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1、黑龙江省电力中长期交易规则（征求意见稿）第一章总则第一条 为规范黑龙江省电力中长期交易，依法维护电力 市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系 建设，根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）及其配套文件和电力中长期 交易基本规则（发改能源规2020） 889号）等有关法律、法 规规定，结合黑龙江省电力市场实际，制定本规则。第二条本规则适用于黑龙江省电力中长期交易。第三条 本规则所称电力中长期交易指发电企业、电力用 户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方 式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。执行政府定价的优
2、先发电电量（以下称计划电量）视为厂网 间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中 长期交易合同管理范畴，其执行和结算遵守本规则。第四条 电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律, 不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法权益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第五条国家能源局东北监管局（以下称东北能源监管 局）、黑龙江省发展和改革委员会（以下称省发展改革委）根据 职能依法履行黑龙江省电力中长期交易监管职责。第二十六条当国家政策调整或者交易规则发生重大变化 时，电力交易机构可组织已注册市场主体重新办理注册手续。第二十七条市场主体注册信息发生变更时，应当及时向 电力交易机构提
3、出变更申请。市场主体类别、法人、业务范围、 公司主要股东等有重大变化的，市场主体应当再次予以承诺、公 示。公示期满无异议的，电力交易机构向社会发布。第二十八条 电力用户或者售电公司关联的用户发生并 户、销户、过户、更名、新增用电户号或者用电类别、电压等级 等信息发生变化时，市场主体应当在电网企业办理变更的同时， 在电力交易机构办理注册信息变更手续。业务手续办理期间，电 网企业需向电力交易机构提供分段计量电量。电力交易机构完成 注册信息变更后，对其进行交易结算，提供结算依据。第二十九条 退出市场的市场主体，应当及时向电力交易 机构提出注销申请，按照要求进行公示，履行或者处理完成交易 合同有关事项
4、后予以注销。第三十条 发电企业、电力用户、配售电企业根据交易需 求和调度管理关系在相应电力交易机构办理注册手续；售电公司 自主选择一家电力交易机构办理注册手续，各电力交易机构共享 注册信息，无须重复注册。电力交易机构根据市场主体注册情况 向省发展改革委、东北能源监管局和政府引入的第三方征信机构 备案，并通过政府指定的“信用中国”网站和电力交易机构网站 向社会公布。第四章交易品种和交易方式第一节交易品种第三十一条电力中长期交易现阶段主要开展电能量交 易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开 展输电权、容量等交易。第三十二条 根据交易标的物执行周期不同，中长期电能 量交易包括年度（
5、多年）电量交易（以某个或者多个年度的电量 作为交易标的物，并分解到月）、月度电量交易（以某个月度的 电量作为交易标的物）、月内（多日）电量交易（以月内剩余天 数的电量或者特定天数的电量作为交易标的物）等针对不同交割 周期的电量交易。第三十三条电力直接交易是指符合准入条件的发电企业 与一类用户（售电公司）经双边协商、集中交易达成的购售电交 易。（一）省内电力直接交易实行全电量“风（光水）火（生物 质）捆绑”交易。一类用户（售电公司）与火电（燃煤或生物质） 达成交易后，再按照一定比例与风电、光伏或水电等清洁能源发 电企业达成交易，形成“清洁能源+火电”的捆绑交易。捆绑比 例应符合黑龙江省电网实际，
6、由黑龙江省电力市场管理委员会提 出捆绑比例意见，报省发展改革委、东北能源监管局审定。若不 确定新的捆绑比例，则按原捆绑比例继续执行。（二）清洁能源供暖、电动汽车充换电站、电能替代等电力 用户与可再生能源发电企业进行“绿色电力交易”参照电力直接 交易按照发用电曲线平衡组织交易。（三）同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司，年度 累计电力直接交易合同电量与当次交易申报电量之和不应超过 年度累计电量规模的15%o（四）现阶段售电公司参加电力直接交易前，需提供履约担 保。售电公司以履约保函或保险的方式提供履约担保，包括银行 履约保函、财务公司履约保函、保证保险等。第三十四条发电权交易是发电企业将计划
