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

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。

7.3月度双边协商交易

7.3.1交易机制

1. 每月第3周，月度双边协商交易开市。月度双边协商交易申报时 间原则上不超过1个工作日。

2. 市场主体在明确年度优先发电计划和年度市场交易按月分解的 基础上，经过双边协商分别形成月度省间双边电力直接交易、月 度省间外送交易、月度双边合同交易(包括合同回购、合同转让 和合同置换)意向协议，通过电力交易平台提交至相关电力交易 机构。

3. 在月度双边协商交易市场闭市前，市场主体协商一致后，可在任 意时间修改所有月度双边协商交易意向。

4. 签订的月度双边协商交易意向协议应包括月度总量、交易价格等 信息。具备条件的，鼓励购、售双方分解电力曲线。

5. 售电方应首先登录交易平台，按照规定格式录入分月电量、价格、 违约电量赔偿标准等信息;然后，相关购电方登录交易平台，确 认售电方录入的信息。

6. 北京电力交易中心于1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月度双边协商交易意向进行审核、 汇总，形成无约束交易结果，并通过交易平台进行发布。

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 至国调中心与其他月度交易一并进行安全校核。

8. 国调中心原则上于3个工作日内完成月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“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个工作日内发布月度双 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。

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月度双边协商交易合 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。

7.3.2新能源发电企业与电力用户的直接交易

1. 在电力直接交易的基础上，为了进一步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)与电力用户的月度电力直接交易。

2. 原则上，新能源发电企业与电力用户的月度直接交易意向应同月 度双边协商交易一并组织。

3. 主要参与方为新能源发电企业与电网中的储热、储能、电采暖、 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) 及年度交易月度分解的基础上，首先登陆电力交易平台， 按照规定格式录入其次月交易量(容量)、交易价格、交易 时段等信息。

(2) 电力用户、电能替代用户登陆电力交易平台，确认交易量 (容量)、交易价格、交易时段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1个工作曰内，与月度双边 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、电能替代用户须按合同规定，在交易时段用电。

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、对应容量的优先发电权。

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，按照月度双边协商形成的价格结算。

8. 其他规定同7.3.1。

7.3.3抽蓄电霣交易

1. 为充分利用省间输电通道富佘能力，挖掘抽蓄电站的调峰潜力， 有效促进清洁能源消纳，开展抽蓄电站富裕抽水电量省间试点交 易，以月度双边协商方式组织。

2. 原则上，抽蓄电量双边协商交易应同月度双边协商交易一并组 织。

3. 抽蓄电站的最大可交易富裕电量以抽蓄电站设计利用小时数扣 除本省预计利用小时后得出，由电力调度机构核定各省抽蓄电站 预计利用小时数，相关结果报当地政府部门备案。

4. 参与交易的市场成员包括：

(1) 售电方：送端电网内的水电、风电和太阳能等清洁能源发 电企业。

(2) 购电方：抽蓄电站或其所在地的电网企业。

5. 交易流程：

(1) 售电方在明确其优先发电计划(年度保障小时)及年度交 易月度分解的基础上，首先登陆电力交易平台，按照规定 格式录入其次月交易量、交易价格、交易时段等信息。

(2) 购电方登陆电力交易平台，确认交易量、交易价格、交易

时段等卖方录入的信息。

(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1个工作曰内，与月度双边 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。

6. 其他规定同7.3.1。

7.3.4合同转让交易

1. 月度合同转让交易意向可随月度双边协商交易一并组织。

2. 经双边协商，出让方通过电力交易平台录入拟出让电量和价格、 原合同电量和价格、违约电量赔偿标准等信息，受让方确认出让 方录入信息，形成月度合同转让交易意向协议，提交至相关电力 交易机构。

3. 申报结束后，由北京电力交易中心通过电力交易平台同月度双边 协商无约束交易结果一并发布转让方名称、确认后的可转让信息 等。

4. 原则上，售电合同转让可在单位能耗相同的机组间开展，或可由 单位能耗高的机组向单位能耗低的机组转让;购电合同可在同类 型的电力用户、售电公司间转让。

5. 其他规定同7.3.1。

7.3.5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与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月度发电权交易 意向随月度双边协商交易一并组织。

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 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) 及年度交易月度分解的基础上，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1个工作曰内，与月度双边 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，按照月度双边协商形成的价格结算。

6. 必要时也可开展月内多日发电权交易。其他规定同7. 3. 1、7. 3. 4。

7.3.6合同回购交易

1. 月度合同回购交易意向随月度双边协商交易一并组织。

2. 市场主体在明确年度分解至月度电量的基础上，经过双边协商形成月度合同回购意向协议，并且在月度双边协商交易市场闭市 前，通过电力交易平台提交至相关电力交易机构。

