遼寧中長期交易規則發布，交易機構須提供電網拓撲模型
東北能監局官網今日公布《遼寧省電力中長期交易規則（暫行）》，壹條能迅速梳理要點如下：1、用戶準入標準：10 千伏及以上電壓等級電力用戶。2、風電企業超過省工信委公布的基礎小時數部分，可自愿參與電力直接
東北能監局官網今日公布《遼寧省電力中長期交易規則（暫行）》，壹條能迅速梳理要點如下：
（二）獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等；
（三）按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
（四）服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度機構要求安排用電；
（五）遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰；
（六）法律法規規定的其他權利和義務。
第九條電網企業的權利和義務：
（一）保障輸配電設施的安全穩定運行；
（二）為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務；
（三）服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統；
（四）向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；
（五）按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加等；
（六）預測并確定優先購電用戶的電量需求，執行廠網間優先發電等合同；
（七）按政府定價向優先購電用戶以及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同；
（八）按規定披露和提供信息；
（九）法律法規規定的其他權利和義務。
（一）組織各類交易，負責交易平臺建設與運維；
（二）擬定相應電力交易實施細則；
（三）編制交易計劃；
（四）負責市場主體的注冊管理；
（五）提供電力交易結算依據（包括但是不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等）及相關服務；
（六）監測和分析市場運行情況；
（七）建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統；
（八）配合東北能源監管局、省工信委、省發展改革委、省物價局對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；
（九）按規定披露和發布信息；
（十）法律法規規定的其他權利和義務。
（一）負責安全校核；
（二）按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全；
（三）向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
（四）合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行（因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任）；
（五）按規定披露和提供電網運行的相關信息；
（六）法律法規規定的其他權利和義務。
第十二條參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電公司，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的發電企業（電網企業保留的調峰調頻電廠除外）、電力用戶經法人單位授權，可以參與相應電力交易。
第十三條電力直接交易的市場準入條件：
（一）發電企業準入條件
1．依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證（發電類）；
2．符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求；
3．并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。
（二）電力用戶準入條件
1．10 千伏及以上電壓等級電力用戶；
2．符合國家和地方產業政策及節能環保要求；
3．擁有自備電源的用戶在全額承擔國家政府性基金及附加后方可參與；
4．符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求。
第十七條現階段，參與直接交易的電力用戶可按用電量的一定比例參與市場交易，根據遼寧省發用電計劃放開逐步擴展至全電量參與，逐步取消目錄電價。參與直接交易的電力用戶不得隨意退出市場。
(一)與發電企業開展雙邊協商交易、直接參與集中競價交易、掛牌交易。
(二)通過售電公司代理購電。
第二十條市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應及時向電力交易機構提出變更或撤銷注冊；經公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經省工信委、東北能源監管局核實予以撤銷注冊。
第二十一條市場主體進入市場后退出的，原則上3 年內不得參與電力市場交易，由省工信委、東北能源監管局向社會公示。
第二十二條市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量，被強制退出的記入誠信檔案。
第二十三條交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易等。
第二十五條同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司，月度集中競爭交易申報電量不應超過月度集中競爭交易總電量的15%。
第二十六條電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。
第二十七條雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量（電力）、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。
（一）發電企業和電力用戶（售電公司）通過自主協商形成雙邊交易申報單，申報單內容包括交易電量、交易電價、交易時段及分月計劃等，在交易申報有效期內提交到電力交易平臺。
（二）如果申報的總量小于或等于當期交易規模，確認交易。如果申報的總量超過當期交易規模，其成交電量按申報總電量與當期交易規模之比等比例縮減。
（三）交易平臺最終確認的成交電量經電力調度機構安全校核后，發布最終交易結果。
第二十八條集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量與成交價格等；條件具備時，可按峰、平、谷段電量（或按標準負荷曲線）進行集中競價。
（一）發電企業、電力用戶（售電公司）在規定時限內將交易電量、電價的申報到交易平臺。
（二）發電企業申報交易數據口徑為上網側，電力用戶（售電公司）申報交易數據口徑為用電側。
（三）交易分輪次開展，但不超過3 輪；每輪次雙方可多段報價，但不得超過3 段。
（四）交易雙方申報每段電量不得小于1000 兆瓦時，發電企業合計申報電量不得超過校核的剩余發電空間。申報電價精確到0.1 元/兆瓦時。
（五）電力用戶（售電公司）按其分段申報電價扣除對應的輸配電價、政府基金及附加后（折算到發電上網口徑）從高到低排序，發電方按其分段申報電價從低到高排序。
（六）按照雙方申報價格的排序，計算電力用戶（售電公司）折算到發電上網口徑的申報電價（剔除輸配電價、政府基金及附加后）與發電企業申報電價之間的價差；
（七）雙方按照價差從大到小順序匹配成交，直至價差為零。成交價格為扣除輸配電價、政府基金及附加后的電力用戶申報電價與發電企業申報電價的平均價格，即成交價格=（電力用戶（售電公司）申報電價-輸配電價-政府基金及附加+發電企業申報電價）/2
