关于征求《黑龙江省电力中长期交易规则(征求意见稿)》意见的通知
发布时间：2020-11-25
《黑龙江省电力中长期交易规则（征求意见稿）》
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；
（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；
（八）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；
（三）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，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，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（五）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算；
（六）按照政府定价或者政府相关规定向优先购电用户以及其他不参与市场化交易的电力用户（以下统称“非市场用户”）提供供电服务，签订供用电合同；
（七）预测非市场用户的电力、电量需求等；
（八）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（九）法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电力交易机构的权利和义务：
（一）参与拟定相应电力交易规则；
（二）提供各类市场主体的注册服务；
（三）按照规则组织电力市场交易，并负责交易合同的汇总管理；
（四）提供电力交易结算依据以及相关服务，按照规定收取交易服务费；
（五）建设、运营和维护电力市场化交易技术支持系统（以下简称“电力交易平台”）；
（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等；
（七）配合东北能源监管局、省发展改革委对市场规则进行分析评估，提出修改建议；
（八）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向东北能源监管局和省发展改革委及时报告；
（九）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；
（十）法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条 电力调度机构的权利和义务：
（一）负责安全校核；
（二）按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，保障电网安全稳定运行；
（三）向电力交易机构提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，配合电力交易机构履行市场运营职能；
（四）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行（因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任），保障电力市场正常运行；
（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易以及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第二节准入与退出
第十三条 市场主体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。内部核算的市场主体经法人单位授权，可参与相应电力交易。
第十四条 市场准入基本条件：
（一）发电企业
1.依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类）；
2.并网自备电厂公平承担发电企业社会责任、承担国家依法依规设立的政府性基金及附加以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，按规定向电网企业支付系统备用费，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，可作为市场主体参与市场化交易；
3.分布式发电企业符合分布式发电市场化交易试点规则要求。
（二）电力用户
1.符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议（合同）；
2.经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。在制定完善保障措施的条件下，稳妥放开铁路、机场、市政照明、供水、供气、供热等公共服务行业企业参与交易。结合电力市场建设，鼓励和允许优先发电机组、优先购电用户本着自愿原则，探索进入市场；
3.拥有自备电厂的用户应当按照国家规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴，按规定向电网企业支付系统备用费，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，其自发自用以外电量可按交易规则参与市场化交易；
4.具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求；
5.自贸区、工业园区、产业园区和经济技术开发区可整体参与电力直接交易。整体参与电力直接交易的园区，需要具备承担经济责任和民事责任的法人主体资格，并与园区内电力用户签署授权委托交易文件，明确双方的权利和责任；
6.符合条件的电采暖用户可直接申请参加清洁电供暖电力直接交易。
（三）售电公司准入条件按照国家和黑龙江省对售电公司准入与退出有关规定执行。拥有配电网运营权的售电公司应当取得电力业务许可证（供电类）。
第十五条 参加批发交易的市场主体以及参加零售交易的电力用户均实行市场注册。其中，参加零售交易的电力用户的注册手续和程序可以适当简化。
第十六条 参加市场化交易（含批发、零售交易）的电力用户全部电量需通过批发或者零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。所有参加市场化交易的电力用户均不再执行目录销售电价。
参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。参加批发交易的电力用户称一类用户，参加零售交易的电力用户称二类用户。积极支持中小用户参加市场化交易，现阶段年用电量不超过100万千瓦时的中小用户暂通过售电公司代理方式参与交易，一类用户、二类用户应至少一年内维持不变。
第十七条 已经选择市场化交易的发电企业和电力用户，原则上不得自行退出市场。有下列情形之一的，可办理正常退市手续：
1.市场主体宣告破产或不再发电、用电；
2.因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有市场主体非自身原因无法继续参加市场的情况；
3.因电网网架调整，导致发电企业、电力用户的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。
上述市场主体，在办理正常退市手续后，执行国家和黑龙江省有关发用电政策。售电公司退出条件按照国家和黑龙江省有关规定执行。
第十八条 对于滥用市场操纵力、不良交易行为等违反电力市场秩序的行为，可进行市场内部曝光；对于严重违反交易规则的行为，可依据《电力监管条例》等有关规定处理。
第十九条 退出市场的市场主体需妥善处理其全部合同义务。无正当理由退市的市场主体，原则上原法人以及其法定代表人3年内均不得再选择市场化交易。
第二十条 无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。保底价格具体水平由省发展改革委按照国家确定的原则予以核定，新的保底价格核定前按目录销售电价执行。
第二十一条 完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，执行保底价格。
完成市场注册但未开展交易的电力用户，可探索公开招标确定售电公司提供零售服务等市场价格形成机制，也可执行目录销售电价。
第三章市场注册、变更与注销
第二十二条 市场注册业务包括注册、信息变更、市场注销以及零售用户与售电公司业务关系确定等。
第二十三条 市场主体参与电力市场化交易，应当符合准入条件，在电力交易机构办理市场注册，按照有关规定履行承诺、公示、注册、备案等相关手续。市场主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性。
第二十四条 企事业单位、机关团体等办理注册手续时应当关联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法人代表、统一社会信用代码、联系方式等。
参与批发交易的市场主体，应当办理数字安全证书或者采取同等安全等级的身份认证手段。
第二十五条 办理售电增项业务的发电企业，应当分别以发电企业和售电公司的市场主体类别进行注册。
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（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，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%。
（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）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；
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=（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=容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×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%×上年脱硫设施投运率）
脱硝系数=1+（20%×上年脱硝设施投运率）
超低排放系数=1+（10%×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。
（一）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11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。电力交易机构根据电力调度机构提供的关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）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%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
第一节计量
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，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。