3. 申报结束后，由北京电力交易中心通过电力交易平台同月度双边 协商无约束交易结果一并发布合同回购方名称、确认后的回购信 息等。

4. 其他规定同7.3.1。

7.3.7合同置换交易

1. 当局部电网在部分时段出现供需紧张或可再生能源消纳困难时， 由北京电力交易中心组织有关电网开展月度合同置换交易。

2. 月度合同置换交易意向随月度双边协商交易一并组织。

3. 市场主体在明确年度分解至月度电量的基础上，由双方电网企业 进行协商，确定次月置换合同的相关要素。

4. 在月度双边协商交易市场闭市前，经过双边协商形成月度合同置 换意向协议，并由电网企业通过电力交易平台一并提交至相关电 力交易机构。

5. 申报结束后，由北京电力交易中心通过电力交易平台同月度双边 协商无约束交易结果一并发布合同置换方名称、确认后的置换信 息等。

6. 其他规定同7.3.1。

7.4月度集中竞价交易

7.4.1交易机制

1. 在月度双边协商交易无约束结果发布当日，由北京电力交易中心通过电力交易平台发布月度市场交易补充公告，包括但不限于：

(1) 次月相关交易输电通道剩佘可用输送能力情况。

(2) 次月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、月度集中竞价交易安排等。

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

3. 月度集中竞价交易可分段申报，分段成交，但最多不超过3段。

4. 购电方、售电方通过电力交易平台申报电量、价格，售电方市场 主体还需考虑其完成月度合同电量后的交易空间，不得超过其自 身发电能力。

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. 同一地区同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司，月度集 中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总量的15%。

7. 售电公司应申报所代理的参与省间交易的电力用户次月用电需 求。

8. 北京电力交易中心于1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月度集中竞价交易意向进行审核、 汇总，形成无约束交易结果，并通过交易平台进行发布。

9. 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 至国调中心与其他月度交易一并进行安全校核。

10. 国调中心原则上于3个工作日内完成月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。

11. 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。

12. 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。

13. 安全校核通过后，北京电力交易中心于1个工作日内发布月度集 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。

14. 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。

15. 最终交易结果作为售电方和购电方结算依据，不再另行签订合 同。

16. 具备条件的地区，可与北京电力交易中心协同组织省内集中竞价 交易，釆用“市场参与方一次申报，两级交易机构协同出清”的 方式完成省间交易和省内交易的出清。即省内交易的出清按照市 场主体所在省级交易中心的相关办法执行，省间交易的出清按照 北京交易中心相关办法执行。

