國家能源局華北監管局近日發佈了《京津冀綠色電力市場化交易規則(試行)》，根據文件，綠色電力市場化交易，主要是指准入的電力用戶與併網可再生能源發電企業，對保障性收購年利用小時數以外的電量，通過協商、掛牌等市場化方式進行的中長期電量交易。
京津冀綠色電力交易開展初期採用封閉運行模式，待市場平穩運行後，與京津唐電力中長期交易統一組織開展。
參與綠色電力市場化交易的電力用戶為電採暖用戶、冬奧會場館設施、電能替代用戶和高新技術企業用戶。電力用戶可自主參與交易或由售電公司以“分表計量、集中打包”的方式代理開展交易。其中，電採暖用戶可由電網企業代理，冬奧會場館設施由北京冬奧組委委託屬地省級電網企業代理參與綠色電力交易。市場開展初期電採暖用戶範圍原則上僅限張家口地區。
現階段主要以年度和月度為週期開展市場化交易，綠色電力交易可採用雙邊協商和掛牌方式進行。
全部用電量按市場規則進行結算，不再執行目錄電價。
電能替代用戶和高新技術企業因自身原因造成月度實際用電量低於其當月交易合同電量的偏差在 5%(含，下同)以內時，免予考核，交易按交易電價和實際用電量結算。偏差超過 5%時，超出部分電量視為市場化偏差考核電量，向當月參與交易的可再生能源發電企業按實際上網電量比例支付市場化偏差考核電費。
規則原文如下：
京津冀綠色電力市場化交易規則(試行)
第一章 總則
第一條 為推進京津冀地區可再生能源市場化交易的有序開展，進一步規範可再生能源市場化交易工作，確保保障性收購年利用小時數以外的電量能夠以市場化的方式實現有效利用，依據《中共中央 國務院關於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、《河北省張家口市可再生能源示範區發展規劃》(發改高技〔2015〕1714 號)、《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》(發改能源〔2016〕625 號)、《國家發展改革委 國家能源局關於做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》(發改能源〔2016〕1150 號)、《關於推進電能替代的指導意見》(發改能源〔2016〕1054 號)、《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔2016〕2784 號)、《關於印發北方地區清潔供暖價格政策意見的通知》(發改價格〔2017〕1684 號)、《關於創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》(發改價格規〔2018〕943 號)、《關於積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》(發改運行〔2018〕1027 號)等相關政策規定和文件精神，制定本規則。
第二條 本規則所稱綠色電力市場化交易，主要是指准入的電力用戶與併網可再生能源發電企業，對保障性收購年利用小時數以外的電量，通過協商、掛牌等市場化方式進行的中長期電量交易。
第三條 京津冀綠色電力市場化交易應在保障性收購框架下實施，保障性收購年利用小時數以內的電量按價格主管部門核定的火電燃煤機組標杆上網電價全額結算，保障性收購年利用小時數以外的電量應參與綠色電力交易並以市場交易價格結算，國家和相關補貼仍按相關規定執行。
第四條 京津冀綠色電力交易應按照京津冀地區電網統籌優化和京津唐電網電力電量統一平衡的要求，在國家發展改革委、國家能源局的指導下，堅持安全第一原則，堅持市場化交易原則，促進京津冀可再生能源一體化消納。
第五條 京津冀綠色電力交易開展初期採用封閉運行模式，待市場平穩運行後，與京津唐電力中長期交易統一組織開展。
第六條 京津冀綠色電力市場化交易由北京電力交易中心牽頭會同首都電力交易中心、天津電力交易中心、冀北電力交易中心及河北電力交易中心按照分工開展交易。
第七條 本規則適用於京津冀地區綠色電力市場化交易工作，分佈式可再生能源與配電網內電力用戶的市場化交易機制，按照有關規則執行。
第八條 本規則是《京津唐電網電力中長期交易暫行規則》的組成部分，試行成熟後，納入《京津唐電網電力中長期交易暫行規則》執行。
第二章 市場成員
第九條 參與京津冀綠色電力市場化交易的市場成員包括市場主體、市場運營機構和電網企業。市場主體包括接入北京、天津、冀北電網的可再生能源發電企業，北京、天津、冀北及雄安符合准入條件的電力用戶和京津冀地區的售電公司。市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。
