北极星售电网小编获悉，山西省人民政府办公厅发布了关于《山西省电力中长期交易规则（暂行）》。需要关注的是《山西省电力中长期交易规则（暂行）》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。2%以内的减发电量免于补偿；因其自身原因导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内免于补偿；以前因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。
市场电力用户当月实际用电量小于其合同电量时，按期当月合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按期当月合同加权平均价的10%支付偏差考核费用。
具体文件如下：
山西省电力中长期交易规则(暂行)
第一章 总 则
第一条 为规范山西省电力现货市场启动前的电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，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)及其配套文件、《国家发展改革委国家能源局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)、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则(暂行)〉的通知》(发改能源〔2016〕2784号)和有关法律、法规，制定本规则。
第二条 本规则适用于山西省现阶段开展的电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区，下同)、合同电量转让交易等。
第三条 本规则所称电力中长期交易，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，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。
第四条 优先发电电量和基数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，执行政府批复的上网电价，纳入电力中长期交易范畴。全部电量交易、执行和结算均需符合本规则规定。
第五条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。
任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第六条 省政府电力管理部门会同山西能监办制订山西省发用电计划放开实施方案，指导推进具体工作。
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。
第二章 市场成员
第七条 市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。
第八条 发电企业的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度，按规定提供辅助服务;
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 无配电网运营权的售电企业的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同等，约定交易、服务、结算、收费等事项;
(二)获得公平的输配电服务;
(三)已在电力交易机构注册的售电企业不受供电营业区限制，可在省内外多个供电营业区售电;
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(五)承担保密义务，不得泄露用户信息;
(六)按照国家有关规定，在指定网站或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)上公示企业资产、经营状况等情况和信用承诺，公告企业重大事项，定期公布企业年报;
(七)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求协助安排用电;
(八)法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 拥有配电网运营权的售电企业的权利和义务：
(一)具备无配电网运营权的售电企业的全部权利和义务;
(二)具备配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按照国家有关规定和合同约定提供保底供电服务和普遍服务;
(三)承担配电网安全责任，按照国家及山西省、电力行业标准提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家及山西省、电力行业标准;
(四)负责配电区域内配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，不得干预配电区域内用户自主选择售电企业;
(五)同一配电区域内只能有一家售电企业拥有该配电网运营权;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电网企业的权利和义务：
(一)保障输配电设施的安全稳定运行;
(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;
(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;
(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等;
(六)预测并确定优先购电电力用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;
(七)按政府定价向优先购电电力用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;
(八)按规定披露和提供信息;
(九)法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条 电力用户的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他相关生产信息;
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等;
(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电;
(五)遵守有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第十三条 独立辅助服务提供者的权利和义务：
(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第十四条 电力交易机构的权利和义务：
(一)组织各类中长期交易;
(二)按授权拟定相应的电力交易实施细则;
(三)编制年度、月度等日以上的交易计划;
(四)负责市场主体的注册管理;
(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;
(六)监视和分析市场运行情况，不定期向省政府电力管理部门和山西能监办报告市场主体异常交易行为、违法违规交易行为和合同执行情况，并提出处理建议;
(七)负责山西电力交易平台和山西电力市场交易技术支持系统的建设、运营和维护;
(八)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;
