国家能源局东北监管局
黑龙江省发展和改革委员会
关于印发《（黑龙江省电力中长期交易规则）补充规定》的通知
国网黑龙江省电力有限公司，黑龙江电力交易中心有限公司，各经营主体:
为认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，发挥电力中长期市场压舱石、稳定器作用，促进电力可靠供应和新能源消纳，助力全国统一电力市场建设，依据《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)《电力市场运行基本规则》(国家发展和改革委员会第20号令)《电力市场注册基本规则》(国能发监管规〔2024〕76号)《电力中长期交易基本规则一绿色电力交易专章》(发改能源规〔2024〕1123号)等规定，结合黑龙江省实际，国家能源局东北监管局会同黑龙江省发展和改革委员会对《黑龙江省电力中长期交易规则》(东北监能市场〔2021〕3号)有关内容进行补充和完善，制定了《(黑龙江省电力中长期交易规则》补充规定》，现予以印发。
请各有关单位认真履行自身职责，加强协调配合，有重大问题，及时报告。
国家能源局东北监管局
黑龙江省发展和改革委员会
2025年6月6日
《黑龙江省电力中长期交易规则》补充规定
一、新增新型经营主体
(一)新型主体的权利与义务
1.独立储能权利与义务:按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算;获得公平的输电服务和电网接入服务;服从电力调度机构的统一调度;按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;法律法规规定的其他权利和义务。
2.虚拟电厂(含负荷聚合商，下同)权利与义务:按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算;服从电力调度机构的统一调度;按规定披露和提供信息，获得市场交易相关信息;法律法规规定的其他权利和义务
(二)新型主体参与交易方式
3.独立储能作为购电主体参与市场交易时，参照一类用户相同交易规则执行;虚拟电厂作为购电主体参与市场交易时，参照售电公司相同交易规则执行。独立储能、虚拟电厂作为售电主体参与市场交易时，参照发电企业相同交易规则执行。
二、缩短用户类别转换和代理关系变更周期
4.一类用户、二类用户应至少一个季度内维持不变，后续月份存在合同电量的原则上不能变更用户类别。一类用户、二类用户可在每季度最后15日前在电力交易平台完成用户类别转换每年度用户类别转换不可超过一次。
5.二类用户、售电公司代理关系应至少一个季度维持不变，确需变更的，经双方协商一致妥善处理后续合同并在电力交易平台备案解除代理关系权责声明后，二类用户可在每季度最后15日前在电力交易平台完成售电公司变更。二类用户、售电公司与电网企业应签订三方电费结算补充协议。每年度变更售电公司不可超过一次。
6.完成市场注册但未参与市场交易的电力用户，视为无批发交易合同一类用户，发生的实际用电量视为偏差电量，按规则进行偏差结算。
7.政府主管部门未确定保底价格时，已参与市场交易的二类用户，合同期满后未签订新的零售交易合同自动转为一类用户，若该类用户无批发交易合同，发生的实际用电量视为偏差电量按规则进行偏差结算。
三、新增合同回购交易和日融合交易
(一)合同回购交易
8.合同回购交易指在不影响相关方利益或相关方协商一致的前提下，由原合同售电方向购电方购回已售出合同电量的交易，或由原合同购电方向售电方售还已购入合同电量的交易。
9.交易合同未执行的电量可以进行回购，回购电量不能大于原合同成交电量，回购价格应与原合同成交价格一致。合同回购交易主要按照月度、月内(多日)周期开展。月度合同回购交易的交易标的为次月合同电量。月内(多日)合同回购交易的交易标的为月内剩余天数或特定天数的合同电量。
(二)融合交易
10.日融合交易是指经营主体可以根据自身的需求，在一日内的不同时间段融合开展的多品种中长期电能量交易。
11.日融合交易以集中竞价或滚动撮合方式开展，按工作日连续开市，交易标的为交易日后第二个自然日的分时段电量。如交易日为节假日，提前开展多日交易。