7、电量或关停发 电机组保留的发电量计划以及自备电厂发电量计划转让给其他 发电机组替代发电的交易，发电权交易视同优先发电合同电量转 让交易。第三十五条 合同转让交易是发电企业、一类用户、售电 公司在不影响合同相对方权益的前提下，通过市场化交易方式实 现市场主体之间全部或部分合同电量的有偿买卖。第三十六条 合同转让交易包括发电侧合同电量转让和用 电侧合同电量转让。（一）发电侧合同电量转让交易原则上由大容量、高参数、 环保机组替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电，由风 电、光伏发电、水电等清洁能源发电机组替代低效、高污染火电 机组发电，不应逆向替代，实现全社会节能减排目标和资源有效 利用。（二）
8、合同电量转让交易应在满足电网安全校核的前提下， 遵循自愿平等、公开透明的市场化原则；同时满足东北能源监管 局印发的东北区域火电厂最小运行方式，保证供暖期机组安 全稳定运行及正常供热。（三）转让交易的价格为合同电量的出让或买入价格，即出让方支付给受让方的价格，不影响出让方原有合同的价格。（四）在役机组优先发电合同电量转让交易应经省发展改革委、东北能源监管局同意。第三节交易方式第三十七条电能量交易包括集中交易和双边协商交易两 种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌 交易三种形式。第三十八条双边协商交易指市场主体之间自主协商交易 电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安
9、全校 核和相关方确认后形成交易结果。（一）交易双方通过自主协商形成双边交易意向，包括交易 电量、交易电价、交易时段及分月计划等，在交易申报有效期内 提交到电力交易平台。（二）电力交易机构对双边交易意向进行审核、汇总，如果 申报的总量小于或等于当期交易规模，确认交易。如果申报的总 量超过当期交易规模，按照时间优先的原则确认成交。（三）电力交易平台最终确认的成交电量经电力调度机构安 全校核后，发布最终交易结果。第三十九条 集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台 申报电量、电价，电力交易机构进行市场出清，经电力调度机构 安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量与成交价格。电力 交易平台设置交易报价提
10、交截止时间，汇总市场主体提交的交易 申报信息，进行统一的市场出清，发布市场出清结果。（一）购售双方在规定时限内将交易电量、电价申报到电力 交易平台，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。（二）电力交易机构对集中竞价交易意向进行审核、汇总， 电力交易平台系统自动出清，形成交易结果。（三）电力交易机构发布成交信息，包括成交量、成交价格 等。（四）购电方按其分段申报电价从高到低排序，售电方按其 分段申报电价从低到高排序。（五）电力交易平台在交易组织前发布集中竞价交易采取高 低匹配出清方式或采取统一边际出清方式。1 .高低匹配出清方式按照双方申报价格的排序，计算购电方与售电方申报电价之 间的价差
11、；双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至一方电量全部成 交或者价差为零。成交价格为购电方申报电价与售电方申报电价 的平均价格，即：成交价格二（购电方申报电价+售电方申报电价）/2发电企业报价相同时，按照清洁能源、可再生能源、火电顺 序成交，火电节能环保系数高的机组优先成交。前面都相同时再 按照申报时间先后顺序成交；电力用户（售电公司）报价相同时, 按电力用户（售电公司）申报时间先后顺序成交。2 .统一边际出清方式按照双方申报价格排序，按照价格优先、时间优先原则确定 成交电量，最后一笔成交电量的价格为全部成交电量的成交电 价。（六）集中竞价交易结果经安全约束校核后，由电力交易平 台发布交易匹配成
12、功企业名单及其交易价格、交易电量等信息。第四十条 挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需 求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合 资格要求的另一方提出接受该要约的申请。经安全校核和相关方 确认后形成交易结果。（一）挂牌方在交易平台提出挂牌交易申请，并申报交易执 行时段、交易电量和电价。（二）交易平台将挂牌交易的市场成员名称、交易起止时间、 交易执行时段、交易电量、交易电价、输配电价、损耗、各主要 约束断面输电能力（电量）及剩余输电能力（电量）等信息予以 发布。（三）摘牌方在交易平台申报申购电量。（四）当摘牌方总电量小于或等于挂牌方电量时，按摘牌方 电量成交；当摘牌方总电量大
13、于挂牌方电量时，发电企业按照清 洁能源、可再生能源、火电顺序成交，火电节能环保系数高的机 组优先成交，前面都相同时再按照申报时间先后顺序成交；电力 用户（售电公司）按申报时间先后顺序成交。火电节能环保系数 的设置规定如下：火电节能环保系数二容量系数X脱硫系数义脱硝系数X除尘 系数X超低排放系数，其中：容量系数：30万千瓦（含低于30万千瓦）机组容量系数为 1,发电机组每增加10万千瓦容量系数增加5%。除尘系数：除尘设施经环保部门验收通过的除尘系数为 1. 1;未验收通过的，除尘系数为1。脱硫系数=1+ （10%X上年脱硫设施投运率）脱硝系数=1+ （20%X上年脱硝设施投运率）超低排放系数=1
