华北能源监管局关于征求蒙西电力市场交易规则意见的函

华北监能市场〔2019〕165号 　　内蒙古自治区工信厅、发展改革委、能源局，内蒙古电力公司，有关发电企业： 　　为进一步贯彻落实《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）文件精神，按照国家发展改革委、国家能源局关于现货试点建设的总体部署，加快推进蒙西现货试点建设，我局会同相关单位编写了《蒙西电力现货市场运营基本规则（征求意见稿）》等规则，现向各单位征求意见。请于5月10日（星期五）17时前将反馈意见电子版和书面意见报送我局。逾期视为无意见。 　　征求意见稿电子版如下，请下载。 　　蒙西市场交易规则

国家能源局华北监管局

2019年4月26日

蒙西电力市场运营基本规则（征求意见稿） 　　第一章总 则 　　第一条[目的依据]为进一步深化内蒙古自治区电力体制改革，在内蒙古电力多边交易市场（以下简称“电力多边市场”）的框架下，提升电力资源的优化配置效率，促进可再生能源消纳，保障市场公平、高效运行，依据《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）和《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）文件精神，按照《内蒙古自治区电力体制改革综合试点方案》（发改经体〔2016〕2192号）、《内蒙古电力现货市场建设试点方案》（内工信经运字[2018]668）及《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）文件要求，结合内蒙古自治区实际，制定本规则。 　　第二条[概述]本规则名称为《内蒙古电力多边交易市场运营基本规则（试行）》，以下简称“规则”。以本规则为基础，制定相关实施细则。本规则及相关实施细则共同构成电力多边市场规则体系。 　　第三条[基本原则]本规则坚持以共商共建为基础，协同推进；坚持以共享共赢为目标，深化发展；坚持以和谐高效为宗旨，精益求精；坚持以能源经济为主线，风险可控；坚持以节能环保为前提，绿色发展；坚持以公平公正为原则，统筹兼顾。 　　第四条[适用范围]本规则适用于内蒙古电力多边市场的运营管理，电力多边市场成员必须严格遵守本规则。 　　第五条[时间标准]本规则中所规定的所有时间均为北京时间，并且以电力多边市场技术支持系统（以下简称“技术支持系统”）时钟为准，技术支持系统时钟应与电网调度自动化系统时钟同步。 　　第六条[量纲标准]本规则中电量、电力、电价和电费的量纲分别为兆瓦时（MWh）、兆瓦（MW）、元/兆瓦时和元，电价为含税价格，精确到价格量纲（元/兆瓦时）的小数点后一位；时间的基本量纲为秒（s）,精确到时间量纲的小数点后一位。 　　第七条[实施主体]本规则由国家能源局华北监管局（以下简称“华北能源监管局”）会同内蒙古自治区电力市场主管部门（以下简称“自治区电力市场主管部门”）组织市场成员共同编制。华北能源监管局会同自治区电力市场主管部门按职能对市场主体、市场运营机构及规则的执行实施监管。 　　第一章市场概述 　　第一节 市场体系 　　第八条[市场架构]电力多边市场采用中长期交易为主，现货交易为补充的市场架构。 　　第九条[关系]中长期交易稳定价格，现货交易优化系统。在中长期合同电量日分解的基础上，开展现货电能量交易，确保中长期交易合同的物理执行，同时通过现货交易形成市场化的电量电力平衡机制，提升运行效率。 　　第十条[中长期电能量交易]中长期电能量交易包括电力直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易等。中长期电能量交易的标的包括基数合同电量和市场合同电量。 　　第十一条[现货电能量交易]现货电能量交易包括日前电能量交易、日内电能量交易、实时平衡机制，本规则中简称“日前交易、日内交易和实时平衡”。 　　第十二条[辅助服务交易]电力多边市场辅助服务交易包括电网调频、调压、备用等辅助运行相关的交易。 　　第二节 交易周期和模式 　　第十三条[交易周期]中长期电能量交易包括多年、年度、季度、月度等日以上周期的交易，现货电能量交易以日、日内和实时为周期开展。 　　第十四条[中长期交易模式]中长期电能量交易主要采用协商、竞价、挂牌等交易方式，形成双边电能量交易结果。 　　第十五条[现货交易模式]现货电能量交易主要采用集中申报、统一出清的方式开展，通过优化计算得到机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时电价。 　　第十六条[协商交易]市场主体之间自愿协商交易电量（电力）、电价，签订意向协议后，通过电力多边市场技术支持系统成交确认，经安全校核后形成交易结果。 　　第十七条[竞价交易]市场主体通过电力多边市场技术支持系统申报电量（电力）、电价，按“一一撮合”或“边际出清”原则形成满足安全约束的市场出清结果。 　　第十八条[挂牌交易]市场主体将需求电量（电力）或可供电量（电力）的数量、价格等信息对外发布，由符合摘牌要求的一方提出接受要约申请，按出清规则形成满足安全约束的市场结果。 　　第三节 价格机制 　　第十九条[机制概述]中长期交易和现货交易实行输配电价模式下的单一制电量电价。 　　第二十条[中长期市场价格机制]中长期电能量市场通过协商、竞价和挂牌等方式确定成交电能价格。 　　第二十一条[现货市场价格机制]现货电能量市场通过集中竞价的方式形成分时区域电价（或分时节点电价）作为市场电能价格。 　　第二十二条[交易限价]为避免市场操纵及恶性竞争，保护市场主体合理利益，市场运行初期对部分交易品种实施限价管理。限价幅度及要求由自治区电力市场主管部门会同华北能源监管局发布执行。 　　第二十三条[发电侧电价机制]发电企业（机组）的基数合同电量执行自治区价格主管部门核定的上网电价，市场交易电量执行市场形成的电能价格。 　　第二章市场成员 　　第一节 成员定义 　　第二十四条[成员分类]电力多边市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构。 　　