山西省能源局国家能源局山西监管办公室关于印发《电力市场规则体系（V14.0）》的通知

关于印发《电力市场规则体系（V14.0）》的通知

晋能源规〔2024〕1号

国网山西省电力公司，山西地方电力有限公司，山西电力交易中心有限公司，各经营主体：

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局加快推进电力现货市场建设的精神，按照《山西省人民政府办公厅关于印发山西省电力市场运营管理办法的通知》（晋政办发〔2022〕87号）要求，在广泛征求各经营主体意见建议的基础上，经电力市场研讨专班分组研讨，并经山西省电力市场管理委员会2023年第二次工作会议表决通过后，修订形成了《电力市场规则体系（V14.0）》，现予以印发，自2024年2月1日起施行，有效期1年，请遵照执行。山西省能源局、山西能源监管办根据市场运行情况依职责开展规则修订工作。

电力市场规则体系（V14.0）

2024年1月24日

（此件主动公开）

总目录

0.电力市场规则体系V14.0修订说明

1.电力市场准入与退出管理实施细则

2.电力市场计量管理实施细则

3.电力市场信用管理实施细则

4.电力零售市场实施细则

5.电力现货市场实施细则

8.电力市场电费结算实施细则

9.省间电力现货市场购电交易实施细则

10.电力现货市场第三方运行监测评估实施细则

11.绿色电力交易实施细则

12.参与编制人员

电力市场规则体系V14.0修订说明

按照《山西省人民政府办公厅关于印发山西省电力市场运营管理办法的通知》（晋政办发〔2022〕87号）要求，省能源局、山西能源监管办按照程序对电力市场规则体系V13.0版本进行修订，形成了V14.0版本。具体修订内容如下：

一、《电力市场准入与退出管理实施细则》

（一）原规则：5.4虚拟电厂的基本权利和义务

（一）按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同；

修订为：（一）按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算。

新增：

5.6独立新型储能的基本权利和义务

（一）按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算；

（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；

（五）法律法规规定的其他权利和义务。

5.7抽水蓄能的基本权利和义务

（二）原规则：6.2.1发电企业

无

新增内容：地调小电厂参与条件

（5）选择参与市场的地调小电厂不再分配优先发电量，全电量参与市场交易。

（三）原规则：6.2.4虚拟电厂

（1）虚拟电厂运营商应为已取得售电资质，并在电力交易平台正式注册的售电公司。

...

（3）“负荷类”虚拟电厂聚合资源，已在电力交易平台注册生效选择参与电力交易的用电企业。负荷资源参与虚拟电厂测试前，应与虚拟电厂具备生效的绑定关系，绑定关系不得低于6个月。

修订为：（1）虚拟电厂运营商应为已取得售电资质，并在电力交易平台正式注册的售电公司，或具有山西电力市场交易资格的电力批发用户。

....

（3）“负荷类”虚拟电厂聚合资源，已在电力交易平台注册生效选择参与电力交易的用电企业。

（四）原规则：6.2注册条件

新增内容：

6.2.5独立新型储能

（1）签订并网调度协议，接入调度自动化系统可被电网监控和调度。

（2）具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，并在电网企业营销系统完成发电客户编号注册、备案。

6.2.6抽水蓄能

（五）原规则：7.市场注册

独立新型储能、抽水蓄能向电力交易机构提出参与电力市场交易申请，在当月15日前转入商业运营后，向山西电力交易中心提供转商运佐证材料，经向市场公布后，纳入经营主体目录，次月可参与市场交易。

地调公用火电厂参与市场设置三个月过渡期，过渡期满后选择进入市场的，两年内不得退出；过渡期内选择退出市场的，两年内不得再申请入市。每月15日前办理参与市场交易申请的地调公用火电厂，经向市场公布后，纳入经营主体目录，次月可参与市场交易。

（六）原规则：7.市场注册

发电企业向电力交易机构提出参与电力市场交易申请，按规定程序纳入市场主体准入目录。对于新投产的新能源企业，在当月15日前获得发电业务许可证后，应及时通知省电力公司调控中心和山西电力交易中心，经向市场公布后，次月起自动准入现货市场，参与现货市场交易。

修订为：发电企业向电力交易机构提出参与电力市场交易申请，按规定程序纳入经营主体准入目录。对于新投产的发电企业，在获得发电业务许可证后，向交易机构提出入市申请，原则上交易机构每月第5个工作日对外公示申请入市发电企业名单，公示无异议后，次月起参与电力市场交易。

（七）原规则：7.1注册程序

拟参与电力市场交易的发电企业、售电公司、虚拟电厂、电力用户等各类主体，均需在电力交易机构进行市场注册。经电力交易机构完整性核验后，获得交易资格和交易权限。

修订为：

拟参与电力市场交易的发电企业、售电公司、虚拟电厂、电力用户、独立新型储能、抽水蓄能等各类主体，均需在电力交易机构进行市场注册。办理市场注册时，经营主体需提供证件的原件扫描件、电子营业执照等资料信息，经电力交易机构完整性核验后，获得交易资格和交易权限。

（八）原规则：7.1.1发电企业注册

（3）电力交易机构以短信方式通知自助注册的发电企业注册生效。

修订理由：根据实际情况修订。

（九）原规则：7.1注册程序

7.1.5独立新型储能、抽水蓄能

（1）新投产独立新型储能、抽水蓄能在并网前，向电力交易机构提交注册申请，以便于结算工作正常开展。

（十）原规则：7.1.2电力用户注册

（2）电力用户在交易平台网站自助注册，申请注册账号，注册时需要提供的注册资料包括但不限于：营业执照、法定代表人身份证。

修订为：（2）电力用户在交易平台网站自助注册，申请注册账号，签署《关于终止与电网企业代理购电关系的告知书》上传交易平台，注册时需要提供的注册资料包括但不限于：营业执照、法定代表人身份证等。

（十一）原规则：7.1.4售电公司注册

修订理由：依据《售电公司管理实施细则》有关条款修订。

（十二）原规则：8信息变更

8.6独立新型储能、抽水蓄能信息变更

（十三）原规则：8.3电力用户信息变更

电力用户发生并户、销户、过户、改名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，市场主体应当在电网企业办理变更的同时，在电力交易机构办理注册信息变更手续。

（1）对已直接参与市场交易主体的新增用电户号，可随时在交易平台进行注册补录，电网企业在接收到交易中心推送的注册补录用电户号信息后，注册补录的用电户号随主体参与当月市场化交易结算。从接收到注册补录用电户号的次日起，新增用电户号电量参与现货分时计算，在此之前的电量纳入月度调平电量进行结算。

（2）对已直接参与市场交易主体下的用电户号，其新增计量点直接随现有主体参与当月市场化交易结算，当月执行主体交易价格。自业务办理完毕的次日起新增计量点电量参与现货分时计算，在此之前的电量纳入月度调平电量进行结算。

（4）对用户发生更名或过户的，当月应按原用户与售电公司约定的零售套餐进行电费结算。自次月起，对用户统一社会信用代码未发生变化的，维持与原售电公司的绑定关系。对用户统一社会信用代码发生变化的，经用户在电力交易平台办理变更手续后，按新增直接参与市场交易主体或已直接参与市场交易主体新增用电户号办理。

（5）对用户发生并户的，并户前按原户分别进行电费结算，并户后按照主户交易信息进行结算，用户与售电公司须就变更后市场化价格执行造成的影响协商一致。

（6）对用户发生分户的，对用户变更前后进行分段结算，分户前按原户进行电费结算，分户后新增的用电户号按新装用电办理，用户与售电公司须就变更后市场化价格执行造成的影响协商一致。

电力用户发生并户、销户、过户、改名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，原用户应与新用户、售电公司就变更产生的影响协商一致。原则上经营主体应在电网企业办理变更前妥善处置自身已签订尚未执行的市场化合同，并同时在电力交易机构办理注册信息变更手续，未按规定办理上述业务引发的经济责任、法律后果由经营主体自行承担。

（4）对用户发生更名的，保持原有市场身份不变，对于已签订的零售合同须继续执行。对用户发生过户的，新用户自愿选择是否直接参与市场交易。

（5）对用户发生并户的，并户前按原户分别进行电费结算，并户后按照主户市场化身份信息进行结算，用户与售电公司需就变更后市场化价格执行造成的影响协商一致。

（6）对用户发生分户的，原用户维持其与售电公司代理关系，新用户自愿选择是否直接参与市场交易。

修订理由：优化零售用户信息变更与零售交易的衔接。

（十五）原规则：8.4虚拟电厂信息变更

（十六）原规则：8.5.1一般变更

售电公司申请注册信息一般变更的，电力交易机构在5个工作日内完成信息变更材料核验，核验通过后变更自动生效。

修订为：售电公司申请注册信息一般变更的，电力交易机构在7个工作日内完成信息变更材料核验，核验通过后变更自动生效。

修订理由：与《售电公司管理实施细则》保持一致

（十七）原规则：8.5.2重大变更

修订理由：与《售电公司管理实施细则》保持一致。

（十八）原规则：9.1.1申请退出条件

地调公用火电厂申请自愿退出时，仍持有电力交易批发市场合约的，应通过合同转让、回购交易处置后续合约。

（十九）原规则：9.4停牌复牌

因欠费原因致使停牌的，考虑其妥善处置所持有合同的情况，暂不暂停其合同回购、转让交易资格，允许其与合同对方开展回购交易，或将所持有的合同转出至其他市场主体，但不允许转入新合同。

（二十）原文：9.4停牌复牌

（4）存在恶意报价、伪造合同等扰乱市场秩序行为的；

（4）存在恶意报价、伪造合同等扰乱市场秩序行为的，或出现司法机关介入事项，且事项涉及电力交易业务的售电公司；

修订理由：

二、《电力市场计量管理实施细则》

原规则：3.引用文件

修订内容：

补充支撑文件：《中华人民共和国计量法实施细则》（中华人民共和国国务院令2022年第752号）

三、《电力市场信用管理实施细则》

原规则：1至7章。

按照山西省能源局、山西省发展改革委、山西能源监管办三部门联合印发的《售电公司信用评价管理及信用分级分类监管办法》（晋能源规发〔2023〕4号）进行适应性修订。

四、《电力零售市场管理实施细则》

（一）原规则：4.术语定义

电力零售交易板块：指为更好的服务各类零售用户购电，电力零售市场按照绿色属性、行业类别、用户规模等维度划分的交易区域，各个零售交易板块是电力零售市场的子集。

7.2零售交易板块

电力零售市场按照绿色属性、用电规模、用户类别等维度设置零售交易板块，例如绿色权益板块、虚拟电厂板块、中小用户板块等。对于不同板块，交易机构可以根据套餐类型、信用等级、价格区间，以及套餐下单条件等设置相应的交易约束，并以交易公告或者通知形式向经营主体发布。

修订理由：提升用户参与电力零售交易便捷度。

（二）原规则：5.1零售用户5.2售电公司

零售用户增加权责：与售电公司沟通企业用电信息变更情况。

售电公司增加权责：向已签约的零售用户宣传电力市场政策规则，并提供市场服务、用电指导等，主动与零售用户沟通了解企业用电信息变化。

（三）原规则：6.2电力用户身份管理

（1）直接参与市场交易的用户。按照电力用户参与购电的市场与方式不同，直接参与市场交易的用户按月自愿选择确定身份类型，可选择类型有三类，分别为批发用户、零售用户、执行电网企业代理购电价格1.5倍的用户。

修订为：6.2电力用户身份管理

（1）直接参与市场交易的用户。按照电力用户参与购电的市场与方式不同，直接参与市场交易的用户按月自愿选择确定身份类型，可选择类型有三类，分别为批发用户、零售用户、执行电网企业代理购电价格1.5倍的用户。电力交易机构按月将市场化用户范围信息（包括批发用户、零售用户及1.5倍代理购电用户）推送至电网企业，电网企业依据范围信息进行用户类型认定。

修订理由：细化直接参与市场交易用户、代理购电用户信息交互原则。

（四）原规则：6.2.2电力用户身份转换机制

修订为：6.2.2电力用户身份转换机制

修订理由：优化国网代理购电用户身份转换周期。

（五）原规则：6.2.2电力用户身份转换机制

（2）直接参与市场交易的用户。电力用户可在每月15日前，自愿转换次月身份类型……

（2）直接参与市场交易的用户。电力用户可在每月零售交易截止日期前，自愿转换次月身份类型……

（六）原规则：6.2.2电力用户身份转换机制

非自主意愿入市交易用户。经政府执法部门或司法机关认定零售用户非自主意愿入市交易的，自法律文书生效后，由零售用户自主决定是否继续参与零售交易或批发交易，选择不继续入市参与交易的零售用户，交易机构根据法律文书强制解除用户与售电公司签订的零售合同未执行部分，并将其身份转为电网代理购电用户。同时，电力交易机构将法律文书副本及用户选择结果推送至电网企业。

（5）批发与零售交易准入机制

零售用户、电网代理购电用户、执行电网代理购电价格1.5倍用户转为批发用户的，身份转换生效后可参与尚未组织的次月批发市场交易，直至该用户转换为其他身份。电网代理购电用户、执行电网代理购电价格1.5倍用户、批发用户转零售用户的，身份转换生效后可参与次月零售市场交易。

（八）原规则：7.1.5分类型用户套餐选取

（3）10千伏及以上电压等级电气化铁路牵引用户用电可与售电公司自主选择是否签订带分时属性的零售套餐。

（3）10千伏及以上电压等级电气化铁路牵引用户用电可自主选择是否签订带分时属性的零售套餐。电气化铁路牵引用户的非牵引用电部分随电气化铁路牵引用户主体自主选择是否签订带分时属性的零售套餐。若签订非分时套餐，其非牵引用电部分仍执行政策性峰谷电价。

修订理由：根据《山西省能源局电力运行分析月度例会会议纪要》（〔2023〕第4次），细化电气化铁路用户套餐约定原则。

（九）原规则：7.2交易方式

7.3.2双边确认零售套餐交易方式

在标准化零售套餐交易方式的基础上，零售用户（绿电用户）下单购买套餐后，需经售电公司确认后生成的零售合约生效。

7.2.3零售用户意向发布

在标准零售套餐交易与双边协商议价交易的基础上，零售用户可以通过平台向所有或者部分售电公司公开零售套餐交易意向与需求（仅售电公司与发布用户可见），包括意向交易周期、月度预计用电量、是否约定电量、是否联动等内容。具备条件时，启动用户零售套餐挂牌“招标”交易模式。通过该交易方式形成的零售套餐参考售电公司发布零售套餐有关规则执行。

修订理由：为了更好的促进零售交易的灵活性，提升购售双方交易双方的公平地位。

（十）原规则：7.3.12解约方式及解约金

零售套餐中提供单方解约（试运行初期暂不执行）、双方协商解约2种解约模式。

2）双方协商解约。零售用户购买的零售套餐无单方解约条款，需提前终止合同时，由零售用户与售电公司双方自行协商解约事宜，对于确定提前终止的合同，须通过平台由一方发起，另一方确认，正式终止后续零售关系。

7.4.12解约方式及解约金

零售套餐中提供违约金解约、限时无理由解约、双方协商解约3种解约模式，售电公司可配置含限时无理由解约模式的套餐。

2）限时无理由解约。售电公司可配置含限时无理由解约的套餐，无理由解约的时限暂不超过3天。零售用户可在当月交易零售合同解约截止日期前，自购买时刻起至无理由解约时限内，对约定含限时无理由解约合同无条件解除。

3）双方协商解约。售电公司与零售用户在签订零售合同时，未签订违约金解约、限时无理由解约条款的，因实际情况需要，零售用户需提前终止合同时，由零售用户与售电公司双方自行协商解约事宜，对于确定提前终止的合同，须通过平台由一方发起，另一方确认，正式终止后续零售关系。

（十一）原规则：7.3.2.2电价参数

原规则：

2）不分时段的价格浮动值包括电网代理购电价格（参考按月公开发布价格，含保障居民农业用电价格稳定的新增损益折价）、月度集中竞价各时段出清电价算术平均值。

（3）偏差电量电价参数约束

对约定电量的套餐，正偏差电量电价参数应大于等于约定合约电量的电价参数，负偏差电量电价参数应小于等于约定合约电量的电价参数。

2）不分时段的价格浮动值包括电网代理购电价格（在按月公开发布价格的基础上，按照四舍五入原则，保留元/兆瓦时的2位小数，下同）、月度集中竞价各时段出清电价算术平均值、月度分时段集中交易（含集中竞价、滚动撮合）按日历天数加权出清电价算术平均值、月度及各旬分时段集中交易（含集中竞价、滚动撮合）按日历天数加权出清电价算术平均值。

偏差考核价格参数采用固定价格值，偏差考核价格参考范围为0-5元/兆瓦时，售电公司与零售用户自行配置正负偏差免除比例。

修订理由：一是随第三监管周期输配电价政策调整删除保障居民农业用电价格稳定的新增损益折价；二是调整偏差考核价格范围。

（十二）原规则：7.4.5零售用户下单确认

（十三）原规则：8.1零售合同生成与签订

（十四）原规则：8.3零售合同提前解除

（十五）原规则：9.5结算电价

零售市场用户若与签约的售电公司在电力交易平台签订带有分时段属性的零售套餐，零售用户的分时段市场化用电量以售电公司与其签订的分时电价作为结算价格（组合价格套餐以最终计算所得分时电价作为结算价格），并执行平段输配电价。未签订带有分时段属性的零售套餐的零售用户，结算时购电价格需在约定价格的基础上按晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例执行，同时输配电价也相应浮动。售电公司的售出电价，按其与零售用户约定的零售套餐价格结算。

9.6.3月结算

9.6.3.1零售用户

修订为：9.5结算电价

零售用户若与签约的售电公司在电力交易平台签订带有分时段属性的零售套餐，零售用户的分时段市场化用电量以售电公司与其签订的分时电价作为结算价格（组合价格套餐以最终计算所得分时电价作为结算价格），不执行晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷。未签订带有分时段属性的零售套餐的零售用户，结算时购电价格需在约定价格的基础上按晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。售电公司的售出电价，按其与零售用户在电力交易平台签订的零售套餐价格结算。

以月度为周期开展零售市场结算。

（十六）原规则：9.6结算流程

9.6.4电量电费退补

零售用户追退补结算电费：当历史月份结算电量出现偏差时，以差错月退补电量对应区间的零售电价计算退补电费。

9.6结算流程

对零售分时用户发生电量追退补的，相应调整差错月零售分时用户“调平电价”“组合价格综合结算差价”等。

（十七）原规则：12.附则

12.2法律影响

零售合同双方通过司法途径解决纠纷，政府执法部门或司法机关出具判决结果的，经营主体涉及经营主体身份、零售合同调整及解除等事项，可凭判决结果向交易机构提出相应的变更申请，经政府主管部门认定，由交易机构执行。同时，电力交易机构将法律文书副本及用户选择结果推送至电网企业。

（十八）原规则：12.1政策影响

（十九）原规则：12.2.1与电力批发市场衔接

在批发交易与零售交易的时序衔接方面。分阶段放开批零时序衔接，初期年度、季度（多月）交易仍保持先零售后批发的交易时序，月度零售交易向月末延伸，逐步实现零售市场连续开市。

（二十）原规则：12.2.2与“负荷类”虚拟电厂衔接

自参与虚拟电厂类型交易月份起，虚拟电厂与聚合的负荷资源签订的零售合同原则上不得低于6个月，或者截止到当年年底。

（二十一）原规则：12.2.2与“负荷类”虚拟电厂衔接

12.2零售市场衔接

12.3.2与“负荷类”虚拟电厂衔接

Q零售用户，月，h为当月虚拟电厂调节时段零售用户实际用电量；

P虚拟电厂中长期净合约，月，h为当月虚拟电厂运营商调节时段中长期合约结算均价；

P虚拟电厂电能量，月，h为当月虚拟电厂运营商调节时段批发市场电能量结算均价；

虚拟电厂运营商与绑定零售用户在零售市场分时套餐价格的上限价与7.4.4套餐价格约束保持一致，下限价为0。根据市场运行实际，适时调整零售市场价格区间。

待虚拟电厂运行逐步成熟后，虚拟电厂与聚合资源可参与日前和日内96点零售市场分时段交易，将现货市场的波动价格信号在日前或日内实时传导至终端零售电力用户，提升虚拟电厂对所聚合可调资源的管理能力。

修订理由：根据《山西省能源局电力运行分析月度例会会议纪要》（〔2023〕第6次），完善虚拟电厂零售管理细则。

（二十二）修订零售合同模板

按照违约金解约方式，修订完善零售合同模板中有关“合同生效、变更和解除”的有关条款，明确解约执行具体细节及购售双方的责任条款、及交易机构免责条款。

五、《电力现货市场实施细则》

（一）原规则：7.3.1发电机组申报交易信息

1）火电机组申报

地调公用火电厂参与现货市场规则：

对于地调公用火电厂，考虑其参与平衡的范围和实施的技术条件，以“不报量不报价”的方式作为价格接受者参与实时现货市场，不参与日前市场。地调公用火电厂的实际出力曲线与中长期交易曲线的偏差部分，按照实时现货市场价格进行结算。地调公用火电厂需按规则参与市场运营费用的分摊与返还。

（二）原规则：7.4.3.2识别和处置

1.在市场监测中发现以下情形的，电力调度机构启动持留行为识别：

（七）经营主体利用市场份额和优势地位，通过容量持留、报价持留等方式操纵市场价格；

（八）同一集团内的不同发电企业利用电网阻塞集中转入或转出中长期交易合同以赚取现货节点电价价差收益的行为；

（九）经营主体以抬高或压低某日或某个时段的交易价格为目的，连续买入或卖出合同，以操纵市场价格；

（三）原规则：8.7实时运行调整

实时市场运行阶段，因保障电网安全等人工调整机组出力偏离实时市场出清结果时，相应时段该机组的节点电价调整为出力所在容量段的报价，保障机组收益不受影响。

修订为：实时市场运行阶段，因保障电网安全或保障电力平衡等人工调整机组出力偏离实时市场出清结果时，如实际出力高于日前计划出力，相应时段该机组的节点电价调整为实际出力所在容量段的报价和1.2倍的统一结算点出清电价（调整后电价不超过1500元/兆瓦时）的较小值；如实际出力低于日前计划出力，相应时段该机组的节点电价不作调整，调整后的机组出力作为市场出清边界，该机组作为市场价格接受者。

（四）原规则：9.现货市场信息披露。

修订理由：依据国家政策规则调整。

（五）原规则：9.2.日前、实时市场出清完成后发布

市场出清信息，包括各时段出清电价（节点边际电价市场应当披露所有节点的节点边际电价以及各节点边际电价的电能量、阻塞等各分量价格）、出清电量，调频里程价格，备用容量，输电断面约束及阻塞情况等。

市场出清信息，包括各时段出清电价（节点边际电价市场应当披露所有节点的节点边际电价以及各节点边际电价的电能量、阻塞等各分量价格）、出清电量，调频里程价格，备用容量，输电断面约束及阻塞情况，用户侧日前申报总加曲线等。

（六）原规则：10.4.价格异常处理机制

市场力缓解措施

为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，日前市场出清后需进行市场力检测。通过市场力检测的发电机组报价被视为有效报价，可直接参与市场出清，未通过市场力检测的发电机组采取市场力缓解措施后，可参与市场出清。市场力缓解措施包括调整限价范围、进行申报价格替代，以及选取近一段时期现货市场平均价格进行结算等。

建议修订为：为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，日前市场出清后需进行市场力检测。通过市场力检测的发电机组报价被视为有效报价，可直接参与市场出清，未通过市场力检测的发电机组采取市场力缓解措施后，可参与市场出清。市场力缓解措施包括调整限价范围、进行申报价格替代，以及选取近一段时期现货市场平均价格进行结算等，并且各节点的日96点结算均价不超过省电力主管部门确定的市场二级限价或市场调控价格。

（七）原规则：无。

新增：日前出清概况中披露每日火电机组必开容量和必停容量概况。

修订理由：现交易平台已披露每台机组的启停情况，暂无法快速获取每日总体必开和必停（含总检修容量）概况。

（八）原规则：11.风险防范和控制

新增内容：11.1二级价格限值

根据我省经济社会承受能力，为激励投资，引导用户侧削峰填谷，提高电力保供能力，防范市场运行风险，设置二级价格限值。

（1）二级价格限值形成方式（见附件）。按照燃料成本数据等计算得到二级价格限值上限Psec_upper元/兆瓦时，暂定为566元/兆瓦时。结合燃料成本变化等，适时调整并发布。

（2）二级价格限值执行方式。当现货日前市场或实时市场出清的用户侧统一结算价的算术平均值超过Psec_upper元/兆瓦时时，日前和实时市场信息披露的现货出清价格不变，在结算时，将用户侧96点统一结算价按等比例缩小，直至用户侧96点统一结算价的算术平均值等于Psec_upper元/兆瓦时，相对应地将发电侧各节点的96点结算电价按相同的比例缩小，以发、用两侧缩小后的价格开展电能量及各项市场运营费用结算（当某运行日仅日前用户侧算术均价超过Psec_upper元/兆瓦时时，对日前价格进行缩小；仅实时用户侧算术均价超过时，对实时价格进行缩小；日前及实时用户侧算术均价都超过时，都进行缩小）。

（3）结合市场运行实际，适时优化完善二级价格限值形成及执行方式。

（一）原规则：6.1.1.2外送通道配套电源认购交易

国家明确为外送通道的配套电源，在送电价格、送电量和电力曲线（或者曲线形成方式）由政府间协议明确或者双方政府已达成一致的情况下，电力交易机构可先通过北京电力交易平台完成配套电源总电量认购，随后组织配套电源开展认购交易，也可由市场主体直接参与北京电力交易中心组织的配套电源省间交易。配套电源仅参加对应外送通道的省间交易，不参加其他通道外送交易。配套电源和其他机组均可参与外送合同转让交易，按照本细则合同转让条款执行。

