京津唐电力直接交易组织流程
京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则
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
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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
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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；
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。
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）第一章总则第一条为规范和推进电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）试点工作，依据《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）以及国家有关法律法规，制定本规则。
第二条直接交易是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输电服务。
第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。
第二章准入与退出第四条参加直接交易的电力用户、发电企业，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。
内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。
电力用户和发电企业的具体准入条件，按国家相关规定执行。
第五条符合直接交易准入条件的电力用户和发电企业可向电力监管机构和政府有关部门提出申请，经按程序审核批准后取得直接交易主体资格。
第六条直接交易双方，在合同期内原则上不得退出直接交易，如需退出直接交易，由有关部门审核批准。
退出方给对方造成损失的，应予适当补偿，补偿方式可在合同中约定，或参照电监市场[2009]20号文件的精神协商确定。
第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。
（一）违反国家电力或环保政策并受处罚的；（二）私自将所购电量转售给其他电力用户的；（三）拖欠直接交易及其它电费一个月以上的；（四）不服从电网调度命令的。
第三章交易方式第八条坚持市场化原则，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。
第九条直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。
自由协商方式，由电力用户与发电企业自由寻找交易对象。
交易洽谈会方式，通过交易洽谈会形式，进行交易信息沟通，交易主体自由选择交易对象。
信息平台方式，由电力监管机构授权的第三方提供信息平台，电力用户和发电企业通过信息平台发布交易意向，寻找交易对象。
电力市场现货交易规则
电力市场现货交易规则随着电力市场的发展，电力现货交易成为电力市场的重要组成部分。
电力市场现货交易规则是为了保证市场的公平、公正和透明，确保交易的顺利进行而制定的一系列规定。
本文将介绍电力市场现货交易规则的基本内容和主要原则。
一、交易参与主体电力市场现货交易的参与主体包括电力供应企业、电力需求企业、发电企业、电力交易商等。
参与交易的主体应当具备相应资质和条件，并按照规定的程序进行注册和备案。
二、交易市场电力市场现货交易分为交易所市场和场外市场两种形式。
交易所市场是指由电力交易所或其他相关机构组织的集中交易市场，交易规则由交易所制定并监管。
场外市场是指电力交易双方通过协商自行达成交易的市场，交易规则由双方自行协商确定。
三、交易方式电力市场现货交易的方式包括竞价交易、议价交易和竞价和议价相结合的方式。
竞价交易是指交易双方在规定的交易时间内，按照一定的交易规则和程序，通过竞价方式确定交易价格和交易数量。
议价交易是指交易双方通过协商商定交易价格和交易数量。
竞价和议价相结合的方式是指交易双方首先通过竞价方式确定交易价格，然后通过协商商定交易数量。
四、交易合同电力市场现货交易的交易合同是交易双方达成的电力交易协议，包括交易价格、交易数量、交割方式、交割时间等内容。
交易双方应当按照交易合同的约定履行义务，并承担相应的责任和风险。
五、交易结算电力市场现货交易的结算是指交易双方根据交易合同的约定，进行货款的支付和交割的履行。
交易结算应当遵循市场规则和相关法律法规的要求，确保交易的安全和合法性。
六、交易监管电力市场现货交易的监管是指对交易参与主体和交易行为进行监督和管理。
监管部门应当加强对交易市场的监测和监管，及时发现和处理违规行为，维护市场的正常秩序和健康发展。
七、风险管理电力市场现货交易存在着一定的风险，包括市场风险、价格风险、信用风险等。
交易参与主体应当根据自身的实际情况和风险承受能力，采取相应的风险管理措施，降低风险带来的损失。
关于电力系统销售的流程的一些回顾
关于电力系统销售的流程的一些回顾①、电力系统的组织架构1、国家电网：分为华东、华北、华中、西南、东北、南方六个电网公司。
各个电网公司又专设超高压运输公司（主要负责大的电网建设中输电线路的铺设）、各电力设计院、高压研究所（西安高压研究所、武汉高压研究所）、各省市电力公司等。