第二十五条[市场主体]市场主体包括经核准、注册进入电力多边市场的各类发电企业、电力用户和售电公司（含拥有配电业务的售电公司）。 　　第二十六条[电网企业]电网企业指内蒙古电力（集团）有限责任公司（以下简称“内蒙古电力公司”）。 　　第二十七条[市场运营机构]市场运营机构包括内蒙古电力交易中心有限公司（以下简称“电力交易中心”）和内蒙古电力调度控制中心（以下简称“电力调控中心”）。 　　第二十八条[市场管理委员会]市场管理委员会由市场主体、电网企业和独立专家组成。 　　第二节 权利和义务 　　第二十九条[概述]市场成员的一般权利和义务： 　　1.熟悉并遵守本规则，按照本规则规定自愿、公平参与交易，对本规则的误解不构成免责或者减轻责任的条件； 　　2.对本规则提出修改建议，并陈述修改理由； 　　3.向华北能源监管局或自治区电力市场主管部门举报影响市场公平交易的不当行为，配合有关部门开展违规行为调查； 　　4.提请自治区电力市场主管部门或华北能源监管局，进行调解与其他市场成员间发生的争议，配合开展争议调解； 　　5.按照技术支持系统建设大纲和功能规范，建设本侧终端，保证其正常运行，满足电力多边市场运营需要； 　　6.按规定披露和提供信息； 　　7.承担保密义务，不泄露市场信息； 　　8.法律法规规定的其他权利和义务。 　　第三十条[发电企业]发电企业的权利和义务： 　　1.自愿参与市场交易，签订和履行基数合同以及市场化交易形成的购售电合同，严格执行现货市场出清形成的发电计划； 　　2.获得公平的输电服务和电网接入服务； 　　3.执行并网调度协议，服从电网调度机构的统一调度； 　　4.获得市场交易和输配电服务等相关信息。 　　第三十一条[电力用户]电力用户的权利和义务： 　　1.自愿参与市场交易，签订和履行购售电合同； 　　2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加、承担交叉补贴等； 　　3.提供电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息等，获得市场交易和输配电服务等相关信息； 　　4.服从电网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）按调度要求有序用电； 　　5.遵守自治区电力市场主管部门有关电力需求侧管理规定； 　　第三十二条[售电公司]售电公司的权利和义务： 　　1.自愿参与市场交易，签订和履行购售电合同； 　　2.获得公平的输配电服务； 　　3.参照相关合同范本，与供电企业、电力用户签订合同，履行合同规定的各项义务，并获取合理收益； 　　4.获得市场交易和输配电服务等相关信息； 　　5.按照国家有关规定，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报； 　　6.服从电网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）按调度要求有序用电； 　　7.遵守自治区电力市场主管部门有关电力需求侧管理规定。 　　第三十三条[电网企业]电网企业的权利和义务： 　　1.保障输配电设施的安全稳定运行； 　　2.为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务； 　　3.按规定向市场主体提供电费结算服务； 　　4.按政府定价向不参与市场交易的用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同，承担保底供电服务责任； 　　5.按规定收取输配电费用，代国家收取政府性基金及附加等； 　　6.按规定披露和提供电网运行的相关信息。 　　第三十四条[交易机构]电力交易中心的权利和义务： 　　1.在政府监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务； 　　2.负责市场主体的注册管理，为市场主体提供市场业务的培训； 　　3.依据市场运行需要，开展市场交易规则的研究； 　　4.负责电力中长期交易与日前现货交易的组织实施，编制交易计划，跟踪交易计划执行情况； 　　5.会同电力调控中心组织日前、日内及辅助服务交易； 　　6.依据成交及执行结果，计算并编制交易结算凭证； 　　7.配合第三方征信机构开展市场主体信用等级评价； 　　8.按职责建立落实市场风险防范机制； 　　9.按职责监视和分析市场运行情况，发现市场异常，及时向华北能源监管局及自治区电力市场主管部门报告；经授权暂停执行市场交易结果，在特定情况下实施市场干预、中止； 　　10.配合华北能源监管局和自治区电力市场主管部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议； 　　11.负责市场信息管理，按规定披露和发布信息，承担保密义务。 　　第三十五条[调度机构]电力调控中心的权利和义务： 　　1.在政府监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务； 　　2.按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全稳定运行； 　　3.会同电力交易中心开展日前电能量现货交易的组织运营； 　　4.负责日内现货交易及实时平衡机制的组织运营； 　　5.按交易计划组织实施，合理安排电网运行方式，保障市场交易结果执行，并按规定提供电网运行相关信息； 　　6.向电力交易中心提供市场主体电量、电力等运行数据信息； 　　7.按职责建立落实市场风险防范机制； 　　8. 按职责监视和分析市场运行情况，发现市场异常，及时向华北能源监管局及自治区电力市场主管部门报告；经授权暂停执行市场交易结果，在特定情况下实施市场干预、中止； 　　9.配合华北能源监管局和自治区电力市场主管部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议。 　　第三十六条[市场管理委员会]市场管理委员会的权利和义务： 　　1.依据政府主管部门批准的章程，为电力多边市场的市场成员提供服务； 　　2.