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，为进一步推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变，建立符合山西省情的电力市场体系，结合我省实际，制定本方案。

　　

　　(一)指导思想。

　　遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，加快培育市场主体，引入市场竞争，无歧视开放电网，放开发用电市场；发挥煤电基地优势和区位优势，积极融入京津冀等全国电力市场；逐步建立交易品种齐全、功能完善的电力市场体系；形成以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，竞争充分、开放有序的电力市场格局。

　　(二)建设原则。

　　1.坚持安全稳定，保障民生。保障电能生产、输送和使用的动态平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力安全可靠水平。保障基本公共服务的电力供给，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳。

　　

　　2.坚持市场化改革，拓展两大市场。逐步扩大市场主体范围和交易规模，促进电力消纳，激活省内用电市场；完善省际沟通合作机制，推进跨省跨区电力交易，融入全国电力市场体系。

　　

　　3.坚持绿色低碳，环保优先。保障可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例，促进能源结构优化。鼓励可再生能源发电参与市场交易，提高环保效益，确保电力行业可持续发展。

　　

　　4.坚持统一平台，无歧视开放。搭建电力市场交易技术支持系统，满足中长期交易、现货交易和运行监管要求。统一设计、统一标准、统一接口、统一运营，保障不同市场、不同交易品种的有效衔接，促进交易融合，实现更大范围内的资源优化配置。

　　

　　(一)电力市场构成。

　　电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。

　　中长期市场主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展多年、年、季、月、周等日以上的电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等电力交易。

　　优先发电电量和基数电量等计划电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入中长期交易范畴。

　　现货交易是指在现货交易系统实时运行日前一天至实时运行之间，通过交易平台集中开展交易活动的总称。现货市场主要开展日前、日内、实时电能交易和备用、调频等辅助服务交易。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

　　(二)市场模式分类。

　　主要分为分散式和集中式两种模式。分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。

　　(三)电力市场区划。

　　山西电力市场区划分为省内和省外电力市场。省内电力市场主要依托山西电力交易中心电力交易平台(以下简称山西电力交易平台)开展省内中长期交易和现货交易；省外电力市场主要依托北京电力交易中心电力交易平台(以下简称北京电力交易平台)和山西电力交易平台，开展跨省跨区交易，并落实国家计划及地方政府协议。

　　

　　(一)搭建电力市场交易技术支持系统。

　　电力市场交易技术支持系统应满足山西电力中长期市场、现货市场运行和市场监管要求。山西电力交易机构按照国家及省内明确的基本交易规则，建设统一设计、统一标准、统一接口、统一运营的电力市场交易技术平台。

　　(二)建立优先购电、优先发电机制。

　　通过建立优先购电制度，保障无议价能力的用户用电；通过建立优先发电制度，保障清洁能源、调节性电源发电优先上网。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，逐步将发用电计划全部纳入中长期交易合同组织实施(见附件1)。

　　(三)建立相对稳定的中长期交易机制。

　　有序放开发用电计划、竞争性环节电价，积极培育市场主体，鼓励其开展中长期电力交易。规范交易行为，避免非理性竞争，促进中长期电力交易有序发展(见附件2)。

　　(四)建立有效竞争的现货交易机制。

　　深入研究现货市场交易机制，通过市场竞争发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。根据中长期交易发展情况，积极融入京津冀等全国电力市场。适时开展现货交易并制定相应规则。

　　(五)建立跨省跨区交易机制。

　　采取中长期交易为主、临时交易为补充的模式，积极推进跨省跨区电力交易。扩大可再生能源发电输出比例，实现可再生能源发电和火电打捆外送，建立和完善跨省跨区电力市场交易机制(见附件3)。

　　(六)建立辅助服务交易机制。

　　按照“谁受益、谁承担”的原则，构建电力用户参与的辅助服务补偿分担机制，为可再生能源发电提供辅助服务。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

　　(七)建立可再生能源发电参与电力市场交易的机制。

　　推进可再生能源发电参与电力市场交易，鼓励跨省跨区消纳可再生能源，输出绿色能源。

　　(八)建立市场风险防范机制。

　　不断完善市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防与监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。

