報電價為含稅價格，精確到價格量綱（元/兆瓦時）的小數點后兩位。
第二節 年度協商交易
第三十一條 每年11月10日前，華北電力交易機構應發布京津唐電網全市場次年度直接交易相關信息，省（市）電力交易機構發布調度范圍內次年度直接交易相關信息，包括但不限于：
1.次年關鍵輸電通道潮流極限情況；
2.次年全年直接交易電量規模
3.次年年度直接交易電量規模；
4.次年各機組可發電量上限；
5.次年限價系數P；
6.次年容量剔除系數T；
7.次年電量上限系數K。
年度直接交易電量由地方政府電力管理部門商華北電力交易機構確定，華北電力交易機構匯總三省（市）直接交易電量后發布信息。
第三十二條 市場主體應于11月15日前達成次年度協商交易意向，并通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度協商交易的意向協議應提供月度分解電量。
第三十三條 本省（市）調度范圍的次年度協商交易意向協議提交相應省（市）電力調度機構進行預安全校核，省（市）電力調度機構應在11月17日前返回預安全校核結果，不能通過預安全校核的相關交易意向應進行等比例削減，逾期不返回的視同通過預安全校核。
第三十四條 省（市）電力交易機構應將通過預安全校核后的交易意向于11月18日前提交華北電力交易機構，華北電力交易機構將本省（市）調度范圍和跨調度范圍的所有交易意向匯總后，于11月20日前提交華北電力調度機構進行安全校核。華北電力調度機構應在11月22日上午12：00前返回安全校核結果，不能通過安全校核的相關交易意向由華北電力調度機構按成交電量最大化的原則進行調整或進行等比例削減。逾期不返回的視同通過安全校核。
第三十五條 京津唐電網全市場通過安全校核的年度協商交易結果，由華北電力交易機構于11月23日上午12：00前匯總公布，應包括以下信息：
1. 交易品種；
2. 市場主體；
3. 交易電量；
4. 交易價格。
第三十六條 市場主體如對交易結果有異議，應在結果發布24小時內向交易機構提出異議，由交易機構會同調度機構及時給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布24小時內通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。由技術支持系統自動生成協商直接交易合同。
第三節 月度協商交易
第三十七條 每月10日前，華北電力交易機構應發布京津唐電網全市場次月直接交易相關信息，省（市）電力交易機構發布其調度范圍內次月直接交易相關信息，包括但不限于：
1.次月直接交易電量需求預測;
2.各機組允許申報的市場電量，上限為其市場電量上限減去已成交市場電量；
3.次月各大電力用戶、售電企業允許申報的電量上限。
第三十八條 市場主體應于15日前達成次月協商交易意向，并通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。
第三十九條 本省（市）調度范圍的次月協商交易意向協議提交省（市）電力調度機構進行預安全校核，省（市）電力調度機構應在17日前返回預安全校核結果，不能通過預安全校核的相關交易意向應進行等比例削減，逾期不返回的視同通過預安全校核。
第四十條 省（市）電力交易機構應將通過預安全校核的次月交易意向于18日前提交華北電力交易機構，華北電力交易機構將跨調度范圍和本省（市）調度范圍的所有交易意向匯總后，于20日前提交華北電力調度機構進行安全校核。華北電力調度機構應在21日上午12：00前返回安全校核結果，不能通過安全校核的相關交易意向由華北電力調度機構按成交電量最大化的原則進行調整或進行等比例削減，逾期不返回的視同通過安全校核。
第四十一條 京津唐電網全市場通過安全校核的月度協商交易結果，由華北電力交易機構于22日上午12：00前匯總公布，應包括以下信息：
1. 交易品種；
2. 市場主體；
3. 交易電量；
4. 交易價格。
第四十二條 市場主體如對交易結果有異議，應在結果發布24小時內向交易機構提出異議，由交易機構會同調度機構及時給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布24小時內通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。由技術支持系統自動生成協商直接交易合同。
第四節 月度競價交易
第四十三條 月度競價交易采取發電企業和電力用戶、售電企業雙向報價的形式。價差傳導模式下，雙方申報電價浮動的價差。
第四十四條 機組報價形式為單調下降的交易“電量-價差”曲線，可包括一至五段水平線段。
允許機組申報的次月電量上限=次月機組最大可上網電量-次月機組年度計劃分解電量－次月年度協商交易分解電量-次月度協商交易電量。
第四十五條 電力用戶和售電企業報價形式為單調上升的交易“電量-價差”曲線，可包括一至五段水平線段。
第四十六條 電力用戶（售電企業）各段申報電量之和不大于電力用戶（售電企業代理電力用戶）申報的次月交易電量上限=次月電力用戶（售電企業代理電力用戶）最大生產所需用電量-已成交年度協商分解電量-月度協商分解電量的電量。
第四十七條 雙向報價交易流程如下：
次月競價交易由華北電力交易機構在27日前擇時開展，具體交易日應提前3天向市場主體公布。交易開始后的具體流程如下：
（一）交易日10:00前，電力交易中心通過技術支持系統發布市場信息，包括：
1.次月競價交易電量預測；
2.次月各電力用戶和售電企業次月交易電量預測上限；
3.次月各機組允許申報的電量上限；
4.限價信息。
（二）交易日15:00前，市場主體通過技術支持系統申報報價數據。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效報價作為最終報價。
（三）交易日17:00前，電力交易中心按以下步驟出清：
1.將機組申報價差由高到低排序，電力用戶、售電企業申報價差由低到高排序，形成競價交易價差對；
價差對=機組申報價差-電力用戶、售電企業申報價差
2.價差對為正時可以成交，且按照價差對大者優先中標的原則進行交易；
3.價差對相同時，按該申報報價相應電量段的電量比例確定中標電量；
4.形成無約束交易結果；
5.所有成交的價差段中，電力用戶、售電企業最高申報價差和機組最低申報價差的平均值為市場均衡價差。
（四）當出現網絡阻塞時，華北電力調度機構對無約束交易結果進行調整形成有約束交易結果；所有市場主體均以有約束中標電量和有約束市場均衡價差為基準進行電費結算。
（五）交易日次日14:00前，電力交易中心通過技術支持系統向各電廠和用戶發布競價結果，包括：
1.無約束市場主體中標價差和中標電量;
2.無約束中標總電量和加權平均中標價差;
3.無約束市場均衡價差;
4.有約束市場主體中標價差和中標電量;
5.有約束中標總電量和加權平均中標價差;
6.有約束市場均衡價差;
7.約束原因。
（六）交易日次日16:00前，技術支持系統自動形成月度競價交易合同。
第五章 計量與結算
第一節 電能計量
第四十八條 電網企業應根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。
第四十九條 計量裝置必須通過國家計量管理部門認可及相關部門驗收。
第五十條 市場主體（售電企業為其代理的電力用戶）必須具備計量數據遠傳功能，具備零點抄表能力，保證電能量數據準確上傳至相應電力調度機構和電力交易機構的電能量計量主站系統。
