山西电力交易规则原文（附规则6个特点）

第九十七条售电价格扣减度电输电费后，与发电企业报价之差的收益在电网企业与发电企业之间按一定比例进行分配（目前度电暂按2:8比例分配，后期根据情况调整），电网企业收取的度电输电费（度电输电价格+度电收益分成）目前暂按不超过30元/兆瓦时执行（待跨省跨区单位输电费核定后按其执行）。

通过挂牌方式确定价格的，电网企业不参与收益分配。

第九十八条跨省区合同（协议）执行与结算先后次序为：事故应急支援、年度、月度、月内短期或临时交易。当实际跨省跨区电能交易供需发生变化需对合同调整时，原则上按逆序调整。

第十节临时交易与紧急支援交易

第九十九条山西省可与其他省（区）通过自主协商方式开展跨省跨区临时及紧急支援交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第一百条山西交易机构应事先与其他交易机构约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他事项，在电力供需不平衡时，由调度机构根据电网安全约束组织实施，待条件成熟时，可采取预挂牌方式确定跨省跨区临时与紧急支援交易的中标机组排序。

第七章安全校核与交易执行

第一百零一条调度机构承担各类交易的安全校核义务。涉及跨省跨区的交易，须提交相关调度机构共同进行安全校核，未通过安全校核的交易不得生效。安全校核包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第一百零二条调度机构在各类市场交易信息公示2个工作日前，根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷曲线以及电网约束情况，得出各机组的可发电量上限，并对机组发电利用小时数提出限制建议，由交易机构予以公布。

第一百零三条调度机构在各类市场交易公示开始2个工作日前，同时应提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息。

第一百零四条安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，调度机构需出具书面解释，由交易机构予以公布。调度机构无法按时完成安全校核时，应提前说明原因，延期不得超过2个工作日，逾期视为校核通过。

第一百零五条系统发生紧急情况时，调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并于事后向山西能源监管办和省级电力管理部门书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第一百零六条发电企业部分合同约定了交易曲线的，调度机构根据系统运行需要，通过确定无交易曲线合同的发电曲线，与已约定曲线叠加的方式，形成次日发电计划；发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。

未约定交易曲线的市场化交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。

第一百零七条调度机构负责执行月度发电交易计划，月度交易计划执行情况与各市场主体最终调整后的各类交易合同偏差控制在±2%以内；交易机构每日跟踪和公布月度交易计划执行进度情况。市场主体对进度偏差提出异议时，调度机构会同交易机构负责出具说明，交易机构负责公布相关信息。

第一百零八条安全校核基于预测电量、预测负荷及发电设备检修计划、电网设备检修计划等边界条件进行。实际边界条件发生变化时，相关交易合同应进行重新校核调整。安全校核意见不作为任何一方的违约条款，因此导致市场主体发生争议的，调度机构应将有关情况报山西能源监管办。

第一百零九条年度安全校核内容包括：

1.调度机构提供的数据：汇总年度发电设备检修计划、汇总年度输变电设备停电计划、年度跨区跨省交直流通道输送能力、年度电网稳定限额等。

2.交易机构提供的数据：年度发电计划、年度跨区跨省交易合同及分月安排、年度市场化交易电量及分月安排等。

3.电力用户（售电企业）提供的数据：电力用户年度总用电量及分月安排、电力用户分月最大、最小用电负荷、电力用户分月典型用电负荷曲线等。

第一百一十条调度机构月度安全校核内容包括：

1.调度机构提供的数据：月度发电设备检修及调停计划、月度输变电设备停电计划、月度跨区跨省交直流通道输送能力、电网稳定限额等。

2.交易机构提供的数据：月度发电计划安排、月度跨区跨省交易合同、月度市场化交易电量等。

3.电力用户（售电企业）提供的数据：电力用户月度总用电量、电力用户月度最大、最小用电负荷、电力用户月度典型用电负荷曲线等。

第一百一十一条调度机构应研究开发中长期交易安全校核技术支持系统。

第八章合同电量偏差处理

第一百一十二条偏差处理方式包括以下四种方式：

（一）预挂牌月平衡方式。月度交易结束后（若不需要开展月度交易，可直接开展预挂牌），通过预挂牌方式确定上调机组调用排序（按照增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排序）。

（二）预挂牌日平衡方式。当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡。机组各日的增发电量或减发电量进行累加（互抵），得到月度的净增发电量或净减发电量，按照月度预挂牌价格结算。其余机组原则上按日前制定的计划曲线发电。