　　

　　(一)市场主体的范围。

　　市场主体包括各类发电企业、电网企业(含地方电力公司、趸售县供电公司，下同)、售电企业(包括拥有配电网资产的售电企业，下同)、电力用户和独立辅助服务提供者等。

　　(二)市场主体的基本条件。

　　市场主体均应满足国家节能减排和环保政策要求，符合国家环保和产业政策，按要求在电力交易机构完成注册。跨省跨区交易时，可在任何一方所在地电力交易机构参与交易，也可委托第三方代理。

　　(三)市场主体的准入、退出管理。

　　省政府电力管理部门负责制定市场主体准入、退出管理办法，明确市场主体准入、退出规则，并定期公布发电企业、售电企业、电力用户等市场主体准入目录和退出名单。进入准入目录的企业在山西电力交易机构完成注册后，进入市场参与交易。

　　

　　(一)交易组织主体。

　　1.山西电力交易机构负责电力市场的运行组织工作，及时发布市场信息，组织市场主体参与中长期交易、发(用)电权交易、期货等衍生品交易，根据交易结果制定并下达年度、月度、日以上交易计划，跟踪计划执行情况，负责交易合同管理；　　

　　2.电力调度机构负责实时平衡和系统安全，负责交易计划的安全校核和执行，公布交易计划执行结果，说明计划执行偏差的原因，协助提供交易管理所需的基础资料及信息，负责日内交易计划的分解和下达，跟踪计划执行情况。

　　(二)交易组织运行。

　　从电力资源、负荷特性、电网结构等因素考虑，山西电力市场以中长期交易为主，随着发用电计划的放开，适时开展现货交易。

　　中长期交易主要按年度和月度开展，也可开展年度以上、月度以下日以上的交易。市场主体可以采取双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式进行交易，经安全校核和相关方确认后形成交易结果并签订中长期交易合同。

　　在推进中长期交易的基础上，探索建立电力市场现货交易机制，启动日前、日内、实时电能交易和备用、辅助服务等现货交易品种。通过市场竞争发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。

　　现货交易中的日前交易组织，分散式市场，次日发电计划由交易双方约定的次日发用电曲线、优先购(发)电合同分解发用电曲线和现货市场形成的偏差调整曲线叠加形成；集中式市场，次日发电计划由发电企业、电力用户和售电主体通过现货市场竞价确定次日全部发用电量和发用电曲线形成。日前发电计划编制过程中，应考虑辅助服务与电能量统一出清，统一安排。日内交易组织，分散式市场以5—15分钟为周期开展偏差调整竞价，竞价模式为部分电量竞价，优化结果为竞价周期内的发电偏差调整曲线、电量调整结算价格、辅助服务容量和辅助服务价格等；集中式市场以5—15分钟为周期开展竞价，竞价模式为全电量竞价，优化结果为竞价周期内的发电曲线、结算价格、辅助服务容量和辅助服务价格等。

　　(三)交易电价形成。

　　1.双边协商交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易价格根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。

　　2.集中竞价交易采用高低匹配法进行出清。电力用户按照申报电价由高到低、发电企业按照申报电价由低到高排序，电力用户申报电价减去发电企业申报电价为正则成交，形成匹配对，直至电量为零或价差为负。最高买价与最低卖价先成交，成交电价为双方报价的均价。当报价相同时，按最后一次确认的时间先后顺序确定。

　　3.双边协商交易原则上不进行限价。为避免市场操纵及恶性竞争，可对集中竞价交易实行交易价格申报限制，设立发电企业最高报价和电力用户最低报价，由山西省电力市场管理委员会每半年提出限价建议，报省政府电力管理部门和山西能监办批准执行。

　　(四)输配电价和市场结算。

　　合理确定各电压等级输配电价，向社会公示政府性基金及附加。完善双回路供电相关收费标准并向社会公示，加强供电环节收费的监督检查。完善峰谷电价、阶梯电价、基本电费政策，形成鼓励合理用电的电价激励机制。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。拥有配电网资产的配售电公司，参照电网企业，负责本供电营业区范围内的收费、结算。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。