收集汇总市场运行信息，分析市场运行情况，跟踪市场动态，评估市场运行效果； 　　3.及时发现市场运行中的异常事宜，提出规则完善的意见和建议； 　　4.针对市场交易限价调整、模式调整、规则修订、新交易品种上线运行等重大问题，组织市场成员研究讨论，广泛征求社会意见和建议，确保电力多边市场平稳运行； 　　5.针对干预、中止、重启等市场重大事件，组织市场主体及专业机构进行事后分析评估，形成市场重大事件调查报告，提交自治区电力市场主管部门、华北能源监管局； 　　6.定期组织联席会议，研究讨论市场运行中存在的重大问题，形成市场管理委员会意见决议。向自治区电力市场主管部门、华北能源监管局提交建议意见； 　　7.协调市场成员间的争议矛盾。 　　第三章市场管理 　　第一节 市场准入 　　第三十七条[基本准入条件]自治区电力市场主管部门按照国家及自治区相关政策要求，确定市场主体的准入条件。符合准入条件的市场主体，自愿向自治区电力市场主管部门提交准入材料，完成准入资质审核。具体办法另行制定。 　　第三十八条[发电企业准入条件]发电企业的基本准入条件： 　　1.依法取得电力业务许可证（发电类）； 　　2.符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求； 　　3.具有独立法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体，与电网公司签订《购售电合同》。 　　第三十九条[电力用户准入条件]电力用户的基本准入条件： 　　1.符合国家产业政策，有利于自治区产业布局、结构调整和优化升级，环保设施正常投运并达到国家和行业相关标准及要求； 　　2.具有独立法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体； 　　3.拥有自备电源的用户应当公平承担社会责任，按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费； 　　4.满足参与电力多边市场需要的技术要求和计量标准。 　　第四十条[售电公司准入条件]售电公司的基本准入条件： 　　1.符合国家和内蒙古自治区政府有关售电公司参与电力多边交易的相关文件规定，依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人； 　　2.具有独立法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体； 　　3.满足参与电力多边市场需要的技术要求和计量标准。 　　第四十一条[准入管理]自治区电力市场主管部门定期公布完成准入资质审核的发电企业和电力用户准入目录，并对准入目录实施动态管理。获得准入资质的市场主体，须确保长期满足准入资质要求。市场主体经营过程中，如果不符合准入条件，经自治区电力市场主管部门确认后终止其市场准入资质。 　　第二节 市场注册 　　第四十二条[注册流程]进入准入目录（或具备准入注册条件的）的市场主体，按要求自愿提交申请进行市场注册。注册流程如下： 　　1.市场主体按照相关要求递交注册申请，报送注册材料； 　　2.电力交易中心在收到注册申请的5个工作日内完成注册； 　　3.完成注册的发电企业、电力用户和售电公司须与电力交易中心签订交易平台使用协议，获取交易账号。 　　第四十三条[注册备案]电力交易中心按月汇总完成注册的市场主体目录，及时报华北能源监管局、自治区电力市场主管部门和第三方征信机构备案。 　　第三节 信息变更 　　第四十四条[信息变更]发生如下情况时，市场主体应向电力交易机构申请信息变更： 　　1.因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立、租赁等导致市场主体股权及经营权发生变化的。 　　2.发电企业关键技术参数发生变化的。 　　3.企业银行帐号变更。 　　4.其他与注册信息变更。 　　第四十五条[准入信息]企业所从事的行业、主要产品类型等与准入资质有关的信息发生变更的，电力交易中心因报自治区电力市场主管部门批准后执行。 　　第四十六条[变更流程]信息变更流程如下： 　　1.企业向电力交易中心提交信息变更申请。 　　2.电力交易中心审核变更申请，如变更信息与准入资质无关，则电力交易中心在收到申请书后5个工作日内，按照申请内容予以变更。 　　3.如变更信息与准入资质相关，电力交易中心应报自治区电力市场主管部门，在收到自治区电力市场主管部门同意变更回复后，5个工作日内完成变更。 　　第四十七条[实施细则]电力多边市场主体准入、注册、信息变更等有关程序详见《电力多边交易市场主体准入、注册及信息管理实施细则》。 　　第四节 市场退出 　　第四十八条[退出管理]完成市场注册的电力用户，其准入范围的全部电量进入市场，不再执行目录电价，不得随意退出市场。 　　1.进入市场后，既不自愿参与交易、也不选择由售电公司代理交易的电力用户，由当地电网企业提供保底供电服务； 　　2.自愿退出电力多边市场的市场主体，可按要求提出退市申请，并办理交易账号注销手续。 　　第四十九条[退出流程]市场主体申请自愿退市的流程如下： 　　1.自愿退出市场的市场主体，应提前30个工作日向自治区电力市场主管部门提交退市申请；退市申请须阐明注销原因、与其他市场主体之间尚未履行完毕的交易合同（或协议）及其处理方案； 　　2.自治区店里主管部门在收到注销申请的5个工作日内，核实其交易结算、合同履行及交易费用缴纳等情况； 　　3.满足注销条件的市场主体，通过政府指定的网站向全体市场成员发布退市公告，公示期为10个工作日； 　　4.公示期满无异议的申请，电力交易中心在5个工作日内为其办理市场注销手续，注销其交易账号； 　　5.电力交易中心将完成注销手续的市场主体，报自治区电力市场主管部门备案。 　　第五十条[争议处理]市场主体注销手续生效前，应继续履行未履行完毕的权利和义务,与其他市场主体产生的争议，须按市场争议处理程序解决。 　　第五十一条[强制退市]对于拒不履行市场主体义务、违规行为情节严重或依法宣告破产、歇业的市场主体，由华北能源监管局会同自治区电力市场主管部门对其实施强制退出。 　　1.