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，為進一步推動電力供應使用從傳統方式向現代交易模式轉變，建立符合山西省情的電力市場體系，結合我省實際，制定本方案。

　　

　　(一)指導思想。

　　遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律，加快培育市場主體，引入市場競爭，無歧視開放電網，放開發用電市場；發揮煤電基地優勢和區位優勢，積極融入京津冀等全國電力市場；逐步建立交易品種齊全、功能完善的電力市場體系；形成以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，競爭充分、開放有序的電力市場格局。

　　(二)建設原則。

　　1.堅持安全穩定，保障民生。保障電能生產、輸送和使用的動態平衡，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，提高電力安全可靠水平。保障基本公共服務的電力供給，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩。

　　

　　2.堅持市場化改革，拓展兩大市場。逐步擴大市場主體范圍和交易規模，促進電力消納，激活省內用電市場；完善省際溝通合作機制，推進跨省跨區電力交易，融入全國電力市場體系。

　　

　　3.堅持綠色低碳，環保優先。保障可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例，促進能源結構優化。鼓勵可再生能源發電參與市場交易，提高環保效益，確保電力行業可持續發展。

　　

　　4.堅持統一平臺，無歧視開放。搭建電力市場交易技術支持系統，滿足中長期交易、現貨交易和運行監管要求。統一設計、統一標準、統一接口、統一運營，保障不同市場、不同交易品種的有效銜接，促進交易融合，實現更大范圍內的資源優化配置。

　　

　　(一)電力市場構成。

　　電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成。

　　中長期市場主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展多年、年、季、月、周等日以上的電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、輔助服務交易等電力交易。

　　優先發電電量和基數電量等計劃電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入中長期交易范疇。

　　現貨交易是指在現貨交易系統實時運行日前一天至實時運行之間，通過交易平臺集中開展交易活動的總稱。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能交易和備用、調頻等輔助服務交易。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。

　　(二)市場模式分類。

　　主要分為分散式和集中式兩種模式。分散式是主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節的電力市場模式；集中式是主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式。

　　(三)電力市場區劃。

　　山西電力市場區劃分為省內和省外電力市場。省內電力市場主要依托山西電力交易中心電力交易平臺(以下簡稱山西電力交易平臺)開展省內中長期交易和現貨交易；省外電力市場主要依托北京電力交易中心電力交易平臺(以下簡稱北京電力交易平臺)和山西電力交易平臺，開展跨省跨區交易，并落實國家計劃及地方政府協議。

　　

　　(一)搭建電力市場交易技術支持系統。

　　電力市場交易技術支持系統應滿足山西電力中長期市場、現貨市場運行和市場監管要求。山西電力交易機構按照國家及省內明確的基本交易規則，建設統一設計、統一標準、統一接口、統一運營的電力市場交易技術平臺。

　　(二)建立優先購電、優先發電機制。

　　通過建立優先購電制度，保障無議價能力的用戶用電；通過建立優先發電制度，保障清潔能源、調節性電源發電優先上網。在保證電力供需平衡、保障社會秩序的前提下，逐步將發用電計劃全部納入中長期交易合同組織實施(見附件1)。

　　(三)建立相對穩定的中長期交易機制。

　　有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，積極培育市場主體，鼓勵其開展中長期電力交易。規范交易行為，避免非理性競爭，促進中長期電力交易有序發展(見附件2)。

　　(四)建立有效競爭的現貨交易機制。

　　深入研究現貨市場交易機制，通過市場競爭發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。根據中長期交易發展情況，積極融入京津冀等全國電力市場。適時開展現貨交易并制定相應規則。

　　(五)建立跨省跨區交易機制。

　　采取中長期交易為主、臨時交易為補充的模式，積極推進跨省跨區電力交易。擴大可再生能源發電輸出比例，實現可再生能源發電和火電打捆外送，建立和完善跨省跨區電力市場交易機制(見附件3)。

　　(六)建立輔助服務交易機制。

　　按照“誰受益、誰承擔”的原則，構建電力用戶參與的輔助服務補償分擔機制，為可再生能源發電提供輔助服務。輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。