(九)按规定披露和发布信息;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第十五条 电力调度机构的权利和义务：
(一)负责安全校核;
(二)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;
(三)向电力交易机构提供安全约束条件、基础数据和安全校核结果，配合电力交易机构履行市场运营职能;
(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);
(五)按规定披露和提供电网运行等相关信息;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
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除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应的电力交易。
第十七条 市场化交易中，售电企业的市场准入条 件按照国家发展改革委、国家能源局《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、通过电力调度机构技术能力测试后，可以作为独立辅助服务提供者参与市场交易;
(二)鼓励电储能设备、分布式微电网、需求侧(如可中断负荷)运营方等尝试参与市场交易。
第十九条 跨省跨区交易市场主体的市场准入条件：
(一)具有直接交易资格的发电企业和售电企业可以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;
(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;
(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 合同电量转让交易市场主体的准入条件:
(一)拥有优先发电合同、基数电量合同、省内直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业与拥有省内直接交易合同、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化交易，参照国家发展改革委、国家能源局《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电力交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。
第二十三条 山西电力交易机构应当向其他电力交易机构共享注册信息，市场主体无需重复注册。山西电力交易机构按月汇总形成市场化交易的市场主体目录，向山西能监办、省政府电力管理部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和山西电力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，应当按规定向电力交易机构提出申请，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，经山西能监办核实后由电力交易机构撤销注册。
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、未按规定履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的，由山西能监办会同省政府电力管理部门视情节轻重责令其限期整改，或取消交易资格，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3年内不得再进入市场。
第二十七条 退出市场的电力用户3年内须向售电企业全电量购电，售电企业不能满足其用电需求的，由电网企业兜底供电。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。
第二十八条 市场主体退出情况由省政府电力管理部门、山西能监办联合向社会公示，并通过“信用中国”网站和山西电力交易机构网站向社会公布。
第二十九条 市场主体退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第三十条 售电企业因运营不善、资产重组或者破产倒闭、欠费等特殊原因退出市场的，应至少提前45天通知省政府电力管理部门、山西能监办、电力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，应至少提前45天书面告知电力交易机构以及电网企业、售电企业等相关利益方。
第三十一条 售电企业和电力用户申请退出市场前，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。
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、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。跨省跨区交易可以在北京电力交易中心电力交易平台和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，并按照受电地区要求参与市场。
第三十五条 发电企业之间、电力用户之间、售电企业之间以及电力用户和售电企业之间可以签订电量互保或联保协议，部分协议主体因特殊原因无法履行合同电量时，通过电力调度机构安全校核后，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，事后应于一周内(不得跨月)补充签订转让交易合同，报电力交易机构。
第三十六条 电力中长期交易主要按照年度和月度开展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。考虑电网安全、电力交易可执行等因素，原则上交易品种和周期不再变更。若需变更，应报省政府电力管理部门、山西能监办同意。
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，下同)、挂牌等方式进行。
(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，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)集中竞价交易指市场主体通过山西电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构进行市场出清或统一撮合，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;鼓励按峰、平、谷段电量或标准负荷曲线进行集中竞价。
(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。相关政府性基金及附加按照国家有关规定执行。
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 双边协商交易价格按照合同约定执行;集中竞价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。电力交易系统匹配过程中考虑环保、能耗等因素，电力用户和售电企业按申报电价由高到低排序，发电企业和售电企业按环保调整价由低到高排序。
环保调整价=发电企业或售电企业的申报价格-(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。发电企业和售电企业的环保调整价作为计算排序使用。
报价最高的买家与环保调整价最低的卖家先成交，买家申报电价减去卖家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，匹配成交价采用买家申报电价和卖家申报价格的均价。