修订意见：1.1.1.2.外送通道配套电源认购交易

国家明确为外送通道的配套电源，在送电价格、送电量和电力曲线（或者曲线形成方式）由政府间协议明确或者双方政府已达成一致的情况下，电力交易机构可先通过北京电力交易平台完成配套电源总电量认购，随后组织配套电源开展认购交易，也可由经营主体直接参与北京电力交易中心组织的配套电源省间交易。配套电源仅参加对应外送通道的省间交易，不参加其他通道外送交易。配套电源和其他机组均可参与外送合同转让交易，按照本细则合同转让条款执行。

晋北风电基地项目应优先参与雁淮直流外送交易，如有剩余发电能力可参与省内交易。原则上按照大小风季节确定分月申报外送电量（小风季6-9月，大风季1-5、10-12月），确保完成政府间协议电量或双方政府已达成一致的电量规模。若晋北风电外送江苏电量未达计划且电力平衡裕度满足要求时，不足部分由晋北风电基地配套电源项目按剩余有效容量进行分摊。

（二）原规则：6.1.5抽水蓄能电站容量电费认购交易9.1.3.抽水蓄能电站容量电费认购交易

修订为：删除内容。

（三）原规则：6.4.3中长期分时段交易价格约束

日滚动交易仅设定最低和最高限价，不进行逐个时段限价；最高、最低限价，逐时段最高、最低限价按分时基准价+上下浮动方式形成，分时基准价由我省燃煤发电基准价乘以现货交易峰谷系数确定。

（四）原规则：8.3新能源参与省间交易时段电量约束

新能源企业参加省间交易时，应在自身发电能力范围内进行申报，确保可以按照成交后的省间交易曲线送电。考虑到新能源企业发电的不确定性，为保证省间送电的稳定性，新能源企业与火电企业在单次省间交易中，新能源企业各时段申报电量应不超过标的电量的10%，光伏企业可申报时段（白天）可放宽至20%，超过时按照等比例原则核减。政府间协议明确新能源企业送电电量的，按照政府间协议执行。

修订为：2.1.新能源参与省间交易时段电量约束

在预期可完成国家可再生能源电力消纳责任权重考核要求的前提下，优先组织省间绿电交易。新能源企业参加常规省间交易时，应在自身发电能力范围内进行申报，确保可以按照成交后的省间交易曲线送电。考虑到新能源企业发电的不确定性，为保证省间送电的稳定性，新能源企业与火电企业在单次省间交易中，新能源企业各时段申报电量应不超过标的电量的10%，光伏企业可申报时段（白天）可放宽至20%，超过时按照等比例原则核减。政府间协议明确新能源企业送电电量的，按照政府间协议执行。

（五）原规则：8.4.3火电企业缺额申报约束

新增内容：2.2.3.火电企业缺额申报约束

（六）原规则：8.4.5用户侧交易申报约束

内容：对参与普通交易的用户侧的多月及以上交易（含新能源）分解至月度的成交电量之和设置超额回收：用电侧多月及以上交易（含新能源）分解至月度的成交电量之和暂定为不得超过当月实际用电量的60%。

修订为：2.2.5.用户侧交易申报约束

（七）原规则：9.3.5.1合约转让交易与回购交易的衔接

（八）原规则：9.3.6代理购电月内交易

代理购电月内交易定位为调整月度交易偏差，在普通分时段下旬集中竞价交易前开展，包括月内直接交易和月内回购交易，且当月仅能开展月内直接交易、月内回购交易中的一种，在电力交易机构月度交易公告中明确。其中，月内直接交易根据月内实时监测的实际保量保价优发电量和用电量情况，确定月内直接交易挂牌电量，成交不足时分摊方式同年度、月度交易；月内回购交易根据回购规模，按等比例原价回购原则，优先回购当月下旬发电企业持有的代理购电月度交易合同电量，不能满足回购规模时再回购当月下旬年分月合同电量。原则上，代理购电月内交易在普通分时段下旬交易前开展，月内交易引起的月度代理购电价格变化纳入偏差电费滚动传导。

3.交易组织

七、《电力市场电费结算实施细则》

（一）原规则：5.1结算模式

5.1.7电网企业对批发用户在M+6日内开展电费预结算，先按其中长期交易合约均价及实际用电量进行预结算并收费；若批发用户未参与中长期交易，则按照批发市场中长期合约均价进行预结算并收费；现货月度账单发布后，形成的最终结算结果与预结算结果之间的差额电费随次月电费一并发行。

修订为：5.1结算模式

5.1.7电网企业对批发用户、入市后独立储能及抽水蓄能下网电量在M+6日内开展电费预结算，先按其中长期交易合约均价及实际用电量进行预结算并收费；若批发用户未参与中长期交易，则按照批发市场中长期合约均价进行预结算并收费；现货月度账单发布后，形成的最终结算结果与预结算结果之间的差额电费随次月电费一并发行。

修订理由：增加独立储能、抽水蓄能下网电量预结算价格。

（二）原规则：5.1结算模式

5.1.10地调公用火电厂以“不报量不报价”的方式作为价格接受者参与实时现货市场，不参与日前市场。地调公用火电厂的实际出力曲线与中长期交易曲线的偏差部分，按照实时现货市场价格进行结算。初期暂不参与市场调节类、运行监测类市场运营费用的回收和分摊，参与成本补偿类、市场平衡类市场运营费用的分摊。

地调小电厂参与市场运营费用的分摊与返还（现货规则增加内容）。

（三）原规则：5.5结算电价

5.5.5参与市场交易的发、用电企业，在中长期交易合同签订时，应同时申报用电曲线、分时段电量电价，以反映发、用电曲线特性和分时价格差异。我省现货交易未开展期间，市场化用户（含直接参与批发市场的电力用户、零售市场用户及电网企业代理购电的工商业用户）交易价格、输配价格按《山西省发展和改革委员会关于完善分时电价机制有关事项的通知》（晋发改商品发〔2021〕479号）规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。

5.5.6现货交易开展期间，参与现货交易的批发用户按现货市场规则执行，其交易价格由市场化方式形成，但要合理设定限价标准，促进市场形成有效的分时电价信号。参与现货交易的批发用户执行平段输配电价。鼓励零售市场用户与绑定的售电公司约定带有分时属性的零售套餐，零售市场用户若与绑定的售电公司在电力交易平台约定了带有分时属性的零售套餐，以售电公司与其约定的零售套餐电价作为结算价格，约定带有分时属性的零售套餐的零售市场用户执行平段输配电价；零售套餐未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时电力用户购电价格（含输配电价）按晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。售电公司的售出电价，按其与零售市场用户在电力交易平台约定的零售套餐价格结算。暂不直接参与现货市场的低压用户，其购电价格（含输配电价）按晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。

5.5.7电网代理购电用户用电价格（含输配电价）暂按晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例执行，随保量保价优先发电电量市场化情况，逐步过渡到按市场规则申报用电曲线及分时段电量电价。

修订为：5.5结算电价

5.5.5参与市场交易的发、用电企业，在中长期交易合同签订时，应同时申报用电曲线、分时段电量电价，以反映发、用电曲线特性和分时价格差异。

5.5.6我省现货交易未开展期间，批发用户的购电价格按晋发改商品发〔2021〕479号规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。

5.5.7现货交易开展期间，参与现货市场的批发用户按现货市场规则执行，其交易价格由市场化方式形成，不执行晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例。暂不直接参与现货市场的低压、电信基站批发用户，其购电价格按晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。

（四）原规则：7结算流程

7.1.3运行日后第4天（D+4日），获取以机组和计量点为最小单位，运行日（D日）的机组、市场用户每15分钟分时电量数据。运行日第8天（D+8日），发布日清分预账单。运行日第十一天（D+11），发布日清分正式账单。

7.1.4次月第8个日历日（M+8），交易中心将省间外送合约分时偏差调整电量推送至电网企业，次月第11个日历日（M+11），获取调平电量等。次月前17个日历日（M+17）内，向市场主体出具月结算账单。

修订为：7结算流程

7.1.3运行日后第4天（D+4日），发布以机组和计量点为最小单位，运行日（D日）的机组、市场用户每15分钟分时电量数据。运行日第6天（D+6日），发布日清分预账单。运行日第8天（D+8），发布日清分正式账单。

7.1.4次月第10个日历日（M+10），发布调平电量。次月前15个日历日（M+15）内，向经营主体出具月结算账单。

（五）原规则：8电能电费计算

无：

8.3省间合约偏差盈余电费

对参与现货市场的发电企业，根据省间合约实际执行电量与合约电量的偏差，按对应的合约电价与省内现货日前市场统一结算点电价的价差计算盈余电费，计算方式如下：

R省间合约偏差盈余电费＝∑[Q省间合约偏差分时,t×（P省间合约,t-P日前统一,t）]+∑[Q省间合约偏差非分时×（P省间合约月度-P日前月度加权）]

其中：

Q省间合约偏差分时,t为具备分时结算条件的省间中长期交易在t时段的实际执行电量与该交易序列在t时段的总合约电量的偏差部分，正数为增加合约电量，负数为减少合约电量；

Q省间合约偏差非分时为不具备分时结算条件的省间中长期交易月度实际执行电量与该交易月度合约总电量的偏差部分，正数为增加合约电量，负数为减少合约电量；

P省间合约,t为省间中长期交易合约t时段的分时合约电价；

P省间合约月度为省间中长期交易合约的月度合约电价。

P日前统一,t为t时段省内日前市场统一结算点电价。

P日前月度加权为省内日前市场月均价。

该项电费按照当月省间合约电量比例分摊或返还至发电企业。

R省间合约偏差盈余电费分摊或返还，i=R省间合约偏差盈余电费×Q省间合约，i/∑Q省间合约，i

Q省间合约，i为发电企业i的当月省间中长期合约电量。

对不参与现货的发电企业，其省间合约结算电量按照实际执行电量对合约电量等比例进行折算，与对应的合约电价计算合约电费。

修订理由：发电企业省间合约按照“照付不议”原则结算，省间合约实际执行结果与发电企业省间合约结算结果的偏差，单独计算省间合约偏差电费，按照当月发电企业省间合约电量比例分摊。

（六）原规则：8.1.2省间合约电能电费（R省间合约）

发电企业根据分解至t时段（每15分钟，下同）的省间合约电量、月度省间合约分时偏差调整电量与对应的合约电价计算合约电费，具体计算公式如下：

R省间合约＝∑（Q省间合约,t×P省间合约,t）+R省间合约偏差

R省间合约偏差＝∑（Q省间合约偏差分时,t×P省间合约,t）+Q省间合约偏差非分时×P省间合同

R省间合约为发电企业在省间中长期交易市场的合约电费；

Q省间合约,t为发电企业在t时段的省间中长期交易合约分解电量；

Q省间合约偏差分时,t为发电企业t时段的省间中长期交易合约偏差调整电量，正数为增加合约电量，负数为减少合约电量；

Q省间合约偏差非分时为发电企业省间外送合同序列执行偏差电量为月度实际执行电量与月度合同电量偏差部分，对应发电企业外送偏差电量按照机组合同电量占总合同电量比例分配，正数为增加合约电量，负数为减少合约电量；

P省间合约,t为发电企业t时段的省间合约分时电价；

P省间合同为发电企业省间合约合同电价。

8.1.2省间合约电能量电费（R省间合约）

发电企业根据分解至t时段（每15分钟，下同）的省间合约电量与对应的合约电价计算合约电费，具体计算公式如下：

R省间合约＝∑（Q省间合约,t×P省间合约,t）

P省间合约,t为发电企业t时段的省间中长期交易合约电价。

（七）原规则：8.3.2应急调度购电盈余电费

根据跨区跨省应急调度购入电量，按应急调度购入电价与省内现货市场统一结算点电价的价差计算盈余电费，计算方式如下：

R应急购电盈余电费=∑[Q日前应急,t×（P日前应急,t-P日前统一,t）]+∑[Q实时应急,t×（P实时应急,t-P实时统一,t）]

该项电费纳入省内现货市场运营费用统筹考虑，由调节类市场运营费用按各调节类费用的规模等比例冲抵。

8.4省间现货购电盈余电费

根据省间电力现货市场购入电量，按照相应时段省间现货市场日前购电电价与省内现货市场日前统一结算点电价之间的价差、省间现货市场日内购电电价与省内现货市场实时统一结算点电价之间的价差，计算省间现货购电盈余费用。

R省间现货购电盈余电费=∑[Q省间日前购电,t×（P省间日前,t-P日前统一,t）]+∑[Q省间日内购电,t×（P省间日内,t-P实时统一,t）]

Q省间日前购电,t为日前市场t时段省间现货购电电量；

Q省间日内购电,t为日内市场t时段省间现货购电电量；

R（C）调节类费用规模，i为当月各项调节类市场运营费用（不含退补项）。

8.4.2应急调度购电盈余电费

R应急购电盈余电费＝∑[Q日前应急,t×（P日前应急,t-P日前统一,t）]+∑[Q实时应急,t×（P实时应急,t-P实时统一,t）]

该项电费冲抵当月市场结构平衡费用。

8.5省间现货购电盈余电费

R省间现货购电盈余电费＝∑[Q省间日前购电,t×（P省间日前,t-P日前统一,t）]+∑[Q省间日内购电,t×（P省间日内,t-P实时统一,t）]

（八）原规则：9.1.2必开机组补偿费用

2.分摊方式

总费用分摊方式：发电侧承担政府定价电量占上网电量（剔除外送）比例的部分，批发市场用户承担剩余部分。

R必开机组补偿分摊（发电）=R必开机组补偿×∑Q政府定价/（Q上网电量-∑Q省间合约）

C必开机组补偿分摊（用电）=R必开机组补偿-R必开机组补偿分摊（发电）

个体分摊方式：发电企业间按政府定价电量比例分摊；批发市场用户间按现货正偏差电量比例分摊。

R必开机组补偿分摊（发电），i=R必开机组补偿分摊（发电）×Q政府定价，i/∑Q政府定价，i

C必开机组补偿分摊（用电），i=C必开机组补偿分摊（用电）×Q现货，i/∑Q现货，i

Q现货，i为批发市场用户i现货正偏差电量；

Q政府定价，i为发电企业i上网电量中的政府定价电量。

该项费用在发电企业、批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例分摊，发电企业按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例进行承担；批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例承担。

R必开补偿分摊（发电）=C必开补偿分摊（用电）=R必开机组补偿/2

R必开补偿分摊（发电），i=R必开补偿分摊（发电）×Q发电，i/∑Q发电，i

C必开补偿分摊（用电），i=C必开补偿分摊（用电）×Q用电，i/∑Q用电，i

Q发电，i为发电企业i的月度上网电量（扣除省间现货电量）；

Q用电,i为批发市场用户i或电网企业代理购电用户i的月度结算电量。

（九）原文：9.2.1市场结构平衡费用

R市场结构平衡费用=∑[（Q电厂省内日前，t-Q用户日前，t）×（P基准-P日前统一，t）+（Q电厂省内实时，t-Q用户实时，t）×（P基准-P实时统一，t）]+（Q调平发电-Q调平用电）×（P基准-P实时月度加权）-R外送合约偏差-R代理购电用户偏差-R非现货用户偏差-R应急调度交易-R省间现货购电交易

R市场结构平衡费用=∑[（Q电厂省内日前，t-Q用户日前，t）×（P基准-P日前统一，t）+（Q电厂省内实时，t-Q用户实时，t）×（P基准-P实时统一，t）]+（Q调平发电-Q调平用电）×（P基准-P实时月度加权）-R外送合约偏差-R代理购电用户偏差-R非现货用户合约偏差-R线损偏差-R应急调度交易-R省间现货购电交易+R绿电交易偏差损益

R线损偏差=Q线损偏差×（P基准-P实时月度加权）

其他说明：逐项参数释义详见细则正文（下同）。

（十）原文：9.2.2阻塞平衡费用

1.计算方式

R阻塞平衡费用=∑[Q合约电量,t×（P省内日前,t-P日前统一,t）]+∑[Q日前出清,t×（P省内实时,t-P实时统一,t）]+R阻塞平衡费用修正

该项费用由发电企业，与批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例承担，发电企业之间按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例承担，批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例承担。

R阻塞平衡费用=R日前阻塞平衡费用+R实时阻塞平衡费用

R日前阻塞平衡费用=∑[Q合约电量,t×（P省内日前,t-P日前统一,t）]

R实时阻塞平衡费用=∑[Q日前出清,t×（P省内实时,t-P实时统一,t）]

R日前阻塞平衡费用由发电企业承担，发电企业之间按月度所有时段省内市场的正日前结算电量等比例承担；R实时阻塞平衡费用由发电企业，与批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例承担，发电企业之间按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例承担，批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例承担。

R实时阻塞平衡分摊（发电）=C实时阻塞平衡分摊（用电）=R实时阻塞平衡费用/2

R阻塞平衡分摊（发电）=R日前阻塞平衡费用+R实时阻塞平衡分摊（发电）

C阻塞平衡分摊（用电）=C实时阻塞平衡分摊（用电）

R阻塞平衡分摊（发电），i=R日前阻塞平衡费用×Q发电（日前正），i/∑Q发电（日前正），i+R实时阻塞平衡分摊（发电）×Q发电，i/∑Q发电，i

C阻塞平衡分摊（用电），i=C实时阻塞平衡分摊（用电）×Q用电，i/∑Q用电，i

Q发电（日前正），i为发电企业i的月度所有时段省内市场的正日前结算电量;

修订理由：优化阻塞费用分摊模式。

（十一）原规则：9.3.4用户侧超额获利回收费用

λ用户1为允许的偏差比例上限，λ用户2为允许的偏差比例下限，λ用户1=λ用户2=20%。

λ用户1=λ用户2=10%

（十二）原规则：9市场运营费用计算

新增内容：第三方运行检测费

9.4运行监测类费用

9.4.1第三方运行监测费

（1）计算方式

按照第三方运行监测年度预算费用以月平均计算月度费用分摊值。

（2）分摊方式：

由发电企业、批发市场用户按照1：1比例承担。发电企业按照月度上网电量（扣除省间现货电量）比例进行承担，批发市场用户按月度结算电量比例承担。

R运行监测分摊（发电）=C运行监测分摊（用电）=R运行监测/2

R运行监测分摊（发电），i=R运行监测分摊（发电）×Q发电，i/∑Q发电，i

C运行监测分摊（用电），i=C运行监测分摊（用电）×Q用电，i/∑Q用电，i

R运行监测为第三方运行监测费用月度分摊费用。

Q用电,i为批发市场用户i的月度结算电量。

修订理由：与《电力现货市场第三方运行监测评估实施细则》配套。

（十三）原规则：11.1购电方责任

省间交易责任偏差费用

1.购电方需求上升发起多送申请，支付给售电方责任偏差费用。

（1）与交易序列总成交曲线相比，调增该序列送出曲线，按调增时段的正偏差电量占比等比例返还给相应发电企业。正偏差电量指各机组该序列送出电量（即结算电量，下同）与合约电量(上网侧，下同)的正差值，当偏差电量为负时不返还。

Q正偏差，i=max(该交易序列调增时段机组i结算电量-合约电量，0)；

Rz为该交易序列购电方责任支付的偏差费用。

（2）新增正电力送出曲线。当新增送出成分属于网对网新增计划，没有对应发电企业时，按调增时段省调机组上网电量等比例返还。

Q调增时段，i为调增时段省调机组i的上网电量；

当新增送出成分有对应发电企业时，按对应机组送出电量等比例返还。

Q省间新增，i为该新增成分机组i的结算电量。

2.购电方需求下降发起少送申请，支付给售电方偏差费用。

（1）与交易序列总成交曲线相比，调减该序列送出曲线，按调减时段的负偏差电量占比等比例返还给相应发电企业。负偏差电量指各机组该序列送出电量与合约电量的负差值，当偏差电量为正时不返还。

Q负偏差，i=min(该交易序列调减时段机组i结算电量-合约电量，0)；

（2）新增负电力送出曲线。当新增送出成分属于网对网调减计划，没有对应发电企业时，按调减时段省调机组上网电量等比例返还。

Q调减时段，i=调减时段机组i的上网电量；

11.1购电方责任

（1）与交易序列总成交曲线相比，调增该交易送出曲线，按调增时段的该省间交易合约电量比例返还给相应发电企业。

R省间交易偏差电费返还，i=Rz×Q省间合约,调增时段，i/∑Q省间合约,调增时段，i

Rz为该省间交易购电方支付的责任偏差费用。

Q省间合约,调增时段，i为调增时段发电企业i的该省间交易合约分解电量；

（2）新增正电力送出曲线。当新增送出成分属于网对网新增计划，没有对应发电企业时，按调增时段发电企业上网电量比例返还。

R省间交易偏差电费返还，i=Rz×Q调增时段，i/∑Q调增时段，i

Q调增时段，i为调增时段发电企业i的上网电量；

当新增送出成分有对应发电企业时，按对应发电企业送出电量比例返还。

R省间交易偏差电费返还，i=Rz×Q省间新增，i/∑Q省间新增，i

Q省间新增，i为该新增成分发电企业i的结算电量。

（1）与交易序列总成交曲线相比，调减该交易送出曲线，按调减时段的该省间交易合约电量比例返还给相应发电企业。

R省间交易偏差电费返还，i=Rz×Q省间合约,调减时段，i/∑Q省间合约,调减时段，i

Q省间合约,调减时段，i为调减时段发电企业i的该省间交易合约分解电量

（2）新增负电力送出曲线。当新增送出成分属于网对网调减计划，没有对应发电企业时，按调减时段发电企业上网电量等比例返还。

R省间交易偏差电费返还，i=Rz×Q调减时段，i/∑Q调减时段，i

Q调减时段，i为调减时段发电企业i的上网电量;

（十四）原规则：12.2批发用户月总电费计算

批发用户到户电费包含用户交易电费、输配电费、功率因数调整电费、政府性基金及附加等费用。其中，批发用户交易电费C交易，包含电能量电费C电能、市场运营费用C市场运营费用（用户）。批发用户市场运营费用不计算功率因数调整电费。批发用户交易价格通过市场化方式形成，执行平段输配电价。批发用户保障居民农业用电价格稳定的新增损益、自动发电控制（AGC）辅助服务补偿费用分摊等按照国家和我省有关政策执行。

12.2.1交易电费

C交易=C电能+C市场运营费用（用户）

C市场运营费用（用户）=C启动补偿分摊（用电）+C必开机组补偿分摊（用电）+C调频补偿分摊（用电）-C市场结构平衡分摊（用电）-C阻塞平衡分摊（用电）+C燃气电价补贴分摊-C火电中长期缺额返还（用电）+（C用户侧超额获利回收-C用户侧超额获利回收返还（用电））+（C中长期缺额-C中长期缺额返还（用电））+（C中长期超额申报-C中长期超额申报返还）+（C中长期曲线偏差-C中长期曲线偏差返还（用电））

12.2.2输配电费

电网企业按月对批发用户输配电费进行结算。

C输配＝Q用电,i×P输配+C基本

C输配为输配电费；

Q用电,i为用户i的月度结算电量；

P输配为相对应的电压等级输配电价；

C基本为基本电费。

12.2.3功率因数调整电费（C力调）

电网企业按月对批发用户力调电费进行结算。

C力调=（C电能+C输配）×功率因数调整率

C力调为功率因数调整电费；

C电能为月度结算电能电费；

C输配为输配电费。

12.2.4政府性基金及附加（C代征）

电网企业按月对批发用户政府性基金及附加进行结算。

C代征=Q用电,i×P代征

C代征为政府性基金及附加；

Q用电,i为用户i月度结算电量；

P代征为政府性基金及附加之和。

修订为：12.2批发用户月总电费计算

批发用户交易电费包括电能量电费、市场运营费用。

C电能＝C合约+C日前+C实时+C调平用电+C价差调整分摊

C市场运营费用（用户）=C启动补偿分摊（用电）+C必开机组补偿分摊（用电）+C调频补偿分摊（用电）-C市场结构平衡分摊（用电）-C阻塞平衡分摊（用电）-C火电中长期缺额返还（用电）+（C用户侧超额获利回收-C用户侧超额获利回收返还（用电））+（C中长期缺额-C中长期缺额返还（用电））+（C中长期超额申报-C中长期超额申报返还）+（C中长期曲线偏差-C中长期曲线偏差返还（用电））+C运行监测分摊（用电）

修订理由：根据第三监管周期输配电价政策调整情况相应完善规则。

（十五）原规则：12总电费计算

12.4独立储能月总电费计算

独立储能在批发市场交易电费包括电能量电费。

C交易（独立储能下网）=C电能=C合约+C日前+C实时+C调平用电+C价差调整分摊

R交易（独立储能上网）=R电能量电费=R省间合约+R省间日前+R省间日内+R省内合约+R省内日前+R省内实时+R调平发电

具体计算公式按照8.1发电企业电能量电费、8.2批发用户电能量电费结算规则执行。

12.5抽水蓄能月总电费计算

抽水蓄能在批发市场交易电费包括电能量电费、市场运营费用。

C交易（抽水蓄能下网）=C电能+C市场运营费用（抽水蓄能）

C电能=C合约+C日前+C实时+C调平用电+C价差调整分摊

C市场运营费用（抽水蓄能下网）=-C市场结构平衡分摊（用电）-C阻塞平衡分摊（用电）

R交易（抽水蓄能上网）=R电能量电费+R市场运营费用（抽水蓄能）+R两个细则+R省间责任偏差=R省间合约+R省间日前+R省间日内+R省内合约+R省内日前+R省内实时+R调平发电+R两个细则+R市场运营费用（抽水蓄能上网）

其中：R市场运营费用（抽水蓄能上网）=R市场结构平衡分摊（发电）+R阻塞平衡分摊（发电）

具体计算公式按照8.1发电企业电能量电费、8.2批发用户电能量电费、9市场运营费用结算规则执行。

修订理由：增加新型独立储能、抽水蓄能电费计算公式。

（十六）原规则：13电费追补管理

13.3.1对于分摊或返还类的市场运营费用，当市场整体追退补结算金额小于差错发生月30%时，按退补结算月电量结构进行分摊或返还；当市场整体追退补结算金额大于等于差错发生月30%时，以差错发生月电量结构进行分摊或返还。

修订为：13.3.1对于煤电价格替代电费、用户侧价差调整电费等分摊或返还类的电能量电费，以及分摊或返还类的市场运营费用，当市场整体追退补结算金额小于差错发生月30%时，按退补结算月电量结构进行分摊或返还；当市场整体追退补结算金额大于等于差错发生月30%时，以差错发生月电量结构进行分摊或返还。