第五十一條 對于按規程要求安裝主、副電能表的用戶，主、副表應有明確標志。以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為替代主表數據和數據比對。當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。
第五十二條 當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由相應電力交易機構組織相關市場主體協商解決。
第五十三條 市場交易電量結算以計量點計費電能表月末最后一天北京時間24時的計量數據為依據。電力交易機構按照計量數據計算電量和電費，于月初2個工作日內將電量電費結算憑證發至市場主體。市場主體應進行核對確認，如有異議在1個工作日內通知相應電力交易機構，逾期則視同沒有異議。
第二節 電費結算
第五十四條 電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，其中，華北電力交易機構向其結算范圍內的市場主體及相關省（市）交易機構出具結算依據，省（市）電力交易機構向其結算范圍內的市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。
第五十五條 京津唐電網開展直接交易初期，由相關電網企業組織電費結算，相關市場主體維持現有結算關系不變。初期，售電企業可通過電網企業與其代理用戶開展結算。條件成熟時，探索多種電費結算模式。
第五十六條 因跨調度范圍的直接交易引起相關電網企業間差價差量結算的，由華北電力交易機構出具結算依據，相關電網企業據此按規定結算。
第五十七條 直接交易結算電量按電力用戶（售電企業為其代理電力用戶）實際使用電量執行。
第五十八條 交易電量在用戶側只結算電度電費，容量電費按相關規定結算，結算次序如下：
（一）月度競價交易電量；
（二）月度協商交易電量；
（三）年度協商交易的分月電量；
（四）非市場電量。
在保障優先發電和有限用電的基礎上，電力用戶實際用電量少于其當月各種市場交易電量的總和，差額部分從位于上述次序最后的交易電量開始削減。
第五十九條 電力用戶各類交易電量的電費結算公式為：
電力用戶月度競價交易結算電費=中標結算電量×（目錄電量電價－市場均衡價差）。
電力用戶協商交易結算電費=年成交電量分月結算電量×（目錄電量電價－年成交價差）＋月成交結算電量×（目錄電量電價－月成交價差）。
第六十條 售電企業與電網企業間各類交易電量的電費結算如下：
（一） 年度協商交易
電網企業向售電企業支付的年度協商交易分月電費為：
其中， 為售電企業與發電企業簽訂年度購電合同的加權平均價差， 與其代理的第i個用戶的價差， 為第i個用戶為在年度協商交易中結算月份分解所得電量。
（二）月度協商交易
電網企業向售電企業支付的月度協商交易電費為：
其中， 為售電企業與發電企業簽訂月度購電合同的加權平均價差， 與其代理的第i個用戶的價差， 為第i個用戶為在此筆月度協商交易中分解所得電量。
（三）月度競價交易
電網企業向售電企業支付的月度競價交易電費為：
其中， 為售電企業參與市場競價形成的均衡價差， 與其代理的第i個用戶的價差， 為第i個用戶為在此筆月度競爭交易中分解所得電量。
第六十一條 對發電企業（機組）的實際上網電量，按如下順序結算：
（一）月度競價交易電量；
（二）月度協商交易電量；
（三）年度協商交易的分月電量；
（四）計劃電量。
在保障優先發電和優先用電的基礎上，發電企業（機組）實際上網電量少于其當月計劃電量和市場交易電量總和，差額部分從位于上述次序最后的電量開始削減；如果發電企業（機組）實際上網電量超過其當月計劃電量和市場電量總和，其超出的上網電量視同為計劃電量，按其批復上網電價結算。
第六十二條 發電企業各類交易電量的電費結算公式為：
協商交易結算電費=年成交分月結算電量×年度協商直接交易價格＋月成交結算電量×月度協商直接交易價格。
月度競價交易結算電費＝中標結算電量×（批復上網電價－市場均衡價差）。
第六十三條 對原執行峰谷電價的電力用戶,直接交易價格對應平段電價,峰、谷電價在目錄價格基礎上按價差等幅度調整。
第三節 市場考核
第六十四條 電力交易機構負責對直接交易按月進行考核，并公布執行。
第六十五條 因電力用戶原因，造成月度實際使用電量少于其交易電量（年度交易電量分月電量、月度協商交易電量和月度競價交易電量之和）的偏差小于5%時，其交易電量按月滾動，超出5%時，應向相應發電企業支付違約金，違約金計算公式如下：
違約金=偏差電量×|市場均衡價差|×2
電力用戶超出交易電量部分用電量初期執行目錄電價。
第六十六條 因售電企業原因，造成月度實際使用電量少于其交易電量（年度交易電量分月電量、月度協商交易電量和月度競價交易電量之和）的偏差小于5%時，其交易電量按月滾動，超出5%時，應向相應發電企業支付違約金，違約金計算公式如下：
違約金=偏差電量×|市場均衡價差|×2
售電企業代理電量超出交易電量部分用電量初期執行目錄電價。
第六十七條 由于發電企業（機組）原因，沒有完成的交易電量滾動至次月繼續執行。當沒有完成的電量超過5%時（風電、光伏等新能源發電企業可結合功率預測預報、市場交易規模等情況做適當調整），發電企業應向相關電力用戶和售電企業支付違約金：
違約金金=少發電量×|市場均衡價差|×２
發電企業（機組）上網電量超過的市場電量部分執行批復的上網電價。
第六十八條 由于電網原因未完成的市場合同滾動至次月繼續執行。
第六十九條 違約金由華北電力交易機構統一計算后，各交易機構按照職責安排支付，實行“月結年清”。各省（市）交易機構和市場主體應向華北電力交易機構提供違約金計算所需的相關信息。
第六章 市場信息
第七十條 各市場成員有責任和義務及時、準確和完整披露市場信息。國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門對信息提供和披露實施監督。
第七十一條 市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其他市場成員公布的數據和信息。國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門確定各類信息的內容、范圍和發布的時限。
各類市場信息原則上均應通過網站形式予以披露，市場成員可查看其訪問權限內的信息。
第七十二條 市場主體如對披露的相關信息有異議及疑問，可向電力交易機構和電力調度機構提出，由電力交易機構和電力調度機構負責解釋。
第七十三條 市場主體的申報價格、直接交易的成交價格、已經簽訂合同內容等信息屬于私有信息，電力交易機構和電力調度機構應采取必要措施來保證市場主體可以按時獲得其私有數據信息，并保證私有數據信息在保密期限內的保密性。
第七十四條 電力用戶、售電企業應披露以下信息:
1.電力用戶的公司股權結構、投產時間、用電電壓等級、最大生產能力、年用電量、電費欠繳情況、產品電力單耗、用電負荷率、以前年度違約情況等在年度協商交易前披露。
2.已簽定直接交易合同電量等在合同簽訂后披露。
3.按年度、季度、月度披露直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息。
第七十五條 發電企業應披露以下信息:
1.在年度協商交易前披露發電企業的機組臺數、機組容量、投產日期、發電業務許可證、年度違約情況等。
2.在合同簽訂后披露已簽合同電量等。
3.按年度、季度、月度披露直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息。