14、+ （10%X上年符合超低限值的时间比率）参与挂牌交易的火电企业上年脱硫、脱硝、超低排放、除尘 设施投运率、时间比率、通过验收情况，由发电企业自行申报， 东北能源监管局进行认定。（六）挂牌交易计算完成，并经电力调度机构安全校核后， 由交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量等。第四十一条滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间 内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按 照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。（-）购售双方申报数量、价格，购方按照价格从高到低排 序，售方按照价格从低到高排序。（二）电力交易平台自动实时出清，出清原则是购方价格大 于售方价格，成交价格按照先
15、申报方的价格成交。若末位购方或 售方部分成交，则剩余部分继续参与排序等待成交。（三）没有成交的申报需求可以随时撤销。（四）电力交易机构实时发布交易信息，主要包括购售双方 申报价格信息，出清数量、出清价格信息等。第四十二条以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长 期交易应当连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交 易应当定期开市。双边合同在双边交易申报截止时间前均可提交 或者修改。第四十三条 同一市场主体可根据自身电力生产或者消费 需要，购入或者售出电能量。为降低市场操纵风险，发电企业在单笔电力交易中的售电量 不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的 净值（指多次售出、购入相
16、互抵消后的净售电量）。电力用户和 售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的 净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围 内的交易电量申报；发电权交易、合同转让交易应当遵循购售双 方的意愿，不得人为设置条件。第五章价格机制第四十四条除计划电量执行政府确定的价格外，电力中 长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等 市场化方式形成，第三方不得干预。电能量市场化交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电 价。第四十五条 因电网安全约束必须开启的机组，约束上电 量超出其合同电量（含优先发电合同、市场交易合同）的部分， 按
17、国家和黑龙江省有关规定执行。加强对必开机组组合和约束上 电量的监管，保障公开、公平、公正。新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策进行结算。除按相关规定或者电网安全约束外的发电企业超出合同电 量，按相应类别市场交易平均价格执行。第四十六条 市场用户的用电价格由电能量交易价格、输 配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场 用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国 家有关规定执行。第四十七条双边交易价格按照双方合同约定执行。集中 交易价格机制由市场规则确定。其中，集中竞价交易可采用边际 出清或者高低匹配等价格形成机制；滚动撮合交易可采用滚动报 价、撮合成交的价格形成
18、机制；挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成 交的价格形成机制。第四十八条执行峰谷电价、功率因数调整电费的用户， 在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价、功率因数调整电 费。第四十九条 除国家有明确规定的情况外，双边协商交易 原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性 竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则 上由黑龙江省电力市场管理委员会提出，经省发展改革委和东北 能源监管局审定。第六章交易组织第一节总体原则第五十条 省发展改革委应当在每年n月底前确定并下达 省内优先发电计划。电力交易机构按照年度（多年）、月度、月 内（多日）的顺序开展电力交易。第五十一条 市场主体通过年
19、度（多年）交易、月度交易 和月内（多日）等交易满足发用电需求，促进供需平衡。第五十二条对于定期开市和连续开市的交易，交易公告 应当提前至少1个工作日发布；对于不定期开市的交易，应当提前至少5个工作日发布。交易公告发布内容应当包括:（一）交易标的（含电力、电量和交易周期）、申报起止时 间；（二）交易出清方式；（三）价格形成机制；（四）关键输电通道可用输电容量情况。第五十三条交易的限定条件必须事前在交易公告中明 确，原则上在申报组织以及出清过程中不得临时增加限定条件， 确有必要的应当公开说明原因。第五十四条 电力交易机构基于电力调度机构提供的安全 约束条件开展电力交易出清。第五十五条电力交易机构负
