黑龙江省电力中长期交易规则征意见：一类用户偏差超5%电量按基准价与成交价差额绝对值补偿发电企业

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。

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。

第一百条 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。

第一百〇一条 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。

第一百〇二条 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。

第一百〇三条 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。

第一百〇四条 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。

第一百〇五条 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。

第一百〇六条 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。

第一百〇七条 电力调度机构应当对结算周期内发电企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。

第一百〇八条 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。

第一百〇九条 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。

第一百一十条 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，月结月清。

第一百一十一条 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。