第四十三条 作为卖家的发电企业和售电企业名单由电力交易机构提前3个工作日在山西电力交易平台上公示，并同时报省价格主管部门、省政府电力管理部门和山西能监办。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，报省政府电力管理部门和山西能监办。
第四十四条 跨省跨区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，报省价格主管部门、山西能监办备案后执行。
第四十五条 输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以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合同电量的成交价(含跨省跨区交易的输电费和网损)，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，以及跨省跨区交易合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区交易合同转让应按照潮流实际情况,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以继续执行峰谷电价，市场化交易电价作为平段电价，峰、谷电价按照现有峰平谷比价计算，不再分摊调峰服务费用;也可以按照直接交易电价结算，同时分摊调峰服务费用或者直接购买调峰服务，按照山西省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。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对买方和卖方报价设置上下限。上下限额由山西能监办会同省政府电力管理部门和省价格主管部门另行确定。
第四十九条 安排计划电量时，可根据机组年度直接交易电量，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、市场化电量占比以及机组环保节能因素等进行折算。具体公式由山西省电力市场管理委员会于每年12月份第二个工作日18时前提出，报省政府电力管理部门和山西能监办。原则上每年只进行一次容量扣除。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其申报容量。
第五十条 省政府电力管理部门和山西能监办在确定各类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，即参与本次交易发电企业的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(根据市场竞争力情况，暂定A=1.2,B=2)。若小于A倍，则扩大本次交易的整体规模或准入，使之达到A倍;若大于B倍，则按比例削减市场主体规模到本次交易确定的整体规模电量。具体A、B数值由山西省电力市场管理委员会于每年12月份第二个工作日18时前提出建议，报省政府电力管理部门和山西能监办批准后执行。
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及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、风电及太阳能发电的先后次序，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，扣减上述环节优先发电和年度交易结果后，若未参与市场的用户仍有购电需求，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。有序放开发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例，逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。
(五)电力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。电力调度机构应按照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，可以由电力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交易。
第五十四条 月度市场总电量是指当月双边协商、集中竞价、挂牌交易电量之和。同一投资主体(含关联企业)所属的售电企业的月度市场交易电量不得超过月度市场总电量的15%。售电企业应当于每年11月份将股东和实际控制人等股权信息报电力交易机构。若股权信息发生变动，售电企业应当于次月首次交易10日前报电力交易机构。电力交易机构应当审核并公示所有售电企业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及地方政府间协议。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在合同执行完成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。月度合同转让应于合同月上月27日前结束或自合同月当月10日后开始、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确需调整的，电力交易机构应提前3个工作日报省政府电力管理部门和山西能监办，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，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 根据山西省内的优先发电计划，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月份第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，报省政府电力管理部门和山西能监办后，通过山西电力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的基本信息、信用评价情况;
(二)次年度关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修安排;
(三)次年度直接交易电量需求预测及交易电量规模;
(四)次年度跨省跨区交易电量需求预测;
(五)次年度各机组可发电量上下限以及各类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。
第六十二条 市场主体经过双边协商形成交易意向协议，并在年度双边交易市场闭市前通过山西电力交易平台提交相关电力交易机构。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月份第3个工作日，开市时间原则上不超过1个工作日。电力交易机构在闭市后第1个工作日，应将所有双边交易意向提交电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在5个工作日内将校核结果返回电力交易机构。
若安全校核未通过，按照提交确认协议时间的先后顺序进行削减。约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因，报省政府电力管理部门和山西能监办后，可按等比例原则进行削减。