20、责组织开展可再生能源电力 相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完 成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同 审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予 提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向 电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。第二节年度（多年）交易第五十六条 年度（多年）交易的标的物为次年（多年） 的电量（或者年度分时电量）。年度（多年）交易可通过双边协 商或者集中交易的方式开展。第五十七条市场主体经过双边协商形成的年度（多年） 意向协议，需要在年度双边交易申报截止前，通过电力交易平台 提交至电力交易机构。电力交
21、易机构根据电力调度机构提供的关第二章市场成员第六条 市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电 企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。第一节权利与义务第七条 发电企业的权利和义务：（一）按照规则参与电力交易，签订和履行各类交易合同， 按时完成电费结算；（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一 调度；（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供 信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第八条 电力用户的权利和义务：（一）按照规则参与
22、电力市场化交易，签订和履行购售电合 同、输配电服务合同，提供市场化交易所必须的电力电量需求、 典型负荷曲线以及相关生产信息；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购 电费、输配电费、政府性基金及附加等；（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化交易和输配电 服务等相关信息；（四）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）按照电力调度机构要求安排用电;键通道年度可用输电容量，形成双边交易预成交结果。第五十八条 采用集中交易方式开展年度（多年）交易时, 发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交 易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度
23、机构提供的关 键通道年度可用输电容量进行市场出清，形成集中交易预成交结 果。第五十九条年度交易结束后，电力交易机构汇总每类交 易的预成交结果，并提交电力调度机构统一进行安全校核。电力 调度机构在5个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发 布。安全校核越限时，由相关电力交易机构根据市场规则协同进 行交易削减和调整。第六十条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发 布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力 调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交 易平台自动确认成交。第三节月度交易第六十一条 月度交易的标的物为次月电量（或者月度分 时电量）或年度内剩余月份的月度
24、电量（或者月度分时电量）交 易。月度交易可通过双边协商或者集中交易的方式开展。第六十二条 市场主体经过双边协商形成的意向协议，需 要在月度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交 易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月度可 用输电容量，形成双边交易预成交结果。第六十三条 采用集中交易方式开展月度交易时，发电企 业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台 申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道 月度可用输电容量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。第六十四条月度交易结束后，电力交易机构汇总每类交 易的预成交结果，并提交给电力调度机构统一进行安