售电公司被强制退出时，其所有已签订但尚未履行的购售电合同可转让给其他售电公司或交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜； 　　2.自愿退市或被强制退市的电力用户，由电网企业提供保底供电服务； 　　3.市场主体退出电力多边市场后，如果再次参与电力多边交易，须重新进行准入并完成市场注册。 　　第四章中长期电能量交易 　　第一节 中长期电能量交易 　　第五十二条[年度基数电量合同]年度基数电量由自治区电力市场主管部门根据市场及系统运行需要、用电负荷情况等因素综合确定，各发电企业应与内蒙古电力公司签订《年度购售电合同》，确定年度基数电量的购售关系。 　　第五十三条[中长期电能量交易定义]按照年度、季度、月度等日以上周期组织开展的电能量交易为中长期电能量交易。市场主体通过中长期电能量交易形成的交易合同，分解至各运行日执行。 　　第五十四条[参与条件]参与中长期电能量交易的市场主体包括发电企业、电力用户、售电公司等。自治区电力市场主管部门根据市场运行需要，确定各中长期交易品种的具体参与条件及准入范围。 　　第五十五条[交易模式]中长期电能量交易可采用协商、竞价和挂牌模式。 　　第五十六条[交易周期]按照交易周期划分为多年、年度、季度和月度交易。 　　第五十七条[合同形式及要素]中长期电能量交易合同可采用纸质或电子合同形式，合同内容应包括但不限于以下要素： 　　1.合同主体。签订合同的市场主体。 　　2.合同周期。合同的起止时间，以日历日为基本单位。 　　3.合同电量。合同周期内交易的总电量。 　　4.合同价格。合同电量的成交价格。 　　5.交易计量。合同电量交割点。 　　第五十八条[发用电曲线]具备条件的市场主体，可在中长期合同中约定发用电曲线。市场主体不具备技术条件或具备技术条件但未约定曲线的中长期合同，由电力多边市场运营机构负责中长期合同电量的日曲线分解。 　　第五十九条[需求侧交易]当市场供给量明显小于需求量，需实施有序用电管理时，可启动需求侧中长期交易。通过需求侧月度交易确定有序用电范围及供电优先级。 　　第六十条[实施细则]中长期电能量交易的数据申报、出清、信息发布等有关规定详见《电力多边交易市场中长期电能量交易实施细则》。 　　第三节 合同电量转让交易 　　第六十一条[合同电量转让]在中长期合同电量全部执行完毕前，市场主体可按照转让交易规则自愿转让未执行电量。合同电量转让交易可采用协商、竞价或挂牌模式。市场初期仅开展发电侧的合同电量转让交易。 　　第六十二条[排放指标]合同电量受让方的排放指标原则上不高于合同电量出让方。 　　第六十三条[交易时间]合同电量转让交易应在中长期交易成交后，全部电量执行完毕前实施。 　　第六十四条[转让流程]合同电量转让交易具体组织流程如下： 　　1.电力市场技术支持系统发布合同电量转让交易市场信息； 　　2.经协商达成交易意向的市场主体，通过技术支持系统上报交易意向； 　　3.参与合同电量竞价或挂牌交易的市场主体，通过技术支持系统申报交易电量电价信息。技术支持系统将按照竞价或挂牌出清规则，计算出清； 　　4.电力市场技术支持系统汇总协商、竞价及挂牌交易成交结果，流转至电力调度机构进行安全校核，电力调度机构在规定的时限内返回安全校核结果； 　　5.市场主体确认成交结果。未通过安全校核的转让交易意向不成交。 　　第六十五条[实施细则]合同电量转让交易的数据申报、出清、信息发布等有关程序详见《蒙西电力市场中长期交易实施细则》。 　　第五章日前电能量交易 　　第一节中长期电量日分解 　　第六十六条[概述]为实现中长期交易与现货交易的平稳对接，为日前交易提供基础方式，须将中长期合同电量按日分解为具备执行条件的分时电力曲线。其中，中长期电量合同包括年度基数电量合同和各类中长期电量交易合同。 　　第六十七条[基本原则]中长期电量日分解遵循公开透明、安全稳定原则。以中长期电量物理执行为目标，贯彻落实新能源优先发电政策，电网安全稳定等各类约束，确保分解结果具备执行条件。 　　第六十八条[分解方案]在市场主体具备曲线申报能力前，由市场运营机构基于电网次日负荷预测、次日新能源预测及设备检修计划等数据，分解制定次日系统开机组合及各发电企业电力运行曲线。初期采用15分钟一点、连续96点分段线性曲线，后期逐步细化。 　　第六十九条[组织实施]日前电能量现货交易开市前，首先启动中长期日分解流程。各市场主体通过技术支持系统维护机组及发电单元容量、发电能力、调节能力等物理参数。技术支持系统读取电网次日负荷预测、新能源预测、电网检修计划、外送电计划等信息，按照分解规则进行曲线分解计算。 　　第七十条[信息发布]分解结果通过技术支持系统向相关市场主体发布。 　　第七十一条[实施细则]中长期电量日分解的参数申报、分解算法、信息发布等有关程序详见《蒙西电力市场日前电能量现货交易实施细则》。 　　第二节日前电能量交易 　　第七十二条[概述]在中长期电量日分解曲线的基础上，各市场主体申报次日电力电量买入、卖出意愿，通过日前集中交易，优化出清，确定日次各市场主体运行方式及计划运行曲线。 　　第七十三条[目标函数及出清]日前电能量现货交易以中长期日分解曲线为初始点，以全网综合效能提高最大化为目标函数，在考虑发供平衡、旋转备用、调节速率、供热及安全约束等条件下，进行优化出清。 　　第七十四条[模式及周期]电力多边市场日前电能量现货交易按日组织，采用“分段报价、集中出清”模式。 　　第七十五条[参与主体]参与日前电能量现货交易的市场主体包括公用火电企业、新能源场（站）、抽水蓄能电站、电力用户（具备用电负荷实时监测能力）等。 　　第七十六条[交易时间定义]运行日（D）为电网运行的自然日，电力多边市场现货交易初期，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。日前电能量现货交易在运行日的前一日（D-1）出清成交。（D-1）日，发电侧市场主体进行申报，用电侧需求通过负荷预测确定，通过日前交易出清形成运行日的交易结果。 　　第七十七条[事前信息发布]（D-1）日交易申报前，通过技术支持系统向市场主体发布运行日的相关信息。 　　