（一）電力用戶（售電公司）掛牌交易
1．有交易意向的電力用戶（售電公司）向交易平臺提出掛牌交易申請，并申報交易的起始時間、交易電量和電價。
2．年度及以上掛牌交易每次掛牌不超過3 輪，季度及以下掛牌交易每次掛牌1 輪。
3．在接到交易需求后，交易平臺將掛牌交易的市場成員名稱、交易起始時間，交易電量，交易電價，輸配電價、損耗，各主要約束斷面輸電能力（電量）及剩余輸電能力（電量），掛牌交易相關的發電機組容量系數、脫硝系數、脫硫系數等信息予以發布。
4．發電企業向交易平臺申報申購電量和容量。
5．當申購總電量小于或等于需求電量時，按申購電量成交；當申購總電量大于需求電量時，按各發電企業的申購容量及其權重系數進行計算。每申報單元中標的計算公式為：
6．權重系數設置的目的是鼓勵和提高大容量、環保機組的中標電量比例，促進節能減排。權重系數的設置規定如下：
（二）發電企業掛牌交易
1．有交易意向的發電企業向交易平臺提出掛牌交易申請，并申報交易的起始時間、交易電量和電價。
2．年度及以上掛牌交易每次掛牌不超過3 輪，季度及以下掛牌交易每次掛牌1 輪。
3．在接到交易需求后，交易平臺將掛牌交易的市場成員名稱、交易起始時間、交易電量、交易電價、輸配電價、損耗、各主要約束斷面輸電能力（電量）及剩余輸電能力（電量）等信息予以發布。
4．電力用戶（售電公司）向交易平臺申報申購電量。
5．當申購總電量小于或等于需求電量時，按申購電量成交；當申購總電量大于需求電量時，按申購電量比例成交。
6．掛牌交易計算完成，并經電力調度機構安全校核后，由交易平臺發布交易結果，包括成交企業名單、成交電量。
第三十條發電企業和電力用戶可以委托售電公司或者電網企業代理參與跨省跨區交易，也可直接參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。
第三十二條享有優先發電政策的熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量等不得轉讓。因電網約束產生的合同不得轉讓。
第三十三條售電公司應與其代理的電力用戶簽訂委托代理協議，協議中應包括但不限于以下內容：各方的權利和義務，用戶在電網公司營銷系統中戶號、計量表計編號及對應的用電性質，合同變更、轉讓和終止程序以及違約責任等，電力用戶應在協議中明確授權售電公司代理其參與電力交易。協議簽訂后送電力交易機構進行登記。電力交易機構以委托代理協議及實際交易結果作為對售電公司、電力用戶結算的依據。
第三十四條電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成，第三方不得干預；計劃電量應隨著政府定價的放開采取市場化定價方式。
第三十五條輸配電價按照國家核定的電價標準執行；已核定輸配電價未覆蓋的電壓等級電力用戶，可采取電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金及附加按國家有關規定執行。
第三十六條跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。
第三十七條雙邊交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易價格根據雙方申報價格確定，也可適時采取統一出清價格機制；掛牌交易價格以掛牌價格結算。
第三十八條鼓勵開展長期雙邊交易并引入交易雙方上下游產品價格聯動機制。
第三十九條集中競價交易可實行交易價格申報限制，原則上由市場管理委員會提出意見，經省工信委、東北能源監管局、省發展改革委、省物價局同意后執行。若不出臺新的價格限制，則按前一次的價格限制繼續執行。
第四十條合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓不收取輸電費和網損。
第四十一條參與直接交易的電力用戶執行現行相關電價政策。其中實行峰谷分時電價的用戶，直接交易電量繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰費用。電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的電網企業損益單獨記賬，在今后電價調整中統籌考慮。
第四十二條現階段，遼寧省電力中長期交易主要開展年度雙邊交易、月度集中競價交易，適時開展掛牌交易。開展年度交易時遵循以下順序：
（一）確定跨省跨區聯絡線計劃電量。
（二）確定省內優先發電。結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排本地優先發電。首先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時以及可再生能源調峰機組優先發電，其次按照二類優先發電順序合理安排煤電、核電等機組優先發電計劃。
（三）確定燃煤發電企業基數電量。按照國家發展改革委、國家能源局確定的比例逐年縮減燃煤發電企業基數電量，直至完全取消。
（四）開展年度雙邊交易。
（五）電力交易機構在年度交易結束后，應根據經安全校核后的交易結果，于12 月底前將優先發電合同、基數電量合同、年度雙邊交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。
第四十三條年度交易開始前仍未確定優先發電的，可由電網企業參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行。
第四十四條合同轉讓交易原則上應于合同執行前一月20 日前完成。
第四十五條根據各省（區、市）確定的省內優先發電，在每年年度雙邊交易開始前簽訂廠網間年度優先發電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。
第四十六條每年12 月初，電力交易機構應通過交易平臺發布次年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：
（一）次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次年直接交易電量需求預測；
（三）次年跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；
（四）次年各機組可發電量上限。
第四十七條市場主體經過雙邊協商形成年度雙邊交易的意向協議，并在年度交易閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應當提供月度分解電量，售電公司代理的全部電力用戶作為一個整體進行電量的月度分解。
第四十八條火電企業的優先發電及基數電量、雙邊交易電量應優先滿足其供熱期最小運行方式，再安排非供熱期發電。
第四十九條電力交易機構在年度雙邊交易閉市后第1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應當在5 個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。
第五十一條根據燃煤發電企業基數電量安排，在每年12 月底前簽訂次年廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。
第三節月度交易
第五十二條每月中下旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價市場相關信息，包括但不限于：
（一）次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次月集中競價直接交易電量需求預測；
（三）次月集中競價跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；
（四）次月各機組剩余可發電量上限；
（五）次月各機組發電量下限（供熱期考慮最小運行方式）。
第五十三條月度集中競價交易開始后，發電企業、售電公司和電力用戶通過技術支持系統申報電量、電價。市場主體對所申報的數據負責。
