甘肃省人大常委会


甘肃省森林病虫害防治检疫条例

（2004年3月30日省十届人大常委会第九次会议通过 2004年3月30日甘肃省人民代表大会常务委员会公告第13号公布 自2004年5月1日起施行）



第一章 总则

第一条 根据《中华人民共和国森林法》和国务院《森林病虫害防治条例》、《植物检疫条例》等法律法规，结合本省实际，制定本条例。

第二条 森林病虫害防治贯彻预防为主、综合治理的方针，实行谁经营、谁防治的责任制度。

第三条 各级人民政府应当加强对森林病虫害防治检疫工作的领导，将其纳入本地区国民经济和社会发展计划，建立健全森林病虫害防治检疫体系，组织动员社会各方面力量，依靠科学，群防群治，做好森林病虫害防治检疫工作。

第四条 县级以上林业主管部门负责本行政区域内的森林病虫害防治检疫工作，其所属的森林病虫害防治检疫机构负责具体组织实施。

乡镇林业工作站负责组织本辖区内森林经营单位和个人进行森林病虫害情况调查和防治工作。

国有林业管理机构负责其经营管理范围内的森林病虫害情况调查和防治工作。

第五条 森林病虫害防治检疫机构的主要职责：

（一）宣传、贯彻森林病虫害防治检疫方面的法律法规；

（二）组织、指导、监督本辖区森林病虫害防治工作；

（三）建立健全森林病虫害监测预警体系，发布森林病虫害信息，制定应急除治预案；

（四）组织森林植物疫情普查，负责森林植物及其产品的检疫工作；

（五）开展森林病虫害防治检疫技术的研究、培训和交流，引进、推广森林病虫害防治检疫适用技术，提高科学防治水平；

（六）查处违反森林病虫害防治检疫法律法规的行为。

第六条 农业、工商、交通、铁路、邮政、民航等部门应当按照各自职责配合做好森林病虫害防治检疫工作。

第二章 预防

第七条 林木种苗繁育单位，应当建立无森林植物检疫对象的苗圃和种子繁育基地，培育优良林木种苗。

植树造林所用种苗应当有产地检疫合格证或者植物检疫证。

森林经营单位和个人应当加强森林的抚育管理，经审批及时清除病虫木和受害严重的过火木，并向所在地森林病虫害防治检疫机构报告森林病虫害发生及危害情况。

第八条 森林病虫害预防的重点是：

（一）针叶林为松材线虫病、红脂大小蠹、落叶松枯梢病、松疱锈病、湿地松粉蚧等；

（二）农田防护林及路、宅、渠、村周边的树木为美国白蛾、黄斑星天牛、光肩星天牛、青杨天牛、春尺蠖、杨树腐烂病等；

（三）经济林为苹小吉丁虫、苹果蠹蛾、食心虫、红蜘蛛、果树腐烂病等；

（四）退耕还林、荒山造林区为中华鼢鼠、达乌里鼠兔等。

第九条 森林病虫害防治检疫机构应当每年有计划地组织乡镇林业工作站、森林经营单位和个人开展病虫害情况调查，并及时报告当地林业主管部门和上一级森林病虫害防治检疫机构。

第十条 森林病虫害防治检疫机构应当建立主要森林病虫害预报发布制度。

省森林病虫害防治检疫机构每年至少发布一期中、长期预报；市州森林病虫害防治检疫机构每年至少发布两期中、短期预报；县（市、区）及国有林业管理机构的森林病虫害防治检疫机构适时发布预报。

第十一条 森林病虫害防治检疫机构建立的测报点，应当配备具有相应资格的专职测报员，划定测报责任区，实施动态监测，建立测报预报档案。

第十二条 县级以上林业主管部门和国有林业管理机构应当针对突发性、危险性森林病虫害制定应急除治预案，内容包括组织领导、除治措施、技术手段、资金保障、物资储备等。

第十三条 工程造林应当制定森林病虫害防治方案，实行同步规划、同步实施、同步检查验收的制度。

第三章 除治

第十四条 森林经营单位和个人应当按照森林病虫害防治检疫机构的统一要求，及时做好经营范围内发生的森林病虫害除治工作。

森林病虫害防治检疫机构应当做好技术指导和技术服务，并对除治情况进行监督检查；对未及时除治的，应当下达限期除治通知书，责令除治；在规定期限内没有除治的，由森林病虫害防治检疫机构组织代为除治，费用由森林经营单位和个人承担。