第七十八条[组织方式]参与市场的公用火电企业、新能源场（站）、抽水蓄能电站、自备电厂、可控负荷等市场主体通过技术支持系统申报运行日电力买入、卖出、启动、停机等价格，技术支持系统汇总市场主体申报信息，综合考虑系统负荷预测、外送计划、发电机组检修计划、输变电设备检修计划和发电机组运行约束，以全系统综合效能最大化为目标函数，采用日前出清程序计算运行日（D）的96点机组运行计划曲线，形成运行日（D）的开机组合、分时发电出力曲线和分时边际电价。 　　第七十九条[火电企业申报]（D-1）日交易申报截止时间前，发电企业通过技术支持系统申报运行日（D）机组电能量交易意愿及卖出价、买入价、停机价、启动价等信息。 　　第八十条[新能源场（站）申报]新能源场（站）应基于次日发电能力预测结果申报买入、卖出意愿及价格。 　　第八十一条[抽蓄电站申报]抽蓄电站应按抽水、发电不同模式分别申报。 　　第八十二条[电力用户申报]具备用电负荷实时监测能力的电力用户也可申报电能量买入、卖出信息，参与日前电能量现货交易。 　　第八十三条[日前交易价格形成机制]日前交易以分时边际价格为全网出清电价。 　　第八十四条[出清结果发布]为满足电网安全稳定运行需要，电网调度机构可根据安全校核结果，调整日前机组方式并给出说明。日前交易的发电侧出清结果（含机组开机组合和分时发电出力曲线）即为运行日（D）的发电调度计划。 　　第八十五条[发电调度计划调整]若电网运行边界条件在运行日（D）之前发生变化，并且可能影响电网安全稳定运行、电力正常有序供应和清洁能源消纳，电力调控中心可根据电网运行的最新边界条件，基于发电机组的日前报价，采用日前交易的出清算法，对运行日（D）的发电调度计划（含机组开机组合和分时发电出力曲线）进行调整，同时通过技术支持系统向市场主体发布相关信息，并将调整后的发电调度计划下发至各发电企业。 　　第八十六条[需求侧交易]当市场供给量明显小于需求量，需实施有序用电管理时，可启动需求侧日前交易。用电侧可通过日前申报电力电量出让信息，实现需求侧市场化调节。 　　第八十七条[日前交易实施细则]日前交易信息发布、申报、出清等有关程序详见《蒙西电力市场日前电能量交易实施细则》。 　　第六章日内电能量交易及实时平衡 　　第一节日内电能量交易 　　第八十八条[概述]在日前电能量交易出清结果（日前计划）的基础上，以日内超短期负荷预测（初期可选择30分钟，逐步细化至15分钟、5分钟等）、外送计划、设备状态等为边界条件，以全体系调整成本最小化为目标，优化各市场主体计划运行曲线，实现日内发用电计划滚动调整。 　　第八十九条[目标函数及出清]日内电能量现货交易以日前电能量交易出清结果为初始点，以日内系统运行前一时段（初期可选择30分钟，逐步细化至15分钟、5分钟等）调节总成本最小化为目标，采用超短期负荷预测、新能源预测及电网实时运行状态为边界条件，在考虑负荷平衡、正备用容量、负备用容量、旋转备用容量、机组上下限、机组爬坡、线路潮流、断面潮流等约束条件下，进行优化出清，滚动调整机组发电曲线。 　　第九十条[参与主体]参与日内电能量现货交易的市场主体为接入自动发电控制系统（AGC）的全部公用火电机组、新能源场（站）、抽水蓄能机组、自备机组、可控负荷等。 　　第九十一条[交易时间定义]电力调控中心在运行日（D）系统实际运行前15分钟开展日内电能量现货交易。各市场主体在日前交易出清后进行日内交易上调、下调申报。 　　第九十二条[组织方式]日前交易出清闭市后，各市场主体基于日前现货交易出清结果，针对日内电网负荷波动、临时安全调整等需要，申报运行日（D）上调、下调信息。技术支持系统汇总申报信息后，推送至电力调控中心作为次日电网调用出清的依据。运行日（D）内，电力调控中心根据超短期预测，新能源发电预测等，综合考虑网络拓扑、事故校验、机组状态、机组爬坡能力等安全约束条件，以全网调节成本最小为目标函数，优化出清，滚动调整一下时段（初期可选择30分钟，逐步细化至15分钟、5分钟等）的计划运行曲线。 　　第九十三条[交易申报]日前电能量交易出清闭市后，各市场主体通过技术支持系统申报运行日（D）机组电能量交易调整意愿及上调价、下调价等信息。 　　第九十四条[日内交易价格形成机制]日内交易以分时（初期可选择30分钟，逐步细化至15分钟、5分钟等）边际价格为全网出清电价。 　　第九十五条[日内交易实施细则]日内交易具体规定详见《蒙西电力市场日内电能量交易实施细则》。 　　第二节 实时平衡机制 　　第九十六条[实时平衡机制]在日内电能量交易出清结果（滚动计划）的基础上，针对负荷快速变化、新能源随机波动等超短期因素（初期可选择30分钟，逐步细化至15分钟、5分钟等）引起的系统不平衡量，由自动发电控制系统（AGC）按照系统实时发供平衡需要，快速调节各发电机组出力。 　　第九十七条[组织方式]各市场主体以日内交易出清的滚动计划曲线为基础，以电网实时不平衡量为调节目标，由自动发电控制系统（AGC）下发调整指令实时调整出力（或负荷）。 　　第九十八条[系统事故及紧急情况处理原则]电网实时运行中，当系统发生事故或紧急情况时，电力调控中心应依据“安全第一”的原则处理。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与日内交易及实时平衡机制。电力调控中心对事件经过、计划调整情况等进行记录，并向市场主体进行发布。 　　第九十九条[实施细则]实时平衡机制的其他规定详见《蒙西电力市场实时交易实施细则》。 　　第七章市场结算 　　第一百条[概述]电力交易机构按照电力多边市场运营规则，依据交易成交结果及执行情况，计算编制并出具电力多边市场交易电量结算凭证。 　　第一百〇一条[结算模式]电力多边市场中长期交易采用“月清月结”模式；现货交易采用“日清月结”机制。 　　第一百〇二条[结算周期]以月度为周期结算，结算时间参照电网公司营销部门电费发行周期与财务部门结算电厂上网电量周期。 　　第一百〇三条[结算职责]结算职责如下： 　　1.电网企业营销部门负责提供电力用户相关信息、电量数据，具备条件的电力用户，出具曲线数据，并按照电力交易中心出具的结算凭证组织用户侧电费结算工作； 　　2.电力调控中心负责提供发电企业电量、电力曲线数据、系统AGC指令等信息； 　　3.