第六十四条 电力交易机构应于电力调度机构返回安全校核结果后的下1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，应当在结果发布的下一个工作日16时前通过山西电力交易平台返回成交确认信息，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，应当在结果发布的下1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构给予解释。经解释仍存在异议的，市场主体可向山西能监办提出裁定申请，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。
经市场主体确认的交易结果，正式生成电子合同。
第四节 年度集中竞价交易
第六十五条 每年12月份第3周第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，报省政府电力管理部门和山西能监办后，通过山西电力交易平台发布次年度集中竞价相关市场信息，包括但不限于：
(一)本年度已注册市场主体的基本信息、信用评价情况;
(二)次年度关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修安排;
(三)次年度集中竞价直接交易电量需求预测;
(四)次年度集中竞价跨省跨区交易电量需求预测;
(五)次年度各机组剩余可发电量上下限。
第六十六条 年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。
第六十七条 年度集中竞价的时间为每年12月份第3周第2个工作日，电力交易机构开展年度集中竞价交易，开市时间原则上不超过1个工作日。
第六十八条 发电企业、售电企业和电力用户通过山西电力交易平台申报年度电价和分月电量，申报截止前的最后一次有效申报作为最终申报。年度集中竞价交易应分月申报电量。
第六十九条 报价结束后，山西电力交易平台生成初始交易结果，由电力交易机构在下1个工作日内提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在3个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构并形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过山西电力交易平台向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
若安全校核未通过，按照匹配价差大小顺序进行逆序削减，或按等比例原则进行削减，削减次序的原则另行规定。约定电力交易曲线的，最后进行削减。
经市场主体确认的交易结果，正式生成电子合同。
第五节 年度基数电量合同签订
第七十条 根据政府确定的燃煤发电企业基数电量安排，于每年12月底前签订厂网间年度购售电合同(包括电子合同)，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
第七十一条 基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。
第六节 月度双边交易
第七十二条 每月第2周第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，通过山西电力交易平台发布次月双边交易相关市场信息，包括但不限于：
(一)已注册市场主体的基本信息、信用评价情况;
(二)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修情况;
(三)次月直接交易电量需求预测;
(四)次月跨省跨区交易电量需求预测;
(五)次月各机组可发电量上下限。
电力交易机构在上述市场信息发布后1周内，报省政府电力管理部门和山西能监办。
第七十三条 月度双边交易主要开展次月的省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。
第七十四条 月度双边交易的时间为每月第2周第2个工作日，开市时间原则上不超过1个工作日。
第七十五条 市场主体经过双边协商形成月度交易意向协议，并在闭市前通过山西电力交易平台向电力交易机构提交意向协议(含互保协议)。
第七十六条 电力交易机构在闭市后的下1个工作日将所有双边交易意向提交电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在2个工作日内将校核结果返回电力交易机构。
若安全校核未通过，按照提交确认协议时间的先后顺序进行削减。约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因，报省政府电力管理部门和山西能监办后，可按等比例原则进行削减。
第七十七条 电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果的下1个工作日发布月度双边交易结果。
市场主体对安全校核后的交易结果无异议的，应当在结果发布的下1个工作日16时前通过电力交易平台返回成交确认信息，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，应当在结果发布的下1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构给予解释，仍存在异议的，市场主体可向山西能监办提出裁定申请，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。
交易结果确认后，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过山西电力交易平台正式生成电子合同。
第七节 月度集中竞价交易
第七十八条 每月第3周第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，通过山西电力交易平台发布次月集中竞价相关市场信息，包括但不限于：
(一)已注册市场主体的基本信息、信用评价情况;
(二)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修安排;
(三)次月集中竞价直接交易电量需求预测;
(四)次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测;
(五)次月各机组剩余可发电量上限。
电力交易机构在发布上述市场信息后1周内报省政府电力管理部门和山西能监办。
第七十九条 月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。
第八十条 月度集中竞价交易的时间为每月第3周第2个工作日，电力交易机构开展月度集中竞价交易，开市时间原则上不超过1个工作日。
第八十一条 发电企业、售电企业和电力用户通过山西电力交易平台申报电量、电价，申报截止前的最后一次有效申报作为最终申报。
报价结束后，山西电力交易平台生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在2个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构并形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过山西电力交易平台向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
若安全校核未通过，按照匹配价差大小顺序进行逆序削减，或按等比例原则进行削减，削减次序的原则另行规定。约定电力交易曲线的，最后进行削减。
第八十二条 在月度市场交易完成后，电力调度机构结合安全校核结果，预测风电、太阳能发电、水电等优先发电情况，综合考虑月度电力供需形势与年度合同的执行进度，将各发电企业的优先发电电量、基数电量进行月度分解，形成各发电企业月度优先发电、基数电量计划的预安排区间上下限。各发电企业在该区间内申报当月月度计划电量，提交电力交易机构，经安全校核后形成月度优先发电、基数电量合同。
