國家電網公司及所屬東北電網有限公司、遼寧、吉林、黑龍江省電力公司，華能、大唐、華電、國電、中電投集團公司，有關發電公司，中電聯：

　　現將《東北區域電力市場實施方案（暫行）》（以下簡稱《實施方案》）印發你們，請依照執行。東北區域電力市場模擬運行結束后，國家電力監管委員會將對《實施方案》進行修改完善。

　　為適應東北區域電力市場建設進度的需要，《東北區域電力市場技術支持系統功能規范》由東北區域電力監管機構負責按照《實施方案》和《運營規則》確定的原則，在模擬運行中完善，報國家電力監管委員會批準后實施。有關《實施方案》和《運營規則》中涉及的《東北電網年度購電合同電量管理辦法》、《東北區域電力市場電費結算及管理辦法》、《東北區域電力市場差價部分資金管理辦法》等配套文件，由東北區域電力監管機構批準實施，并報國家電力監管委員會核備。東北區域電力市場年度購售電合同原則上依據國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局聯合印發的《購售電合同（示范文本）》制定。

　　二00三年十二月三十一日

東北區域電力市場實施方案（暫行）

　　一、東北電網概況

　　東北電網覆蓋遼寧省、吉林、黑龍江省，蒙東的赤峰市、通遼市以及興安盟、呼盟地區，供電面積120萬平方公里，供電服務人口1億左右。全網火電資源主要分布在內蒙東部和黑龍江煤炭產區，以及大連、綏中等港口城市，水電資源主要集中在東部地區；而負荷主要集中在大連、沈陽、長春、哈爾濱等中、南部大中型城市，形成東、西部電力向中部輸送，北部電力向南部輸送的局面。

　　（一）東北電網發電裝機容量構成情況

　　截止2002年底全網裝機容量 39400MW，其中水電5410MW，占全網裝機容量的13.7%，火電33990MW，占86.3%.按國家電力體制改革發電資產重組劃分方案，東北電網中主要水電機組保留在東北電網有限公司，作為調峰、調頻和事故備用的應急電廠，總容量為4282.5MW，占全網總裝機容量的11.10%.五大發電公司（廠）的裝機容量為19429.5MW，占全網總裝機容量的50.35%.其中，華能集團為5025MW，占全網總容量的13.02 %；大唐集團為1925MW，占全網總容量的4.99%；華電集團為5757MW，占全網總容量的14.92%；國電集團為3261.5MW，占全網總容量的8.45%；中電投集團為3461MW，占全網總容量的8.97%.

　?。ǘ〇|北電網網架結構、聯絡線輸送能力情況

　　東北電網以 500kV電網和220kV電網為主網架，截止2002年底，全網500kV輸電線路31條，總長度5031公里，500kV變電站16座，總變電容量 13806MVA；220kV輸電線路473條，總長度22845公里，220kV變電站221座，總變電容量41326MVA.2002年全網總發電量 1665億kWh，最大電力25780MW.

　　根據電源、負荷布局及網架結構，東北電網可分為南部電網、中部電網和北部電網。南部電網由遼寧省內電網和內蒙赤峰地區電網組成；中部電網由吉林省內電網和內蒙通遼地區電網組成；北部電網主要由黑龍江省電網和內蒙呼盟電網組成。連接南部與中部電網之間的聯絡線有2條500kV和5條220kV線路，正常情況下送電能力1800MW，年送電能力約78億kWh；北部電網與中部電網之間的聯絡線有2條 500kV和4條220kV線路，正常情況下送電能力900MW，年送電能力約54億kWh.南部電網由綏中電廠經由500kV綏姜線與華北電網相聯，正常情況下，送電能力800MW，年送電能力約46億kWh.