比较重要的技术单位有上海电缆研究所。
2、省电力公司：主要接触的部门有生产计划处和电力物资公司。
生产计划处简称生计处，主要职能是对电网建设、改造和维护进行计划制订和出具技术方案，并对所属的各地市电力公司申报的计划方案和技术方案进行审核。
这其中也包括了对电力物资供应商资格的审查和对产品质量和技术的鉴定。
电力物资公司的主要职能是电力物资的采购。
如办理入网选型、举办招标活动、制订招标书、制订采购计划等。
3、各地市电力公司：一般设主管局长，分管局长（人事组织、农电、生产计划），总工（分管技术）。
下设生计科、物资科、设计院、供电分局、变电分局、农电分局和财务结算中心等。
生计科：和省局生产计划处的基本职能是一样的，生计科的直接领导一般都是总工。
每个地区的具体情况不一样，有的地方甚至出现生计科和物资科争夺采购实权的情况。
物资科：和省局电力物资公司的基本职能是一样的。
一般合同的签订、回款的初始程序都是在物资科，物资科也是销售人员最直接的客户对象。
设计院：负责电网建设改造中的出具设计方案和设计图纸的工作，对于电缆的需求信息，可以在这里最早得知。
供电分局：负责整个城市的电网建设改造和维护工作。
也是电缆的直接用户之一。
变电分局：也叫输变电分局，负责整个地区的输电线路和变电站的建设维护工作。
也是电缆的直接用户之一。
农电分局：负责整个农村电网的建设改造和维护工作。
也是电缆的直接用户之一，但中高压的电缆用量较少，架空线和低压电缆的用量较大。
财务结算中心：回款是办理转帐手续的部门。
②、电力系统的前期接触1、入网选型：所谓“入网选型”，是指各省市电力公司定期或不定期的召开电力物资供应商参加的会议，以确定可在该地区销售的电力物资供应商名单及其产品的规格型号。
电网的电力市场交易规则
电网的电力市场交易规则电网的电力市场交易规则对于电力市场的正常运营和稳定发展起着重要的作用。
本文将从交易规则的制定背景、交易主体、交易流程、交易方式等多个方面进行论述。
一、交易规则的制定背景随着社会经济的发展，电力供需关系日益紧张。
为了更好地协调电力供求关系，提高电力资源的配置效率，各国纷纷建立了电力市场，并制定了相应的交易规则。
交易规则的制定旨在保证交易的公平、公正、公开原则，确保市场参与者的合法权益，促进电力市场的健康发展。
二、交易主体电力市场的交易主体包括电力发电企业、电力负荷企业、电力用户等。
电力发电企业通过电力市场向电力负荷企业或电力用户出售电力，电力负荷企业或电力用户则通过电力市场购买电力。
交易主体之间的交易行为需要严格遵守交易规则，确保交易的公平性和透明度。
三、交易流程电网的电力市场交易流程包括信息发布、竞价撮合、合同签订、交割结算等环节。
首先，信息发布阶段。
交易市场需要向各参与方提供相关的市场信息，包括供电情况、负荷需求等内容，以便交易主体做出相应的交易决策。
其次，竞价撮合阶段。
交易市场通过撮合供需双方的报价，确定交易的成交价格。
供需双方根据自身的利益和市场行情对电力进行竞价，撮合系统根据规则进行撮合交易，保证交易的公平性。
然后，合同签订阶段。
交易成功后，供需双方需要签订交易合同，明确交易的具体内容、价格、数量等细节。
合同签订是交易的法律依据，确保交易的合法性和可执行性。
最后，交割结算阶段。
交易市场通过结算环节对交易款项进行清算和结算，确保交易主体的资金安全和交易的顺利完成。
交割结算环节是交易流程的重要一环，需要保证安全、高效的完成。
四、交易方式电力市场的交易方式包括现货交易和长期合同交易。
现货交易是指交易在短时间内完成，并在交易完成时实施交割和结算。
现货交易具有时效性强、灵活性高的特点，适用于电力供需关系相对稳定的情况。
长期合同交易是指交易主体通过签订长期合同的方式进行交易。
长期合同交易具有交易时效长、价格稳定、需求可预测等特点，适用于电力供需关系相对不稳定的情况。
京津冀绿色电力市场化交易规则(试行)
京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）第一章总则第一条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。
第二条 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。
第三条 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。
第四条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。
第五条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。
电力交易规则及流程
• 第四条 直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。电网企业与电力用户结算购电电 费并开具发票，与发电企业结算交易电费，与售电公司结算售电代理服务费。电网企 业应优先结算直接交易相关电量、电费。
大需求容量、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 等。 • (二)直接交易需求信息。 • (三)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。
• 第二条 售电公司应披露以下信息： • (一)营业执照、法人代表、股权结构、资产证明、交易员信息、从业人员、经营场所