第十條 電力用戶的權利和義務
(一)按規定進入或退出綠色電力交易市場，簽訂和履行入市協議;
(二)按規定參與市場交易或由電網企業、售電公司代理交易，履行交易結果;
(三)保證交易電量用於申報範圍內的生產自用，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金及附加等;
(四)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下按調度機構要求安排用電;
(五)遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定;
(六)承擔交易電量偏差責任，接受相應考核;
(七)其他政策法規所賦予的權利和義務。
第十一條 可再生能源發電企業的權利和義務
(一)按規定進入綠色電力交易市場，簽訂和履行入市協議;
(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;
(三)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同;
(四)對超出保障性收購年利用小時數以外的電量，需通過市場競爭的方式獲得發電權;
(五)做好可再生能源功率預測預報工作，確保市場化交易電量預測準確性;
(六)結合歷史數據及風資源情況，自願選擇是否參與綠色電力市場化交易，自行承擔市場風險;
(七)執行併網調度協議，服從電力調度機構的統一調度;
(八)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;
(九)其他政策法規所賦予的權利和義務。
第十二條 售電公司的權利和義務
(一)按規定進入或退出綠色電力交易市場，簽訂和履行入市協議;
(二)按照相關規定代理電力用戶開展綠色電力市場化交易;
(三)承擔保密義務，不得洩露用戶信息;
(四)遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定;
(五)其他政策法規所賦予的權利和義務。
第十三條 電網企業的權利和義務
(一)保障輸配電設施的安全穩定運行;
(二)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務;
(三)負責建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統;
(四)根據需要代理電力用戶參與綠色電力市場化交易;
(五)向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務;
(六)按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金及附加等;
(七)按規定披露和提供信息;
(八)其他政策法規所賦予的權利和義務。
第十四條 電力交易機構的權利和義務
(一)負責京津冀綠色電力交易的組織實施，發佈交易結果;
(二)負責綠色電力交易平臺建設與運維;
(三)負責市場主體註冊管理;
(四)負責提供電力交易結算依據及相關服務;
(五)監測和分析市場運行情況;
(六)參與擬訂交易規則，配合政府相關部門和能源監管機構對交易規則進行分析評估，提出修改建議;
(七)按規定披露和發佈相關信息;
(八)經國家能源局華北監管局授權在特定情況下干預市場;
(九)其他政策法規所賦予的權利和義務。
第十五條 電力調度機構的權利和義務
(一)負責綠色電力交易的安全校核;
(二)按照調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全;
(三)向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;
(四)合理安排電網運行方式，保障可再生能源企業優先發電;
(五)按規定披露和提供電網運行的相關信息;
(六)其他政策法規所賦予的權利和義務。
第三章 市場準入及退出
第十六條 參與綠色電力市場化交易的電力用戶為電採暖用戶、冬奧會場館設施、電能替代用戶和高新技術企業用戶，電力用戶類型界定按照地方政府電力管理部門制定的細則執行。
電力用戶可自主參與交易或由售電公司以“分表計量、集中打包”的方式代理開展交易。其中，電採暖用戶可由電網企業代理，冬奧會場館設施由北京冬奧組委委託屬地省級電網企業代理參與綠色電力交易。
市場開展初期電採暖用戶範圍原則上僅限張家口地區。
第十七條 電力用戶准入條件