第十五条 对新发生、新发现的森林病虫害，所在地森林病虫害防治检疫机构应当在四十八小时内调查核实并报告所在地县（市、区）人民政府和省林业主管部门；接到报告的人民政府应当组织有关部门、森林经营单位和个人采取必要的控制措施，立即封锁，及时扑灭。

第十六条 对突发性、危险性森林病虫害，森林病虫害防治检疫机构应当在四十八小时内核实并报告所在地县（市、区）人民政府和省林业主管部门；接到报告的人民政府应当组织有关部门及时成立临时指挥机构，启动应急除治预案，切断病源传播途径，防止疫情扩散蔓延。

第十七条 对发生严重病虫情面积在五十公顷以上的，森林病虫害防治检疫机构应当在七日内核实并报告所在地县（市、区）人民政府和省林业主管部门，并组织森林经营单位和个人进行除治。

第十八条 对发生危害程度较轻的一般性森林病虫害，森林经营单位和个人应当及时报告所在地森林病虫害防治检疫机构，并按照森林病虫害防治检疫机构的要求予以除治。

第十九条 对发生范围广、跨行政区域、危害严重的森林病虫害，由上一级人民政府统一领导，组织实施重点工程治理、集中连片除治。

第二十条 森林病虫害除治应当推广新技术、新药剂、新器械，提倡使用生物、仿生物等无公害制剂，保证人畜安全，保护有益生物，防止污染环境。

第二十一条 经森林病虫害防治检疫机构现场鉴定需要伐除的病虫木，县级以上林业主管部门应当及时审批，由森林经营单位和个人及时伐除，并按有关规定就地进行除害处理。

第二十二条 各级人民政府应当将森林病虫害防治检疫经费纳入同级财政预算，对突发性、危险性森林病虫害应当根据疫情扑灭需要安排专项经费。

林业主管部门可以从林业生态工程建设费和育林基金中提取一定比例作为专项防治经费，省、市（州）、县（市、区）提取的比例分别不低于1％、1.5％、2.5％。

国有林业管理机构应当从育林基金、木材销售收入、多种经营收入和事业费中安排森林病虫害防治费用。其中育林基金中用于防治的费用不低于本年度育林基金实际支出的6％。

第四章 检疫

第二十三条 森林病虫害防治检疫机构应当建立森林植物检疫对象标本室、检疫检验室、隔离试种苗圃、除害处理熏蒸库等设施，配备专职森林植物检疫员。

第二十四条 省林业主管部门应当根据国家发布的森林植物检疫对象名单，及时发布本省森林植物检疫对象补充名单、林业有害生物和危险性病虫疫情。

森林病虫害防治检疫机构根据国家、本省公布的应施检疫的森林植物及其产品名单实施检疫。

第二十五条 森林病虫害防治检疫机构对本地区森林植物检疫对象每五年普查一次，重点对象每年调查一次。

对新发现的检疫对象和其他危险性森林病虫害，应当及时查明情况，向所在地人民政府和省林业主管部门报告。

第二十六条 发生疫情时，森林病虫害防治检疫机构应当根据需要进行流动检疫；发生特大疫情时，经省人民政府批准可以设立临时森林植物检疫检查站，执行检疫任务。

第二十七条 森林病虫害防治检疫机构对林木种苗实施产地检疫。

从县域外调入应施检疫的森林植物及其产品，应当取得调入地森林病虫害防治检疫机构出具的森林植物检疫要求书，并持有调出地森林病虫害防治检疫机构出具的植物检疫证书后方可调入。