第八十三条 供热发电企业的优先发电合同、基数电量合同、年度市场合同分月计划应满足其供热电量需求后再安排非供热期分月计划。各发电企业全部月度电量计划应满足单机最小开机时间要求。电力调度机构应根据月度电量计划合理安排电网运行方式，保障合同电量的执行。
第八节 合同电量转让交易
第八十四条 合同电量转让交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。交易确定后应在山西电力交易平台签订电子合同。合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。
第八十五条 合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格、交易时段、电压等级、计量关口、分月计划(包括本月剩余和后续月份各类合同电量)等内容。
第八十六条 合同电量转让交易的时间为每月第3周第1个工作日。发电企业的优先发电和基数电量合同总额大于其本月预计实发上网电量时，方可转让。转让原则上由高效环保机组替代低效、小容量机组。
第八十七条 合同电量转让交易开始或收到合同转让方提交的交易意向后，电力交易机构应在1个工作日内发布相关信息，1个工作日内完成合同转让，形成无约束交易结果并提交电力调度机构，电力调度机构应在1个工作日内完成安全校核。
安全校核通过的，形成有约束交易结果并返回电力交易机构，在山西电力交易平台形成电子合同。安全校核未通过的，由电力交易机构会同电力调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能监办申请裁定。
第八十八条 具有优先发电合同、基数电量合同和年度市场合同的市场主体，在保持各类年度合同总量不变的前提下，可提出本月及后续月份的分月合同滚动调整意向。
第八十九条 具有年度市场合同的市场主体可在每月第2周第3个工作日提出次月合同电量滚动调整意向，电力交易机构在收到调整意向后1个工作日内提交电力调度机构，电力调度机构在1个工作日内完成安全校核。
安全校核通过的，形成有约束合同调整结果并返回电力交易机构，在山西电力交易平台形成调整后的分月合同。安全校核未通过的，由电力交易机构会同电力调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能监办申请裁定。
第九十条 现货市场建立前，具有优先发电合同、基数电量合同的市场主体可在每月第4周第1个工作日，将当月分解计划电量的调整意向(调整范围应在其月度计划电量发电意愿申报值的±5%以内)提交至电力交易机构，电力交易机构在收到调整意向后1个工作日内提交电力调度机构，电力调度机构在1个工作日内完成安全校核。
安全校核通过的，形成有约束合同调整结果并返回电力交易机构，在山西电力交易平台形成调整后的当月优先发电合同、基数电量合同。安全校核未通过的，由电力交易机构会同电力调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能监办申请裁定。
第九十一条 为了保证合同执行偏差的合理性与执行的公正性，应及时启动现货市场和辅助服务市场处理偏差。参与调峰、调频的电厂，在其机组电网区域控制偏差(ACE)投入期间，产生的电量不计入上调、下调电量范围。
第九节 跨省跨区交易
第九十二条 跨省跨区交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等多种方式进行。
第九十三条 跨省跨区交易分为年度、月度、周、日前和短时支援交易。年度交易以外的属于增量交易。电力交易机构负责周及以上交易，电力调度机构负责日前和短时支援交易。
第九十四条 电力交易机构按照发电企业的电价排序，由低到高依次累加相应的申报电量，价格相同时按等比例方式分配。
第九十五条 电网企业代理跨省跨区交易的出清方式如下：
(一)各交易周期内，当申报电量总和小于或等于外送电量需求时，按申报电量成交，不足部分，由电力交易机构再次组织招标，直至完成;当申报电量总和大于外送电量需求时，由电力交易机构按照市场主体的机组容量及权重系数进行分配。分配公式为：
中标电量=总电量×(机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数)/∑(机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数)
当发电企业的中标电量大于其申报电量时，申报电量为无约束成交电量，总电量减去成交电量后的剩余电量进行再次分配，直至完成;当发电企业的中标电量小于或等于申报电量时，中标电量即为无约束成交电量。
(二)为促进节能减排，提高大容量、高效环保机组的中标电量比例，设置权重系数：
容量系数：13.5万级机组容量系数为1.0，30万级机组容量系数为1.2，60万级机组容量系数为1.4，100万级机组容量系数为1.8(外送支持机组容量系数=容量系数×1.1;视外送方向不同，外送支持机组由省政府电力管理部门商山西能监办另行确定);
脱硫系数=1.1;
脱硝系数=1.1;
除尘系数=1.1;
超低排放系数：未进行超低排放改造的机组系数为1.0，完成超低排放改造且获得环保认证的机组系数为1.1;
空冷系数：非空冷机组系数为1.0，空冷机组系数为1.1;
资源综合利用系数：正常燃煤机组系数为1.0，燃烧低热值煤机组系数1.1;
脱硫、脱硝设施正常投运的新投产发电机组，当年按1.1计算系数，次年根据上年脱硫、脱硝设施实际投运率确定系数。
(三)发电企业应在跨省跨区交易前一个月向电力交易机构提交上年度燃煤发电机组执行《火电厂大气污染排放标准(GB13223-2011)》和超低排放标准的污染物超标排放小时情况及相关印证材料，经电力交易机构认定后作为计算依据。
第九十六条 售电价格扣减度电输电费后，再减去发电企业报价的剩余部分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，后期根据实际情况进行调整)，度电输电费目前暂按不超过30元/兆瓦时执行(待跨省跨区单位输电费核定后按其执行)。
通过挂牌方式确定售电价格的，电网企业不参与收益分配。
第九十七条 跨省跨区合同(协议)执行与结算遵循以下顺序：事故应急支援、年度交易、月度交易、月内短期或临时交易。当跨省跨区交易供需发生变化需对合同调整时，原则上按逆序进行。
第十节 临时交易与紧急支援交易
第九十八条 山西省可与其他省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。
第九十九条 山西电力交易机构应事先与其他省电力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，由电力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及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
第一百条 电力调度机构承担各类交易的安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，安全校核未通过的不得交易。安全校核包括但不限于通道阻塞管理、机组辅助服务限制。
第一百零一条 电力调度机构在各类市场交易信息公示2个工作日前，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;同时根据机组可调出力、检修天数、系统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，一并由电力交易机构予以公布。