25、全校核。电 力调度机构在2个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构 发布。安全校核越限时，由相关电力交易机构根据市场规则协同 进行交易削减和调整。第六十五条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果 发布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电 力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力 交易平台自动确认成交。第六十六条电力交易机构应当根据经安全校核后的交易 结果，对年度交易分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月 底前发布汇总后的交易结果。第四节月内（多日）交易第六十七条 月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数 或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交
26、 易方式开展。根据交易标的物不同，月内交易可定期开市或者连 续开市。第六十八条月内集中交易中，发电企业、售电公司和电 力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电 力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月内可用输电容 量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。第六十九条电力交易机构将月内集中交易的预成交结果 提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在1个工 作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。市场主体对交 易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向电力交易机构 提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解 释。第七十条月内集中交易结束后，电力交易机构应
27、当根据 经安全校核后的交易结果，对分月交易计划进行调整、更新和发 布。第五节偏差电量处理机制第七十一条允许发用双方在协商一致的前提下，可在合 同执行1周前进行动态调整，减少合同执行偏差。市场主体可通 过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整，减少合同执行偏 差。第七十二条 系统月度实际用电需求与月度发电计划存在 偏差时，现阶段采取合同电量滚动调整偏差处理机制，发电侧和 用电侧合同电量均按月滚动调整，可探索发电侧上下调预挂牌、 偏差电量次月挂牌等偏差处理机制。第七章安全校核第七十三条 各类交易应当通过电力调度机构安全校核。 电力调度机构有为电力交易机构提供电力交易（涉及本电力调度 机构调度范围的
28、）安全校核服务的责任。安全校核的主要内容包 括：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制 等内容。第七十四条 电力调度机构应当及时向电力交易机构提供 或者更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，以及交易在不 同断面、路径上的分布系数，并通过交易平台发布必开机组组合 和发电量需求、影响断面（设备）限额变化的停电检修等。电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，对 集中交易进行出清，并与同期组织的双边交易一并提交电力调度 机构进行安全校核。第七十五条为保障系统整体的备用和调峰调频能力，在 各类市场化交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、 检修天数、系统负荷曲线以及电网约
29、束情况，折算得出各机组的 电量上限，对参与市场化交易的机组发电利用小时数提出限制建 议，并及时提供关键通道可用输电容量、关键设备检修计划等电 网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。其中，对于年度交易，应当在年度电力电量预测平衡的基础 上，结合检修计划，按照不低于关键通道可用输电容量的80%下 达交易限额。对于月度交易，应当在月度电力电量预测平衡的基础上，结 合检修计划和发电设备利用率，按照不低于关键通道可用输电容 量的90%下达交易限额；发电设备利用率应当结合调峰调频需求 制定，并向市场主体公开设备利用率。对于月度内的交易，参考月度交易的限额制定方法，按照不 低于关键通道可用输电容量的95%
