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山西省電力市場建設試點方案
根據中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及國家發展改革委、國家能源局《關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)、《關于同意山西省開展電力體制改革綜合試點的復函》(發改經體〔2016〕176號)、《關于有序放開發用電計劃的通知》(發改運行〔2017〕294號)，省委、省政府《關于電力供給側結構性改革的實施意見》(晉發〔2016〕35號)等文件精神，為進一步推動電力供應使用從傳統方式向現代交易模式轉變，建立符合山西省情的電力市場體系，結合我省實際，制定本方案。
一、總體要求
(一)指導思想。
遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律，加快培育市場主體，引入市場競爭，無歧視開放電網，放開發用電市場；發揮煤電基地優勢和區位優勢，積極融入京津冀等全國電力市場；逐步建立交易品種齊全、功能完善的電力市場體系；形成以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，競爭充分、開放有序的電力市場格局。
(二)建設原則。
1.堅持安全穩定，保障民生。保障電能生產、輸送和使用的動態平衡，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，提高電力安全可靠水平。保障基本公共服務的電力供給，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩。
2.堅持市場化改革，拓展兩大市場。逐步擴大市場主體范圍和交易規模，促進電力消納，激活省內用電市場；完善省際溝通合作機制，推進跨省跨區電力交易，融入全國電力市場體系。
3.堅持綠色低碳，環保優先。保障可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例，促進能源結構優化。鼓勵可再生能源發電參與市場交易，提高環保效益，確保電力行業可持續發展。
4.堅持統一平臺，無歧視開放。搭建電力市場交易技術支持系統，滿足中長期交易、現貨交易和運行監管要求。統一設計、統一標準、統一接口、統一運營，保障不同市場、不同交易品種的有效銜接，促進交易融合，實現更大范圍內的資源優化配置。
二、市場分類
(一)電力市場構成。
電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成。
中長期市場主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展多年、年、季、月、周等日以上的電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、輔助服務交易等電力交易。
優先發電電量和基數電量等計劃電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入中長期交易范疇。
現貨交易是指在現貨交易系統實時運行日前一天至實時運行之間，通過交易平臺集中開展交易活動的總稱。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能交易和備用、調頻等輔助服務交易。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。
(二)市場模式分類。
主要分為分散式和集中式兩種模式。分散式是主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節的電力市場模式；集中式是主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式。
(三)電力市場區劃。
山西電力市場區劃分為省內和省外電力市場。省內電力市場主要依托山西電力交易中心電力交易平臺(以下簡稱山西電力交易平臺)開展省內中長期交易和現貨交易；省外電力市場主要依托北京電力交易中心電力交易平臺(以下簡稱北京電力交易平臺)和山西電力交易平臺，開展跨省跨區交易，并落實國家計劃及地方政府協議。
三、主要任務
(一)搭建電力市場交易技術支持系統。
電力市場交易技術支持系統應滿足山西電力中長期市場、現貨市場運行和市場監管要求。山西電力交易機構按照國家及省內明確的基本交易規則，建設統一設計、統一標準、統一接口、統一運營的電力市場交易技術平臺。
(二)建立優先購電、優先發電機制。
通過建立優先購電制度，保障無議價能力的用戶用電；通過建立優先發電制度，保障清潔能源、調節性電源發電優先上網。在保證電力供需平衡、保障社會秩序的前提下，逐步將發用電計劃全部納入中長期交易合同組織實施(見附件1)。
(三)建立相對穩定的中長期交易機制。
有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，積極培育市場主體，鼓勵其開展中長期電力交易。規范交易行為，避免非理性競爭，促進中長期電力交易有序發展(見附件2)。
(四)建立有效競爭的現貨交易機制。
深入研究現貨市場交易機制，通過市場競爭發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。根據中長期交易發展情況，積極融入京津冀等全國電力市場。適時開展現貨交易并制定相應規則。
(五)建立跨省跨區交易機制。
采取中長期交易為主、臨時交易為補充的模式，積極推進跨省跨區電力交易。擴大可再生能源發電輸出比例，實現可再生能源發電和火電打捆外送，建立和完善跨省跨區電力市場交易機制(見附件3)。
(六)建立輔助服務交易機制。
按照“誰受益、誰承擔”的原則，構建電力用戶參與的輔助服務補償分擔機制，為可再生能源發電提供輔助服務。輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。
(七)建立可再生能源發電參與電力市場交易的機制。
推進可再生能源發電參與電力市場交易，鼓勵跨省跨區消納可再生能源，輸出綠色能源。
(八)建立市場風險防范機制。
不斷完善市場操縱力評價標準，加強對市場操縱力的預防與監管。加強調度管理，提高電力設備管理水平，確保市場在電力電量平衡基礎上正常運行。
四、市場主體
(一)市場主體的范圍。
市場主體包括各類發電企業、電網企業(含地方電力公司、躉售縣供電公司，下同)、售電企業(包括擁有配電網資產的售電企業，下同)、電力用戶和獨立輔助服務提供者等。