电网企业财务部门负责提供电价相关信息，并按照电力交易中心出具的结算凭证组织发电侧电费结算工作； 　　4.电力交易中心负责依据成交结果及实际运行数据编制结算凭证。 　　第一百〇四条[结算电价] 　　1.基数电量结算：发电企业基数电量按照政府批复上网电价进行结算。未参与电力多边市场的用电侧电价按照政府批复的目录电价进行结算。 　　2.外送电量结算：外送电电量按照跨区跨省购售电合同约定的电价进行结算。 　　3.中长期交易电量结算：中长期交易电量根据中长期成交价格结算。 　　4.日前交易结算：日前交易出清结果与中长期合同分解形成的日结算曲线之间的偏差量，按照日前交易的分时电价进行结算。 　　5.日内交易及实时平衡结算：发电机组实际出力与日前现货市场出清结果之间的偏差量，按照日内现货市场的分时电价进行结算。用电侧实际用电电力与日前现货市场出清结果之间的偏差量，按照日内现货市场的分时电价进行结算。未参与现货交易的用电侧电量仍以中长期合同约定价格结算。 　　各交易品种结算具体流程及规则详见《蒙西电力市场结算实施细则》。 　　第一百〇五条[考核]为维护市场秩序，确保交易正常运营，对用电侧月度交易电量完成情况进行考核管理。具体考核规则及流程见《蒙西电力市场结算实施细则》。 　　第八章信息披露 　　第一节 信息分类 　　第一百〇六条[信息分类]按照信息属性分类，市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。 　　第一百〇七条[公众信息]公众信息是指向社会公众发布的数据和信息。 　　第一百〇八条[公开信息]公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息。 　　第一百〇九条[私有信息]私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。私有信息在一定期限后转为公开信息或公众信息。 　　第二节 信息管理 　　第一百一十条[信息披露责任]电力交易中心负责市场信息的管理和发布，会同电力调控中心向市场主体发布市场交易以及电网运行的相关信息。电力交易中心、电力调控中心应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。 　　第一百一十一条[信息披露方式]电力多边市场信息通过统一平台进行披露。各类市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，按规定在技术支持系统披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。市场主体对披露的相关信息有异议及疑问，由电力交易中心会同电力电控中心负责解释。 　　第一百一十二条[信息保密]华北能源监管局、自治区电力市场主管部门、各市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。因信息泄露造成市场波动和市场主体损失的，由华北能源监管局和自治区电力市场主管部门组织调查并追究责任。 　　第一百一十三条[信息披露监管]华北能源监管局和自治区电力市场主管部门依职权对市场信息披露进行监管。 　　第三节 披露内容 　　第一百一十四条[电力交易中心信息披露]电力交易中心负责市场交易相关的信息披露，主要包括交易规则、交易结果、结算等信息。 　　第一百一十五条[电力调控中心信息披露]电力调控中心负责调度运行相关信息的披露，主要包括电力平衡、电网运行等信息。 　　第一百一十六条[发电企业信息披露]发电企业披露的信息主要包括：企业基本情况、发电机组基本参数、燃料供应及出力情况，以及企业减资、合并、分立、解散及申请破产的决定，或者依法进入破产程序、被责令关闭等重大经营信息等。 　　第一百一十七条[售电公司信息披露]售电公司披露的信息主要包括：企业基本情况、资产总额验资报告和从业人员配置情况，以及企业减资、合并、分立、解散及申请破产的决定，或者依法进入破产程序、被责令关闭等重大经营信息等。 　　第一百一十八条[电力用户信息披露]电力用户披露的信息主要包括：企业基本情况、减资、合并、分立、解散及申请破产的决定，或者依法进入破产程序、被责令关闭等重大经营信息等。 　　第一百一十九条[信息披露细则]信息披露具体内容、披露方式等规定另行制定。 　　第九章技术支持系统 　　第一百二十条[技术支持系统定义]电力多边市场技术支持系统是支持电力多边市场运营的计算机、数据网络与通信设备、各种技术标准和应用软件的有机组合。 　　第一百二十一条[技术支持系统功能]技术支持系统将包括对电力多边市场的数据收集、信息发布、市场申报、合同的分解与管理、交易计划的编制、安全校核、执行跟踪、市场出清、市场结算、市场监视、市场分析、市场模拟推演等电力多边市场全业务功能。相关辅助功能包括系统负荷预测、母线负荷预测、新能源预测和需求侧响应等。 　　第一百二十二条[系统交互]电网企业营销系统、财务系统及调度系统应与电力多边市场技术支持系统实现互联互通、数据共享。 　　第十章市场干预及争议处理 　　第一百二十三条[市场干预]当出现如下情况时，市场运营机构应按照安全第一的原则处理事故、安排电力系统运行，及时有效干预市场交易，必要时可以中止电力现货市场交易，并尽快报告自治区电力市场主管部门及华北能源监管局： 　　1.因发生突发性的社会事件、气候异常和自然灾害等原因导致电力供应严重不足或电网运行安全风险较大时； 　　2.发生重大电源或电网故障，影响电力有序供应或电力系统安全运行时； 　　3.因重大自然灾害、突发事件等导致电网主备调切换时； 　　4.电力多边市场技术支持系统（含调度运行技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等）发生重大故障，导致现货市场交易无法正常组织时； 　　5.出现其他影响电网安全运行的重大突发情况时。 　　第一百二十四条[市场中止]有下列情形之一的，华北能源监管局会同自治区电力市场主管部门可以做出中止电力多边市场的决定，并通过市场运营机构向电力多边市场成员公布中止原因： 　　1.电力多边市场未按照规则运行和管理的； 　　2.