第一百零二条 安全校核应在规定期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。电力调度机构无法按期完成安全校核时，应提前说明原因，延期不得超过2个工作日，逾期视为安全校核通过。
第一百零三条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，事后向省政府电力管理部门和山西能监办书面报告事件经过。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。
第一百零四条 发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力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，与已约定的曲线叠加形成次日发电计划;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，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。
第一百零五条 电力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交易合同的偏差控制在±2%以内;电力交易机构每日跟踪和公布月度交易计划执行进度情况。市场主体对执行进度提出异议时，电力调度机构会同电力交易机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。
第一百零六条 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，相关交易合同应重新校核调整。安全校核意见不作为任何一方的违约依据，因此导致市场主体产生争议的，由电力调度机构将有关情况报山西能监办。
第一百零七条 年度安全校核数据来源：
(一)电力调度机构提供的数据：年度发电设备检修计划、年度输变电设备停电计划、年度跨省跨区交直流通道输送能力、电网稳定限额等。
(二)电力交易机构提供的数据：年度发电计划、年度跨省跨区交易合同及分月安排、年度市场化交易电量及分月安排等。
(三)电力用户(含代理的售电企业)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。
第一百零八条 月度安全校核数据来源：
(一)电力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、月度跨省跨区交直流通道输送能力、电网稳定限额等。
(二)电力交易机构提供的数据：月度发电计划、月度跨省跨区交易合同、月度市场化交易电量等。
(三)电力用户(含代理的售电企业)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。
第一百零九条 电力调度机构要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
第一百一十条 合同电量偏差处理方式包括以下四种：
(一)预挂牌月平衡偏差方式。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次月上调机组调用排序(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)预挂牌日平衡偏差方式。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，电力调度机构应按照“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。电力用户承担超用、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。采用等比例调整方式导致发电企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
(四)滚动调整方式。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。采用滚动调整方式导致发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
第一百一十一条 目前，山西省内中长期合同执行偏差暂通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式处理(优先发电合同、基数电量合同优先结算)。
第一百一十二条 电力调度机构应结合当月用电需求，在每月第5个工作日前向电力交易机构提供输电通道、安全要求、民生供热等约束条 件。
第一百一十三条 电力交易机构在每月第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和电量，发电企业必须提供上下调价格。上下调价格的限额规则另行制定。
第一百一十四条 电力交易机构汇总形成当月上下调价格序列并予以公布。电力调度机构根据发电企业事先申报的上下调价格，考虑电网安全约束条件和申报机组最大可调发电量情况，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。
第一百一十五条 电力调度机构应结合当月电力需求和发电企业的合同完成率情况，在满足电网安全约束条 件的前提下，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。
第一百一十六条 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合同、基数电量合同以及市场化交易合同，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
第一百一十七条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括发电机组一次调频、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。
第一百一十八条 根据“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。
第一百一十九条 逐步放开辅助服务市场化交易品种，采用竞价方式确定辅助服务提供主体。电力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，通过竞价方式确定提供辅助服务的市场主体。
根据辅助服务提供主体的竞争程度，逐步探索采用竞价方式统一购买系统所需的无功补偿和黑启动服务。
第一百二十条 未放开市场化交易的辅助服务品种仍按照《华北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》及山西省辅助服务的有关规定执行。
第一百二十一条 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。
第一百二十二条 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电力调度机构研究制定。免除与贡献度为正的电力用户签订市场化交易合同的电厂相应市场化交易电量调峰补偿费用的分摊。
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的对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。
第一百二十三条 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。
第一百二十四条 跨省跨区交易涉及的送端点对网发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，执行受端地区电网运行管理规定。
