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山西省人民政府办公厅关于印发山西省电力市场建设试点方案的通知
来源: 发布时间:2019-06-10
晋政办发〔2017〕94号各市、县人民政府,省人民政府各委、办、厅、局:《山西省电力市场建设试点方案》已经省人民政府同意,现印发给你们,请结合实际,认真组织实施。山西省人民政府办公厅2017年8月4日(此件公开发布)山西省电力市场建设试点方案根据中共

晋政办发〔2017〕94号

各市、县人民政府,省人民政府各委、办、厅、局:

《山西省电力市场建设试点方案》已经省人民政府同意,现印发给你们,请结合实际,认真组织实施。



                                                                                             山西省人民政府办公厅

                                                                                                   2017年8月4日

(此件公开发布)

山西省电力市场建设试点方案

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、总体要求

(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)基本原则。

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。

二、 市场分类

(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。

三、主要任务

(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。

四、市场主体

(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。

五、市场运行

(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—1 5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—1 5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。

六、信用体系和风险防控体系建设

(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。

七、组织实施

(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

附件1

山西省放开发用电计划实施方案

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) 、《 关于有序放开发用电计划的通知》 ( 发改运行〔2017〕294号) 等文件要求, 为推进发用电计划改革, 更多发挥市场机制作用, 科学落实优先发电、优先购电制度, 保障我省电力供需平衡和发供电安全,制定本实施方案。

一、总体要求

( 一) 指导思想。

坚持电力市场化改革方向, 保留必要的优先发用电计划, 保障可再生能源发电、调节性电源发电优先上网, 实现可再生能源发电有效消纳和电网安全可靠稳定运行, 保障重要用户和无议价能力的用户用电。通过市场化方式, 逐步放开其他发用电计划, 在保障电力供需平衡、保障社会秩序稳定的前提下, 实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主, 推动能源结构优化,促进我省电力资源优化配置和节能减排。

( 二) 基本原则。

坚持市场化。在保证电力安全可靠供应的前提下, 通过有序缩减发用电计划、 开展发电企业与用户直接交易, 逐步扩大市场化电量的比例, 加快推进电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变, 为建设电力市场提供空间。

坚持保障民生。政府保留必要的公益性、调节性发用电计划,以确保居民、农业、重要公用事业、公益性服务及社会安全等用电。在有序放开发用电计划的过程中, 充分考虑企业和社会的承受能力, 保障基本公共服务供给。常态化、 精细化开展有序用电工作,有效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。

坚持绿色清洁。在确保供电安全的前提下, 优先保障水电和规划内的风能、 太阳能、生物质能等清洁能源发电上网, 促进清洁能源多发满发。

坚持供电安全。按照市场化方向, 改善电力运行调节, 统筹市场与计划两种手段, 引导供应侧、 需求侧资源积极参与调峰调频,保障电力电量平衡, 提高电力供应的安全可靠水平, 确保社会生产生活秩序。

坚持有序推进。综合考虑经济结构、电源结构、电价水平、送受电规模、市场基础等因素, 结合实际, 分步实施、有序推进。

(三) 主要目标。

建立优先购电和优先发电制度, 切实保障电力电量平衡; 发挥市场机制作用, 建立、 规范和完善直接交易机制, 积极推进发电企业和电力用户参与市场交易, 促进中长期电力交易的发展; 加快市场化改革进程,逐年缩小计划电量,直至完全取消优先发电以外的发电量计划。

二、优先购电制度

优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量,并获得优先用电保障。在编制有序用电方案时将优先购电用户列入优先保障序列,原则上不参与限电,初期不参与市场竞争。

(一)优先购电适用范围。

1.第一产业用电;

2.居民生活用电;

3.重要公用事业、公益性服务用电,包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求,或提供公共产品和服务的部门和单位用电。

(二)优先购电计划的确定。

建立优先购电用户目录,并根据保障需要,对目录用户进行甄别、完善和动态调整。电网企业配合做好优先购电用户甄别和电量统计工作。

(三)优先购电的保障。

1.将优先购电用户用电量需求全额纳入优先购电计划,由电网企业及拥有配电网经营权的售电企业按照政府定价予以保障;

2.优先购电对应的电力电量由所有公用发电机组共同承担;

3.实施有序用电,常态化、精细化开展有序用电工作。合理制定有序用电方案,当出现电力缺口或重大突发事件时,对优先购电用户保障供电,其他用户按照有序用电方案分担限电义务,保障严重缺电情况下的社会秩序稳定;