县域内调运应施检疫的森林植物及其产品，应当持有产地检疫合格证。

对调入的森林植物及其产品，调入地森林病虫害防治检疫机构应当查验植物检疫证书，必要时可以进行复检；对无植物检疫证书的，应当进行补检。

第二十八条 从国外引进林木种子、苗木等繁殖材料的单位和个人，应当将有关资料报省森林病虫害防治检疫机构，进行森林植物引种风险评估，并办理检疫引种审批手续。

第二十九条 凡生产、经营森林植物及其产品的企业，应当在取得营业执照后十五日内，向县级以上森林病虫害防治检疫机构备案。

第五章 罚则

第三十条 违反本条例规定，有下列行为之一的，由森林病虫害防治检疫机构责令其限期除治、赔偿损失，可以并处一百元至二千元的罚款：

（一）使用有危险性病虫害的林木种苗进行育苗或者造林的；

（二）未按要求及时清除病虫木，造成病虫情扩散、蔓延的；

（三）对发生的森林病虫害未及时报告，造成蔓延成灾的；

（四）未在规定期限内完成森林病虫害除治任务的。

第三十一条 森林植物及其产品的生产、经营单位和个人有下列行为之一的，森林病虫害防治检疫机构应当责令其纠正，赔偿损失，可以处二万元以下的罚款：

（一）未依法办理植物检疫证书或者在报检过程中弄虚作假的；

（二）伪造、涂改、买卖、转让检疫单证、印章、标志、封识的；

（三）未按规定调运、隔离试种或者生产应施检疫的森林植物及其产品的；

（四）擅自引进林木种子、苗木等繁殖材料的；

（五）擅自开拆植物、植物产品包装，调换植物、植物产品，或者擅自改变植物、植物产品的规定用途的；

（六）违反植物检疫有关规定，引起疫情扩散的。

对违反规定调运的森林植物及其产品，森林病虫害防治检疫机构有权予以封存、没收、销毁或者责令改变用途。销毁所需费用由责任人承担。

第三十二条 违反本条例第十五条、第十六条、第十九条的规定，接到森林病虫害疫情报告的人民政府，不及时组织除治或者除治不力，造成疫情蔓延的，由上一级人民政府追究其主要领导和相关责任人员的行政责任。

第三十三条 从事森林病虫害防治检疫的工作人员有下列行为之一，尚不构成犯罪的，由其所在单位或者上级主管部门给予行政处分：

（一）发现森林病虫害疫情未在规定期限内报告或者虚报、瞒报和漏报的；

（二）未依法办理检疫、引种审批手续的；

（三）利用职务便利，索取或者收受他人财物的。

第六章 附则

第三十四条 本条例自2004年5月1日起施行。


国家电力监管委员会


关于印发《东北区域电力市场实施方案（暂行）》的通知


国家电网公司及所属东北电网有限公司、辽宁、吉林、黑龙江省电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关发电公司，中电联：

现将《东北区域电力市场实施方案(暂行)》(以下简称《实施方案》)印发你们，请依照执行。东北区域电力市场模拟运行结束后，国家电力监管委员会将对《实施方案》进行修改完善。

为适应东北区域电力市场建设进度的需要，《东北区域电力市场技术支持系统功能规范》由东北区域电力监管机构负责按照《实施方案》和《运营规则》确定的原则，在模拟运行中完善，报国家电力监管委员会批准后实施。有关《实施方案》和《运营规则》中涉及的《东北电网年度购电合同电量管理办法》、《东北区域电力市场电费结算及管理办法》、《东北区域电力市场差价部分资金管理办法》等配套文件，由东北区域电力监管机构批准实施，并报国家电力监管委员会核备。东北区域电力市场年度购售电合同原则上依据国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《购售电合同（示范文本）》制定。

二00三年十二月三十一日

东北区域电力市场实施方案

(暂行)

一、东北电网概况

东北电网覆盖辽宁省、吉林、黑龙江省，蒙东的赤峰市、通辽市以及兴安盟、呼盟地区，供电面积120万平方公里，供电服务人口1亿左右。全网火电资源主要分布在内蒙东部和黑龙江煤炭产区，以及大连、绥中等港口城市，水电资源主要集中在东部地区；而负荷主要集中在大连、沈阳、长春、哈尔滨等中、南部大中型城市，形成东、西部电力向中部输送，北部电力向南部输送的局面。