第五十四條報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在2 個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1 個工作日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。
第七章安全校核與交易執行
第五十六條電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須通過電力調度機構安全校核。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。
第五十七條為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上、下限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。
第五十九條安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構予以公布。
第六十條安全校核未通過時，對于雙邊協商交易，按申報電量等比例原則進行削減；對于集中競價交易，按價格優先原則進行削減，價格相同時按考慮環保系數后的容量比例進行削減。
第六十一條發電企業存在最小運行方式以及電網約束時，按照“保量不保價”原則進行處理。“最小運行方式電量”是指按照《東北區域火電廠最小運行方式》核定的機組開機方式和最小出力計算出的供熱期電量。
（一）如火電企業的年度計劃電量、年度送華北交易電量（可預估）、雙邊交易合同電量不能滿足發電企業供熱期最小運行方式電量，不足部分等比例縮減其它超出最小運行方式電量的發電企業超出部分的雙邊交易合同。
（二）電網企業負責對年度交易進行安全校核，以保證發電企業供熱期電量達到最小運行方式電量。
（三）發電側因不足最小運行方式產生的約束上電量，按當期最低市場無約束成交價結算；電力用戶的原成交價不受影響。因發電、用戶價格不對應產生的價差盈余，按照當期實際執行的雙邊合同電量占比，返還給發電企業。
（四）電網約束原則上在月度交易中進行考慮。月度交易初步結果經電網企業安全校核后，如因電網約束產生發電企業約束上電量，參照年度交易同比例縮減其它發電企業月度無約束成交電量的方式；若月度交易空間不能滿足特定的約束條件，則由電網企業提出，經省工信委、東北能源監管局同意并事先公告后，在年度交易中進行約束匹配。發電企業因電網約束產生的約束上電量，按當期加權平均價結算，電力用戶的原成交價不受影響。因發電、用戶價格不對應產生的價差盈虧，按照當期實際成交的有約束電量占比，返還
第六十二條電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向東北能源監管局、省工信委書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。
第六十三條電力交易機構根據各年度合同中約定的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果（合同），形成發電企業的月度發電安排，包括優先發電、基數電量和各類交易電量。電力調度機構應當合理安排電網運行方式并保障執行。
第六十五條電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可以于每月5 日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整要求，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。
第六十六條現階段，年度中長期合同執行偏差主要通過滾動調整方式處理。滾動調整方式是指，發電側年度優先發電和基數電量按月滾動調整，用戶側年度合同電量按月滾動調整，即年度合同電量偏差按月統計，年度清算。月度交易合同優先結算，不予滾動。
第六十七條售電公司應按照交易結果與其代理供電的電力用戶簽訂供電合同，并報交易機構備案。
第六十八條當發用電計劃放開到一定比例時，適時在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式處理合同電量偏差。
第六十九條電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。
第七十條同一計量點應當安裝相同型號、相同規格、相同精度的主、副電能表各一套，主、副表應有明確標志，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。電力用戶可根據實際情況配置必要的計量裝置。
第七十一條電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置數據，并提交電力交易機構。當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場主體協商解決。
第七十二條發電企業上網合同結算優先順序為：月度直接交易合同、年度直接交易合同、跨省跨區交易合同、優先發電合同、基數電量合同；電力用戶用電量結算優先順序為：月度直接交易合同、年度直接交易合同、其它購網電量合同。
第七十三條電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由電力用戶所在地區電力交易機構向市場主體出具結算依據，在區域交易平臺開展的交易由區域電力交易機構向電力用戶所在地區電力交易機構出具結算依據；合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。
第七十四條電力用戶和發電企業原則上均按照自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件時可暫時保持現有計量抄表方式不變。各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。不承擔電費結算職能的電網企業也不再承擔欠費風險，市場主體可自行約定結算方式。
（一）發電企業因自身原因欠交易合同發電的，偏差在2%以內的少發電量，免于支付偏差考核費用；偏差超過2%的少發電量，對應的電力用戶可購買目錄電價電量，發電企業需補償電力用戶因此增加的電費。
（二）電力用戶超合同用電的，超用部分按國家核定的目錄電價向電網企業購買，免于支付偏差考核費用。若發生欠交易合同用電，對應的發電企業按照用戶實際用電量結算交易電量；用戶欠交易合同偏差在2%以內的少用電量，免于支付偏差考核費用；偏差超過2%的少用電量，按火電環保標桿電價的20% 對發電企業進行補償，按國家核定的輸配電價的10%對電網企業進行補償。售電公司參照電力用戶執行，售電公司代理的電力用戶偏差電量以售電公司為整體處理偏差。
（三）因電網企業原因，導致發電企業未能完成交易合同發電量的，偏差超過2%的少發電量，電網企業按火電環保標桿電價的10%對發電企業進行補償；造成電力用戶未能完成交易合同用電量的，偏差超過2%的少用電量，電網企業按國家核定的目錄電價的10%對電力用戶進行補償。
第七十七條對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。
第七十八條市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問并且不得向其他市場成員公布的數據和信息。
第七十九條市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。
第八十條在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站進行披露。
第八十一條市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。