4.优先购电用户暂不参与市场交易,不能由售电企业代理购电。

三、优先发电制度

优先发电是指按照政府定价或同等优先原则,优先出售电力电量。优先发电容量通过安排发电量计划并严格执行予以保障。

(一)优先发电适用范围。

1.一类优先保障:

(1)纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电;

(2)为满足调峰调频和电网安全需要发电;

(3)为提升电力系统调峰能力、促进可再生能源发电消纳的可再生能源调峰机组发电;

(4)背压式热电联产机组和燃气热电联产机组供热期发电。为保障供热需要,供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的背压式和燃气机组以外的其他热电联产机组,在供热期按照同等优先原则参与市场竞争,实现“以热定电”,优先出售电力电量。

2.二类优先保障:

(1)跨省跨区送受清洁能源发电;

(2)水电;

(3)余热余压余气发电。

(二)优先发电计划的制定。

1.纳入规划的风能、太阳能发电根据保障性收购小时数安排优先发电计划。纳入规划的生物质能等其他可再生能源发电,按照资源条件预测的发电量安排优先发电计划。

2.调峰调频发电按上一年度全省全社会用电量的3%安排优先发电计划,根据发电机组实际承担的调峰调频任务进行分配。

3.可再生能源调峰机组发电按照本年度省调火电平均利用小时数安排优先发电计划,根据各调峰机组实际调峰次数和调峰深度进行分配。

4.热电联产机组发电在供热期按照“以热定电”原则,根据供热量和热电比预测的发电量安排优先发电计划,具体如下:

(1)背压式热电联产机组按照上年度发电量及当年供热变化情况安排优先发电计划;

(2)燃气热电联产机组按照上年度供热期发电量及当年供热变化情况安排优先发电计划。

5.有多年调节能力的水电站按照前3年发电量安排优先发电计划;季调节、不完全年调节、年调节水电站以发电能力为基础,根据发电空间按一定比例安排优先发电计划。

6.余热余压余气发电参照发电企业生产实际和前3年实际发电量安排优先发电计划。

7.国家规划内的跨省跨区送受清洁能源发电以及政府协议的省际网对网送受清洁能源发电,按照不低于上年实际水平或多年平均水平纳入优先发电计划。

8.对中发〔2015〕9号文件颁布实施后核准的煤电机组,原则上不再安排发电计划,不再执行政府定价,投产后一律纳入市场化交易,由市场形成价格,但签约交易电量不应超过我省年度燃煤机组发电小时数上限。

(三)优先发电计划的电价。

1.优先发电计划分为执行政府定价和市场化方式形成价格两部分。优先发电计划执行政府定价的部分由电网企业保障收购;市场化方式形成价格的部分由发电企业与售电企业、电力用户进行交易。

2.根据电源特性、供需形势等因素,兼顾电力市场化改革进程,按照以下范围确定优先发电计划中执行政府定价的电量:

(1)纳入规划的风能、太阳能发电保障性收购利用小时数电量;

(2)生物质能及其他可再生能源发电实际发电量;

(3)调峰调频、可再生能源调峰机组实际发电量;

(4)水电、余热余压余气发电实际发电量;

(5)背压式、燃气热电联产机组的优先发电计划电量;

(6)跨省跨区优先发电计划执行政府定价和市场化方式形成价格的比例,由送受电双方根据国家有关规定协商确定。

3.属于市场化方式形成价格的优先发电计划,如果不能实现签约,可以市场化方式将指标转让给其他优先发电机组。如指标无法转让,则由电网企业参考本地区同类型机组平均购电价格购买,产生的结算盈亏计入本地输配电价平衡账户。

(四)优先发电计划的落实。

在制定发电计划时,充分预留发电空间。电力调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测,并充分利用水电预报调度成果,做好电力电量平衡工作,科学安排机组组合,充分挖掘系统调峰潜力,合理调整旋转备用容量,在保证电网安全运行的前提下,促进清洁能源优先上网。面临弃水弃风弃光情况时,及时预告有关情况,及时公开相关调度和机组运行信息。

四、分步骤有序放开发用电计划

(一)分阶段逐步放开用户购电。

在市场建设过程中,按用户电压等级和用电量分阶段逐步放开用户参与市场交易的电量比例。

第一阶段(2017年):放开以下电力用户:

1.用电电压等级在110千伏及以上的企业;

2.用电电压等级在35千伏及以上,且年用电量在5000万千瓦时以上的企业;