(二)市場主體的基本條件。
市場主體均應滿足國家節能減排和環保政策要求，符合國家環保和產業政策，按要求在電力交易機構完成注冊。跨省跨區交易時，可在任何一方所在地電力交易機構參與交易，也可委托第三方代理。
(三)市場主體的準入、退出管理。
省政府電力管理部門負責制定市場主體準入、退出管理辦法，明確市場主體準入、退出規則，并定期公布發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體準入目錄和退出名單。進入準入目錄的企業在山西電力交易機構完成注冊后，進入市場參與交易。
五、市場運行
(一)交易組織主體。
1.山西電力交易機構負責電力市場的運行組織工作，及時發布市場信息，組織市場主體參與中長期交易、發(用)電權交易、期貨等衍生品交易，根據交易結果制定并下達年度、月度、日以上交易計劃，跟蹤計劃執行情況，負責交易合同管理；
2.電力調度機構負責實時平衡和系統安全，負責交易計劃的安全校核和執行，公布交易計劃執行結果，說明計劃執行偏差的原因，協助提供交易管理所需的基礎資料及信息，負責日內交易計劃的分解和下達，跟蹤計劃執行情況。
(二)交易組織運行。
從電力資源、負荷特性、電網結構等因素考慮，山西電力市場以中長期交易為主，隨著發用電計劃的放開，適時開展現貨交易。
中長期交易主要按年度和月度開展，也可開展年度以上、月度以下日以上的交易。市場主體可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌交易等方式進行交易，經安全校核和相關方確認后形成交易結果并簽訂中長期交易合同。
在推進中長期交易的基礎上，探索建立電力市場現貨交易機制，啟動日前、日內、實時電能交易和備用、輔助服務等現貨交易品種。通過市場競爭發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。
現貨交易中的日前交易組織，分散式市場，次日發電計劃由交易雙方約定的次日發用電曲線、優先購(發)電合同分解發用電曲線和現貨市場形成的偏差調整曲線疊加形成；集中式市場，次日發電計劃由發電企業、電力用戶和售電主體通過現貨市場競價確定次日全部發用電量和發用電曲線形成。日前發電計劃編制過程中，應考慮輔助服務與電能量統一出清，統一安排。日內交易組織，分散式市場以5—15分鐘為周期開展偏差調整競價，競價模式為部分電量競價，優化結果為競價周期內的發電偏差調整曲線、電量調整結算價格、輔助服務容量和輔助服務價格等；集中式市場以5—15分鐘為周期開展競價，競價模式為全電量競價，優化結果為競價周期內的發電曲線、結算價格、輔助服務容量和輔助服務價格等。
(三)交易電價形成。
1.雙邊協商交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易價格根據雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌價格結算。
2.集中競價交易采用高低匹配法進行出清。電力用戶按照申報電價由高到低、發電企業按照申報電價由低到高排序，電力用戶申報電價減去發電企業申報電價為正則成交，形成匹配對，直至電量為零或價差為負。最高買價與最低賣價先成交，成交電價為雙方報價的均價。當報價相同時，按最后一次確認的時間先后順序確定。
3.雙邊協商交易原則上不進行限價。為避免市場操縱及惡性競爭，可對集中競價交易實行交易價格申報限制，設立發電企業最高報價和電力用戶最低報價，由山西省電力市場管理委員會每半年提出限價建議，報省政府電力管理部門和山西能監辦批準執行。
(四)輸配電價和市場結算。
合理確定各電壓等級輸配電價，向社會公示政府性基金及附加。完善雙回路供電相關收費標準并向社會公示，加強供電環節收費的監督檢查。完善峰谷電價、階梯電價、基本電費政策，形成鼓勵合理用電的電價激勵機制。改革初期，電力交易機構負責提供結算依據；電網企業負責收費、結算，歸集交叉補貼，代收政府性基金，并按規定及時向有關發電企業和售電企業支付電費。擁有配電網資產的配售電公司，參照電網企業，負責本供電營業區范圍內的收費、結算。隨著改革的推進，逐步過渡到由電力交易機構依據交易結果出具電量結算依據，按照“誰銷售誰開票、向誰銷售對誰開票、對誰開票與誰結算”的原則開展結算工作。
(五)安全校核和阻塞管理。
電力調度機構負責各類交易的安全校核工作，并按時向規定機構提供市場所需的安全校核數據。電力直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須經電力調度機構安全校核后方可生效。安全校核的主要內容包括通道阻塞管理、機組輔助服務限制等。電力調度機構應按規定公布電網輸送能力、電網安全約束條件等相關基礎信息，預測和檢測可能出現的阻塞問題，并通過市場機制進行必要的阻塞管理。因阻塞管理產生的盈利或費用由各方按責任大小分擔。
(六)應急處置。
省政府電力管理部門負責制定配套的應急預案，并定期組織應急演練。當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按照安全第一的原則及時處理事故并啟動應急預案，由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當嚴重供不應求時，省政府電力管理部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，省政府電力管理部門和山西能監辦可依照相關規定和程序暫停市場交易，臨時實施發用電計劃管理。當市場運營規則不適應電力市場交易需要，或電力市場運營所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，或電力市場交易發生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結果等情況時，山西能監辦可依照相關規定和程序暫停市場交易。
(七)市場監管。
省政府電力管理部門和山西能監辦根據職能依法履行電力市場監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對山西電力交易機構和電力調度機構執行市場規則情況實施監管。
六、信用體系和風險防控體系建設
(一)建立完善市場主體信用評價制度。
建立市場主體信用評價指標體系，推行分區域、分層級授權的信用評價機構管理體系，統一信用評價標準、統一有效期限，保證電力市場信用評價公平公正。建立電力市場交易信用信息系統，建立完善市場主體信用檔案，確保企業信用狀況真實有效，可追溯、可核查。