30、下达交易限额。第七十六条安全校核未通过时，由电力交易机构进行交 易削减。对于双边交易，按照时间优先原则削减，时间相同时按 等比例原则进行削减；对于集中交易，按照价格优先、清洁能源 优先、可再生能源优先、发电企业节能环保系数高低顺序、时间 优先顺序进行削减，发电企业节能环保系数相同的等比例削减。执行过程中，电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因 调整中长期交易计划后，应当详细记录原因并向市场主体说明。第七十七条 安全校核应当在规定的期限内完成。安全校 核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予 以公布。第八章合同签订与执行第一节合同签订第七十八条各市场成员应当根据交易结果或者政府
31、下达 的计划电量，参照合同示范文本签订购售电合同，并在规定时间 内提交至电力交易机构。购售电合同中应当明确购电方、售电方、 输电方、电量（电力）、电价、执行周期、结算方式、偏差电量 计量、违约责任、资金往来信息等内容。第七十九条根据市场发展中长期合同签订要满足全量签 约、分段签约、联合签约的要求。（一）中长期合同签订要满足国家和黑龙江省对于签约电量 的要求，鼓励市场主体签订年度以上中长期合同。（二）逐步实现年度中长期合同达到实际用电量的90%以上。（三）合同签订带有分时曲线，体现不同时段不同定价原则。 分时曲线可参照现行峰谷分时电价政策的峰谷平时段执行，峰谷 时段电价上下浮标准在平段交易价格的
32、基础上参照现行峰谷分 时电价政策的峰谷上下浮标准执行。随着市场发展，不断拉大峰 谷差价。（四）不断建立健全以信用为基础的新型监管体制，鼓励建 立四方签约机制，由信用监管机构和电网企业采取零收费方式见 证签约过程，为合同执行提供保障。第八十条购售电合同原则上应当采用电子合同签订，电 力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成 员应当依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等 效力。第八十一条在电力交易平台提交、确认的双边协商交易 以及参与集中交易产生的结果，各相关市场成员可将电力交易机 构出具的电子交易确认单（视同为电子合同）作为执行依据。第二节优先发电合同第八十二条 对于
33、省内优先发电计划，结合电网安全、供 需形势、电源结构等因素，科学安排省内优先发电电量，不得将 上述电量安排在指定时段内集中执行，也不得将上述电量作为调 节市场自由竞争的手段。第八十三条原则上在每年年度交易开始前，对执行政府 定价的电量签订厂网间年度优先发电购售电合同，约定年度电量 规模以及分月计划、交易价格等。年度交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测 算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。第八十四条优先发电电量的分月计划可由合同签订主体 在月度执行前进行调整和确认。第八十五条 采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的 方式，推动优先发电参与市场，应放尽放，实现优先发电与优先 购电
34、规模相匹配。第三节合同执行第八十六条 电力交易机构汇总参与市场化交易的省内市 场成员的各类交易合同（含优先发电合同、市场交易合同），形 成省内发电企业的月度发电计划，并依据月内（多日）交易，进 行更新和调整。电力调度机构应当根据经安全校核后的月度（含 调整后的）发电计划以及清洁能源消纳需求，合理安排电网运行 方式和机组开机方式。第八十七条 年度合同的执行周期内，次月交易开始前， 在购售双方一致同意且不影响其他市场主体交易合同执行的基 础上，允许通过电力交易平台调整后续各月的合同分月计划（合 同总量不变），调整后的分月计划需通过电力调度机构安全校核。第八十八条电力交易机构定期踉踪和公布月度（含多
35、日 交易调整后的）发电计划完成进度情况。市场主体对交易计划完 成进度提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构 负责公布相关信息。第八十九条全部合同约定交易曲线的，按照合同约定曲 线形成次日发电计划；部分合同约定交易曲线的，由电力调度机 构根据系统运行需要，安排无交易曲线部分的发电曲线，与约定 交易曲线的市场化交易合同共同形成次日发电计划。第九十条电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，事后向东北能源监管局、省发展改 革委报告事件经过，并向市场主体进行相关信息披露。第九章计量和结算弟一不计重第九十一条电网企业应当根据市场运行需要为市场主体 安装符合技术规范的计
36、量装置；计量装置原则上安装在产权分界 点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。第九十二条计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期 的结算需要，保证计量数据准确、完整。第九十三条 发电企业计量点应当安装相同型号、相同规 格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应当有明确标志, 以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认 主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依 据。第九十四条多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发 电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量等比例计算各 自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同 项目批次共用计量点的机组