（一）东北电网发电装机容量构成情况

截止2002年底全网装机容量39400MW，其中水电5410MW，占全网装机容量的13.7%，火电33990MW，占86.3%。按国家电力体制改革发电资产重组划分方案，东北电网中主要水电机组保留在东北电网有限公司，作为调峰、调频和事故备用的应急电厂，总容量为4282.5MW，占全网总装机容量的11.10%。五大发电公司（厂）的装机容量为19429.5MW，占全网总装机容量的50.35%。其中，华能集团为5025MW，占全网总容量的13.02 %；大唐集团为1925MW，占全网总容量的4.99%；华电集团为5757MW，占全网总容量的14.92%；国电集团为3261.5MW，占全网总容量的8.45%；中电投集团为3461MW，占全网总容量的8.97%。

（二）东北电网网架结构、联络线输送能力情况

东北电网以500kV电网和220kV电网为主网架，截止2002年底，全网500kV输电线路31条，总长度5031公里，500kV变电站16座，总变电容量13806MVA；220kV输电线路473条，总长度22845公里，220kV变电站221座，总变电容量41326MVA。2002年全网总发电量1665亿kWh，最大电力25780MW。

根据电源、负荷布局及网架结构，东北电网可分为南部电网、中部电网和北部电网。南部电网由辽宁省内电网和内蒙赤峰地区电网组成；中部电网由吉林省内电网和内蒙通辽地区电网组成；北部电网主要由黑龙江省电网和内蒙呼盟电网组成。连接南部与中部电网之间的联络线有2条500kV和5条220kV线路，正常情况下送电能力1800MW，年送电能力约78亿kWh；北部电网与中部电网之间的联络线有2条500kV和4条220kV线路，正常情况下送电能力900MW，年送电能力约54亿kWh。南部电网由绥中电厂经由500kV绥姜线与华北电网相联，正常情况下，送电能力800MW，年送电能力约46亿kWh。

（三）东北电网管理现状

1999年电力体制改革后，原东北电力集团公司改组为国电东北公司，作为国家电力公司的分公司。按国家电力公司的授权，经营500kV主干网架、调峰、调频水电厂及蒙东地区国家投资的电力资产，实行联络线关口调度。辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司作为国家电力公司的子公司分别独立经营、独立核算，负责本省内电网的调度及电力、电量平衡。根据国务院5号文件，2003年，原国电东北公司重组为具有法人地位的东北电网有限公司，为国家电网公司的全资子公司，辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司的改革正在进行中。

(四)东北电网特点

东北电网是我国最早形成的跨省统一电网，长期实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，现已基本形成了比较完善的跨省主网架；东北三省综合销售电价水平比较接近，有利于新电价机制的形成；1999年开始的东北三省 “厂网分开、竞价上网”试点，为建设东北区域电力市场积累了一定的实践经验；目前，东北地区电力供需环境相对宽松，引入竞争机制、建立区域电力市场的时机基本成熟。

二、指导思想、原则和编制依据

（一）指导思想

以《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）文件为指导，按照我国建立电力市场的总体要求，总结和借鉴国内外电力市场改革的经验教训，遵循市场经济的一般规律和电力工业发展的特殊规律，建立统一的东北区域电力市场，实现区域电力资源优化配置，使电力建设与环境保护相协调，促进电力工业可持续发展。在东北地区建立起政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、安全可靠、健康发展的电力市场体系。

(二)原则

1.坚持安全第一的原则。实行全网统一调度，分级管理，保障电力系统安全稳定运行。

2.坚持区域电力资源优化配置的原则。充分利用东北现有资源，最大范围地实现区域资源的优化配置。

3.坚持公开透明、公平竞争、公正监管的原则。做到调度、交易、结算信息及时、定期公开发布，遵循市场交易规则、依法监管。

4.坚持统筹兼顾各方利益的原则。正确处理好政府、发电企业、电网企业和电力用户之间的利益关系，促进东北区域经济和电力工业协调、持续发展。

5.坚持积极推进与循序渐进相结合的原则。东北区域电力市场建设要总体设计、分步实施、稳步推进。

6.坚持实事求是的原则。切合东北区域经济发展和东北电力工业发展的实际，具有可操作性。

7.坚持统一、开放的市场原则。发挥东北区域优势，促进跨区域间电力电量交易，为全国电力市场建设创造条件。

（三）编制依据

方案编制主要依据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、《关于印发区域电力市场建设指导意见的通知》（电监市场[2003]21号）、《关于建立东北区域电力市场的意见》（电监供电［2003］15号）（以下简称《意见》）以及国家有关法律、法规的规定。

