山西电力交易规则原文（附规则6个特点）

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暂不参与）、电力用户经法人单位授权，可参与相应电力交易。

第十七条市场化交易中，发电企业、电力用户、售电企业的市场准入条件按照国家《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，通过调度机构技术能力测试后，可作为独立辅助服务提供者参与；

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

第十九条跨省跨区交易的市场准入条件：

（一）具有市场化交易资格的发电企业和售电企业可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，由市场主体自主决定。电力用户参与跨省跨区的条件另行规定明确。

（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，由市场主体自主决定。

（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的市场准入条件:

（一）拥有优先发电合同、基数电量合同、省内市场化交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有省内市场化交易合同、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交易，按照《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。

第二十三条山西交易机构应当向其他交易机构共享注册信息，市场主体无需重复注册。山西交易机构按月汇总形成市场化交易市场主体目录，向山西能源监管办、山西省省级政府有关部门和引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和山西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，应当按照规定向交易机构提出。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，交易机构经山西能源监管办和省级电力管理部门核实后予以撤销注册。

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、未按违规履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的，由山西能源监管办会同山西省省级电力管理部门勒令整改，或强制其退出市场，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，原则上三年内不得再进入市场。

第二十七条三年内自主或被强制退出市场的电力用户须向售电企业全电量购电，经向售电公司购电不能满足用电需求的最终由电网企业兜底供电，价格按照国家规定的电价倍数执行。

第二十八条市场主体退出情况由山西能源监管办、山西省省级电力主管部门联合或指定交易机构向社会公示，并通过“信用中国”网站和山西省交易机构网站向社会公布。

第二十九条市场主体被强制退出或自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

第三十条售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭、欠费等特殊原因退出市场的，应提前至少45天通知山西能源监管办、山西省省级电力管理部门、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，提前45天书面告知电网企业、售电公司、交易机构以及其他相关利益方。

第三十一条售电企业和电力用户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，恢复正常前不得再进入市场。

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（指跨越发电调度控制区）、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，跨省交易可在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，并按受电地区要求参与市场。

第三十五条发电企业之间以及电力用户、售电企业之间可以签订电量互保协议或联保协议，部分协议主体因特殊原因无法履行合同电量时，经调度机构安全校核通过后，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，联保协议应及时于事后一周内（不得跨月）签订补充转让交易合同，报交易机构。

第三十六条电力中长期交易主要按年度和月度开展。有特殊需求的，也可按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。考虑电网安全、电交易可执行等因素，原则上交易周期和品种不再变更。若需变更，应报山西能源监管办及省级电力管理部门同意。

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）、挂牌交易等方式进行。

（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后，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（含撮合）交易指市场主体通过山西交易平台申报电量、电价，交易机构进行市场出清或统一撮合，经调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（或辅助服务）与成交价格等；鼓励峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价（含撮合）。

（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，相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。

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。

第四十一条双边交易价格按照合同约定执行；集中竞价（含撮合）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。系统匹配过程中考虑环保、能耗等因素，电力用户（或售电企业，下同）按申报电价由高到低排序，发电企业（或售电企业，下同）按环保调整价由低到高排序。

发电企业环保调整价=发电企业申报价格-（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，发电企业环保调整价作为计算排序使用。

报价最高买家与环保调整排序最低价卖家先成交，电力用户申报电价减去发电企业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。当环保调整排序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，匹配成交价采用电力用户申报报价和发电企业申报价格的均价。

第四十三条上述发电企业的审核认定工作由交易机构提前3个工作日在交易平台上公示，并同时向山西省省级物价主管部门、山西省省级电力管理部门、山西能源监管办报备。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建议，报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门批复后执行。

第四十四条跨省跨区电能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，不再单独或另外收取；未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报山西省省级价格主管部门、山西能源监管办备案后执行。

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成交价（含跨省跨区输电费和网损），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，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应按潮流实际情况,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、谷电价按现有峰平谷比价计算，不再参与分摊调峰服务费用；也可按直接交易电价结算，同时分摊调峰费用或者直接购买调峰服务，按照山西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（含撮合）交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，对发电企业和电力用户报价设置上下限。报价区间由市场管理委员会或交易机构提出限价建议，报山西能源监管办和山西省省级电力和价格管理部门批准后实施。

第四十九条安排计划电量时，可根据其年度直接交易电量，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、市场电量占比以及机组环保节能因素等进行折算。具体公式因子和算法由山西省电力市场管理委员会每年12月第二个工作日18:00前提出建议，报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门。容量扣除原则上每年只进行一次。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申报容量。