第八十二條東北能源監管局會同省工信委、省發展改革委、省物價局對市場成員執行交易規則、市場運營以及交易全過程進行監管。市場管理委員會可監督市場運營和交易規則執行情況，對違反交易章程、規則的行為提出糾正建議。
第八十三條東北能源監管局、省工信委、省發展改革委、省物價局根據各自職責，對市場成員的下列情況（包括但不限于）實施監管：
（一）市場主體注冊情況；
（二）市場主體符合行業政策、能耗指標等情況；
（三）國家標準、行業標準執行情況；
（四）優先購電、優先發電制度落實情況；
(五）電力市場規則執行情況；
（六）電力調度指令執行情況；
（七）電價政策執行情況；
（八）電費結算情況；
（九）電力市場平衡賬戶收支情況；
（十）市場信息披露和報送情況；
（十一）電力需求側管理和有序用電方案組織實施情況；
（十二）電力市場相關技術支持系統（含電力調度自動化系統）建設、維護、運營和管理情況；
（十三）其它認為有必要的情況。
第八十四條市場成員違反本規則的，東北能源監管局可會同有關部門采取監管約談、監管通報、責令改正、出具警示函、出具監管意見、暫停交易資格等監管措施，并記入誠信檔案。對直接負責的主管人員和其他直接責任人員，依法給予處分或提出處理意見建議。
第八十五條市場主體有下列行為之一的，經核實，由省工信委和東北能源監管局聯合發文，予以強制退出：
（一）提供虛假材料或其它欺騙手段取得市場準入的；
（二）拖欠直接交易或其它電費一個月及以上的；
（三）無正當理由，不履行已簽訂的交易合同或協議的；
（四）不服從電網調度命令的；
（五）其它違反交易規則行為并造成嚴重后果的。
第八十六條市場成員互相串通報價，操縱或控制市場交易，哄抬或打壓交易價格的，由省物價局會同東北能源監管局、省工信委、省發展改革委依法進行處理。
第八十七條發生以下情況時，東北能源監管局可會同省工信委，對市場進行強制干預：
（一）發生市場主體濫用市場力、串謀及其它嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（二）交易平臺發生故障，直接交易無法正常進行時；
（三）其它必要情況。
第八十八條市場干預的主要手段（包括但不限于）：
（一）改變市場交易時間或暫停市場交易；
（二）調整市場限價；
（三）調整市場交易電量等。
第八十九條進行市場干預時，東北能源監管局、省工信委可授權電力交易機構向市場主體發布市場干預的原因、范圍和持續時間。市場干預期間，交易機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，及時向東北能源監管局、省工信委進行報告。
第九十條本規則由東北能源監管局、省工信委、省發展改革委、省物價局負責解釋。
第九十一條原有電力交易（方案）規則與本規則不一致的，按照本規則執行。
第九十二條本規則自2017 年7 月1 日起施行。
1、用戶準入標準：10 千伏及以上電壓等級電力用戶。
2、風電企業超過省工信委公布的基礎小時數部分，可自愿參與電力直接交易、跨省跨區交易，可再生能源補貼部分仍執行原有標準，不受交易價格影響
3、交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易等。
4、電力用戶（售電公司）可組織掛牌交易。
5、發電企業和電力用戶可以委托售電公司或者電網企業代理參與跨省跨區交易。
6、偏差考核：電力用戶超合同用電的，超用部分按國家核定的目錄電價向電網企業購買，免于支付偏差考核費用。若發生欠交易合同用電，對應的發電企業按照用戶實際用電量結算交易電量；用戶欠交易合同偏差在2%以內的少用電量，免于支付偏差考核費用；偏差超過2%的少用電量，按火電環保標桿電價的20% 對發電企業進行補償，按國家核定的輸配電價的10%對電網企業進行補償。
7、發電企業存在最小運行方式以及電網約束時，按照“保量不保價”原則進行處理。
8：電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、電網拓撲模型、發電機組檢修計劃、電網檢修計劃等。
9、拖欠直接交易或其它電費一個月及以上的，強制退出市場。
10：電網約束原則上在月度交易中進行考慮。月度交易初步結果經電網企業安全校核后，如因電網約束產生發電企業約束上電量，參照年度交易同比例縮減其它發電企業月度無約束成交電量的方式；若月度交易空間不能滿足特定的約束條件，則由電網企業提出，經省工信委、東北能源監管局同意并事先公告后，在年度交易中進行約束匹配。發電企業因電網約束產生的約束上電量，按當期加權平均價結算，電力用戶的原成交價不受影響。因發電、用戶價格不對應產生的價差盈虧，按照當期實際成交的有約束電量占比，返還給發電企業。
遼寧省電力中長期交易規則（暫行）
第一章總則
第一條為規范遼寧省電力中長期交易，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場建設工作統一、開放、競爭、有序，根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）及其配套文件、《電力中長期交易基本規則（暫行）》（發改能源〔2016〕2784 號）、《遼寧省電力體制改革綜合試點方案》和有關法
規規定，結合遼寧省實際，制定本規則。
第二條本規則適用于遼寧省電力直接交易、合同電量轉讓交易。電力輔助服務交易執行東北電力輔助服務市場運營規則，跨省跨區交易執行東北區域省間電能交易辦法。
第三條本規則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的發電企業、電力用戶、售電公司等市場主體，通過自主協商、集中競價、掛牌等市場化方式，開展的多年、年、月等日以上的電力交易。
第四條電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。
第五條國家能源局東北監管局（以下簡稱“東北能源監管局”）、遼寧省工業和信息化委員會（以下簡稱“省工信委”）、遼寧省發展和改革委員會（以下簡稱“省發展改革委”）、遼寧省物價局（以下簡稱“省物價局”）根據職能依法履行電力中長期交易監管職責。
第二章市場成員
第六條市場成員包括各類發電企業、電力用戶、售電公司、電網企業、電力交易機構、電力調度機構等。
第七條發電企業的權利和義務：
（一）按規則參與電力市場交易，執行優先發電等合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同；
（二）獲得公平的輸電服務和電網接入服務；
（三）執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務；
（四）按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
（五）法律法規規定的其他權利和義務。
第八條電力用戶、售電公司的權利和義務：
（一）按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同，提供直接交易電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息；
（二）獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等；
（三）按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；
（四）服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度機構要求安排用電；
（五）遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰；
（六）法律法規規定的其他權利和義務。
第九條電網企業的權利和義務：
（一）保障輸配電設施的安全穩定運行；
（二）為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務；
（三）服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統；
（四）向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；