三、市场建设

东北区域电力市场按照《意见》要求，采取总体设计、分步实施、配套推进、平稳操作的原则进行建设。

（一）初期目标

初步建立东北区域电力市场交易体系和市场监管体系，建设以东北电力调度交易中心为交易平台的统一的东北区域电力市场。开放部分发电市场；采用有限电量竞争的模式，适时开放发电权市场；按照国家有关文件规定，适时有步骤地开展发电公司（厂）与大用户双边交易试点；负责完成东北向华北送电工作；建立辅助服务补偿机制。

1.市场成员

东北区域电力市场成员为：东北电网有限公司及辽宁、吉林、黑龙江省电力公司，与东北电网接网的拥有100MW及以上火电机组（不含供热电厂和企业自备电厂）的发电公司（厂）。具体竞价发电公司（厂）（机组）明细详见附表。

2.市场格局

在东北电网有限公司设立东北电力调度交易中心，作为东北区域电力市场统一交易平台。在辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司设电力结算中心（该中心可设在三省电力公司财务部门），履行电费结算职能。

电力市场初期采取电网经营企业单一购买模式。东北电网有限公司与辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司按关口计量购售电，三省电力公司向省内用户售电。

3.竞价模式与价格机制

⑴市场采取有限电量竞争模式。竞价电量占东北区域电力市场实际交易电量的20%，由月度、日前和实时竞价方式确定。在技术支持系统不具备条件之前，竞价电量由月竞价方式确定。

⑵竞价方式

用网损修正后的报价进行竞价，以市场购电费用最低为目标决定竞价结果，月度竞价按中标电量的报价价格进行结算，日前、实时竞价按中标电量边际价格进行结算。

⑶限价

设置最低、最高限价，具体限价幅度经商国家发改委后按国家有关文件另行确定。

4.电费结算

东北电网有限公司负责竞价机组的竞价电量及省间联络线交易电量的电费结算，辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司负责本省内竞价机组的非竞价电量、非竞价机组上网电量的电费结算。

5.发电权市场

发电权交易的开放应逐步有序。

初期，可优先进行同一物理节点上不同核算体制机组的发电权交易，由东北电力调度交易中心采用集中撮合模式，确定发电权的交易计划，并进行安全校核。在市场初期，暂对由于燃料、水等一次能源不足，客观原因无力完成的年度合同电量进行发电权交易。

6.辅助服务补偿机制

电网企业和进入电力市场的发电机组有义务承担电力系统的备用、调频、无功等辅助服务。在市场初期，东北电网有限公司留备的发电机组应首先无偿提供辅助服务，对其它机组提供的备用、调频、无功等辅助服务建立合理的补偿机制，补偿资金可从差价部分资金中支付，其办法另行制定。

7.东北向华北送电

东北向华北送电采取定价购买的方式，由东北电网有限公司协调辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司落实到厂。

8.发供需求空间

保留东北三省原有的发供需求空间，作为贯彻落实中央振兴东北老工业基地的一项特殊政策。实施中发电企业可以采取自愿的方式进行交易。

（二）中期目标

随着电力体制改革的深入、配套电价政策的出台，逐步过渡到两部制电价、全电量竞争的模式,并开放年度、月度合同、日前和实时竞价交易。建立辅助服务市场；逐步加大电力市场竞争力度和范围；开展发电公司（厂）与大用户的双边交易及发电公司（厂）与独立配电公司的双边交易试点,开放发电公司（厂）与独立配电公司双边交易。形成以东北电力调度交易中心为交易平台的、统一的东北区域电力市场；在国家出台发电排放环保折价标准后，环保折价系数参与市场竞价过程。

1.扩大竞价机组范围

按照先火电后水电，先大机组后小机组的方针，逐步开放非竞价机组进入市场竞争。首先开放200MW及以上容量的供热机组，逐步开放100MW供热机组。对于100MW以下容量火电机组，只开放年、月度合同交易，同时执行国家限制小火电机组凝汽发电的有关政策。在火电机组全部进入市场后，水电机组也将按容量大小逐步进入市场进行交易。