和设备、信用情况等基本信息。 • (二)代理电力用户及其直接交易需求信息。 • (三)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。
• 第二条 直接交易指符合条件的电力用户、售电公司与发电企业，按照自愿 参与、自主协商的原则直接进行购售电交易，电网企业按照有关规定提供输 配电服务。
• 第三条 本规则适用于国网重庆市电力公司(以下简称“市电力公司”)供电 范围内的直接交易。地方电网企业供电范围内的直接交易可参照本规则执行。 市经济信息委牵头负责全市电力直接交易工作。
• 第五条 市场成员发生争议，可双方协商、提请调解、申请仲裁及提起司法诉讼。
流程
1 电力用户参与市场工作流程 2 直接交易准入流程 3 用户与售电公司签定合同流程
1、电力用户参与市场工作流程
参与 市场 化交 易
准入
பைடு நூலகம்• 市经信委 • 工作内容：准入条件，
准入流程，资料清单
退出
交易流程
• 售电公司、 供电企业
• 第四条 直接交易市场成员包括电力用户、发电企业、售电公司、电网企业。 经审核符合条件、在市电力交易机构注册的电力用户、发电企业、售电公司、 电网企业为直接交易市场主体。
电力现货市场交易组织流程-概述说明以及解释
电力现货市场交易组织流程-概述说明以及解释1.引言1.1 概述概述部分的内容:引言部分将对电力现货市场交易组织流程进行概述。
在现代社会中，电力现货市场成为了一个重要的能源交易平台，它提供了一个可以进行电力买卖的场所。
电力现货市场的交易组织流程是指在市场中进行电力买卖的一系列步骤和规则。
电力现货市场的交易组织流程由市场监管机构负责管理和执行，其目的是保证市场的公平、公正和透明。
整个流程主要分为市场准入、交易准备、成交和结算等环节。
首先，市场准入阶段是指电力供应商和购电方参与市场交易的准入验证和注册登记。
然后，在交易准备阶段，市场参与者将提交电力买卖的相关信息，如电力需求量、购买意向和出售报价等。
接下来，市场监管机构会根据市场规则和运行机制进行匹配撮合，并确定最终的交易价格和交易清单。
在成交阶段，市场参与者可以选择是否执行交易，并进行合同订立和签署等手续。
最后，结算环节是指根据市场交易结果进行电力结算和支付。
电力现货市场交易组织流程对于电力市场的正常运行和发展具有重要意义。
它不仅有助于提高电力市场的透明度和市场竞争性，还促进了电力资源的优化配置和供需平衡。
同时，电力现货市场交易组织流程也为市场参与者提供了一个公平竞争的机会，并促进了市场价格的形成和调节。
总之，电力现货市场交易组织流程是保障市场公正公平运行的重要环节，其有效执行对于电力市场的稳定和可持续发展至关重要。
在接下来的章节中，我们将详细介绍电力现货市场的概念和交易组织流程，以便更好地理解和应用电力市场的相关知识和技巧。
1.2 文章结构文章结构部分的内容可以包括以下信息：文章结构是指文章的整体布局和组织方式，它影响读者对文章内容的理解和接受程度。
本文的结构主要包括引言、正文和结论三个部分。
引言部分主要对本文所涉及的电力现货市场交易组织流程进行概述，明确文章的目的和意义，为读者提供一个整体的了解。
正文部分详细阐述了电力现货市场的概念，并重点介绍了电力现货市场交易组织流程。
电力用户与发电企业直接交易.. 共45页
电力用户与发电企业直接交易|20号文件
试点主要内容
(三)参与直接交易试点的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： 1、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。 2、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(不含夏售县)扣减电压等级差价后的 标准执行，其中110千伏(66千伏)输配电价按照10%的比例扣减， 220千伏(330千伏)按照20%的比例扣减。输配电价实行两部制。输 配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委 审批。 3、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。政府性基金和附加 由电网企业代为收取。
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电力用户与发电企业直接交易|演变历程
我国直接交易演变历程 2009年，原国家电监会、发改委、原国家能
源局共同出台了《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）
为全国启动电力用户与发电企业直接交易试点 工作奠定了政策法规基础。
《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则 （试行）》（电监市场[2009] 50号）
售电侧放开进 程
维持垂直一体化公司的情 况下引入独立发电公司和 独立售电公司。
输电独立，发、配、售 维持垂直一体化公司的情况下
电逐步合并。
引入独立发电公司和独立售电
公司。
发、输、配、售四个环 节彻底拆分，发、售环 节，以及配、售环节逐 步合并。
从大用户到小用户。2000 年放开16GWh以上用户 （20%）；2019年，放开 7GWh以上用户（37%）； 2019年放开非居民用户 （51%）；2019年放开全 部用户。
大唐国际发电股份有限公司电煤集中采购供应管理办法(试行)..