3.用电电压等级在10千伏及以上,且年用电量在1000万千瓦时以上的高新技术企业、大数据企业、承接加工贸易产业转移的企业以及完成电能信息采集监测系统建设的企业。

第二阶段(2018—2020年):放开用电电压等级在35千伏及以上的工商业电力用户,以及部分用电电压等级在10千伏及以上的工商业电力用户。

第三阶段(2020年以后):放开全部工商业电力用户,允许部分优先购电的用户自愿进入市场。

(二)分阶段逐步放开发电管理。

随着用户购电逐步放开,综合考虑电网安全运行约束,相应放开一定比例的发电容量参与市场化交易。初期,保留各类优先发电,放开燃煤机组优先发电之外的电力电量进入电力市场。具备条件时,放开各类优先发电进入电力市场。

第一阶段(2017年):稳步推进燃煤机组发电市场交易规模扩大。燃煤机组中优先发电之外的发电量指导计划逐步放开,开展市场化交易。

第二阶段(2018—2020年):水电、燃气等机组发电量指导计划逐步放开,进入市场交易。随着市场机制的不断完善,供热保障电量、调峰调频电量等优先发电进入市场交易。

(三)有序放开跨省跨区送受电计划。

跨省跨区送受电逐步过渡到优先发电计划和有序实现直接交易相结合,根据电源规划、电源类别和核准投运时间,分类推进送受电计划改革。具体按照发改运行〔2017〕294号文件中有序放开跨省跨区送受电计划的有关规定执行。

五、保障措施

坚持公开、公平、公正,做好年度电力电量平衡工作,切实保障优先发电、优先购电的有序执行,切实保障发用电计划的有序放开,切实保障电力供应。

(一)省政府电力管理部门要做好全省电力供需平衡预测,根据全省电力供需平衡情况、跨省跨区外送电量情况和省内市场交易电量需求,安排好优先发电、优先购电计划,并按照国家电力体制改革相关文件精神,安排好年度电力电量平衡方案。

(二)省政府电力管理部门会同山西能监办根据放开发用电计划的步骤,合理确定直接交易电量,组织符合条件的电力用户和发电企业进行直接交易,并根据优先发电和直接交易情况,相应扣除发电容量。

(三)电力交易机构要组织有关各方签订优先发电、优先购电部分购售电合同,促成优先发电计划市场化部分和优先发电指标交易。要根据优先发电、优先购电有关合同,编制年度和月度电力电量计划,并优先于其他市场化合同进行结算。

(四)电网企业应保障优先发电、优先购电计划有序执行。

1.优先发电计划中执行政府定价部分由电网企业保障收购;执行市场电价部分已完成签约的电量和优先发电指标交易的电量由电网企业优先调度执行。

2.优先购电计划由电网企业保障供应。

3.为保证供需平衡,若优先发电计划中执行政府定价部分的规模大于优先购电计划,多发电量由电网企业通过市场化方式出售;若优先购电计划规模大于优先发电计划中执行政府定价部分,所缺电量由电网企业通过市场化方式购买。

(五)电网企业在执行优先发电、优先购电计划时产生的结算盈亏要纳入输配电价平衡账户,由省政府电力管理部门和山西能监办共同监管。

附件2

山西省电力直接交易实施方案

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,结合我省实际,制定本实施方案。

一、总体要求

(一)指导思想。

遵循市场经济规律和电力运行客观规律,还原电力的商品属性,推进电力市场建设,降低用电成本;向社会资本开放售电业务,多途径培育售电侧市场竞争主体,形成“多买多卖”的电力市场交易格局;促进能源资源优化配置,提升售电服务质量和用户用能水平,提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。

(二)基本原则。

1.坚持安全可靠。建立优先发电和优先用电制度,有序放开发用电计划,保障电能的发、输、配、用动态平衡,切实保障民生用电,确保基本公共服务供给,保障电力有序供应、电网安全稳定运行。

2.坚持市场化。以国家产业政策和宏观调控政策为指导,遵循市场经济规律,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,市场主体自愿参与、自主协商,促进电力市场公平开放,建立规范的用电企业、售电公司和发电企业直接交易机制。

3.坚持节能绿色。遵循环保、节能、高效的发展理念,鼓励能源资源转化效率高、污染物排放少的原材料产业和新兴产业企业参与直接交易,鼓励大容量、高参数、超低排放燃煤发电机组参与直接交易,鼓励可再生能源发电和分布式能源发电参与直接交易。

(三)工作目标。

建立健全公平开放、规则透明、竞争有序、监管有效的直接交易市场机制;培育多元化售电主体;保障可再生能源发电全额消纳,鼓励清洁能源发电参与直接交易。2017年全省电力直接交易规模达到全社会用电量的30%以上。随着市场化进程的推进,逐步扩大电力直接交易规模,逐步放开电力用户范围,直至不受电压等级限制。