　　(七)建立可再生能源發電參與電力市場交易的機制。

　　推進可再生能源發電參與電力市場交易，鼓勵跨省跨區消納可再生能源，輸出綠色能源。

　　(八)建立市場風險防范機制。

　　不斷完善市場操縱力評價標準，加強對市場操縱力的預防與監管。加強調度管理，提高電力設備管理水平，確保市場在電力電量平衡基礎上正常運行。

　　

　　(一)市場主體的范圍。

　　市場主體包括各類發電企業、電網企業(含地方電力公司、躉售縣供電公司，下同)、售電企業(包括擁有配電網資產的售電企業，下同)、電力用戶和獨立輔助服務提供者等。

　　(二)市場主體的基本條件。

　　市場主體均應滿足國家節能減排和環保政策要求，符合國家環保和產業政策，按要求在電力交易機構完成注冊。跨省跨區交易時，可在任何一方所在地電力交易機構參與交易，也可委托第三方代理。

　　(三)市場主體的準入、退出管理。

　　省政府電力管理部門負責制定市場主體準入、退出管理辦法，明確市場主體準入、退出規則，并定期公布發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體準入目錄和退出名單。進入準入目錄的企業在山西電力交易機構完成注冊后，進入市場參與交易。

　　

　　(一)交易組織主體。

　　1.山西電力交易機構負責電力市場的運行組織工作，及時發布市場信息，組織市場主體參與中長期交易、發(用)電權交易、期貨等衍生品交易，根據交易結果制定并下達年度、月度、日以上交易計劃，跟蹤計劃執行情況，負責交易合同管理；　　

　　2.電力調度機構負責實時平衡和系統安全，負責交易計劃的安全校核和執行，公布交易計劃執行結果，說明計劃執行偏差的原因，協助提供交易管理所需的基礎資料及信息，負責日內交易計劃的分解和下達，跟蹤計劃執行情況。

　　(二)交易組織運行。

　　從電力資源、負荷特性、電網結構等因素考慮，山西電力市場以中長期交易為主，隨著發用電計劃的放開，適時開展現貨交易。

　　中長期交易主要按年度和月度開展，也可開展年度以上、月度以下日以上的交易。市場主體可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌交易等方式進行交易，經安全校核和相關方確認后形成交易結果并簽訂中長期交易合同。

　　在推進中長期交易的基礎上，探索建立電力市場現貨交易機制，啟動日前、日內、實時電能交易和備用、輔助服務等現貨交易品種。通過市場競爭發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。

　　現貨交易中的日前交易組織，分散式市場，次日發電計劃由交易雙方約定的次日發用電曲線、優先購(發)電合同分解發用電曲線和現貨市場形成的偏差調整曲線疊加形成；集中式市場，次日發電計劃由發電企業、電力用戶和售電主體通過現貨市場競價確定次日全部發用電量和發用電曲線形成。日前發電計劃編制過程中，應考慮輔助服務與電能量統一出清，統一安排。日內交易組織，分散式市場以5—15分鐘為周期開展偏差調整競價，競價模式為部分電量競價，優化結果為競價周期內的發電偏差調整曲線、電量調整結算價格、輔助服務容量和輔助服務價格等；集中式市場以5—15分鐘為周期開展競價，競價模式為全電量競價，優化結果為競價周期內的發電曲線、結算價格、輔助服務容量和輔助服務價格等。

　　(三)交易電價形成。

　　1.雙邊協商交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易價格根據雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌價格結算。

　　2.集中競價交易采用高低匹配法進行出清。電力用戶按照申報電價由高到低、發電企業按照申報電價由低到高排序，電力用戶申報電價減去發電企業申報電價為正則成交，形成匹配對，直至電量為零或價差為負。最高買價與最低賣價先成交，成交電價為雙方報價的均價。當報價相同時，按最后一次確認的時間先后順序確定。

　　3.雙邊協商交易原則上不進行限價。為避免市場操縱及惡性競爭，可對集中競價交易實行交易價格申報限制，設立發電企業最高報價和電力用戶最低報價，由山西省電力市場管理委員會每半年提出限價建議，報省政府電力管理部門和山西能監辦批準執行。

