山西省能源局日前發(fā)布了《山西省電力市場深化建設方案(模擬運行稿)》，發(fā)揮煤電基地優(yōu)勢和區(qū)位優(yōu)勢，積極融入全國統(tǒng)一電力市場;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(guī)避風險，以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格，競爭充分、開放有序的電力市場格局。

在中長期市場，積極為新能源消納創(chuàng)造條件。一是優(yōu)先開展“煤改電”用戶電采暖交易，保障完成清潔供暖的民生需求;二 是建立新能源優(yōu)先替代常規(guī)能源機組的交易機制，組織新能源與常規(guī)能源開展交易，擴大新能源消納空間;三是健全新能源與常規(guī)能源打捆交易機制，形成打捆合約，促進新能源更好地參與中長期交易;四是按照國家可再生能源配額相關要求，開展配額相關交易，未完成配額指標的市場主體通過購買綠色證書方式完成配額。

按照“總體設計、分步實施”的原則，分兩個階段組織實施。

第一階段(2018 年-2020 年)，建立年度及以上、月度、月內等多周期的中長期交易機制，穩(wěn)定電力供應。

建立“發(fā)電側報 量報價”競爭、用電側參與、全電力優(yōu)化的日前、實時現(xiàn)貨市場， 調節(jié)供給，保障電力平衡;優(yōu)化輔助服務市場交易機制，調頻輔助服務與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。到 2020 年底，建成省間、省內交易有效協(xié)調，中長期、現(xiàn)貨、輔助服務交易有序銜接的電力市場體系。

第二階段(2021 年以后)，持續(xù)優(yōu)化完善新一代平臺，建成規(guī)范、高效、便捷、智慧的山西電力交易平臺;健全完善現(xiàn)貨市場功能，逐步建立“發(fā)電側報量報價、用戶側報量報價”的日前、實時現(xiàn)貨市場;適時建立容量、輸電權等市場，形成各類市場主體全面參與各類交易的市場運行體系。

詳情如下：

為進一步落實中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9 號)及國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于印發(fā)電力體制改革配套文件的通知》(發(fā)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(fā)改經體〔2016〕176 號)、《關于有序放開發(fā)用電計劃的通知》(發(fā)改運行〔2017〕294 號)、《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》(發(fā)改辦能源〔2017〕1453 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(fā)〔2016〕35 號)等文件精神，推動電力供應使用從傳統(tǒng)方式向現(xiàn)代交易模式轉變，結合我省實際，制定本方案。

一、總體要求

(一)指導思想

遵循市場經濟基本規(guī)律和電力工業(yè)運行客觀規(guī)律，發(fā)揮市場機制作用，促進電力資源優(yōu)化配置;發(fā)揮煤電基地優(yōu)勢和區(qū)位優(yōu)勢，積極融入全國統(tǒng)一電力市場;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(guī)避風險，以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格，競爭充分、開放有序的電力市場格局。

(二)基本原則

在“統(tǒng)一市場、兩級運作”的市場框架下，從有利于提高市場效率出發(fā)，堅持電網安全穩(wěn)定運行，保障電力有序供應;堅持綠色低碳，環(huán)保優(yōu)先;堅持由易到難，循序漸進;堅持統(tǒng)一平臺， 無歧視開放。通過科學合理的市場機制設計，全力激活省內用電

市場，積極融入全國統(tǒng)一電力市場，逐步建立運轉高效、競爭充分、風險可控的電力市場體系。

(三)建設目標

結合山西電網用電負荷與能源資源分布不均衡、不一致的特點，統(tǒng)籌考慮各類市場主體交易需求，建立年度及以上、月度、月內等多周期的中長期交易機制，建立“發(fā)電側報量報價”、用電側參與的現(xiàn)貨交易機制，建立電能量與輔助服務市場的協(xié)調機制，形成中長期、現(xiàn)貨、輔助服務交易相互協(xié)調的市場運營模式， 在省間、省內兩級市場中優(yōu)化配置山西電力資源。

按照國家、省政府有序放開發(fā)用電計劃的步驟，初期發(fā)電企業(yè)基礎電量作為參與現(xiàn)貨市場的邊界條件，中長期市場交易電量按合約進行結算，逐步過渡到中長期電量均按合約進行結算。省間中長期交易形成的省間聯(lián)絡線交易曲線物理執(zhí)行，省內發(fā)電企業(yè) 競得的外送交易電量作為結算依據(jù)。