修订理由：用户侧价差调整电费属电能量电费，按照分摊或返还的方式由用户侧承担，建议对用户侧价差调整电费退补按照分摊或返还类的市场运营费用退补原则进行结算。

（十七）原规则：16.3违约用电、窃电行为的处理原则

八、《电力现货市场第三方运行监测评估实施细则》

（一）原规则：3监测方法

第三方运行监测的主要方法是借助于电力现货市场动态监测系统实时跟踪市场来完成。动态监测系统由市场运行评价指标体系和技术支持系统构成。

第三方运行监测主要借助于电力现货市场动态监测系统，采用一系列监测评估方法，建立一套市场运行评价指标体系，通过实时跟踪市场来完成。

第三方运行监测的主要方法应基于市场运行数据的定性分析和定量计算，采用主观赋权法、客观赋权法、模糊综合评价、层次分析法等多种评估方法，建立一套符合山西电力市场实际的运行评估方法体系，满足对山西电力现货市场的运行情况和总体效果进行多层面、多维度的运行监测和客观评估。

第三方运行监测评估指标体系应满足全面动态掌握山西电力现货市场运行情况。指标体系应随着山西电力现货市场建设进程而不断完善。山西电力现货市场目前运行监测指标体系详见附件。

（二）原规则：4监测费用

第三方机构的运行监测费和动态监测系统的建设及维护费可按一定比例设立独立的“运行监测费”，纳入市场运营费用中，以保证第三方机构的独立性。

“运行监测费”为第三方机构的运行监测和动态监测系统的建设及维护等费用，纳入市场运营费用中管理，以保证第三方机构的独立性。

（三）原规则：5对第三方监测机构的检测质效要求

5.2第三方监测承担机构要基于监测结果，按月完成运行监测分析报告及时向能源局报送并按规则规定公开。

（四）原规则：6对第三方监测机构的考核监管

6.1省能源局对第三方监测机构的运行检测能力情况实施监管。

6对第三方监测机构的考核管理

6.1省能源局会同市场管理委员会对第三方监测机构的运行监测能力实施考核。按年度将考核结果推送至电网企业、市场运营机构等。

（五）原规则：

6.5对第三方监测机构的具体考核要求，应在委托书中予以详尽明确。

修改为：

6.5电网企业依据政府主管部门的委托，从市场运营费用中向第三方监测机构支付“运行监测费”，并按照市场规则向市场主体进行分摊，交易机构向各市场主体出具结算依据。

九、其他修订

为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署，加快建立有利于促进山西绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推进绿色电力交易工作有序开展，引导绿色电力消费，加快绿色能源发展，制定《绿色电力交易实施细则》。

本修订说明与相应实施细则对应内容存在不一致的，以各实施细则内容为准。

目录

1.总述

2.适用范围

3.引用文件

4.术语定义

5.市场成员权利和义务

5.1发电企业的基本权利和义务：

5.2电力用户的基本权利和义务：

5.3售电公司的基本权利和义务：

5.4虚拟电厂的基本权利和义务：

5.5独立辅助服务提供者的基本权利和义务：

5.8电网企业的基本权利和义务：

5.9电力交易机构的基本权利和义务：

5.10电力调度机构的基本权利和义务：

6.市场准入

6.1基本要求

6.2注册条件

7.市场注册

7.1注册程序

7.2注册信息共享

8.信息变更

8.1基本原则

8.2发电企业信息变更

8.3电力用户信息变更

8.4虚拟电厂信息变更

8.5售电公司信息变更

8.7独立辅助服务提供者

9.市场退出

9.1申请退出

9.2强制退出

9.3退出处理

9.4停牌复牌

9.5虚拟电厂停牌复牌

10.附则

本实施细则适用于各类电力经营主体在山西电力市场的市场准入、市场注册、信息变更、市场退出等服务和管理。

（1）《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）

（2）《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）

（3）《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）

（4）国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）

（5）国家发展改革委办公厅《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）

（6）国家发展改革委国家能源局《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）

（7）《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）

（8）山西省人民政府办公厅《关于印发山西省电力市场运营管理办法的通知》（晋政办发〔2022〕87号）

（9）山西省发展改革委《关于贯彻落实国家发展改革委进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（晋发改商品发〔2021〕457号）

（10）山西能源监管办山西省发展改革委《山西省电力中长期交易实施细则》（晋监能〔2020〕16号）

（11）山西能源监管办山西省发展改革委山西省能源局《山西省电力中长期分时段交易实施细则》（晋监能〔2021〕7号）

（12）山西省能源局山西能源监管办《关于印发<售电公司管理实施细则>的通知》（晋能源电力发〔2022〕183号）

（1）电力交易平台：在本实施细则中特指山西电力交易平台。

（2）市场运营机构：包括电力交易机构和电力调度机构，在本实施细则中分别指山西电力交易中心有限公司、国网山西省电力公司调控中心；

（4）市场注册：指获得市场准入资格的经营主体，到电力交易机构进行注册。

（5）信息变更：指经营主体对市场注册时提供的信息进行变更，或者向市场公告其他变化情况。

（6）市场退出：指各类经营主体，主动或被动退出山西电力市场，失去在山西电力市场进行电力交易的资格。

（7）分时计量：以15分钟为1个时段对电量进行计量。

（1）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；

（2）获得公平的输电服务和电网接入服务；

（3）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；

（5）法律法规规定的其他权利和义务。

（1）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生产信息；

（2）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；

（4）服从电力调度机构统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按电力调度机构要求安排用电；

（5）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；

（6）法律法规规定的其他权利和义务。

（1）按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算；

（2）可向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务，并收取相应费用；

（3）与用户签订合同，提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务；

（4）不得干涉用户自由选择售电公司的权利；

（5）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；

（7）依法依规履行清洁能源消纳责任；

（8）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；

（9）拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收取和结算业务。

（3）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；

（1）按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同；

（1）保障输配电设施的安全稳定运行；

（2）为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；

（3）向经营主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务；

（4）按规定负责电费结算，代收代付政府性基金及附加等；

（5）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；

（6）代理暂无法直接参与市场交易的工商业用户通过电力市场购电，按政府定价向优先购电电力用户以及其他未直接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；

（7）按规定披露和提供信息；

（8）法律法规规定的其他权利和义务。

（1）组织各类中长期交易；

（3）编制年度和月度等日以上的交易计划

（4）负责经营主体的注册管理；

（6）监视和分析市场，不定期报告经营主体异常交易或违法违规交易行为，合同执行情况及处理建议；

（7）负责山西电力交易平台建设与运维；

（8）配合山西省能源局、山西能源监管办对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；

（9）按规定披露和发布信息；

（11）法律法规规定的其他权利和义务。

（1）按调度范围开展安全校核；

（2）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；

（3）负责电力现货市场、辅助服务市场交易组织等工作；

（4）做好电力现货市场技术支撑系统的运行维护；

（5）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；

（6）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果执行；

（9）法律法规规定的其他权利和义务。

参加电力市场交易的企业和用户，需要满足一定的条件，才能获得进入市场的资格。

6.2.1发电企业

（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。

（4）参加市场交易的发电企业，还须具备电量分时计量与数据传送条件，数据准确性与可靠性应能满足交易要求。

（5）选择参与市场的地调公用火电厂不再分配优先发电量，全电量参与市场交易。

6.2.2电力用户

（1）自备用户。拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。

（2）符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议（合同）。

（3）未被列入国家及省政府负面清单。

（4）参加市场交易的电力用户，计量装置须具备智能表及采集终端条件，具备日前负荷预测、按要求报送分时电力需求曲线的技术能力，且具备电量分时计量与数据传送条件，数据准确性与可靠性应能满足交易要求。

（5）对居民、农业用户分表中存在有一般工商业计量点的，用户可选择直接参与市场化交易，或由电网企业代理购电。由电网企业代理购电时，用户暂不在交易平台注册，由电网企业将一般工商业计量点信息推送至交易机构进行备案，执行电网企业代理购电价格。用户执行居民、农业电价的计量点继续执行相应目录电价。

6.2.3售电公司

（1）依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。

（2）资产要求。

1）资产总额不得低于2千万元人民币。

2）资产总额在2千万元至1亿元（不含）人民币的，可以从事年售电量不超过30亿千瓦时的售电业务。

3）资产总额在1亿元至2亿元（不含）人民币的，可以从事年售电量不超过60亿千瓦时的售电业务。

4）资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。

（4）经营场所和技术支持系统。售电公司应具有固定经营场所及能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能的电力市场技术支持系统和客户服务平台，参与电力批发市场的售电公司技术支持系统应能接入山西电力交易平台。

（5）信用要求。售电公司法定代表人及主要股东应具有良好的财务状况和信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。董事、监事、高级管理人员、从业人员无失信被执行记录。

（6）法律、行政法规和地方性法规规定的其他条件。

6.2.4虚拟电厂

（1）虚拟电厂运营商应为已取得售电资质，并在电力交易平台正式注册的售电公司，或具有山西电力市场交易资格的电力批发用户。

（2）在山西省智慧能源服务平台完成响应资源认定和系统测试。

6.2.7独立辅助服务提供者

（1）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；

（2）鼓励电储能设备、分布式微电网、需求侧(如可中断负荷)运营方等参与市场交易。

获得准入资格的经营主体，需要按照市场注册管理制度，完成注册程序，才能获得进入山西电力市场进行交易的资格和权限。

发电企业向电力交易机构提出参与电力市场交易申请，按规定程序纳入经营主体准入目录。对于新投产的发电企业，在获得发电业务许可证后，向交易机构提出入市申请，原则上交易机构每月第5个工作日对外公示申请入市发电企业名单，公示无异议后，次月起参与电力市场交易。

虚拟电厂按照政府主管部门有关要求，完成建设及入市流程后，在山西电力交易平台提出注册申请，虚拟电厂运营主体、聚合负荷资源等注册信息应与准入信息保持一致。

7.1.1发电企业注册

（1）新投产发电机组在并网前，向电力交易机构提交注册申请，以便于结算工作正常开展。

7.1.2电力用户注册

（1）符合准入条件的电力用户向电力交易机构提交注册申请。

（2）电力用户在交易平台网站自助注册，申请注册账号，签署《关于终止与电网企业代理购电关系的告知书》上传交易平台，注册时需要提供的注册资料包括但不限于：营业执照、法定代表人身份证等。电力用户注册时从电网企业营销系统内获取用户用电信息（包括用户编号、户名、计量点等信息），与注册材料一并提交。电力交易机构收到电力用户提交的注册申请和注册信息、材料等，在5个工作日内完成材料的完整性核验。对材料不全或不符合规范的，电力用户应在2个工作日内对材料进行补充和完善。

（3）电力交易机构以短信方式通知电力用户注册生效，3个工作日内完成交易账号权限配置等。电力用户签订入市承诺书后，取得交易资格。

7.1.3虚拟电厂注册

（1）按照《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》要求，完成建设及入市流程后，向电力交易机构提交注册申请。

（2）虚拟电厂在交易平台网站自助注册，申请注册账号，注册时需要提供的注册资料包括但不限于：立项方案、评估结果、公示情况、系统测试报告、调度协议、技术性能测试参数等，同时提供与聚合资源签订的聚合协议。

（3）虚拟电厂取得调度协议后，应在通过电力交易平台提出注册申请，交易中心收到申请后5个工作日反馈注册情况。交易中心每月第10日前汇总流程完整、注册有效的虚拟电厂主体，列入虚拟电厂准入目录，并报省能源局备案。完成注册的虚拟电厂可自次月起按照本实施细则参与各类电力交易。

7.1.4售电公司注册

（2）电力交易机构负责对首次办理注册的售电公司有关材料进行完整性审查，必要时组织对售电公司进行现场核验。注册手续均通过网上办理，网上提交的材料审查通过后，与当事人进行原件核对。

（3）售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并通过电力交易平台向电力交易机构提交以下资料：工商注册信息、法定代表人信息、统一社会信用代码、资产和从业人员信息、开户信息、营业执照、资产证明、经营场所、法定代表人及企业信用证明、技术支持系统证明等材料。

1）营业执照经营范围必须明确具备电力销售、售电或电力供应等业务事项。

3）从业人员需提供能够证明售电公司全职在职员工近3个月的社保缴费记录、职称证书，社保应包含养老、医疗、工伤、失业等4类。从业人员不能同时在两个及以上售电公司重复任职。

4）经营场所证明需提供商业地产的产权证明或1年及以上的房屋出租合同、经营场所照片等。

5）接入电力交易平台的售电公司技术支持系统，需提供安全等级报告和软件著作权证书以及平台功能证明，对于购买或租赁平台的还需提供购买或租赁合同。

6）其他能够证明业务资质的材料。

（4）电力交易机构收到售电公司提交的注册申请和注册材料后，在7个工作日内完成材料完整性审查，并在满足注册条件后完成售电公司的注册手续。对于售电公司提交的注册材料不符合要求的，电力交易机构予以一次性书面告知。

（5）接受注册后，电力交易机构要通过电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站，将售电公司满足注册条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。

（6）公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易经营主体目录，实行动态管理并向社会公布。

应向电力交易机构提交股权结构、机组容量变更、机组环保电价调整等变更材料。信息变更材料通过电力交易机构核验后变更自动生效。发电企业的机组信息变更，不涉及物理运行参数信息的，由发电企业向电力交易机构提供；涉及物理运行参数信息的，由电力调度机构确认并重新签订并网调度协议，向电力交易机构提供。

售电公司注册信息变更分为一般变更和重大变更。售电公司的名称、法定代表人、股东、股权结构、资产总额等信息变更属于重大变更，上述情形以外的信息变更属于一般变更。

8.5.1一般变更

售电公司申请注册信息一般变更的，电力交易机构在7个工作日内完成信息变更材料核验，核验通过后变更自动生效。

8.5.2重大变更

售电公司申请注册信息重大变更的，应再次履行承诺、公示等手续。

售电公司信息变更导致不再符合准入条件的，电力交易机构按有关规定强制其退出市场。

8.5.3重大变更证明材料规范要求

（4）资产总额变更的，须提交资产佐证材料。

8.5.4售电公司业务范围变更

售电公司业务范围扩至其他省，可在山西电力交易中心或北京电力交易中心办理业务范围变更手续。电力交易机构收到业务范围变更申请后，将售电公司注册信息共享至相应省电力交易机构，在有关省进行承诺、申请、公示、备案。业务范围变更期间，原业务范围保持有效，可参与原业务范围的市场交易，新增业务范围需变更生效后方可参与交易。

独立辅助服务提供者的一般信息变更包括：独立辅助服务提供者注册信息变更。

9.1.1申请退出条件

已经选择市场化交易的发电企业和电力用户，原则上不得自行退出市场。有下列情形之一的，可以办理正常退出手续：

（1）经营主体宣告破产，不再发电或者用电；

（2）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有经营主体非自身原因无法继续参加市场的情况；

（3）因电网网架调整，导致发电企业、电力用户的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。

符合上述条件的经营主体，在办理主动申请退出手续后，执行国家有关发用电政策。

发电企业计划退役停产的，提前向电力交易机构提供省发改委、环保局、能源局、电力监管机构、电网企业出具的有关佐证文件，电力交易机构为发电企业办理退出手续，注销发电企业在电力交易平台的注册信息。地调公用火电厂申请自愿退出时，仍持有电力交易批发市场合约的，应通过合同转让、回购交易处置后续合约。

电力用户原则上无法选择退出市场，每月15日前自愿申请次月转由电网企业代理购电，执行1.5倍电网代购价格。

拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供有偿保底供电服务。

9.1.2申请退出程序

（1）申请注销

售电公司可以自愿申请退出市场，并提前45天向电力交易机构提交市场注销申请，申请内容包括：

1）自愿退市申请书，内容包括：市场退出原因、与其它经营主体之间的交易及费用结算情况、尚未履行的市场交易合同及对未履行合同的处理协议、拟退市日期。

2）自愿退市承诺书，承诺退市后，本企业及法人代表3年内不再选择市场化交易。

发电企业退出参照有关规定执行。

（2）资料审查、归类

（3）公示

（4）办理注销

公示期满无异议的，可办理退出市场手续。

（5）备案

9.2.1强制退出情形

发生以下情形，可对该经营主体实施强制退出并取消注册：

（1）因情况变化不再符合准入条件（包括依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业等情况）；

（2）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的；

（3）严重违反市场交易规则，且拒不整改的；

（4）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的；

（5）因违反交易规则及市场管理规定等情形被停牌整改，且未在期限内完成整改的；

（6）法律、法规规定的其他情形。

9.2.2强制退出程序

（1）启动强制退市程序

2）如拟退市售电公司仅存在尚未履约的合同，售电公司通过交易平台优先将未履行的合同转让给其他经营主体或通过回购方式处理；未转让或回购的合同终止执行，有关事宜处理完毕后，电力交易机构按照流程（4）组织公示。

（4）公示

电力交易机构将强制退市售电公司名单通过交易平台、“信用中国”等政府指定网站向社会公示，公示期10个工作日。

（5）注销

公示期满无异议的售电公司，交易机构在交易平台为其办理退市手续。

（6）备案

电力交易机构按月汇总售电公司注销情况并向山西能源监管办、省能源局备案，并通过“信用中国”网站和交易平台向社会公布。

被强制退市或无正当理由退市的经营主体，原则上原法人以及其法人代表三年内均不得再选择市场化交易。

因违反交易规则及市场管理规定等情形，电力交易机构可要求经营主体限时整改，整改期间对该经营主体的交易资格和交易权限进行全部或部分暂停。

（1）存在不履行合约、欠费等不良市场行为的；

（2）存在违约用电、违法转供电等不良用电行为情节严重的；

（3）滥用市场力、串通交易、合谋获利、场外返还服务费等影响市场化交易公平开展的；

（5）售电公司未按时足额缴纳履约保函、保险，经书面提醒仍拒不足额缴纳的；

（6）山西能源监管办和省政府管理部门依据市场规则认为其他有必要的情形。

批发经营主体自复牌之日起恢复其交易资格和权限，零售市场用户自次月起恢复其交易资格和权限。

售电公司停牌后，售电公司仍需履行零售市场义务。

零售用户停牌后，零售用户与相应售电公司解除零售合约，停牌期间不再参与零售市场交易，执行1.5倍电网代购价格。

每月15日前，次月不满足运行条件的虚拟电厂，可向交易中心自愿提出暂停申请，经电网企业、交易中心核验后，由交易中心报省能源局同意后，公布暂停名单，自次月暂停虚拟电厂交易资格，给予3个月整改期限，到期未整改取消虚拟电厂主体资格。被暂停的虚拟电厂自次月起以售电公司主体身份参与各类交易。整改完成的虚拟电厂主体重新履行注册变更程序后，可恢复虚拟电厂资格。

本实施细则由山西省能源局、山西能源监管办负责解释。

5.基本要求

5.1关口计量装置管理目的

5.2关口计量装置管理要求

5.3电能计量采集管理信息系统管理要求

6.职责分工

6.1电网企业

6.2发电企业

6.3拥有配电网运营权的售电公司

7.关口计量装置管理

7.1关口计量点设置

7.2关口计量装置配置要求

7.3关口计量装置运行管理

8.计量数据管理

8.1计量数据异常处理

8.2不具备自动采集条件发电企业计量数据处理

8.3入市、退市电力用户电能示值的确认

9.封印管理

10.数据拟合规则

10.1发电侧电能示值采集补全算法

10.2用户侧电能示值采集补全算法

10.3电能表更换期间的电能示值拟合和补全

11.附则

为规范山西电网用于市场交易、市场结算和考核的关口电能计量装置运行管理工作，明确管理职责和范围，确保关口电能计量值的准确统一和装置的安全可靠运行，促进我省电力市场有序开展，特编制本实施细则。

本实施细则适用于山西省电力经营主体间的关口电能计量装置的安装、运行、维护、管理等。

《中华人民共和国电力法》（中华人民共和国主席令1995年第60号）

《中华人民共和国计量法》（中华人民共和国主席令2019年第26号）

《中华人民共和国电力供应与使用条例》（中华人民共和国国务院令2016年第666号）

《中华人民共和国计量法实施细则》（中华人民共和国国务院令2022年第752号）

《供电营业规则》（中华人民共和国电力工业部1996年第8号令）

《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2016）

《中华人民共和国合同法》（中华人民共和国国务院令1999年第15号）

关口电能计量点：各经营主体间包括电网企业之间、电网企业与发电企业之间、电网企业与电力用户之间、电网企业与拥有配电网运营权的售电公司之间、拥有配电网运营权的售电公司与其供电范围内用户之间、发电企业发电单元进行电能量结算、考核的计量点，简称关口计量点。

采集成功：关口计量点电能表电能示值（包括日电量示值和曲线电量示值）正常传输至电能计量采集管理信息系统，且数据完整、准确。

采集异常：关口计量点电能表电能示值（包括日电量示值和曲线电量示值）采集正常，但与现场电能表计量示值不一致，或者曲线不完整的。

采集失败：关口计量点电能表、采集终端对电能计量采集管理信息系统命令无响应的。

示值追溯：当某关口计量点因采集异常或失败需要追溯电能示值时，电能计量采集管理信息系统自采集异常或失败当日起向前追溯一年（自然年），并按最后一个采集成功的示值进行补全。否则，按“零”示值补全。

关口计量装置管理目的是保证电能量值的准确性、溯源性，保障电能计量装置安全可靠运行，为电力市场有序规范、公平公正开展，保障市场成员合法权益提供支撑。

关口计量装置管理以电网企业、发电企业、拥有配电网运营权的售电公司管理为基础，以统一归口管理为原则开展。

（1）电网企业应建立电能计量技术管理体系，负责所辖电网电能计量装置监督和管理工作。电网企业应设置所属电网计量装置的技术管理机构，负责电网企业所有关口计量点的技术管理。

（2）发电企业负责管理本企业内部考核用电能计量装置的日常维护，并配合电网企业管理与本企业有关的市场结算用电能计量装置。

（3）拥有配电网运营权的售电公司负责所辖用户电能计量及采集装置的日常运维工作，并配合省级电网企业开展本企业所辖用户结算电量的信息采集、传输、存储。

为适应我省电力现货等市场深化建设需要，全面推行自动化、信息化、智能化等现代科技成果在电能计量装置管理中的应用，省级电网企业应建立统一、规范的电能计量采集管理信息系统。系统应满足以下要求：

（1）电能计量采集管理信息系统采集范围应涵盖所有涉及市场结算的关口计量装置。采集数据应满足现货市场交易结算数据需求。

（3）电能计量采集管理信息系统应具有完善的数据校验功能。

（4）电能计量采集管理信息系统应具有稳定可靠的数据传输通道，包括关口计量装置与电能计量采集管理信息系统之间、电能计量采集管理信息系统与外部系统传输接口之间。

（5）电能计量采集管理信息系统应有应急或灾备系统，保障系统运行出现故障后，能够迅速恢复并正常运行。

电网企业、拥有配电网运营权的售电公司负责本企业所辖用户电能计量及采集装置的日常运维，按照电力市场结算要求，定期将电力用户关口电能计量点计量装置记录的电量数据，传送给电力交易机构，作为结算基础数据。电网企业负责将发电企业、省级电网之间、电网企业与拥有配电网运营权售电公司之间的关口电能计量点计量装置记录的电量数据，传送给电力交易机构，作为结算基础数据。辅助服务通过调度技术支持系统等计量，由电力调度机构按照结算要求统计辅助服务提供和使用情况。

（1）贯彻执行国家计量工作方针、政策、法规及行业管理的有关规定；负责制订所辖电网电能计量管理的各项规章制度、技术规范并督促实施。

（2）组织制定所辖电网电能计量标准建设规划及电能计量标准的管理。

（3）组织制定市场结算及考核电力系统经济技术指标计量点的电能计量装置的配置、更新与发展规划。

（4）组织对所辖电网内电力建设工程、发电厂并网、分布式电源及增量配电网接入有关电能计量方式的确定、设计方案审查、并网验收等工作。

（5）组织开展电能计量器具的检定、修理和其他计量测试工作；负责电能计量装置现场检验及抽检工作。

（6）负责电能计量采集管理信息系统的建设、运行与管理。

（7）组织对所辖电网电能计量装置运行质量的监督、对电量计量重大故障、差错和窃电案件的调查与处理。

（8）组织对所辖电网电能计量业务管理的统计、分析、报表等工作。

（1）发电企业应负责本企业电能计量装置的管理工作。

（2）执行国家计量工作方针、政策、法规及行业管理有关规定，执行本企业电能计量的各项规章制度。

（3）配合电网企业做好本企业涉及的市场结算用的关口计量装置的验收、现场检验、故障处理等工作。

（4）配合电网企业做好本企业关口计量装置接入电能计量采集管理信息系统，并做好日常运行维护工作。

（1）拥有配电网运营权的售电公司负责本企业所辖用户电能计量装置的管理工作。

（4）配合电网企业做好本企业关口及所辖用户计量装置接入电能计量采集管理信息系统，并做好日常运行维护工作。

发电企业，Ⅰ、Ⅱ类电力用户和Ⅲ类重要电力用户的关口计量点，原则上应安装同型号、同规格、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数据，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数据。其他电力用户关口计量点至少安装一具符合技术要求的电能计量装置。

电能计量装置精度的选择以供电容量及被计量对象的重要程度为基础，按照DL448-2016规程要求配置。现场计量装置时钟以北斗或GPS标准时钟为基准，实现自动对时。

计量装置应具备约定时刻冻结电能量数据，最小冻结间隔不大于15分钟。冻结内容及标识应符合DL/T645-2007及其备案文件要求。存储的电能量数据至少保存10年。

关口计量装置产权单位应定期开展电能计量装置配置情况、修调前检验及监督抽检结果、故障差错情况等统计分析，评价电能计量装置配置水平和运行质量，为制定、实施电能计量装置改造计划提供依据。

新进入准入目录的电力用户应在办理注册环节时，与代理售电公司（如果有）、电网企业共同对该用户下所有参与交易的关口计量点电能示值进行确认，并将结果作为结算起始电能示值的参考值录入算费系统。