第七十六條 電力交易機構應披露以下信息:
1.下一年度預計直接交易電量規模；注冊市場主體名單及基本信息；交易起止時間、交易申報起止時間及申報要求；發電企業和用戶、售電企業用違約執行標準。
2.輸配電價標準、政府性基金及附加、輸配電損耗率等在年度直接協商交易前披露（輸配電價未批復前不發布）。
3.在年度協商交易、月度協商交易、月度競價交易后披露直接交易合同電量。
4.每月10日前披露上月直接交易電量執行、電量清算、電費結算等信息。
5.華北電力交易機構還應在年度交易開展前披露限價系數P、容量剔除系數T、電量上限系數K等信息。
第七十七條 電力調度機構應披露以下信息:
1.年（月）度協商交易前應披露次年（月）相關信息，具體內容包括但不限于：電力供需預測、電力電量平衡預測、火電平均利用小時預測，主要輸配電設備典型時段的最大允許容量、預測需求容量、安全約束限制依據等。
2.在電網安全約束對直接交易產生限制后及時披露約束信息，具體內容包括但不限于：輸配線線路或輸變電設備名稱、限制容量、限制依據、該輸配電線路或設備上其他用戶的使用情況、約束時段等。
第七章 市場干預
第七十八條 市場干預是指在特定的情況下和確定的短期時間內，對部分或全部直接交易由政府進行臨時管制。
第七十九條 發生以下情況時，國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門對市場進行干預，或華北電力交易機構根據授權進行市場干預。
（一）由于發生市場主體濫用市場力、串謀及其它嚴重違約、不能履約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（二）國家能源局華北監管局或地方政府電力管理部門認為有必要進行市場干預的其它情況。
第八十條 當技術支持系統發生故障，直接交易無法正常開展時，電力交易機構應及時通知市場主體推遲或暫停直接交易，并報國家能源局華北監管局或地方政府電力管理部門。
第八十一條 市場干預措施包括：
（一）價格管制措施：調整市場限價等；
（二）交易管制措施：改變市場交易時間、暫緩市場交易、調整市場份額、市場中止；
（三）經國家能源局華北監管局或地方政府電力管理部門批準的其它干預措施。
第八十二條 電力交易機構按規定實施市場干預時，應及時向市場主體發布電網運行狀態信息及市場干預信息，通告市場干預的原因、范圍和持續時間。
第八十三條 當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況時，政府有關部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，政府有關部門、國家能源局華北監管局可依照相關規定和程序暫停直接交易，臨時實施發用電計劃管理。
第八十四條 市場干預期間，電力交易機構和電力調度機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，并報國家能源局華北監管局備案。
第八十五條 當市場秩序滿足正常交易時，電力交易機構應及時取消市場干預，向市場主體發布市場恢復的信息。
第八章 市場爭議和違規處理
第八十六條 本規則所指爭議是市場成員之主體間的下列爭議：
（一）注冊或注銷市場資格的爭議；
（二）市場主體按照規則行使權利和履行義務的爭議；
（三）市場交易、計量、考核和結算的爭議；
（四）其他方面的爭議。
第八十七條 發生爭議時，按照國家有關法律法規、合同協議約定和國家能源局華北監管局的相關規定處理，具體方式有：
（一）協商解決；
（二）申請調解或裁決；
（三）提請仲裁；
（四）提請司法訴訟。
第八十八條 市場主體擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門查處：
（一）提供虛假材料或以其它欺騙手段取得市場準入資格；
（二）濫用市場力，惡意串通、操縱市場；
（三）不按時結算，侵害其它市場主體利益；
（四）市場運營機構對市場主體有歧視行為；
（五）不按時披露信息、提供虛假信息或違規發布信息；
（六）其它嚴重違反市場規則的行為。
第八十九條 國家能源局華北監管局會同各省(市)電力行業管理部門按照《行政處罰法》、《電力監管條例》、《電力市場監管辦法》等相關規定處理市場違規行為。
第九章 市場監管
第九十條 國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門根據職能依法履行電力監管職責。
第九十一條 國家能源局華北監管局對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。
第九十二條 地方政府電力管理部門對電力用戶、售電企業和相關省（市）調直調發電機組等市場主體準入實施監管。國家能源局華北監管局對華北電力調度機構直調機組準入實施監管。
第九十三條 國家能源局華北監管局會同地方政府發改、經信等部門建立市場成員信用評價制度，針對不同類別的市場成員建立信用評價指標體系，建立企業法人及其負責人、從業人員信用記錄，客觀反映市場成員的經濟承諾能力和可信任程度。市場成員的信用評價結果應按年度向社會進行公示，在指定網站按照指定格式進行發布，接受社會公開監督。
第九十四條 國家能源局華北監管局會同地方政府發改、經信等部門建立健全守信激勵和失信懲戒機制，加大監管力度，對于不履約、欠費、濫用市場力、不良交易行為、電網歧視、未按規定披露信息等失信行為，進行市場內部曝光，對不守信市場主體，給予警告。建立黑名單制度，嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，并向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，必要時可實施限制交易行為或強制退出市場，并納入國家聯合懲戒體系，依法依規加強對失信行為的約束和懲戒。
第九十五條 國家能源局華北監管局定期對市場運行情況作出評價，發布監管報告。
第十章 附則
第九十六條 京津冀電力交易機構組建、京津唐電網輸配電價核定等重大改革任務實施后，應及時修訂本規則。
第九十七條 本規則由國家能源局華北監管局負責解釋。
第九十八條 本規則自印發之日起實施。
報來《華北能源監管局關于<京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易暫行規則>印發有關事宜的請示》（華北監能市場〔2016〕230號）收悉。經研究并商國家發展改革委有關司局，現函復如下：
一、制定《京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易暫行規則》（以下簡稱《規則》），符合京津冀協同發展國家戰略和京津冀能源協同發展要求,符合電力體制改革精神。為穩妥有序推進京津冀電力市場建設，請你局按照京津唐電網電力電量統一平衡和“安全第一”的原則以及鼓勵和規范電力直接交易的有關要求，對所報《規則》進一步修改完善后印發實施。
二、請你局會同地方政府有關部門組織市場主體開展業務培訓，盡快啟動京津唐電網電力直接交易相關工作，力爭到2016年底電力直接交易規模達到全社會用電量的20%。
三、請你局會同地方政府有關部門，加強組織協調和督促指導，確保京津唐電網安全穩定運行。
四、京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易是京津冀電力市場建設的起步工作，要按照市場競價、平等競爭的原則推進直接交易，并為京津冀電力市場開展現貨交易做好準備。京津冀電力交易機構組建前，依托華北電力交易中心開展直接交易，請你局指導華北電力交易中心加快交易平臺建設，保障交易有序開展。