二、电力直接交易市场的成员及职责

(一)市场成员。

电力直接交易市场成员包括市场交易主体、电网企业和市场运营机构三类。其中,市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户等;电网企业指拥有输电网、配电网运营权,承担其供电营业区保底供电服务的企业;市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

(二)市场成员的职责。

电网企业、售电企业、电力用户等电力直接交易市场成员的职责按照《山西省售电侧改革实施方案》(晋政办发〔2016〕113号)规定执行。

发电企业:按照直接交易规则参与市场交易,签订并履行购售电合同和直接交易合同及协议;严格执行并网调度协议,服从电力调度机构统一调度;按规定参与辅助服务;按规定报送和披露信息;有权获得公平的输电服务和电网接入服务,需支付相应费用;有权获得市场交易和输配电服务等相关信息。

山西电力交易机构:负责电力直接交易市场成员的注册和相应管理,组织直接交易,管理交易合同;编制发布交易计划并跟踪执行,协调解决交易执行中的具体问题,根据授权依法进行市场干预;负责市场交易平台的建设、运营和维护,搭建并完善电力市场交易技术支持系统;出具交易结算依据;配合省政府电力管理部门和山西能监办对市场运营规则进行分析评估,提出修改建议;按规定披露和发布信息。

电力调度机构:负责调度范围内交易电量安全校核管理;按调度规程实施电力调度,合理安排电网运行方式,保障电力交易结果执行;经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果;协助电力交易机构执行市场交易,配合处理争议事项,并参与市场机制研究;按规定在每次交易前向市场主体披露电网运行方式和电网约束条件等相关信息。

三、市场交易主体的准入、退出及监督管理

按照国家有关规定,参加直接交易的企业应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的用电企业、售电企业和发电企业须经法人单位授权,方可参加。

(一)市场交易主体的准入。

售电企业和电力用户的准入按照晋政办发〔2016〕113号文件要求执行。发电企业的准入条件为:

1.现役省调燃煤机组;

2.天然气发电、风电、太阳能发电、水电、生物质发电等清洁能源发电企业;

3.符合国家产业政策和基本建设审批程序,并取得发电业务许可证、污染物达标排放的发电企业。

(二)市场交易主体的退出。

市场交易主体退出直接交易应按年度报省政府电力管理部门,经批准后向相关电力交易机构办理注销手续。

(三)监督和管理。

省政府电力管理部门会同山西能监办及山西省电力市场管理委员会对参与直接交易的市场交易主体进行监督和检查。

市场交易主体在交易合同履行过程中禁止退出,如需退出,应在妥善处理交易相关事宜并按合同约定补偿有关方面损失后退出。

在交易合同履行过程中,当市场交易主体出现下列情况时,省政府电力管理部门按照国家及省有关规定视情节轻重责令其限期整改或取消交易资格。被强制退出的市场交易主体列入黑名单,不得再进入市场。

1.违反法律、法规和产业政策规定;

2.违反直接交易规则,被通报或处罚;

3.不能达到准入条件要求或已破产倒闭;

4.发生重大安全生产和污染事故;

5.信用评价不合格。

四、市场化交易

(一)交易类型。

1.重点交易。对符合国家产业政策、用电成本较大的电解铝、电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇、二甲醚等高载能行业企业全电量优先参与直接交易;与高载能企业交易的发电企业单台机组年度利用小时数可以达到其设计利用小时数。除电解铝企业外,与其他高载能企业交易的发电机组应进行容量剔除。

2.普通交易。在电力交易机构完成注册的市场交易主体均可进入市场,参与电力直接交易。电力用户可自主选择委托售电企业代理购电,也可直接向发电企业购电;发电企业可自主选择委托售电企业代理售电业务,也可向电力用户直接售电;售电企业可自主选择与发电企业、电力用户开展购售电交易,同一配电区域内可以有多个售电企业参与购售电,一个售电企业可以在多个配电区域内购售电。

3.长协交易。煤电联营发电企业(或其直接控股方)与下游高载能企业(电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇、二甲醚)相互参股20%以上的,可签订中长期直接交易协议。原则上发电企业与电力用户中长期直接交易电量对应的发电机组不再安排基础电量计划,不再参与其他市场交易,其年度利用小时数不超过设计利用小时数。

(二)交易方式。

电力直接交易可采用双边协商交易、集中撮合交易、挂牌交易三种方式。在电力交易机构注册的发电企业、售电企业、电力用户等市场交易主体可以自主协商交易,也可以通过交易中心集中竞价交易。根据交易周期可分为年度、月度(季度)交易。