电力多边市场运营规则不适应电力多边市场交易需要，必须进行重大修改的； 　　3.电力多边市场发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的； 　　4.因不可抗力导致电力多边市场交易不能正常开展的； 　　5.电力多边市场发生严重异常情况的。 　　第一百二十五条[市场中止处理措施]当市场中止时，电网调度机构以电网安全为原则编制运行日（D）发电计划，并按照公平原则调用机组出力、执行有序用电等。 　　第一百二十六条[市场恢复]异常情况解除后，市场运营机构按有关程序恢复市场正常运行。 　　第一百二十七条[价格管制时段]发生价格异常情况时，市场运营机构可以采取价格管制的方式来干预电力多边市场，并宣布相应的交易时段为价格管制时期。价格异常情况不再发生时，由市场运营机构公布价格管制终止时间。 　　第一百二十八条[市场干预与中止通知]若发生市场干预与中止，市场运营机构必须详细记录干预与中止的原因、措施，并及时向华北能源监管局及自治区电力市场主管部门备案，向各相关市场成员公布。市场干预与中止由市场运营机构通知相关对象，通知的内容包括市场干预与中止的原因、范围和持续时间。市场紧急干预与中止情况下所造成的成本由市场主体共同承担。 　　第一百二十九条[争议内容]本规则所指争议主要是指市场成员之间的下列争议： 　　1.注册或注销市场资格的争议； 　　2.市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议； 　　3.市场交易、计量、考核和结算的争议； 　　4.其他方面的争议。 　　第一百三十条[电力多边市场主体之间争议处理]市场主体之间、市场主体与电网企业之间发生争议时，可通过双方协商、申请调解或仲裁、诉讼等途径处理。申请调解时，应出具书面申请，原则上按顺序提交至华北能源监管局和自治区电力市场主管部门。 　　第一百三十一条[市场主体与市场运营机构之间争议处理]因电力多边市场交易发生争议，由华北能源监管局依法协调或者裁决。市场主体、市场运营机构对华北能源监管局的处理决定不服的，可以依法申请行政复议或者提起行政诉讼。 　　第十一章市场监管 　　第一百三十二条[市场监管]华北能源监管局会同自治区电力市场主管部门根据《电力监管条例》和有关法律法规，依法对市场成员及其市场行为实施监管，保证市场公开、公平、公正。具体办法另行制定。市场监管包含但不限于下列情况： 　　1.电力系统安全稳定运行情况； 　　2.电力多边市场交易组织实施及信息披露情况； 　　3.电力多边交易执行情况； 　　4.市场成员行为依法合规情况； 　　5.交易费用收支情况； 　　6.市场纠纷及违约处理情况。 　　第一百三十三条[市场监测]市场运营机构依据本规则，按照华北能源监管局及自治区电力市场主管部门要求，对电力多边市场运行实施市场监测。 　　第一百三十四条[第三方监督]内蒙古电力多边市场广泛接受各市场成员及社会各界的监督指导。具备电力市场及电力系统运营经验及专业技术水平的第三方机构，可按照本规则对电力多边市场实施第三方监督。 　　第一百三十五条[投诉及受理]所有市场成员均可通过匿名或公开方式，向华北能源监管局提出举报或投诉请求。 　　第一百三十六条[实施细则]针对电力多边市场各类违规情况，华北能源监管局依据相关法律法规进行处理。市场监管具体内容及流程详见《内蒙古电力多边交易市场监管实施细则》。 　　第十二章信用体系 　　第一百三十七条[概述]为维护电力市场正常秩序，保障电力市场健康发展，逐步建立电力多边市场信用评价体系，对市场主体参与多边交易过程中的诚信情况进行考核和评价。具体办法另行制定。 　　第一百三十八条[负责主体]现阶段暂由电力交易机构负责市场主体信用体系的建设管理工作；条件成熟时，可由专业的第三方信用评级机构负责市场主体的信用评价工作。 　　第一百三十九条[实施细则]电力多边交易市场信用体系建设的具体内容及流程详见《蒙西电力市场信用评级管理实施细则》。 　　第十三章附 则 　　第一百四十条[实施细则]电力多边交易市场运营各项实施细则另行制定。 　　第一百四十一条[市场监管]内蒙古电力多边市场监管办法另行制定。 　　第一百四十二条[解释]本规则由国家能源局华北监管局会同自治区电力市场主管部门负责解释。 　　第一百四十三条[实施]本规则自印发之日起施行。

蒙西电力市场电力中长期交易实施细则（征求意见稿） 　　第一章总 则 　　第一条[概述]在《蒙西电力市场运营基本规则》指导下，以有利于自治区经济社会持续发展、有利于经济结构转型升级、有利于构建现代能源经济体等为目标，按照年度、季度、月度等日以上周期组织开展的电能量交易。 　　第二条[组织机构]电力交易机构负责中长期电能量交易（以下简称“中长期交易”）及合同电量转让交易的组织实施。 　　第三条[适用范围]本细则是电力多边市场中长期交易及合同电量转让交易开展的依据，全体市场成员必须严格遵守。 　　第四条[批准执行]本细则作为《蒙西电力市场运营基本规则》（以下简称《规则》）的补充，与《基本规则》具有同等效力。 　　第一章协商交易 　　第五条[交易模式]协商交易采用发、用电企业双方自由协商的交易模式。 　　第六条[发电企业]参与协商交易的发电企业为经准入注册进入电力多边市场主体目录的公用发电企业。 　　第七条[用电企业]参与协商交易的用电企业为经准入注册进入电力多边市场主体目录的用电企业。 　　第八条[价格管理]为切实维护市场主体利益，规避市场风险，对协商交易实施成交价格限值管理。价格限值由自治区电力主管部门制定。 　　第九条[交易周期] 根据市场实际需求，可按年、季、月、周组织开展。 　　第十条[交易组织]年度交易的组织流程为： 　　（一）电力交易机构通过技术支持系统发布协商交易交易相关市场公告。主要内容包括： 　　1.交易周期内蒙西电网重要输电通道、输电设备检修计划； 　　2.参与交易的市场主体目录； 　　3.各火电发电机组参与交易的电量限值 　　4.各新能源企业参与交易的电量限值； 　　5.交易价格申报限值； 　　6.其他必要信息。 　　（二）市场主体经双边自由协商形成协商交易意向，并在协商交易申报期内，通过技术支持系统提交意向，意向信息主要包括： 　　1.市场主体； 　　2.