進入市場用戶應符合國家產業政策，滿足綠色發展要求，有利於京津冀地區產業佈局、結構調整和優化升級。地方政府電力管理部門結合市場規模和准入條件，以鼓勵電採暖用戶、冬奧會場館設施、電能替代用戶和高新技術企業參與交易的原則，出臺轄區內電力用戶的具體准入細則，實施准入管理。
第十八條 可再生能源發電企業准入條件
(一)按照風電、太陽能等可再生能源開發利用規劃建設、依法取得電力業務許可證(發電類);
(二)接入電網、已併網運行的可再生能源發電項目;
(三)符合相關併網技術標準。
第十九條 售電公司的准入條件及管理辦法依照《售電公司准入與退出管理辦法》(發改能源〔2016〕2120 號)文件要求，由地方政府電力管理部門另行制定。
第二十條 進入綠色電力市場化交易的電力用戶應保持相對穩定，不得隨意退出市場。
第二十一條 發生以下情況，電力用戶、可再生能源發電企業應退出綠色電力交易市場：
(一)企業經營範圍發生變化，不符合綠色電力交易市場準入條件的;
(二)違反國家電力或環保政策並受到處罰的;
(三)發生不可抗力，嚴重影響企業的生產、經營活動的;
(四)拖欠直接交易及其他電費一個月以上的;
(五)依法被撤銷、解散，依法宣告倒閉、破產、歇業的;
(六)其他特殊原因。
第二十二條 對於不履行市場義務的市場主體，相關管理部門將責令其退出市場並公示。市場主體進入市場後退出的，原則上 3 年內不得參與電力市場交易，並由地方政府電力管理部門向社會公示。市場主體退出市場應按有關規定承擔相應違約責任。
第四章 交易週期和方式
第二十三條 現階段主要以年度和月度為週期開展市場化交易，綠色電力交易可採用雙邊協商和掛牌方式進行。
第二十四條 電採暖用戶及國家發展改革委、國家能源局相關文件明確的張家口地區相關行業高新技術企業納入掛牌交易。電能替代用戶、高新技術企業納入雙邊協商交易。
第二十五條 所有準入的電力用戶原則上需全電量參與市場化交易，其全部用電量按市場規則進行結算，不再執行目錄電價。
第二十六條 可再生能源發電企業之間，可以自主進行年度和月度的交易合同電量轉讓(發電權)。售電公司之間及電力用戶之間，暫不開展交易合同電量轉讓。
第二十七條 合同電量轉讓(發電權)交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，由雙方協商確定。合同電量轉讓交易不影響出讓方原有合同的價格和結算，京津唐電網網內合同電量轉讓不額外收取輸電費和網損。
第二十八條 雙邊交易價格為發電側價格，掛牌交易價格為代理用戶的省級電力公司或售電公司提出的掛牌交易發電側價格。用戶側購電價格由交易價格、國家價格主管部門批覆的輸配電價、政府性基金及附加組成。如遇國家調整電價，則按照規定進行相應調整。
第二十九條 綠色電力市場化交易輸配電價按照國家有關部門的批覆執行。發電企業交易結算電量按用戶側實際用電量計算。
第三十條 直接參與交易和通過電網企業或售電公司代理參與交易的峰谷電價電力用戶，繼續執行峰谷電價，直接交易電價為平段電價，按現行時段劃分及浮動幅度分別計算峰、谷電價。當地政府價格主管部門有相關規定的，按照規定執行。
第三十一條 電網公司代理用戶參與交易的，其購電價格與政府定價的正負偏差，均由電網公司承擔。
第五章 交易組織
第三十二條 市場開展初期，每年 11 月 1 日前由河北省發展改革委根據冀北地區可再生能源規劃建設、併網運行實際情況測算次年可再生能源保障性收購年利用小時數(發電量口徑)，並由河北省發展改革委上報國家能源局批准，確定次年京津唐電網可再生能源保障性收購年利用小時數。待北京、天津可再生能源發電企業參與市場化交易後，京津唐電網可再生能源保障性收購年利用小時數由三地政府相關部門測算並協商一致後上報國家能源局批准。
國家發展改革委、國家能源局相關文件明確的張家口地區風電企業保障性收購年利用小時數以上的電量原則上應全部納入京津冀綠色電力市場化交易。
第三十三條 電力交易機構依據京津唐電網當年各月份可再生能源發電情況(11、12 月可採用預測數據)，將次年保障性收購年利用小時數進行月度分解，並依此生成可再生能源發電企業月度保障性電量，可再生能源包括風電和光伏，月度分解分別計算。
(一)第 i 個月保障性收購利用小時數計算公式如下：
第 i 個月保障性收購利用小時數=(京津唐電網當年第 i 個月可再生能源發電量/京津唐電網當年可再生能源總髮電量)×次年保障性收購年利用小時數
(二)可再生能源發電企業第 i 個月保障性收購電量計算公式如下：
可再生能源發電企業第 i 個月保障性收購電量=次年第 i 個月保障性收購利用小時數×可再生能源發電企業裝機容量
第三十四條 每年 11 月 20 日前，電力交易機構會同電力調度機構將次年保障性收購年利用小時數月度分解結果和可再生能源發電企業月度保障性電量在交易平臺予以發佈。年中投產的可再生能源發電企業保障性收購年利用小時數按照其投產後剩餘月份計算確定。