五、請你局盡快制定相關監管辦法，會同地方政府有關部門完善電力市場監管體系，依據職能依法履行電力監管職責。
工作中如遇重大事項，請及時報告國家能源局。
附件：京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易暫行規則（修改建議稿）
國家能源局綜合司
2016年7月27日
附件
京津唐電網電力用戶與發電企業
直接交易暫行規則
(修改建議稿)
直接交易暫行規則
(修改建議稿)
第一章 總則
第一條 為規范京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易工作，促進電力資源優化配置，依據《電力監管條例》、《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件和《關于優化京津唐電網年度電力電量平衡的辦法(試行)》（發改辦運行〔2014〕1095號）等相關法規規定和文件精神，制定本規則。
第二條 本規則所稱電力用戶與發電企業直接交易（以下簡稱“直接交易”），主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業和電力用戶等市場主體，通過自主協商和集中競價等市場化方式進行的中長期電量交易。
第三條 直接交易應符合國家產業政策和宏觀調控政策，堅持京津唐電力電量統一平衡原則，堅持市場化原則，保證電力市場公平開放。
第四條 本規則適用于京津唐電網范圍內統一開展直接交易。北京市、天津市、河北北部地區電力用戶和售電企業根據各省（市）電力體制改革工作安排，具備條件時按本規則開展直接交易。
第二章 市場成員
第五條 市場成員包括各類發電企業、電網企業、售電企業、電力用戶和市場運營機構。其中，電網企業指運營和維護輸配電資產的輸配電服務企業；市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構；各類發電企業、售電企業和電力用戶等為參與直接交易的市場主體。
京津唐電網范圍內電網企業包括華北電網有限公司和北京、天津、冀北電力公司等。
京津冀電力交易機構正式組建前，京津唐電網內市場運營機構包括華北運營機構和省（市）運營機構，包括：華北電網有限公司現有電力調度機構（以下簡稱“華北電力調度機構”）和電力交易機構（以下簡稱“華北電力交易機構”），以及北京、天津、冀北電力公司現有省（市）電力調度機構和電力交易機構。
京津冀電力交易機構正式組建后，應按其組建方案和章程歸并和調整京津唐電網各交易機構職能。
第六條 交易業務應與電網企業的其他業務分開，實現電力交易機構管理運營與其他市場成員相對獨立。相關交易機構的組建由國家電力行業行政主管部門和相關省（市）政府按照9號文及其配套文件要求，根據京津唐電網市場化進程適時開展。
第七條 市場主體的權利和義務：
（一）發電企業
1.執行計劃電量合同（計劃電量包括優先發電電量和基數電量，下同），按規則參與直接交易，簽訂和履行購售電合同；
2.獲得公平的輸電服務和電網接入服務；
3.執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務；
4.按規定披露和提供信息，獲得直接交易和輸配電服務等相關信息；
5.具有接入電力交易平臺的技術手段;
6.其他法律法規所賦予的權利和義務。
（二）電力用戶
1.按規則參與直接交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同；
2.獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加；
3.按規定披露和提供信息，獲得直接交易和輸配電服務等相關信息；
4.服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度要求安排用電；
5.保證交易電量用于申報范圍內的生產自用；
6. 具有接入電力交易平臺的技術手段;
7.其他法律法規所賦予的權利和義務。
（三）售電企業
1.按規則參與直接交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電合同；
2.獲得公平的輸配電服務，按規定支付購電費、輸配電費；
3.按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
4.服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度要求安排用電；
5.具有接入電力交易平臺的技術手段;
6.其他法律法規所賦予的權利和義務。
第八條 電網企業的權利和義務：
1.保障輸配電設施的安全穩定運行；
2.為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務；
3.服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統；
4.向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；
5.按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加費等；
6.預測并確定優先購電用戶的電量需求；
7.按政府定價向公益性用戶、保障性用戶及其他非市場用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同，承擔保底供電服務責任；
8.按規定披露和提供信息；
9.其他法律法規所賦予的權利和義務。
第九條 市場運營機構的權利和義務：
（一）電力交易機構
（1）華北電力交易機構
1.搭建京津唐直接交易平臺，按規定在直接交易平臺上組織和管理各類直接交易；
2.編制京津唐電網全市場年度和月度交易計劃；
3.負責市場主體的注冊管理；
4.負責向市場主體提供交易結算依據及相關服務，引起華北電網有限公司與相關省（市）電網企業間差價差量結算的，應向相關電網企業提供結算依據及相關服務。負責將相關信息按結算范圍分送至省（市）交易機構；
5.監視和分析市場運行情況；
6.規劃、建設、運營和維護京津唐直接交易平臺的技術支持系統，并保障與相關調度機構、交易機構、市場主體以及監管機構的互聯互通；
7.經國家能源局華北監管局授權在特定情況下干預市場；
8.配合國家能源局華北監管局和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；
9.按規定披露和發布信息；
10.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（2）省（市）電力交易機構
1.負責本省（市）參與直接交易的電力用戶、售電企業和發電企業的資格審查；
2.負責向本省（市）參與直接交易的市場主體提供交易結算依據及相關服務；
3.向華北電力交易機構提交本省（市）參與直接交易的市場主體的相關交易信息；
4.監視和分析市場運行情況；
5.配合國家能源局華北監管局和地方政府電力管理部門對交易規則進行分析評估，提出修改建議；
6.按規定披露和發布信息；
7.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（二）電力調度機構