1.双边协商交易指电力用户与售电企业或发电企业根据交易平台提供的信息,就直接交易价格和年度交易电量自主协商,经交易中心确认并通过安全校核后,由购电、售电、输电各方签订年度交易合同确定成交。电力用户可自主选择向售电企业、发电企业购电。

2.集中撮合交易指由电力交易机构组织电力用户、售电企业和发电企业集中申报电量、电价,根据买方、卖方申报价差,按照价格优先、时间优先原则确定成交,经交易中心确认并通过安全校核后,签订交易合同。

3.挂牌交易指市场交易主体通过山西电力交易平台,根据需要随时将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约,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。

(三)交易电量。

每年年底,省政府电力管理部门按照保障优先发电和优先供电的原则,做好电力供需平衡预测,确定并发布次年度直接交易总电量规模。

各电力用户、发电企业申报的需求总电量应当超过年度直接交易总电量一定比例,形成竞争。年度直接协商交易成交电量的总和应不大于年度直接交易总电量规模。单个电力用户和发电企业的交易电量由市场竞购或竞售结果确定。年度直接协商交易时,电力用户与发电企业应约定月度电量计划。

发电企业直接交易的上网电量应包括交易电量及其相应的输配电损耗电量。

参与直接交易的购电主体原则上应全电量参与市场交易。新增大工业用户原则上应通过签订电力直接交易协议(合同)保障供电,鼓励其他新增用户参与电力直接交易,签订中长期协议(合同)。

(四)交易价格。

凡参加电力市场交易的电力用户和发电企业均不再执行目录销售电价和政府核定的上网电价。电力市场体系比较健全时,全部放开上网电价和公益性电量以外的销售电价。

1.电力用户。电力用户支付的直接交易购电价格由直接交易价格、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金及附加三部分组成。已参加市场交易的用户又退出的,由电网企业承担保底供电责任。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。保底价格具体水平由省政府价格主管部门确定。

2.发电企业。发电企业收取的结算价格为直接交易价格。除优先发电对应的电量外,发电企业其他上网电量的价格由发电企业与电力用户、售电企业协商自主确定,非因法定事由不受第三方干预;撮合交易价格由交易平台成交结果确定。发电企业与电力用户、售电企业直接交易价格应根据发电成本合理确定,不得恶意竞争。

3.售电企业。售电企业不承担输配电价、政府性基金。

4.输配电价和政府性基金。输配电价按照国家核定的不同电压等级输配电价标准执行。政府性基金及附加按国家规定标准缴纳。合同执行期间,遇有国家调整电力直接交易输配电价、政府性基金及附加等,按规定相应调整。

(五)剔除容量。

为规避非理性竞争,对于签订直接交易合同的发电企业,原则上其直接交易电量所对应的发电容量不再安排计划电量。直接交易电量折算发电容量时,可根据对应用户最大负荷利用小时数、全省工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算,具体比例由山西省电力市场管理委员会测算提出意见,报省政府电力管理部门和山西能监办审定。

(六)安全校核与交易执行。

电力交易机构按直接交易成交情况,形成无约束交易结果。电力调度机构依据无约束交易结果进行网络约束安全校核,形成有约束交易结果。在电网检修计划、相关基础数据等齐备的条件下,年度集中竞价交易安全校核应在3个工作日内完成,其他年度交易安全校核应在5个工作日内完成,月底交易安全校核应在2个工作日内完成,并交由电力交易机构统一发布安全校核信息。在规定期限内,电力交易机构未发布安全校核信息,则视同通过安全校核。

经安全校核后的直接交易结果通过发、供、用(售)电企业共同签订直接交易购售电合同和委托输配电服务合同的方式确认,由电力交易机构向社会公布,并向省政府电力管理部门、山西能监办报告。通过安全校核的直接交易计划由电力交易机构纳入省电网年度、月度电量计划统一平衡。

电力调度机构对于因电网安全约束限制的直接交易,应详细说明约束的具体事项,提出调整意见,包括具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。

当参与直接交易机组无法完成合同电量时,可按相关规定进行发电权交易。

(七)合同签订与调整。

年度及以上的直接交易经交易双方自主协商达成交易意向并通过安全校核的,应按照有关合同示范文本,签订直接交易购售电合同和委托输配电服务合同,并在合同中约定价格调整机制,作为交易执行依据。