第三十五條 國家能源局華北監管局於每年 11 月 25 日前確定次年綠色電力市場供需比。電力交易機構會同電力調度機構根據次年可再生能源發電量預測和保障性收購年利用小時數月度分解結果，按照確定的供需比，於每年 11 月 28 日前確定參與綠色電力交易的用戶次年年度交易電量總規模、張家口電採暖用戶採暖季預期用電規模和冬奧會場館設施的預期用電規模。綠色電力市場供需比暫定為 1.2，後續根據市場運行情況每年進行調整。
第三十六條 北京電力交易中心於每年 11 月 30 日前將扣除張家口電採暖和冬奧會場館設施用電量後的用戶次年年度交易電量規模，按規則分配至北京、天津、冀北和冀南，作為各地交易電量規模上限。在冀北交易電量規模內，對張家口地區的電能替代用戶和高新技術企業給予一定傾斜，具體由河北省政府相關部門確定。
條件成熟後，過渡為根據上個月的平均低谷負荷、當月預計增加的低谷負荷、虛報上月增量給予的懲罰容量等因素，按月確定各地參與交易的用戶電量規模。
第三十七條 在各類交易開始前，電力調度機構應當按照規定及時提供關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息。
第三十八條 每年 12 月初北京電力交易中心會同各省(市)交易機構開展綠色電力年度雙邊交易。市場主體達成的次年年度雙邊交易意向，應於 12 月 20 日前通過交易平臺提交電力交易機構。年度交易意向應提供月度分解電量。
第三十九條 每月原則上 15 日開展月度掛牌交易。代理用戶的電網公司或售電公司，可通過交易平臺提出掛牌交易申請，包括交易電量和交易發電側價格。可再生能源發電企業自主申報認購，按照時間先後順序形成交易意向。
第四十條 每月原則上 16 日(12 月除外)開展月度雙邊交易，可再生能源發電企業將其與電能替代用戶、高新技術企業、售電公司達成的次月雙邊交易意向，通過交易平臺提交電力交易機構。
第四十一條 每月原則上 17 日(12 月除外)開展年度雙邊交易的次月及後續月份合同電量轉讓交易，交易標的為已通過安全校核並簽訂合同的交易電量。交易雙方通過交易平臺提交電力交易機構。
第四十二條 每月 20 日前由北京電力交易中心負責將各類交易意向提交華北電力調控分中心進行安全校核。華北電力調控分中心會同相關電力調度機構開展安全校核並在3個工作日內返回安全校核結果。
第四十三條 北京電力交易中心應於安全校核結果返回當日向市場主體發佈通過安全校核的交易結果。
第四十四條 參與交易的可再生能源發電企業，以項目期次為報價單元參與交易(以電力交易平臺結算單元為準)，以同一調度名稱場站的註冊企業為單元進行結算。
第四十五條 為合理確定參與交易的可再生能源發電企業中標電量，可對參與報價的項目期次申報發電能力設置上限，並定期調整。
第四十六條 市場主體如對交易結果有異議，應在結果發佈 1 個工作日內向交易機構提出異議，由電力交易機構會同電力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，應在結果發佈1個工作日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。
第六章 安全校核
第四十七條 京津冀綠色電力交易的安全校核由華北電力調控分中心統一組織，各級電力調度機構按照調度範圍及職責界面協同開展工作。
第四十八條 安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，華北電力調控分中心須出具書面解釋，由北京電力交易中心予以公佈，並報國家能源局華北監管局備案。
第四十九條 安全校核未通過時，雙邊協商交易、集中掛牌交易和合同電量轉讓交易由電力交易機構按時間優先、等比例原則進行削減。
第七章 交易執行
第五十條 電力調度機構應優先安排參與市場交易的可再生能源發電企業發電，保證交易結果的執行。
第五十一條 當電網網架存在斷面約束時，該斷面下可再生能源發電指標應在滿足參與交易可再生能源發電企業發電需求後，剩餘發電指標在未參與交易的可再生能源發電企業中按照裝機容量分配。
第五十二條 當京津唐電網調峰受限時，電力調度機構應最大限度保證參與交易的可再生能源發電企業發電。可再生能源發電指標在滿足參與交易的可再生能源發電企業發電需要後，將剩餘發電指標按照裝機容量在未參與市場交易的可再生能源發電企業間進行分配。
第五十三條 在發生斷面約束和電網調峰受限時優先保障光伏扶貧電站及特許權風電場發電。
第八章 計量與結算
第一節 電能計量