二、市場主體

(一)市場主體范圍

市場主體包括各類發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)(含地方電力公司， 下同)、售電公司(包括擁有配電網資產的售電公司，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(jié)能減排和環(huán)保政策要求，符合國家 環(huán)保和產業(yè)政策，按要求在電力交易機構完成注冊。

(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(guī)則，并定期公布發(fā)電企業(yè)、售電 公司、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(yè)在山西電力交易機構完成注冊后，進入市場參與交易。

三、市場運營模式

(一)中長期交易運營模式

以促進清潔能源消納和能源資源大范圍優(yōu)化配置，穩(wěn)定市場供需，幫助市場主體規(guī)避價格風險為目標，建立基礎電量和省間聯(lián)絡線交易曲線物理執(zhí)行，按中長期交易合約進行結算的中長期市場。

1.中長期交易品種

省內交易主要包括優(yōu)先發(fā)電電量和基礎電量、電力直接交 易、發(fā)電權及合同交易、抽蓄電站容量電費認購交易、清潔能源替代常規(guī)能源發(fā)電權交易、分布式發(fā)電項目“開口合同”交易、 綠證交易、中長期輔助服務交易等交易品種。

可參與的省間交易品種主要有省間交易優(yōu)先發(fā)電電量、省間 外送交易、省間發(fā)電權交易、低谷風電外送交易等。

2.中長期交易機制

中長期交易包括年度及以上交易、月度交易、月內交易，以 電能量、中長期輔助服務、容量、輸電權等為交易標的，現(xiàn)階段 主要開展中長期電能量交易(以下簡稱中長期交易)和中長期輔

助服務交易，交易組織方式包括雙邊協(xié)商、集中競價和掛牌交易。

中長期交易以電能量為交易標的，市場主體在自身發(fā)用電能力范圍內參與。交易達成后交易雙方簽訂中長期合約，約定合約周期、合約電量、交易價格等。

(1)參與省間中長期交易

按照北京交易中心交易安排，組織省內發(fā)電企業(yè)在北京電力交易平臺參與省間交易。省間交易優(yōu)先保障國家指令性計劃、可再生能源配額和山西與各購電省份政府間外送協(xié)議。省間交易計劃優(yōu)先落實、優(yōu)先結算。

年度交易：落實省間年度優(yōu)先計劃，參與年度省間交易。年度交易分解到月，形成分月計劃并在省內優(yōu)先落實。

月度交易：在完成年度交易分月計劃調整的基礎上，利用省間輸電通道富余輸送能力，組織發(fā)電企業(yè)參與月度增量交易、發(fā)電權交易或合同轉讓交易。

月內短期交易：以調整兩日及以上短期偏差為主。一是交易調增：密切關注受端省份電力供需，當通道存在富余容量，受電 省新增購電需求時，組織發(fā)電企業(yè)參與省間調增交易。二是交易 置換：通道已滿情況下出現(xiàn)新能源可再生能源消納需求，組織參 與送電的常規(guī)能源與新增可再生能源開展優(yōu)先替代交易。當市場主體無法履行合同時，配合開展相關主體間的發(fā)電權交易或合同 轉讓交易。三是交易回購：當市場主體無法履行合同又無法轉讓 發(fā)電權時，配合開展回購交易。

(2)省內中長期交易

基于省內用電需求，組織開展省內中長期交易。年度優(yōu)先發(fā)電電量和基數(shù)電量視為網廠雙邊電量，簽訂網廠間購售電合同， 納入電力中長期交易范疇。水電等低價電源優(yōu)先采購，提升對居 民、農業(yè)等優(yōu)先購電用戶的保障能力。

年度及以上交易：主要開展優(yōu)先發(fā)電電量和基礎電量、電力直接交易、清潔能源替代常規(guī)能源發(fā)電權交易、西龍池容量電費認購交易、分布式發(fā)電項目開口合同等電能量交易，以及中長期輔助服務交易。年度及以上交易的主要目的是鎖定價格、規(guī)避風險，簽訂年度及以上中長期合約，并將多年交易合約分解到年度、年度交易合約分解到月。