(二)建立完善市場主體年度信息公示制度。
建立市場主體信用記錄，定期發布市場主體信用報告，接受市場主體的監督和有關政府部門的監管，推動市場主體信息披露規范化、制度化、程序化。
(三)建立健全守信激勵和失信懲戒機制。
加大監管力度，對信用良好的企業給予一定的激勵；對不履約、欠費、濫用市場操縱力、不良交易行為、電網歧視、未按規定披露信息等失信行為，要及時采取懲戒措施。建立并完善黑名單制度，將嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，并向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，按照國家及省有關規定實施限制交易行為或強制性退出，并納入國家聯合懲戒體系。
(四)建立完善風險防控機制。
運用“互聯網+電力交易監控”模式，建立涵蓋電力市場主體基本信息、交易信息、運營信息、信用信息等內容的電力交易監控信息平臺和應急指揮系統，實現對市場主體經營和交易行為的全面監督，提高應急處置能力，確保電力市場安全穩定。
七、組織實施
(一)加強組織領導。
在省電力體制改革領導小組的領導下，省政府電力管理部門會同有關部門組成聯合工作組，充分發揮部門聯合工作機制作用，組織協調各類市場主體，切實做好電力市場建設試點工作。
(二)實施步驟與計劃。
1.第一階段
(2017年):初步構建山西電力行業市場化體系。完成電力市場框架方案設計；完成輸配電價核定，基本實現公益性以外的發售電價由市場形成；明確市場準入標準和交易規則，啟動電力市場模擬運行和試運行；完善電力直接交易機制；開展售電業務放開試點；實施煤—電—鋁、煤—電—化等循環產業鏈試點；初步實現外送電的規模化直接交易。電力直接交易量達到全社會用電量的30%以上。
2.第二階段
(2018年-2020年):山西電力行業市場化體系全面建成。電力市場化定價機制基本完善；形成健全的電力市場監管規則體系；工商業領域電力直接交易全面放開；形成發電側、售電側主體多元、充分競爭的市場格局；跨省跨區電力直接交易份額進一步擴大，逐步形成運轉高效、具有全國競爭力的現代電力市場，并逐步融入全國電力市場體系，充分發揮市場配置資源的決定性作用，使資源優勢轉化為經濟優勢，促進山西產業結構轉型升級。
附件:1.山西省放開發用電計劃實施方案
2.山西省電力直接交易實施方案
3.山西省跨省跨區電力交易實施方案
附件1
山西省放開發用電計劃實施方案
根據中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及國家發展改革委、國家能源局《關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)、《關于有序放開發用電計劃的通知》(發改運行〔2017〕294號)等文件要求，為推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制作用，科學落實優先發電、優先購電制度，保障我省電力供需平衡和發供電安全，制定本實施方案。
一、總體要求
(一)指導思想。
堅持電力市場化改革方向，保留必要的優先發用電計劃，保障可再生能源發電、調節性電源發電優先上網，實現可再生能源發電有效消納和電網安全可靠穩定運行，保障重要用戶和無議價能力的用戶用電。通過市場化方式，逐步放開其他發用電計劃，在保障電力供需平衡、保障社會秩序穩定的前提下，實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，推動能源結構優化，促進我省電力資源優化配置和節能減排。
(二)基本原則。
堅持市場化。在保證電力安全可靠供應的前提下，通過有序縮減發用電計劃、開展發電企業與用戶直接交易，逐步擴大市場化電量的比例，加快推進電力電量平衡從以計劃手段為主向以市場手段為主轉變，為建設電力市場提供空間。
堅持保障民生。政府保留必要的公益性、調節性發用電計劃，以確保居民、農業、重要公用事業、公益性服務及社會安全等用電。在有序放開發用電計劃的過程中，充分考慮企業和社會的承受能力，保障基本公共服務供給。常態化、精細化開展有序用電工作，有效保障供需緊張情況下居民等重點用電需求不受影響。
堅持綠色清潔。在確保供電安全的前提下，優先保障水電和規劃內的風能、太陽能、生物質能等清潔能源發電上網，促進清潔能源多發滿發。
堅持供電安全。按照市場化方向，改善電力運行調節，統籌市場與計劃兩種手段，引導供應側、需求側資源積極參與調峰調頻，保障電力電量平衡，提高電力供應的安全可靠水平，確保社會生產生活秩序。
堅持有序推進。綜合考慮經濟結構、電源結構、電價水平、送受電規模、市場基礎等因素，結合實際，分步實施、有序推進。
(三)主要目標。
建立優先購電和優先發電制度，切實保障電力電量平衡；發揮市場機制作用，建立、規范和完善直接交易機制，積極推進發電企業和電力用戶參與市場交易，促進中長期電力交易的發展；加快市場化改革進程，逐年縮小計劃電量，直至完全取消優先發電以外的發電量計劃。
二、優先購電制度
優先購電是指按照政府定價優先購買電力電量，并獲得優先用電保障。在編制有序用電方案時將優先購電用戶列入優先保障序列，原則上不參與限電，初期不參與市場競爭。
(一)優先購電適用范圍。
1.第一產業用電；
2.居民生活用電；
3.重要公用事業、公益性服務用電，包括黨政軍機關、學校、醫院、公共交通、金融、通信、郵政、供水、供氣等涉及社會生活基本需求，或提供公共產品和服務的部門和單位用電。
(二)優先購電計劃的確定。
建立優先購電用戶目錄，并根據保障需要，對目錄用戶進行甄別、完善和動態調整。電網企業配合做好優先購電用戶甄別和電量統計工作。
(三)優先購電的保障。
1.將優先購電用戶用電量需求全額納入優先購電計劃，由電網企業及擁有配電網經營權的售電企業按照政府定價予以保障；
2.優先購電對應的電力電量由所有公用發電機組共同承擔；
3.實施有序用電，常態化、精細化開展有序用電工作。合理制定有序用電方案，當出現電力缺口或重大突發事件時，對優先購電用戶保障供電，其他用戶按照有序用電方案分擔限電義務，保障嚴重缺電情況下的社會秩序穩定；
4.優先購電用戶暫不參與市場交易，不能由售電企業代理購電。
三、優先發電制度
優先發電是指按照政府定價或同等優先原則，優先出售電力電量。優先發電容量通過安排發電量計劃并嚴格執行予以保障。
(一)優先發電適用范圍。
1.一類優先保障:
(1)納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電；
(2)為滿足調峰調頻和電網安全需要發電；
(3)為提升電力系統調峰能力、促進可再生能源發電消納的可再生能源調峰機組發電；