37、，可按照额定容量比例计算各自上网 电量。处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机组 调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期 的上网电量。第九十五条 电网企业应当按照电力市场结算要求定期抄 录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并将计量电 量提交电力交易机构。对计量数据存在疑义时，由具有相应资质 的电能计量检测机构确认并出具报告，由电网企业组织相关市场成员协商解决。第二节结算第九十六条 电力交易机构负责向市场成员出具结算依 据，市场成员根据相关规则进行电费结算。第九十七条 电网企业（含地方电网企业和配售电企业） 之间结算的输配电费用，按照政府价格主管部门核定的
38、输配电价 和实际物理计量电量结算。第九十八条 发电企业上网电量电费由电网企业支付；电 力用户向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费 风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进 行结算。第九十九条 电力用户的基本电价、政府性基金及附加、 峰谷分时电价、功率因数调整电费等按照电压等级和类别按实收 取，上述费用均由电网企业根据国家以及黑龙江省有关规定进行 结算。第一条电力交易机构向各市场成员提供的结算依据 包括以下内容：（一）实际结算电量；（二）各类交易合同（含优先发电合同、市场交易合同）电 量、电价和电费；（三）上下调电量、电价和电费，偏差电量、电价和电费， 分摊的结算资
39、金差额或者盈余等信息（采用发电侧预挂牌上下调 偏差处理机制）；（四）新机组调试电量、电价、电费;（五）接受售电公司委托出具的零售交易结算依据；（六）国家和黑龙江省规定的其他相关内容。第一。一条 市场主体因偏差电量引起的电费资金，暂由 电网企业收取和支付，并应当在电费结算依据中单项列示。第一。二条市场主体的合同电量和偏差电量分开结算。 年度交易和月度交易按月结算、按合同周期清算；月内（多日） 交易按月内（多日）交易规则清算，按月结账。电量电费结算按 照先市场后计划、先省外后省内的原则进行。第一。三条 建立省内电力直接交易合同偏差电量结算机 制，合同偏差电量按以下方式处理：（一）发电企业因自身原因
40、欠交易合同发电的，偏差在5% 以内的少发电量，免于支付偏差考核费用；偏差超过5%的少发 电量，对应的电力用户可购买目录销售电价电量，发电企业需补 偿电力用户因此增加的电费。（二）一类用户（售电公司）超交易合同用电的，与对应的 发电企业都按照实际用电量和成交电价结算交易电量；偏差超过 5%的多用电量，按省内燃煤发电基准价与成交电价差额绝对值对 发电企业进行补偿。一类用户（售电公司）欠交易合同用电的， 与对应的发电企业都按照实际用电量和成交电价结算交易电量； 偏差超过5%的少用电量，按省内燃煤发电基准价与成交电价差 额绝对值的2倍对发电企业进行补偿。（三）因电网企业原因，导致发电企业未能完成交易合
41、同发 电量的，偏差超过5%的少发电量，电网企业按省内燃煤发电基 准价的10%对发电企业进行补偿；造成电力用户未能完成交易合（五）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执 行有序用电管理，配合开展错避峰；（六）依法依规履行清洁能源消纳责任；（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（A）法律法规规定的其他权利和义务。第九条 售电公司的权利和义务：（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交 易合同，按时完成电费结算；（二）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公 司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行 公告，并定期公布公司年报；（三）按照规则向电力交易
42、机构、电力调度机构提供签约零 售用户的交易电力电量需求、典型负荷曲线以及其他生产信息， 获得市场化交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关 信息，承担用户信息保密义务；（四）依法依规履行清洁能源消纳责任；（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（六）拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收 取和结算业务；（七）法律法规规定的其他权利和义务。第十条电网企业的权利和义务：（一）保障电网以及输配电设施的安全稳定运行；（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务;同用电量的，偏差超过5%的少用电量，电网企业按目录销售电 价的10%对电