（五）按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加等；
（六）預測并確定優先購電用戶的電量需求，執行廠網間優先發電等合同；
（七）按政府定價向優先購電用戶以及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同；
（八）按規定披露和提供信息；
（九）法律法規規定的其他權利和義務。
第十條電力交易機構的權利和義務：
（一）組織各類交易，負責交易平臺建設與運維；
（二）擬定相應電力交易實施細則；
（三）編制交易計劃；
（四）負責市場主體的注冊管理；
（五）提供電力交易結算依據（包括但是不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等）及相關服務；
（六）監測和分析市場運行情況；
（七）建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統；
（八）配合東北能源監管局、省工信委、省發展改革委、省物價局對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；
（九）按規定披露和發布信息；
（十）法律法規規定的其他權利和義務。
第十一條電力調度機構的權利和義務：
（一）負責安全校核；
（二）按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全；
（三）向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；
（四）合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行（因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任）；
（五）按規定披露和提供電網運行的相關信息；
（六）法律法規規定的其他權利和義務。
第三章市場準入與退出
第十二條參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電公司，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的發電企業（電網企業保留的調峰調頻電廠除外）、電力用戶經法人單位授權，可以參與相應電力交易。
第十三條電力直接交易的市場準入條件：
（一）發電企業準入條件
1．依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證（發電類）；
2．符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求；
3．并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。
（二）電力用戶準入條件
1．10 千伏及以上電壓等級電力用戶；
2．符合國家和地方產業政策及節能環保要求；
3．擁有自備電源的用戶在全額承擔國家政府性基金及附加后方可參與；
4．符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求。
（三）售電公司準入條件按照有關規定執行。
第十四條現階段，由省工信委和東北能源監管局聯合確定準入企業目錄，電力交易機構按照準入企業目錄開展注冊工作，進入電力直接交易目錄且完成注冊的市場主體方可參與交易。市場成熟后，市場主體準入實行承諾、公示、備案制。
第十五條電力交易機構根據市場主體注冊情況按月匯總形成市場主體目錄，向東北能源監管局、省工信委、省發展改革委、省物價局和政府引入的第三方征信機構備案，并通過“信用中國”、“信用遼寧”網站和電力交易機構網站向社會公布。
第十六條風電企業超過省工信委公布的基礎小時數部分，可自愿參與電力直接交易、跨省跨區交易，可再生能源補貼部分仍執行原有標準，不受交易價格影響。
第十七條現階段，參與直接交易的電力用戶可按用電量的一定比例參與市場交易，根據遼寧省發用電計劃放開逐步擴展至全電量參與，逐步取消目錄電價。參與直接交易的電力用戶不得隨意退出市場。
第十八條電力用戶選擇以下兩種方式之一參與市場交易：
(一)與發電企業開展雙邊協商交易、直接參與集中競價交易、掛牌交易。
(二)通過售電公司代理購電。
第十九條選擇售電公司代理交易的用戶只能由一家售電公司代理，除售電公司退出、倒閉等特殊情況外，同一自然年內不得變更代理關系，與原有售電公司代理協議終止后方可簽訂新的代理協議。
第二十條市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應及時向電力交易機構提出變更或撤銷注冊；經公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經省工信委、東北能源監管局核實予以撤銷注冊。
第二十一條市場主體進入市場后退出的，原則上3 年內不得參與電力市場交易，由省工信委、東北能源監管局向社會公示。
第二十二條市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量，被強制退出的記入誠信檔案。
第四章交易品種、周期和方式
第二十三條交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易等。
跨省跨區交易包含跨省跨區電力直接交易；跨省跨區交易按照《東北區域省間電能交易辦法》等有關規定在東北電力交易平臺開展。
合同電量轉讓交易主要包括優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同、關停機組電量合同等轉讓交易。
第二十四條電力中長期交易主要按照年度和月度開展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度等周期開展交易。原則上，年度交易規模應達到全年交易總規模的80%以上。
第二十五條同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司，月度集中競爭交易申報電量不應超過月度集中競爭交易總電量的15%。
第二十六條電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。
第二十七條雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量（電力）、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。
（一）發電企業和電力用戶（售電公司）通過自主協商形成雙邊交易申報單，申報單內容包括交易電量、交易電價、交易時段及分月計劃等，在交易申報有效期內提交到電力交易平臺。
（二）如果申報的總量小于或等于當期交易規模，確認交易。如果申報的總量超過當期交易規模，其成交電量按申報總電量與當期交易規模之比等比例縮減。
（三）交易平臺最終確認的成交電量經電力調度機構安全校核后，發布最終交易結果。
第二十八條集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量與成交價格等；條件具備時，可按峰、平、谷段電量（或按標準負荷曲線）進行集中競價。
（一）發電企業、電力用戶（售電公司）在規定時限內將交易電量、電價的申報到交易平臺。
（二）發電企業申報交易數據口徑為上網側，電力用戶（售電公司）申報交易數據口徑為用電側。
（三）交易分輪次開展，但不超過3 輪；每輪次雙方可多段報價，但不得超過3 段。
（四）交易雙方申報每段電量不得小于1000 兆瓦時，發電企業合計申報電量不得超過校核的剩余發電空間。申報電價精確到0.1 元/兆瓦時。
（五）電力用戶（售電公司）按其分段申報電價扣除對應的輸配電價、政府基金及附加后（折算到發電上網口徑）從高到低排序，發電方按其分段申報電價從低到高排序。
（六）按照雙方申報價格的排序，計算電力用戶（售電公司）折算到發電上網口徑的申報電價（剔除輸配電價、政府基金及附加后）與發電企業申報電價之間的價差；