2.逐步扩大双边交易

对符合一定条件的大用户，按电压等级由高到低，容量由大到小的顺序逐步开放。

3.采取先试点后开放的步骤，开展发电公司（厂）与配电公司的双边交易。

4.建立辅助服务市场，初步建立备用、调频辅助服务市场，完善无功辅助服务补偿机制。

（三）远期目标

1.发电端实行一部制电价、全电量竞争模式。

2.在售电端引入竞争机制，实现所有市场主体参与的全面竞争。在一个地区（城市）组建若干个售电服务公司，用户可以自由选定售电服务公司。

3.建立电力期货、期权等电力金融市场，形成政府监管下的、公平竞争的、全面开放的东北区域电力市场。

四、市场管理

（一）市场规则及管理办法制定

在电力市场正式运行前，逐步完成以下规则和管理办法的制定工作。

1.《东北区域电力市场初期运营规则（暂行）》

应对以下几个方面内容做出规定：⑴市场成员及其权利和义务；⑵市场交易体系；⑶市场运作的全过程；⑷干预市场的条件；（5）计量考核与结算；（6）信息管理；（7）电力系统及相关辅助系统的安全运行等方面的内容；（8）辅助服务补偿办法。

2.《东北区域电力市场技术支持系统功能规范（暂行）》

应对市场技术支持系统设计原则、系统组成和功能进行规定。

3.《东北区域电力市场监管实施意见（暂行）》

应对监管机构的职责、监管内容、监管程序、争议调解等相关方面进行详细规定。

4.《东北区域电力市场准入实施意见（暂行）》

应对进入市场的电力企业及用户应满足的条件进行详细规定，并明确入市、退市的程序。

5.《东北区域电力市场差价部分资金管理办法》

按照调整电力用户、发电公司（厂）、电网公司的利益，支付电力市场及技术支持系统建设、运行成本的使用原则，编制其管理使用办法。

6.《东北电网年度购电合同电量管理办法》

原则上按照国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《购售电合同（示范文本）》，参考东北电网和辽宁、吉林、黑龙江三省综合电价方案，并统筹考虑各发电企业利益及电网实际输送能力等，制定年度购电合同电量管理办法。

7.《东北电网调度运行规则》

应对电网调度运行管理工作作出详细规定。

8.《东北区域电力市场电费结算及管理办法》

原则上按照国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《购售电合同（示范文本）》，对东北区域电力市场电费结算及管理工作作出具体规定。

（二）调度管理模式

东北电网调度实行全网统一调度、分级管理，分区分层运行。国家电网公司根据电力市场化改革的进程，适时对电力调度关系进行调整。

1.为保证东北电网安全稳定运行，在东北区域电力市场实施月竞价时，调度关系暂不做调整。

2.日前、实时电量交易开展时，按调整后的调度关系执行，取消联络线关口调度。

（三）年度合同电量管理

根据《意见》确定的原则，对东北电网年度发、供、用电进行全网资源优化平衡。

1.确定竞价机组年度合同电量

（1）全网年度总需求（不含发供需求空间）扣除非竞价机组年度合同电量空间后，为竞价机组发电空间，其中80%为年度合同电量空间，其余20%作为竞价电量空间。

（2）年度合同电量分配，原则上按原电价属性的同类型机组同等利用小时数，并参照东北电网近年来平均利用小时数合理安排，同时要考虑电网的输电能力及目前执行的分省综合销售电价水平。

2.非竞价机组年度合同电量

（1）环保及综合利用机组。按其合理运行方式（设计工况）核定年度合同电量并优先安排。

（2）风电机组。按以风定电的原则，以上年实际发电水平核定年度合同发电量，新投产机组按设计利用小时安排，按实际上网电量结算。

（3）水电机组。按以水定电的原则，确定年度合同电量。

（4）供热机组。按以热定电的原则，结合上年实际发电情况核定年度合同电量。100MW以下供热机组非供热期不安排纯凝汽发电，非常年供热机组全年利用小时不高于电网内同容量竞价机组的年度合同利用小时，常年供热机组视其供热量，原则上全年利用小时不应高于同容量竞价机组年度合同利用小时的5～10%。