月度交易：主要開展電力直接交易、發(fā)電權與合同交易、清 潔能源替代常規(guī)能源發(fā)電權交易等電能量交易及配額相關交易， 以及中長期輔助服務交易。月度交易是在市場主體協(xié)商調整年度及 以上交易分月電量計劃的基礎上，對市場主體月度需求組織交易。 月內交易：主要開展電力直接交易、發(fā)電權與合同交易、交

易回購等電能量交易。月內交易對市場主體月內需求組織交易。

3.安全校核

省間中長期交易需進行安全校核。按照統(tǒng)一調度、分級管理 的原則，國調、華北分調、山西省調按調管范圍負責輸電線路的 安全校核阻塞管理等。發(fā)電企業(yè)參與省內中長期交易，原則上需 對其凈合約量進行校核。

(二)現(xiàn)貨交易運營模式

1.省內日前現(xiàn)貨交易

省內日前現(xiàn)貨市場，以次日全部省內市場化用電需求和中長期外送交易結果作為競價優(yōu)化空間。電力調度機構以系統(tǒng)發(fā)電成本最小化為目標，考慮機組和電網運行約束條件等，實施市場出清計算，形成日前開機組合、機組發(fā)電計劃曲線和分時邊際電價。

(1)邊界條件

省間中長期交易形成的聯(lián)絡線外送電曲線，因安全約束、電壓支撐、供熱民生或政府要求的必開必停機組，發(fā)電企業(yè)物理執(zhí)行的基礎電量，新能源機組申報的次日發(fā)電預測曲線，網絡拓撲， 次日系統(tǒng)、母線負荷預測曲線，作為日前省內現(xiàn)貨市場組織的邊界條件。

(2)市場申報

各電廠以發(fā)電機組為單位進行申報，包括： 1)機組啟動費用(元/次)，不同狀態(tài)下的啟動時間(小時);

2)全天一條遞增的發(fā)電量價曲線，最多不超過十段。發(fā)電量價曲線由申報的能量價格(元/MWh)與對應的發(fā)電容量段(MW) 構成;

3)電廠需物理執(zhí)行的基礎電量下限(MWh);

4)機組最大、最小技術出力(MW)，最小開機時間(小時);

5)機組爬坡速率(MW/min)等。

發(fā)電企業(yè)在日前省內現(xiàn)貨市場中申報的信息，將用于實時省內現(xiàn)貨市場，無須再次申報。

(3)出清計算

電力調度機構將次日系統(tǒng)負荷預測曲線、聯(lián)絡線外送計劃、各機組報價、機組運行參數(shù)、線路運行參數(shù)等作為輸入信息，以全網發(fā)電成本最小化為目標，考慮全網/分區(qū)備用需求、斷面極 限等電網運行約束，最大最小出力、爬坡限制等機組運行約束， 以及電廠需物理執(zhí)行的基礎電量下限，通過帶安全約束的機組組合程序(Security Constrained Unit Commitment，SCUC)開展市場出清計算，形成日前開機組合、各機組日前 96 點發(fā)電計劃曲線。

(4)價格機制

日前省內現(xiàn)貨市場以 15 分鐘為時間間隔，依據(jù) SCUC 的出清結果，計算每個時間間隔內的邊際電價。

(5)發(fā)電調度計劃調整

一般情況下，日前市場的發(fā)電側出清結果(包含機組組合和出力計劃)即為運行日的發(fā)電調度計劃。若電網運行邊界條件發(fā)生變化，且對電網安全穩(wěn)定運行、電力有序供應和清潔能源消納造成風險，電力調度機構可根據(jù)電網運行的最新邊界條件，基于發(fā)電機組的日前市場報價，采用安全約束機組組合、安全約束經濟調度程序，對運行日的發(fā)電調度計劃(含機組組合和機組出力計劃)進行調整，以保證電網安全運行和電力有序供應，日前市場形成的成交結果和價格不進行調整。

2.參與省間日前現(xiàn)貨交易

充分利用跨區(qū)跨省輸電通道剩余空間，組織省內火電企業(yè)、新能源企業(yè)等，參與省間日前現(xiàn)貨市場。省內現(xiàn)貨市場預出清， 確定省內機組開機方式和發(fā)電預計劃，以平衡后的富余發(fā)電能力為交易空間，參與日前省間現(xiàn)貨交易。