（1）華北電力調度機構
1.負責京津唐電網全市場安全校核，所有直接交易需經華北電力調度機構統一校核后執行；
2.按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，按照安全第一的原則處理系統緊急事故，確保電網安全；
3.向華北電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
4.合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行。實際執行與交易計劃存在偏差時，按照程序和規則界定市場主體及調度機構的責任范圍后，各自承擔相應的經濟責任；
5.按規定披露和提供電網運行的相關信息；
6.其他法律法規所賦予的權利和責任。
（2）省（市）電力調度機構
1.負責本省（市）調度管理范圍內的預安全校核；
2.按調度規程實施電力調度，按照安全第一的原則處理系統緊急事故，確保電網安全；
3.向華北電力交易機構與本省（市）電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
4.合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。實際執行與交易計劃存在偏差時，按照程序和規則界定市場主體及調度機構的責任范圍后，各自承擔相應的經濟責任；
5.按規定披露和提供電網運行的相關信息；
6.其他法律法規所賦予的權利和義務。
第三章 市場準入和退出
第十條 電力用戶準入條件應符合國家最新的《產業結構調整指導目錄》，符合國家和相關省（市）節能環保指標要求等條件。電力用戶的準入及退出管理辦法由地方政府電力管理部門另行制定。
第十一條 售電企業準入條件
1.售電企業應依法完成工商注冊，取得獨立法人資格；
2.售電企業可從事與其資產總額相匹配的售電量規模；
3.擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員，有關要求另行制定；
4.擁有配電網經營權的售電企業應取得電力業務許可證（供電類）；
5.符合售電企業準入相關管理辦法要求的其他條件。
售電企業的準入條件及管理辦法依照國家發改委和國家能源局《售電公司準入與退出管理辦法》執行。
擁有配電網運營權且取得電力業務許可證（供電類）的售電企業暫按一般售電企業參與直接交易，待國家電力行政主管部門和各省（市）政府進一步明確其權責后另行規定。
第十二條 發電企業準入條件：
1.由華北電力調度機構或省（市）電力調度機構直調的，具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的統調公用發電企業。
2.符合國家基本建設審批程序并取得電力業務許可證（發電類）的單機容量在300兆瓦及以上的燃煤發電企業和部分200兆瓦級以上低煤耗機組參與市場；
3.燃煤發電企業必須按規定投運脫硫、脫硝、除塵等環保設施，環保設施運行在線監測系統正常運轉，運行參數達標，符合省級及以上環保部門要求；
4.鼓勵燃氣發電企業和可再生能源發電企業自愿參與直接交易。
第十三條 市場主體準入程序
市場主體均需在電力交易機構進行市場注冊。電力交易機構對已注冊的發電企業、電力用戶和售電企業的名單、聯系方式等相關信息進行公布。國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門對市場注冊進行監督管理。
市場主體注冊后在交易平臺開展交易。完成市場注冊的電力用戶，全部電量進入市場，不再按政府定價購電，在規定的時間周期內（原則上不少于3年）不得退出市場。
第十四條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照本規則的規定，向電力交易機構提出申請。經批準后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足準入市場的條件時，由電力交易機構履行公示程序并報國家能源局華北監管局和地方政府電力管理部門同意后，在交易平臺上取消其直接交易注冊資格。
對于違背電力市場相關規則的市場主體，依據相關規定，給予強制撤銷處罰。
第十五條 市場主體被強制退出或列入黑名單，原則上3年內不得直接參與市場交易。退出市場的主體由交易機構提請省級政府或省級政府授權的部門在目錄中刪除，并在取消注冊后向社會公示。
第十六條 市場主體被強制退出市場或自愿退出市場的，未完成合同可以轉讓，未轉讓的終止執行，并由違約方承擔相應的違約責任。
第十七條 取得資格并參與直接交易的企業，有下列行為之一的，取消其交易資格，并承擔相應違約責任。
1.違反國家電力或環保政策并受到處罰的；
2.拖欠直接交易及其他電費一個月以上的；
3.不服從電網調度命令的。
第四章 市場交易和交易組織
第一節 通則
第十八條 根據京津唐電網實際情況，直接交易以協商交易為主、集中競價為輔。直接交易品種主要包括：年度協商交易、月度協商交易和月度競價交易等。
所有交易均在京津唐直接交易平臺上統一開展。
第十九條 直接交易價格為發電側價格，用戶側購電價由直接交易價格、輸配電價（含線損和交叉補貼）、政府性基金及附加組成。直接交易價格由電力用戶、售電企業與發電企業通過自主協商或集中競價確定，非因法定事由，不受第三方干預。
第二十條 輸配電價按國家價格主管部門批復執行。在輸配電價批復前，為了便于市場交易和結算系統銜接，采用價差傳導方式開展交易與結算。在輸配電價核定后，應按照“市場交易電價+輸配電價+政府性基金及附加”方式開展交易與結算。
第二十一條 為保障市場平穩運行，應對直接交易價格進行限價。價差傳導方式下，限價為對其價差設定上下限，設定公式為：
價差上（下）限=±京津唐電網燃煤火電機組平均上網電價×P
P為限價系數，取值范圍0至1，由國務院價格主管部門商國家能源局后，根據市場運行情況，授權華北電力交易機構按年公布，原則上每個交易年度調整不超過１次。P暫定為0.2。
第二十二條 售電企業與其代理用戶的代理電價和電量由雙方協商形成,不受第三方干預。為保障電費結算，售電企業應將相關信息提交電力交易機構，電力交易機構應為其承擔保密義務。
第二十三條 地方政府電力管理部門應根據市場供需平衡預測，于每年11月1日前核定下達次年度全年直接交易市場電量規模。京津唐電網電力電量平衡方案的制定按有關規定執行，條件成熟時應在實際執行前下達。
第二十四條 在落實優先發購電、交易電量完成的基礎上，華北電力調度機構和省（市）電力調度機構應確保機組計劃電量均衡完成。
第二十五條 發電機組參與直接交易的發電容量，按照《關于有序放開發用電計劃的實施意見》中要求予以剔除。
1.發電機組參與直接交易的發電容量=合同簽訂直接交易電量/上一年度該發電機組平均利用小時數。利用小時口徑為計劃電量、直接交易電量，不含替代交易電量等其它交易類型對應利用小時。年內達成多筆直接交易，發電容量直接累加。
2.已確定的參與直接交易的發電容量，隨當年計劃電量制定、計劃電量調整兩次窗口期予以剔除，當年計劃電量調整后形成直接交易電量，對應發電容量滾動至次年予以剔除。
3.計劃電量分配實際剔除容量=發電企業參與直接交易的發電容量×T
Ｔ為容量剔除系數，取值范圍0至1，由國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門根據市場運行情況，授權華北電力交易機構按年公布，原則上每個交易年度調整不超過１次。T暫定為0.5。