　　(四)輸配電價和市場結算。

　　合理確定各電壓等級輸配電價，向社會公示政府性基金及附加。完善雙回路供電相關收費標準并向社會公示，加強供電環節收費的監督檢查。完善峰谷電價、階梯電價、基本電費政策，形成鼓勵合理用電的電價激勵機制。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。擁有配電網資產的配售電公司，參照電網企業，負責本供電營業區范圍內的收費、結算。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。

　　(五)安全校核和阻塞管理。

　　電力調度機構負責各類交易的安全校核工作，并按時向規定機構提供市場所需的安全校核數據。電力直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須經電力調度機構安全校核后方可生效。安全校核的主要內容包括通道阻塞管理、機組輔助服務限制等。電力調度機構應按規定公布電網輸送能力、電網安全約束條件等相關基礎信息，預測和檢測可能出現的阻塞問題，并通過市場機制進行必要的阻塞管理。因阻塞管理產生的盈利或費用由各方按責任大小分擔。

　　(六)應急處置。

　　省政府電力管理部門負責制定配套的應急預案，并定期組織應急演練。當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按照安全第一的原則及時處理事故并啟動應急預案，由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當嚴重供不應求時，省政府電力管理部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，省政府電力管理部門和山西能監辦可依照相關規定和程序暫停市場交易，臨時實施發用電計劃管理。當市場運營規則不適應電力市場交易需要，或電力市場運營所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，或電力市場交易發生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結果等情況時，山西能監辦可依照相關規定和程序暫停市場交易。

　　(七)市場監管。

　　省政府電力管理部門和山西能監辦根據職能依法履行電力市場監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對山西電力交易機構和電力調度機構執行市場規則情況實施監管。

　　

　　(一)建立完善市場主體信用評價制度。

　　建立市場主體信用評價指標體系，推行分區域、分層級授權的信用評價機構管理體系，統一信用評價標準、統一有效期限，保證電力市場信用評價公平公正。建立電力市場交易信用信息系統，建立完善市場主體信用檔案，確保企業信用狀況真實有效，可追溯、可核查。

　　(二)建立完善市場主體年度信息公示制度。

　　建立市場主體信用記錄，定期發布市場主體信用報告，接受市場主體的監督和有關政府部門的監管，推動市場主體信息披露規范化、制度化、程序化。

　　(三)建立健全守信激勵和失信懲戒機制。

　　加大監管力度，對信用良好的企業給予一定的激勵；對不履約、欠費、濫用市場操縱力、不良交易行為、電網歧視、未按規定披露信息等失信行為，要及時采取懲戒措施。建立并完善黑名單制度，將嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，并向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，按照國家及省有關規定實施限制交易行為或強制性退出，并納入國家聯合懲戒體系。

　　(四)建立完善風險防控機制。

　　運用“互聯網+電力交易監控”模式，建立涵蓋電力市場主體基本信息、交易信息、運營信息、信用信息等內容的電力交易監控信息平臺和應急指揮系統，實現對市場主體經營和交易行為的全面監督，提高應急處置能力，確保電力市場安全穩定。

　　

　　(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，組織協調各類市場主體，切實做好電力市場建設試點工作。

　　(二)實施步驟與計劃。

　　1.第一階段

　　(2017年):初步構建山西電力行業市場化體系。完成電力市場框架方案設計；完成輸配電價核定，基本實現公益性以外的發售電價由市場形成；明確市場準入標準和交易規則，啟動電力市場模擬運行和試運行；完善電力直接交易機制；開展售電業務放開試點；實施煤—電—鋁、煤—電—化等循環產業鏈試點；初步實現外送電的規模化直接交易。電力直接交易量達到全社會用電量的30%以上。　

　　2.第二階段

　　(2018年-2020年):山西電力行業市場化體系全面建成。電力市場化定價機制基本完善；形成健全的電力市場監管規則體系；工商業領域電力直接交易全面放開；形成發電側、售電側主體多元、充分競爭的市場格局；跨省跨區電力直接交易份額進一步擴大，逐步形成運轉高效、具有全國競爭力的現代電力市場，并逐步融入全國電力市場體系，充分發揮市場配置資源的決定性作用，使資源優勢轉化為經濟優勢，促進山西產業結構轉型升級。

　　　　

附件:1.山西省放開發用電計劃實施方案

　　

　　2.山西省電力直接交易實施方案

　　

　　3.山西省跨省跨區電力交易實施方案

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