附件大唐国际发电股份有限公司电煤集中采购供应管理办法(试行）第一章总则第一条为进一步增强公司电煤保障供应能力，提高电煤成本管控水平,决定推行电煤集中采购供应管理,特制定本管理办法.第二条电煤集中采购供应是指由公司所属北京大唐燃料有限公司(包括大唐国际（香港)有限公司，以下并称“燃料公司”)向煤炭企业集中采购电煤，并向公司所属相关基层火电企业集中供应电煤的业务。
第三条电煤集中采购供应范围涵盖公司所属沿海基层火电企业全部发电用煤，公司位于京津唐地区基层火电企业铁路运输长期协议煤和须经太原煤炭交易中心结算的市场煤供应。
待条件具备时逐步过渡到公司全部基层火电企业用煤的集中采购供应。
第二章工作职责第四条公司燃料管理领导小组职责燃料管理领导小组是公司燃料管理工作的领导机构.1.负责公司燃料管理的总体协调和领导工作;2。
负责国家、集团公司有关燃料管理政策的贯彻落实；3.负责燃料管理重大原则问题和重要事项的调查研究、决策；4.负责公司燃料管理战略的制定和落实；5.负责重要供应商以及公司内部燃料管理有关机构关系的协调；6。
负责公司燃料供应方案、定价机制的审核，负责价格涨幅达到30元/吨及以上煤炭采购的审批;7.负责公司燃料管理制度的审核；8。
负责公司燃料管理体制机制的制定和审核；9。
负责公司燃料管理工作的评价和考核；10.负责燃料管理规范运作、人员廉洁从业的监督。
第五条燃料管理部职责燃料管理部为公司电煤集中采购供应的归口管理部门。
对电煤集中采购供应业务进行计划（含航运公司船舶使用计划)、调运、协调和监督，对保障供应、成本控制和规范管理工作总体负责，确保电煤集中采购供应顺利开展。
1。
牵头组织做好年度电煤订货工作,负责与跨区域长期协议电煤供应企业的衔接谈判，在公司本部层面履行电煤合同会签工作流程，规避法律风险;协调指导相关基层火电企业区域内长期协议电煤订货工作；2。
负责编制公司年度入厂标煤单价预算，经公司预算委员会会议审批通过后下发执行;3.负责电煤年度采购计划的编制,确保燃料成本的优化及控制;负责各基层火电企业月度采购计划的审核和执行情况的监督；4.负责统筹协调煤矿、铁路、港口和电厂各方，确保电煤调运、接卸和结算付款工作顺利开展；5.负责制定电煤采购供应标准合同范本；6。
【涨姿势】开售电公司必须知道的交易规则
【涨姿势】开售电公司必须知道的交易规则【一.、电力交易机构；二、集中竞价1、交易周期2、申报电量电价 3、竞价规则 4、成交价格】一、电力交易机构谈到交易，首先要从交易机构谈起。
目前，各省市的电力交易机构在未组建前，均由已有的电力交易中心(依托于国网或南网)承担相关工作，同时《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》透露，将建立京津冀电力交易机构。
二、集中竞价竞价模式分两类，即集中竞价和挂牌交易。
集中竞价作为必备的竞价模式已率先在广东开展，各省市也纷纷在出台文件中对集中竞价做出相关规定，下文将对比各省市竞价规则的异同。
1、交易周期目前京津唐、河北、山东、江苏、贵州、重庆、云南和广东几个省出台的文件中，都对集中竞价规则做出规定，不同省份集中竞价的名称和周期也各有差异。
京津唐：月度竞价交易河北：集中撮合交易(暂以年度为主)重庆：撮合交易山东：双方集中竞价撮合(年度竞价)江苏：集中交易(包括年度、季度、月度交易)贵州：集中竞价交易(月度)云南：集中竞价交易(年度、月度)广东：集中竞争(月度、日前)2、申报电量电价电力用户与发电企业参加竞价均需向交易机构申报电量电价：贵州省：每个发电企业可申报一组电量和电价，电力用户每个电压等级可申报一组电量电价。
江苏省：每台机组可申报一个价差及对应电量，同一户号下的每个电压等级申报一个价差及对应电量。
山东省：每台机组可申报一个价差及对应电量，每个用户可申报一个价差及对应电量。
京津唐：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;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。
3、竞价规则电力用户和发电企业分别通过电力交易平台申报直接交易电量、电价，电力交易平台根据发电企业和电力用户的申报价格分别排序,双方价差由大到小依次匹配,匹配的购电与售电价差大于等于零时，对应双方电量成交，价差部分由电力用户和发电企业按一定比例分摊。
(最后一对的成交价格为边际出清价格。
电力行业的电力市场交易与结算
电力行业的电力市场交易与结算随着经济的快速发展和人口的增加，电力需求在全球范围内急速增长。
电力市场交易与结算作为电力行业的重要组成部分，对于确保供电安全和经济高效运行至关重要。
本文将重点探讨电力行业的电力市场交易与结算的相关概念、流程和挑战。
1. 电力市场交易概述电力市场交易是指购售双方通过协商、竞价或其他形式在电力市场上进行的电力资源交换活动。
交易通常包括电力购买和电力销售两个主要环节，旨在确保电力供应与需求的平衡。
在电力市场交易中，各个参与方根据供需关系和市场价格进行交易，以实现经济效益最大化。
2. 电力市场交易流程电力市场交易的流程通常包括以下几个环节：需求预测与计划：根据历史数据、经济发展情况和季节变化等因素，对未来的电力需求进行预测和计划。
交易准备：参与方准备交易资料，包括供电能力、电力需求、交易价格等信息。
交易申报：参与方根据需求和市场情况，向电力市场运营商提交交易申报文件，包括电量、价格等要素。
交易匹配与撮合：电力市场运营商根据参与方的申报信息，进行交易配对与撮合，确保交易的公平性和合理性。
交易确认与签约：交易双方对匹配成功的交易进行确认，并签订相关合同和协议。
交割与结算：交易完成后，进行相应的电量交割和资金结算，确保交易款项的安全和及时到账。