直接交易合同签订后,电力调度机构应将直接交易电量一并纳入发电企业的发电计划和电力用户的用电计划。安排调度计划时,应优先保证直接交易合同电量。

在不影响已执行合同的情况下,交易双方可协商提出直接交易合同调整意向,经电力调度机构安全校核后,签订直接交易购售电合同的补充协议,并与电网企业签订委托输配电服务合同的补充协议。电力交易机构按照补充协议的约定及时修订交易双方年度内剩余时段的发电计划和购电计划。

(八)计量与结算。

1.计量。直接交易电量为电力用户与电网企业签订的供用电合同约定的计量点的计量电量。

电能计量装置及其校验要求和异常处理办法按电力用户与所在配电区域的电网企业签订的供用电合同和发电企业与电网企业签订的购售电合同约定执行。

2.结算。直接交易电量、电费的结算和清算由电力交易机构统一组织进行。各市场交易主体依据电力交易机构出具的结算凭据进行结算。

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。

无配电网的售电企业:电力交易机构出具结算依据,电力用户按购电价格向电网企业缴费;发电企业按照与售电企业、电网企业三方协议收取上网电费;售电企业价差电费由电网企业支付。

有配电网的售电企业:拥有配网运营权的售电企业和电网企业具有同等的权利和义务,依据电力交易机构提供的结算依据,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,向电网企业支付输配电费。

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。

交易合同电量发生偏差时,按照《山西省电力中长期交易规则 (暂行)》进行处理。

(九)应急调控。

市场供需形势短期出现剧烈波动影响交易执行,或市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约、不能履约等情况导致市场秩序受到严重扰乱时,电力交易机构根据授权进行应急调控。

当市场交易无法正常开展时,电力交易机构应及时通知市场交易主体推迟、暂停交易,并将有关情况报省政府电力管理部门、山西能监办。

应急调控措施主要有价格管制和交易管制,包括但不限于市场限价管制、交易时间调整、交易暂停、市场份额调整、市场中止。电力交易机构实施应急调控时,应及时公告调控原因、范围、持续时间,并做好记录和备案。

五、保障措施

(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,发挥山西省电力市场管理委员会的协调议事作用,切实加强对全省电力直接交易工作的组织领导。

(二)加强监督检查。

省政府电力管理部门、山西能监办、省政府价格主管部门等有关部门要及时掌握电力交易工作动态,依据相关法律法规及监管要求,对电力交易机构、电力调度机构及相关市场交易主体进行监督检查,对电力市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。要加强对电力用户参与市场意识的培育,大力发展电能服务产业,帮助电力用户了解用电曲线,争取在两年内初步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。

(三)加强风险防范。

省政府电力管理部门会同相关部门对电力直接交易过程中出现的新情况、新问题,及时研究、快速响应,提出解决办法和措施,不断完善工作方案。要充分发挥社会监督和第三方机构评价的作用,强化电力直接交易诚信体系和风险防范机制建设,规范电力市场交易行为。

附件3

山西省跨省跨区电力交易实施方案

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,结合我省实际,制定本实施方案。

一、总体要求

(一)指导思想。

按照国家能源发展战略,发挥山西煤电基地优势,加大可再生能源发电输出比例,努力扩大“晋电外送”规模。加强与华北、华中、华东等电力输入区域省份沟通合作,完善省际合作协商机制。坚持电力市场化改革方向,促进我省电力资源在更大范围优化配置,构建调度科学、交易公平、价格合理、结算及时的跨省跨区电力市场交易机制。

(二)基本原则。

坚持市场主导。发挥市场在资源配置中的决定性作用,鼓励符合准入条件的发电企业积极参与跨省跨区电力交易,促进电力行业健康发展。

坚持绿色安全。遵循环保、节能、高效的发展理念,以实施超低排放的燃煤发电机组和风电等新能源机组为重点,通过“风火打捆”外送,输出绿色清洁能源发电,促进资源优化配置。

坚持合作共赢。以互惠互利、合作共赢为基础,创新交易模式,建立交流协调机制,促进共赢发展。

(三)主要目标。

依托北京电力交易平台和山西电力交易平台,充分发挥价格调节作用,建立跨省跨区电力交易协调机制。采取中长期交易为主、临时交易为补充的模式,积极开展跨省跨区电力交易,实现山西电力资源在全国范围内的优化配置。规范交易规则和市场交易主体的准入标准,合理核定跨省跨区电力交易不同电压等级和输电距离的电网输电价格。按照“谁承担、谁受益”的原则,建立跨省跨区辅助服务市场,适度开展现货交易,探索开展电力期货和电力衍生品交易,形成成熟高效的跨省跨区电力交易市场。