申请退出交易的电力用户，应在提交市场注销申请时，与代理售电公司（如果有）、电网企业共同对该用户下所有参与交易的关口计量点电能示值进行确认，并将结果作为结算终止电能示值的参考值录入算费系统。

关口点计量装置变更时，在现场工作结束后应对关口计量装置实施封印，记录封印编号，由各方代表在记录中签名确认。

对于山西省内参与市场交易的电厂，截至D+3日电能计量采集管理信息系统仍无法采集到其电表数据，则由电能计量采集管理信息系统对需提供的电表数据进行拟合后用于电量计算，并对拟合数据作出明确标示。拟合规则约定如下：

（1）当发电侧关口点主表采集数据缺失时，则所缺电量数据采用该关口点副表数据进行近似拟合，拟合时以副表同一时段电量值进行计算后，补全至主表所缺数据点。若主、副表均采集失败，则继续使用下一条拟合规则。

当某关口计量点示值曲线采集异常或失败点数大于2个且小于3天（自然天）时，根据恢复正常采集后第一点电能示值，按该计量点最近7个运行日的示值曲线平均值对异常或失败部分进行拟合。若期间该关口计量点属性发生变更，则根据上述规则对变更前后的示值曲线分别进行拟合。

当某关口计量点示值曲线采集异常或失败超过3天（自然天）时，进行示值追溯。恢复正常采集后的第一点电量“划零”处理。“划零”部分计入月度调平电量。

（3）在账单核对修正期内重新获得电能表实际示值的，应用实际示值替换拟合数据重新进行电量计算。月度账单发布后重新获得电能表实际示值的，按照电费追退补管理规则执行。

对于山西省内参与市场交易的用户，截至D+3日电能计量采集管理信息系统仍无法采集到其电表数据，则由电能计量采集管理信息系统对需提供电量进行拟合后用于市场化结算，拟合规则如下：

当某关口计量点示值曲线采集异常或失败点数大于2个且小于3天（自然天）时，根据恢复正常采集后第一点电能示值，按该计量点最近7个运行日的示值曲线平均值对异常或失败部分进行拟合。若期间该计量点属性发生变更，则根据上述规则对变更前后的示值曲线分别进行拟合。

（2）在账单核对修正期内重新获得电能表实际示值的，应用实际示值替换拟合数据重新进行电量计算。月度账单发布后重新获得电能表实际示值的，按照电费追退补管理规则执行。

电能计量采集管理信息系统同时采集换表当日新、旧两只电能表的电能示值。换表过程中缺失的曲线示值按照拟合规则进行补全，并参与正常电费结算。换表当天用户侧新表所计电量计入月度调平电量。

5.管理内容

5.1信用管理原则

5.2信用管理对象

5.3信用管理主要内容

6.1电力交易机构职责

6.2电网企业职责

6.3经营主体职责

7.信用备案

8.信用评价标准体系

8.1信用评价标准体系

8.2信用评价机制

8.3信用评价程序

8.4信用评价结果应用

8.5售电公司信用风险预警和分类监管机制

8.6信用档案管理

9.履约保函、履约保险

9.1基本要求

9.2履约保函、履约保险额度

9.3有效期

9.4履约保函及履约保险提供、追加和退还

9.5履约保函、履约保险执行

10.售电公司履约保障可签订用户电量

11.售电公司履约保障可交易额度

12.用户上年月均电量计算及取用规则

13.附则

为指导、规范、明确电力市场信用管理工作，实现对电力市场信用与风险的评估、预警和控制，保障山西电力市场安全有序运转，依据《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、《山西省人民政府办公厅关于印发山西省售电侧改革实施方案的通知》（晋政办发〔2016〕113号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）、《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》（晋政办发〔2017〕94号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）、《山西省能源局国家能源局山西监管办公室关于印发<售电公司管理实施细则>的通知》（晋能源电力发〔2022〕183号）、《山西省能源局山西省发展和改革委员会国家能源局山西监管办公室关于印发<售电公司信用评价管理及信用分级分类监管办法>的通知》（晋能源规发〔2023〕4号）等文件要求，根据《山西省电力市场运营管理办法》制定本实施细则。

本实施细则适用于山西电力市场运营管理。

《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）；

《国家发展改革委国家能源局关于加强和规范涉电力领域失信联合惩戒对象名单管理工作的实施意见》（发改运行规〔2018〕233号）；

《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）；

《山西省能源局国家能源局山西监管办公室关于印发<售电公司管理实施细则>的通知》（晋能源电力发〔2022〕183号）；

《山西省能源局山西省发展和改革委员会国家能源局山西监管办公室关于印发<售电公司信用评价管理及信用分级分类监管办法>的通知》（晋能源规发〔2023〕4号）。

（1）履约保障凭证包括履约保函、履约保险。

（2）售电公司履约保函、履约保险：指经国务院银行、保险监督管理机构批准设立、颁发金融、保险许可证且具有相应业务资格的商业银行（山西省内）、企业集团财务公司、保险公司，应售电公司请求，向电网企业开立的、或签订售电业务保险合同保证该售电公司履行市场交易、结算义务及电费支付的书面信用担保凭证或保险合同。

遵循客观公正、标准统一、分级分类、动态调整的原则。

现阶段，信用管理对象为参与电力市场的发电企业、售电公司、电力用户，电网企业。

信用管理主要内容包括：经营主体信用等级评价、履约保函及履约保险管理等。

协助政府部门对信用管理对象进行信用等级评价、风险分级管理、履约保函及履约保险管理。

负责履约保函及履约保险管理。

（1）遵守电力市场信用管理的制度和办法，主动配合开展信用评价。

（2）按照信用管理结果及时足额提交履约保障凭证。

（3）配合落实履约风险控制措施。

评价标准为《售电公司信用评价指标体系》，详见《山西省能源局山西省发展和改革委员会国家能源局山西监管办公室关于印发<售电公司信用评价管理及信用分级分类监管办法>的通知》（晋能源规发〔2023〕4号）。

指标体系按照数据获取渠道和售电公司信用表征范围，分为场内评价指标和场外评价指标。场内评价指标对经营主体在电力交易过程中的表现进行评价，场外评价指标主要评价经营主体的财务状况和社会信用状况等。为充分体现守信激励、失信惩戒原则，指标体系设有奖励性指标与惩罚性指标。奖励性指标是对经营主体积极促进电力市场规范运行行为的激励，惩罚性指标是对经营主体在电力交易过程中违法违规等失信行为的惩戒。

指标体系评分项总分1000分。其中，场内评价指标800分，场外评价指标200分。奖励指标为额外的加分项，奖励总分不得超过150分；惩罚指标为额外的减分项，分数扣完为止。

依据信用评价得分情况，信用评价结果采用“四等六级”制，即分为A、B、C、D四等，下设AAA、AA、A、B、C、D六级。

信用评价工作定期开展，按季评分、按年评级，根据评价工作开展情况将季度信用评价评分应用于售电公司管理。对季度内达到惩戒降级条件的售电公司，滚动调整其信用评价结果。

季度信用评价得分计算方法如下：

S=CS+OS（公式1）

式中，S为季度信用评价得分，CS为场内评价得分，其值为评价期内各季度场内评价得分，每个季度场内评价得分相互独立，只反映本季度信用情况；OS为场外评价得分，按年统计，被评价主体数据未更新前按照上一评价周期数据计分。

年度信用评价得分计算方法如下：

信用评级工作，包含评价结果计算、评价结果公示、评价异议受理、评价结果复核、评价正式发布等流程。

信用评价季度评分结果、在季度内达到惩戒降级条件的售电公司的信用评级滚动调整结果，通过山西电力交易平台面向社会公示3个工作日，对评价结果有异议的，可在3个工作日内向山西电力交易中心提出申诉，山西电力交易中心应在收到申诉后5个工作日内完成复核、答复工作。公示期届满或异议处理完成后，山西电力交易中心通过山西电力交易平台面向社会公布，并向省级政府电力主管部门和能源监管机构备案。

信用评价结果发布前发生下列情形之一的，山西电力交易中心可中止评价，及时上报省级政府电力主管部门和能源监管机构：

（1）受评售电公司解散或者被依法宣告破产的；

（2）受评售电公司退出电力市场的；

（3）评价工作不能正常开展的其他情形。

按照守信激励，失信惩戒的原则，对不同信用级别的售电公司实施分类服务和管理。

将信用评价结果纳入保底售电公司遴选和退出综合判定。信用评价结果AA级及以上的售电公司可参与保底售电公司遴选。

持续满足注册条件动态管理。对评价结果为B级及以下或连续两个季度评分低于400分的售电公司，提高核验次数，最少每半年对其开展一次持续满足注册条件核验。

建立售电公司信用评价等级与履约保障凭证挂钩机制。售电公司实际递交履约保障凭证额度=标准额度×递交履约保障凭证系数，递交履约保障凭证系数为：连续5年AAA级0.8，连续3年AAA级0.85，AAA级0.90，AA级0.95，A级1.0，B级1.2，C级1.5，D级2.0。

售电公司信用评价结果应在电力零售商城店铺及套餐信息中公开展示，作为零售用户选择售电公司和零售套餐的参考依据。将售电公司信用评价结果纳入山西电力市场管理委员会委员单位遴选和退出条件综合判定。对于年度评价周期内信用评价得分排名前十的售电公司，省级政府电力主管部门通报表扬。在交易新业务、新品种试点或推广顺序拟定，特殊交易品种准入等交易过程中，优先支持评价结果为A级以上的售电公司参与。在享受财政性资金项目和政府优惠政策中，同等条件下将评价结果AAA级的售电公司列为优先选择对象或者给予重点支持。

评价结果为A级及以上的售电公司，可合理降低现场核查、省级政府电力主管部门和能源监管机构行政检查比例和频次。

8.6.1售电公司信用档案主要包含以下内容：

（1）售电公司基本信息；

（2）信用承诺书，含承诺符合准入条件的各项佐证材料；

（3）合同履约情况；

（4）历年信用评价结果，含信用评级依据；

（5）现场核查及全过程监管记录；

（6）守信激励和失信惩戒记录；

（7）列入电力领域失信联合惩戒对象名单、行政处罚、行政强制、承诺未履行以及其他行政认定失信信息；

（8）其他需要计入信用档案的内容。

8.6.3对于申请进入山西电力市场的售电公司，要对自身遵信守法行为自愿接受监督并承担违约责任作出承诺，并提供从“信用中国”网站打印的信用报告，山西电力交易中心负责核查。

售电公司信用承诺的内容包含以下方面：

（1）严格遵守国家法律、法规、规章，遵守电力市场方案、规则，全面履行法定责任和义务；

（2）严格遵守职业道德和行业规范；

（3）严格履行合同、协议等约定的义务；

（4）依法开展生产经营活动，并承诺履行可再生能源电力消纳责任；

（5）所提交材料合法、真实、准确、完整、有效；

（6）在信用网站、人民银行征信系统中无严重失信记录；

（7）同意接受行政机关、行业组织、社会公众、新闻舆论的监督；

（9）同意将信用承诺信息纳入信用记录，并通过各级信用网站公示，接受监督；

（10）同意将信用评价等级结果信息纳入山西省信用信息共享平台，按照自身评价结果接受分级分类监管措施。

8.6.4信用档案记录内容纳入信息披露范围，通过电力交易平台公开披露，依法依规共享信用信息至国家企业信用信息公示系统（山西）、山西省信用信息共享平台等网站，并同步录入国家能源行业信用信息平台。

（1）国网山西省电力公司负责履约保函、履约保险的计算、收取、管理和退还，组织经营主体按规定缴纳履约保函、履约保险。

（2）履约保函、履约保险提交主体为售电公司（含“负荷类”虚拟电厂，下同），受益人为国网山西省电力公司。

（4）企业集团财务公司只能对本集团成员单位开具履约保函。

参与年度、月度、月内交易的履约保函、履约保险的终止日期为交易年度延后半年及以上。如，参与2022年年度、月度、月内交易，终止日期至少为2023年6月30日。若售电公司年内退出后保留其履约保障凭证6个月，期满退还。对年内选择退出电力市场的售电公司，履约保函、履约保险延长6个月期限的缴纳标准不得低于年内最大月代理用户电量规模要求。

9.4.1提供

（1）售电公司根据市场化业务预期开展情况，在每月10日之前到国网山西省电力公司办理递交、变更履约保函、履约保险事宜。拟参加次年电力交易业务的售电公司，原则上每年11月底之前向国网山西省电力公司递交履约保函，提供履约保险合同。拟参加年内交易（含多月、月度、月内等各类交易）的售电公司，应提前1个月递交履约保函或提供履约保险合同。国网山西省电力公司在收到履约保函、履约保险后5个工作日内向售电公司开具收函证明。

（3）售电公司应根据自身情况适当确定单份履约保函的额度，鼓励以多份小额履约保函的形式提交，以便在滚动调整环节退还超额履约保函时可实际执行。

9.4.2追加

（1）国网山西省电力公司发现实际提交的履约保函、履约保险额度不足时，或售电公司存在较大风险时，国网山西省电力公司有权要求售电公司追加履约保函、履约保险。售电公司应在接到国网山西省电力公司通知的5个工作日内，向国网山西省电力公司足额提交履约保函、履约保险。

9.4.2.1追加年度、多月交易批零倒挂履约保函、履约保险算法

为防止售电公司恶意竞争，低价与零售用户签订购售电合同，追加收取售电公司年度、多月已成交电量分解到标的月所在季度的批零倒挂履约保函、履约保险。以售电公司零售市场当月加权均价与该售电公司年度、多月交易加权均价的价差，以及分解到标的月所在季度的年度、多月交易合同电量，计算售电公司年度、多月交易批零倒挂电费，并按此金额收取履约保函、履约保险。每三个月滚动计算，当倒挂电费金额增加时或之前所交倒挂保函或保险不满足有效期要求时，需补交相应额度的履约保函、履约保险。即，每年1月、4月、7月、10月计算并追加相应季度的履约保函、履约保险。如，1月份，以售电公司与零售用户套餐约定的1月零售加权均价，与售电公司年度、多月交易电量加权均价的价差，以及分解到一季度的年度、多月交易合同电量，计算年度、多月交易批零倒挂电费。具体算法如下：

售电公司零售市场加权均价=∑（售电公司与零售用户约定的当月零售电价×零售用户上上月市场化电量）÷∑零售用户上上月市场化电量

售电公司年度、多月交易加权均价=∑（年度、多月交易合同电价×年度、多月交易合同电量）÷∑年度、多月交易合同电量

售电公司批零倒挂电费=∑售电公司分解到标的月所在季度的年度、多月交易合同电量×|售电公司零售市场加权均价-售电公司年度、多月交易加权均价|。

其中，零售电价指售电公司与零售用户约定的零售套餐价格，计算原则参照《电力零售市场实施细则》9.2.2条款执行。当（售电公司零售市场加权均价-售电公司年度、多月交易加权均价）为负数时属于倒挂，为正数时不计算。

9.4.2.2追加当月批零倒挂履约保函、履约保险算法

以售电公司与代理的零售用户在零售市场中约定的加权均价，与其在批发市场中长期交易的加权均价的价差，以及售电公司所代理零售用户上上月市场化电量，计算当月（交易标的月）批零倒挂电费。具体算法如下：

售电公司零售市场加权均价=∑（零售电价×零售用户上上月市场化电量）÷∑零售用户上上月市场化电量

售电公司批发市场加权均价=∑（批发市场中长期交易合同电价×批发市场中长期交易合同电量）÷∑批发市场中长期交易合同电量

售电公司倒挂电费=∑零售用户上上月市场化电量×|零售市场加权均价-批发市场加权均价|。

其中，计算追加售电公司标的月当月批零倒挂履约保函、履约保险时，释放其年度、多月交易分解至标的月批零倒挂电费所占用的额度。批发市场中长期交易合同指上月末售电公司已成交的交易标的月中长期合同。零售电价指售电公司与零售用户约定的零售套餐价格，计算原则参照《电力零售市场管理实施细则》9.2.2条款执行。当（售电公司零售市场加权均价-售电公司年度、多月交易加权均价）为负数时属于倒挂，为正数时不计算。

原则上，每月5日前（遇节假日顺延），国网山西省电力公司依据倒挂电费测算情况通知售电公司追加履约保函、履约保险。每月15日前，售电公司完成倒挂电费的履约保函、履约保险追加。

9.4.3退还

1）因非售电公司原因导致通过银行缴纳电费出现错误或超时影响售电公司按时缴纳电费；

2）因电网公司系统或网络发生故障影响售电公司按时缴纳电费；

3）因不可抗力、自然灾害等原因影响售电公司按时缴纳电费；

4）其他因非售电公司原因产生的电费滞纳金。

在不触发签订用户电量条件的情况下，若售电公司选择通过执行履约保函、履约保险抵扣亏损电费，应在结算账单发布后5日内提出申请，履约保障凭证抵扣电费不能及时到账的可免收滞纳金；若售电公司超出5日提出申请或未提出申请的，也未在10日内结清电费的，电网企业启动执行履约保障流程，抵扣电费到账前滞纳金正常计收。

（4）对存在价格倒挂但未及时追加履约保函、履约保险的售电公司，在其已缴纳履约保函、履约保险额度中扣减倒挂电费金额，并重新设置可签订用户电量和可交易额度，待完成月度结算确定盈利或缴纳亏损电费后再释放倒挂电费占用的额度。

（5）对履约保函、履约保险执行事宜有异议的经营主体，需于执行告知书发出之日起5个工作日内向国网山西省电力公司、电力交易机构提出异议。经核实后，如经营主体无欠费或欠费金额计算错误的，已通过履约保函、履约保险支付的欠款予以退还。

售电公司履约保障可签订用户电量，指根据售电公司与所缴纳的履约保函、履约保险等市场风险防范措施计算的可签订用户电量。在开展零售交易之前，计算售电公司可签订用户电量上限，具体计算标准由山西省能源局根据市场风险状况确定发布。

售电公司履约保障可交易额度，指根据售电公司与所缴纳的履约保函、履约保险等市场风险防范措施计算的可交易额度。在开展中长期批发交易时，计算售电公司年度、月度、月内交易的可交易额度，具体计算标准由山西省能源局根据市场风险状况确定发布。

对计算售电公司参与批发或零售交易应缴纳履约保障凭证额度所用到的零售用户上年月均用电量，按照交易标的月所在年度的上上年11月至上年10月工商业用电量总和，除以实际发生工商业用电量月份数计算得到，实际发生电量月份不包括电量为0的月份。对交易标的月年内发生用户新装、销户等原因造成用户（或代理用户的售电公司)实际可交易额度与实际偏差较大的，经经营主体提出，电力交易中心、国网山西省电力公司原则上应在5个工作日内核实处理，情况属实的按照用户年内有效用电月份的月均用电量进行替换，相应调整用户（或代理用户的售电公司）中长期和零售交易额度。

5.成员权责

5.1零售用户

5.2售电公司

5.3交易机构

5.4电网企业

6.电力用户零售市场准入及身份管理

6.1零售市场准入条件

6.2电力用户身份管理

7.零售交易

7.1基本要求

7.3交易方式

7.4零售套餐

7.5零售交易流程

8.零售合同

8.1零售合同生成与签订

8.2零售合同的变更

8.3零售合同提前解除

9.零售交易结算

9.1结算周期

9.2结算模式

9.3结算时段

9.4结算电量

9.5结算电价

9.7零售套餐计算原则

10.零售交易平台

10.1零售交易平台建设原则

10.2虚拟商铺与零售套餐排序机制

10.3零售交易平台功能扩展

10.4零售交易平台异常处置机制

11.零售市场信息披露

11.1零售市场公众信息

11.2零售市场公开信息

11.3零售市场私有信息

11.4批发市场信息

12.附则

12.1政策影响

12.3零售市场衔接

为规范售电公司、电力用户有序开展山西电力市场零售交易，促进山西零售市场健康有序发展，按照《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）、《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〉的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）、山西能源监管办山西省发展改革委《山西省电力中长期交易实施细则》（晋监能〔2020〕16号）、山西省能源局山西能源监管办《关于印发<售电公司管理实施细则>的通知》（晋能源电力发〔2022〕183号）、山西省人民政府办公厅《关于印发山西省电力市场运营管理办法的通知》（晋政办发〔2022〕87号）等文件要求，制定本实施细则。

本实施细则适用于山西省电力零售市场。

《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）

《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）

《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）

《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）

《山西省发展改革委关于贯彻落实国家发展改革委进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（晋发改商品发〔2021〕457号）

《山西能源监管办山西省发展改革委山西省电力中长期交易实施细则》（晋监能〔2020〕16号）

《山西省能源局山西能源监管办关于印发<售电公司管理实施细则>的通知》（晋能源电力发〔2022〕183号）

《山西省人民政府办公厅关于印发山西省电力市场运营管理办法的通知》（晋政办发〔2022〕87号）

电力批发市场：电力批发市场包括电能量市场与辅助服务市场，电能量市场包含中长期电能量市场与现货电能量市场。

电力批发市场交易：指发电企业、电力批发用户、售电公司之间进行电力交易活动的总称。现阶段，是指发电企业、电力批发用户、售电公司等经营主体通过市场化方式开展的中长期电能量市场交易和现货（日前、实时）电能量市场交易以及辅助服务交易等。

电力零售市场：指零售用户自主选择售电公司进行购电的电力市场。

电力零售市场交易：指售电公司与零售用户之间开展的电力交易活动。

售电公司：指提供售电服务或配售电服务的经营主体。售电公司在零售市场与电力用户确立售电服务关系，在批发市场开展购售电业务。

电力批发用户：指通过批发市场直接参与中长期及现货市场交易的用电企业。

电力零售用户：指通过零售市场向售电公司购电的用电企业。

电网企业代理购电用户：暂未直接从电力市场购电，由电网企业代理购电的工商业用户。

履约保障凭证：包括履约保函、履约保险等。

电力零售平台：指满足零售市场建设需要，售电公司与零售用户开展零售交易、签订零售合约、获取结算信息的技术支持系统。

零售商城：指基于电力零售平台，售电公司和零售用户以电商形式进行零售套餐买卖的场所。

零售套餐：是指在零售商城内售电公司与零售用户确定购售电结算价格的标准化商品，售电公司可根据自身经营特性制定相应的零售套餐，零售用户可自由选择购买。

零售套餐价格：由售电公司上架各标的月的月度价格套餐组合形成，作为明确零售用户电价（电费）及售电公司售电收入的计算依据。

月度价格套餐：作为月度零售用户电价（电费）及售电公司售电收入的计算依据。月度价格套餐由组合价格套餐或基础价格套餐构成。

基础价格套餐：指某月不同时段、不同电量的零售用户约定相应电价的套餐。

组合价格套餐（模板）：由两个基础价格套餐组合形成的套餐，分为基准套餐与浮动套餐，通过浮动套餐与基准套餐零售电价高低判定及浮动系数，得到最终生效的零售电价。同一个组合价格套餐模板可用于多个月度价格套餐。

统一结算点电价：发电侧所有节点电价与时点电量加权平均值。

月度实时市场加权平均价：省内现货实时市场的月度所有时点的节点电价加权均价。

电力零售合同（协议）：零售双方达成电力零售交易后签署的合同（协议），具备法律约束力，应按照条款履行。电力零售合同（协议）均为电子化形式，内置于电力零售平台。

5.1.零售用户

5.2.售电公司

5.3.电力交易机构

负责组织零售市场交易；负责零售市场成员注册管理；负责建设运营电力零售平台，提供电力零售线上交易环境；按职责做好零售市场管理，负责监测和分析零售市场运行情况；配合开展售电公司信用管理和市场争议处理，维护市场秩序。

5.4.电网企业

负责电力用户用电信息维护和变更；负责依据零售合约开展零售市场各方主体清分结算，包括售电公司电费结算，零售用户用电计量、电费核算、电费收取及电费退补；所属市、县（区）电网公司负责管理供用电合同；负责履约保障收取、追加、退还等管理；负责发布零售市场结算信息等。

6.1.零售市场准入条件

6.1.1.电力用户

（1）符合国家和山西省有关准入条件。

（2）零售交易用户准入采用负面清单制，即除按照有关政策或文件要求纳入负面清单的用户外，标的周期内用户身份类型为零售用户均可参与零售交易。

6.1.2.售电公司

（1）符合国家和山西省有关售电企业准入标准。

（2）进入电力现货市场，须具备对零售用户日前负荷预测、按要求报送分时电力需求曲线和报价信息的技术能力。

6.2.电力用户身份管理

6.2.1.电力用户身份分类

按照国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)有关要求，有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。将工商业用户分为直接参与市场交易的用户和通过电网企业代理购电的用户。

6.2.2.电力用户身份转换机制

（1）通过电网企业代理购电的用户

（2）直接参与市场交易的用户

电力用户可在每月零售交易截止日（以交易公告为准）前，自愿转换次月身份类型，包括批发用户转为零售用户、批发用户转为执行电网企业代理购电价格1.5倍的用户、零售用户转为批发用户、零售用户转为执行电网企业代理购电价格1.5倍的用户、执行电网企业代理购电价格1.5倍的用户转为批发用户、执行电网企业代理购电价格1.5倍的用户转为零售用户等6种情况。

（3）身份转换约束

原始身份为零售用户时，零售用户无欠费，无窃电、违约用电在途流程；零售用户符合批发市场准入要求；转换身份对应标的周期不能存续零售交易合同。

（4）用户身份转换缺省处理机制

7.1.基本要求

7.1.1.交易要求

7.1.3.量纲与保留小数位数

零售市场交易电量、电价量纲的保留小数位数与批发市场保持一致，即电量量纲为兆瓦时，保留3位小数，电价量纲为元/兆瓦时，保留2位小数。

7.1.4.售电公司交易限额

售电公司可售电量应同时满足资产总额年售电量、履约保障凭证计算的电量限额。

7.1.5.分类型用户套餐选取

（1）低压用户、电信基站选择售电公司购电时，暂不参与零售分时交易。

（2）除国家规定的不执行峰谷电价的用户外，参与现货市场的35千伏及以上电压等级零售用户（多电压等级经营主体按最高电压等级）须选择带有分时段属性的零售套餐。

7.1.6.合法性管理

在零售平台下单、变更、解约等各项关键操作，均需要通过安全密保手机号码验证码等方式进行认证。

7.2.零售交易板块

7.3.交易方式

7.3.1.标准化零售套餐交易方式

电力零售交易主要通过电力零售交易平台组织开展，由售电公司通过挂牌方式发布零售套餐，零售用户下单购买。

7.3.2.双边协商零售套餐交易方式

在标准零售套餐基础上可通过双边协商方式修改零售套餐内容，经双方确认后生效，通过双边议价协商形成零售套餐仅协商双方可见。

7.3.3.双边确认零售套餐交易方式

7.3.4.零售用户意向发布

7.4.1.零售套餐基本内容

售电公司参与零售市场，需通过零售交易平台向零售用户提供零售套餐，主要包括零售价格、标的周期、最大/小购买月份数、用户月均电量最大/小约束、用户电压等级范围、是否允许执行中变更、是否允许发起双边协商、解约方式及用户解约金等关键条款。另外，其他条款可通过双边协商时补充约定。