7.4.2抽蓄电量交易

1. 为充分利用省间输电通道富佘能力，挖掘抽蓄电站的调峰潜力， 有效促进清洁能源消纳，开展抽蓄电站富裕抽水电量省间试点交 易，以月度集中竞价方式组织。

2. 原则上，抽蓄电量集中竞价交易应同月度集中竞价交易一并组 织。

3. 在抽蓄电量双边协商交易的基础上，核定抽蓄电站的剩佘可交易 富裕电量。若无以上交易，参见7. 3. 3中的第3条。

4. 参与交易的市场成员包括：

(1) 售电方：送端电网内的水电、风电和太阳能等清洁能源发 电企业。

(2) 购电方：抽蓄电站或其所在地的电网企业。

5. 原则上，以边际出清的方法计算出清电量：

(1) 购电方根据电网实际运行需要，申报月度集中交易购电信 息，申报内容包括：交易月份、每月的购电电量和购电价 格，申报电量电价最多分为3段。

(2) 售电方申报投标信息，主要内容包括：交易月份、每月的 售电电量和电价对，申报售电电量和售电价格，申报电量 电价最多分为3段。

(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， 按照“价格优先、边际定价”的原则进行市场出清。

(4) 由北京电力交易中心于闭市后1个工作日内，与月度集中 竞价交易一并完成汇总、审核，形成无约束的交易结果并提交国调中心进行安全校核。

6. 其他规定同7. 4.1。

7.4.3合同转让交易

1. 月度合同转让交易可随月度集中竞价交易一并组织。

2. 出让方通过电力交易平台申报拟出让电量和价格、原合同电量和 价格、违约电量赔偿标准等信息。

3. 出让方申报结束后，由北京电力交易中心通过电力交易平台发布 出让方名称、确认后的可出让信息等。

4. 受让方通过电力交易平台申报拟受让电量、价格等信息。

5. 受让方申报结束后，由北京电力交易中心通过电力交易平台发布 确认后的可受让信息等。

6. 原则上，对合同电量转让交易进行报价撮合：

(1) 出让方按照出让价格排序，价低者优先;价格相同时，优 先可再生能源机组;此后，按照节能发电调度原则，煤耗 高的机组优先于煤耗低的机组。

(2) 受让方按照受让价格排序，价高者优先;价格相同时，优 先可再生能源机组;此后，按照节能发电调度原则进行优 先调用，煤耗低的机组优先于煤耗高的机组。

7. 按照出让方和受让方的排序依次进行配对撮合，报价撮合出清方 式见4. 2. 2. 2。

8. 其他规定同7. 4.1。

7.4.4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月度发电权交易应同月度集中竞价交易一并组织。

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或合约外的增发电量， 申报其转让电量及价格。条件成熟后，可按输电通道的峰、 谷、平曲线进行申报。

(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，申报其次月替代发电电量及价格。条 件成熟后也可按输电通道的峰、谷、平曲线进行申报。

(3) 市场主体在规定时间内申报集中竞价交易意向，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1个工作日内，与月度集中 竞价交易一并完成汇总、审核，形成无约束的交易结果并 提交国调中心进行安全校核。

5. 发电权交易一般采用报价撮合法：

(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，按照月度集中竞价形成的价格结算。 7.其他规定同7.4.1、7.4.3。

7.5月度挂牌交易

7.5.1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月度挂牌交 易，根据月度集中竞价无约束交易结果确定挂牌交易上限。月度 挂牌交易可在月度双边协商、集中竞价交易完成后组织，或随月 度集中竞价交易一并组织

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

3. 月度挂牌交易可分段申报、分段成交。

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;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”原则依序形成合同;若时间优先级相同， 则按申报等比例分配交易电量。电力交易平台即时滚动更新剩余交易空间。

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月度合同电量后的交易空间，不得超过其自身发电 能力。

7. 挂牌交易闭市后，北京电力交易中心于当曰对月度挂牌交易意向 进行审核、汇总，形成月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 至囯调中心与其他月度交易一并进行安全校核。

9. 国调中心原则上于3个工作日内完成月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， 按照有效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个工作日内发布月度挂 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省电力调度 机构在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. 最终交易结果作为售电方和购电方结算依据，不再另行签订合 同。

7.5.2抽蓄电霣交易

1. 为充分利用省间输电通道富佘能力，挖掘抽蓄电站的调峰潜力， 有效促进清洁能源消纳，开展抽蓄电站富裕抽水电量省间试点交 易，以月度挂牌方式组织。

2. 原则上，抽蓄电量挂牌交易应同月度挂牌交易一并组织。

3. 在抽蓄电量双边协商和集中竞价交易的基础上，核定抽蓄电站的 剩佘可交易富裕电量。若无以上交易，参见7. 3. 3中的第3条。

4. 参与交易的市场成员包括：

(1) 售电方：送端电网内的水电、风电和太阳能等清洁能源发 电企业。

(2) 购电方：抽蓄电站或其所在地的电网企业。

5. 交易流程：

(1) 按照交易公告的时间要求，购电方根据电网实际运行需要， 申报挂牌信息，主要内容包括：挂牌月份、每月的挂牌购 买电量、最高落地购买价格。

(2) 在售电申报截止时间之前，售电方申报投标信息，主要内 容包括：交易月份、每月的售电电量和售电价格，申报电 量电价最多分为3段。

(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， 原则上按照“价格优先、报价相同时申报时间优先”的原 则成交，按照“价格优先、边际定价”的原则进行市场出 清，具体以交易公告为准。

(4) 由北京电力交易中心于闭市当曰，与月度挂牌交易一并完 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。

6. 其他规定同7.5.1。

7.5.3合同转让交易

1. 月度合同转让交易意向可同月度挂牌交易一并申报。

2. 月度挂牌交易开市后，出让方和受让方市场主体通过电力交易平 台提交挂牌申请，按照规定格式录入拟出(受)让电量、价格、 原合同电量和价格、违约电量赔偿标准等信息。当达到挂牌上限 后，电力交易平台关闭挂牌交易申报。

3. 挂牌交易结束后，由北京电力交易中心通过电力交易平台公布审 核、汇总后的无约束交易结果，一并发布转让方名称、确认后的 可转让信息等。

4. 原则上，售电合同转让可在同类型单位能耗相同的机组间开展挂 牌交易，或可由单位能耗低的机组摘牌单位能耗高的机组;购电 合同转让只允许在同类型电力用户间转让。

5. 其他规定同7. 5.1。

7.5.4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)与发电企业的月度发电权交易可随月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. 月度挂牌交易开市后，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。