第二十六條 華北電力交易機構會同相關省（市）電力交易機構，根據電網運行和市場成員實際需求，負責對年度交易電量分解下達到各月，并實行月滾動、年平衡。
第二十七條 為提高資源優化配置效率，發電企業的直接交易合同可以轉讓，規則另行制定。
第二十八條 為保證市場平穩過渡，對各機組全年直接交易電量設置上限：
直接電量上限=次年度機組計劃電量×直接交易電量比例×K，
直接交易電量比例=三省（市）預計直接交易電量/京津唐電網全社會用電量
K為電量上限系數，取值范圍0至1０，由國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門根據市場運行情況，授權華北電力交易機構按年公布，原則上每個交易年度調整不超過１次。K暫定為３。
第二十九條 省（市）電力調度機構負責對本省（市）調度范圍達成的直接交易進行預安全校核。華北電力調度機構在預安全校核的基礎上，負責對所有直接交易進行統一安全校核，并對未通過安全校核的原因進行解釋，所有交易必須通過安全校核后才能確認成交。
電力調度機構應依據直接交易電量優先落實和成交電量最大化的原則開展阻塞管理。
第三十條 發電企業（電廠）數據申報以交易單元為報價單元。市場主體申報電量精確到電量量綱（兆瓦時）的整數位。市場主體申報電價為含稅價格，精確到價格量綱（元/兆瓦時）的小數點后兩位。
第二節 年度協商交易
第三十一條 每年11月10日前，華北電力交易機構應發布京津唐電網全市場次年度直接交易相關信息，省（市）電力交易機構發布調度范圍內次年度直接交易相關信息，包括但不限于：
1.次年關鍵輸電通道潮流極限情況；
2.次年全年直接交易電量規模
3.次年年度直接交易電量規模；
4.次年各機組可發電量上限；
5.次年限價系數P；
6.次年容量剔除系數T；
7.次年電量上限系數K。
年度直接交易電量由地方政府電力管理部門商華北電力交易機構確定，華北電力交易機構匯總三省（市）直接交易電量后發布信息。
第三十二條 市場主體應于11月15日前達成次年度協商交易意向，并通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度協商交易的意向協議應提供月度分解電量。
第三十三條 本省（市）調度范圍的次年度協商交易意向協議提交相應省（市）電力調度機構進行預安全校核，省（市）電力調度機構應在11月17日前返回預安全校核結果，不能通過預安全校核的相關交易意向應進行等比例削減，逾期不返回的視同通過預安全校核。
第三十四條 省（市）電力交易機構應將通過預安全校核后的交易意向于11月18日前提交華北電力交易機構，華北電力交易機構將本省（市）調度范圍和跨調度范圍的所有交易意向匯總后，于11月20日前提交華北電力調度機構進行安全校核。華北電力調度機構應在11月22日上午12：00前返回安全校核結果，不能通過安全校核的相關交易意向由華北電力調度機構按成交電量最大化的原則進行調整或進行等比例削減。逾期不返回的視同通過安全校核。
第三十五條 京津唐電網全市場通過安全校核的年度協商交易結果，由華北電力交易機構于11月23日上午12：00前匯總公布，應包括以下信息：
1. 交易品種；
2. 市場主體；
3. 交易電量；
4. 交易價格。
第三十六條 市場主體如對交易結果有異議，應在結果發布24小時內向交易機構提出異議，由交易機構會同調度機構及時給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布24小時內通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。由技術支持系統自動生成協商直接交易合同。
第三節 月度協商交易
第三十七條 每月10日前，華北電力交易機構應發布京津唐電網全市場次月直接交易相關信息，省（市）電力交易機構發布其調度范圍內次月直接交易相關信息，包括但不限于：
1.次月直接交易電量需求預測;
2.各機組允許申報的市場電量，上限為其市場電量上限減去已成交市場電量；
3.次月各大電力用戶、售電企業允許申報的電量上限。
第三十八條 市場主體應于15日前達成次月協商交易意向，并通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。
第三十九條 本省（市）調度范圍的次月協商交易意向協議提交省（市）電力調度機構進行預安全校核，省（市）電力調度機構應在17日前返回預安全校核結果，不能通過預安全校核的相關交易意向應進行等比例削減，逾期不返回的視同通過預安全校核。
第四十條 省（市）電力交易機構應將通過預安全校核的次月交易意向于18日前提交華北電力交易機構，華北電力交易機構將跨調度范圍和本省（市）調度范圍的所有交易意向匯總后，于20日前提交華北電力調度機構進行安全校核。華北電力調度機構應在21日上午12：00前返回安全校核結果，不能通過安全校核的相關交易意向由華北電力調度機構按成交電量最大化的原則進行調整或進行等比例削減，逾期不返回的視同通過安全校核。
第四十一條 京津唐電網全市場通過安全校核的月度協商交易結果，由華北電力交易機構于22日上午12：00前匯總公布，應包括以下信息：
1. 交易品種；
2. 市場主體；
3. 交易電量；
4. 交易價格。
第四十二條 市場主體如對交易結果有異議，應在結果發布24小時內向交易機構提出異議，由交易機構會同調度機構及時給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布24小時內通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。由技術支持系統自動生成協商直接交易合同。
第四節 月度競價交易
第四十三條 月度競價交易采取發電企業和電力用戶、售電企業雙向報價的形式。價差傳導模式下，雙方申報電價浮動的價差。
第四十四條 機組報價形式為單調下降的交易“電量-價差”曲線，可包括一至五段水平線段。
允許機組申報的次月電量上限=次月機組最大可上網電量-次月機組年度計劃分解電量－次月年度協商交易分解電量-次月度協商交易電量。
第四十五條 電力用戶和售電企業報價形式為單調上升的交易“電量-價差”曲線，可包括一至五段水平線段。
第四十六條 電力用戶（售電企業）各段申報電量之和不大于電力用戶（售電企業代理電力用戶）申報的次月交易電量上限=次月電力用戶（售電企業代理電力用戶）最大生產所需用電量-已成交年度協商分解電量-月度協商分解電量的電量。
第四十七條 雙向報價交易流程如下：
次月競價交易由華北電力交易機構在27日前擇時開展，具體交易日應提前3天向市場主體公布。交易開始后的具體流程如下：
（一）交易日10:00前，電力交易中心通過技術支持系統發布市場信息，包括：
1.次月競價交易電量預測；
2.次月各電力用戶和售電企業次月交易電量預測上限；
3.次月各機組允許申報的電量上限；
4.限價信息。
（二）交易日15:00前，市場主體通過技術支持系統申報報價數據。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效報價作為最終報價。
（三）交易日17:00前，電力交易中心按以下步驟出清：
1.將機組申報價差由高到低排序，電力用戶、售電企業申報價差由低到高排序，形成競價交易價差對；
價差對=機組申報價差-電力用戶、售電企業申報價差
2.價差對為正時可以成交，且按照價差對大者優先中標的原則進行交易；
3.價差對相同時，按該申報報價相應電量段的電量比例確定中標電量；
4.形成無約束交易結果；
5.所有成交的價差段中，電力用戶、售電企業最高申報價差和機組最低申報價差的平均值為市場均衡價差。
