山西省电力中长期交易规则（暂行）发布！

第三章 市场准入与退出

第十六条 参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者应当是具有法人资格、财务独立核算、信用评价合格、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应的电力交易。

第十七条 市场化交易中，售电企业的市场准入条 件按照国家发展改革委、国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)及山西省有关规定执行。

第十八条 独立辅助服务提供者的市场准入条 件：

(一)具有辅助服务能力、通过电力调度机构技术能力测试后，可以作为独立辅助服务提供者参与市场交易;

(二)鼓励电储能设备、分布式微电网、需求侧(如可中断负荷)运营方等尝试参与市场交易。

第十九条 跨省跨区交易市场主体的市场准入条件：

(一)具有直接交易资格的发电企业和售电企业可以参与跨省跨区市场化交易，发电企业也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易;

(二)现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易;

(三)保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业暂不参与跨省跨区交易。

第二十条 合同电量转让交易市场主体的准入条件:

(一)拥有优先发电合同、基数电量合同、省内直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业与拥有省内直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电企业可以参与合同转让交易;

(二)直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条 件;

(三)享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得进入市场转让;

(四)可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让;

(五)发电企业(包括代理的售电企业)与电力用户(包括代理的售电企业)之间暂不能进行逆回购性质的合同转让交易;发电企业(包括代理的售电企业)之间、电力用户(包括代理的售电企业)之间可分别进行发电、用电合同转让交易。

第二十一条 发电企业、电力用户等市场主体参与市场化交易，参照国家发展改革委、国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)和山西省有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。

第二十二条 参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何电力交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。

第二十三条 山西电力交易机构应当向其他电力交易机构共享注册信息，市场主体无需重复注册。山西电力交易机构按月汇总形成市场化交易的市场主体目录，向山西能监办、省政府电力管理部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和山西电力交易平台网站向社会公布。

第二十四条 市场主体变更或者撤销注册，应当按规定向电力交易机构提出申请，经公示后，方可变更或者撤销注册。已完成注册的市场主体不能继续满足准入条 件的，经山西能监办核实后由电力交易机构撤销注册。

第二十五条 市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按规定履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的，由山西能监办会同省政府电力管理部门视情节轻重责令其限期整改，或取消交易资格，同时记入信用评价。

第二十六条 自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价;市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得再进入市场。

第二十七条 退出市场的电力用户3年内须向售电企业全电量购电，售电企业不能满足其用电需求的，由电网企业兜底供电。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。

第二十八条 市场主体退出情况由省政府电力管理部门、山西能监办联合向社会公示，并通过“信用中国”网站和山西电力交易机构网站向社会公布。

第二十九条 市场主体退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

第三十条 售电企业因运营不善、资产重组或者破产倒闭、欠费等特殊原因退出市场的，应至少提前45天通知省政府电力管理部门、山西能监办、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关利益方。

电力用户无法履约的，应至少提前45天书面告知电力交易机构以及电网企业、售电企业等相关利益方。

第三十一条 售电企业和电力用户申请退出市场前，应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

第四章 交易品种、周期和方式

第三十二条 交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)等。

第三十三条 适时开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。

第三十四条 跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易。跨省跨区交易可以在北京电力交易中心电力交易平台和山西电力交易平台开展。点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按照受电地区要求参与市场。

第三十五条 发电企业之间、电力用户之间、售电企业之间以及电力用户和售电企业之间可以签订电量互保或联保协议，部分协议主体因特殊原因无法履行合同电量时，通过电力调度机构安全校核后，可优先由其他协议主体或由上下调机组代发(代用)部分或全部电量，事后应于一周内(不得跨月)补充签订转让交易合同，报电力交易机构。

第三十六条 电力中长期交易主要按照年度和月度开展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。考虑电网安全、电力交易可执行等因素，原则上交易品种和周期不再变更。若需变更，应报省政府电力管理部门、山西能监办同意。