采取“分別報價、分別出清”的方式，在日前省內現(xiàn)貨市場 預出清結束后，發(fā)布各機組次日發(fā)電預計劃曲線和富余發(fā)電能 力，各機組自愿參與省間現(xiàn)貨市場。各機組的日前省內發(fā)電計劃曲線與省間現(xiàn)貨交易增量曲線疊加后，形成各機組的次日發(fā)電終計劃曲線。

3.省內實時現(xiàn)貨交易

依據(jù)超短期負荷預測、新能源發(fā)電預測，日內省間現(xiàn)貨交易結果、日內華北跨省調峰交易結果等，在日前發(fā)電終計劃的基礎上，通過實時現(xiàn)貨市場調節(jié)省內發(fā)用電偏差。

(1)邊界條件

日前現(xiàn)貨交易所形成的機組組合與發(fā)電終計劃、日內新能源發(fā)電的超短期預測出力、日內省間現(xiàn)貨交易結果、日內跨省調峰交易結果，原則上作為實時省內現(xiàn)貨市場出清的邊界條件。

(2)交易空間

當實時系統(tǒng)出現(xiàn)正偏差(用電增量或發(fā)電缺額)時，根據(jù)發(fā)電企業(yè)在日前現(xiàn)貨市場中的報價信息，在滿足電網運行和機組運行約 束條件的基礎上，分時段由低到高依次調增在線機組的發(fā)電計劃。

當實時系統(tǒng)出現(xiàn)負偏差(用電減少或發(fā)電富余)時，根據(jù)發(fā)

電企業(yè)在日前現(xiàn)貨市場中的報價信息，在滿足電網運行和機組運 行約束條件的基礎上，分時段由高到低依次調減在線機組的發(fā)電計劃。

(3)出清模式

電力調度機構將超短期負荷預測、新能源發(fā)電預測，日內省間現(xiàn)貨交易結果、日內跨省調峰交易結果、各機組日前報價、機組運行參數(shù)、線路運行參數(shù)等作為輸入信息，以偏差調整成本最小 化為目標，考慮備用需求、斷面極限等電網運行約束與最大最小出 力、爬坡限制等機組運行約束，通過帶安全約束的經濟調度程序

(Security Constrained Economic Dispatch，SCED)進行市場滾動出清計算，形成各機組下一個 15 分鐘的發(fā)電計劃與分時電價。

(三)輔助服務交易運營模式

1.參與日前跨省調峰交易

依據(jù)《華北電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則》，當預計次日山西電網調峰能力不足、新能源消納困難時，參與日前跨省調峰市場。依據(jù)跨省調峰交易結果，按時段調增山西外送華北聯(lián)絡線曲線，將新增消納空間按比例分配至省內新能源發(fā)電企業(yè)，并更新省內新能源發(fā)電終計劃曲線。

當預計次日山西電網調峰能力滿足新能源消納需求時，省內 火電企業(yè)可自主選擇參與華北跨省調峰市場，按規(guī)則申報向下調 峰的分檔報價信息，為周邊省份提供向下調節(jié)服務，并獲得相應補償。依據(jù)跨省調峰交易的中標結果，更新省內火電企業(yè)的發(fā)電終計劃曲線。

2.省內輔助服務交易

(1)風火深度調峰市場

現(xiàn)貨市場建設初期，保留風火深度調峰市場，以鼓勵火電企業(yè)進行靈活性改造。

風火深度調峰市場，采用火電企業(yè)調峰單向報價機制，分三檔報價區(qū)間，按照申報價格由低到高的順序依次調用。在省內調節(jié)資源用盡的前提下，組織新能源企業(yè)參與華北跨省調峰市場， 進一步拓展省內新能源消納空間。