（5）凝汽机组。全年利用小时一般不得高于全网竞价机组平均年度合同利用小时。

（6）自备电厂。按自发自用的原则，安排全年发电利用小时，各省应考虑不同容量、煤耗水平等因素划定自备电厂的利用小时上限，在限制内发电。

3.年度需求预测出现偏差，当偏差小于2%时，调整竞价空间；当年度需求预测偏差大于或等于2%时，按同比例增减的原则调整竞价机组合同电量与竞价电量空间，半年预调一次，四季度进行最终调整。在进行调整时，将优先调整竞价机组，适当调整非竞价机组。

4.非竞价机组年合同电量，根据年度合同电量确定原则，由东北电网有限公司和三省电力公司共同确定，按管理范围，分别与不参加竞价的发电企业签订年度购售电合同。

竞价机组年合同电量，在市场初期，根据年度合同电量确定的原则，由东北电网有限公司提出三省竞价机组年合同电量的指导性计划建议，作为三省年度发电量计划建议的组成部分,由三省电力公司按指导性计划建议上报地方政府，经国家批准后，由省政府主管部门下达到各发电企业。三省电力公司与参加竞价的发电企业签订年度购售电合同，同时报东北电网有限公司备案。

具体指导性计划的编制和调整要服从国家发电计划的总体编制和调整要求。

（四）市场相关人员培训

负责电力市场运营的专业人员，在通过东北电力调度交易中心的统一培训，熟知运营规则并经考核合格后，上岗工作。国家电力监管委员会委托东北电力调度交易中心负责编写培训大纲并组织培训工作。

（五）市场的试运行

东北区域电力市场2004年1月15日开始模拟运行。通过模拟运行，验证方案、规则及有关办法的可操作性，验证区域电力市场技术支持系统的可靠性和准确性，发现问题并及时提出意见，以便对方案、规则及有关办法进行调整，确保正式运行成功。

（六）电力市场技术支持系统建设

1.建设原则

（1）符合国家有关技术标准，保证系统及其数据的安全，提供严格的用户认证和管理手段，并考虑信息保密的时效性。

（2）技术支持系统应保证电力调度及交易的可靠运行。

（3）充分利用东北电网现有调度自动化、通信系统和三省电力市场技术支持系统的资源。

（4）技术支持系统应采用开放式体系结构和分布式系统设计，适应电力市场的发展和规则的要求，并适应新技术的发展和设备的升级换代。

2.系统功能

东北区域电力市场技术支持系统对电力市场的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息发布、考核与结算等环节作出技术支持。

3.系统组成

东北区域电力市场技术支持系统由以下子系统组成：能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统、系统安全防护系统。

东北区域电力市场技术支持系统由东北电网有限公司组织辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司及有关发电公司（厂）建设。

（七）关口计量装置的安装与改造

参加竞价的发电公司（厂）上网关口计量点原则上设在发电公司（厂）出线侧。对计量需明确到机组的，可采用在主变高压侧增设辅助计量装置，对出线侧计量数据进行分摊的方式解决。计量系统应保证完成分时段电能量自动采集、远程传送、数据存储和处理等相应功能。此项工作由东北电网有限公司组织辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司及相关发电公司（厂）完成。

（八）预案测算

东北电网有限公司负责对以下预案进行测算，验证东北区域电力市场各项规则的可行性。

1.网、省间结算价格预案

兼顾市场成员各方利益，合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担，规避市场风险，合理分担竞价上网带来的盈亏，平衡用户、电网公司及发电企业的利益。

2.辽宁、吉林、黑龙江三省税收预案

按均衡三省利益，避免大幅波动的原则测算。

3.竞价产生差价部分资金测算预案

按合理预测的原则测算。

五、组织实施

（一）组织领导

东北区域电力市场试点工作领导小组全面负责试点工作，决定试点工作中的重大问题，国家电力监管委员会供电监管部负责试点日常工作。

（二）实施工作体系

成立东北区域电力市场实施工作协调小组，负责协调区域电力市场实施过程中出现的具体问题，督促实施工作进度。协调小组由国家电力监管委员会供电监管部负责同志任组长，东北区域电力监管负责人、国家电网公司生产运营部、东北电网有限公司负责同志任副组长，成员由辽宁、吉林、黑龙江省电力公司、有关发电公司（厂）的代表组成。东北电网有限公司负责日常工作。

视市场建设的需要，东北区域电力监管机构和东北电网有限公司可适时成立专业工作组，根据市场建设及进度分阶段、分目标、分内容开展工作。



附表：