關于印發山西省電力市場建設試點方案的通知
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)
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。
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