(2)調頻市場

調頻市場在機組組合確定后單獨開展。采取集中競價、邊際 出清的組織方式，確定次日系統(tǒng)所需的調頻機組序列。

四、市場銜接機制

(一)省間與省內交易銜接機制

省間交易優(yōu)先于省內交易組織，省間交易形成的交易合約作為省內交易的邊界。

國家指令性省間交易計劃納入省內優(yōu)先購電規(guī)模，作為網廠購售電合同的一部分優(yōu)先執(zhí)行。按照北京電力交易中心的交易安排，組織省內發(fā)電企業(yè)以市場化方式，優(yōu)先落實年度政府間框架協(xié)議和省間市場化交易，按月出清后形成月度中長期合同電量。根據(jù)省間通道剩余可用能力和新能源消納需求，參與省間月度交易和月內調整交易。按照省間交易曲線，確定發(fā)電企業(yè)省間中長期交易結算曲線。

在現(xiàn)貨市場，根據(jù)省內日前市場預出清結果，參與省間日前現(xiàn)貨交易。省間交易優(yōu)先安排并結算，偏差與省內交易統(tǒng)籌考慮。

(二)中長期與現(xiàn)貨交易銜接機制

1.省內中長期合約電量曲線分解

發(fā)電企業(yè)的網廠合同電量(含省間年度優(yōu)先合同電量)，由 電力調度機構根據(jù)電網運行實際需要月前安排并物理執(zhí)行，按照典型曲線的形狀分解至分時電量。

以雙邊協(xié)商方式交易時，發(fā)電企業(yè)與電力用戶或售電公司可自定義分解曲線，即自行協(xié)商將合約電量分解至分時電量;也可以按典型曲線進行電量分解，形成中長期交易電力電量價格曲 線。以集中競價方式交易時，按典型曲線開展交易。以掛牌方式交易時，按掛牌市場主體提出的曲線或按典型曲線開展交易。

2.月內交易與現(xiàn)貨交易的銜接

月內交易帶曲線開展。在現(xiàn)貨交易開市前，組織執(zhí)行日及以后數(shù)天的月內交易。

(三)現(xiàn)貨市場與輔助服務市場銜接機制

在市場協(xié)調方面，風火深度調峰市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化、一體出清。日前現(xiàn)貨市場出清計算后，若存在棄風、棄光電量， 啟動風火深度調峰市場，依據(jù)集中競價交易結果，安排中標火電機組依次深調，新能源機組等比例增發(fā)，形成考慮深度調峰交易的日前發(fā)電計劃曲線。實時現(xiàn)貨市場與風火深度調峰市場的協(xié)調方式，與日前保持一致，聯(lián)合出清后形成考慮深度調峰交易的實 時發(fā)電計劃。執(zhí)行日后，依據(jù)火電機組的實際深調電量和實時深 度調峰市場的邊際價格進行結算。

調頻市場在機組組合確定后單獨開展。

(四)市場交易與電網運營銜接機制

電網運行：綜合省間交易結果、新能源發(fā)電預測、電網運行約束、電網檢修方式、機組最小出力、其他約束條件要求、非市 場化用戶用電需求預測等因素，電力調度機構安排月度優(yōu)先及基數(shù)電量。

交易組織：中長期交易由電力交易機構負責組織;現(xiàn)貨交易由電力調度機構負責組織。電力交易平臺統(tǒng)一為市場成員提供市場注冊、市場申報、市場結算、合同管理、市場信息發(fā)布等業(yè)務支撐。

安全校核：電力調度機構負責提供電網安全約束和開展安全校核，通過電力交易平臺對外發(fā)布。

交易結算：電力交易機構負責出具結算依據(jù)。電網企業(yè)負責電費結算。

五、新能源消納

在中長期市場，積極為新能源消納創(chuàng)造條件。一是優(yōu)先開展“煤改電”用戶電采暖交易，保障完成清潔供暖的民生需求;二 是建立新能源優(yōu)先替代常規(guī)能源機組的交易機制，組織新能源與常規(guī)能源開展交易，擴大新能源消納空間;三是健全新能源與常規(guī)能源打捆交易機制，形成打捆合約，促進新能源更好地參與中長期交易;四是按照國家可再生能源配額相關要求，開展配額相關交易，未完成配額指標的市場主體通過購買綠色證書方式完成配額。