二、跨省跨区电力交易市场的准入、退出和管理

(一)市场的成员及职责。

1.市场成员。

跨省跨区电力交易市场成员包括市场交易主体、电网企业和市场运营机构三类。其中,市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户等;电网企业指拥有输电网、配电网运营权,承担其供电营业区保底供电服务的企业;市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

2.市场成员的职责。

电网企业、售电企业、电力用户职责按照《山西省售电侧改革实施方案》(晋政办发〔2016〕113号)规定执行。

发电企业:执行优先发电合同,按规则参与电力市场交易,签订和履行购售电合同;有权获得公平的输电服务和电网接入服务,需支付相应费用;执行并网调度协议,服从电力调度机构的统一调度,按规定参与辅助服务;按规定披露和提供信息,有权获得市场交易和输配电服务等相关信息;其他法律法规赋予的权利和责任。

电力交易机构:按规定组织和管理跨省跨区电力市场交易;编制年度和月度交易计划;负责市场交易主体的注册管理;提供电力交易结算依据及相关服务;监视和分析市场运行情况;按照国家及省有关规定在特定情况下根据授权对市场进行干预;建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;配合省政府电力管理部门和山西能监办对市场运营规则进行分析评估,提出修改建议;按规定披露和发布信息;其他法律法规赋予的权利和责任。

电力调度机构:负责安全校核;按调度规程实施电力调度,负责系统实时平衡,确保电网安全;向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据,配合电力交易机构履行市场运营职能;合理安排电网运行方式,保障电力交易结果的执行;经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果;按规定披露电网运行方式和约束条件等相关信息;其他法律法规赋予的权利和责任。

(二)市场交易主体的准入与退出。

参加跨省跨区电力交易的企业应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的用电企业、售电企业和发电企业须经法人单位授权,方可参加。

1.市场交易主体的准入。

售电企业的准入按照晋政办发〔2016〕113号文件要求执行。发电企业的准入条件为:

(1)现役省调燃煤机组;

(2)天然气发电、风电、太阳能发电、水电、生物质发电等清洁能源发电企业;

(3)符合国家产业政策和基本建设审批程序,并取得发电业务许可证、污染物达标排放的发电企业。

2.市场交易主体的退出。

市场交易主体退出交易应按年度报省政府电力管理部门,经批准后向相关电力交易机构办理注销手续。

(三)市场交易的组织和管理。

1.跨省跨区电力交易实行登记、准入、退出管理制度,参与跨省跨区电力交易的市场交易主体可以在任何一个交易平台上进入、退出。准入后可以自由选择平台开展交易。市场交易主体应保证登记信息及交易参数真实、准确。省政府电力管理部门对申报信息进行核查,如发现虚报瞒报等违规行为要及时处理并通报。

2.省政府电力管理部门按年度公布符合跨省跨区电力交易准入条件的市场交易主体目录,并对相应目录实施动态监管,对水电、风电、太阳能发电等可再生能源发电实行优先准入。

3.山西电力交易机构依据相关中长期交易规则负责跨省跨区电力交易的具体组织和实施。

4.参与交易的市场交易主体按照中长期交易规则,在山西电力交易机构的组织下进行交易,现货市场启动前,市场交易主体可委托电网运营企业代理交易。发电企业进行跨省跨区电力交易,应以单台机组为单位在电力交易平台上进行申报,同一电厂的多个机组可集中申报。申报的交易参数应包括机组容量、供电煤耗、上网电价、污染物达标排放情况等。

5.山西电力交易机构按照跨省跨区电力交易成交情况,形成无约束交易结果,并公布相关信息。

6.电力调度机构依据无约束交易结果,进行网络约束安全校核,形成有约束交易结果,并公布相关信息。

7.电网运营企业和市场运营机构按照合同约定条款履行各自的权利和义务。

三、市场交易的范围、类型和模式

(一)交易范围。

跨省跨区电力交易应以开放市场、优化市场流动性为原则,发挥各级电力交易机构平台优势,积极稳妥地在省际间、区域间、全国范围内开展多种形式的交易。充分发挥山西大型煤电基地优势,发挥市场配置资源、调剂余缺的作用,鼓励“晋电外送”。为促进直接交易价格合理反映电力资源产品价值,在安排计划电量时,原则上应根据跨省跨区电力交易情况,相应扣除发电容量,具体扣除比例由山西省电力市场管理委员会测算提出意见,报省政府电力管理部门和山西能监办审定。