（七）雙方按照價差從大到小順序匹配成交，直至價差為零。成交價格為扣除輸配電價、政府基金及附加后的電力用戶申報電價與發電企業申報電價的平均價格，即成交價格=（電力用戶（售電公司）申報電價-輸配電價-政府基金及附加+發電企業申報電價）/2
（八）報價相同的發電企業，且總電量超過用戶交易電量時，參照掛牌交易分配方式，在考慮容量及環保系數后按容量分配。每輪次集中競價交易結果經安全約束校核后，由交易平臺發布交易匹配成功企業名單及其交易價格、交易電量等信息。
第二十九條掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。掛牌交易分為電力用戶（售電公司）掛牌交易和發電企業掛牌交易兩種方式。
（一）電力用戶（售電公司）掛牌交易
1．有交易意向的電力用戶（售電公司）向交易平臺提出掛牌交易申請，并申報交易的起始時間、交易電量和電價。
2．年度及以上掛牌交易每次掛牌不超過3 輪，季度及以下掛牌交易每次掛牌1 輪。
3．在接到交易需求后，交易平臺將掛牌交易的市場成員名稱、交易起始時間，交易電量，交易電價，輸配電價、損耗，各主要約束斷面輸電能力（電量）及剩余輸電能力（電量），掛牌交易相關的發電機組容量系數、脫硝系數、脫硫系數等信息予以發布。
4．發電企業向交易平臺申報申購電量和容量。
5．當申購總電量小于或等于需求電量時，按申購電量成交；當申購總電量大于需求電量時，按各發電企業的申購容量及其權重系數進行計算。每申報單元中標的計算公式為：
中標電量=掛牌電量×（申購容量×容量系數×脫硝系數×脫硫系數×除塵系數×超凈排放系數／（Σ申購容量×容量系數×脫硝系數×脫硫系數×除塵系數×超凈排放系數））
如申報單元中標電量大于其申購電量時，按申購電量成交。扣除該單元中標電量及申報容量后，其它單元按上述公式重新計算。
6．權重系數設置的目的是鼓勵和提高大容量、環保機組的中標電量比例，促進節能減排。權重系數的設置規定如下：
容量系數：30 萬級（含低于30 萬）機組容量權數為1，30 萬級機組基礎上每增加10 萬容量權重系數增加5%。即50萬級機組以其申購電量提高10%后進行計算；60 萬級機組以其申購電量提高15%后進行計算；80 萬級機組以其申購電量提高25%后進行計算；100 萬及以上機組以其申購電量提高35%后進行計算。
脫硫系數=1+（10%*上年脫硫設施投運率）
脫硝系數=1+（20%*上年脫硝設施投運率）
除塵系數=1+10%*i。除塵設施經環保部門驗收通過的，i=1；未驗收通過的，i=0。
超凈排放系數=1+10%*i。超凈排放設施經環保部門驗收的，i=1；未驗收通過的，i=0。
參與掛牌交易的發電企業上年脫硫、脫硝設施投運率由發電企業自行申報，東北能源監管局進行認定。
7．掛牌交易計算完成，并經電力調度機構安全校核后，由交易平臺發布交易結果，包括成交企業名單、成交電量。
（二）發電企業掛牌交易
1．有交易意向的發電企業向交易平臺提出掛牌交易申請，并申報交易的起始時間、交易電量和電價。
2．年度及以上掛牌交易每次掛牌不超過3 輪，季度及以下掛牌交易每次掛牌1 輪。
3．在接到交易需求后，交易平臺將掛牌交易的市場成員名稱、交易起始時間、交易電量、交易電價、輸配電價、損耗、各主要約束斷面輸電能力（電量）及剩余輸電能力（電量）等信息予以發布。
4．電力用戶（售電公司）向交易平臺申報申購電量。
5．當申購總電量小于或等于需求電量時，按申購電量成交；當申購總電量大于需求電量時，按申購電量比例成交。
6．掛牌交易計算完成，并經電力調度機構安全校核后，由交易平臺發布交易結果，包括成交企業名單、成交電量。
第三十條發電企業和電力用戶可以委托售電公司或者電網企業代理參與跨省跨區交易，也可直接參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。
第三十一條擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等的發電企業可以參與合同轉讓交易。
發電企業之間合同電量轉讓交易應符合節能減排原則。
現階段，在役機組之間合同電量轉讓交易應經省工信委、東北能源監管局同意后實施。隨著市場發展，逐步放開電力用戶、售電公司的交易合同電量轉讓交易。
第三十二條享有優先發電政策的熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量等不得轉讓。因電網約束產生的合同不得轉讓。
第三十三條售電公司應與其代理的電力用戶簽訂委托代理協議，協議中應包括但不限于以下內容：各方的權利和義務，用戶在電網公司營銷系統中戶號、計量表計編號及對應的用電性質，合同變更、轉讓和終止程序以及違約責任等，電力用戶應在協議中明確授權售電公司代理其參與電力交易。協議簽訂后送電力交易機構進行登記。電力交易機構以委托代理協議及實際交易結果作為對售電公司、電力用戶結算的依據。
第五章價格機制
第三十四條電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成，第三方不得干預；計劃電量應隨著政府定價的放開采取市場化定價方式。
第三十五條輸配電價按照國家核定的電價標準執行；已核定輸配電價未覆蓋的電壓等級電力用戶，可采取電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金及附加按國家有關規定執行。
第三十六條跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。
第三十七條雙邊交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易價格根據雙方申報價格確定，也可適時采取統一出清價格機制；掛牌交易價格以掛牌價格結算。
第三十八條鼓勵開展長期雙邊交易并引入交易雙方上下游產品價格聯動機制。
第三十九條集中競價交易可實行交易價格申報限制，原則上由市場管理委員會提出意見，經省工信委、東北能源監管局、省發展改革委、省物價局同意后執行。若不出臺新的價格限制，則按前一次的價格限制繼續執行。
第四十條合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓不收取輸電費和網損。
第四十一條參與直接交易的電力用戶執行現行相關電價政策。其中實行峰谷分時電價的用戶，直接交易電量繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰費用。電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的電網企業損益單獨記賬，在今后電價調整中統籌考慮。
第六章交易組織
第一節交易時序安排
第四十二條現階段，遼寧省電力中長期交易主要開展年度雙邊交易、月度集中競價交易，適時開展掛牌交易。開展年度交易時遵循以下順序：
（一）確定跨省跨區聯絡線計劃電量。
（二）確定省內優先發電。結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排本地優先發電。首先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時以及可再生能源調峰機組優先發電，其次按照二類優先發電順序合理安排煤電、核電等機組優先發電計劃。
（三）確定燃煤發電企業基數電量。按照國家發展改革委、國家能源局確定的比例逐年縮減燃煤發電企業基數電量，直至完全取消。
（四）開展年度雙邊交易。
（五）電力交易機構在年度交易結束后，應根據經安全校核后的交易結果，于12 月底前將優先發電合同、基數電量合同、年度雙邊交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。
電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。
第四十三條年度交易開始前仍未確定優先發電的，可由電網企業參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行。