　?。ㄈ〇|北電網管理現狀

　　1999年電力體制改革后，原東北電力集團公司改組為國電東北公司，作為國家電力公司的分公司。按國家電力公司的授權，經營500kV主干網架、調峰、調頻水電廠及蒙東地區國家投資的電力資產，實行聯絡線關口調度。遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司作為國家電力公司的子公司分別獨立經營、獨立核算，負責本省內電網的調度及電力、電量平衡。根據國務院5 號文件，2003年，原國電東北公司重組為具有法人地位的東北電網有限公司，為國家電網公司的全資子公司，遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司的改革正在進行中。

　　（四）東北電網特點

　　東北電網是我國最早形成的跨省統一電網，長期實行統一規劃、統一建設、統一調度、統一核算和統一管理，現已基本形成了比較完善的跨省主網架；東北三省綜合銷售電價水平比較接近，有利于新電價機制的形成；1999年開始的東北三省 "廠網分開、競價上網“試點，為建設東北區域電力市場積累了一定的實踐經驗；目前，東北地區電力供需環境相對寬松，引入競爭機制、建立區域電力市場的時機基本成熟。

　　二、指導思想、原則和編制依據

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　　以《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》（國發 [2002]5號）文件為指導，按照我國建立電力市場的總體要求，總結和借鑒國內外電力市場改革的經驗教訓，遵循市場經濟的一般規律和電力工業發展的特殊規律，建立統一的東北區域電力市場，實現區域電力資源優化配置，使電力建設與環境保護相協調，促進電力工業可持續發展。在東北地區建立起政府監管下的政企分開、公平競爭、開放有序、安全可靠、健康發展的電力市場體系。

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　　1.堅持安全第一的原則。實行全網統一調度，分級管理，保障電力系統安全穩定運行。

　　2.堅持區域電力資源優化配置的原則。充分利用東北現有資源，最大范圍地實現區域資源的優化配置。

　　3.堅持公開透明、公平競爭、公正監管的原則。做到調度、交易、結算信息及時、定期公開發布，遵循市場交易規則、依法監管。

　　4.堅持統籌兼顧各方利益的原則。正確處理好政府、發電企業、電網企業和電力用戶之間的利益關系，促進東北區域經濟和電力工業協調、持續發展。

　　5.堅持積極推進與循序漸進相結合的原則。東北區域電力市場建設要總體設計、分步實施、穩步推進。

　　6.堅持實事求是的原則。切合東北區域經濟發展和東北電力工業發展的實際，具有可操作性。

　　7.堅持統一、開放的市場原則。發揮東北區域優勢，促進跨區域間電力電量交易，為全國電力市場建設創造條件。

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　　方案編制主要依據《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》（國發[2002]5號）、《關于印發區域電力市場建設指導意見的通知》（電監市場 [2003]21號）、《關于建立東北區域電力市場的意見》（電監供電［2003］15號）（以下簡稱《意見》）以及國家有關法律、法規的規定。

　　三、市場建設

　　東北區域電力市場按照《意見》要求，采取總體設計、分步實施、配套推進、平穩操作的原則進行建設。

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　　初步建立東北區域電力市場交易體系和市場監管體系，建設以東北電力調度交易中心為交易平臺的統一的東北區域電力市場。開放部分發電市場；采用有限電量競爭的模式，適時開放發電權市場；按照國家有關文件規定，適時有步驟地開展發電公司（廠）與大用戶雙邊交易試點；負責完成東北向華北送電工作；建立輔助服務補償機制。

　　1.市場成員

　　東北區域電力市場成員為：東北電網有限公司及遼寧、吉林、黑龍江省電力公司，與東北電網接網的擁有100MW及以上火電機組（不含供熱電廠和企業自備電廠）的發電公司（廠）。具體競價發電公司（廠）（機組）明細詳見附表。

　　2.市場格局

　　在東北電網有限公司設立東北電力調度交易中心，作為東北區域電力市場統一交易平臺。在遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司設電力結算中心（該中心可設在三省電力公司財務部門），履行電費結算職能。

　　電力市場初期采取電網經營企業單一購買模式。東北電網有限公司與遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司按關口計量購售電，三省電力公司向省內用戶售電。

　　3.競價模式與價格機制

　?。?）市場采取有限電量競爭模式。競價電量占東北區域電力市場實際交易電量的20%，由月度、日前和實時競價方式確定。在技術支持系統不具備條件之前，競價電量由月競價方式確定。