第五十四條 交易電量按照電力用戶、可再生能源發電企業與電網企業簽訂的《供用電合同》《購售電合同》所約定的計量點進行計量。電能計量裝置的設置、定期校驗、異常處理等技術管理要求，按照電力用戶、可再生能源發電企業與電網企業簽訂的《供用電合同》《購售電合同》的約定執行。
第五十五條 可再生能源發電企業和電力用戶原則上均按照自然月份計量上網電量和用電量，不具備條件的可按《購售電合同》《供用電合同》約定，暫保持現有抄表計量方式不變。
第五十六條 市場主體通過電力交易平臺接收電量電費結算憑證，應及時進行核對確認，如有異議應在 1 個工作日內通知電力交易機構，逾期視同沒有異議。如因交易平臺無法正常訪問導致市場主體無法按期核對結算憑證的，可按電力交易機構出具的結算依據進行結算，存在異議的電量電費經核實確認後可在下月一併追退。
第二節 電費結算
第五十七條 電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，由電網企業組織電費結算，相關市場主體維持現有結算關係不變。
第五十八條 電力交易機構根據月度保障性收購小時數(發電量口徑)和裝機容量，並計及廠用電等因素後合理確定月度保障性收購上網電量。廠用電率按照上一年度京津唐統調可再生能源總髮電量和總上網電量計算，風電、光伏發電分別統計。
第五十九條 可再生能源發電企業月度保障性收購小時數以內的電量按火電標杆上網電價優先結算，超出保障性收購小時數以外的電量均視作市場化交易電量進行結算，年終統一清算。結算次序如下：
(一)月度保障性收購電量;
(二)電採暖、冬奧會場館設施交易電量;
(三)其他交易電量;
(四)未參與綠色電力交易的超發電量。
第六十條 若可再生能源發電企業當月實際上網電量少於其月度保障性收購電量與交易合同電量之和，不足部分按當月相應價格滾動至次月優先執行。電力用戶或售電公司當月按交易價格和交易合同電量結算。
第六十一條 若可再生能源發電企業當月實際上網電量超過其月度保障性收購電量與交易合同電量之和，超出部分電量按京津唐電網上一年度雙邊協商交易電廠側最低價格結算。
第六十二條 自願參與市場交易的可再生能源發電企業，未達到保障性收購年利用小時數的，缺額電量不予補償。
第六十三條 參與市場化交易的可再生能源發電企業，免除其電採暖交易電量調峰服務費用的分攤。
第六十四條 綠色電力市場化交易電量在用戶側只結算電量電費，基本電費按相關規定結算。用戶全部電量納入功率因數考核，考核標準按現行規定執行。
第六十五條 可再生能源發電企業未參與綠色電力交易的超發電量在年終統一進行清算，此部分電量結算造成的差額收益主要返還至所有參與綠色電力交易的可再生能源發電企業，剩餘部分可分配給送出可再生能源的電網企業，用於補償其在可再生能源接網工程的投資。差額收益在可再生能源發電企業和電網企業間的分配比例按年確定。參與綠色電力交易的可再生能源發電企業獲得的返還費用按照如下公式計算。
第九章 電量偏差處理與考核
第六十六條 綠色電力市場年度雙邊交易的月度分解電量計劃，在保持後續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可以於每月 20 日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整要求，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核後執行。
第六十七條 電採暖市場化交易結算電量，按用戶側實際用電量計算。電採暖用戶側實際用電量低於當月交易合同電量時，發電側交易結算電量等比例調減;電採暖用戶側實際用電量超出當月交易合同電量時，發電側次月交易電量等比例調增，調增部分電量次月按電採暖交易成交價格優先執行。
第六十八條 電能替代用戶和高新技術企業的月度實際用電量超出當月交易合同電量，交易合同電量按交易電價結算，超出部分電量參照目錄電價進行結算。
第六十九條 電能替代用戶和高新技術企業因自身原因造成月度實際用電量低於其當月交易合同電量的偏差在 5%(含，下同)以內時，免予考核，交易按交易電價和實際用電量結算。偏差超過 5%時，超出部分電量視為市場化偏差考核電量，向當月參與交易的可再生能源發電企業按實際上網電量比例支付市場化偏差考核電費，市場化偏差考核電費計算公式如下：
市場化偏差考核電費=市場化偏差考核電量×京津唐電網火電年度雙邊協商交易發電側加權平均成交價格×20%。
第十章 附則
第七十條 本規則根據市場運行情況及時修訂。
第七十一條 本規則由國家能源局華北監管局負責解釋。
第七十二條 本規則自印發之日起施行，原《京津唐電網冀北(張家口可再生能源示範區)可再生能源市場化交易規則(試行)》同時廢止。