第四十四條合同轉讓交易原則上應于合同執行前一月20 日前完成。
第二節年度交易
第四十五條根據各省（區、市）確定的省內優先發電，在每年年度雙邊交易開始前簽訂廠網間年度優先發電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。
第四十六條每年12 月初，電力交易機構應通過交易平臺發布次年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：
（一）次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次年直接交易電量需求預測；
（三）次年跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；
（四）次年各機組可發電量上限。
第四十七條市場主體經過雙邊協商形成年度雙邊交易的意向協議，并在年度交易閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應當提供月度分解電量，售電公司代理的全部電力用戶作為一個整體進行電量的月度分解。
第四十八條火電企業的優先發電及基數電量、雙邊交易電量應優先滿足其供熱期最小運行方式，再安排非供熱期發電。
第四十九條電力交易機構在年度雙邊交易閉市后第1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應當在5 個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。
第五十條電力交易機構在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1 個工作日發布年度雙邊交易結果。
市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應當在結果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。
交易結果確認后，由技術支持系統自動生成年度雙邊直接交易合同，相關市場主體應當在成交信息發布后的3 個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。
第五十一條根據燃煤發電企業基數電量安排，在每年12 月底前簽訂次年廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。
第三節月度交易
第五十二條每月中下旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價市場相關信息，包括但不限于：
（一）次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；
（二）次月集中競價直接交易電量需求預測；
（三）次月集中競價跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；
（四）次月各機組剩余可發電量上限；
（五）次月各機組發電量下限（供熱期考慮最小運行方式）。
第五十三條月度集中競價交易開始后，發電企業、售電公司和電力用戶通過技術支持系統申報電量、電價。市場主體對所申報的數據負責。
第五十四條報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在2 個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1 個工作日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。
第五十五條電力交易機構在月度交易結束后，應當根據經安全校核后的交易結果，對年度分月結果和月度交易結果進行匯總，于每月月底前發布匯總后的交易結果。
第七章安全校核與交易執行
第五十六條電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須通過電力調度機構安全校核。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。
第五十七條為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上、下限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。
第五十八條電力調度機構在各類市場交易開始前應當按照規定及時提供關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。
第五十九條安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構予以公布。
第六十條安全校核未通過時，對于雙邊協商交易，按申報電量等比例原則進行削減；對于集中競價交易，按價格優先原則進行削減，價格相同時按考慮環保系數后的容量比例進行削減。
第六十一條發電企業存在最小運行方式以及電網約束時，按照“保量不保價”原則進行處理。“最小運行方式電量”是指按照《東北區域火電廠最小運行方式》核定的機組開機方式和最小出力計算出的供熱期電量。
（一）如火電企業的年度計劃電量、年度送華北交易電量（可預估）、雙邊交易合同電量不能滿足發電企業供熱期最小運行方式電量，不足部分等比例縮減其它超出最小運行方式電量的發電企業超出部分的雙邊交易合同。
（二）電網企業負責對年度交易進行安全校核，以保證發電企業供熱期電量達到最小運行方式電量。
（三）發電側因不足最小運行方式產生的約束上電量，按當期最低市場無約束成交價結算；電力用戶的原成交價不受影響。因發電、用戶價格不對應產生的價差盈余，按照當期實際執行的雙邊合同電量占比，返還給發電企業。
（四）電網約束原則上在月度交易中進行考慮。月度交易初步結果經電網企業安全校核后，如因電網約束產生發電企業約束上電量，參照年度交易同比例縮減其它發電企業月度無約束成交電量的方式；若月度交易空間不能滿足特定的約束條件，則由電網企業提出，經省工信委、東北能源監管局同意并事先公告后，在年度交易中進行約束匹配。發電企業因電網約束產生的約束上電量，按當期加權平均價結算，電力用戶的原成交價不受影響。因發電、用戶價格不對應產生的價差盈虧，按照當期實際成交的有約束電量占比，返還
給發電企業。
第六十二條電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向東北能源監管局、省工信委書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。
第六十三條電力交易機構根據各年度合同中約定的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果（合同），形成發電企業的月度發電安排，包括優先發電、基數電量和各類交易電量。電力調度機構應當合理安排電網運行方式并保障執行。
第六十四條電力調度機構負責執行月度發電計劃；電力交易機構每日跟蹤和公布月度發電計劃執行進度情況。市場主體對月度發電計劃執行提出異議時，電力調度機構負責出具說明，電力交易機構負責公布相關信息。
第八章合同電量偏差處理
第六十五條電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可以于每月5 日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整要求，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。
第六十六條現階段，年度中長期合同執行偏差主要通過滾動調整方式處理。滾動調整方式是指，發電側年度優先發電和基數電量按月滾動調整，用戶側年度合同電量按月滾動調整，即年度合同電量偏差按月統計，年度清算。月度交易合同優先結算，不予滾動。
第六十七條售電公司應按照交易結果與其代理供電的電力用戶簽訂供電合同，并報交易機構備案。
