8月12日开始，京津唐地区可以开展电力直接交易了!

放心，这不是小编说梦话，这是国家能源局华北监管局官方网站的公开消息!

官网消息显示，8月12日，国家能源局华北监管局连续发布两个通知，一个是《关于印发实施<京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则>的通知》，正式发布《交易规则》。交易规则早在7月底就公布了，小编没觉得新鲜，吸引小编注意的是《通知》中列出的时间表：要求交易平台2016年10月底前具备开展集中竞价交易的条件，这就意味着集中竞价交易将最迟在11月份进行;另一个时间则更是具有诱惑力，“市场主体即日起先行开展协商交易”，则意味着从今天(8月12日)起，京津唐的用户、售电公司、电厂就可以开展协商交易了!

额，看来，这个周末售电公司的小伙伴们要加班啦!

同时公布的是《华北能源监管局关于公示参加京津唐电网电力用户与发电企业直接交易的内蒙古自治区“点对网”发电企业名单的通知》。对于这个《通知》，小编起初并未在意，但经小伙伴提醒才意识到其重要意义。一个最基本的事实是：内蒙的这些点对网电厂，是可以直接参与京津唐地区的直接交易的!换言之，京津唐区域的直接交易，交易对象却不仅仅局限于京津唐地区的发电企业，还包括内蒙的这些电厂!

还有一个更加惊人的事实不得不说：有小伙伴告诉小编，列入名录的这6家发电企业可不是普通的机组，这1000多万装机基本上全都是煤电一体化的高效机组，而且距离京津唐非常近，输电半径合理，边际成本每度电最低也就几分钱，堪称全国降价能力最强的火电机组!

听着小伙伴所言，小编似乎看到了京津唐区域电力市场的漫天硝烟，以及随着而来的电价大幅度下降。

电改非易事，且行且观察。

附：国家能源局华北监管局通知

关于印发实施《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》的通知

华北电网有限公司，国网北京市电力公司、国网天津市电力公司、国网冀北电力有限公司，京津唐电网各有关发电企业、电力用户、售电企业：

经国家能源局批准，按照《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，以下简称“472号文”)文件要求，现将《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》)印发你们，请遵照执行。为确保京津唐电网直接交易工作规范有序开展，提出要求如下：

一、充分认识京津唐电网直接交易工作的重要性。国家能源局已启动京津冀电力市场建设有关工作，京津唐电网直接交易作为京津冀电力市场的起步工作，是落实《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)及其配套文件精神和推进京津冀能源协同发展的重要举措。各单位应对此提高认识、高度重视、加快落实，共同推进电力体制改革和电力市场建设相关工作。

二、严格按照《规则》规范开展京津唐电网直接交易。各市场成员应全面掌握《规则》内容，深刻理解在市场中的权利和义务，按照《规则》的相关规定规范开展京津唐电网直接交易，确保市场合规运作。为共同维护市场交易秩序，保障京津冀电力市场建设有关工作有序推进，各交易机构不得违反《规则》的相关规定组织直接交易，不得组织市场主体无规则开展各类交易。

三、认真做好实施相关工作。按照472号文的要求，在京津冀电力交易机构组建前，依托华北电力交易中心开展京津唐电网直接交易，华北电力交易中心应会同相关交易机构加快细化工作流程，协助市场主体完成市场注册等基础工作，力争尽快实施。各电网企业应支持和配合华北电力交易中心等交易机构做好实施相关工作，并按《规则》规定为市场主体提供相关服务。

四、加快建设电力交易平台。各电力企业应支持相关交易机构加快电力交易平台建设工作。华北电力交易中心应牵头建立统一的电力交易平台，实现注册信息共享，为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，确保2016年10月底前具备开展集中竞价交易的条件。交易机构间注册信息互联互通前，在相关省(市)交易机构注册的市场主体均需在华北电力交易中心再次注册。在交易平台上线前，为尽快释放电改红利，市场主体即日起先行开展协商交易并向相应交易机构提交达成的交易意向，各交易和调度机构应主动予以协助配合。

五、切实保障京津唐电网安全稳定运行。华北电力调度机构应会同相关调度机构认真履行安全校核职责，对京津唐电网所有直接交易开展安全校核，并统筹做好通过安全校核的交易结果与运行方式的衔接。各电力调度机构应按调度规程的要求精心组织调度，合理安排运行方式，各电网企业、发电企业和电力用户等应全面落实电力安全生产各项要求，切实加强安全生产管理，确保京津唐电网安全稳定运行和实时供需平衡。