3. 电力市场交易的挑战尽管电力市场交易在推动电力行业发展和优化资源配置方面发挥了积极作用，但仍面临一系列挑战：能源供需不平衡：电力市场供求关系的紧张不平衡可能导致供电紧张或电力浪费等问题，在市场交易中需要准确掌握供需情况，提高供应侧和需求侧的灵活性。
价格波动与风险控制：电力市场价格的波动性较大，价格风险对于交易双方都具有一定的影响。
因此，合理的风险管理与控制措施对于市场交易的稳定和可靠运行至关重要。
信息不对称：市场参与方的信息不对称可能导致交易不公平和资源配置效率低下。
建立透明、公正、高效的信息交流平台，是提高市场交易效率和公平性的关键。
政策和法规约束：电力市场交易受到政策和法规的约束，不同国家和地区的政策法规差异可能对国际电力交易带来一定的制约。
北京市城市管理委员会关于北京市2022年电力市场化交易工作安排的通知
北京市城市管理委员会关于北京市2022年电力市场化交易工作安排的通知文章属性•【制定机关】北京市城市管理委员会•【公布日期】2021.12.30•【字号】京管发〔2021〕34号•【施行日期】2022.01.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】电力及电力工业正文北京市城市管理委员会关于北京市2022年电力市场化交易工作安排的通知京管发〔2021〕34号北京电力交易中心、国网华北分部、国网北京市电力公司、首都电力交易中心、各市场主体：为贯彻落实国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)、《关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809号)、《关于2022年能源中长期合同签订履约工作的通知》(发改电〔2021〕365号)有关要求，做好北京地区电力市场化改革，发挥中长期交易"压舱石"作用，稳妥推进北京市2022年电力市场化直接交易工作，现将有关事项通知如下：一、交易电量规模2022年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排790亿千瓦时。
二、市场参与方式自2022年1月1日起，本市放开准入条件，执行大工业电价(工业电价)、一般工商业电价的电力用户可选择市场直接购电。
申请参与市场化交易的电力用户无需办理准入，市城市管理委不再公布准入用户名单。
用户直接向首都电力交易中心申请办理注册，鼓励全部工商业用户直接从电力市场购电。
已在首都电力交易中心完成市场注册的电力用户可以选择市场直接购电。
上一年度用电量在500万千瓦时以下的直接交易用户，由售电公司代理参与市场化交易；上一年度用电量500万千瓦时及以上的直接交易用户，可直接或委托售电公司代理参与市场化交易。
对暂未直接从电力市场直接购电的用户，由国网北京市电力公司代理购电；已直接参与市场交易又退出的电力用户，默认由国网北京市电力公司代理购电，其用电价格按照国家有关政策文件执行。
京津唐电网调度管理规程DOC
京津唐电网调度管理规程总则第1条：为了加强电网调度管理工作，适应社会主义市场经济的要求和符合电网运行的客观规律，保证电网安全、稳定、经济运行和向用户供应充足的符合质量标准的电能，维护电网投资、经营及用户等各方的合法权益，根据《电力法》、《电网调度管理条例》及上级调度机构的有关规程、规定、结合京津唐电网的具体情况，制定本规程。
第2条：京津唐电网接受中国华北电力集团公司直接领导和管理，是由发电、供电、（输电、变电、配电）、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。
第3条：在服从华北电网统一调度的原则下，京津唐电网内部实行统一调度、分级管理。
京津唐电网（以下简称电网）分为三级调度：华北电力调度局（为华北网调兼京津唐电网中调，本规程中称中调）；北京、天津、唐山、张家口、承德、秦皇岛、廊坊七个地区调度所（局）（简称区调）；地区所属县级调度所（简称县调）第4条：中调代表华北电力集团公司在电网运行中使用权。
中调与区调、中调与电网内发电厂（站）和变电站在调度业务和电网运行指挥上是上下级关系，各区调、发电厂、变电站必须服从中调的领导和指挥。
第5条：本规程是电网运行、操作和事故处理的基本依据，其解释权属于华北电力调度局。
凡电网内的发电、供电、用电等单位和个人，必须遵守本规程。
凡电网内的发电、供电、用电等单位制定的规程、规定等不得与本规程相抵触。
若有关条款涉及中调权限时，应事先得到中调的认定。
第二章调度管理第一节调度管理的任务第6条：电网调度管理的任务是领导电网的运行和操作，保证实现下列基本要求：充分利用电网内发供电设备能力，有计划的最大限度的满足电网负荷的需要。
使整个电网安全、稳定、正常的运行，保证供电可靠性使电网内供电和供热的质量符合规定标准。
合理使用各种资源，使整个电网在最优方式下运行（既安全、稳定前提下的最经济运行方式）。
执行中国华北电力集团公司与有关方面鉴订的合同或协议，保护各合同方（或协议方）的合法权益。
京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）
京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）第一章总则第一条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。
第二条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。
第三条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。
第四条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。