第六十八條當發用電計劃放開到一定比例時，適時在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式處理合同電量偏差。
第九章計量和結算
第六十九條電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。
第七十條同一計量點應當安裝相同型號、相同規格、相同精度的主、副電能表各一套，主、副表應有明確標志，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。電力用戶可根據實際情況配置必要的計量裝置。
第七十一條電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置數據，并提交電力交易機構。當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場主體協商解決。
第七十二條發電企業上網合同結算優先順序為：月度直接交易合同、年度直接交易合同、跨省跨區交易合同、優先發電合同、基數電量合同；電力用戶用電量結算優先順序為：月度直接交易合同、年度直接交易合同、其它購網電量合同。
第七十三條電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由電力用戶所在地區電力交易機構向市場主體出具結算依據，在區域交易平臺開展的交易由區域電力交易機構向電力用戶所在地區電力交易機構出具結算依據；合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。
第七十四條電力用戶和發電企業原則上均按照自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件時可暫時保持現有計量抄表方式不變。各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。不承擔電費結算職能的電網企業也不再承擔欠費風險，市場主體可自行約定結算方式。
第七十五條市場主體接收電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在3 個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。
第七十六條建立合同偏差電量結算機制，合同偏差電量按以下方式處理：
（一）發電企業因自身原因欠交易合同發電的，偏差在2%以內的少發電量，免于支付偏差考核費用；偏差超過2%的少發電量，對應的電力用戶可購買目錄電價電量，發電企業需補償電力用戶因此增加的電費。
（二）電力用戶超合同用電的，超用部分按國家核定的目錄電價向電網企業購買，免于支付偏差考核費用。若發生欠交易合同用電，對應的發電企業按照用戶實際用電量結算交易電量；用戶欠交易合同偏差在2%以內的少用電量，免于支付偏差考核費用；偏差超過2%的少用電量，按火電環保標桿電價的20% 對發電企業進行補償，按國家核定的輸配電價的10%對電網企業進行補償。售電公司參照電力用戶執行，售電公司代理的電力用戶偏差電量以售電公司為整體處理偏差。
（三）因電網企業原因，導致發電企業未能完成交易合同發電量的，偏差超過2%的少發電量，電網企業按火電環保標桿電價的10%對發電企業進行補償；造成電力用戶未能完成交易合同用電量的，偏差超過2%的少用電量，電網企業按國家核定的目錄電價的10%對電力用戶進行補償。
第七十七條對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。
第十章信息披露
第七十八條市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問并且不得向其他市場成員公布的數據和信息。
第七十九條市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。
電力交易機構、電力調度機構應當公平對待市場主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。
電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、電網拓撲模型、發電機組檢修計劃、電網檢修計劃等。
第八十條在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站進行披露。
電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、電力交易機構網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、電力交易機構網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站披露有關信息，并對所披露信息的真實性、準確性和及時性負責。
第八十一條市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。
第十一章市場監管與市場干預
第八十二條東北能源監管局會同省工信委、省發展改革委、省物價局對市場成員執行交易規則、市場運營以及交易全過程進行監管。市場管理委員會可監督市場運營和交易規則執行情況，對違反交易章程、規則的行為提出糾正建議。
第八十三條東北能源監管局、省工信委、省發展改革委、省物價局根據各自職責，對市場成員的下列情況（包括但不限于）實施監管：
（一）市場主體注冊情況；
（二）市場主體符合行業政策、能耗指標等情況；
（三）國家標準、行業標準執行情況；
（四）優先購電、優先發電制度落實情況；
(五）電力市場規則執行情況；
（六）電力調度指令執行情況；
（七）電價政策執行情況；
（八）電費結算情況；
（九）電力市場平衡賬戶收支情況；
（十）市場信息披露和報送情況；
（十一）電力需求側管理和有序用電方案組織實施情況；
（十二）電力市場相關技術支持系統（含電力調度自動化系統）建設、維護、運營和管理情況；
（十三）其它認為有必要的情況。
第八十四條市場成員違反本規則的，東北能源監管局可會同有關部門采取監管約談、監管通報、責令改正、出具警示函、出具監管意見、暫停交易資格等監管措施，并記入誠信檔案。對直接負責的主管人員和其他直接責任人員，依法給予處分或提出處理意見建議。
第八十五條市場主體有下列行為之一的，經核實，由省工信委和東北能源監管局聯合發文，予以強制退出：
（一）提供虛假材料或其它欺騙手段取得市場準入的；
（二）拖欠直接交易或其它電費一個月及以上的；
（三）無正當理由，不履行已簽訂的交易合同或協議的；
（四）不服從電網調度命令的；
（五）其它違反交易規則行為并造成嚴重后果的。
第八十六條市場成員互相串通報價，操縱或控制市場交易，哄抬或打壓交易價格的，由省物價局會同東北能源監管局、省工信委、省發展改革委依法進行處理。
第八十七條發生以下情況時，東北能源監管局可會同省工信委，對市場進行強制干預：
（一）發生市場主體濫用市場力、串謀及其它嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（二）交易平臺發生故障，直接交易無法正常進行時；
（三）其它必要情況。
第八十八條市場干預的主要手段（包括但不限于）：
（一）改變市場交易時間或暫停市場交易；
（二）調整市場限價；
（三）調整市場交易電量等。
第八十九條進行市場干預時，東北能源監管局、省工信委可授權電力交易機構向市場主體發布市場干預的原因、范圍和持續時間。市場干預期間，交易機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，及時向東北能源監管局、省工信委進行報告。
第十二章附則
第九十條本規則由東北能源監管局、省工信委、省發展改革委、省物價局負責解釋。
第九十一條原有電力交易（方案）規則與本規則不一致的，按照本規則執行。
第九十二條本規則自2017 年7 月1 日起施行。
責任編輯：電小二
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