(4)背壓式熱電聯產機組和燃氣熱電聯產機組供熱期發電。為保障供熱需要，供熱方式合理、實現在線監測并符合環保要求的背壓式和燃氣機組以外的其他熱電聯產機組，在供熱期按照同等優先原則參與市場競爭，實現“以熱定電”，優先出售電力電量。
2.二類優先保障：
(1)跨省跨區送受清潔能源發電；
(2)水電；
(3)余熱余壓余氣發電。
(二)優先發電計劃的制定。
1.納入規劃的風能、太陽能發電根據保障性收購小時數安排優先發電計劃。納入規劃的生物質能等其他可再生能源發電，按照資源條件預測的發電量安排優先發電計劃。
2.調峰調頻發電按上一年度全省全社會用電量的3%安排優先發電計劃，根據發電機組實際承擔的調峰調頻任務進行分配。
3.可再生能源調峰機組發電按照本年度省調火電平均利用小時數安排優先發電計劃，根據各調峰機組實際調峰次數和調峰深度進行分配。
4.熱電聯產機組發電在供熱期按照“以熱定電”原則，根據供熱量和熱電比預測的發電量安排優先發電計劃，具體如下:
(1)背壓式熱電聯產機組按照上年度發電量及當年供熱變化情況安排優先發電計劃；
(2)燃氣熱電聯產機組按照上年度供熱期發電量及當年供熱變化情況安排優先發電計劃。
5.有多年調節能力的水電站按照前3年發電量安排優先發電計劃；季調節、不完全年調節、年調節水電站以發電能力為基礎，根據發電空間按一定比例安排優先發電計劃。
6.余熱余壓余氣發電參照發電企業生產實際和前3年實際發電量安排優先發電計劃。
7.國家規劃內的跨省跨區送受清潔能源發電以及政府協議的省際網對網送受清潔能源發電，按照不低于上年實際水平或多年平均水平納入優先發電計劃。
8.對中發〔2015〕9號文件頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價，投產后一律納入市場化交易，由市場形成價格，但簽約交易電量不應超過我省年度燃煤機組發電小時數上限。
(三)優先發電計劃的電價。
1.優先發電計劃分為執行政府定價和市場化方式形成價格兩部分。優先發電計劃執行政府定價的部分由電網企業保障收購；市場化方式形成價格的部分由發電企業與售電企業、電力用戶進行交易。
2.根據電源特性、供需形勢等因素，兼顧電力市場化改革進程，按照以下范圍確定優先發電計劃中執行政府定價的電量:
(1)納入規劃的風能、太陽能發電保障性收購利用小時數電量；
(2)生物質能及其他可再生能源發電實際發電量；
(3)調峰調頻、可再生能源調峰機組實際發電量；
(4)水電、余熱余壓余氣發電實際發電量；
(5)背壓式、燃氣熱電聯產機組的優先發電計劃電量；
(6)跨省跨區優先發電計劃執行政府定價和市場化方式形成價格的比例，由送受電雙方根據國家有關規定協商確定。
3.屬于市場化方式形成價格的優先發電計劃，如果不能實現簽約，可以市場化方式將指標轉讓給其他優先發電機組。如指標無法轉讓，則由電網企業參考本地區同類型機組平均購電價格購買，產生的結算盈虧計入本地輸配電價平衡賬戶。
(四)優先發電計劃的落實。
在制定發電計劃時，充分預留發電空間。電力調度機構統一負責調度范圍內風電、太陽能發電出力預測，并充分利用水電預報調度成果，做好電力電量平衡工作，科學安排機組組合，充分挖掘系統調峰潛力，合理調整旋轉備用容量，在保證電網安全運行的前提下，促進清潔能源優先上網。面臨棄水棄風棄光情況時，及時預告有關情況，及時公開相關調度和機組運行信息。
四、分步驟有序放開發用電計劃
(一)分階段逐步放開用戶購電。
在市場建設過程中，按用戶電壓等級和用電量分階段逐步放開用戶參與市場交易的電量比例。
第一階段(2017年):放開以下電力用戶:
1.用電電壓等級在110千伏及以上的企業；
2.用電電壓等級在
35千伏及以上，且年用電量在5000萬千瓦時以上的企業；
3.用電電壓等級在
10千伏及以上，且年用電量在1000萬千瓦時以上的高新技術企業、大數據企業、承接加工貿易產業轉移的企業以及完成電能信息采集監測系統建設的企業。
第二階段(2018—2020年):放開用電電壓等級在35千伏及以上的工商業電力用戶，以及部分用電電壓等級在10千伏及以上的工商業電力用戶。
第三階段(2020年以后):放開全部工商業電力用戶，允許部分優先購電的用戶自愿進入市場。
(二)分階段逐步放開發電管理。
隨著用戶購電逐步放開，綜合考慮電網安全運行約束，相應放開一定比例的發電容量參與市場化交易。初期，保留各類優先發電，放開燃煤機組優先發電之外的電力電量進入電力市場。具備條件時，放開各類優先發電進入電力市場。
第一階段(2017年):穩步推進燃煤機組發電市場交易規模擴大。燃煤機組中優先發電之外的發電量指導計劃逐步放開，開展市場化交易。
第二階段(2018—2020年):水電、燃氣等機組發電量指導計劃逐步放開，進入市場交易。隨著市場機制的不斷完善，供熱保障電量、調峰調頻電量等優先發電進入市場交易。
(三)有序放開跨省跨區送受電計劃。
跨省跨區送受電逐步過渡到優先發電計劃和有序實現直接交易相結合，根據電源規劃、電源類別和核準投運時間，分類推進送受電計劃改革。具體按照發改運行〔2017〕294號文件中有序放開跨省跨區送受電計劃的有關規定執行。
五、保障措施
堅持公開、公平、公正，做好年度電力電量平衡工作，切實保障優先發電、優先購電的有序執行，切實保障發用電計劃的有序放開，切實保障電力供應。
(一)省政府電力管理部門要做好全省電力供需平衡預測，根據全省電力供需平衡情況、跨省跨區外送電量情況和省內市場交易電量需求，安排好優先發電、優先購電計劃，并按照國家電力體制改革相關文件精神，安排好年度電力電量平衡方案。
(二)省政府電力管理部門會同山西能監辦根據放開發用電計劃的步驟，合理確定直接交易電量，組織符合條件的電力用戶和發電企業進行直接交易，并根據優先發電和直接交易情況，相應扣除發電容量。
(三)電力交易機構要組織有關各方簽訂優先發電、優先購電部分購售電合同，促成優先發電計劃市場化部分和優先發電指標交易。要根據優先發電、優先購電有關合同，編制年度和月度電力電量計劃，并優先于其他市場化合同進行結算。
(四)電網企業應保障優先發電、優先購電計劃有序執行。
1.優先發電計劃中執行政府定價部分由電網企業保障收購；執行市場電價部分已完成簽約的電量和優先發電指標交易的電量由電網企業優先調度執行。
2.優先購電計劃由電網企業保障供應。
3.為保證供需平衡，若優先發電計劃中執行政府定價部分的規模大于優先購電計劃，多發電量由電網企業通過市場化方式出售；若優先購電計劃規模大于優先發電計劃中執行政府定價部分，所缺電量由電網企業通過市場化方式購買。
(五)電網企業在執行優先發電、優先購電計劃時產生的結算盈虧要納入輸配電價平衡賬戶，由省政府電力管理部門和山西能監辦共同監管。
附件2