第一百二十五条 按照国家要求，加快山西省电力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。电力调度机构要会同电力交易机构抓紧开发山西省电力辅助服务市场化交易平台(模块)，与山西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
第一百二十六条 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电能计量装置;电能计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装的，考虑相应的变(线)损。
第一百二十七条 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、副电能表应有明确标志，以主电能表计量数据作为电量结算依据，副电能表计量数据作为参照。当主电能表确认故障后，副电能表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的辅助计量装置。
第一百二十八条 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)和电力用户的电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。经协商各市场主体仍有异议的，报山西能监办裁定。
第一百二十九条 电力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，电力交易机构在区域交易平台直接开展的跨省跨区交易，由区域电力交易机构向市场主体所在地区电力交易机构提供结算相关数据，由市场主体所在地区电力交易机构出具结算依据，并提交市场主体所在地区电网企业分别予以结算。
合同电量转让交易由电力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。
第一百三十一条 市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认。如有异议，应在3个工作日内通知电力交易机构，逾期视为无异议。
第一百三十二条 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。
采用预挂牌月平衡偏差处理方式的结算流程和结算价格如下：
(一)发电侧。
1.根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源发电进行结算。风电、太阳能发电和无调节能力的水电(含部分时段无调节能力的水电)可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。
2.其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;因提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因其自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
3.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电、基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复的上网电价结算优先发电和基数电量，优先结算各类跨省跨区交易合同电量，按签订的省内市场合同加权平均价结算剩余电量，因提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因其自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
4.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电、基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复的上网电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;因提供上调服务导致的增发电量按其申报价格补偿;因其自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算，当月未开展月度集中竞价交易的，按当月市场化交易合同中的最低电价结算。
机组提供上调服务或下调服务导致的增发电量或减发电量均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。
5.全部合同均约定交易曲线的发电企业根据每日实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因其自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算;因其自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;因提供上调服务或下调服务导致的增发电量或减发电量按其申报价格补偿。
(二)电力用户侧。
1.市场电力用户当月实际用电量超过其合同电量时，合同电量按合同约定价格结算，超用电量按上调服务的加权平均价结算，系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算，当月未开展集中竞价交易的，按当月市场化交易合同中的最高电价结算。
上调服务加权平均价=发电侧上调电量总补偿费用/上调总电量。
发电侧上调电量总补偿费用由各机组上调电量的补偿价格和上调电量的乘积累加得到。
市场电力用户当月实际用电量小于其合同电量时，按其当月合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按下调服务加权平均价支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按其当月合同加权平均价的10%支付偏差考核费用。
下调服务加权平均价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量。
发电侧下调电量总补偿费用由各机组下调电量的补偿价格和下调电量的乘积累加得到。
2.非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。
3.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用。
非市场电力用户的总用电量小于优先发电和基数电量时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按下调服务加权平均价支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用。
非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂(含非统调自备电厂)、地方电网等造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。偏差计量、责任划分和费用分摊办法由电网企业另行制定，报省政府电力管理部门和山西能监办后实施。
4.全部合同均约定交易曲线的电力用户根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算，系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算;每日各时段的累计少用电量，2%以内的免于支付偏差考核费用，2%以外的按下调服务的加权平均价支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按其合同加权平均价的10%支付偏差考核费用。