4. 其他规定同7.5.1、7.5.3。

7.6月度预挂牌交易

7.6.1交易机制

1. 在省间现货市场完全建立之前，省间月度交易完成后，各类型机 组可视市场情况开展月度预挂牌交易，原则上于1个工作日内完 成。

2. 月度预挂牌交易开市后，售电方和购电方通过电力交易平台按需 申报其次月交易电量和价格。

3. 以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

4. 购、售双方按照申报价格排序，购电方按照申报价格由高到低排 序，售电方按照申报价格由低到高排序，分别形成优先中标序列。

5. 北京电力交易中心于申报结束后当日，对预挂牌交易申报信息进 行封存，并提交至国调中心用于月内实际调度执行。

6. 国调中心在月度交易执行时，基于预挂牌所形成的优先中标序 列，在满足安全的基础上，分别调度相应发电机组。

7. 月度交易结束后，国调中心将预挂牌执行结果反馈至北京电力交易中心进行信息公布。

8. 北京电力交易中心根据实际的调度结果匹配形成标准化的交易 合同，于月后一并结算。

9. 其他交易时序及交易流程同前述交易组织。

7.6.2应急支援交易

1. 当预期出现电力供需不平衡等紧急事项时，由北京电力交易中心 在月度或月内按需组织开展应急支援交易。

2. 应急支援交易首先保障电网安全，其次尽量不影响月度交易结 果，交易组织过程中产生的偏差电量不予考核。主要釆用预挂牌 的方式组织。

3. 应急支援交易必须在确保各级电网安全稳定运行的前提下进行。

4. 应急支援交易组织流程：

(1) 北京电力交易中心发布交易电量需求预测，应急支援交易 开市。在1个工作日内，通过电力交易平台，售电方申报 售电量和售电价格，购电方申报购电价格。

(2) 以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

(3) 交易双方按照申报价格排序，购电方按照申报价格由高到 低排序，售电方按照申报价格由低到高排序，分别形成优 先中标序列。

(4) 北京电力交易中心于申报结束后当曰，对预挂牌交易申报 信息进行封存，并提交至国调中心用于月内实际调度执行。

(5) 国调中心在月度交易执行时，基于预挂牌所形成的优先中 标序列，在满足安全的基础上，根据实际发生的紧急情况，分别调度相应发电机组。

(6) 月度交易结束后，国调中心将预挂牌执行结果反馈至北京 电力交易中心进行信息公布。

(7) 北京电力交易中心根据实际的调度结果匹配形成标准化的 交易合约，于月后一并结算。

5. 对于已经形成的应急支援交易，在月内没有出现电力供需不平衡 等紧急事项时，该合约自动失效。

6. 当紧急情况发生时，未开展应急支援交易或无购、售电方申报， 可由国调中心及其分中心以调度指令的方式按照“先调电、后结 算”的原则安排省间电力电量支援。售电方上网价格为紧急支援 时段本地承担紧急支援发电任务机组的标杆上网电价，购电方价 格为售电方价格与输配电价格(含网损)、政府性基金和附加总 和，并以购电方本地燃煤发电机组标杆上网电价的1.2倍为上 限。

7. 其他规定同7. 6.1。

7.6.3新能源发电企业的预挂牌交易

1. 视市场发展情况，由北京电力交易中心组织开展省间新能源的低 谷电量(电力)交易，主要采用预挂牌的方式组织。

2. 在新能源发电企业的省间月度双边协商、集中竞价交易闭市后当 曰，预挂牌交易开市，交易申报时间原则上为1个工作曰。

3. 交易组织流程：

(1) 新能源发电企业申报其需要消纳弃风、弃光电量的交易时 段、交易量(容量)与交易价格。

(2) 其他市场主体对应申报其预期消纳新能源的交易量(容量) 与交易价格。

(3) 交易双方按照申报价格排序，新能源发电企业按照售出价 格由低到高排序，其他市场主体按照购入价格由高到低排 序，分别形成优先中标序列。

(4) 北京电力交易中心于申报结束后当日，对预挂牌交易申报 信息进行封存，并提交至囯调中心用于月内实际调度执行。

(5) 在月内新能源消纳困难的时段，国调中心应按照预挂牌的 机组中标序列，在满足安全的基础上，以最大化新能源消 纳为目标，分别调控相应发电机组。

(6) 北京电力交易中心根据实际的调度结果匹配形成标准化的 交易合约，于月后一并结算。北京电力交易中心于1个工作日内发布预挂牌交易结果。

其他规定同7.6.1。