　　（2）競價方式

　　用網損修正后的報價進行競價，以市場購電費用最低為目標決定競價結果，月度競價按中標電量的報價價格進行結算，日前、實時競價按中標電量邊際價格進行結算。

　　（3）限價

　　設置最低、最高限價，具體限價幅度經商國家發改委后按國家有關文件另行確定。

　　4.電費結算

　　東北電網有限公司負責競價機組的競價電量及省間聯絡線交易電量的電費結算，遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司負責本省內競價機組的非競價電量、非競價機組上網電量的電費結算。

　　5.發電權市場

　　發電權交易的開放應逐步有序。

　　初期，可優先進行同一物理節點上不同核算體制機組的發電權交易，由東北電力調度交易中心采用集中撮合模式，確定發電權的交易計劃，并進行安全校核。在市場初期，暫對由于燃料、水等一次能源不足，客觀原因無力完成的年度合同電量進行發電權交易。

　　6.輔助服務補償機制

　　電網企業和進入電力市場的發電機組有義務承擔電力系統的備用、調頻、無功等輔助服務。在市場初期，東北電網有限公司留備的發電機組應首先無償提供輔助服務，對其它機組提供的備用、調頻、無功等輔助服務建立合理的補償機制，補償資金可從差價部分資金中支付，其辦法另行制定。

　　7.東北向華北送電

　　東北向華北送電采取定價購買的方式，由東北電網有限公司協調遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司落實到廠。

　　8.發供需求空間

　　保留東北三省原有的發供需求空間，作為貫徹落實中央振興東北老工業基地的一項特殊政策。實施中發電企業可以采取自愿的方式進行交易。

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　　隨著電力體制改革的深入、配套電價政策的出臺，逐步過渡到兩部制電價、全電量競爭的模式，并開放年度、月度合同、日前和實時競價交易。建立輔助服務市場；逐步加大電力市場競爭力度和范圍；開展發電公司（廠）與大用戶的雙邊交易及發電公司（廠）與獨立配電公司的雙邊交易試點，開放發電公司（廠）與獨立配電公司雙邊交易。形成以東北電力調度交易中心為交易平臺的、統一的東北區域電力市場；在國家出臺發電排放環保折價標準后，環保折價系數參與市場競價過程。

　　1.擴大競價機組范圍

　　按照先火電后水電，先大機組后小機組的方針，逐步開放非競價機組進入市場競爭。首先開放200MW及以上容量的供熱機組，逐步開放100MW供熱機組。對于100MW以下容量火電機組，只開放年、月度合同交易，同時執行國家限制小火電機組凝汽發電的有關政策。在火電機組全部進入市場后，水電機組也將按容量大小逐步進入市場進行交易。

　　2.逐步擴大雙邊交易

　　對符合一定條件的大用戶，按電壓等級由高到低，容量由大到小的順序逐步開放。

　　3.采取先試點后開放的步驟，開展發電公司（廠）與配電公司的雙邊交易。

　　4.建立輔助服務市場，初步建立備用、調頻輔助服務市場，完善無功輔助服務補償機制。

　?。ㄈ┻h期目標

　　1.發電端實行一部制電價、全電量競爭模式。

　　2.在售電端引入競爭機制，實現所有市場主體參與的全面競爭。在一個地區（城市）組建若干個售電服務公司，用戶可以自由選定售電服務公司。

　　3.建立電力期貨、期權等電力金融市場，形成政府監管下的、公平競爭的、全面開放的東北區域電力市場。

　　四、市場管理

　?。ㄒ唬┦袌鲆巹t及管理辦法制定

　　在電力市場正式運行前，逐步完成以下規則和管理辦法的制定工作。

　　1.《東北區域電力市場初期運營規則（暫行）》

　　應對以下幾個方面內容做出規定：（1）市場成員及其權利和義務；（2）市場交易體系；（4）市場運作的全過程；（4）干預市場的條件；（5）計量考核與結算；（6）信息管理；（7）電力系統及相關輔助系統的安全運行等方面的內容；（8）輔助服務補償辦法。