（三）等比例调整方式。月度交易结束后，调度机构应按照“公开、公平、公正”原则，每日跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排次日发电计划。发电企业超发、少发电量按照其月度计划合同和市场合同的电量比例划分，超发电量按照其全部合同的加权平均价格进行结算，少发电量对相应合同进行扣减，后期不予追补。用户承担超用、少用偏差责任并支付偏差考核费用，偏差考核费用按照发电企业电量比例返还发电企业。采用本方式导致的发电企业合同执行不平衡的，可以开展合同电量事后转让交易。

（四）滚动调整方式。该方式适用于发电计划放开比例较低地区。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展合同电量事后转让交易。

第一百一十三条目前，山西中长期合同偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡方式处理（优先发电、基数电量合同优先结算）。

第一百一十四条调度机构应当结合当月用电需求情况，在每月第1周内向交易机构提供输电通道、安全要求、民生供热等一种或多种约束条件。

第一百一十五条交易机构在每月第2周第2个工作日组织发电企业申报不同约束条件下相应的上下调价格，发电企业必须提供上下调价格。目前暂定上下调价格的限额为上网电价的120%和60%（今后可根据电力供需形势和燃料价格适时调整）。

第一百一十六条交易机构形成本月上下调价格序列并公布。调度机构根据发电机组事先申报的上下调价格，在考虑电网安全约束和申报机组最大可调发电量情况下，基于价格优先的次序原则进行调用，直至满足电网实际需求。

第一百一十七条调度机构应结合当月电力需求和发电企业的整体合同完成率情况，在满足电网安全约束的前提下，于当月最后7日，基于预挂牌确定的机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量或补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。

第一百一十八条月度上下调电量当月有效、当月执行，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电、基数电量和市场化交易合同，下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度双边交易分月电量、基数电量分月计划、优先发电分月计划的顺序依次扣减。

第九章辅助服务

第一百一十九条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括一次调频、基本调峰和基本无功调节；有偿辅助服务包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、黑启动。

鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第一百二十条按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第一百二十一条逐步放开辅助服务市场化交易品种，采用竞争方式确定辅助服务提供主体。调度机构根据系统运行需要，确定调峰、调频、备用等服务总需求量，市场主体通过竞价（含撮合）方式提供辅助服务。

根据辅助服务提供主体竞争程度，逐步探索采用竞价（含撮合）方式统一购买系统所需的无功补偿和黑启动服务。

第一百二十二条未开展市场化交易的上述辅助服务交易品种，仍按照《华北地区并网机组运行考核管理细则》、《华北区域并网运行机组辅助服务管理实施细则》及山西省“两个细则”的有关规定执行。

第一百二十三条电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务的技术要求，并与发电企业按统一标准（开展竞价的品种按照市场价格）进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

第一百二十四条用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，综合考虑电力用户峰谷差率、用电曲线与系统负荷曲线的匹配程度等，计算电力用户对电网调峰的贡献度。贡献度的具体计算方法与评价标准由调度机构研究制定。与贡献度为正的电力用户签订市场化交易合同的电厂，免除相应市场化交易电量调峰补偿费用的分摊。

电力市场化交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用；剔除市场化交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。

第一百二十五条加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第一百二十六条跨省跨区交易涉及的点对网发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，根据受端省电网的规定执行。

第一百二十七条按照国家要求，加快山西省辅助服务市场化建设试点工作，分批次、分品种有序推进辅助服务市场化。调度机构应会同交易机构抓紧开发辅助服务市场化交易平台（模块），与电力交易平台相互贯通，数据共享，确保满足辅助服务市场化运营需要。

第十章计量和结算

第一百二十八条电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。

第一百二十九条同一计量点应安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况，可配置必要的辅助计量装置。

第一百三十条电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并提交交易机构。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由交易机构组织相关市场主体协商解决，经协商各方仍有异议的，报请山西能源监管办裁定。

第一百三十一条交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，交易机构在区域交易平台直接开展的跨省跨区交易，由区域交易机构向市场主体所在地区交易机构提供结算相关数据，由市场主体所在地交易机构出具结算依据，提交所在省电网企业分别予以结算。

合同电量转让交易由交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第一百三十二条电力用户和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件的，可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，由电网企业承担用户侧欠费风险并保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。

第一百三十三条市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知交易机构，逾期则视同没有异议。

第一百三十四条建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主，按月清算。