其中，零售套餐各月的零售价格由分月零售套餐确定，分月零售套餐分为基础价格套餐、组合价格套餐两类。

7.4.2.基础价格套餐

在不同时段、不同电量对应制定价格形成的套餐，包含有电量参数、电价参数。

7.4.2.1.电量参数

电量参数分为约定零售电量与不约定零售电量两个类型。约定零售电量的套餐需零售用户按月在零售交易时填写零售约定电量，标的月约定总电量不得超过零售用户变压器合同容量×24×标的月日历天数（允许执行中变更，经双方确认，可在交割月之前协商变更）。分时段套餐类型按月需约定24个时段对应电量，非分时段套餐类型暂不允许约定电量。对不约定电量的零售套餐，全部市场化用电量按照对应的电价交割与结算。

7.4.2.2.电价参数

电价参数由价格值与价差值组成，价格值与价差值按类型可分为固定值与浮动值（即事前约定计算逻辑而非具体数值）。

电价参数：按照24个小时划分的分时段电价参数，或不分时电价参数；对约定电量的套餐，需要分别约定合约电量的电价参数、偏差考核价格参数。

（1）价格浮动值

价格浮动值是指按照事前约定计算逻辑的方式确定价格，按月计算。现阶段价格浮动值包括以下几类：

1）分时段的价格浮动值包括月度及各旬集中竞价按日历天数加权出清电价、月度分时段集中交易（含集中竞价、滚动撮合）按日历天数加权出清电价、月度及各旬分时段集中交易（含集中竞价、滚动撮合）按日历天数加权出清电价。

（2）价差浮动值

价差浮动值是指按照事前约定计算逻辑的方式确定价差，按月计算。基础价格套餐的价差浮动值应保持一致。试运行初期暂不应用价差浮动值，待条件成熟后，引入市场运营费用分摊、返还等各项费用作为价差浮动值的基本要素。

7.4.3.组合价格模式

组合价格套餐由两个基础价格套餐组合形成，并分为基准套餐与浮动套餐。

（1）基准套餐与浮动套餐在结算时将计算同一市场化用电量下的综合电价，并进行高低比较，根据浮动系数计算出最终月度零售结算电价（分时段类型的月度零售结算电价为24个）。

（3）组合价格套餐中任何一个基础价格套餐为分时段电价参数进行约定时，该组合价格套餐为分时段类型，按照分时段实际用电量进行结算。

（4）电力零售市场运营初期，选用组合价格模式的零售套餐，暂不可约定电量。

7.4.4.套餐价格约束

7.4.5.零售套餐标的周期

指零售套餐可向零售用户售电的期限范围，包括交割起始月和交割终止月。

7.4.6.最大/小购买月份数

7.4.7.用户月均电量最大/小约束

指零售套餐中，针对购买该套餐的零售用户上一年度月均电量进行限制的约束。即要求用户上一年度月均电量（无该数据时，采用上月结算电量，下同）应介于月均电量最大/小约束之间。

7.4.8.用户电压等级范围

指零售套餐中针对购买该套餐的零售用户的电压等级限制。多个电压等级的用户的电压等级按最高电压等级计算。

7.4.9.是否允许执行中变更参数

指零售套餐中，针对零售套餐价格（含量、价、费参数）是否可变更的约定。零售用户可在各月交割开始前，发起零售套餐价格参数变更申请，售电公司确认后生效。

7.4.10.是否允许发起双边协商

指零售套餐中，售电公司针对零售用户是否可发起议价下单的行为进行标识。允许发起双边议价的零售套餐，表示挂牌售电公司允许零售用户发起议价邀约，购售双方可协商确定零售套餐内容。不允许发起双边议价的零售套餐，表示售电公司拒绝就该零售套餐与零售用户协商，零售用户只可直接下单购买。

7.4.11.零售套餐最大销量

售电公司针对零售套餐最大总计可售电量的限制。按照已购买该零售套餐的全部用户全部月份电量不高于零售套餐最大销量约束。各用户月度电量标准按照上一年度月均用电量计算，当出现上月用电量偏差超上年月均电量正负20%的情况时，经营主体可通过系统自愿选择上月用电量或上年月均用电量作为用电量取值。

7.4.12.解约方式及解约金

7.5.零售交易流程

7.5.1.售电公司虚拟商铺管理

符合国家和山西省有关售电企业准入标准的售电公司，可在山西电力零售交易平台开设电力零售交易虚拟商铺，并开展售电公司简介设置、LOGO图片设置、已上架零售套餐排序等业务。

7.5.2.零售套餐编制

零售套餐编制是指售电公司在满足零售交易系统参数配置约束的前提下，进行零售套餐各项参数设置的行为。

零售套餐的有效期限以自然月为单位，期限最短为1个月，超过1个月应为其整数倍。

7.5.3.零售套餐上架

零售套餐上架是指售电公司将其编制完成的零售套餐在零售交易平台挂牌的行为。零售套餐下架是指售电公司将其已挂牌的零售套餐撤牌的行为。零售用户已完成下单确认及已发起下单流程的零售套餐，不受零售套餐下架的影响。

零售交易平台建设初期，零售套餐上架前需完成预审核，预审核通过的零售套餐可由售电公司自主进行上架操作。随着市场发展与系统成熟度提升，将视情况取消零售套餐上架前的预审核环节。

7.5.4.零售套餐下架

套餐下架分为人工下架和自动下架。

（1）人工下架。每月零售交易截止日前（以交易公告为准），售电公司可在零售交易平台发起套餐下架流程，无需审核，即时生效。

（2）自动下架。售电公司自行设定套餐有效期限，当超过期限后，相应套餐自动下架；当零售套餐完成销售后，套餐自动下架，零售套餐完成销售是指其可供应的剩余总电量测算小于等于临界值（暂定为1MWh）。

7.5.5.零售用户下单确认

零售用户下单确认是零售用户通过零售交易平台进行零售套餐选择的行为，按照交易方式不同，可分为直接下单购买和议价下单购买两个类型。

（2）议价下单购买：零售用户对于带有可议价下单标识的零售套餐，零售用户可在满足与直接下单购买一致的约束校验的基础上发起议价邀约，售电公司根据双边协商的议价结果将该零售套餐各项参数及其他条款修改为双方协商一致的结果，由零售用户填写零售电量等参数并确认后即视为下单购买生效。

（4）任何一种下单方式均需满足零售套餐各项约束条件。零售套餐各项约束条件包括统一基础约束条件与零售套餐自定义约束条件。其中。统一基础约束条件为零售交易基本要求有关内容。零售套餐自定义约束条件为零售套餐关键条款中最大/小购买月份数、用户月均电量最大/小约束、用户电压等级范围等内容。

8.1.零售合同生成与签订

8.2.零售合同的变更

8.3.零售合同提前解除

9.1.1.售电公司

售电公司在批发市场采用“日清月结”的模式。以签约的零售用户市场化实际用电量为基础开展量价清分，出具日清分账单。以月度为周期出具结算依据，开展电费结算。日清分账单不含零售市场售出电量电费。

9.1.2.零售用户

零售用户在零售市场以月度为周期进行结算，以零售用户市场化实际用电量为基础，依据零售套餐按月开展电费结算。

9.2.结算模式

9.2.1.售电公司

售电公司结算电费采取费差方式，即：售电公司结算电费=零售市场售出电费-批发市场购电费。

售电公司批发市场购电费，包含电能量电费、市场运营费用。电能量电费方面，中长期合约曲线分解电量按照中长期合同约定价格结算；日前市场申报电量与中长期合约曲线分解电量的偏差部分，按照省内现货日前市场统一结算点电价进行结算；所代理零售用户市场化用电量与日前市场申报电量的偏差部分，按照省内现货实时市场统一结算点电价进行结算；售电公司代理零售用户月度市场化实际用电量与累计分时实际用电量之差部分（即调平电量），按照省内现货月度实时市场加权平均价进行结算；用户侧价差调整电费分摊费用按照《电力市场电费结算实施细则》中批发用户结算条款执行。市场运营费用方面，按照《电力市场电费结算实施细则》中批发用户结算条款执行。

售电公司零售市场售出电费，即代理零售用户结算电费之和。

9.2.2.零售用户

对选择基础非分时套餐的零售用户，在M+6日内进行电费结算并收费。对选择基础非分时以外套餐的零售用户，在M+6日内开展月度预结算并收费。其中，对选择非分时组合套餐的零售用户，按基准套餐开展预结算。对选择带有分时属性套餐的零售用户，对分时套餐先按其分时交易均价及月度市场化电量进行预结算。分时交易均价通过分时约定电量与对应时段分时约定价格计算得到。若零售用户和售电公司约定了分时电价，但分时约定电量为零或未约定分时电量，则按照双方约定的分时段电价的算术平均价及月度市场化电量进行预结算。若零售用户与售电公司选择带有分时属性的组合套餐，以基准套餐开展预结算。确定调平电量后，进行最终结算。预结算零售用户的最终结算结果与预结算结果之间的差额电费随次月电费一并发行。

9.3.结算时段

批发市场以每15分钟作为一个结算时段。零售市场，分时段交易以月小时作为一个结算时段，非分时交易以月作为一个结算时段。

9.4.结算电量

零售用户以月度市场化实际用电量，作为其市场化结算电量。

售电公司以其代理零售用户市场化实际用电量之和，作为其市场化结算电量。

现货模式下，对用户存在定量、定比扣减关系的，各时段扣减定量电量=月度定量电量/（核算周期实际天数×96），主表扣减定量结果小于零时按零计算；各时段扣减定比电量=各时段抄见电量×月度定比值。

9.5.结算电价

批发市场主要涉及：中长期市场成交电价、省内现货日前市场统一结算点电价、省内现货实时市场统一结算点电价、省内现货月度实时市场加权均价。

零售市场主要涉及：售电公司与零售用户签订的零售套餐价格。

结算时批发市场相应交易类型包括普通、5G/低压、互动响应等。根据市场发展情况同步更新。

9.6.结算流程

9.6.1.结算数据准备

9.6.2.日清分

零售市场日清分仅针对售电公司，具体流程参照《电力市场电费结算实施细则》执行。

9.6.3.月结算

9.6.3.1.零售用户

C交易=C电能+C偏差

C交易、C电能、C偏差根据本实施细则中零售套餐计算原则确定。

C用户解约费用=P解约价格×Q月均签约×N未履约

C用户解约费用为用户解约责任电费；

P解约价格为违约度电价格；

Q月均签约为解约用户月均签约电量，未约定电量的合约按照上年月均电量计算；

N未履约为解约月数。

流程时序例：某零售用户与售电公司于5月12日签订6-9月合约，如合同约定在确认期间可单方解除且不承担解约责任，零售用户于5月15日前无责单方解除合同；如合同约定零售用户有支付解约金即可单方解除合同的权利，则6月15日前零售用户可主张单方解除合同并一次性支付7-9月解约金。

9.6.3.2.售电公司

售电公司所代理零售用户在零售市场中交易电费之和，扣除售电公司在批发市场应支付的购电费，差额为售电公司月度结算电费。

售电公司收入R售电公司,月总电费=R零售市场售电收入-C批发市场购电支出

其中：R零售市场售电收入为售电公司代理零售用户交易电费；

C批发市场购电支出为售电公司在批发市场购电支出，C批发市场购电支出=C电能+C市场运营费用（用户）=C合约+C日前+C实时+C调平用电+C价差调整分摊+C市场运营费用（用户）。

C电能为售电公司月度结算电能量电费；

C合约为售电公司在中长期交易市场的合约电费；

C日前为售电公司在日前市场的结算电费；

C实时为售电公司在实时市场的结算电费；

C调平用电为售电公司月度结算的调平电费；

C价差调整分摊为售电公司用户侧价差调整电费分摊费用；

C市场运营费用（用户）为售电公司市场运营费用。

具体计算公式按照《电力市场电费结算实施细则》中批发用户结算规则执行。其中：

零售用户分时实际用电量为抄见电量按时段扣减非市场化电量部分；

售电公司分时结算电量=∑代理零售用户分时实际用电量；

零售用户月度市场化实际用电量为月度抄见电量按月扣减非市场化电量部分，加线、变损电量；

售电公司月度结算电量=∑代理零售用户月度市场化实际用电量；

售电公司月度调平电量=∑代理零售用户月度市场化实际用电量（包括线、变损电量）与累计分时实际用电量之差。

售电公司单方确认解约时，按照以下原则计算并支付解约金。

C售电解约费用=P解约价格×Q月均签约×N未履约

C售电解约费用为售电公司解约责任电费；

Q月均签约为被解约用户月均签约电量，未约定电量的合约按照上年月均电量计算；

9.6.4.电量电费退补

经营主体由于历史用电量计量差错等原因需要进行电费追退补调整的，需重新计算涉及月份有关经营主体的市场化电费，并将差额电费纳入待追补电费事项。电量差错追退补调整追溯期原则上不跨年。

售电公司追退补购电支出：退补结算方式按照《电力市场电费结算实施细则》电费追补管理规定执行。

售电公司追退补电费R售电公司追退补电费=R零售市场追退补结算电费-C批发市场追退补购电支出

9.7.零售套餐计算原则

P电价参数=P价格+P价差

P电价参数为零售套餐中约定的电价参数，包括P约定、Pi约定、Pi偏差等。

9.7.1基础价格套餐计算原则

（1）非分时且不约定电量套餐

C电能=P约定×Q实际

C电能为零售用户电能量电费；

P约定为零售套餐约定电价；

Q实际为零售用户月度市场化用电量。

（2）分时且不约定电量套餐

C电能=∑Ci电能(基础)+C调平

Ci电能(基础)=Pi约定×Qi实际

C调平=（∑Ci电能(基础)）/（∑Qi实际）×Q调平，当分时电量全为0时，将分时交易均价作为调平电价，分时交易均价按照9.2.2规则计算。

Ci电能(基础)为零售用户基础套餐全月i时段电能量电费；

C调平为零售用户月度调平电费；

Pi约定为i时段约定价格；

Qi实际为零售用户全月i时段市场化用电量；

Q调平为零售用户月度调平电量，调平电量为零售用户月度市场化用电量（包括线、变损电量）与累计分时实际用电量之差。

（3）分时且约定电量套餐

C偏差=∑Ci偏差(基础)

情形一：当Qi实际

Ci偏差(基础)=Pi偏差×(Qi约定下限-Qi实际)

情形二：当Qi约定下限≦Qi实际≦Qi约定上限时，

Ci偏差(基础)=0

情形三：当Qi实际>Qi约定上限时，

Ci偏差(基础)=Pi偏差×(Qi实际-Qi约定上限)

Qi约定下限=Qi约定×(1-λ负偏差免除比例）

Qi约定上限=Qi约定×(1+λ正偏差免除比例）

C交易为零售用户交易电费，含电能量电费和偏差电费；

C偏差为零售用户偏差电费，未约定电量的零售套餐无该费用；

Ci偏差(基础)为零售用户基础套餐全月i时段偏差电费；

Qi约定下限为i时段约定电量下限；

Qi约定上限为i时段约定电量上限；

Qi约定为i时段约定电量；

λ负偏差免除比例为套餐约定负偏差免除比例；

λ正偏差免除比例为套餐约定正偏差免除比例；

Pi偏差为i时段偏差电量电价，0≦Pi偏差≦5元/兆瓦时。

9.7.2.组合价格套餐计算原则

当Q实际不为0时，

情形一：当C基准≥C浮动时，

P组合套餐差价=（C浮动-C基准）/Q实际×K向下

情形二：当C基准＜C浮动时，

P组合套餐差价=（C浮动-C基准）/Q实际×K向上

（1）基准套餐为非分时套餐时

P组合=P基准+P组合套餐差价

C电能=P组合×Q实际

（2）基准套餐为分时套餐时

C电能=∑Ci电能(组合)+C调平

C偏差=∑Ci偏差(组合)

Ci电能(组合)=Ci电能(基准)+P组合套餐差价×Qi实际

C调平=（∑Ci电能(组合)）/（∑Qi实际）×Q调平，当分时电量全为0时，将零售用户基准套餐分时交易均价作为调平电价，分时交易均价按照9.2.2规则计算。

当C偏差(基准)≥C偏差(浮动)时，Ci偏差(组合)=Ci偏差(基准)×（1-K向下）+Ci偏差(浮动)×K向下

当C偏差(基准)＜C偏差(浮动)时，Ci偏差(组合)=Ci偏差(基准)×（1-K向上）+Ci偏差(浮动)×K向上

当Q实际为0时，

C电能=0

C交易=C偏差=∑Ci偏差(组合)

Ci偏差(组合)与Q实际不为0时偏差电费计算公式相同。

C基准为零售用户基准套餐电能量电费，按照基础价格对应套餐类型电能量电费计算原则执行；

C浮动为零售用户浮动套餐电能量电费，按照基础价格对应套餐类型电能量电费计算原则执行；

P组合套餐差价为组合价格综合结算差价；

Q实际为零售用户月度市场化用电量；

K向下为用户向下承担比例系数；

K向上为用户向上承担比例系数；

P组合为组合价格套餐结算电价；

P基准为组合套餐中基准套餐结算电价；

C偏差为零售用户偏差电费；

Ci电能（组合）为零售用户组合套餐全月i时段电能量电费；

Ci电能(基准)为零售用户基准套餐全月i时段电能量电费，通过零售用户i时段约定价格与相应时段市场化用电量计算得到；

C偏差(基准)为零售用户基准套餐偏差电费；

C偏差(浮动)为零售用户浮动套餐偏差电费；

Ci偏差(组合)为零售用户组合套餐全月i时段偏差电费；

Ci偏差(基准)为零售用户基准套餐全月i时段偏差电费，按照基础价格对应套餐类型偏差电费计算原则执行；

Ci偏差(浮动)为零售用户浮动套餐全月i时段偏差电费，按照基础价格对应套餐类型偏差电费计算原则执行。

10.1.零售交易平台建设原则

为满足零售市场建设需要，售电公司与零售用户通过零售交易平台开展零售交易、签订零售合约、获取结算信息。零售交易平台是山西电力交易平台的重要组成部分，由山西电力交易中心按照零售市场规则，负责山西电力零售交易平台的建设与运营。

10.2.虚拟商铺与零售套餐排序机制

各经营主体查看的默认平台首页及虚拟商铺列表、零售套餐列表均随机排序。经营主体可通过以下条件选择展示的排序。

（1）售电公司虚拟商铺列表排序条件包括但不限于以下项目：售电公司信用评价等级、当年标准零售套餐累计销量（电量）、当年标准零售套餐累计销量（用户数）、累计零售电量规模、当年双边议价零售套餐累计销量（电量）、售电公司服务能力评价等级、平台用户评价等内容。

10.3.零售交易平台功能扩展

山西电力零售交易平台除开展用户注册、入市及身份转换、零售交易、结算、信息披露等基础性功能外，还将视零售市场发展需要逐步扩展以下功能：零售百科及零售用户培训服务，辅助计算零售用户典型用电曲线、零售套餐预估电价，零售合约执行跟踪及其附属服务，电力零售交易接口设计与运营，智能客服与评价等内容。

（3）零售合约执行跟踪及其附属服务：视零售市场发展需要，搭建满足零售双方的日常运营管理的信息交互平台，包括用电计划申报与跟踪、需求侧响应管理、计量电量核对、异议反馈等服务。

（5）智能客服与评价：应用AI学习技术创建智能客服功能，向开设虚拟店铺的售电公司提供智能问答、导航等服务，向交易各方提供满意度评价功能及展示页面。

10.4.零售交易平台异常处置机制

按照信息公开范围，零售市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息三类。

公众信息：是指向社会公众披露的信息。

公开信息：是指向所有市场成员披露的信息。

私有信息：是指向特定的经营主体披露的信息。

11.1.零售市场公众信息

（1）售电公司名单及信用评价等级；

（2）售电公司名单、联系方式以及代理用户电量、绑定户数排名情况；

（3）市场化用户名单（标注是否已绑定售电公司、绑定截止日期）、联系方式；

（4）各经营主体注册类公示信息；

（5）店铺套餐信息版块，入住零售平台的各商家按照平台注册规定对外披露市场信息，包括店铺名称、联系方式、次月交易限额、套餐信息等。

11.2.零售市场公开信息

（1）零售市场公告信息；

（2）价格浮动值信息，包括以下几类：

分时段的价格浮动值包括月度集中竞价出清电价、月度及各旬集中竞价按日历天数加权出清电价，条件成熟后，发布各售电公司自身中长期交易成交均价等浮动值。

不分时段的价格浮动值包括电网代理购电价格（参考按月公开发布价格，含保障居民农业价格稳定的新增损益折价）、月度集中竞价各时段出清电价算术平均值等。

（3）每月售电公司批发市场整体购电结算均价；

（4）每月零售用户结算电量、结算均价、价格分布情况；

（5）每月零售市场各类零售套餐的结算电量规模及其比重、结算均价；

（6）每月零售市场带有分时属性零售套餐的各时段结算电量、结算均价；

（7）每月零售价格排序前五（由高到低）以及超过全市场月度零售均价1.15倍的售电公司企业名单。

11.3.零售市场私有信息

（1）用户历史用电量信息，包含分时用电数据；

（2）用户、售电公司历史成交订单信息；

（3）用户历史所选套餐月度实际结算电量、电价信息；

（4）售电公司月度结算信息；

11.4.批发市场信息

12.1.政策影响

12.2.法律影响

12.3.零售市场衔接

12.3.1.与电力批发市场衔接

在批发交易价格与零售交易价格衔接与传导机制方面，通过价格浮动项实现批发交易价格与零售交易价格的关联，为经营主体提供市场价格联动的多样化方式。

在批发侧电量偏差责任方面，通过售电公司打捆与整合用能资源，强化用能管理与负荷预测。零售双方可采用在套餐中约定零售电量方式及对应偏差价格的方式，厘清双方偏差责任。

12.3.2.与“负荷类”虚拟电厂衔接

附件1

客户须知

为维护您的利益，请在下单并签订本合同之前，仔细阅读本合同各条款，并特别注意如下事项：

1、您已承诺提交的申请文件、资料真实、合法、有效，交易意愿真实。

2、您将本着诚实、信用原则，自愿下单并履行本合同。

3、在下单前，您必须阅读并同意本合同条款内容，点击“我已知晓并同意”该合同并下单成功后，视为交易双方同意按照该合同履行权利义务，您的行为即受本合同约束。

4、下单及合同在线签订必须由用户本企业办理，不得由他人代办。

5、您可通过山西电力交易平台，确保用户本企业操作的前提下进行零售电力交易，同时通过账号密码、密保手机、人脸识别、电子营业执照等一种或多种方式校验身份，校验通过的，均视为用户本企业进行交易。

6、合同经双方使用身份要素信息在山西电力零售交易平台中分别确认同意后立即生效，暂不加盖双方公章或合同章。

山西电力零售交易合同

甲方（电力用户）：

法定代表人：

住所地：

联系方式：

乙方（售电公司）：

第一章总则

第二章基本陈述

第三条甲、乙双方在此向对方陈述如下：

1.本方为一家依法设立并合法存续的企业，在山西电力市场完成注册，具备电力市场交易资格，有权签署并有能力履行本合同。

2.本方已充分理解山西电力市场有关规则，完全清楚电力市场可能存在的风险，认同成交结果，并同意自行承担可能存在的后果。

3.本方签署和履行本合同所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得营业执照和电力业务许可证等）均已办妥并合法有效。

第三章权利和义务

第四条甲方的权利：

1.根据与电网企业签订的《供用电合同》，按照国家有关法规享受电网企业提供的有关接入和用电服务。

3.按照本零售协议约定的套餐及零售电价购买电量。

4.根据本合同约定向乙方收取违约金和赔偿金。

第五条甲方的义务：

1.根据实际用电需求，向乙方提供履行本合同有关的历史用电数据和计量数据。

3.按时向电网企业支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等各类费用。

4.根据本合同约定向乙方支付违约金和赔偿金。

第六条乙方的权利：

3.根据本合同约定向甲方收取违约金和损害赔偿金。

第七条乙方的义务：

1.按照国家的法律、规定和技术规范，为甲方提供电力交易销售服务，遵守山西省电力市场规则，参与电力零售交易，合理规范完成交易。

4.按照电费账单按时足额向国网山西省电力公司支付结算费用。

5.根据本合同约定向甲方支付违约金和损害赔偿金。

第四章零售交易电量、电价等

第八条零售套餐商品

甲乙双方通过零售平台达成的零售套餐商品详情见附件，根据甲乙双方在零售平台对已交易商品进行的电量、电价等约定的调整，附件内容将自动补充更新。

第五章计量与结算

第九条电能计量

甲方结算电量以甲方与电网企业签订的《供用电合同》中所注明的计量点关口表计量的电量为准。本合同履行期间，若电能计量点（或营销户号）发生变更，甲方应以书面方式及时通知乙方，双方以书面方式向交易中心申请变更。