山西省電力直接交易實施方案
根據中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及國家發展改革委、國家能源局《關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)、《關于同意山西省開展電力體制改革綜合試點的復函》(發改經體〔2016〕176號)、《關于有序放開發用電計劃的通知》(發改運行〔2017〕294號)，省委、省政府《關于電力供給側結構性改革的實施意見》(晉發〔2016〕35號)等文件精神，結合我省實際，制定本實施方案。
一、總體要求
(一)指導思想。
遵循市場經濟規律和電力運行客觀規律，還原電力的商品屬性，推進電力市場建設，降低用電成本；向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體，形成“多買多賣”的電力市場交易格局；促進能源資源優化配置，提升售電服務質量和用戶用能水平，提高能源利用效率和清潔能源消納水平。
(二)基本原則。
1.堅持安全可靠。建立優先發電和優先用電制度，有序放開—24—
發用電計劃，保障電能的發、輸、配、用動態平衡，切實保障民生用電，確保基本公共服務供給，保障電力有序供應、電網安全穩定運行。
2.堅持市場化。以國家產業政策和宏觀調控政策為指導，遵循市場經濟規律，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，市場主體自愿參與、自主協商，促進電力市場公平開放，建立規范的用電企業、售電公司和發電企業直接交易機制。
3.堅持節能綠色。遵循環保、節能、高效的發展理念，鼓勵能源資源轉化效率高、污染物排放少的原材料產業和新興產業企業參與直接交易，鼓勵大容量、高參數、超低排放燃煤發電機組參與直接交易，鼓勵可再生能源發電和分布式能源發電參與直接交易。
(三)工作目標。
建立健全公平開放、規則透明、競爭有序、監管有效的直接交易市場機制；培育多元化售電主體；保障可再生能源發電全額消納，鼓勵清潔能源發電參與直接交易。2017年全省電力直接交易規模達到全社會用電量的30%以上。隨著市場化進程的推進，逐步擴大電力直接交易規模，逐步放開電力用戶范圍，直至不受電壓等級限制。
二、電力直接交易市場的成員及職責
(一)市場成員。
電力直接交易市場成員包括市場交易主體、電網企業和市場運營機構三類。其中，市場交易主體包括各類發電企業、售電企業、電力用戶等；電網企業指擁有輸電網、配電網運營權，承擔其供電營業區保底供電服務的企業；市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。
(二)市場成員的職責。
電網企業、售電企業、電力用戶等電力直接交易市場成員的職責按照《山西省售電側改革實施方案》(晉政辦發〔2016〕113號)規定執行。
發電企業:按照直接交易規則參與市場交易，簽訂并履行購售電合同和直接交易合同及協議；嚴格執行并網調度協議，服從電力調度機構統一調度；按規定參與輔助服務；按規定報送和披露信息；有權獲得公平的輸電服務和電網接入服務，需支付相應費用；有權獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
山西電力交易機構:負責電力直接交易市場成員的注冊和相應管理，組織直接交易，管理交易合同；編制發布交易計劃并跟蹤執行，協調解決交易執行中的具體問題，根據授權依法進行市場干預；負責市場交易平臺的建設、運營和維護，搭建并完善電力市場交易技術支持系統；出具交易結算依據；配合省政府電力管理部門和山西能監辦對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；按規定披露和發布信息。
電力調度機構:負責調度范圍內交易電量安全校核管理；按調度規程實施電力調度，合理安排電網運行方式，保障電力交易結果執行；經授權按所在市場的交易規則暫停執行市場交易結果；協助電力交易機構執行市場交易，配合處理爭議事項，并參與市場機制
研究；按規定在每次交易前向市場主體披露電網運行方式和電網約束條件等相關信息。
三、市場交易主體的準入、退出及監督管理
按照國家有關規定，參加直接交易的企業應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的用電企業、售電企業和發電企業須經法人單位授權，方可參加。
(一)市場交易主體的準入。
售電企業和電力用戶的準入按照晉政辦發〔2016〕113號文件要求執行。發電企業的準入條件為:
1.現役省調燃煤機組；
2.天然氣發電、風電、太陽能發電、水電、生物質發電等清潔能源發電企業；
3.符合國家產業政策和基本建設審批程序，并取得發電業務許可證、污染物達標排放的發電企業。
(二)市場交易主體的退出。
市場交易主體退出直接交易應按年度報省政府電力管理部門，經批準后向相關電力交易機構辦理注銷手續。
(三)監督和管理。
省政府電力管理部門會同山西能監辦及山西省電力市場管理委員會對參與直接交易的市場交易主體進行監督和檢查。
市場交易主體在交易合同履行過程中禁止退出，如需退出，應在妥善處理交易相關事宜并按合同約定補償有關方面損失后退出。
在交易合同履行過程中，當市場交易主體出現下列情況時，省政府電力管理部門按照國家及省有關規定視情節輕重責令其限期整改或取消交易資格。被強制退出的市場交易主體列入黑名單，不得再進入市場。
1.違反法律、法規和產業政策規定；
2.違反直接交易規則，被通報或處罰；
3.不能達到準入條件要求或已破產倒閉；
4.發生重大安全生產和污染事故；
5.信用評價不合格。
四、市場化交易
(一)交易類型。
1.重點交易。對符合國家產業政策、用電成本較大的電解鋁、電石、鐵合金、離子膜燒堿、尿素、甲醇、二甲醚等高載能行業企業全電量優先參與直接交易；與高載能企業交易的發電企業單臺機組年度利用小時數可以達到其設計利用小時數。除電解鋁企業外，與其他高載能企業交易的發電機組應進行容量剔除。
2.普通交易。在電力交易機構完成注冊的市場交易主體均可進入市場，參與電力直接交易。電力用戶可自主選擇委托售電企業代理購電，也可直接向發電企業購電；發電企業可自主選擇委托售電企業代理售電業務，也可向電力用戶直接售電；售電企業可自主選擇與發電企業、電力用戶開展購售電交易，同一配電區域內可以有多個售電企業參與購售電，一個售電企業可以在多個配電區域內購售電。
3.長協交易。煤電聯營發電企業(或其直接控股方)與下游高載能企業(電石、鐵合金、離子膜燒堿、尿素、甲醇、二甲醚)相互參股20%以上的，可簽訂中長期直接交易協議。原則上發電企業與電力用戶中長期直接交易電量對應的發電機組不再安排基礎電量計劃，不再參與其他市場交易，其年度利用小時數不超過設計利用小時數。
