关于印发山西省电力市场建设试点方案的通知
山西省电力市场建设试点方案 根据中共中央、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)及国家发展改革委、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)、《关于同意山西省开展电力体制改革综合试点的复函》(发改经体〔2016〕176号)
附件2
山西省电力直接交易实施方案
根据中共中央、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)及国家发展改革委、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)、《关于同意山西省开展电力体制改革综合试点的复函》(发改经体〔2016〕176号)、《关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行〔2017〕294号)，省委、省政府《关于电力供给侧结构性改革的实施意见》(晋发〔2016〕35号)等文件精神，结合我省实际，制定本实施方案。
一、总体要求
(一)指导思想。
遵循市场经济规律和电力运行客观规律，还原电力的商品属性，推进电力市场建设，降低用电成本；向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，形成“多买多卖”的电力市场交易格局；促进能源资源优化配置，提升售电服务质量和用户用能水平，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。
(二)基本原则。
1.坚持安全可靠。建立优先发电和优先用电制度，有序放开—24—
发用电计划，保障电能的发、输、配、用动态平衡，切实保障民生用电，确保基本公共服务供给，保障电力有序供应、电网安全稳定运行。
2.坚持市场化。以国家产业政策和宏观调控政策为指导，遵循市场经济规律，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，市场主体自愿参与、自主协商，促进电力市场公平开放，建立规范的用电企业、售电公司和发电企业直接交易机制。
3.坚持节能绿色。遵循环保、节能、高效的发展理念，鼓励能源资源转化效率高、污染物排放少的原材料产业和新兴产业企业参与直接交易，鼓励大容量、高参数、超低排放燃煤发电机组参与直接交易，鼓励可再生能源发电和分布式能源发电参与直接交易。
(三)工作目标。
建立健全公平开放、规则透明、竞争有序、监管有效的直接交易市场机制；培育多元化售电主体；保障可再生能源发电全额消纳，鼓励清洁能源发电参与直接交易。2017年全省电力直接交易规模达到全社会用电量的30%以上。随着市场化进程的推进，逐步扩大电力直接交易规模，逐步放开电力用户范围，直至不受电压等级限制。
二、电力直接交易市场的成员及职责
(一)市场成员。
电力直接交易市场成员包括市场交易主体、电网企业和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户等；电网企业指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务的企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。
(二)市场成员的职责。
电网企业、售电企业、电力用户等电力直接交易市场成员的职责按照《山西省售电侧改革实施方案》(晋政办发〔2016〕113号)规定执行。
发电企业:按照直接交易规则参与市场交易，签订并履行购售电合同和直接交易合同及协议；严格执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度；按规定参与辅助服务；按规定报送和披露信息；有权获得公平的输电服务和电网接入服务，需支付相应费用；有权获得市场交易和输配电服务等相关信息。
山西电力交易机构:负责电力直接交易市场成员的注册和相应管理，组织直接交易，管理交易合同；编制发布交易计划并跟踪执行，协调解决交易执行中的具体问题，根据授权依法进行市场干预；负责市场交易平台的建设、运营和维护，搭建并完善电力市场交易技术支持系统；出具交易结算依据；配合省政府电力管理部门和山西能监办对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；按规定披露和发布信息。
电力调度机构:负责调度范围内交易电量安全校核管理；按调度规程实施电力调度，合理安排电网运行方式，保障电力交易结果执行；经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果；协助电力交易机构执行市场交易，配合处理争议事项，并参与市场机制
研究；按规定在每次交易前向市场主体披露电网运行方式和电网约束条件等相关信息。
三、市场交易主体的准入、退出及监督管理
按照国家有关规定，参加直接交易的企业应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的用电企业、售电企业和发电企业须经法人单位授权，方可参加。
(一)市场交易主体的准入。
售电企业和电力用户的准入按照晋政办发〔2016〕113号文件要求执行。发电企业的准入条件为:
1.现役省调燃煤机组；