执行中如遇重大问题，请及时报告我局。

附件：1.京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则

2.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)(正文部分)

国家能源局华北监管局

2016年8月12日

华北能源监管局关于公示参加京津唐电网电力用户与发电企业直接交易的内蒙古自治区“点对网”发电企业名单的通知

各单位：

经商内蒙古自治区经信委，现将参加京津唐电网电力用户与发电企业直接交易的内蒙古自治区“点对网”发电企业名单公示如下：

公示期自8月12日起至8月18日止。公示期间，如有异议者，可实名书面向华北能源监管局市场监管处反映情况。

联系人：广锐 电话：010-51968570

国家能源局华北监管局

2016年8月12日

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)

第一章 总则

第一条 为规范京津唐电网电力用户与发电企业直接交易工作，促进电力资源优化配置，依据《电力监管条例》、《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)及其配套文件和《关于优化京津唐电网年度电力电量平衡的办法(试行)》(发改办运行〔2014〕1095号)等相关法规规定和文件精神，制定本规则。

第二条 本规则所称电力用户与发电企业直接交易(以下简称“直接交易”)，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业和电力用户等市场主体，通过自主协商和集中竞价等市场化方式进行的中长期电量交易。

第三条 直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持京津唐电力电量统一平衡原则，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。

第四条 本规则适用于京津唐电网范围内统一开展直接交易。北京市、天津市、河北北部地区电力用户和售电企业根据各省(市)电力体制改革工作安排，具备条件时按本规则开展直接交易。

第二章 市场成员

第五条 市场成员包括各类发电企业、电网企业、售电企业、电力用户和市场运营机构。其中，电网企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业;市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构;各类发电企业、售电企业和电力用户等为参与直接交易的市场主体。

京津唐电网范围内电网企业包括华北电网有限公司和北京、天津、冀北电力公司等。

京津冀电力交易机构正式组建前，京津唐电网内市场运营机构包括华北运营机构和省(市)运营机构，包括：华北电网有限公司现有电力调度机构(以下简称“华北电力调度机构”)和电力交易机构(以下简称“华北电力交易机构”)，以及北京、天津、冀北电力公司现有省(市)电力调度机构和电力交易机构。

京津冀电力交易机构正式组建后，应按其组建方案和章程归并和调整京津唐电网各交易机构职能。

第六条 交易业务应与电网企业的其他业务分开，实现电力交易机构管理运营与其他市场成员相对独立。相关交易机构的组建由国家电力行业行政主管部门和相关省(市)政府按照9号文及其配套文件要求，根据京津唐电网市场化进程适时开展。

第七条 市场主体的权利和义务：

(一)发电企业

1.执行计划电量合同(计划电量包括优先发电电量和基数电量，下同)，按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同;

2.获得公平的输电服务和电网接入服务;

3.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;

4.按规定披露和提供信息，获得直接交易和输配电服务等相关信息;

5.具有接入电力交易平台的技术手段;

6.其他法律法规所赋予的权利和义务。

(二)电力用户

1.按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同;

2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加;

3.按规定披露和提供信息，获得直接交易和输配电服务等相关信息;

4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电;

5.保证交易电量用于申报范围内的生产自用;

6. 具有接入电力交易平台的技术手段;

7.其他法律法规所赋予的权利和义务。

(三)售电企业

1.按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同、输配电合同;

2.获得公平的输配电服务，按规定支付购电费、输配电费;

3.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;

4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电;

5.具有接入电力交易平台的技术手段;

6.其他法律法规所赋予的权利和义务。

第八条 电网企业的权利和义务：

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。

第九条 市场运营机构的权利和义务：

(一)电力交易机构

(1)华北电力交易机构

1.搭建京津唐直接交易平台，按规定在直接交易平台上组织和管理各类直接交易;

2.编制京津唐电网全市场年度和月度交易计划;

3.负责市场主体的注册管理;

4.负责向市场主体提供交易结算依据及相关服务，引起华北电网有限公司与相关省(市)电网企业间差价差量结算的，应向相关电网企业提供结算依据及相关服务。负责将相关信息按结算范围分送至省(市)交易机构;

5.监视和分析市场运行情况;