(二)交易方式。
電力直接交易可采用雙邊協商交易、集中撮合交易、掛牌交易三種方式。在電力交易機構注冊的發電企業、售電企業、電力用戶等市場交易主體可以自主協商交易，也可以通過交易中心集中競價交易。根據交易周期可分為年度、月度(季度)交易。
1.雙邊協商交易指電力用戶與售電企業或發電企業根據交易平臺提供的信息，就直接交易價格和年度交易電量自主協商，經交易中心確認并通過安全校核后，由購電、售電、輸電各方簽訂年度交易合同確定成交。電力用戶可自主選擇向售電企業、發電企業購電。
2.集中撮合交易指由電力交易機構組織電力用戶、售電企業和發電企業集中申報電量、電價，根據買方、賣方申報價差，按照價格優先、時間優先原則確定成交，經交易中心確認并通過安全校核后，簽訂交易合同。
3.掛牌交易指市場交易主體通過山西電力交易平臺，根據需要隨時將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。
(三)交易電量。
每年年底，省政府電力管理部門按照保障優先發電和優先供電的原則，做好電力供需平衡預測，確定并發布次年度直接交易總電量規模。
各電力用戶、發電企業申報的需求總電量應當超過年度直接交易總電量一定比例，形成競爭。年度直接協商交易成交電量的總和應不大于年度直接交易總電量規模。單個電力用戶和發電企業的交易電量由市場競購或競售結果確定。年度直接協商交易時，電力用戶與發電企業應約定月度電量計劃。
發電企業直接交易的上網電量應包括交易電量及其相應的輸配電損耗電量。
參與直接交易的購電主體原則上應全電量參與市場交易。新增大工業用戶原則上應通過簽訂電力直接交易協議(合同)保障供電，鼓勵其他新增用戶參與電力直接交易，簽訂中長期協議(合同)。
(四)交易價格。
凡參加電力市場交易的電力用戶和發電企業均不再執行目錄銷售電價和政府核定的上網電價。電力市場體系比較健全時，全部放開上網電價和公益性電量以外的銷售電價。
1.電力用戶。電力用戶支付的直接交易購電價格由直接交易價格、輸配電價(含交叉補貼和線損，下同)、政府性基金及附加三部分組成。已參加市場交易的用戶又退出的，由電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照政府核定居民電價的1.2—2倍執行。保底價格具體水平由省政府價格主管部門確定。
2.發電企業。發電企業收取的結算價格為直接交易價格。除優先發電對應的電量外，發電企業其他上網電量的價格由發電企業與電力用戶、售電企業協商自主確定，非因法定事由不受第三方干預；撮合交易價格由交易平臺成交結果確定。發電企業與電力用戶、售電企業直接交易價格應根據發電成本合理確定，不得惡意競爭。
3.售電企業。售電企業不承擔輸配電價、政府性基金。
4.輸配電價和政府性基金。輸配電價按照國家核定的不同電壓等級輸配電價標準執行。政府性基金及附加按國家規定標準繳納。合同執行期間，遇有國家調整電力直接交易輸配電價、政府性基金及附加等，按規定相應調整。
(五)剔除容量。
為規避非理性競爭，對于簽訂直接交易合同的發電企業，原則上其直接交易電量所對應的發電容量不再安排計劃電量。直接交
易電量折算發電容量時，可根據對應用戶最大負荷利用小時數、全省工業用戶平均利用小時數或一定上限等方式折算，具體比例由山西省電力市場管理委員會測算提出意見，報省政府電力管理部門和山西能監辦審定。
(六)安全校核與交易執行。
電力交易機構按直接交易成交情況，形成無約束交易結果。電力調度機構依據無約束交易結果進行網絡約束安全校核，形成有約束交易結果。在電網檢修計劃、相關基礎數據等齊備的條件下，年度集中競價交易安全校核應在3個工作日內完成，其他年度交易安全校核應在5個工作日內完成，月底交易安全校核應在2個工作日內完成，并交由電力交易機構統一發布安全校核信息。在規定期限內，電力交易機構未發布安全校核信息，則視同通過安全校核。
經安全校核后的直接交易結果通過發、供、用(售)電企業共同簽訂直接交易購售電合同和委托輸配電服務合同的方式確認，由電力交易機構向社會公布，并向省政府電力管理部門、山西能監辦報告。通過安全校核的直接交易計劃由電力交易機構納入省電網年度、月度電量計劃統一平衡。
電力調度機構對于因電網安全約束限制的直接交易，應詳細說明約束的具體事項，提出調整意見，包括具體的輸配電線路或設備名稱、限制容量、限制依據、其他用戶的使用情況、約束時段等。
當參與直接交易機組無法完成合同電量時，可按相關規定進行發電權交易。
(七)合同簽訂與調整。
年度及以上的直接交易經交易雙方自主協商達成交易意向并通過安全校核的，應按照有關合同示范文本，簽訂直接交易購售電合同和委托輸配電服務合同，并在合同中約定價格調整機制，作為交易執行依據。
直接交易合同簽訂后，電力調度機構應將直接交易電量一并納入發電企業的發電計劃和電力用戶的用電計劃。安排調度計劃時，應優先保證直接交易合同電量。
在不影響已執行合同的情況下，交易雙方可協商提出直接交易合同調整意向，經電力調度機構安全校核后，簽訂直接交易購售電合同的補充協議，并與電網企業簽訂委托輸配電服務合同的補充協議。電力交易機構按照補充協議的約定及時修訂交易雙方年度內剩余時段的發電計劃和購電計劃。
(八)計量與結算。
1.計量。直接交易電量為電力用戶與電網企業簽訂的供用電合同約定的計量點的計量電量。
電能計量裝置及其校驗要求和異常處理辦法按電力用戶與所在配電區域的電網企業簽訂的供用電合同和發電企業與電網企業簽訂的購售電合同約定執行。
2.結算。直接交易電量、電費的結算和清算由電力交易機構—33—
統一組織進行。各市場交易主體依據電力交易機構出具的結算憑據進行結算。
改革初期，電力交易機構負責提供結算依據，電網企業負責收費、結算，歸集交叉補貼，代收政府性基金，并按規定及時向有關發電企業和售電企業支付電費。
無配電網的售電企業:電力交易機構出具結算依據，電力用戶按購電價格向電網企業繳費；發電企業按照與售電企業、電網企業三方協議收取上網電費；售電企業價差電費由電網企業支付。
有配電網的售電企業:擁有配網運營權的售電企業和電網企業具有同等的權利和義務，依據電力交易機構提供的結算依據，負責收費、結算，歸集交叉補貼，代收政府性基金，并按規定及時向有關發電企業和售電企業支付電費，向電網企業支付輸配電費。
隨著改革的推進，逐步過渡到由電力交易機構依據交易結果出具電量結算依據，按照“誰銷售誰開票、向誰銷售對誰開票、對誰開票與誰結算”的原則開展結算工作。
交易合同電量發生偏差時，按照《山西省電力中長期交易規則(暫行)》進行處理。
(九)應急調控。