在現(xiàn)貨市場，初期新能源機組按照“報量不報價”的方式參 與現(xiàn)貨市場。在日前現(xiàn)貨市場中，新能源機組申報其次日的預測發(fā)電曲線(96 點)，保障優(yōu)先出清;實時現(xiàn)貨市場中，電力調度機構將新能源機組的超短期預測出力作為邊界條件，優(yōu)先安排發(fā)電。在結算環(huán)節(jié)，新能源機組日前申報的預測發(fā)電曲線按政府批復價格和中長期交易價格結算。新能源機組的實際發(fā)電曲線與日前申報預測發(fā)電曲線之間的偏差，按照實時現(xiàn)貨市場的價格進行偏差結算。新能源機組發(fā)電預測偏差對電力平衡造成的影響，需承擔相應的經濟責任。隨著現(xiàn)貨市場的不斷發(fā)展，逐步實現(xiàn)新能源機組按照“報量報價”的方式參與市場。

六、價格機制

(一)能量價格機制

省間中長期交易按省間中長期交易規(guī)則確定價格。

省內直接交易按省內中長期交易規(guī)則確定價格。省內優(yōu)先發(fā)電電量、基數(shù)電量的結算價格按政府批復的上網電價執(zhí)行。

現(xiàn)貨市場采用分時電價機制，依據(jù)試運行期間電網阻塞情況適時采用分區(qū)或節(jié)點電價機制。因電網安全約束、供熱需求、政

府要求等形成的必開機組，其必開最小出力以下的部分不參與市

場定價;必開最小出力之上的發(fā)電能力根據(jù)發(fā)電機組的報價參與優(yōu)化出清。

(二)市場限價

為保障現(xiàn)貨市場的平穩(wěn)運行，避免市場價格大幅波動，綜合 考慮發(fā)電企業(yè)運營、市場用戶電價承受能力等因素，設置市場申報價格上下限。

七、計量與結算

(一)電能計量

完善跨區(qū)跨省輸電工程關口側、電廠(機組)上網側及電力用戶售電側的關口計量采集系統(tǒng)，按照結算周期要求，向電力交易平臺推送計量數(shù)據(jù)。

適應現(xiàn)貨市場建設，計量裝置須具備分時電力電量的計量能力，發(fā)電側按機組歸集上網電量。現(xiàn)貨交易以發(fā)電交易單元作為一個交易主體管理。

(二)交易結算

1.發(fā)電企業(yè)結算

對各類交易品種日清分、月結算、年清算。

日清分：按日集成電能量計量采集系統(tǒng)(TMR)計量表底碼 值(96 點)，計算各時段上網電量。日前市場出清結果與中長期交易合約相同的部分按照中長期交易價格結算，日前市場出清結果與中長期交易合約電量偏差部分按日前市場分時價格結算，實際執(zhí)行曲線與日前市場出清結果的偏差部分，按實時市場出清價格結算。

月結算：省間交易按照北京電力交易中心出具的結算單優(yōu)先結算。省內交易按照日清分累計結果結算。考慮輔助服務費用、資金平衡等因素后，按月出具結算依據(jù)。

年清算：年度結束后，考慮計量差異、結算爭議等因素，對全年結算情況進行清算。

2.電力用戶(售電公司)

用電側，日清分、月結算、年清算。電力用戶日前申報曲線與其中長期交易結算曲線的偏差部分，按照日前現(xiàn)貨市場的分時價格進行結算;電力用戶實際用電曲線與其日前申報曲線的偏差部分，按照實時現(xiàn)貨市場的分時價格進行結算。

零售用戶按照與售電公司約定的價格進行結算，電網企業(yè)抄表到戶、收費到戶。售電公司的結算電費，為所代理用戶在零售市場支付的電費與售電公司在批發(fā)市場應支付電費的差額。偏差電量責任由售電公司與零售用戶在協(xié)議中約定。

3.市場運行費用平衡機制

省內現(xiàn)貨市場中，由于計劃與市場雙軌制形成的偏差費用、成本補償費用等，依據(jù)省內各市場用戶的用電量比例按月進行返還或分攤。電網公司不獲利、不分攤。

八、信息披露

電力交易機構會同電力調度機構，根據(jù)政府主管部門發(fā)布的信息披露相關文件要求，統(tǒng)一通過山西電力交易平臺向市場主體發(fā)布市場交易以及電網運行等各類信息。各市場成員應當按規(guī) 定，統(tǒng)一通過山西電力交易平臺披露有關信息，并對所披露信息 的準確性、及時性和真實性負責。