（四）當出現網絡阻塞時，華北電力調度機構對無約束交易結果進行調整形成有約束交易結果；所有市場主體均以有約束中標電量和有約束市場均衡價差為基準進行電費結算。
（五）交易日次日14:00前，電力交易中心通過技術支持系統向各電廠和用戶發布競價結果，包括：
1.無約束市場主體中標價差和中標電量;
2.無約束中標總電量和加權平均中標價差;
3.無約束市場均衡價差;
4.有約束市場主體中標價差和中標電量;
5.有約束中標總電量和加權平均中標價差;
6.有約束市場均衡價差;
7.約束原因。
（六）交易日次日16:00前，技術支持系統自動形成月度競價交易合同。
第五章 計量與結算
第一節 電能計量
第四十八條 電網企業應根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。
第四十九條 計量裝置必須通過國家計量管理部門認可及相關部門驗收。
第五十條 市場主體（售電企業為其代理的電力用戶）必須具備計量數據遠傳功能，具備零點抄表能力，保證電能量數據準確上傳至相應電力調度機構和電力交易機構的電能量計量主站系統。
第五十一條 對于按規程要求安裝主、副電能表的用戶，主、副表應有明確標志。以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為替代主表數據和數據比對。當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。
第五十二條 當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由相應電力交易機構組織相關市場主體協商解決。
第五十三條 市場交易電量結算以計量點計費電能表月末最后一天北京時間24時的計量數據為依據。電力交易機構按照計量數據計算電量和電費，于月初2個工作日內將電量電費結算憑證發至市場主體。市場主體應進行核對確認，如有異議在1個工作日內通知相應電力交易機構，逾期則視同沒有異議。
第二節 電費結算
第五十四條 電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，其中，華北電力交易機構向其結算范圍內的市場主體及相關省（市）交易機構出具結算依據，省（市）電力交易機構向其結算范圍內的市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。
第五十五條 京津唐電網開展直接交易初期，由相關電網企業組織電費結算，相關市場主體維持現有結算關系不變。初期，售電企業可通過電網企業與其代理用戶開展結算。條件成熟時，探索多種電費結算模式。
第五十六條 因跨調度范圍的直接交易引起相關電網企業間差價差量結算的，由華北電力交易機構出具結算依據，相關電網企業據此按規定結算。
第五十七條 直接交易結算電量按電力用戶（售電企業為其代理電力用戶）實際使用電量執行。
第五十八條 交易電量在用戶側只結算電度電費，容量電費按相關規定結算，結算次序如下：
（一）月度競價交易電量；
（二）月度協商交易電量；
（三）年度協商交易的分月電量；
（四）非市場電量。
在保障優先發電和有限用電的基礎上，電力用戶實際用電量少于其當月各種市場交易電量的總和，差額部分從位于上述次序最后的交易電量開始削減。
第五十九條 電力用戶各類交易電量的電費結算公式為：
電力用戶月度競價交易結算電費=中標結算電量×（目錄電量電價－市場均衡價差）。
電力用戶協商交易結算電費=年成交電量分月結算電量×（目錄電量電價－年成交價差）＋月成交結算電量×（目錄電量電價－月成交價差）。
第六十條 售電企業與電網企業間各類交易電量的電費結算如下：
（一） 年度協商交易
電網企業向售電企業支付的年度協商交易分月電費為：
其中， 為售電企業與發電企業簽訂年度購電合同的加權平均價差， 與其代理的第i個用戶的價差， 為第i個用戶為在年度協商交易中結算月份分解所得電量。
（二）月度協商交易
電網企業向售電企業支付的月度協商交易電費為：
其中， 為售電企業與發電企業簽訂月度購電合同的加權平均價差， 與其代理的第i個用戶的價差， 為第i個用戶為在此筆月度協商交易中分解所得電量。
（三）月度競價交易
電網企業向售電企業支付的月度競價交易電費為：
其中， 為售電企業參與市場競價形成的均衡價差， 與其代理的第i個用戶的價差， 為第i個用戶為在此筆月度競爭交易中分解所得電量。
第六十一條 對發電企業（機組）的實際上網電量，按如下順序結算：
（一）月度競價交易電量；
（二）月度協商交易電量；
（三）年度協商交易的分月電量；
（四）計劃電量。
在保障優先發電和優先用電的基礎上，發電企業（機組）實際上網電量少于其當月計劃電量和市場交易電量總和，差額部分從位于上述次序最后的電量開始削減；如果發電企業（機組）實際上網電量超過其當月計劃電量和市場電量總和，其超出的上網電量視同為計劃電量，按其批復上網電價結算。
第六十二條 發電企業各類交易電量的電費結算公式為：
協商交易結算電費=年成交分月結算電量×年度協商直接交易價格＋月成交結算電量×月度協商直接交易價格。
月度競價交易結算電費＝中標結算電量×（批復上網電價－市場均衡價差）。
第六十三條 對原執行峰谷電價的電力用戶,直接交易價格對應平段電價,峰、谷電價在目錄價格基礎上按價差等幅度調整。
第三節 市場考核
第六十四條 電力交易機構負責對直接交易按月進行考核，并公布執行。
第六十五條 因電力用戶原因，造成月度實際使用電量少于其交易電量（年度交易電量分月電量、月度協商交易電量和月度競價交易電量之和）的偏差小于5%時，其交易電量按月滾動，超出5%時，應向相應發電企業支付違約金，違約金計算公式如下：
違約金=偏差電量×|市場均衡價差|×2
電力用戶超出交易電量部分用電量初期執行目錄電價。
第六十六條 因售電企業原因，造成月度實際使用電量少于其交易電量（年度交易電量分月電量、月度協商交易電量和月度競價交易電量之和）的偏差小于5%時，其交易電量按月滾動，超出5%時，應向相應發電企業支付違約金，違約金計算公式如下：
違約金=偏差電量×|市場均衡價差|×2
售電企業代理電量超出交易電量部分用電量初期執行目錄電價。
第六十七條 由于發電企業（機組）原因，沒有完成的交易電量滾動至次月繼續執行。當沒有完成的電量超過5%時（風電、光伏等新能源發電企業可結合功率預測預報、市場交易規模等情況做適當調整），發電企業應向相關電力用戶和售電企業支付違約金：
違約金金=少發電量×|市場均衡價差|×２
發電企業（機組）上網電量超過的市場電量部分執行批復的上網電價。
第六十八條 由于電網原因未完成的市場合同滾動至次月繼續執行。
第六十九條 違約金由華北電力交易機構統一計算后，各交易機構按照職責安排支付，實行“月結年清”。各省（市）交易機構和市場主體應向華北電力交易機構提供違約金計算所需的相關信息。
第六章 市場信息
第七十條 各市場成員有責任和義務及時、準確和完整披露市場信息。國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門對信息提供和披露實施監督。
第七十一條 市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其他市場成員公布的數據和信息。國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門確定各類信息的內容、范圍和發布的時限。
各類市場信息原則上均應通過網站形式予以披露，市場成員可查看其訪問權限內的信息。