第十条结算方式

2.甲方月度结算电量按甲方月度实际电量结算。

第六章增值服务

第十一条甲乙双方可约定电力生产、运维、节能改造、综合能源服务等增值服务，服务内容及费用标准由双方另行约定，以补充协议方式签订，并上传至零售平台备案。

第七章合同生效、变更和解除

第十二条本合同经甲乙双方使用身份要素信息在零售平台中分别确认同意后立即生效，暂不加盖双方公章或合同章。

第十三条涉及本合同的变更事宜，由甲乙双方使用身份要素信息共同在零售平台中操作确认。

零售合同的变更由任意一方发起，当零售双方就变更零售合同参数确认达成后，在原零售合同基础上就变更后的合同参数生成新的补充内容。

第十四条因国家法律、法规发生变化或者政府有关部门、能源监管机构出台有关规定、规则，导致双方不能正常履行合同约定时，双方应相应变更本合同。

第十五条如任何一方发生下列事件，则另一方有权在发出解除通知后解除本合同：

1.一方被申请破产、清算或被吊销营业执照；

2.一方与另一实体联合、合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能合理地承担其在本合同项下的所有义务；

3.一方被交易中心注销市场注册；

第十六条合同的提前解除：

1.零售双方按照合约约定的解约方式，包括双方协商解约、违约金解约、限时无理由解约，可提前解除零售合约。

2.采取双方协商解约方式时，需合约一方发起，经另一方确认后终止零售合约。

3.采取限时无理由解约方式时，零售用户根据购买的零售套餐关于限时无理由解约的约定，在零售合同解约截止日期前，且自套餐购买时刻起不超过无理由解约时限，无条件解除该零售合同。

4.采取违约金解约方式时，零售用户可以按照零售套餐约定的违约责任，通过第三方支付工具向售电公司足额支付违约金，交易机构按照购售双方零售合同约定，并根据第三方金融机构反馈的支付及到账信息判定零售合约是否具备解约条件。违约金额的计算方法为零售合同双方约定的违约金标准×零售用户选择的解约月份数×电网公司提供的上年月均用电量或上月实际用电量或变压器容量计算月用电量50%（按规则确定的数据取用顺序执行）。

零售用户提出违约金解约申请，并完成违约金支付操作，当满足以下三种情况的任意一种情况时，交易平台根据零售用户解约操作行为及支付结果视为双方已达成解约条件，双方即解除相应零售协议。

1）零售用户通过第三方金融机构向售电公司成功支付违约金，付款方零售用户、收款方售电公司分别与零售合同双方一致，且售电公司足额收到零售用户支付的违约金。

售电公司违约金收款账户名称必须与售电公司名称保持一致，并确保收款账户始终处于正常状态。因收款方问题，如账户状态异常、账户及名称错误等，导致零售用户违约金支付失败，零售合约被执行解约，由此造成的经济损失、合约损失由售电公司自行承担。

第八章合同违约和赔偿

第十七条违约的处理原则

1.任何一方违反本合同约定条款视为违约，合同任一方有权要求违约方承担违约责任并赔偿违约造成的经济损失。

2.如发生第十五条情形及虚假信息、停产、变更、退市等行为，影响企业履行合同义务的情形，违约方给守约方造成的一切直接或间接损失，由违约方承担赔偿责任。

3.违约方应承担继续履行合同、采取补救措施等责任。在继续履约或者采取补救措施后，仍对非违约方造成其他损失的，应当赔偿损失。

4.在本合同履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可在履行期限届满前解除合同并要求其承担相应的违约责任。

5.一方违约后，另一方应当采取适当的措施防止损失进一步扩大，如果因被违约方没有采取适当措施致使损失扩大的，则其不得就扩大的损失要求违约方承担赔偿责任。

第十八条其他违约赔偿条款，可由甲、乙双方协商确定，以补充协议方式签订，并上传至交易平台备案。

第九章不可抗力

第十九条不可抗力按照《中华人民共和国民法典》有关规定执行。

第二十条甲、乙双方中任何一方由于不可抗力的原因不能履行合同时，应在不可抗力发生后尽快补救，并于发生时起24小时内向对方通报不能履行或不能完全履行的理由，以减轻可能给对方造成的损失，在取得有关机构证明以后，本合同允许延期履行、部分履行或者解除合同。

第十章送达与争议解决

第二十一条本合同首部约定的联系方式、地址信息等适用于双方往来联系、书面文件、司法诉讼文书的送达。甲乙双方联系信息出现变更的，变更一方应在变更后3日内书面告知另一方，未告知的视为未变更。按照上述信息送达的，签收的，签收当时为送达；未签收的，自邮寄或发送之日起5日内视为送达。

第二十二条双方地址为本合同所注明的地址，适用于司法送达（包括民事诉讼的一审、二审、再审、执行阶段及仲裁程序），人民法院或仲裁机构进行送达时可直接邮寄送达，即使被告（或被申请人）未能未收到邮寄送达的文书，也应当视为送达。若有变动，应采用书面形式通知对方。

第二十三条凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请电力监管机构和政府电力行业主管部门调解。协商或调解不成的，任何一方可依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第十一章附则

第二十四条保密

甲、乙双方均应保证其从另一方取得的所有无法自公开渠道获得的资料和文件（包括财务、技术等内容）予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，不得向任何第三方透露该资料和文件的全部或任何部分，但按照法律、法规规定可做出披露的情况除外。本合同中保密的条款在本合同解除后仍然有效。

第二十五条未尽事宜，由双方协商签订补充协议，补充协议与本合同具有同等法律效力，并上传至交易平台备案。

附件2

3.术语定义

4.市场成员

5.参与现货交易需具备的技术条件

6.市场衔接机制

6.1中长期交易与现货交易的协调

6.2省间与省内现货市场的协调

6.3辅助服务与现货能量市场的协调

6.4容量电价与现货能量市场的协调

7.日前省内现货交易

7.1.边界条件

7.2.事前信息发布

7.3.交易申报

7.4.市场力检测及缓解

7.5.日前电能量市场的出清过程

7.6.日前电能量市场出清数学模型

7.7.特殊机组在日前电能量市场中的出清机制

7.8.日前电能量市场安全校核

7.9.交易结果发布

7.10.日前调度计划调整

7.11.日前发电终计划

8.实时省内现货交易

8.1.组织方式

8.2.边界条件

8.3.实时电能量市场出清

8.4.特殊机组在实时电能量市场中的出清机制

8.5.实时电能量市场安全校核

8.6.市场出清结果发布

8.7.实时运行调整

8.8.火电机组结算价格替代

9.现货市场信息披露

9.1.日前市场申报开始前发布

9.2.日前、实时市场出清完成后发布

9.3.实时发布

10.特殊情况处理机制

10.1.保供电时期处理机制

10.2.自然灾害影响期处理机制

10.3.系统出清异常处理机制

10.4.价格异常处理机制

10.5.市场违约行为考核

10.6.实时市场熔断机制

10.7.市场干预与中止

11.风险防范和控制

12.信息发布与保密规定

13.市场监管

14.附则

本实施细则适用于山西省电力现货市场的建设、运营、管理、组织与实施。

（1）电能量市场：指以电能量为交易标的物的市场。

（2）直调负荷：指国网山西电力调度控制中心统配用电负荷。

（3）母线负荷：指山西省内220千伏变电站的母线下网负荷，即节点负荷。

（4）负荷预测：指根据电网运行特性，综合自然条件、天气预报、来水情况、经济状况与社会事件等因素，对电力调度机构所辖电网未来特定时刻或时段的负荷需求进行预测的行为。

（5）运行备用：指在电力系统运行方式安排及实时调度运行中，为了应对负荷预测误差、设备的意外停运、机组发电故障、可再生能源功率波动等所预留的可随时调用的额外有功发电容量。

（6）安全约束机组组合（Security-ConstrainedUnitCommitment，SCUC）：指在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等为优化目标，计算编制分时段的机组开停机计划。

（7）安全约束经济调度（Security-ConstrainedEconomicDispatch,SCED）：指在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等为优化目标，计算编制分时段的机组发电出力计划。

（8）运行日（D）：为实际执行日前电能量市场交易计划的自然日，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。

（9）竞价日：为运行日的前一日（D-1）。

（10）日前电能量市场：运行日提前1日（D-1日）进行的决定运行日（D日）机组组合状态和发电出力计划的电能量交易市场。

（11）实时电能量市场：运行日（D日）进行的决定（D日）未来15分钟最终调度机组发电出力计划的电能量交易市场。

（12）市场出清：指调度机构根据市场运营规则基于SCUC/SCED市场出清程序软件计算确定各机组中标电力和现货市场价格的过程。

（13）安全校核：调度机构对发电计划、市场出清结果和电网运行操作等内容，从电力系统运行安全角度分析其安全性和电力电量平衡的过程。现货电能量市场交易的安全校核与市场出清同步进行，市场出清结果必须严格满足国家和行业的政策、标准要求，同时满足电网安全稳定运行、机组安全运行以及电力电量平衡约束条件。

（14）必开机组、必停机组：因电网安全约束、民生供热保障或政府环保等要求，部分发电机组在某些时段需要并网发电或配合停机。这类机组在市场出清前进行标记，在该时段内明确设置为运行或停运状态的机组或机组群。

（18）市场力：经营主体操纵市场价格，使之偏离市场充分竞争情况下所应达到的价格水平的能力。

（19）负荷侧虚拟电厂：是指售电公司聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户（包括电动汽车、储能、可控负荷、可中断工商业负荷等），作为一个整体组建成虚拟电厂，在市场中对外提供用电调峰资源和服务。

（20）有序用电：指当电力平衡紧张时，供电企业发布错避峰用电预警信号，按照政府批准的有序用电方案，执行错峰、避峰、轮休、负荷控制等系列措施，达到减少或者推移某时段的用电负荷的效果。

（21）节点电价：指山西电网220千伏及以上电压等级母线的现货出清电价。

现货市场成员包括各类发电企业、电力用户、售电公司、独立辅助服务供应商、抽蓄电站、新型储能和虚拟电厂等，电网企业和市场运营机构。其中，各类省调发电企业（不含自备电厂、煤层气电厂、水电厂等）、电力用户、售电公司、抽蓄电站、新型储能、虚拟电厂等为参与现货交易的经营主体。

经营主体应符合国家和山西省有关准入条件，满足参与电力现货市场交易的计量、通信、控制等技术条件，符合信用管理要求，在山西电力交易中心注册，遵守电力市场运营规则，通过山西电力交易平台参与交易，接受电力监管机构、政府部门的监督，服从市场管理，接受电力调度机构的统一调度，履行法律法规规定的权利和义务。对于新投产的发电企业在当月15日前获得发电业务许可证后，应及时通知山西电力交易中心，经向市场公示后，次月起准入市场，自主选择参与中长期交易和现货交易。

山西电力交易中心与国网山西省电力公司电力调度控制中心作为电力市场运营机构，共同负责电力市场的组织运行。总体上，山西电力交易中心负责市场注册、市场申报、中长期交易组织、出具市场结算依据、合同管理、市场信息发布等。国网山西电力调度控制中心负责现货及辅助服务交易组织、现货及辅助服务交易出清、安全校核、阻塞管理、交易执行、交易清算等。

电网企业负责市场的统一结算。山西电力交易中心负责向电网企业出具电量结算依据，电网企业据此进行电费结算并通过交易平台向经营主体公布，经营主体根据现行规定进行资金结算。各经营主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变。

各市场成员具体权责遵循《电力市场准入与退出管理实施细则》。

各经营主体参与现货交易需具备的技术条件、注册程序及市场退出等具体内容遵循《电力市场准入与退出管理实施细则》。

采用“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的交易模式。中长期交易结果不作为调度执行依据。

在现货市场申报前，各发电企业的中长期交易电量须分解为交割日的分时电量结算曲线。

各新能源企业（除晋北风电基地等无保障性电量的场站以外）的政府定价电量及曲线分解规则如下：

（1）D-1日08:30前，电力调度机构预测D、D+1、D+2日省内非市场用户96点用电负荷曲线，剔除非市场机组发电曲线（自备电厂、燃气供热电厂、煤层气电厂、水电、未入市的新能源项目等）后，形成D、D+1、D+2日可向省内发电侧分配的政府定价电量及其96点曲线。

其中，供热期间，燃气电厂按照核定的供热下限分配政府定价电量，若某时段（15分钟）燃气电厂实际发电量小于等于核定供热下限的电量，其结算价格执行政府定价；若某时段（15分钟）燃气电厂实际发电量大于核定供热下限的电量，其偏差部分的实际结算价格按照现货市场价格结算，核定供热下限电量仍按照政府定价执行。

（2）在此基础上，电力调度机构按照“以用定发”的匹配原则，将D、D+1、D+2日省内发电侧政府定价电量的96点曲线，以15分钟为周期，向选择保留政府定价电量的新能源企业分配。若某15分钟内，发电侧政府定价电量已在前序梯次分配完成，则不再向后续梯次进行分配。

（3）每15分钟内，可分配的发电侧政府定价电量，按照各新能源企业功率预测，占该时段全部新能源企业功率预测的比例进行分配，并不超过新能源企业预测功率。若某新能源企业已完成政府下达的年度保障性利用小时，则不再参与上述分配。

（4）D-1日08:30前，向市场发布D、D+1、D+2日各发电企业政府定价电量的分解曲线结果。其中，D日分解结果作为正式结算依据，D+1、D+2日分解结果作为参考依据，每日滚动更新。

日前省内和省间现货市场采取“分别报价、分别出清”的组织方式，在日前省内现货市场预出清结束后，发布各机组次日发电预计划曲线和富余发电能力曲线，作为参与省间现货市场的边界条件。省内火电机组和新能源发电企业依据日前省内现货市场的预出清结果，参照自身各时段的富余发电能力，自愿参与省间现货市场。鼓励新能源企业在消纳困难时，积极申报参与省间现货市场实现增发满发。

省间现货市场的交易组织与实施按照《省间电力现货交易规则（试行）》（国家电网调〔2021〕592号）执行。

优化省间现货和省内现货市场的衔接机制。当竞价日（D-1日）省内现货市场预出清的统一结算点价格算术平均值超过二次价格限值上限时，对省调发电机组参与日前省间现货市场实施准入优化管理。具体如下：在日前省内现货市场预出清结束后，在考虑电网安全备用容量的基础上，按照全天96个时段分别计算省调发电机组的总体富余发电能力是否大于该时段外送通道的最大输送容量，若小于，则该时段所有省调发电机组均可参与省间现货市场交易；若大于，则对每个时段分别按照机组预出清负荷率由高到低进行排序，累加机组富余发电能力直至满足该时段外送通道最大输送容量的1.1倍为止，以最后一台机组的负荷率为基准，大于等于此负荷率的发电机组可按照富余发电能力参与省间现货市场，其他发电机组该时段不参与省间现货市场。上述机制待技术支持系统具备条件后实施。

6.3.1调频市场与现货能量市场的协调

调频市场在日前现货市场机组组合确定后开展，采取集中竞价、边际出清的组织方式，确定次日五个时段（00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00）的系统所需的调频容量和调频机组序列。调频机组中标后，需预留一定比例的上下调节容量，剩余发电空间依据机组报价按照现货市场出清规则确定日前发电计划曲线。调频机组预留的上下调节容量比例，由电力调度机构按照电网运行需要进行调整并向市场发布。调频机组可申报参与省间现货市场。

实时运行阶段，调频机组按照日前中标结果或日内更新计算结果投入调频状态，实际发电曲线与日前计划的偏差按照实时现货市场的价格进行结算。

实时市场中，若调频机组实际发电出力高于日前现货交易计划，且其实际发电出力所在报价段的报价高于其实时节点电价时，按照其报价和（1.2倍基准价）的较小值与实时节点电价的正差价对该15分钟时段内机组实际发电超过日前计划的上网电量进行补偿，具体补偿计算方法见市场运营费用调频量价补偿章节。

若调频机组实际发电出力低于日前现货交易计划，且其实际发电出力所在报价段的报价低于其实时节点电价时，按照其实时节点电价与报价或K倍基准电价较大者的正差价对该15分钟时段机组日前计划超过实际发电的上网电量进行补偿，具体补偿计算方法见市场运营费用调频量价补偿章节。

需注意，在机组进行调频试验期间，不获得调频量价补偿和里程收益补偿。

为进一步引导火电机组提升调频服务质量，增加调频性能筛查机制，根据每15分钟的机组i排序出清性能指标（即最近一天参与调频市场出清的历史调频性能指标）与机组i实际执行的性能指标及，对机组i的调频量价补偿费用进行调整，具体如下。

调频机组量价补偿费用的分摊办法详见《电力市场电费结算实施细则》。

火电机组在现货市场中按照五个时段自行申报运行下限。在非供热期，火电机组申报的运行下限应大于等于额定容量的30%，小于等于额定容量的50%。在供热期，非供热机组申报的运行下限应大于等于额定容量的30%，小于等于额定容量的50%；供热机组申报的运行下限应大于等于额定容量的30%，小于等于山西能源监管办和省能源局核定的供热运行下限。经试验合格，机组确实具备运行下限低于额定容量30%的安全稳定运行条件时，可向调控机构提出书面申请，经批准后降低其可申报的运行下限。

为配合调频市场开展分时段交易，优化主辅市场衔接机制，火电机组可按00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00，五个交易时段申报不同的运行下限，实现向下调节和提供调频的自由选择。

调频辅助服务具体按照山西能源监管办有关文件执行。

6.3.2备用市场与现货能量市场的协调

适时启动正备用辅助服务市场试运行。正备用市场在日前与现货电能量市场（含机组组合确定阶段）、调频辅助服务市场顺序出清、分别优化。备用市场的信息披露、市场申报和结果发布等环节与日前现货市场、调频市场同步开展，三个市场顺序组织、依次出清、分别定价、各自结算。具体按照《山西正备用辅助服务市场运营规则（试行）》执行。

按照发改价格〔2023〕1501号文件要求，在电力现货市场连续运行的地方，可研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制，具体方案另行研究制定。

日前省内现货市场组织的边界条件包括：省间中长期交易形成的联络线外送电曲线，因安全约束、电压支撑、供热民生或政府要求的必开、必停机组，电网和机组检修计划、新能源机组申报的次日发电预测曲线，网络拓扑和参数，次日系统、母线负荷预测曲线。

7.1.1.日前电网运行边界条件准备

7.1.1.1.网络拓扑

电网网络拓扑和电网检修计划作为日前省内现货市场组织和出清计算的边界条件。

7.1.1.2.负荷预测

日前负荷预测包括次日96点统调负荷曲线预测、96点的220千伏母线负荷预测，非市场化用电负荷预测。

（1）统调负荷预测

统调负荷预测是指预测运行日零时开始的每15分钟的统调负荷需求，每天共计96个点。国网山西电力调度控制中心负责开展运行日全网的日统调负荷预测，预测时需综合考虑但不仅限于以下因素：历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、用户用电需求变化、各地区供电企业负荷预测、节假日或社会重大事件影响、需求侧响应及有序用电、政府环保要求等情况。

（2）母线负荷预测

母线负荷预测是指预测运行日零时开始的每15分钟的220千伏母线节点负荷需求，每天共计96个点。省内各地市供电企业及山西地方电力公司负责根据综合气象因素、工作日类型、节假日影响、运行方式变化、地方小电厂出力预测、需求侧响应及有序用电等因素，预测运行日辖区范围内的母线负荷。

7.1.1.3.省间中长期交易形成的联络线外送曲线

省间中长期交易，包括省间国家指令性计划、政府间协议和市场化省间交易。省间中长期交易形成的外送电曲线，作为日前省内现货市场组织的边界条件。

7.1.1.4.新能源预测出力约束

根据新能源机组申报的次日96点发电预测曲线，在满足系统安全、网络约束和电力平衡的基础上，作为日前省内现货市场组织的边界条件，保障新能源优先消纳。

7.1.1.5.不参与现货市场机组的计划编制

不参与现货市场机组包括：自备电厂、煤层气电厂、水电厂等。

自备电厂：优先满足自备生产所需电量，余量部分按照政府下达的年度基数电量计划和系统运行实际需要安排发电。

煤层气电厂：综合煤层气供气情况、机组供热情况、年度基数电量计划和系统运行实际需要安排发电。

水电机组：综合来水情况、水利枢纽安全、以及上下游灌溉、航运、民生用水等综合需求，在满足系统安全的基础上，优先安排发电。编制机组发电计划时，应避开机组振动区安排发电。

7.1.1.6.备用约束

国网山西电力调度控制中心根据系统运行需要，制定电网运行正备用、负备用要求和分区旋备要求。日前电能量市场出清结果需同时满足D、D+1、D+2日的各类备用要求，即开机组合应满足未来三天的电力平衡要求。

特殊保电时期，电力调度机构可根据系统安全运行需要和电力保供应要求，调整各类型备用的约束限值。其中，分区旋备需要综合考虑各地区装机容量及开停机状态设置。高峰上旋备、低谷下旋备、分区上下旋备均作为日前现货市场出清的约束条件。

7.1.1.7.输变电设备停电检修计划

电力调度机构基于月度输变电设备检修计划，结合电网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备检修计划。

7.1.1.8.输变电设备投产与退役计划

电力调度机构基于月度输变电设备投产与退役计划，结合电网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备投产与退役计划。

7.1.1.9.电网安全约束

电力调度机构基于所掌握的运行日基础边界条件，提出调管范围内的电网安全约束，作为现货电能量市场优化出清的边界条件。

电网安全约束边界条件包括但不限于线路极限功率、断面极限功率、发电机组（群）必开必停约束、发电机组（群）出力上下限约束等。

未做特殊说明时，日前市场按照将断面潮流控制在不超日前信息披露所发布的断面控制限额的100%进行日前市场出清。

（1）线路极限功率和断面极限功率

出现以下情况时，电力调度机构可调整线路极限功率、断面极限功率：

1）因上级调度指令要求或系统安全运行需要，将线路、断面潮流控制在指定值以内；

2）为保障电网安全运行，断面安全裕度可根据天气情况、保电要求、新能源消纳等情况进行日前或实时调整。

3）其他保障电网安全可靠供应，要求将线路、断面潮流控制在指定值以内。

（2）发电机组（群）必开约束

出现以下情况时，电力调度机构设置必开机组：

1）因系统安全约束，必须并网运行的机组，以及必须维持运行状态的机组；

2）因电压支撑要求，需要增开或维持开机状态的机组；

3）因保供电、保供热、保民生或政府要求，需要提高安全裕度而增开或维持开机状态的机组；

4）根据电网安全运行要求，需要进行调试的机组，或调度机构批复同意进行试验的机组；

5）根据电网安全运行要求，需要在运行日某些时段固定出力的机组；

6）其他保障电力安全可靠供应需要开机运行的机组。

电力调度机构在事前信息发布中需包含必开机组的计划安排，明确相应的必开时段，必开机组应提前做好开机准备，确保在运行日能够正常开机运行。

（3）发电机组（群）必停约束

出现以下情况时，电力调度机构设置必停机组，必停机组视为不可用状态：

1）因系统安全约束需要停机的机组；

2）因保供电、保供热、保民生或能源监管机构、政府部门要求，需要停机的机组；

3）不具备并网条件的机组；

4）不满足环保要求，经电力平衡分析后具备安排停机条件的机组；

5）已纳入政府当年关停计划的机组；

6）处于计划检修、临时检修、缺煤停机或经营不善等状态的机组。

电力调度机构在事前信息发布中需包含必停机组的计划安排，明确相应的必停时段，在现货市场出清中设置为不可用状态。接到停机指令的机组，应尽快做好停机准备，按时安全停机。

（4）发电机组（群）出力上下限约束

出现以下情况时，电力调度机构设置发电机组（群）出力上下限约束：

1）因系统安全约束，需要限制出力上下限的发电机组（群）；

2）因保供电、保供热、保民生或政府要求，需要提高安全裕度将出力控制在上下限值以内的发电机组（群）；

3）根据电网安全运行要求或新能源消纳，需要在运行日某些时段限制出力上下限的发电机组（群）；

4）其他保障电网安全可靠供应需要限制出力上下限的发电机组（群）。

7.1.2.日前机组运行边界条件准备

7.1.2.1.机组运行参数

所有发电机组需向电力调度机构提供准确的机组运行参数，申报信息接受市场运营机构监督考核，并经电力调度机构审核批准后生效。如需变更，需通过运行参数变更管理流程进行更改。火电机组的运行参数包括：

(1)发电机组额定有功功率，单位为MW，应与并网调度协议保持一致；

(2)发电机组最大、最小技术出力，单位为MW。发电机组在非供热期，以及供热机组在非供热期，最大技术出力为额定功率，最小技术出力为额定功率的50%；供热机组在供热期，最大、最小技术出力按照山西省能源局、山西能源监管办核定的上下限执行；

(3)发电机组有功功率调节速率，单位为MW/分钟，应与并网调度协议保持一致；

(4)发电机组综合厂用电率，单位为百分数；

(5)发电机组日内允许的最大启停次数，单位为次/每天；

(9)供热机组在非供热期（4月至10月，具体时期根据山西能源监管办和地方政府实际要求调整）的最大技术出力、最小技术出力，单位为MW；

(10)供热机组在供热期（11月至次年3月，具体时期根据山西能源监管办和地方政府实际要求调整）的最大技术出力、最小技术出力，单位为MW；

(13)电力调度机构所需的其他参数。

7.1.2.2.发电机组状态约束

电力调度机构应根据机组检修批复情况，在竞价日8:00前发布竞价日其调管范围内机组的96点状态，各发电企业应在8:30前在调度现货及辅助服务市场技术支持平台中进行确认，逾时未确认则默认采用电力调度机构发布的状态。

机组状态包括可用、调试、不可用三类。处于可用状态或处于调试状态的机组，相应的时段内按照交易规则参与日前电能量市场出清；处于不可用状态的机组，不参与日前电能量市场出清。

（2）机组调试状态：指机组试验（调试）阶段，运行日存在调试时段的机组运行日全天均视为调试状态。

（3）机组不可用状态：包括机组检修、临修、事故停运、缺燃料、电网约束必停机组或其他情况。

7.1.2.3.发电机组出力上下限约束申报

竞价日8:00前，各火电机组通过调度现货及辅助服务市场技术支持平台申报机组出力上限、影响出力（即发电受阻容量）及受限原因。如未申报，默认为机组基本调峰能力上限，承担供热任务的机组上限为能监办核准的供热上限。影响出力经调度机构批准后，可根据火电机组申报的上限作为边界条件优化出清。