九、市場運營風險防控

(一)防范電網運行風險

當出現(xiàn)電網安全緊急狀況、供需嚴重失衡、市場價格異常波動等情況時可采取市場中止措施，上報政府相關部門，同時免除電網企業(yè)責任。對于不可抗力(如自然災害、電網安全約束、電網或發(fā)電企業(yè)重大設備事故、國家重大政策變化等)對市場有關方產生的影響，免除電網企業(yè)責任。

(二)防范市場運營風險

建立市場力監(jiān)測機制，防止發(fā)生操縱市場的行為。優(yōu)化燃氣、煤層氣等高價機組電價補貼機制，促進不同成本機組同臺競爭。建立售電公司履約保函制度，防范市場履約風險。

(三)建設電力市場信用體系

研究構建山西電力交易市場主體評價指標體系，開展信用評價，將結果上報山西能源局、山西能監(jiān)辦，并與第三方征信機構和行業(yè)協(xié)會共享，共同做好守信激勵和失信懲戒工作。

(四)建立科學的市場監(jiān)管機制

電力交易機構會同電力調度機構，配合山西能源局、山西能 監(jiān)辦做好市場監(jiān)管有關工作，對市場主體行為、市場力等進行監(jiān)

控分析，及時提出監(jiān)管建議，協(xié)助落實有關監(jiān)管措施。

十、加強市場技術平臺支撐能力

加強山西電力市場技術支撐平臺建設，支撐市場交易各項業(yè)務通過平臺規(guī)范透明、公平開放在線開展，市場主體通過交易平臺便捷高效參與市場，實現(xiàn)市場交易的平臺電子化運作。

山西電力市場運營技術平臺由電力市場交易技術支撐平臺、調度技術支持系統(tǒng)中現(xiàn)貨及相關市場功能共同支撐。山西電力市場交易技術支撐平臺為市場成員提供市場注冊、市場申報、中長期交易組織、市場結算、合同管理、市場信息發(fā)布等業(yè)務支撐。調度技術支持系統(tǒng)現(xiàn)貨及相關市場功能提供現(xiàn)貨交易組織、現(xiàn)貨交易出清、安全校核、阻塞管理、交易執(zhí)行等業(yè)務支撐。

為支撐山西電力市場深化建設，按照“統(tǒng)一設計、兩級運作” 原則，依據(jù)統(tǒng)一的“云架構+微應用”設計和標準化服務接口， 建立涵蓋市場服務、市場出清、市場結算、市場合規(guī)和系統(tǒng)管理五大功能應用的新一代電力市場運營平臺。結合新一代調度技術支持系統(tǒng)建設，按照現(xiàn)貨市場規(guī)則，完善調度技術支持系統(tǒng)安全約束機組組合、經濟調度、不同時間跨度可用輸電能力(ATC) 推送、現(xiàn)貨交易組織、電能量與輔助服務市場集中聯(lián)合出清等功能，有力支撐市場運行。

建立面向服務、滿足數(shù)據(jù)即時共享和業(yè)務互動需求的縱橫向數(shù)據(jù)交互及管控平臺。

十一、推進步驟

按照“總體設計、分步實施”的原則，分兩個階段組織實施。

(一)第一階段

第一階段(2018 年-2020 年)，建立年度及以上、月度、月內等多周期的中長期交易機制，穩(wěn)定電力供應;建立“發(fā)電側報 量報價”競爭、用電側參與、全電力優(yōu)化的日前、實時現(xiàn)貨市場， 調節(jié)供給，保障電力平衡;優(yōu)化輔助服務市場交易機制，調頻輔助服務與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。到 2020 年底，建成省間、省內交易有效協(xié)調，中長期、現(xiàn)貨、輔助服務交易有序銜接的電力市場體系。

(二)第二階段

第二階段(2021 年以后)，持續(xù)優(yōu)化完善新一代平臺，建成規(guī)范、高效、便捷、智慧的山西電力交易平臺;健全完善現(xiàn)貨市場功能，逐步建立“發(fā)電側報量報價、用戶側報量報價”的日前、實時現(xiàn)貨市場;適時建立容量、輸電權等市場，形成各類市場主體全面參與各類交易的市場運行體系。