2.天然气发电、风电、太阳能发电、水电、生物质发电等清洁能源发电企业；
3.符合国家产业政策和基本建设审批程序，并取得发电业务许可证、污染物达标排放的发电企业。
(二)市场交易主体的退出。
市场交易主体退出直接交易应按年度报省政府电力管理部门，经批准后向相关电力交易机构办理注销手续。
(三)监督和管理。
省政府电力管理部门会同山西能监办及山西省电力市场管理委员会对参与直接交易的市场交易主体进行监督和检查。
市场交易主体在交易合同履行过程中禁止退出，如需退出，应在妥善处理交易相关事宜并按合同约定补偿有关方面损失后退出。
在交易合同履行过程中，当市场交易主体出现下列情况时，省政府电力管理部门按照国家及省有关规定视情节轻重责令其限期整改或取消交易资格。被强制退出的市场交易主体列入黑名单，不得再进入市场。
1.违反法律、法规和产业政策规定；
2.违反直接交易规则，被通报或处罚；
3.不能达到准入条件要求或已破产倒闭；
4.发生重大安全生产和污染事故；
5.信用评价不合格。
四、市场化交易
(一)交易类型。
1.重点交易。对符合国家产业政策、用电成本较大的电解铝、电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇、二甲醚等高载能行业企业全电量优先参与直接交易；与高载能企业交易的发电企业单台机组年度利用小时数可以达到其设计利用小时数。除电解铝企业外，与其他高载能企业交易的发电机组应进行容量剔除。
2.普通交易。在电力交易机构完成注册的市场交易主体均可进入市场，参与电力直接交易。电力用户可自主选择委托售电企业代理购电，也可直接向发电企业购电；发电企业可自主选择委托售电企业代理售电业务，也可向电力用户直接售电；售电企业可自主选择与发电企业、电力用户开展购售电交易，同一配电区域内可以有多个售电企业参与购售电，一个售电企业可以在多个配电区域内购售电。
3.长协交易。煤电联营发电企业(或其直接控股方)与下游高载能企业(电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇、二甲醚)相互参股20%以上的，可签订中长期直接交易协议。原则上发电企业与电力用户中长期直接交易电量对应的发电机组不再安排基础电量计划，不再参与其他市场交易，其年度利用小时数不超过设计利用小时数。
(二)交易方式。
电力直接交易可采用双边协商交易、集中撮合交易、挂牌交易三种方式。在电力交易机构注册的发电企业、售电企业、电力用户等市场交易主体可以自主协商交易，也可以通过交易中心集中竞价交易。根据交易周期可分为年度、月度(季度)交易。
1.双边协商交易指电力用户与售电企业或发电企业根据交易平台提供的信息，就直接交易价格和年度交易电量自主协商，经交易中心确认并通过安全校核后，由购电、售电、输电各方签订年度交易合同确定成交。电力用户可自主选择向售电企业、发电企业购电。
2.集中撮合交易指由电力交易机构组织电力用户、售电企业和发电企业集中申报电量、电价，根据买方、卖方申报价差，按照价格优先、时间优先原则确定成交，经交易中心确认并通过安全校核后，签订交易合同。
3.挂牌交易指市场交易主体通过山西电力交易平台，根据需要随时将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
(三)交易电量。
每年年底，省政府电力管理部门按照保障优先发电和优先供电的原则，做好电力供需平衡预测，确定并发布次年度直接交易总电量规模。
各电力用户、发电企业申报的需求总电量应当超过年度直接交易总电量一定比例，形成竞争。年度直接协商交易成交电量的总和应不大于年度直接交易总电量规模。单个电力用户和发电企业的交易电量由市场竞购或竞售结果确定。年度直接协商交易时，电力用户与发电企业应约定月度电量计划。
发电企业直接交易的上网电量应包括交易电量及其相应的输配电损耗电量。
参与直接交易的购电主体原则上应全电量参与市场交易。新增大工业用户原则上应通过签订电力直接交易协议(合同)保障供电，鼓励其他新增用户参与电力直接交易，签订中长期协议(合同)。
(四)交易价格。
凡参加电力市场交易的电力用户和发电企业均不再执行目录销售电价和政府核定的上网电价。电力市场体系比较健全时，全部放开上网电价和公益性电量以外的销售电价。
1.电力用户。电力用户支付的直接交易购电价格由直接交易价格、输配电价(含交叉补贴和线损，下同)、政府性基金及附加三部分组成。已参加市场交易的用户又退出的，由电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定居民电价的1.2—2倍执行。保底价格具体水平由省政府价格主管部门确定。
2.发电企业。发电企业收取的结算价格为直接交易价格。除优先发电对应的电量外，发电企业其他上网电量的价格由发电企业与电力用户、售电企业协商自主确定，非因法定事由不受第三方干预；撮合交易价格由交易平台成交结果确定。发电企业与电力用户、售电企业直接交易价格应根据发电成本合理确定，不得恶意竞争。
3.售电企业。售电企业不承担输配电价、政府性基金。
4.输配电价和政府性基金。输配电价按照国家核定的不同电压等级输配电价标准执行。政府性基金及附加按国家规定标准缴纳。合同执行期间，遇有国家调整电力直接交易输配电价、政府性基金及附加等，按规定相应调整。
(五)剔除容量。
为规避非理性竞争，对于签订直接交易合同的发电企业，原则上其直接交易电量所对应的发电容量不再安排计划电量。直接交