市場供需形勢短期出現劇烈波動影響交易執行，或市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴重違約、不能履約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂時，電力交易機構根據授權進行應急調控。
當市場交易無法正常開展時，電力交易機構應及時通知市場交易主體推遲、暫停交易，并將有關情況報省政府電力管理部門、山西能監辦。
應急調控措施主要有價格管制和交易管制，包括但不限于市場限價管制、交易時間調整、交易暫停、市場份額調整、市場中止。電力交易機構實施應急調控時，應及時公告調控原因、范圍、持續時間，并做好記錄和備案。
五、保障措施
(一)加強組織領導。
在省電力體制改革領導小組的領導下，省政府電力管理部門會同有關部門組成聯合工作組，充分發揮部門聯合工作機制作用，發揮山西省電力市場管理委員會的協調議事作用，切實加強對全省電力直接交易工作的組織領導。
(二)加強監督檢查。
省政府電力管理部門、山西能監辦、省政府價格主管部門等有關部門要及時掌握電力交易工作動態，依據相關法律法規及監管要求，對電力交易機構、電力調度機構及相關市場交易主體進行監督檢查，對電力市場公平競爭、信息公開、合同履行、合同結算及信用情況實施監管。要加強對電力用戶參與市場意識的培育，大力發展電能服務產業，幫助電力用戶了解用電曲線，爭取在兩年內初步實現電力直接交易雙方發用電曲線實時對應。
(三)加強風險防范。
省政府電力管理部門會同相關部門對電力直接交易過程中出現的新情況、新問題，及時研究、快速響應，提出解決辦法和措施，不斷完善工作方案。要充分發揮社會監督和第三方機構評價的作用，強化電力直接交易誠信體系和風險防范機制建設，規范電力市場交易行為。
附件3
山西省跨省跨區電力交易實施方案
根據中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及國家發展改革委、國家能源局《關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)、《關于同意山西省開展電力體制改革綜合試點的復函》(發改經體〔2016〕176號)、《關于有序放開發用電計劃的通知》(發改運行〔2017〕294號)，省委、省政府《關于電力供給側結構性改革的實施意見》(晉發〔2016〕35號)等文件精神，結合我省實際，制定本實施方案。
一、總體要求
(一)指導思想。
按照國家能源發展戰略，發揮山西煤電基地優勢，加大可再生能源發電輸出比例，努力擴大“晉電外送”規模。加強與華北、華中、華東等電力輸入區域省份溝通合作，完善省際合作協商機制。堅持電力市場化改革方向，促進我省電力資源在更大范圍優化配置，構建調度科學、交易公平、價格合理、結算及時的跨省跨區電力市場交易機制。
(二)基本原則。
堅持市場主導。發揮市場在資源配置中的決定性作用，鼓勵符合準入條件的發電企業積極參與跨省跨區電力交易，促進電力行業健康發展。
堅持綠色安全。遵循環保、節能、高效的發展理念，以實施超低排放的燃煤發電機組和風電等新能源機組為重點，通過“風火打捆”外送，輸出綠色清潔能源發電，促進資源優化配置。
堅持合作共贏。以互惠互利、合作共贏為基礎，創新交易模式，建立交流協調機制，促進共贏發展。
(三)主要目標。
依托北京電力交易平臺和山西電力交易平臺，充分發揮價格調節作用，建立跨省跨區電力交易協調機制。采取中長期交易為主、臨時交易為補充的模式，積極開展跨省跨區電力交易，實現山西電力資源在全國范圍內的優化配置。規范交易規則和市場交易主體的準入標準，合理核定跨省跨區電力交易不同電壓等級和輸電距離的電網輸電價格。按照“誰承擔、誰受益”的原則，建立跨省跨區輔助服務市場，適度開展現貨交易，探索開展電力期貨和電力衍生品交易，形成成熟高效的跨省跨區電力交易市場。
二、跨省跨區電力交易市場的準入、退出和管理
(一)市場的成員及職責。
1.市場成員。
跨省跨區電力交易市場成員包括市場交易主體、電網企業和市場運營機構三類。其中，市場交易主體包括各類發電企業、售電企業、電力用戶等；電網企業指擁有輸電網、配電網運營權，承擔其供電營業區保底供電服務的企業；市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。
2.市場成員的職責。電網企業、售電企業、電力用戶職責按照《山西省售電側改革實施方案》(晉政辦發〔2016〕113號)規定執行。
發電企業:執行優先發電合同，按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同；有權獲得公平的輸電服務和電網接入服務，需支付相應費用；執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定參與輔助服務；按規定披露和提供信息，有權獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；其他法律法規賦予的權利和責任。
電力交易機構:按規定組織和管理跨省跨區電力市場交易；編制年度和月度交易計劃；負責市場交易主體的注冊管理；提供電力交易結算依據及相關服務；監視和分析市場運行情況；按照國家及省有關規定在特定情況下根據授權對市場進行干預；建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統；配合省政府電力管理部門和山西能監辦對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；按規定披露和發布信息；其他法律法規賦予的權利和責任。
電力調度機構:負責安全校核；按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全；向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行；經授權按所在市場的交易規則暫停執行市場交易結果；按規定披露電網運行方式和約束條件等相關信息；其他法律法規賦予的權利和責任。
(二)市場交易主體的準入與退出。
參加跨省跨區電力交易的企業應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的用電企業、售電企業和發電企業須經法人單位授權，方可參加。
1.市場交易主體的準入。
售電企業的準入按照晉政辦發〔2016〕113號文件要求執行。發電企業的準入條件為:
(1)現役省調燃煤機組；
(2)天然氣發電、風電、太陽能發電、水電、生物質發電等清潔能源發電企業；
(3)符合國家產業政策和基本建設審批程序，并取得發電業務許可證、污染物達標排放的發電企業。