　　(五)安全校核和阻塞管理。

　　电力调度机构负责各类交易的安全校核工作，并按时向规定机构提供市场所需的安全校核数据。电力直接交易、合同调整和合同电量转让必须经电力调度机构安全校核后方可生效。安全校核的主要内容包括通道阻塞管理、机组辅助服务限制等。电力调度机构应按规定公布电网输送能力、电网安全约束条件等相关基础信息，预测和检测可能出现的阻塞问题，并通过市场机制进行必要的阻塞管理。因阻塞管理产生的盈利或费用由各方按责任大小分担。

　　(六)应急处置。

　　省政府电力管理部门负责制定配套的应急预案，并定期组织应急演练。当系统发生紧急事故时，电力调度机构应按照安全第一的原则及时处理事故并启动应急预案，由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当严重供不应求时，省政府电力管理部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，省政府电力管理部门和山西能监办可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。当市场运营规则不适应电力市场交易需要，或电力市场运营所必须的软硬件条件发生重大故障导致交易长时间无法进行，或电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，山西能监办可依照相关规定和程序暂停市场交易。

　　(七)市场监管。

　　省政府电力管理部门和山西能监办根据职能依法履行电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对山西电力交易机构和电力调度机构执行市场规则情况实施监管。

　　

　　(一)建立完善市场主体信用评价制度。

　　建立市场主体信用评价指标体系，推行分区域、分层级授权的信用评价机构管理体系，统一信用评价标准、统一有效期限，保证电力市场信用评价公平公正。建立电力市场交易信用信息系统，建立完善市场主体信用档案，确保企业信用状况真实有效，可追溯、可核查。

　　(二)建立完善市场主体年度信息公示制度。

　　建立市场主体信用记录，定期发布市场主体信用报告，接受市场主体的监督和有关政府部门的监管，推动市场主体信息披露规范化、制度化、程序化。

　　(三)建立健全守信激励和失信惩戒机制。

　　加大监管力度，对信用良好的企业给予一定的激励；对不履约、欠费、滥用市场操纵力、不良交易行为、电网歧视、未按规定披露信息等失信行为，要及时采取惩戒措施。建立并完善黑名单制度，将严重失信行为直接纳入不良信用记录，并向社会公示；严重失信且拒不整改、影响电力安全的，按照国家及省有关规定实施限制交易行为或强制性退出，并纳入国家联合惩戒体系。

　　(四)建立完善风险防控机制。

　　运用“互联网+电力交易监控”模式，建立涵盖电力市场主体基本信息、交易信息、运营信息、信用信息等内容的电力交易监控信息平台和应急指挥系统，实现对市场主体经营和交易行为的全面监督，提高应急处置能力，确保电力市场安全稳定。

　　

　　(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，组织协调各类市场主体，切实做好电力市场建设试点工作。

　　(二)实施步骤与计划。

　　1.第一阶段

　　(2017年):初步构建山西电力行业市场化体系。完成电力市场框架方案设计；完成输配电价核定，基本实现公益性以外的发售电价由市场形成；明确市场准入标准和交易规则，启动电力市场模拟运行和试运行；完善电力直接交易机制；开展售电业务放开试点；实施煤—电—铝、煤—电—化等循环产业链试点；初步实现外送电的规模化直接交易。电力直接交易量达到全社会用电量的30%以上。　

　　2.第二阶段

　　(2018年-2020年):山西电力行业市场化体系全面建成。电力市场化定价机制基本完善；形成健全的电力市场监管规则体系；工商业领域电力直接交易全面放开；形成发电侧、售电侧主体多元、充分竞争的市场格局；跨省跨区电力直接交易份额进一步扩大，逐步形成运转高效、具有全国竞争力的现代电力市场，并逐步融入全国电力市场体系，充分发挥市场配置资源的决定性作用，使资源优势转化为经济优势，促进山西产业结构转型升级。

　　　　

附件:1.山西省放开发用电计划实施方案

　　

　　2.山西省电力直接交易实施方案

　　

　　3.山西省跨省跨区电力交易实施方案

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