12.经营主体在日融合交易中既可以作为购电方也可以作为售电方，但同一交易日的同一交易标的，同一交易单元仅可作为购电方或售电方参与交易。
13.为避免市场操纵及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。初期，经电力市场管理委员会提出并审议后，各时段价格上、下限按照当年年度省内直接交易对应各时段最高成交价格、最低成交价格确定。
14.初期，为保证日融合交易充分反映市场供需实际，经电力市场管理委员会提出并审议后，经营主体各时段交易电量不得超过交易标的日该时段持有合同电量净值的30%。
四、开展省内中长期分时段交易
15.省内中长期交易包括省内直接交易、电网企业(含增量配电网企业，下同)代理购电交易、省内绿色电力交易、合同转让交易、合同回购交易以及日融合交易等。
16.中长期分时段交易是指将每天分为若干时段，以每个时段的电量作为交易标的，由各个时段的交易结果形成各经营主体的中长期合同曲线。
17.中长期交易时段划分按照黑龙江省峰谷分时电价政策确定的峰谷时段执行。根据现货市场建设情况，逐步细化交易时段划分，实现与现货交易有效衔接。
18.峰谷分时电能量价格由市场交易形成。发用两侧经营主体分别按交易时段申报电量、价格，形成分时段交易价格，签订分时分价交易合同。原则上峰谷电价价差不低于分时电价政策规定峰谷电价价差
19.不执行峰谷分时电价政策的一类用户、代理不执行峰谷分时电价政策二类用户的售电公司，以及代理不执行峰谷分时电价政策电力用户的电网企业参与分时段交易时，各时段相应电量交易价格按平段价格申报，签订分时同价交易合同。
20.经营主体在电力交易平台申报各时段交易电量以及价格，其中:年度交易申报全年12个月各时段交易电量以及价格月度、月内、日交易申报相应交易周期各时段交易电量以及价格，
五、明确代理购电交易方式
21.电网企业代理购电交易按年度(月度)以挂牌交易形式开展。增量配电网经营区内的工商业用户可以参与市场交易，暂未直接进入市场的，由增量配电网代理购电。增量配电网暂未在电力交易平台进行代理购电的，可暂由省级电网企业归集其代理购电量，统一进行挂牌。增量配电网经营区内代理购电工商业用户参照省级电网企业公布的工商业用户代理购电价格执行
22.电网企业在电力交易平台申报挂牌电量。发电企业按交易申报时间每15分钟为同一申报区间，同一申报区间按发电企业摘牌电量等比例出清，不同申报区间按时间优先原则出清。挂牌电量成交不足部分由各发电类别市场化机组按剩余容量等比例分摊。
23.电网企业代理购电挂牌价格为省内直接交易电量的加权平均价格(剔除高耗能)，其中:年度交易分月挂牌价格由年度省内直接交易分月价格形成，月度交易挂牌价格由年度省内直接交易分月价格及月度省内直接交易价格形成。
六、完善中长期结算机制
(一)中长期交易结算原则
24.经营主体的合同电量和偏差电量分开结算。省内中长期交易合同按照“照付不议、偏差结算”原则，发用两侧解耦结算月结月清。
(二)偏差电量及偏差结算基准价
25.发电企业偏差电量指发电企业因自身原因引起的超发或者少发电量，超发电量获得售电费用，少发电量支付购电费用。
发电企业各时段偏差电量=实际上网电量一省间外送结算电量一省内交易合同电量(含优先合同电量)发电企业各时段偏差结算基准价为同类型机组当月省内直接交易合同相应时段(含多年、年度、多月合同的分月及月度、月内合同，下同)加权平均价;如同类型机组当月未形成省内直接交易合同电量,按照最近一次同类型机组月度省内直接交易合同相应时段加权平均价执行，
26.电力用户偏差电量分为超用电量和少用电量，超用电量支付购电费用，少用电量获得售电收入。
一类用户(售电公司)各时段偏差电量=一类用户(售电公司)实际用电量一省内交易合同电量
一类用户(售电公司)各时段偏差结算基准价为省内一类用户(售电公司)当月省内直接交易合同相应时段加权平均价;如一类用户(售电公司)当月未形成省内直接交易合同电量，按照最近一次一类用户(售电公司)月度省内直接交易合同相应时段加权平均价执行。
27.电网企业代理购电各时段偏差电量=发电企业上网电量一省间外送结算电量一优先发电结算电量-一类用户(售电公司)各时段用电量一电网企业代理购电合同电量。(三)偏差电量结算费用