京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则
京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则背景介绍近年来，我国电力市场改革不断推进。
京津唐电网作为我国电力交易最为活跃的地区之一，积极推进电力市场建设和发展。
在这个过程中，电力用户和发电企业直接交易的方式备受关注。
为规范电力用户和发电企业之间的直接交易，京津唐电网制定了暂行规则。
规则内容一、交易对象本规则适用于京津唐电网管辖范围内的电力用户和发电企业之间的基于自愿的直接交易。
二、交易价格电力用户和发电企业通过直接协商确定电力价格。
价格的确定应基于市场供需，实行市场化交易。
未来将逐步引入竞价和拍卖等形式，推动价格优化。
三、交易方式交易方式分为双边协商和直接竞价。
电力用户和发电企业可以选择适合自己的交易方式。
同时，也可以根据特定情况自主开展其他合法的交易方式。
四、交易时间用户和企业可以根据需求自行选择交易时间，包括随时交易和提前预约交易。
为了避免影响正常用电，交易双方应提前5天通知电力市场监管中心。
五、交易申请电力用户和发电企业交易前需要在电力市场监管中心注册，并提交详细的交易计划。
申请中心将根据双方交易计划进行审核，审核结果作为交易的基础。
六、交易账户电力用户和发电企业在电力市场监管中心设立交易账户，用于交易结算。
为了保证交易透明、公正和安全，交易双方应保证账户信息的真实性和准确性。
七、交易合同电力用户和发电企业的直接交易应签订书面合同。
合同应详细明确交易价格、交易方式、交易时间、交易量等内容。
同时，合同价格应当参考市场价格水平，不得超过政府制定的价格监管上限。
八、后续服务发电企业应及时向京津唐电网提交交易信息和报告，由电力市场监管中心记录并备案。
在交易完成后，电力市场监管中心将进行结算服务。
同时，电力市场监管中心也将对交易双方的执行情况进行监管和评估。
本规则的推出将加强电力市场监管和服务，保障电力市场的公正透明。
同时，也可以促进发电企业的产能利用率和电力用户的用电效率，提高电网的运行效率和稳定性。
国家能源局综合司关于同意印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》的函
国家能源局综合司关于同意印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》的函文章属性•【制定机关】国家能源局•【公布日期】2016.07.27•【文号】国能综监管[2016]472号•【施行日期】2016.07.27•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家能源局综合司关于同意印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》的函国能综监管[2016]472号华北能源监管局：报来《华北能源监管局关于<京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则>印发有关事宜的请示》（华北监能市场〔2016〕230号）收悉。
经研究并商国家发展改革委有关司局，现函复如下：一、制定《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》（以下简称《规则》），符合京津冀协同发展国家战略和京津冀能源协同发展要求,符合电力体制改革精神。
为稳妥有序推进京津冀电力市场建设，请你局按照京津唐电网电力电量统一平衡和“安全第一”的原则以及鼓励和规范电力直接交易的有关要求，对所报《规则》进一步修改完善后印发实施。
二、请你局会同地方政府有关部门组织市场主体开展业务培训，尽快启动京津唐电网电力直接交易相关工作，力争到2016年底电力直接交易规模达到全社会用电量的20%。
三、请你局会同地方政府有关部门，加强组织协调和督促指导，确保京津唐电网安全稳定运行。
四、京津唐电网电力用户与发电企业直接交易是京津冀电力市场建设的起步工作，要按照市场竞价、平等竞争的原则推进直接交易，并为京津冀电力市场开展现货交易做好准备。
京津冀电力交易机构组建前，依托华北电力交易中心开展直接交易，请你局指导华北电力交易中心加快交易平台建设，保障交易有序开展。
五、请你局尽快制定相关监管办法，会同地方政府有关部门完善电力市场监管体系，依据职能依法履行电力监管职责。
工作中如遇重大事项，请及时报告国家能源局。
附件：京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则（修改建议稿）国家能源局综合司2016年7月27日。
河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2020年7月电力直接交易工作方案的通知
河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2020年7月电力直接交易工作方案的通知文章属性•【制定机关】河北省发展和改革委员会•【公布日期】2020.06.13•【字号】•【施行日期】2020.06.13•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2020年7月电力直接交易工作方案的通知承德、张家口、秦皇岛、唐山、廊坊市发展改革委，北京电力交易中心有限公司、国家电网华北分部、国网冀北电力有限公司、冀北电力交易中心有限公司，大唐国际电力公司、华润华北电力公司、省建投公司，各有关发电企业、电力用户、售电公司：由于新一轮输配电价政策尚未出台，冀北电网2020年年度电力直接交易未能按期开展。