43、力用户进行补偿。（四）一类用户（售电公司）的交易单元可不区分电压等级 和用电类别。省内电力直接交易合同偏差电量按月滚动，区分交 易单元按年度执行偏差考核。一类用户（售电公司）同一交易单 元对应多家发电企业的，按照交易合同电量等比例计算偏差电量 和偏差考核费用。（五）对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合 同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用；对于不可 抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相 关费用。第一。四条 合同转让交易的出让方和受让方可按如下两 种方式之一与电网企业约定电费结算方式：（一）受让方按出让价格与电网企业结算电费，出让方按原 合同电价与出让价格
44、的差值与电网企业结算补偿电费；（二）受让方按出让方原合同电价与电网企业结算电费，出 让方按原合同电价与出让价格的差值与受让方结算补偿电费；（三）合同电量转让交易的环保加价按省发展改革委的批复 执行。优先发电合同电量转让外的合同电量转让不再单独核算环 保加价，优先发电合同电量转让双方环保加价一致的加价单独核 算。第一O五条 电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定 时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。第一。六条 拥有配电网运营权的售电公司，与省级电网企业进行电费结算，并按照政府价格主管部门的相关规定，向省 级电网企业支付输电费用。第一。七条 电力调度机构应当对结算周期内发电企
45、业的 偏差电量进行记录，包括偏差原因、起止时间、偏差电量等。第一。八条 风电、光伏发电企业的电费结算：计划电量按照政府批复的价格水平或者价格机制进行结算。 超出计划电量的部分应当通过市场交易方式消纳和结算。第一。九条 风电、光伏发电量参与市场交易，结算涉及 中央财政补贴时，按照可再生能源电价附加资金管理办法（财 建（2020） 5号）等补贴管理规定执行。第一一。条 非市场用户月度实际用电量与电网企业月度 购电量（含年分月电量，扣除系统网损电量）存在偏差时，由为 非市场用户供电的电网企业代为结算偏差电量费用，由此造成的 电网企业购电成本损益单独记账，按照当月上网电量占比分摊或 者返还给所有机组，
46、月结月清。第一一一条 对电力用户侧（包括一类用户、售电公司、 非市场用户）的偏差电量费用与发电侧的偏差电量费用等之间的 差额，建立合理分摊和返还机制。第十章信息披露第一一二条市场信息分为社会公众信息、市场公开信息 和私有信息。社会公众信息是指向社会公众披露的信息；市场公 开信息是指向所有市场主体披露的信息；私有信息是指向特定的 市场主体披露的信息。第一一三条社会公众信息包括但不限于:（-）电力交易适用的法律、法规以及相关政策文件，电力交易业务流程、管理办法等；（二）国家批准的发电侧上网电价、目录销售电价、输配电 价、各类政府性基金及附加、系统备用费以及其他电力交易相关 收费标准等；（三）电力市
47、场运行基本情况，包括各类市场主体注册情况, 电力交易总体成交电量、价格情况等；（四）电网运行基本情况，包括电网主要网络通道的示意图、 各类型发电机组装机总体情况，发用电负荷总体情况等；（五）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。第一一四条 市场公开信息包括但不限于：（一）市场主体基本信息，市场主体注册准入以及退出情况, 包括企业名称、统一社会信用代码、联系方式、信用评价信息等;（二）发电设备信息，包括发电企业的类型、所属集团、装 机容量、检修停运情况，项目投产（退役）计划、投产（退役） 情况等；（三）电网运行信息，电网安全运行的主要约束条件、电网 重要运行方式的变化情况，电网各断面（设备）、各
48、路径可用输 电容量，必开必停机组组合和发电量需求，以及导致断面（设备） 限额变化的停电检修等；（四）市场交易类信息，包括年、季、月电力电量平衡预测 分析情况，非市场化电量规模以及交易总电量安排、计划分解， 各类交易的总成交电量和成交均价，安全校核结果以及原因等；（五）交易执行信息，包括交易计划执行总体情况，计划执 行调整以及原因，市场干预情况等;（六）结算类信息，包括合同结算总体完成情况，差额资金 每月的盈亏和分摊情况；（七）其他政策法规要求对市场主体公开的信息。第一一五条 市场私有信息主要包括：（一）发电机组的机组特性参数、性能指标，电力用户用电 特性参数和指标；（二）各市场主体的市场化交易申报电量、申报电价等交易 申报信息；（三）各市场主体的各类市场化交易的成交电量以及成交价 格等信息；（四）各市场主体的市场化交易合同以及结算明细信息。第一一六条 市场成员应当遵循及时、准确、完整的原则 披露电力市场信息，对其披露信息的真实性负责。对于违反信息 披露有关规定的市场成员，