第五十条省级电力管理部门和山西能源监管办在确定各个类型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，即参与本次交易的发电企业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(根据市场竞争里情况，暂定A=1.2,B=2)。若小于A倍，则增加本次交易的整体规模或扩大准入，使之达到A倍；若大于B倍，则按比例削减到整体。具体A、B系数由山西省电力市场管理委员会每年12月第二个工作日18:00前提出建议，报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门批准后执行。

第六章交易组织

第一节交易时序安排

第五十一条开展年度交易遵循以下顺序：

（一）确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。

（二）确定省内优先发电（燃煤除外）。结合电网安全、供需形势、电源结构等因素，优先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组发电；其次按照二类优先发电顺序合理安排。也可以按照气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，放开发电计划。优先发电机组参与市场化交易时，应制定措施保障落实。

（三）开展年度双边交易、年度集中竞价交易（双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，集中撮合和挂牌交易视同集中竞价交易，下同）。优先开展各类跨省跨区交易。如果年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可以不开展年度集中竞价（含撮合）交易。

（四）确定燃煤发电企业基数电量。根据年度发电预测情况，扣减上述环节电量后，若未参与市场的用户仍有购电需求，该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例，有序放开发用电计划，逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。

（五）交易机构在各类年度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，于12月底前将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价（含撮合）的直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第五十二条年度交易开始前仍未确定优先发电的，可由调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。

第五十三条开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价（撮合）交易。

第五十四条同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司，月度市场交易电量不得超过月度市场总电量的15%，月度市场交易电量、月度市场总电量是指当月双边协商、集中竞价（撮合）、挂牌交易电量之和。售电公司应当于每年11月将股东和实际控制人等股权信息报交易机构，若有变动，应当于次月首次交易10日前报交易机构。交易机构应当审核并公示所有售电公司的次月申报电量上限。

第五十五条优先落实国家指令性计划和政府间协议。在电力供应紧张的情况下，应优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易。

第五十六条合同转让交易原则上应早于合同执行完成3个工作日之前开展，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让，月度合同转让应于月前27日前或当月10日后开始至23日结束。

第五十七条年度、月度交易开闭市时间一般不进行调整，如遇国家或省内重大活动需要调整开闭市时间的，交易机构应分别提前3个工作日报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门，同时向市场主体公告。

第二节年度优先发电合同签订

第五十八条发电企业根据已确定的跨省跨区优先发电（含年度以上优先发电），于每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同（含补充协议），约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等信息，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。

第五十九条根据各省（区、市）确定的省内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第三节年度双边交易

第六十条每年12月第1周第1个工作日前，交易机构汇总调度机构提供的数据信息，经报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门同意后，通过山西交易平台发布次年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：

（一）本年度已注册市场主体（含售电企业）基本信息、信用评价情况；

（二）次年关键输电通道剩余可用输送能力、关键设备检修（包括机组）安排；

（三）次年直接交易电量需求预测及交易电量规模；

（四）次年跨省跨区交易电量需求预测；

（五）次年各机组可发电量上下限，各类型机组在供热和非供热期分月可发电量上下限。

第六十一条年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易（含跨省跨区转让，下同）。

第六十二条市场主体分别形成交易意向协议，并在年度双边交易市场闭市前，通过交易平台提交相关交易机构。年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量。

第六十三条年度双边交易的时间为每年12月第1周第3个工作日，开市时间原则上不超过1个工作日。交易机构闭市后第1个工作日，应将所有双边交易意向提交调度机构进行安全校核，调度机构应在5个工作日之内将校核结果返回交易机构。

若安全校核未通过，按交易平台中提交确认协议的时间先后顺序进行削减。约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因的，经山西能源监管办和山西省省级电力管理部门同意后，可按等比例原则削减。

第六十四条交易机构应于调度机构返回安全校核结果后的次个工作日，发布年度双边交易结果。

市场主体对安全校核后的交易结果无异议的，应在交易发布结果次日16:00前通过交易平台返回成交信息确认，逾期不返回视为无意见。对安全校核后的交易结果有异议的，应当在结果发布次个工作日内向交易机构提出，由交易机构会同调度机构给予解释。经解释仍存在异议的，可向山西能源监管办提出申请，交易机构根据裁定结果另行公布后执行。

第六十五条经确认的交易结果，正式生成相关电子合同。