7.1.2.5.发电机组调试及试验计划

（1）新建机组调试

新建机组在并网调试期间按照调试需求安排发电，完成168满负荷试运行当天（D）的次日（D+1），机组可参与（D+2）日的日前电能量市场申报及出清。机组完成168满负荷试运行后，原则上按照最小稳定技术出力安排运行，直至机组参与日前电能量市场出清的运行日（D+2）当天零点；（D+2）日起，发电机组按照现货电能量市场交易规则参与出清。

（2）在运机组试验（调试）

竞价日前一天（D-2）9:00前，经调度机构审核同意于运行日进行试验（调试）的在运机组，应通过调度现货及辅助服务市场技术支持平台向调度机构报送运行日调试时段内每15分钟的机组调试出力计划，并提交相应的试验申请票，由调度机构审核同意后生效。

因电厂原因处于调试状态的机组运行日全天各时段均固定出力，调试时段的出力为经调度机构审核同意的出力，在确保电网安全运行的基础上，在现货电能量市场中作为价格接受者进行出清。非调试时段，原则上按最小稳定技术出力安排。

因电网原因处于调试状态的机组在相应的调试时段固定出力，调试时段的出力为经调度机构安排的出力，在确保电网安全运行的基础上，在现货电能量市场中进行出清。非调试时段，按照电能量报价信息参与日前电能量市场出清。

若发电机组在竞价日8:30前未申报相应的调试计划，在日前电能量市场出清过程中对其调试计划不予考虑，且不因调试原因作为必开机组，按照其电能量报价信息参与日前电能量市场出清。

7.1.2.6.新能源机组发电预测

竞价日8:00前，各新能源场站需向调度机构申报次日96点发电预测曲线，作为日前省内现货市场组织的边界条件，优先安排出清。

7.1.2.7.发电机组一次能源供应约束

（1）96点统调负荷预测曲线，非市场化用电曲线，未来5日的风电、光伏等新能源总加预测曲线；

（2）发电机组检修总容量，系统正备用需求（含系统安全备用148万千瓦（依据上级调度文件调整），以及新能源负荷备用）、负备用需求、分区备用需求；

（3）输变电设备检修计划；

（4）电网关键断面约束情况；

（5）必开必停机组（群）；

（6）市场限价等交易参数。

按照《电力系统安全稳定导则》（GB/T38755-2019）、《电力系统技术导则》（GB/T38969-2020）要求，含高比例新能源的电网应当额外设置一定容量的新能源负荷备用。保留系统安全备用148万千瓦（依据上级调度文件调整），额外基于新能源预测出力的置信区间和比例考虑一定容量的新能源备用容量。特级保电期当日，常规负荷备用容量增加100万千瓦，或根据电网运行情况适当增加；一级保电期当日，常规负荷备用容量增加50万千瓦，或根据电网运行情况适当增加。上述信息均作为开市前信息向市场发布。

现货电能量市场每日连续运行，各发电机组需每日向市场运营机构提交申报信息，迟报、漏报或不报者均默认采用缺省值（市场申报价格上限）作为申报信息。电力交易中心平台具备条件后，所有经营主体的申报均按调度单元通过交易平台开展。

7.3.1.发电机组申报交易信息

竞价日9:30前，所有机组必须通过电力市场交易系统完成日前电能量市场交易申报。火电机组需滚动申报未来三天的现货市场价格信息。若该机组未按时申报，则未申报的日期按照缺省报价信息参与市场出清。

(1)火电机组申报

承担供热任务的火电机组设置为必开机组，启动费用按照核定成本进行补偿。补偿标准参考中国能源建设集团山西省电力勘探设计院有限公司《关于山西电力现货市场机组发电成本测算结果工作报告》，具体为：600MW级机组启动费用70万元/次，300MW级机组启动费用50万元/次，200MW级机组启动费用40万元/次，135MW级机组启动费用30万元/次，100MW级机组启动费用10万元/次。建立火电机组发电成本动态更新与调整机制。

空载费用：是指发电机维持同步转速、输出电功率为零需要消耗的燃料费用，单位为元/小时。空载费用与出力水平无关，机组在开机状态每个小时需要付出的成本。发电机组根据成本特性情况确定申报的空载成本值。

电能量费用：发电机组电能量报价表示机组运行在不同出力区间时单位电能量的价格。发电机组的电能量报价为全天一条递增的发电量价曲线，最多不超过十段，可自由选择3-10段进行申报；每段需申报出力区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间的能量价格（元/MWh）。

最小稳定技术出力不为零的发电机组，第一段出力区间起点为机组申报分时段运行下限的最小值，最后一段出力区间终点为机组的可调上限出力，每一个报价段的起始出力点必须为上一个报价段的出力终点。报价曲线必须随出力单调增加。每段报价段的长度不能小于1MW。每段报价的电能量价格均不得超过申报价格的上限和下限限制。在机组组合计算阶段，机组运行下限以下的容量部分按照首段报价进行填补。

现货市场申报价格上下限要综合考虑发电企业运营和市场用户电价承受能力，经山西省电力市场管理委员会或电力市场研讨专班研讨后执行。为进一步拉大现货峰谷价差，引导用户侧合理用电，申报价格下限暂定为0元/兆瓦时，上限暂定为1500元/兆瓦时。采用节点电价机制后，若市场出清价格超过申报价格范围，则出清价格范围按申报价格上下限执行。

允许火电机组自行申报确定爬坡速率。为进一步释放火电机组的调节能力，每日火电机组可按照五个时段（00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00）自行申报未来三天各时段的爬坡速率，爬坡速率申报范围限值暂定为每分钟调整装机容量的0.8%-3%，为下一阶段引入爬坡辅助服务品种奠定基础。

允许火电机组自行申报分五个时段的运行上限。非供热期，申报数值不得低于装机容量的90%。供热期，非供热机组申报数值不得低于装机容量的90%，供热机组申报数值不得低于政府核定供热上限的90%、可高于政府核定的供热上限但不高于装机容量。

其中，允许纯背压机组按年度自行选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。当选择“报量不报价”方式时，纯背压机组应根据“以热定电”需求，在日前市场申报截止前，申报次日96点发电曲线，作为现货市场出清的边界条件，并作为现货市场价格接受者。

(2)新能源场站申报

新能源场站按照“报量不报价”的方式参与现货交易。每日8:00前，在现有功率预测系统中申报次日96点发电预测曲线、不申报价格。电力交易中心平台具备条件后，新能源场站在向调度机构申报功率预测曲线的基础上，还需向交易平台申报次日96点的交易曲线，将功率预测曲线申报与交易曲线申报解耦。

具备条件时，允许新能源场站按年度自主选择以“报量报价”方式参与现货市场，未选择“报量报价”方式时，仍可按照“报量不报价”方式参与现货市场。选择“报量报价”方式时，新能源场站需在0至装机容量之间自行选择3-10段进行量价曲线申报，并仍可按规则参与政府定价电量分配。现货市场出清计算时，在满足安全约束条件的基础上，按照价格优先原则安排各主体发电空间，当火电和新能源报价相同时，优先安排新能源出清；新能源出清出力不超过该时段申报的功率预测出力。新能源因报价原因引起的弃限电不纳入统计。新能源“报量报价”参与现货市场，与新能源优先发电梯次管理之间的协调规则另行明确。

平价、扶贫等未入市的新能源场站，可自愿选择参与市场。选择入市后，不得退市，并需同步参与中长期市场、现货市场、市场运营费用的分摊与返还。

新能源配建的储能按联合方式运行。具备独立控制条件时，配建储能可自愿转为独立储能运行，并按独立储能规则参与现货市场。

新能源保障性利用小时电量的确定及新能源中长期交易与现货交易的协调办法详见6.1中长期交易与现货交易的协调。

新能源场站应根据自身机组、设备检修情况，如实申报次日96点发电预测曲线和开机容量曲线。新能源场站全停期间，相应时段的发电预测曲线应按0申报。新能源场站集电线、主变等设备检修期间，相应时段的发电预测曲线须剔除相应检修容量后进行申报。

新能源企业因功率预测偏差而额外获利的电费需进行回收，具体内容详见《电力市场电费结算实施细则》。

(3)其他机组申报

a.水电机组

水电机组无需申报量价曲线，依据来水情况安排发电，按政府批复价格结算。

b.抽蓄电站

具备条件时，抽蓄电站以“报量不报价”和调度机构“应急调用”相结合的方式参与现货市场。抽蓄电站需在现货市场申报截止前，按单机向调度机构申报次日96点的抽水和放电曲线，作为边界条件纳入现货市场出清，并作为现货市场价格接受者。当抽蓄电站的申报曲线与电网运行实际需求差异较大时，日前出清时调度机构可按需应急调整抽蓄电站的充放电计划，并及时通知抽蓄电站。

c.煤层气机组

煤层气机组按政府下达的年度调控目标安排发电。

d.自备机组

自备电厂无需申报量价曲线，在D-2日8:30前，由电力调度机构下达D日自备机组发电计划，包括机组开停与发电计划，并不再变更。

e.燃气机组

非供热期，或不承担供热任务的燃气电厂全电量参与现货市场，提升电力供应保障能力，暂不参与中长期交易，需参与市场运营费用的分摊与返还。冬季供热期，按照省能源局、山西能源监管办核定的供热方式安排燃气电厂发电供热，供热下限以下的发电量按照政府定价（核价小时）进行结算，暂不参与市场运营费用的分摊与返还。供热下限以上的发电空间可参与现货市场，按照现货价格进行结算，需参与市场运营费用的分摊与返还。

启动费用以燃气电厂为单位进行申报，30万千瓦以下的燃气电厂，启动费用申报上限为50万元/次，30万千瓦及以上的燃气电厂，启动费用申报上限为100万元/次；电能量出力-价格曲线申报与燃煤机组一致，可自行选择3-10段量价曲线进行申报，价格下限为0，上限1500元/兆瓦时；运行上限申报不得超过装机容量，非供热期运行下限申报不得低于20MW，供热期运行下限申报不得低于政府核定的供热下限；爬坡速率允许按5个时段（00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00）自行申报，为每分钟装机容量的1%-5%。

f.虚拟电厂

（1）“负荷类”虚拟电厂

1）市场申报

以“报量报价”方式参与现货市场。D-1日按照五个交易时段（00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00）分别申报D日用电负荷上下限以及递减的3-10段用电电力-价格曲线，按照“负发电”模式参与现货市场出清，形成D日用电计划曲线。“负荷类”虚拟电厂也可按月自主选择次月参与调节的时段，经过测试试验的时段必须申报，按整数小时申报，申报时段时长可以小于测试时段时长但单组调节时段不低于2小时，单组调节时段内的用电负荷上下限不再变化；可申报多个时段连续或不连续的单组调节时段。虚拟电厂未申报调节的时段，可采取“报量不报价”的方式申报D日用电计划曲线，并作为现货市场价格接受者。

日前申报调节容量不应超过测试试验确定的调节容量的0.8-1.2倍。单组调节时段可包含00:00-06:00或12:00-15:00的某些时段，申报用电负荷下限不得小于该交易时段最小用电负荷Pmini，用电负荷上限不得大于该交易时段最大用电负荷Pmini的1.2倍。单组调节时段可包含10:00-12:00或17:00-21:00内的某些时段，申报用电负荷下限不得小于该交易时段最小用电负荷Pmini的0.8倍，用电负荷上限不得大于该交易时段最大用电负荷Pmini。虚拟电厂最大、最小用电负荷应为调度机构测试值或D-1日前7个运行日最大、最小用电负荷的平均值。

虚拟电厂在D-1日申报截止前，未进行电力、电价申报的，则由系统填补缺省值申报，缺省值采用前一个有效申报日的申报数据。

2）不参与调节时段

当月不参与调节的时段，现货申报时自行申报该时段的用电计划曲线，相应时段的中长期交易缺额回收、月和旬集中竞价超额申报回收、中长期曲线偏差回收不再放宽，与其他用户正常开展用户侧超额获利回收。

（2）“源网荷储一体化”虚拟电厂

作为发电和用电的结合体，以“报量报价”方式参与市场，自主决策申报负荷状态下的3-10段量价曲线和发电状态下的3-10段量价曲线，以及发电运行出力上限和负荷运行用电上限，作为全天24小时参与现货市场的出清依据。市场初期，申报用电负荷最大值应小于等于“一体化”项目用户侧负荷的50%，申报发电负荷的最大值应小于等于“一体化”项目发电侧规模的50%。

g.独立储能

独立储能作为发电和用电的结合体，可以按月自主选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。独立储能选择“报量报价”方式时，需自主决策申报充电状态的量价曲线（3-10段，现货价格低于报价时充电）和放电状态的量价曲线（3-10段，现货价格高于报价时放电），以及充放电运行上下限、存储电量状态SOC等。独立储能选择“报量不报价”方式时，需在现货市场申报截止前，向调度机构申报次日96点充放电曲线，作为边界条件纳入现货市场出清，并作为现货市场价格接受者。

独立储能与其他经营主体同台竞争，其申报纳入市场出清，以经济最优为原则调用储能。

独立储能参与市场需满足市场准入条件和相应的技术要求，作为省调调度单元，签订并网调度协议，纳入“两个细则”考核管理。

初期，储能暂时仅参与日前现货市场，执行日前现货市场出清形成的充放电计划，上网电量按照日前现货市场的分时节点电价进行结算，下网电量按照日前现货市场统一结算点电价进行结算，具备条件时参与实时现货市场出清；独立储能实际充放电出力与日前出清结果的偏差按照实时现货市场价格进行结算，暂不参与中长期市场和市场运营费用的分摊。

事故情况下，或现货市场的出清结果不满足电网运行实际时，独立储能作为市场“价格接受者”，由调度机构按需调用安排充放电，保障电网安全和电力平衡。

独立储能的容量租赁以金融结算的方式开展，向新能源企业租赁的容量不影响独立储能作为整体参与现货市场。

7.3.2.电力用户申报交易信息

竞价日9:30前，参与批发市场的电力用户（含售电公司）在电力市场交易系统中申报下述信息：电力用户在电力市场交易系统中，申报其运行日的96点用电量需求曲线。

为进一步引导用电侧优化用电行为、推进虚拟电厂建设，挖掘用电侧响应能力，更好服务新型电力系统建设，具备条件时，电力用户（含售电公司）申报的用电需求曲线作为日前电能量市场出清的边界条件，纳入日前电能量市场出清计算。

拥有自备机组的电力用户，在D-2日10:30获取自备机组发电计划后，在D-2日调整其中长期结算曲线，并于D-1日9:30前申报其运行日的96点用电量需求曲线。

7.3.3.申报数据审核及处理

发电机组的申报信息、数据应满足规定要求，由调度现货及辅助服务市场技术支持平台根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过将不允许提交。发电机组提交申报信息后，由电力调度机构对申报信息进行审核。若发电机组逾时未申报报价信息，以缺省信息参与市场出清。

发电企业在日前现货市场中申报的信息，将封存用于实时省内现货市场，日内不再进行价格申报。

7.3.4.缺省申报

机组缺省申报参数指参与现货电能量市场交易的发电机组未按时在现货电能量市场中进行申报时所采用的默认量价参数。市场初期，机组缺省申报价格3-10段均为现货市场申报价格上限值。

用户侧缺省申报，按照其运行日所持有的中长期合约分时电量合计值进行填报。

7.4.1.全局市场力检测

为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，需进行市场力检测。通过市场力检测的发电机组电能量报价被视为有效报价，可直接参与市场出清，未通过市场力检测的发电机组采用市场力缓解措施处理后，可参与市场出清。

初期，首先开展市场力评估分析，在日前、实时现货市场出清完成后，计算四项市场力评估指标，并向市场发布。

第一个是反映市场集中度的HHI指数，是所有发电集团所占市场份额的平方和。

第二个是RSI指数，反映的是除去某一发电企业外，其余发电企业所占的市场份额之和，某个发电企业的RSI指数越小，表明其控制市场价格的能力越强。当某发电企业的RSI指数小于1时，表明该发电企业必不可少，拥有市场力。

第三个是MRR指数，是指某一时段为满足市场需求，某发电企业必须发电的出力占其可发电容量的比例，表明市场对该发电企业的依赖程度。当某发电企业的MRR指数大于0时，表明必须调用该发电企业才能满足市场需求，该发电企业拥有市场力。

第四个是Top-4指数，反映的是前4大发电集团所占市场份额之和，Top-4指标小于65%，表明市场竞争较为充分。9月1日山西现货市场Top-4指标为54%。

7.4.2.局部市场力检测

局部市场力检测，主要是针对阻塞区域内的关键机组进行市场力检测。日前、实时现货市场出清计算，输出无约束结果（即出清计算不考虑电网安全约束）和有约束结果。通过比较有约束结果和无约束结果的差异，以及节点电价信号，得出受电网安全约束而未按照价格优先原则所出清的开机、停机、超发和欠发等情况。

为形成真实的价格信号，局部市场力检测采取“标记+回溯”的机制。对检测出具有局部市场力的机组进行标记，当其事后结算收益远超过同地区同类型机组收益的平均水平时，保留追溯退补机制。

7.4.3.市场力行为认定

7.4.3.1.市场力行为分类

市场力行为包括市场持留行为、市场串谋行为、市场操纵行为。

市场持留行为指经营主体通过物理持留和经济持留等不正当手段，影响市场成交结果，扰乱市场秩序的行为。物理持留指经营主体故意限制自身发电能力，从而减少市场有效供应、提高市场价格；经济持留指经营主体对部分机组故意进行不经济的报价，从而抬高同一控制关系的经营主体整体收益。

市场串谋行为指两个或两个以上不具有实际控制关系的经营主体通过串通报价等方式协调其相互竞争关系，从而使共同利润最大化的行为。

市场操纵行为是指经营主体通过无故改变或虚假申报设备运行参数、无故改变设备运行状态、发布干扰市场正常运行的信息等方式扰乱市场秩序的行为。

7.4.3.2.识别和处置

（1）在市场监测中发现以下情形的，电力调度机构启动持留行为识别：

1）机组设备非计划停运、故障或运行受限的；

2）无故申请机组设备检修或延长检修期限的;

3）无故降低机组出力的；

4）无故改变报价习惯或报价方式，或以远高于市场同类型机组边际成本进行市场申报的；

5）系统边际条件发生变化导致机组在区域内拥有市场力且行使市场力的；

6）控制报价在现货市场不成交，通过价差合约在中长期市场套利的；

7）经营主体利用市场份额和优势地位，通过容量持留、报价持留等方式操纵市场价格；

8）同一集团内的不同发电企业利用电网阻塞集中转入或转出中长期交易合同以赚取现货节点电价价差收益的行为；

9）经营主体以抬高或压低某日或某个时段的交易价格为目的，连续买入或卖出合同，以操纵市场价格；

10）其他涉嫌持留行为的情形。

（2）在市场监测中发现以下情形的，电力市场运营机构启动行使串谋行为识别。

1）不具有实际控制关系的经营主体使用具有相同或接近的计算机MAC地址、网络IP地址等进行交易申报的；

2）不具有实际控制关系的经营主体拥有的信息化交易平台存在数据交互的；

3）不具有实际控制关系的经营主体频繁出现关联性申报行为的；

4）经营主体使用与其不具有实际控制关系的其他经营主体的交易账号、密码或密钥等进行交易申报的；

5）其他涉嫌市场串谋行为的情形。

（3）在市场监测中发现以下情形的，电力市场运营机构启动市场操纵行为识别。

1）频繁改变设备运行参数；

2）机组实际运行关键参数与事前注册信息存在较大偏差的;

3）发布或散布信息恶意引导市场价格走向，干扰市场正常运行的；

4）炒作可再生能源电力价格，以谋求在绿证交易和碳排放交易中牟取暴利的；

5）其他涉嫌市场操纵行为的情形。

（4）市场运营机构对持留、市场串谋和市场操纵行为进行识别，并将情况报告山西能源监管办、省能源局。

竞价日17:30前，电力调度机构基于市场成员申报信息、运行日的电网运行边界条件以及电网和机组运行约束条件，采用长周期安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序进行优化计算，出清得到日前电能量市场交易结果，包括机组开停计划、发电计划曲线、分时电价和节点电价。

电力调度机构将次日系统负荷预测曲线、用电侧申报曲线、联络线外送计划、各机组报价、机组运行参数、线路运行参数等作为输入信息，以全网发电成本最小化为目标，考虑全网高峰旋备、低谷负备和分区备用要求、断面极限等电网运行约束，以及最大最小出力、爬坡限制等机组运行约束，通过带安全约束的机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序进行优化计算，出清得到日前电能量市场交易结果，包括机组开停计划、发电计划曲线、分时电价和节点电价。本质上，机组开停和发电计划曲线取决于包含启动成本、空载费用、电能量价格在内的综合成本。具备条件后，机组组合出清阶段，按照系统负荷预测进行计算，保障电力平衡；电能量市场出清阶段，按照（用电侧申报曲线+非市场化用电预测曲线）计算各机组发电计划和节点电价，反映经营主体交易意愿。

7.6.1.日前长周期安全约束机组组合（SCUC）模型

日前电能量市场出清计算的长周期机组组合SCUC的目标函数如下所示：

N表示机组的总台数；

T表示所考虑的总时段数，滚动计算时长为未来三天，第一天D日考虑96个时段，第二天D+1日考虑24个时段，第三天D+2日考虑24个时段，共计144个时段，则为144；

表示机组i在时段t的出力；

、分别为机组i在时段t的运行费用、启动费用，其中机组运行费用是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；

为机组i在时段t的空载费用；

M为网络潮流约束松弛罚因子；

、分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；为线路总数；

、分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；为断面总数。

机组出力表达式:

其中，NM为机组报价总段数，为机组i在时段t第m个出力区间中的中标电力，、分别为机组i申报的第m个出力区间上、下界。

机组运行费用表达式:

其中，NM为机组报价总段数，为机组申报的第m个出力区间对应的能量价格。

机组启动费用表达式:

其中，为机组i申报的单次启动费用。

日前电能量市场出清SCUC的约束条件包括：

（1）系统负荷平衡约束

对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为：

其中，

表示机组i在时段t的出力，表示联络线j在时段t的计划功率（送入为正、输出为负），NT为联络线总数，为时段t的系统负荷。

（2）系统正备用容量约束

在确保系统功率平衡的前提下，为了防止系统负荷预测偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波动，一般整个系统需要留有一定的旋转备用容量。

需要保证每天的总开机容量满足系统的最小备用容量。系统正备用容量约束可以描述为：

表示机组i在时段t的启停状态，表示机组停机，表示机组开机；为机组i在时段t的最大出力；为时段t的系统正备用容量要求。

（3）系统负备用容量约束

系统负备用容量约束可以描述为：

其中，为机组i在时段t的最小出力；为时段t的系统负备用容量要求。

（4）系统旋转备用约束

各个时段机组出力的上调能力与下调能力需满足实际运行的上调、下调旋转备用及分区旋转备用要求。

其中，为机组i最大上爬坡速率，为机组i最大下爬坡速率；、分别是机组i在时段t的最大、最小出力；、分别为时段t上调、下调旋转备用要求。为第j个分区旋转备用区域内的机组台数，、分别为第j个分区旋转备用区域内时段t上调、下调旋转备用要求，为第j个分区旋转备用区域内机组的集合。

（5）机组出力上下限约束

机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：

（6）机组爬坡约束

机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束可描述为：

其中，为机组i最大上爬坡速率，为机组i最大下爬坡速率。

（8）机组最大启停次数约束

首先定义启动与停机的切换变量。定义为机组i在时段t是否切换到启动状态；定义表示机组i在时段t是否切换到停机状态，、满足如下条件：

相应机组i的启停次数限制可表达如下：

（9）线路潮流约束

线路潮流约束可以描述为：

其中，为线路l的潮流传输极限；为机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；为联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K为系统的节点数量；为节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；为节点k在时段t的母线负荷值。、分别为线路l的正、反向潮流松弛变量。

（10）断面潮流约束

考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为：

其中，、分别为断面s的潮流传输极限；为机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；为联络线j所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；为节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子。、分别为断面s的正、反向潮流松弛变量。

（11）新能源机组出力约束

其中，E为新能源机组集合，为新能源机组i在时段t的预测出力。即在各时刻，新能源机组日前市场出清的电力值应不大于新能源机组申报出力预测值。

（12）边界条件约束集

为机组i在时段t的各类边界条件的集合，包括省间中长期交易形成的联络线外送电曲线，因安全约束、电压支撑、供热民生或政府要求的必开、必停机组，220kV及以上电压等级的主变、断面、线路的N-1安全约束等。即机组i在时段t的出力满足日前市场各类边界条件约束。

7.6.2.日前安全约束经济调度（SCED）模型

日前电能量市场出清SCED的目标函数如下所示：

T表示所考虑的总时段数，每天考虑96时段，则为96；

分别为机组i在时段t的运行费用，其中机组运行费用是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；

机组出力表达式：

机组运行费用表达式：

日前电能量市场出清SCED的约束条件包括：

（2）系统旋转备用约束

为机组i最大上爬坡速率，为机组i最大下爬坡速率；、分别是机组i在时段t的最大、最小出力；、分别为时段t上调、下调旋转备用要求。为第j个分区旋转备用区域内的机组台数，、分别为第j个分区旋转备用区域内时段t上调、下调旋转备用要求，为第j个分区旋转备用区域内机组的集合。

（3）机组出力上下限约束

对于日前SCUC优化结果中停机的机组，上式中、均取为零。

（4）机组爬坡约束

（5）线路潮流约束

为线路l的潮流传输极限；为机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；为联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K为系统的节点数量；为节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；为节点k在时段t的母线负荷值。、分别为线路l的正、反向潮流松弛变量。

（6）断面潮流约束

（7）新能源机组出力约束

其中，E为新能源机组集合，为新能源机组i在时段t的预测出力。即新能源机组日前市场出力应小于新能源机组出力预测值。

（8）边界条件约束

为机组i在时段t的各类边界条件的集合，包括省间中长期交易形成的联络线外送电曲线。即机组i在时段t的出力满足日前市场各类边界条件约束。

7.6.3.分时电价计算模型

日前电能量市场出清计算得到每15分钟的分时节点电价。

7.6.4.节点电价计算模型

节点电价定义为在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源的工作特点的情况下，在电价节点增加单位负荷需求时的发电边际成本。