　　2.《東北區域電力市場技術支持系統功能規范（暫行）》

　　應對市場技術支持系統設計原則、系統組成和功能進行規定。

　　3.《東北區域電力市場監管實施意見（暫行）》

　　應對監管機構的職責、監管內容、監管程序、爭議調解等相關方面進行詳細規定。

　　4.《東北區域電力市場準入實施意見（暫行）》

　　應對進入市場的電力企業及用戶應滿足的條件進行詳細規定，并明確入市、退市的程序。

　　5.《東北區域電力市場差價部分資金管理辦法》

　　按照調整電力用戶、發電公司（廠）、電網公司的利益，支付電力市場及技術支持系統建設、運行成本的使用原則，編制其管理使用辦法。

　　6.《東北電網年度購電合同電量管理辦法》

　　原則上按照國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局聯合印發的《購售電合同（示范文本）》，參考東北電網和遼寧、吉林、黑龍江三省綜合電價方案，并統籌考慮各發電企業利益及電網實際輸送能力等，制定年度購電合同電量管理辦法。

　　7.《東北電網調度運行規則》

　　應對電網調度運行管理工作作出詳細規定。

　　8.《東北區域電力市場電費結算及管理辦法》

　　原則上按照國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局聯合印發的《購售電合同（示范文本）》，對東北區域電力市場電費結算及管理工作作出具體規定。

　?。ǘ┱{度管理模式

　　東北電網調度實行全網統一調度、分級管理，分區分層運行。國家電網公司根據電力市場化改革的進程，適時對電力調度關系進行調整。

　　1.為保證東北電網安全穩定運行，在東北區域電力市場實施月競價時，調度關系暫不做調整。

　　2.日前、實時電量交易開展時，按調整后的調度關系執行，取消聯絡線關口調度。

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　　根據《意見》確定的原則，對東北電網年度發、供、用電進行全網資源優化平衡。

　　1.確定競價機組年度合同電量

　　（1）全網年度總需求（不含發供需求空間）扣除非競價機組年度合同電量空間后，為競價機組發電空間，其中80%為年度合同電量空間，其余20%作為競價電量空間。

　?。?）年度合同電量分配，原則上按原電價屬性的同類型機組同等利用小時數，并參照東北電網近年來平均利用小時數合理安排，同時要考慮電網的輸電能力及目前執行的分省綜合銷售電價水平。

　　2.非競價機組年度合同電量

　　（1）環保及綜合利用機組。按其合理運行方式（設計工況）核定年度合同電量并優先安排。

　?。?）風電機組。按以風定電的原則，以上年實際發電水平核定年度合同發電量，新投產機組按設計利用小時安排，按實際上網電量結算。

　　（3）水電機組。按以水定電的原則，確定年度合同電量。

　　（4）供熱機組。按以熱定電的原則，結合上年實際發電情況核定年度合同電量。100MW以下供熱機組非供熱期不安排純凝汽發電，非常年供熱機組全年利用小時不高于電網內同容量競價機組的年度合同利用小時，常年供熱機組視其供熱量，原則上全年利用小時不應高于同容量競價機組年度合同利用小時的5～10%.

　?。?）凝汽機組。全年利用小時一般不得高于全網競價機組平均年度合同利用小時。

　　（6）自備電廠。按自發自用的原則，安排全年發電利用小時，各省應考慮不同容量、煤耗水平等因素劃定自備電廠的利用小時上限，在限制內發電。

　　3.年度需求預測出現偏差，當偏差小于2%時，調整競價空間；當年度需求預測偏差大于或等于2%時，按同比例增減的原則調整競價機組合同電量與競價電量空間，半年預調一次，四季度進行最終調整。在進行調整時，將優先調整競價機組，適當調整非競價機組。

　　4.非競價機組年合同電量，根據年度合同電量確定原則，由東北電網有限公司和三省電力公司共同確定，按管理范圍，分別與不參加競價的發電企業簽訂年度購售電合同。

　　競價機組年合同電量，在市場初期，根據年度合同電量確定的原則，由東北電網有限公司提出三省競價機組年合同電量的指導性計劃建議，作為三省年度發電量計劃建議的組成部分，由三省電力公司按指導性計劃建議上報地方政府，經國家批準后，由省政府主管部門下達到各發電企業。三省電力公司與參加競價的發電企業簽訂年度購售電合同，同時報東北電網有限公司備案。