6.规划、建设、运营和维护京津唐直接交易平台的技术支持系统，并保障与相关调度机构、交易机构、市场主体以及监管机构的互联互通;

7.经国家能源局华北监管局授权在特定情况下干预市场;

8.配合国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;

9.按规定披露和发布信息;

10.其他法律法规所赋予的权利和责任。

(2)省(市)电力交易机构

1.负责本省(市)参与直接交易的电力用户、售电企业和发电企业的资格审查;

2.负责向本省(市)参与直接交易的市场主体提供交易结算依据及相关服务;

3.向华北电力交易机构提交本省(市)参与直接交易的市场主体的相关交易信息;

4.监视和分析市场运行情况;

5.配合国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门对交易规则进行分析评估，提出修改建议;

6.按规定披露和发布信息;

7.其他法律法规所赋予的权利和责任。

(二)电力调度机构

(1)华北电力调度机构

1.负责京津唐电网全市场安全校核，所有直接交易需经华北电力调度机构统一校核后执行;

2.按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，按照安全第一的原则处理系统紧急事故，确保电网安全;

3.向华北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;

4.合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行。实际执行与交易计划存在偏差时，按照程序和规则界定市场主体及调度机构的责任范围后，各自承担相应的经济责任;

5.按规定披露和提供电网运行的相关信息;

6.其他法律法规所赋予的权利和责任。

(2)省(市)电力调度机构

1.负责本省(市)调度管理范围内的预安全校核;

2.按调度规程实施电力调度，按照安全第一的原则处理系统紧急事故，确保电网安全;

3.向华北电力交易机构与本省(市)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;

4.合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。实际执行与交易计划存在偏差时，按照程序和规则界定市场主体及调度机构的责任范围后，各自承担相应的经济责任;

5.按规定披露和提供电网运行的相关信息;

6.其他法律法规所赋予的权利和义务。

第三章 市场准入和退出

第十条 电力用户准入条件应符合国家最新的《产业结构调整指导目录》，符合国家和相关省(市)节能环保指标要求等条件。电力用户的准入及退出管理办法由地方政府电力管理部门另行制定。

第十一条 售电企业准入条件

1.售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格;

2.售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量规模;

3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员，有关要求另行制定;

4.拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类);

5.符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。

售电企业的准入条件及管理办法依照国家发改委和国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》执行。

拥有配电网运营权且取得电力业务许可证(供电类)的售电企业暂按一般售电企业参与直接交易，待国家电力行政主管部门和各省(市)政府进一步明确其权责后另行规定。

第十二条 发电企业准入条件：

1.由华北电力调度机构或省(市)电力调度机构直调的，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统调公用发电企业。

2.符合国家基本建设审批程序并取得电力业务许可证(发电类)的单机容量在300兆瓦及以上的燃煤发电企业和部分200兆瓦级以上低煤耗机组参与市场;

3.燃煤发电企业必须按规定投运脱硫、脱硝、除尘等环保设施，环保设施运行在线监测系统正常运转，运行参数达标，符合省级及以上环保部门要求;

4.鼓励燃气发电企业和可再生能源发电企业自愿参与直接交易。

第十三条 市场主体准入程序

市场主体均需在电力交易机构进行市场注册。电力交易机构对已注册的发电企业、电力用户和售电企业的名单、联系方式等相关信息进行公布。国家能源局华北监管局会同地方政府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;

3.不服从电网调度命令的。

第四章 市场交易和交易组织

第一节 通则

第十八条 根据京津唐电网实际情况，直接交易以协商交易为主、集中竞价为辅。直接交易品种主要包括：年度协商交易、月度协商交易和月度竞价交易等。

所有交易均在京津唐直接交易平台上统一开展。

第十九条 直接交易价格为发电侧价格，用户侧购电价由直接交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金及附加组成。直接交易价格由电力用户、售电企业与发电企业通过自主协商或集中竞价确定，非因法定事由，不受第三方干预。

第二十条 输配电价按国家价格主管部门批复执行。在输配电价批复前，为了便于市场交易和结算系统衔接，采用价差传导方式开展交易与结算。在输配电价核定后，应按照“市场交易电价+输配电价+政府性基金及附加”方式开展交易与结算。