交易电量 　　3.交易价格； 　　4.其他必要信息； 　　（三）技术支持系统汇集市场主体交易意向，发、用电双方意向完全一致的，以匹配对的形式形成成交结果。 　　（四）电力交易机构将协商成交结果流转电力调度机构进行安全校核。 　　（五）电力调度机构返回通过安全校核的成交结果，各市场主体确认成交，确认成交后，技术支持系统形成电子合同，作为交易结算依据。 　　（六）未通过安全校核的成交结果，各市场主体可按照电网安全约束要求，选择协商转让交易电量，或放弃成交。 　　第二章集中竞价交易 　　第十一条[交易模式]集中竞价交易采用发电厂侧单边竞价，按申报价格由低到高分别出清的交易模式。 　　第十二条[发电企业]参与集中竞价交易的发电企业为经准入注册进入电力多边市场主体目录的公用发电企业。 　　第十三条[用电企业]参与集中竞价交易的用电企业为经准入注册进入电力多边市场主体目录的用电企业。 　　第十四条[价格管理]为切实维护市场主体利益，规避市场风险，对集中竞价交易实施成交价格限值管理。价格限值由自治区电力市场主管部门制定。 　　第十五条[交易周期]根据市场实际需求，可按年、季、月、周组织开展。 　　第十六条[出清规则]集中竞价交易按照发电企业申报价格由低到高分别出清成交，直至满足用户电量需求。同价出清电量时，按照各发电企业申报电量等比例出清成交电量。 　　第十七条[交易组织]集中竞价交易的组织流程为： 　　（一）电力交易机构通过技术支持系统发布季度交易相关市场公告。主要内容包括： 　　1.交易周期内蒙西电网重要输电通道、输电设备检修计划； 　　2.参与交易的市场主体目录； 　　3.各火电发电机组参与交易的电量限值 　　4.各新能源企业参与交易的电量限值； 　　5.交易价格申报限值； 　　6.其他必要信息。 　　（二）各发电企业申报竞价电价、电量信息，用电企业申报用电需求； 　　（三） 电力多边市场技术支持系统汇总报价信息，按照集中竞价出清规则，计算出清，并将出清结果流转至电力调度机构进行安全校核。 　　（四）电力调度机构返回通过安全校核的出清结果，各市场主体确认成交。 　　（五）未通过安全校核的出清结果，各市场主体可按照电网安全约束要求，选择协商转让交易电量，或放弃成交。 　　第三章集中撮合交易 　　第十八条[交易方式] 集中撮合交易采用发电厂侧单边竞价，统一出清的交易模式。 　　第十九条[发电企业] 参与集中撮合交易的发电企业为经准入注册进入电力多边市场主体目录的公用发电企业。 　　第二十条[用电企业]参与集中竞价交易的用电企业为经准入注册进入电力多边市场主体目录的用电企业。 　　第二十一条[价格管理]为切实维护市场主体利益，规避市场风险，对集中撮合交易实施成交价格限值管理。价格限值由自治区电力主管部门制定。 　　第二十二条[交易周期]根据市场实际需求，可按年、季、月、周组织开展。 　　第二十三条[出清规则] 集中撮合交易按照发电企业申报价格由低到高排序，直至满足用户电量需求，并以最后一台成交机组的价格作为市场出清价格。同价出清电量时，按照各发电企业申报电量等比例出清成交电量。 　　第二十四条[组织流程]集中撮合交易的组织流程为： 　　（一）电力交易机构通过技术支持系统发布月度协商交易相关市场公告。主要内容包括： 　　1.交易周期内蒙西电网重要输电通道、输电设备检修计划； 　　2.参与交易的市场主体目录； 　　3.各火电发电机组参与交易的电量限值 　　4.各新能源企业参与交易的电量限值； 　　5.交易价格申报限值； 　　6.其他必要信息。 　　（二）各发电企业申报竞价电价、电量信息，用电企业申报用电需求； 　　（三）电力多边市场技术支持系统汇总报价信息，按照集中撮合出清规则，计算出清，并将出清结果流转至电力调度机构进行安全校核。 　　（四）电力调度机构返回通过安全校核的意向结果。各市场主体确认成交。 　　（五）未通过安全校核的意向结果，各市场主体可按照电网安全约束要求，协商转让交易电量，或放弃成交。 　　第四章合同电量转让交易 　　第二十五条[交易范围]拥有合同电量（包括基数电量和市场电量）的市场主体，通过双边协商、集中竞价等市场化交易方式，将全部或部分电量转让给其他市场主体的中长期交易。市场初期，仅开展发电侧的合同电量转让交易；条件具备后，允许用户侧开展合同电量转让交易。 　　第二十六条[交易主体]市场初期，合同转让交易的交易主体包括火电机组和新能源机组。 　　第二十七条[交易标的]合同电量转让交易标的物为已成交但未完全执行的交易合同，合同电量转让交易不改变原有中长期交易合同的价格，仅是合同权利、义务的转让。 　　第二十八条[交易条件]合同转让交易中发电权受让方的排放指标不得高于发电权出让方。 　　第二十九条[交易时序]中长期交易成交后交易结算前，市场主体可根据需要实施合同转让交易。 　　第三十条[组织流程]合同电量转让交易组织流程如下： 　　1.市场主体如有转让需求，通过电力市场技术支持系统申报 　　2.市场主体可通过双边协商、集中竞价两种方式，在电力市场技术支持系统中形成合同电量转让意向。 　　3.交易完成后，市场运营机构通过电力市场技术支持系统汇总合同电量转让协议，同时行安全校核。 　　4.安全校核结果在规定的时限内返回，并通过技术支持系统向相关市场主体发布。 　　5.市场主体确认成交结果并签订合同电量转让合同，未通过安全校核的转让交易意向不成交。 　　第三十一条[回购协议]条件成熟时，允许电力用户与发电企业之间签订合同电量回购协议，电力用户因自身原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，调减相应发电企业后续发电计划。 　　第三十二条[交易价格]合同转让交易的价格为合同电量的出让价格或受让价格。不影响出让方原有合同的价格，原合同方主体不承担价格偏差。同样，受让方不承担出让方原合同的违约责任，而受让方造成的违约责任则由受让方承担。 　　第五章附 则 　　第三十三条[规则解释]由国家能源局华北监管局、内蒙古自治区电力市场主管部门负责解释。 　　第三十四条[规则修订]国家能源局华北监管局、内蒙古自治区电力市场主管部门可根据市场实际运行情况，对相关标准和条款进行修订。 　　第三十五条[规则实施]本细则自印发之日起执行。