第七十二條 市場主體如對披露的相關信息有異議及疑問，可向電力交易機構和電力調度機構提出，由電力交易機構和電力調度機構負責解釋。
第七十三條 市場主體的申報價格、直接交易的成交價格、已經簽訂合同內容等信息屬于私有信息，電力交易機構和電力調度機構應采取必要措施來保證市場主體可以按時獲得其私有數據信息，并保證私有數據信息在保密期限內的保密性。
第七十四條 電力用戶、售電企業應披露以下信息:
1.電力用戶的公司股權結構、投產時間、用電電壓等級、最大生產能力、年用電量、電費欠繳情況、產品電力單耗、用電負荷率、以前年度違約情況等在年度協商交易前披露。
2.已簽定直接交易合同電量等在合同簽訂后披露。
3.按年度、季度、月度披露直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息。
第七十五條 發電企業應披露以下信息:
1.在年度協商交易前披露發電企業的機組臺數、機組容量、投產日期、發電業務許可證、年度違約情況等。
2.在合同簽訂后披露已簽合同電量等。
3.按年度、季度、月度披露直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息。
第七十六條 電力交易機構應披露以下信息:
1.下一年度預計直接交易電量規模；注冊市場主體名單及基本信息；交易起止時間、交易申報起止時間及申報要求；發電企業和用戶、售電企業用違約執行標準。
2.輸配電價標準、政府性基金及附加、輸配電損耗率等在年度直接協商交易前披露（輸配電價未批復前不發布）。
3.在年度協商交易、月度協商交易、月度競價交易后披露直接交易合同電量。
4.每月10日前披露上月直接交易電量執行、電量清算、電費結算等信息。
5.華北電力交易機構還應在年度交易開展前披露限價系數P、容量剔除系數T、電量上限系數K等信息。
第七十七條 電力調度機構應披露以下信息:
1.年（月）度協商交易前應披露次年（月）相關信息，具體內容包括但不限于：電力供需預測、電力電量平衡預測、火電平均利用小時預測，主要輸配電設備典型時段的最大允許容量、預測需求容量、安全約束限制依據等。
2.在電網安全約束對直接交易產生限制后及時披露約束信息，具體內容包括但不限于：輸配線線路或輸變電設備名稱、限制容量、限制依據、該輸配電線路或設備上其他用戶的使用情況、約束時段等。
第七章 市場干預
第七十八條 市場干預是指在特定的情況下和確定的短期時間內，對部分或全部直接交易由政府進行臨時管制。
第七十九條 發生以下情況時，國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門對市場進行干預，或華北電力交易機構根據授權進行市場干預。
（一）由于發生市場主體濫用市場力、串謀及其它嚴重違約、不能履約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（二）國家能源局華北監管局或地方政府電力管理部門認為有必要進行市場干預的其它情況。
第八十條 當技術支持系統發生故障，直接交易無法正常開展時，電力交易機構應及時通知市場主體推遲或暫停直接交易，并報國家能源局華北監管局或地方政府電力管理部門。
第八十一條 市場干預措施包括：
（一）價格管制措施：調整市場限價等；
（二）交易管制措施：改變市場交易時間、暫緩市場交易、調整市場份額、市場中止；
（三）經國家能源局華北監管局或地方政府電力管理部門批準的其它干預措施。
第八十二條 電力交易機構按規定實施市場干預時，應及時向市場主體發布電網運行狀態信息及市場干預信息，通告市場干預的原因、范圍和持續時間。
第八十三條 當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況時，政府有關部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，政府有關部門、國家能源局華北監管局可依照相關規定和程序暫停直接交易，臨時實施發用電計劃管理。
第八十四條 市場干預期間，電力交易機構和電力調度機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，并報國家能源局華北監管局備案。
第八十五條 當市場秩序滿足正常交易時，電力交易機構應及時取消市場干預，向市場主體發布市場恢復的信息。
第八章 市場爭議和違規處理
第八十六條 本規則所指爭議是市場成員之主體間的下列爭議：
（一）注冊或注銷市場資格的爭議；
（二）市場主體按照規則行使權利和履行義務的爭議；
（三）市場交易、計量、考核和結算的爭議；
（四）其他方面的爭議。
第八十七條 發生爭議時，按照國家有關法律法規、合同協議約定和國家能源局華北監管局的相關規定處理，具體方式有：
（一）協商解決；
（二）申請調解或裁決；
（三）提請仲裁；
（四）提請司法訴訟。
第八十八條 市場主體擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門查處：
（一）提供虛假材料或以其它欺騙手段取得市場準入資格；
（二）濫用市場力，惡意串通、操縱市場；
（三）不按時結算，侵害其它市場主體利益；
（四）市場運營機構對市場主體有歧視行為；
（五）不按時披露信息、提供虛假信息或違規發布信息；
（六）其它嚴重違反市場規則的行為。
第八十九條 國家能源局華北監管局會同各省(市)電力行業管理部門按照《行政處罰法》、《電力監管條例》、《電力市場監管辦法》等相關規定處理市場違規行為。
第九章 市場監管
第九十條 國家能源局華北監管局會同地方政府電力管理部門根據職能依法履行電力監管職責。
第九十一條 國家能源局華北監管局對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。
第九十二條 地方政府電力管理部門對電力用戶、售電企業和相關省（市）調直調發電機組等市場主體準入實施監管。國家能源局華北監管局對華北電力調度機構直調機組準入實施監管。
第九十三條 國家能源局華北監管局會同地方政府發改、經信等部門建立市場成員信用評價制度，針對不同類別的市場成員建立信用評價指標體系，建立企業法人及其負責人、從業人員信用記錄，客觀反映市場成員的經濟承諾能力和可信任程度。市場成員的信用評價結果應按年度向社會進行公示，在指定網站按照指定格式進行發布，接受社會公開監督。
第九十四條 國家能源局華北監管局會同地方政府發改、經信等部門建立健全守信激勵和失信懲戒機制，加大監管力度，對于不履約、欠費、濫用市場力、不良交易行為、電網歧視、未按規定披露信息等失信行為，進行市場內部曝光，對不守信市場主體，給予警告。建立黑名單制度，嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，并向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，必要時可實施限制交易行為或強制退出市場，并納入國家聯合懲戒體系，依法依規加強對失信行為的約束和懲戒。
第九十五條 國家能源局華北監管局定期對市場運行情況作出評價，發布監管報告。
第十章 附則
第九十六條 京津冀電力交易機構組建、京津唐電網輸配電價核定等重大改革任務實施后，應及時修訂本規則。
第九十七條 本規則由國家能源局華北監管局負責解釋。
第九十八條 本規則自印發之日起實施。
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