(二)交易类型。

1.跨省跨区国家指令性及省际协议性交易纳入送、受电省优先发电计划,电力运营机构根据有序用电相关规定执行。

2.跨省跨区发电权交易是指不同省份、不同区域发电企业之间的发电指标转让交易。

3.跨省跨区电力直接交易是指不同省份、不同区域市场交易主体之间进行的电力交易。

4.跨省跨区辅助服务交易是指不同省份、不同区域市场交易主体之间进行的辅助服务交易。辅助服务市场建立前,市场交易主体可委托电网运营企业代理交易。

5.跨省跨区电力期货及电力衍生品交易是指不同省份、不同区域市场交易主体之间进行的电力期货及电力衍生品交易。

(三)交易模式。

跨省跨区电力交易可采用双边协商交易、集中交易和委托代理交易。根据交易周期可分为长期交易、中期交易、短期交易和实时交易。长期交易是指1年或1年以上的电力交易;中期交易是指1月以上、1年以内的电力交易,包括季度、月度交易;短期交易是指1日以上、1月以内的电力交易;实时交易是指24小时以内的电力交易。

1.双边协商交易是指在电力交易平台上,购、售电各方根据需要,自主选择交易对象进行购售电交易,对交易电量和价格、交易曲线、交易时间等协商一致达成交易的交易方式;或者指电力交易机构在交易平台上公布相关交易信息,各交易主体根据公布的信息,按照相关中长期交易规则开展双边协商(交易双方自主协商确定交易电量和交易价格),通过审核和安全校核后签订合同的交易方式。初期阶段,输电价根据相关中长期交易规则,由市场交易主体与电网运营企业协商确定;中期及成熟阶段,输电价执行国家及省价格主管部门的核定价。

2.集中交易包括挂牌交易、撮合交易等。挂牌交易是指有购电需求的市场交易主体在交易平台上发布市场需求,明确购电量与购电价格,有售电需求的市场交易主体综合考虑输电价与输电网损后,通过自愿认购达成交易的交易方式。撮合交易是指有购电、售电需求的市场交易主体综合考虑输电价、输电网损后,在交易平台上自主申报购、售电量、电价,按照交易规则自动匹配达成交易的交易方式。初期阶段,输电价根据相关中长期交易规则,由市场交易主体与电网运营企业协商确定;中期及成熟阶段,输电价执行国家及省价格主管部门的核定价。

3.委托代理交易。现货市场启动前、辅助服务市场建立前,市场交易主体均可委托电网运营企业代理交易。电网运营企业与市场交易主体签订委托代理协议,明确委托电力外送的电量、电价和辅助服务的电量、电价以及双方的责任义务。市场交易主体委托代理交易的内容主要包括委托电力外送和辅助服务的电量电价上限、交易曲线的峰平谷系数下限等。电网运营企业以不低于委托方的委托约定参与跨省跨区电力交易。

四、市场交易的监管和风险防范

(一)信息披露。

建立跨省跨区电力交易信息公开机制,省政府电力管理部门、山西能监办等部门和单位定期公布市场准入与退出标准、交易主体目录、负面清单、“黑名单”、监管报告等信息。

(二)信用评价。

建立跨省跨区电力交易市场主体信用评价机制,省政府电力管理部门、山西能监办会同相关部门建立跨省跨区市场主体信用评价制度,委托第三方机构对市场交易主体开展信用等级评价,评价结果向全社会公示。

(三)风险防范。

建立黑名单和违约风险防范机制,强化信用评价等级应用,加强跨省跨区电力交易监管。对违规的市场主体提出警告,勒令整改,拒不整改及违法的市场主体将被列入黑名单,强制退市。

(四)强化监管。

省政府电力管理部门依据相关法律法规,对跨省跨区电力交易市场主体的准入退出、电网的公平开放、市场秩序、主体行为、普遍服务等实施监管,严格查处违法违规行为。

五、保障措施

(一)加强政策引导。

山西作为国家规划的大型煤电基地,是“西电东送”的重要输出省份,应加大跨省跨区电力交易。相关政府部门要会同山西省电力市场管理委员会及电网企业不断完善政策、规则,引导鼓励发电企业积极参与全国电力市场交易。同时,加快我省外送电通道建设,夯实“晋电外送”基础。

(二)加强组织协调。

省政府电力管理部门、山西能监办等有关部门要建立沟通协调机制和工作例会制度,定期分析形势,研究对策,密切配合,切实做好统筹规划与协调指导,并及时向省电力体制改革领导小组汇报相关情况,对交易过程中出现的新情况、新问题,要积极研究、快速响应,提出解决的办法和措施,促进“晋电外送”。

(三)加强监督检查。

省政府电力管理部门、山西能监办等有关部门要及时掌握跨省跨区电力交易工作动态,对各市场交易主体进行监督检查,依据相关法律法规和监管要求对跨省跨区售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况等实施监管。