为深入落实省委省政府推进新冠肺炎疫情防控和服务经济社会发展工作部署，积极助力企业复工复产，在输配电价未出台的情况下，先期按原输配电价组织开展年度交易规模中的7月份电力直接交易，现将有关工作事项通知如下：一、交易电量规模2020年7月冀北电网大用户直接交易总电量规模拟定为35.75亿千瓦时（用户侧）。
电力用户与冀北区内电厂交易电量为25.59亿千瓦时（张家口发电厂、王滩电厂、涿州热电、曹妃岛电厂、蔚县电厂占区内交易电量份额），由冀北电力交易中心组织；剩余部分由北京电力交易中心组织电力用户与冀北区外电厂进行交易。
全年交易电量按照区内70%、区外30%分配，考虑5-6月份区内、区外交易电量比例偏差，7月区内、区外交易电量比例相应进行调整。
二、交易组织安排1.交易组织依据《京津唐电网电力中长期交易暂行规则》（华北监能市场〔2017〕543号）相关文件要求。
2.交易品种及开展周期电力直接交易组织采用双边交易方式开展。
3.交易申报单元发电企业：将同一发电企业下所有机组打包参与交易，结算时按照机组上网电量比例将交易电量拆分至机组。
电力用户：将同一用户下的全部电压等级的用电单元（用户编号）统一打包参与交易。
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交易模式
电力批发交易和电力零售交易。
价格机制
取消价差传导模式，统一采用输配电价模式。 省级输配电价。 华北电网输电价格。
交易规则与依据
市场参数
每年11月底前公布。
取消限价系数P。 调整网内容量剔除系数T1。将原容量剔除系数从0.5降低至0.3，减少参与交易对计
划电量的影响，进一步调动发电企业参与交易的积极性。
增设外送容量剔除系数T2=0.05。参与外送交易的发电企业，仍需承担区内容量保 障义务，为减轻发电企业负担，设置较小的外送容量剔除系数。
发电机组电量上限系数K=1.3。（C类机组不设定电量上限）
交易规则与依据
偏差处理与考核
主体：交易单元。
36.64 67.65 104.29
京津唐电力直接交易开展情况
（二）7月天津、冀北直接交易特点
市场交易主体明显增加
电力用户 119家→→277家 发电单位 20万千瓦以上机组，50家发电企业 售电公司 首次参加交易，143家→→379家准入
京津唐电力直接交易开展情况
（二）7月天津、冀北直接交易特点
相关建议
电力系统特点
将自然界的一次能源通过发电
动力装置转化成电能，同时经
输电、变电和配电将电能供应 到各用户。
瞬间完成电能生产与消费 发电 发电 输电 输电 变电 变电 配电 用电 配电 用电
电力系统特点
电能的特点是传输速度快（光速） 发电和用电需保持实时平衡（频率保持50Hz）
电力系统是人类创造 的最复杂系统，现代 社会对电力依赖程度 非常高，历次大面积 停电均对社会、经济 、安全等方面带来灾 难性影响。
偏差处理：交易电量计划分解调整、合同电量转让交易；合同电量转让暂开放发电 侧，可通过自主协商或挂牌的方式；时间要求每日18日前。
偏差考核：负偏差考核，免考范围5%，发电侧可滚动。
考核标准：年度双边协商交易电厂侧加权平均成交价格的20%。 正偏差处理：发电计入年度计划，用户执行目录电价。 免考申请：提交免考佐证材料，省（市）电力运行主管部门认定。 发电年度计划容量扣减。
京津唐电网是保证北京首都安全可靠供电的坚强后盾
京津唐电网为促进环渤海湾京津冀北经济发展发挥了不可替代的重要作用
京津唐电网的负荷特性
京津唐电网的负荷特性
春季、秋季负荷小，夏季、冬季负荷大，节假日（春节、五一、中秋、十一节 日负荷特性明显）负荷小。安排发输变电设备在低负荷时段进行检修，因此有春 检、秋检、节检的说法。 年度最大负荷一般出现在夏季，年度最小负荷出现在正月初二、初三。 夏季、冬季负荷受天气、气温、湿度影响大。特别是夏季降水、气温变化大， 负荷波动较频繁、幅度也较大，夏季负荷曲线锯齿特点明显。
《河北省发展和改革委员会关于印发冀北电网2018年电力直接交易 工作方案的通知》
交易规则与依据
交易组织
北京电力交易中心、首都电力交易中心、天津电力交易中心、冀北电力交易中心
华北电力调控分中心、北京电力调控中心、天津电力调控中心、冀北电力调控中心
交易品种
直接交易（年度、月度）、跨省跨区交易（优先）、合同电量转让交易（避险机制
政府基金及附加具体标准按国家有关政策执行。对于 两部制电价用户，基本电价仍按现行规定标准执行。
交易价格
国家发展改革委关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知（发改价 格〔2018〕224号）
北京地区用户承担华北电网容量电价：51元/兆瓦时； 华北电网电量电价10元/兆瓦时，华北电网综合线损率2.72%。
从历史沿革来讲，华北电网是以京津唐电网为核心，以保障北京安全可靠供 电为目标，与周边电网逐步相联，优化统筹京津唐周边电力资源，从而形成的统一 的交流同步电网。
京津唐电网的特殊性
京津唐电网是全国唯一跨行政区的省级电网
北京安全稳定可靠供电是最大的政治使命
北京地区电源结构单一且装机容量较小，仅占最高负荷的30%左右且调节能力严重不
76.75 2.54 53.17 90.64 223.1
注1：国网北京电力代理北京远郊区非居民用户；2：国网北京电力代理 北京“煤改电”居民用户。
京津唐电力直接交易开展情况
（一）交易组织情况
时 段 4-6月 4-6月 合计 地 区 天津 冀北 交易形式 双边 双边 用户数 58 219 277
成交电量 （亿千瓦时）