第二十一条 为保障市场平稳运行，应对直接交易价格进行限价。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量由双方协商形成,不受第三方干预。为保障电费结算，售电企业应将相关信息提交电力交易机构，电力交易机构应为其承担保密义务。

第二十三条 地方政府电力管理部门应根据市场供需平衡预测，于每年11月1日前核定下达次年度全年直接交易市场电量规模。京津唐电网电力电量平衡方案的制定按有关规定执行，条件成熟时应在实际执行前下达。

第二十四条 在落实优先发购电、交易电量完成的基础上，华北电力调度机构和省(市)电力调度机构应确保机组计划电量均衡完成。

第二十五条 发电机组参与直接交易的发电容量，按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》中要求予以剔除。

1.发电机组参与直接交易的发电容量=合同签订直接交易电量/上一年度该发电机组平均利用小时数。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它交易类型对应利用小时。年内达成多笔直接交易，发电容量直接累加。

2.已确定的参与直接交易的发电容量，随当年计划电量制定、计划电量调整两次窗口期予以剔除，当年计划电量调整后形成直接交易电量，对应发电容量滚动至次年予以剔除。

3.计划电量分配实际剔除容量=发电企业参与直接交易的发电容量×T

T为容量剔除系数，取值范围0至1，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据市场运行情况，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。T暂定为0.5。

第二十六条 华北电力交易机构会同相关省(市)电力交易机构，根据电网运行和市场成员实际需求，负责对年度交易电量分解下达到各月，并实行月滚动、年平衡。

第二十七条 为提高资源优化配置效率，发电企业的直接交易合同可以转让，规则另行制定。

第二十八条 为保证市场平稳过渡，对各机组全年直接交易电量设置上限：

直接电量上限=次年度机组计划电量×直接交易电量比例×K，

直接交易电量比例=三省(市)预计直接交易电量/京津唐电网全社会用电量

K为电量上限系数，取值范围0至10，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据市场运行情况，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。K暂定为3。

第二十九条 省(市)电力调度机构负责对本省(市)调度范围达成的直接交易进行预安全校核。华北电力调度机构在预安全校核的基础上，负责对所有直接交易进行统一安全校核，并对未通过安全校核的原因进行解释，所有交易必须通过安全校核后才能确认成交。

电力调度机构应依据直接交易电量优先落实和成交电量最大化的原则开展阻塞管理。

第三十条 发电企业(电厂)数据申报以交易单元为报价单元。市场主体申报电量精确到电量量纲(兆瓦时)的整数位。市场主体申报电价为含税价格，精确到价格量纲(元/兆瓦时)的小数点后两位。

第二节 年度协商交易

第三十一条 每年11月10日前，华北电力交易机构应发布京津唐电网全市场次年度直接交易相关信息，省(市)电力交易机构发布调度范围内次年度直接交易相关信息，包括但不限于：

1.次年关键输电通道潮流极限情况;

2.次年全年直接交易电量规模

3.次年年度直接交易电量规模;

4.次年各机组可发电量上限;

5.次年限价系数P;

6.次年容量剔除系数T;

7.次年电量上限系数K。

年度直接交易电量由地方政府电力管理部门商华北电力交易机构确定，华北电力交易机构汇总三省(市)直接交易电量后发布信息。

第三十二条 市场主体应于11月15日前达成次年度协商交易意向，并通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。年度协商交易的意向协议应提供月度分解电量。

第三十三条 本省(市)调度范围的次年度协商交易意向协议提交相应省(市)电力调度机构进行预安全校核，省(市)电力调度机构应在11月17日前返回预安全校核结果，不能通过预安全校核的相关交易意向应进行等比例削减，逾期不返回的视同通过预安全校核。

第三十四条 省(市)电力交易机构应将通过预安全校核后的交易意向于11月18日前提交华北电力交易机构，华北电力交易机构将本省(市)调度范围和跨调度范围的所有交易意向汇总后，于11月20日前提交华北电力调度机构进行安全校核。华北电力调度机构应在11月22日上午12：00前返回安全校核结果，不能通过安全校核的相关交易意向由华北电力调度机构按成交电量最大化的原则进行调整或进行等比例削减。逾期不返回的视同通过安全校核。

第三十五条 京津唐电网全市场通过安全校核的年度协商交易结果，由华北电力交易机构于11月23日上午12：00前汇总公布，应包括以下信息：

1. 交易品种;

2. 市场主体;

3. 交易电量;