28.发电企业各时段的偏差电量不超过相应时段省内中长期交易合同+10%的电量，按照发电企业偏差结算基准价结算。偏差电量超过+10%以上的电量，按照同类型机组相应时段当月省内直接交易合同最低价的90%结算。偏差电量低于-10%以下的电量,按照同类型机组相应时段当月省内直接交易合同最高价的110%结算。
29.一类用户(售电公司)各时段的偏差电量不超过相应时段省内直接交易合同电量+10%的电量，按照一类用户(售电公司)偏差结算基准价结算。偏差电量超过+10%以上的电量，按照一类用户(售电公司)相应时段当月省内直接交易合同最高价的110%结算。偏差电量低于-10%以下的电量,按照一类用户(售电公司)相应时段当月省内直接交易合同最低价的90%结算。
30.电网企业代理购电各时段偏差电量，按照各时段当月电网企业代理购电合同加权平均价结算。
31.经营主体分时分价合同、分时同价合同分别计算各时段偏差电量和偏差费用。只参与绿色电力交易的经营主体，以其绿色电力交易合同计算各时段偏差电量和偏差费用。
(四)差额费用分摊或分享
32.发用两侧偏差电量电费差额为用电侧(包括一类用户、售电公司、电网企业代理购电)的偏差电量电费与发电侧的偏差电量电费之间的差额，原则上按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”，50%在燃煤企业中按照发电企业当月上网电量等比例分摊或分享，50%在新能源企业中按照发电企业当月上网电量等比例分摊或分享。
发用两侧偏差电量电费差额=用电侧偏差电量电费一发电侧偏差电量电费。
七、其他事项
33.根据黑龙江省发展和改革委员会落实新能源机制电量电价政策，新能源项目(风电、太阳能发电，下同)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
34.《黑龙江省电力中长期交易规则》(东北监能市场〔2021〕3号)及《〈黑龙江省电力中长期交易规则》补充规定》(东北监能市场〔2021〕15号)与本补充规定不一致的，按照本补充规定执行。
35.本补充规定自印发之日起执行。
- 黑龙江省发改委关于分布式光伏接入电网承载力情况的公告20231225
- 黑龙江发改委关于申报2020年度风电、光伏发电平价上网项目的通知20200421
- 黑龙江省发改委下发关于申报风电、光伏发电无补贴平价上网试点项目的通知20190408
- 20190117黑龙江省光伏装机规模首破200万千瓦
- 20181203黑龙江省发改委-关于黑龙江省风电、光伏发电项目梳理情况的公示
- 黑龙江省人民政府关于印发黑龙江省打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知（黑政规〔2018〕19号）20181117
- 关于齐齐哈尔市、大庆市、包头市可再生能源综合应用示范区建设有关事项的复函（国能综函新能〔2018〕376号 ）20180927
黑龙江省2021年风电、光伏项目
黑龙江省关于规划可再生能源基地和优选开发建设方案的通知20210315
黑龙江省2020年风电、光伏项目
黑龙江发改委关于申报2020年度风电、光伏发电平价上网项目的通知20200421
- 支持国家和省级贫困县平价项目的申报，2019年已安排第一批风电、光伏发电平价上网项目的贫困县本年度不再安排；
- 支持新能源装备制造业产业延伸产业链发展；
- 支持齐齐哈尔、大庆可再生能源综合应用示范区建设；
- 支持“新能源+旅游”项目开发建设模式，提高项目整体收益；
- 对四煤城（鸡西、鹤岗、双鸭山、七台河）的开发风电、光伏项目给予支持。2019年已安排平价项目的本年不再安排；
- 2019年平价项目在当年实现全容量并网的，在今年的申报项目中给予适当奖励，未并网的不允许申报今年的项目；
- 风电项目最低申报规模不得低于50MW，光伏不得低于100MW，最大规模不得超过200MW。同一投资主体只能申报1个风电场或光伏项目，投资主体须在2020年底前开工，支持存量项目转平价；
- 报送截止日期为4月30日。
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