交易上限
售电公司直接交易电量上限
同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司，参与冀北地区直接交易电 量总量不应超过冀北地区直接交易电量规模的8% ； 若售电公司参与交易电量超出规模上限，则按照交易确认时间优先的原 则进行削减（交易确认时间相同按申报电量等比例出清） 。
扣除电厂年度计划电量
剔除பைடு நூலகம்度计划发电容量
有效节约用户购电成本
2016年，节约用电成本约4.3亿元，其中国网
北京电力代理远郊区非居民用户，节约用电成本
约1.69亿元。 2017年，节约用电成本约11.92亿元，其中
国网北京电力代理远郊区非居民用户及煤改电用
户交易，节约用电成本约5.56亿元。
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电力直接交易背景 京津唐电网概况 京津唐直接交易流程
交易规模
• 会同地方政府电力主管部门、省电力公司、电力用户，
省级交易中 心
预测交易周期各电力用户用电量，汇总后提交北京电 力交易中心。
北京电力交 易中心
• 汇总省电力交易中心提供的电力用户用电量预测，按 照政府部门确定的省内、省外交易规模比例，确定各 省交易电量规模及与省内、省外交易电量规模。
交易上限
成交电量 （亿千瓦时）
24 15 22 61
注1：国网北京电力代理北京远郊区非居民用户。
京津唐电力直接交易开展情况
（一）交易组织情况
时 段 2～5月 3月 7-12月 7-12月 合计 地 区 北京 北京 天津 冀北 交易形式 挂牌 挂牌 双边 双边 用户数 代理1 代理2 58 227 285
成交电量 （亿千瓦时）
政区，供电面积 171万平方公里
世界最大的交流同
步电网之一
华北电网结构
内蒙西部电网
京津唐电网
山西电网
河北南部电网 山东电网
划分为京津唐电网、河北南网、山西电网、山东电网、蒙西电网五个部分
华北电网规模
蒙西电网 负荷2636 装机6427
京津唐电网 负荷6284 装机7765 山东电网 负荷7204 装机8847 河北南网 负荷3553 装机3349
华北电网历年日负荷曲线
山西电网 负荷2756 装机7750
最高负荷2.17亿千瓦，全国第二
全网装机容量3.41亿千瓦，全国第一
京津唐电网是华北电网的核心
京津唐电网由北京、天津、冀北五市所
在电网以及山西、内蒙、东北辽宁地区 点对网电厂组成。建国以来，始终坚持 “华北保京津唐、京津唐保北京”的原 则，统一规划、统一建设、统一调度、 统一运营，以保障首都安全可靠供电为 目标规划、建设、运营京津唐电网。北 京是京津唐电网的核心区域，70%以上 的电力从京津唐电网受入。
京津唐电网规模
京津唐电网最大负荷6284万千瓦 在全国省级电网负荷规模中仅次于广东、江苏、山东、浙江 四省排名第五位
总装机容量 火电 7765 6044 燃气 1118 水电 122 风电 1153 光伏 276 核电 0 非统调装机 170
京津唐电网的历史使命
京津唐电网是按照交流电网运行规律、电网发展规律一体化建设和运行的跨 行政区的省级电网
京津唐电网的负荷特性
京津唐电网的负荷特性
9日上午较热，最大负荷4807万千瓦，下午雷阵雨， 降雨后晚峰负荷随气温明显下降。 10日早峰仍然受气温影响，负荷较小（4547万千 瓦），随着气温上升，晚峰负荷明显上升，明显超过9日 晚峰负荷。 11日因雨后湿度大，“桑拿”天闷热，负荷上涨迅 猛，早峰负荷超过9日，达到4812万千瓦。
《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》
《关于有序放开发用电计划的实施意见》 《关于推进售电侧改革的实施意见》 《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》
京津唐电力直接交易开展情况
交易组织情况
时 段 11～12月 11～12月 11～12月 合计 地 区 北京 天津 冀北 交易形式 双边 双边 双边 用户数 代理1 24 95 119
1
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电力直接交易背景 京津唐电网概况 京津唐直接交易流程
相关建议
交易规则与依据
《京津唐电网电力中长期交易暂行规则》（华北监能市场〔2017〕 543号）
《京津唐电网电力中长期交易偏差处理与考核管理暂行办法》（华 北监能市场〔2018〕86号）
《市工业和信息化委关于做好天津市2018年电力直接交易工作的通 知》（津工信电力〔2018〕4号）
用户直接交易购电价格由直接交易价格、用户所在省 级电网输配电价（含网损） 、华北电网输电价格（两 部制）、购售电服务价格（仅对通过售电公司代理的用 户）、政府性基金及附加组成。 省级电网输配电价（含网损）参见国家发改委批复 的输配电价文件，华北电网输电价格参见国家电网 公司发布的输电价格公告。
年度计划电量分配剔除容量=电厂直接交易上网电量/（1-电厂上年度 综合厂用电率）/上年度该电厂平均利用小时数×T ； T为容量剔除系数，目前取值0.3。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他交易类型对应利用小时。
交易价格
发电企业直接交易上网电价为双边协商的直接交易 价格。
足，然而北京电网作为典型的城市型电网，负荷峰谷差大，季节性明显。因此，北京 电网仅靠自身发电机组难以调节，且无法抵御电网事故的冲击。 京津冀北及周边地区资源与负荷分布不平衡，需要统一进行协调管理 冀北地区新能源发展迅猛，需要京津唐全网进行消纳