4. 交易价格。

第三十六条 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向交易机构提出异议，由交易机构会同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24小时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。由技术支持系统自动生成协商直接交易合同。

第三节 月度协商交易

第三十七条 每月10日前，华北电力交易机构应发布京津唐电网全市场次月直接交易相关信息，省(市)电力交易机构发布其调度范围内次月直接交易相关信息，包括但不限于：

1.次月直接交易电量需求预测;

2.各机组允许申报的市场电量，上限为其市场电量上限减去已成交市场电量;

3.次月各大电力用户、售电企业允许申报的电量上限。

第三十八条 市场主体应于15日前达成次月协商交易意向，并通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。

第三十九条 本省(市)调度范围的次月协商交易意向协议提交省(市)电力调度机构进行预安全校核，省(市)电力调度机构应在17日前返回预安全校核结果，不能通过预安全校核的相关交易意向应进行等比例削减，逾期不返回的视同通过预安全校核。

第四十条 省(市)电力交易机构应将通过预安全校核的次月交易意向于18日前提交华北电力交易机构，华北电力交易机构将跨调度范围和本省(市)调度范围的所有交易意向汇总后，于20日前提交华北电力调度机构进行安全校核。华北电力调度机构应在21日上午12：00前返回安全校核结果，不能通过安全校核的相关交易意向由华北电力调度机构按成交电量最大化的原则进行调整或进行等比例削减，逾期不返回的视同通过安全校核。

第四十一条 京津唐电网全市场通过安全校核的月度协商交易结果，由华北电力交易机构于22日上午12：00前汇总公布，应包括以下信息：

1. 交易品种;

2. 市场主体;

3. 交易电量;

4. 交易价格。

第四十二条 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向交易机构提出异议，由交易机构会同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24小时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。由技术支持系统自动生成协商直接交易合同。

第四节 月度竞价交易

第四十三条 月度竞价交易采取发电企业和电力用户、售电企业双向报价的形式。价差传导模式下，双方申报电价浮动的价差。

第四十四条 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。

允许机组申报的次月电量上限=次月机组最大可上网电量-次月机组年度计划分解电量-次月年度协商交易分解电量-次月度协商交易电量。

第四十五条 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，可包括一至五段水平线段。

第四十六条 电力用户(售电企业)各段申报电量之和不大于电力用户(售电企业代理电力用户)申报的次月交易电量上限=次月电力用户(售电企业代理电力用户)最大生产所需用电量-已成交年度协商分解电量-月度协商分解电量的电量。

第四十七条 双向报价交易流程如下：

次月竞价交易由华北电力交易机构在27日前择时开展，具体交易日应提前3天向市场主体公布。交易开始后的具体流程如下：

(一)交易日10:00前，电力交易中心通过技术支持系统发布市场信息，包括：

1.次月竞价交易电量预测;

2.次月各电力用户和售电企业次月交易电量预测上限;

3.次月各机组允许申报的电量上限;

4.限价信息。

(二)交易日15:00前，市场主体通过技术支持系统申报报价数据。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效报价作为最终报价。

(三)交易日17:00前，电力交易中心按以下步骤出清：

1.将机组申报价差由高到低排序，电力用户、售电企业申报价差由低到高排序，形成竞价交易价差对;

价差对=机组申报价差-电力用户、售电企业申报价差

2.价差对为正时可以成交，且按照价差对大者优先中标的原则进行交易;

3.价差对相同时，按该申报报价相应电量段的电量比例确定中标电量;

4.形成无约束交易结果;

5.所有成交的价差段中，电力用户、售电企业最高申报价差和机组最低申报价差的平均值为市场均衡价差。

(四)当出现网络阻塞时，华北电力调度机构对无约束交易结果进行调整形成有约束交易结果;所有市场主体均以有约束中标电量和有约束市场均衡价差为基准进行电费结算。

(五)交易日次日14:00前，电力交易中心通过技术支持系统向各电厂和用户发布竞价结果，包括：

1.无约束市场主体中标价差和中标电量;

2.无约束中标总电量和加权平均中标价差;

3.无约束市场均衡价差;

4.有约束市场主体中标价差和中标电量;

5.有约束中标总电量和加权平均中标价差;

6.有约束市场均衡价差;

7.约束原因。

(六)交易日次日16:00前，技术支持系统自动形成月度竞价交易合同。