(三)电力用户、发电企业偏差考核费用以及上调服务所增加的电网企业结算正收益统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重分配或分摊。
上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价-机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量-可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量-其他类型电源当月计划合同电量)。
优先发电和基数电量加权平均价=(可再生能源发电政府批复的上网电价(不含补贴)×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复的上网电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源当月计划合同电量)。
以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。网损率由省政府电力管理部门和山西能监办于每年12月份公布。
(四)市场电力用户的电费构成包括电量电费、偏差考核费用、辅助服务费用、输配电费、政府性基金及附加等。发电企业的电费构成包括电量电费(含上调服务收益)、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊或分配的结算差额或盈余、辅助服务费用。
第一百三十三条 地方电网或独立配网用户参与市场的电费和政府性基金按原渠道缴纳，电力用户所在配网企业归集电费后交电网企业。
第一百三十四条 不可抗力因素导致的合同电量执行偏差由所有市场主体共同分摊相关费用。电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差由电网企业承担相关偏差考核费用。前述非不可抗力因素和国家相关政策调整导致发电企业、售电企业、电力用户未完成的交易电量免予考核。
第一百三十五条 市场主体之间的各类合同均须在山西电力交易平台完成电子合同的签订和确认，未形成电子合同的视为无效，电力交易机构不予出具结算依据，电网企业不予结算。
第一百三十六条 电量电费(含上调服务收益)、输配电费、政府性基金及附加、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊或分配的结算差额或盈余等费用原则上每月与电费一并结算。辅助服务费用原则上与次月电费一并结算。因特殊原因没有及时结算的，要将原因书面报山西能监办。
第一百三十七条 每次规定的结算时间前，电力调度机构须向电力交易机构提供交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况说明，对认定情况有异议的，报山西能监办裁定。
第十一章 信息报送与披露
第一百三十八条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息;公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息;私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
第一百三十九条 市场成员应遵循及时、真实、准确、完整的原则，按照规定报送并在山西电力交易平台披露相关市场信息。
第一百四十条 电力交易机构负责管理和维护山西电力交易平台，负责管理、收集、整理、汇总和分类发布市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息。
第一百四十一条 市场成员信息报送与披露：
(一)电力交易机构报送与披露的信息包括：
供需形势、电网阻塞管理、市场交易(含辅助服务)、辅助服务、电网拓扑模型、发电机组和电网检修计划以及法律法规要求披露的其他信息等。其中，市场交易(含辅助服务)信息包括各类型电量、交易信息、电网安全约束和报价约束信息、偏差电量责任认定和月度、年度偏差处理资金收入及支出情况等。
(二)电力调度机构报送与披露的信息包括：
具体输配电线路或输变电设备的安全约束情况、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等，交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况以及法律法规要求披露的其他信息等。
(三)电网企业报送与披露的信息包括：
电量电费结算情况、输配电价、输配电损耗率、政府性基金及附加、年度电力供需预测、主要输配电设备典型时段的最大允许容量、电网检修计划、预测需求容量、约束限制依据以及法律法规要求披露的其他信息等。
(四)市场主体报送与披露的信息包括：
1.发电企业：企业名称、股权结构、投产时间、机组编号、机组容量、发电业务许可证、能耗水平、环保设施运行情况、各类合同电量、市场化交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
2.售电企业：企业名称、股权结构、交易量限额、市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
3.电力用户：企业名称、股权结构、投产时间、受电电压等级、负荷特性、最大负荷、最大需量、年(月)最大用电量、产品能耗水平、市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
4.独立辅助服务提供者：企业名称、股权结构、服务性质和能力、市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
第一百四十二条 市场主体对披露的相关信息有异议或疑问的，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。
第一百四十三条 省政府电力管理部门、山西能监办及电力交易机构有权获知上述所有市场信息，电力调度机构有权获知满足调度需要的相关私有信息。不得泄露影响公平竞争和涉及市场成员隐私的相关信息。
第一百四十四条 山西能监办根据实际制定《山西省电力市场信息披露管理办法》并监督实施。电力交易机构会同山西省电力市场管理委员会制定《山西省电力中长期交易信息披露实施细则》，报山西能监办、省政府电力管理部门批准后印发执行。
第十二章 附 则
第一百四十五条 本规则已明确的开闭市、交易组织、安全校核等时间可根据实际运行情况，由电力交易机构、电力调度机构协商后提出调整建议，报省政府电力管理部门、山西能监办批准后调整执行。
第一百四十六条 省政府电力管理部门和山西能监办等部门共同组织电力交易机构根据国家有关规定及本规则制定《山西省电力交易实施细则》。
第一百四十七条 《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》另行制定。
第一百四十八条 本规则实施过程中可以根据实际情况探索开展现货交易试点，随着省内竞争性环节电价放开，或者放开发用电计划电量达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定解决时，适时启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。
第一百四十九条 本规则由省发展改革委、山西能监办负责解释。
第一百五十条 本规则自印发之日起施行，有效期3年。有关规定与本规则不一致的，以本规则为准。
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