　　具體指導性計劃的編制和調整要服從國家發電計劃的總體編制和調整要求。

　　（四）市場相關人員培訓

　　負責電力市場運營的專業人員，在通過東北電力調度交易中心的統一培訓，熟知運營規則并經考核合格后，上崗工作。國家電力監管委員會委托東北電力調度交易中心負責編寫培訓大綱并組織培訓工作。

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　　東北區域電力市場2004年1月15日開始模擬運行。通過模擬運行，驗證方案、規則及有關辦法的可操作性，驗證區域電力市場技術支持系統的可靠性和準確性，發現問題并及時提出意見，以便對方案、規則及有關辦法進行調整，確保正式運行成功。

　?。╇娏κ袌黾夹g支持系統建設

　　1.建設原則

　?。?）符合國家有關技術標準，保證系統及其數據的安全，提供嚴格的用戶認證和管理手段，并考慮信息保密的時效性。

　　（2）技術支持系統應保證電力調度及交易的可靠運行。

　?。?）充分利用東北電網現有調度自動化、通信系統和三省電力市場技術支持系統的資源。

　?。?）技術支持系統應采用開放式體系結構和分布式系統設計，適應電力市場的發展和規則的要求，并適應新技術的發展和設備的升級換代。

　　2.系統功能

　　東北區域電力市場技術支持系統對電力市場的數據申報、負荷預測、合同管理、交易計劃的編制、安全校核、計劃執行、輔助服務、市場信息發布、考核與結算等環節作出技術支持。

　　3.系統組成

　　東北區域電力市場技術支持系統由以下子系統組成：能量管理系統、交易管理系統、電能量計量系統、電能量考核與結算系統、合同管理系統、報價處理系統、市場分析與預測系統、交易信息系統、報價輔助決策系統、系統安全防護系統。

　　東北區域電力市場技術支持系統由東北電網有限公司組織遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司及有關發電公司（廠）建設。

　?。ㄆ撸╆P口計量裝置的安裝與改造

　　參加競價的發電公司（廠）上網關口計量點原則上設在發電公司（廠）出線側。對計量需明確到機組的，可采用在主變高壓側增設輔助計量裝置，對出線側計量數據進行分攤的方式解決。計量系統應保證完成分時段電能量自動采集、遠程傳送、數據存儲和處理等相應功能。此項工作由東北電網有限公司組織遼寧、吉林、黑龍江三省電力公司及相關發電公司（廠）完成。

　?。ò耍╊A案測算

　　東北電網有限公司負責對以下預案進行測算，驗證東北區域電力市場各項規則的可行性。

　　1.網、省間結算價格預案

　　兼顧市場成員各方利益，合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔，規避市場風險，合理分擔競價上網帶來的盈虧，平衡用戶、電網公司及發電企業的利益。

　　2.遼寧、吉林、黑龍江三省稅收預案

　　按均衡三省利益，避免大幅波動的原則測算。

　　3.競價產生差價部分資金測算預案

　　按合理預測的原則測算。

　　五、組織實施

　　（一）組織領導

　　東北區域電力市場試點工作領導小組全面負責試點工作，決定試點工作中的重大問題，國家電力監管委員會供電監管部負責試點日常工作。

　　（二）實施工作體系

　　成立東北區域電力市場實施工作協調小組，負責協調區域電力市場實施過程中出現的具體問題，督促實施工作進度。協調小組由國家電力監管委員會供電監管部負責同志任組長，東北區域電力監管負責人、國家電網公司生產運營部、東北電網有限公司負責同志任副組長，成員由遼寧、吉林、黑龍江省電力公司、有關發電公司（廠）的代表組成。東北電網有限公司負責日常工作。

　　視市場建設的需要，東北區域電力監管機構和東北電網有限公司可適時成立專業工作組，根據市場建設及進度分階段、分目標、分內容開展工作。

　　附表：（略）