易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、全省工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算，具体比例由山西省电力市场管理委员会测算提出意见，报省政府电力管理部门和山西能监办审定。
(六)安全校核与交易执行。
电力交易机构按直接交易成交情况，形成无约束交易结果。电力调度机构依据无约束交易结果进行网络约束安全校核，形成有约束交易结果。在电网检修计划、相关基础数据等齐备的条件下，年度集中竞价交易安全校核应在3个工作日内完成，其他年度交易安全校核应在5个工作日内完成，月底交易安全校核应在2个工作日内完成，并交由电力交易机构统一发布安全校核信息。在规定期限内，电力交易机构未发布安全校核信息，则视同通过安全校核。
经安全校核后的直接交易结果通过发、供、用(售)电企业共同签订直接交易购售电合同和委托输配电服务合同的方式确认，由电力交易机构向社会公布，并向省政府电力管理部门、山西能监办报告。通过安全校核的直接交易计划由电力交易机构纳入省电网年度、月度电量计划统一平衡。
电力调度机构对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见，包括具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。
当参与直接交易机组无法完成合同电量时，可按相关规定进行发电权交易。
(七)合同签订与调整。
年度及以上的直接交易经交易双方自主协商达成交易意向并通过安全校核的，应按照有关合同示范文本，签订直接交易购售电合同和委托输配电服务合同，并在合同中约定价格调整机制，作为交易执行依据。
直接交易合同签订后，电力调度机构应将直接交易电量一并纳入发电企业的发电计划和电力用户的用电计划。安排调度计划时，应优先保证直接交易合同电量。
在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，经电力调度机构安全校核后，签订直接交易购售电合同的补充协议，并与电网企业签订委托输配电服务合同的补充协议。电力交易机构按照补充协议的约定及时修订交易双方年度内剩余时段的发电计划和购电计划。
(八)计量与结算。
1.计量。直接交易电量为电力用户与电网企业签订的供用电合同约定的计量点的计量电量。
电能计量装置及其校验要求和异常处理办法按电力用户与所在配电区域的电网企业签订的供用电合同和发电企业与电网企业签订的购售电合同约定执行。
2.结算。直接交易电量、电费的结算和清算由电力交易机构—33—
统一组织进行。各市场交易主体依据电力交易机构出具的结算凭据进行结算。
改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费。
无配电网的售电企业:电力交易机构出具结算依据，电力用户按购电价格向电网企业缴费；发电企业按照与售电企业、电网企业三方协议收取上网电费；售电企业价差电费由电网企业支付。
有配电网的售电企业:拥有配网运营权的售电企业和电网企业具有同等的权利和义务，依据电力交易机构提供的结算依据，负责收费、结算，归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费，向电网企业支付输配电费。
随着改革的推进，逐步过渡到由电力交易机构依据交易结果出具电量结算依据，按照“谁销售谁开票、向谁销售对谁开票、对谁开票与谁结算”的原则开展结算工作。
交易合同电量发生偏差时，按照《山西省电力中长期交易规则(暂行)》进行处理。
(九)应急调控。
市场供需形势短期出现剧烈波动影响交易执行，或市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约、不能履约等情况导致市场秩序受到严重扰乱时，电力交易机构根据授权进行应急调控。
当市场交易无法正常开展时，电力交易机构应及时通知市场交易主体推迟、暂停交易，并将有关情况报省政府电力管理部门、山西能监办。
应急调控措施主要有价格管制和交易管制，包括但不限于市场限价管制、交易时间调整、交易暂停、市场份额调整、市场中止。电力交易机构实施应急调控时，应及时公告调控原因、范围、持续时间，并做好记录和备案。
五、保障措施
(一)加强组织领导。
在省电力体制改革领导小组的领导下，省政府电力管理部门会同有关部门组成联合工作组，充分发挥部门联合工作机制作用，发挥山西省电力市场管理委员会的协调议事作用，切实加强对全省电力直接交易工作的组织领导。
(二)加强监督检查。
省政府电力管理部门、山西能监办、省政府价格主管部门等有关部门要及时掌握电力交易工作动态，依据相关法律法规及监管要求，对电力交易机构、电力调度机构及相关市场交易主体进行监督检查，对电力市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。要加强对电力用户参与市场意识的培育，大力发展电能服务产业，帮助电力用户了解用电曲线，争取在两年内初步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。
(三)加强风险防范。
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