第三十七条 电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价(含撮合，下同)、挂牌等方式进行。

(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、电价，形成双边协商交易初步意向，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。

(二)集中竞价交易指市场主体通过山西电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构进行市场出清或统一撮合，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;鼓励按峰、平、谷段电量或标准负荷曲线进行集中竞价。

(三)挂牌交易指市场主体通过山西电力交易平台，发布需求电量或可供电量的数量和价格等信息要约，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。

第五章 价格机制

第三十八条 电力中长期交易的成交价格由市场化方式形成，第三方不得干预;计划电量应随政府定价的放开采取市场化定价方式。

第三十九条 市场化交易按照国家核定的输配电价执行。相关政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

第四十条 跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第四十一条 双边协商交易价格按照合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格匹配确定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。

第四十二条 集中撮合采用高低匹配法进行出清。电力交易系统匹配过程中考虑环保、能耗等因素，电力用户和售电企业按申报电价由高到低排序，发电企业和售电企业按环保调整价由低到高排序。

环保调整价=发电企业或售电企业的申报价格-(脱硫电价+脱硝电价+除尘电价+超低排放电价+能耗因子)×调整系数。发电企业和售电企业的环保调整价作为计算排序使用。

报价最高的买家与环保调整价最低的卖家先成交，买家申报电价减去卖家申报价格为正则成交，形成匹配对，直至电量为零或价差为负。当环保调整价或电力用户申报价相同时，按等比例原则成交。申报价格以闭市前最后一次确认为准。匹配完成后，匹配成交价采用买家申报电价和卖家申报价格的均价。

第四十三条 作为卖家的发电企业和售电企业名单由电力交易机构提前3个工作日在山西电力交易平台上公示，并同时报省价格主管部门、省政府电力管理部门和山西能监办。能耗因子及调整系数由山西省电力市场管理委员会按年度提出，报省政府电力管理部门和山西能监办。

第四十四条 跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再另外收取;未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报省价格主管部门、山西能监办备案后执行。

第四十五条 输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。

第四十六条 合同电量转让交易价格为合同电量的成交价(含跨省跨区交易的输电费和网损)，但不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区交易合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区交易合同转让应按照潮流实际情况,另行支付输电费和网损。

第四十七条 参与市场化交易的峰谷电价电力用户可以继续执行峰谷电价，市场化交易电价作为平段电价，峰、谷电价按照现有峰平谷比价计算，不再分摊调峰服务费用;也可以按照直接交易电价结算，同时分摊调峰服务费用或者直接购买调峰服务，按照山西省电力辅助服务市场有关规则执行。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第四十八条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对买方和卖方报价设置上下限。上下限额由山西能监办会同省政府电力管理部门和省价格主管部门另行确定。

第四十九条 安排计划电量时，可根据机组年度直接交易电量，扣除相应发电容量。直接交易电量折算发电容量时，可根据全省装机冗余、市场化电量占比以及机组环保节能因素等进行折算。具体公式由山西省电力市场管理委员会于每年12月份第二个工作日18时前提出，报省政府电力管理部门和山西能监办。原则上每年只进行一次容量扣除。发电企业通过申报容量参与市场交易的，分配计划电量时直接扣除其申报容量。

第五十条 省政府电力管理部门和山西能监办在确定各类交易的整体电量规模和符合条 件的市场主体规模时，应保证交易双方参与市场竞争的比例，即参与本次交易发电企业的发电规模应超过本次交易确定的整体电量规模的A倍，但不大于B倍(根据市场竞争力情况，暂定A=1.2,B=2)。若小于A倍，则扩大本次交易的整体规模或准入，使之达到A倍;若大于B倍，则按比例削减市场主体规模到本次交易确定的整体规模电量。具体A、B数值由山西省电力市场管理委员会于每年12月份第二个工作日18时前提出建议，报省政府电力管理部门和山西能监办批准后执行。