2.市場交易主體的退出。
市場交易主體退出交易應按年度報省政府電力管理部門，經批準后向相關電力交易機構辦理注銷手續。
(三)市場交易的組織和管理。
1.跨省跨區電力交易實行登記、準入、退出管理制度，參與跨省跨區電力交易的市場交易主體可以在任何一個交易平臺上進入、退出。準入后可以自由選擇平臺開展交易。市場交易主體應保證登記信息及交易參數真實、準確。省政府電力管理部門對申報信息進行核查，如發現虛報瞞報等違規行為要及時處理并通報。
2.省政府電力管理部門按年度公布符合跨省跨區電力交易準入條件的市場交易主體目錄，并對相應目錄實施動態監管，對水電、風電、太陽能發電等可再生能源發電實行優先準入。
3.山西電力交易機構依據相關中長期交易規則負責跨省跨區電力交易的具體組織和實施。
4.參與交易的市場交易主體按照中長期交易規則，在山西電力交易機構的組織下進行交易，現貨市場啟動前，市場交易主體可委托電網運營企業代理交易。發電企業進行跨省跨區電力交易，應以單臺機組為單位在電力交易平臺上進行申報，同一電廠的多個機組可集中申報。申報的交易參數應包括機組容量、供電煤耗、上網電價、污染物達標排放情況等。
5.山西電力交易機構按照跨省跨區電力交易成交情況，形成無約束交易結果，并公布相關信息。
6.電力調度機構依據無約束交易結果，進行網絡約束安全校核，形成有約束交易結果，并公布相關信息。
7.電網運營企業和市場運營機構按照合同約定條款履行各自的權利和義務。
三、市場交易的范圍、類型和模式
(一)交易范圍。
跨省跨區電力交易應以開放市場、優化市場流動性為原則，發揮各級電力交易機構平臺優勢，積極穩妥地在省際間、區域間、全國范圍內開展多種形式的交易。充分發揮山西大型煤電基地優勢，發揮市場配置資源、調劑余缺的作用，鼓勵“晉電外送”。為促進直接交易價格合理反映電力資源產品價值，在安排計劃電量時，原則上應根據跨省跨區電力交易情況，相應扣除發電容量，具體扣除比例由山西省電力市場管理委員會測算提出意見，報省政府電力管理部門和山西能監辦審定。
(二)交易類型。
1.跨省跨區國家指令性及省際協議性交易納入送、受電省優先發電計劃，電力運營機構根據有序用電相關規定執行。
2.跨省跨區發電權交易是指不同省份、不同區域發電企業之間的發電指標轉讓交易。
3.跨省跨區電力直接交易是指不同省份、不同區域市場交易主體之間進行的電力交易。
4.跨省跨區輔助服務交易是指不同省份、不同區域市場交易主體之間進行的輔助服務交易。輔助服務市場建立前，市場交易主體可委托電網運營企業代理交易。
5.跨省跨區電力期貨及電力衍生品交易是指不同省份、不同區域市場交易主體之間進行的電力期貨及電力衍生品交易。
(三)交易模式。
跨省跨區電力交易可采用雙邊協商交易、集中交易和委托代理交易。根據交易周期可分為長期交易、中期交易、短期交易和實時交易。長期交易是指1年或1年以上的電力交易；中期交易是指1月以上、1年以內的電力交易，包括季度、月度交易；短期交易是指1日以上、1月以內的電力交易；實時交易是指24小時以內的電力交易。
1.雙邊協商交易是指在電力交易平臺上，購、售電各方根據需要，自主選擇交易對象進行購售電交易，對交易電量和價格、交易曲線、交易時間等協商一致達成交易的交易方式；或者指電力交易機構在交易平臺上公布相關交易信息，各交易主體根據公布的信息，按照相關中長期交易規則開展雙邊協商(交易雙方自主協商確定交易電量和交易價格)，通過審核和安全校核后簽訂合同的交易方式。初期階段，輸電價根據相關中長期交易規則，由市場交易主體與電網運營企業協商確定；中期及成熟階段，輸電價執行國家及省價格主管部門的核定價。
2.集中交易包括掛牌交易、撮合交易等。掛牌交易是指有購電需求的市場交易主體在交易平臺上發布市場需求，明確購電量與購電價格，有售電需求的市場交易主體綜合考慮輸電價與輸電網損后，通過自愿認購達成交易的交易方式。撮合交易是指有購電、售電需求的市場交易主體綜合考慮輸電價、輸電網損后，在交易平臺上自主申報購、售電量、電價，按照交易規則自動匹配達成交易的交易方式。初期階段，輸電價根據相關中長期交易規則，由市場交易主體與電網運營企業協商確定；中期及成熟階段，輸電價執行國家及省價格主管部門的核定價
3.委托代理交易。現貨市場啟動前、輔助服務市場建立前，市—43—
場交易主體均可委托電網運營企業代理交易。電網運營企業與市
場交易主體簽訂委托代理協議，明確委托電力外送的電量、電價和輔助服務的電量、電價以及雙方的責任義務。市場交易主體委托代理交易的內容主要包括委托電力外送和輔助服務的電量電價上限、交易曲線的峰平谷系數下限等。電網運營企業以不低于委托方的委托約定參與跨省跨區電力交易。
四、市場交易的監管和風險防范
(一)信息披露。
建立跨省跨區電力交易信息公開機制，省政府電力管理部門、山西能監辦等部門和單位定期公布市場準入與退出標準、交易主體目錄、負面清單、“黑名單”、監管報告等信息。
(二)信用評價。
建立跨省跨區電力交易市場主體信用評價機制，省政府電力管理部門、山西能監辦會同相關部門建立跨省跨區市場主體信用評價制度，委托第三方機構對市場交易主體開展信用等級評價，評價結果向全社會公示。
(三)風險防范。
建立黑名單和違約風險防范機制，強化信用評價等級應用，加強跨省跨區電力交易監管。對違規的市場主體提出警告，勒令整改，拒不整改及違法的市場主體將被列入黑名單，強制退市。
(四)強化監管。
省政府電力管理部門依據相關法律法規，對跨省跨區電力交易市場主體的準入退出、電網的公平開放、市場秩序、主體行為、普遍服務等實施監管，嚴格查處違法違規行為。
五、保障措施
(一)加強政策引導。
山西作為國家規劃的大型煤電基地，是“西電東送”的重要輸出省份，應加大跨省跨區電力交易。相關政府部門要會同山西省電力市場管理委員會及電網企業不斷完善政策、規則，引導鼓勵發電企業積極參與全國電力市場交易。同時，加快我省外送電通道建設，夯實“晉電外送”基礎。
(二)加強組織協調。
省政府電力管理部門、山西能監辦等有關部門要建立溝通協調機制和工作例會制度，定期分析形勢，研究對策，密切配合，切實做好統籌規劃與協調指導，并及時向省電力體制改革領導小組匯報相關情況，對交易過程中出現的新情況、新問題，要積極研究、快速響應，提出解決的辦法和措施，促進“晉電外送”。
(三)加強監督檢查。
省政府電力管理部門、山西能監辦等有關部門要及時掌握跨省跨區電力交易工作動態，對各市場交易主體進行監督檢查，依據相關法律法規和監管要求對跨省跨區售電市場公平競爭、信息公開、合同履行、合同結算及信用情況等實施監管。
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