（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。