考虑网络阻塞的节点电价模型如下：

节点电价=系统边际电价+网络阻塞价格。

系统边际电价为参考节点供需平衡时的节点电价。网络阻塞价格，在实际电力系统中，表示当节点i引起线路阻塞时，节点i和参考节点之间的节点电价差，由于这一差异是由于阻塞引起的，因此称之为阻塞价格。

具体推导过程如下：

（1）参数定义

下标集合定义

G：发电机节点i的集合（假设每个节点ｉ只有１台机组，即机组ｉ）

D：负荷节点j的集合

：网络中所有的节点集合

L：线路k的集合

发电机—负荷定义

：机组i的出力

：节点j的负荷

：机组i的最大出力

：机组i的最小出力

：机组i考虑爬坡约束的最大出力

：机组i考虑爬坡约束的最小出力

网络定义

：除了外，所有组成的向量，其中为在平衡节点上的平衡机组

：除了平衡节点外，其余所有节点的功率净注入向量，由和组成

：以平衡节点为参考节点，节点i对线路k的发电机功率转移分布因子

：在第k条线路的潮流

注：在直流潮流的情况下，

z：所有线路组成的潮流向量

：在线路k上的网损

：输电线路的输送容量限额

（2）优化目标

现货市场出清计算的优化目标为全网发电总成本最小化：

：机组i的购电成本函数。

（3）约束条件

电力供需平衡：

机组出力约束：

机组爬坡约束：

线路潮流约束：

（4）最优性条件

根据最优化原理知，当上述优化问题达到最优解时，满足Kuhn-Tucker条件，进而满足Lagrange函数。

为此，推导本数学模型的Lagrange函数。

Lagrange乘子定义

：系统电力供需平衡方程的拉格朗日乘子

：机组i最大出力限制的拉格朗日乘子

：机组i最小出力限制的拉格朗日乘子

：机组i考虑爬坡约束最大出力的拉格朗日乘子

：机组i考虑爬坡约束最小出力的拉格朗日乘子

：线路k的最大输送能力约束的拉格朗日乘子

：线路k的反向最大输送能力约束的拉格朗日乘子

注：所有Lagrange乘子都大于等于0

目标函数

互补松弛条件

设最优解为，第i个分量为。则根据Kuhn-Tucker条件知即

移项得：

在此定义为节点i的节点电价

上式即为节点电价的计算模型，等式右端的前一项表示系统边际电价，后一项表示网络阻塞价格。

7.7.1.必开机组

必开机组在必开时段内机组状态为开机，不参与机组组合计算优化。必开机组日前最小必开出力曲线以下保障优先出清。必开机组最小必开出力曲线未做特别说明时，取机组申报的最小技术出力，分时段设置直线。必开机组最小必开出力曲线之上的发电能力根据机组的电能量报价参与优化出清。

供热必开机组不纳入必开机组成本补偿范围，必开机组成本补偿仅限因电网安全原因必开的机组。

必开机组成本补偿范围为必开机组日前最小必开出力曲线高于中长期电量分解曲线部分的电量（中长期电量分解曲线为政府定价电量、省内直接交易、外送交易分解曲线三者叠加），最小必开出力曲线低于中长期电量分解曲线的部分不进行补偿。必开机组成本补偿价格按照核定的发电成本与机组3-10段式报价的第一段报价中较小者与该15分钟时点日前现货节点电价之差价（差价为负时记为0）执行。

安全约束必开机组日内实际未开机的时段不能获得必开机组成本补偿，日前已进行补偿的时段需扣减。

必开机组成本补偿费用的补偿与分摊办法详见《电力市场电费结算实施细则》。

7.7.2.热电联产机组

在确保民生供热需求、电网安全稳定、电力平衡情况、调峰调频等基本需要的前提下，热电联产机组供热下限以下优先出清；山西省能源局和山西能源监管办核定的供热下限至供热上限/装机容量之间的发电能力，根据机组的电能量报价参与优化出清。

7.7.3.调试（试验）机组

（1）调试阶段的新建机组

调试阶段的机组按照调试需求安排发电，作为电能量市场出清的边界条件。在完成满负荷试运行之前，不参与现货电能量市场的定价与结算。在新建机组完成满负荷试运行后，原则上按照最小技术出力安排运行，直至机组参与日前电能量市场出清的运行日（D+2）当天零点；（D+2）日起，发电机组按照现货电能量市场的交易规则参与出清。在完成满负荷试运行到（D+2）日零点之间，该台机组作为固定出力机组，不参与市场优化，不参与市场定价，作为价格接受者。

（2）调试（试验）的在运机组

批复同意运行日调试（试验）计划的在运发电机组，在调试（试验）时段内的机组状态为开机，不参与优化。

对于因电厂原因的调试（试验）机组，在调试时段内，在确保电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等基本需要的前提下，调试时段内该台发电机组的发电出力为其申报的调试（试验）出力曲线，非调试时段内原则上该台机组的发电出力为最小技术出力，不参与市场优化。若机组的调试（试验）计划不满足电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等要求，电力调度机构可根据需要对机组的发电出力曲线进行调整。在运行日全天的交易时段内，因电厂原因的调试（试验）机组均不参与市场定价，作为市场价格接受者。

对于因电网原因的调试（试验）机组，在调试时段内，机组的发电出力为电力调度机构所安排的调试出力，调试时段内机组出力不参与优化，机组不参与市场定价。在非调试时段内，按照机组在日前电能量市场中申报的量价信息，根据市场规则进行优化出清，可参与市场定价。

7.7.5.处于开/停机过程中的机组

处于开机状态的发电机组，在机组并网后升功率至最小稳定技术出力期间，发电出力为其典型开机曲线，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。

处于停机状态的发电机组，在机组从最小技术出力降功率至与电网解列期间，发电出力为其典型停机曲线，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。

7.7.6.一次能源供应约束机组

7.8.1.电力平衡校核

电力平衡校核指分析各时段备用是否满足备用约束，是否存在电力供应风险或调峰安全风险的情况。

若存在平衡约束无法满足要求的时段，调度机构可以采取调整运行边界、增加机组约束、组织有序用电以及调度机构认为有效的其他手段，并重新出清得到满足安全约束的交易结果。

7.8.2.交流安全校核

交流安全校核根据电网模型、检修计划、发电计划、联络线计划、系统有功负荷预测、母线有功负荷预测、结合无功负荷预测或相似日实际潮流得到无功电压信息，采用牛顿-拉夫逊法交流潮流迭代算法，校核线路/断面传输功率不超过极限值、系统母线电压水平不越限等，包括基态潮流分析、静态安全分析和灵敏度分析。

基态潮流分析根据自动生成的校核断面潮流进行计算，将校核断面潮流与设备限额进行比对和越限检查，给出越限设备及其越限程度，根据越限程度调减相应设备的限额并出清计算得到满足交流安全约束的交易结果。

静态安全分析指N-1故障和指定故障集下的设备越限分析，根据N-1原则逐个开断全网设备（包括线路、主变、机组和母线），并判断其它元件是否出现潮流、电压越限，或指定故障集进行静态安全分析计算，并判断其它元件是否出现越限，根据越限程度调减相应设备的限额并重新出清计算得到满足安全约束的交易结果。

灵敏度分析指根据电网模型计算支路或输电断面有功功率和发电机有功出力、负荷节点之间的灵敏度，对静态安全分析结果中的越限、过载设备和输电断面进行灵敏度分析。

若存在安全约束无法满足要求的时段，调度机构可以采取调整运行边界、增加机组和电网约束、组织有序用电以及调度机构认为有效的其他手段，并重新出清得到满足安全约束的交易结果。

竞价日17:30前，调度机构计算得到运行日的日前电能量市场交易出清结果，按规则通过调度现货及辅助服务市场技术支持平台向市场发布。

7.9.1.日前交易公有信息发布

详细内容遵循《市场信息披露指引》。

7.9.2.日前交易发电企业私有信息发布

日前电能量市场原则上基于竞价日交易申报前发布的电网运行边界条件进行计算。一般情况下，日前电能量市场的发电侧出清结果（包含机组开机组合以及机组出力计划）即为运行日的发电调度计划。

不具备市场重新出清计算条件时，日前市场出清形成的价格不进行调整，事后测算发电企业因现货交易结果调整产生的损益，并纳入市场运行费用平衡机制处理。

主要边界条件变化情况包括但不限于：

（1）因天气条件、当日实际负荷走势等发生较大变化而需调整次日的负荷预测；

（2）发生机组非计划停运（含出力受限）情况；

（3）发电机组检修计划延期或调整；

（4）外送电因电网故障、清洁能源消纳等原因出现计划外调整；

（5）新能源出力较预测发生较大变化；

（6）电网输变电设备出现故障、临时检修或计划检修延期；

（7）电网输变电设备检修因前序检修工作未按期进行或存在青赔、物资到货、设备缺陷、机组跳闸等因素，导致运行日计划检修无法开展。

（8）政府临时下达的保电或环保要求等。

竞价日（D-1日）10:30前，完成日前省内现货市场预出清，并适时对机组启停计划进行预通知。

各机组的日前省内发电计划曲线与省间现货交易增量曲线叠加后，形成各机组的次日发电终计划曲线。

实时现货市场定位为在日前电能量市场出清的基础上，依据日内超短期负荷预测、新能源功率预测申报等边界条件变化，按照规则形成实时发电计划与实时节点电价。

实时运行时，电力调度机构基于日前电能量市场封存的发电机组申报信息，根据超短期负荷预测、新能源发电预测，日内省间现货交易结果、日内华北跨省调峰交易结果等物理边界条件，在日前发电终计划的基础上，以全网发电成本最小化为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，得到实时电能量市场出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。

日前现货交易所形成的机组组合、日内超短期系统负荷与母线负荷预测、日内新能源发电的超短期预测出力、日内省间现货交易结果、日内跨省调峰交易结果，原则上作为实时省内现货市场出清的边界条件。

8.2.1.实时电网运行边界条件准备

8.2.1.1.超短期负荷预测

超短期统调负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未来1至4小时统调负荷需求。调度机构根据实际情况对超短期负荷预测结果进行调整，调整需综合考虑但不仅限于以下因素：实时负荷走势、历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、节假日或社会大事件影响、政府环保要求等情况。

超短期母线负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未来1至4小时220千伏母线节点负荷需求。调度机构综合气象因素、工作日类型、节假日影响等因素，基于历史相似日预测母线负荷。

8.2.1.2.日内省间现货交易结果

山西省内发电机组在日内省间现货交易中竞得的外送现货交易结果，作为实时电能量市场出清的边界条件。

8.2.1.3.日内跨省调峰交易结果

山西参与跨省调峰交易参照《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》执行。日内跨省调峰交易结果作为实时电能量市场出清的边界条件。

8.2.1.4.发电机组及输变电设备检修执行

电力调度机构基于发电机组及输变电设备日前检修计划，综合考虑电网实时运行要求、不同检修设备停送电顺序衔接、现场设备状态、现场操作准备等，执行发输变电设备停、送电操作，并做好相应记录。

8.2.1.5.运行备用

电网实时运行应满足每日下达的运行备用要求，若发生变化，需以更新后的运行备用要求作为边界条件开展日内发电计划滚动计算。

当运行备用容量无法满足要求时，实时控制原则如下：

（1）若山西电网系统备用容量无法满足要求，在全网备用容量满足要求以及送电通道不受限制的前提下，国网山西电力调度控制中心可向华北网调、国调中心申请备用支援；

（2）若山西电网系统备用容量无法满足要求，且华北网调、国调中心无法提供支援时，国网山西电力调度控制中心可立即采取措施以保证备用容量满足要求，包括新增开机、执行有序用电等；

（3）发生机组跳闸、直流闭锁等事故后，应立即调出系统备用，尽快恢复系统频率，控制联络线输送功率在规定范围内。事故发生后30分钟以内，系统备用应恢复正常。

8.2.1.6.电网安全约束

在实时运行中，为确保电网安全稳定运行，须将安全稳定断面的限值按照一定比例留出裕度：

（1）当日内实时断面潮流发生一次越限（超过断面控制限制的100%）时，后续按该断面限值的90％控制断面潮流进行实时市场出清。

（2）特级保电期间，主网断面各限额按原限额值的80%控制。一级和二级保电时段，主网断面各限额按原限额值的90%控制。若上级单位对保电期间断面限值有明确要求时，按照上级单位要求执行。

（3）山火、冰灾、大风、雷雨、沙尘等恶劣天气预警期间，预警区域内按照断面限值的80％作为实时控制要求。调度机构视恶劣天气严重情况可对断面限值进行调整，并将调整情况事后向市场成员发布。

（4）其他经调度机构评估影响电网安全运行的情况，可按照断面限值的一定比例作为实时控制要求。

8.2.1.7.偏差约束及二次出清

电力平衡预测值和实际值偏差主要包括直调用电超短期预测偏差、新能源超短期预测偏差。此外，火电实际出力与指令的偏差也对电力平衡产生影响。为保证电网运行实时平衡，设置偏差约束，当系统判断三者偏差之和超过调频机组可调整裕度时，根据偏差总量修正下个滚动周期实时出清曲线，据此开展实时市场出清计算。当值调度可根据电网实际需要，实时调整偏差约束的最高、最低限值。

8.2.2.实时机组运行边界条件准备

8.2.2.1.实时发电机组物理运行参数变化

实时电能量市场采用日前电能量市场封存的发电侧申报信息进行出清，各经营主体在实时电能量市场中不再进行价格申报。

当发电机组的物理运行参数与日前电能量市场相比发生较大变化时，发电企业需及时通过调度现货及辅助服务市场技术支持平台进行报送，经调度机构审核同意，并确认后生效。主要包括以下信息：

（1）开机阶段每15分钟计划出力曲线（从并网至最小稳定技术出力）；

（2）停机阶段每15分钟计划出力曲线（从当前出力至解列）；

（4）机组出力上/下限变化情况；

（5）调试（试验）机组出力变化情况；

（6）机组发生故障，需对机组实时发电出力计划进行调整的情况；

（7）其他可能影响电力供应以及电网安全运行的物理参数变化情况。

8.2.2.2.发电机组开/停机计划曲线

发电机组开机过程中，以机组当前实时出力为起点，调度机构根据机组报送的开机计划出力曲线，滚动修改未来2小时机组发电计划，直至机组出力上升至最小稳定技术出力。

发电机组停机过程中，以机组当前实时出力为起点，调度机构根据机组报送的停机计划出力曲线，滚动修改未来2小时机组发电计划，直至机组出力降为零并与电网解列。

8.2.2.4.发电机组出力上/下限约束

运行日16:00前，各火电机组通过调度现货及辅助服务市场技术支持平台，申报机组出力日内上限及受限原因，经调度机构审核同意后，调度机构在调度现货及辅助服务市场技术支持平台中将该台发电机组的出力上限约束值修改为变化之后的数值，按照修改之后的出力上限进行实时电能量市场出清计算。

现货运行日，系统自动统计计算判定火电机组（包含ACE模式机组）实际最大发电能力能否达到申报的可调出力上限。判定火电机组上调不跟踪后、机组指令与实际发电电力的偏差电力在下一计算周期参与优化分配至其他机组。火电机组日内申报可调受限、实际可调受限进行发电受阻偏差回收，具体内容详见《电力市场电费结算实施细则》。

8.2.2.5.发电机组故障而要求的出力计划调整

8.2.2.6.发电机组调试及试验计划执行

原则上，发电机组调试及试验计划应按照日前发电计划执行，电力调度机构可根据不同情况进行调整，包括：因发电机组自身要求、电力电量平衡或电网安全稳定约束要求调整调试及试验计划等情况。

8.2.2.7.热电联产机组供热计划执行

电力调度机构以发电机组实测供热工况图（热-电负荷对应关系表）为基础，根据实时采集的机组供热流量，计算供热机组实际供热电力负荷的上下限。

8.2.2.8.发电机组一次能源供应约束

8.2.2.9.新能源出力预测曲线

新能源机组申报的超短期出力预测曲线。

8.2.2.10.机组故障停运

运行日机组发生故障停运，分当日恢复和次日恢复等情况考虑。

当日可恢复并网的，请示调度机构并经审核同意后，可于当日并网。此类情况按照双细则规则考核，且不予启机补偿。

次日可恢复并网的，请示调度机构并经审核同意后，可于次日并网。价格按照该机组最近一个运行日的报价参与实时市场优化出清。

其他情况，按照现货规则参与日前市场申报。

8.3.1.交易空间

当实时系统出现正偏差（用电增量或发电缺额）时，根据发电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运行和机组运行约束条件的基础上，按照全电量优化原则分时段由低到高依次调增在线机组的发电计划。

当实时系统出现负偏差（用电减少或发电富余）时，根据发电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运行和机组运行约束条件的基础上，按照全电量优化原则分时段由高到低依次调减在线机组的发电计划。

8.3.2.出清模式

电力调度机构将超短期负荷预测、新能源发电预测，日内省间现货交易结果、日内跨省调峰交易结果、各机组日前报价、机组运行参数、线路运行参数等作为输入信息，以全网发电成本最小化为目标，考虑备用需求、断面极限等电网运行约束与最大最小出力、爬坡限制等机组运行约束，通过带安全约束的经济调度程序（SCED）进行市场滚动出清计算，形成各机组下一个15分钟的发电计划与实时节点电价。

8.4.1.必开机组

日前电能量市场中确定为必开的发电机组，在实时电能量市场中的相应时段同样视为必开机组。必开机组在实时电能量市场中的出清机制与本实施细则7.7.1节一致。

8.4.2.热电联产机组

热电联产机组在实时电能量市场中的出清机制与本实施细则7.7.2节一致。

日前确定的热电联产机组在日内原则上不允许更换或调整。实时运行中若热电联产机组发生故障或非计划停运因而不具备供热条件时，发电厂可向调度机构申请更换本电厂内的供热机组，经调度机构许可后可进行更换，更换后的热电联产机组出力上下限按照山西能源监管办核定的供热期出力上下限相应更改，供热下限至供热上限之间的发电能力正常参与实时电能量市场出清。发生故障（未停运）的热电联产机组视同非供热机组参与实时电能量市场出清，机组出力上下限相应更改。

8.4.3.调试（试验）机组

调试（试验）机组在实时电能量市场中的出清机制与本实施细则7.7.3节一致。

8.4.5.处于开/停机过程中的机组

处于开机过程中的发电机组，在机组并网后升功率至最小稳定技术出力期间，发电出力为其实时发电出力，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。机组达到最小稳定技术出力后，从下一交易时段开始，按照其电能量报价参与实时电能量市场优化出清。

处于停机过程中的发电机组，在机组从最小技术出力降功率至与电网解列期间，发电出力为其实时发电出力，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。

8.4.6.一次能源供应约束机组

8.4.7.因故障需调整出力计划的机组

机组在实时运行中因发生故障需要对机组出力进行调整时，发电厂可向调度机构申请，经调度机构许可后进行出力计划调整。故障处理时段内机组出力固定为经调度机构同意的发电出力值，相应时段内该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。故障处理结束后，发电厂须及时向调度机构申请恢复，调度机构许可后解除机组出力固定，从下一交易时段开始，按照机组电能量报价参与实时电能量市场优化出清。

实时电能量市场的安全校核与本实施细则7.8节一致。

电力调度机构将实时电能量市场每15分钟出清的发电计划通过现货交易系统下发至各发电机组。实时市场节点电价以15分钟为单位计算发布。实时运行中每小时发布实时市场的出清结果，发企业需严格执行实时发电计划；次日发布运行日实时市场的实际执行结果，作为结算依据。

电网实时运行应按照电力系统运行有关规则规定，保留合理的调频、调峰、调压及备用容量，以及各输变电断面合理的潮流波动空间，满足电网风险防控措施要求，保障系统安全稳定运行和电力电量平衡。

实时市场运行阶段，因保障电网安全或保障电力平衡等人工调整机组出力偏离实时市场出清结果时，如实际出力高于日前计划出力，相应时段该机组的节点电价调整为实际出力所在容量段的报价和1.2倍的统一结算点出清电价（调整后电价不超过1500元/兆瓦时）的较小值；如实际出力低于日前计划出力，相应时段该机组的节点电价不作调整，调整后的机组出力作为市场出清边界，该机组作为市场价格接受者。

实时市场运行阶段，为真实了解火电机组发电受阻情况，调度机构对火电机组进行发电能力测试，调整机组出力偏离实时市场出清结果时，相应时段该机组的节点电价调整为出力所在容量段的报价。

电网实时运行中，当系统发生事故或紧急情况时，调度机构应按照“安全第一”的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时电能量市场出清计算，调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，并通过调度现货及辅助服务市场技术支持平台向市场成员发布。

发生下列情况之一时，调度机构可根据系统运行需要进行调整（包括开机组合和发电计划曲线）：

（1）电力系统发生事故影响电网安全时；

（2）系统频率或电压超过规定范围时；

（3）系统调频容量、备用容量和无功容量无法满足电力系统安全运行的要求时；

（4）输变电设备过载或超出稳定限额时；

（5）继电保护及安全自动装置故障，需要改变系统运行方式时；

（6）气候、水情发生极端变化可能对电网安全造成影响时；

（7）电力设备缺陷影响电网安全时；

（8）电网上、下旋备紧张，影响电力实时平衡时；

（9）风光、负荷预测与实际偏差较大，影响电力实时平衡时；

（10）为保证省间联络线输送功率在正常允许范围而需要调整时；

（11）调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。

在出现上一条所述情况时，调度机构可以采取以下措施调整运行方式：

（1）改变机组的发电计划；

（2）让发电机组投入或者退出运行；

（3）调整电网运行方式，包括调整设备停复役计划；

（4）调整省间联络线的送受电计划；

（5）采取错避峰限电方式控制负荷；

（6）暂停实时电能量市场交易；

（7）调整断面限额，设置临时断面；

（8）投入或退出机组调频模式；

（9）让发电机组延迟投入或延迟退出运行；

（10）调度机构认为有效的其他手段。

为引导火电机组顶峰发电，进一步降低火电机组的发电受阻容量，提升电力保供能力，对申报发电受阻容量的火电机组进行结算价格替代。火电机组的出清节点电价保留原始值，用户侧统一结算点电价计算方式不变。

火电机组晚高峰期间实际结算的分时节点电价，按照其申报的晚高峰期间的发电受阻容量占装机容量的比例确定，即某机组替代后的晚高峰期间实际结算的分时节点电价=该机组的出清分时节点电价×晚高峰时段（16:00-21:00）该机组申报的运行上限/装机容量（供热期为政府核定的供热上限）。除晚高峰时段以外的其余时段暂不实施价格替代。

对于晚高峰期间，火电机组的日前市场和实时市场的正现货电量，采用替代后的分时节点电价进行结算；对于火电机组的日前市场和实时市场的负现货电量仍采用原出清的分时节点电价进行结算。

因火电机组分时节点电价替代结算引起的费用盈余，在火电侧按其上网电量的比例进行返还，具体按《电力市场电费结算实施细则》规定执行。

市场边界信息，包括电网安全运行的主要约束条件、输电通道可用容量、关键输电断面及线路传输限额、必开必停机组组合及原因、非市场机组出力曲线、备用及调频等辅助服务需求、抽蓄电站蓄水水位、参与市场新能源总出力预测等。

市场参数信息，包括市场出清模块算法及运行参数、价格限值、约束松弛惩罚因子、节点分配因子及其确定方法、节点及分区划分依据和详细数据等。

市场预测信息，包括系统负荷预测、外来（外送）电交易计划、可再生能源出力预测，水电发电计划预测等，任何预测类信息都应当在实际运行后一日内发布对应的实际值。

市场运行信息，包括实际负荷、实时频率、系统备用信息，重要通道实际输电情况、实际运行输电断面约束情况及其影子价格情况、联络线潮流，输变电设备检修计划执行情况、发电机组检修计划执行情况，非市场机组实际出力曲线等。

保供电时期，为保证电网安全和保供电区域的供电可靠性，根据保供电等级要求，可采取调整电网旋备、调整断面限额、设置临时断面等措施。

冰灾、山火、洪水、地震等恶劣极端自然灾害时期，为了保障受灾地区的人民生活和重要用户用电，根据灾害影响的范围和程度，可采取开机、停机、调整断面限额，设置临时断面、临时安排输变设备停运、临时中止输变电检修恢复送电等措施。

当调度现货及辅助服务市场技术支持平台运行异常导致发布的市场出清结果出现差错时，需重新按照原有边界条件重新进行出清计算，得到校正之后的出清结果，并及时向市场成员发布。若重新计算校正结果后，出清结果尚未执行，则按校正之后的结果执行。若重新计算校正结果后，出清结果已经执行，但市场未正式结算，则按校正之后的结果结算。

当电力市场技术支持系统（包括调度运行技术支持系统、现货及辅助服务市场技术支持系统、调度自动化系统、数据通信系统等）出现重大故障，导致日前现货市场出清无法正常完成时，为保障经营主体能够及时参与省间现货，调度机构可在D-1日开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，综合考虑运行日统调负荷预测、新能源预测、外购电计划等边界条件，编制下达运行日的日前发电预计划，作为各机组参与省间现货市场的基础。

为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，日前市场出清后需进行市场力检测。通过市场力检测的发电机组报价被视为有效报价，可直接参与市场出清，未通过市场力检测的发电机组采取市场力缓解措施后，可参与市场出清。市场力缓解措施包括调整限价范围、进行申报价格替代，以及选取近一段时期现货市场平均价格进行结算等，并且各节点的日96点结算均价不超过省内电力现货市场二级价格限值上限。

不按日前现货交易公布结果执行机组启停和发电计划的行为，接受双细则考核。

（1）技术支持系统电源故障或系统异常、网络异常等情形影响实时现货系统正常运行，已持续15分钟以上，且短时难以恢复；

（2）发生重大自然灾害、极端天气、突发事件可能影响电力供应或电网安全；

（3）火电机组受阻严重（影响出力占开机容量的15%以上）、火电开机容量不足（电力缺口30万以上）、重大电源故障、新能源出力与预测偏差大（200万千瓦及以上）等情况造成电力供不应求；

（4）外送通道故障、重大电网故障等情况导致网络拓扑发生重大变化；

（5）山西联络线潮流连续同向不合格3次（时长45分钟），且无恢复趋势；

（6）实时电能量市场调节能力无法满足电网实际变化需要；

（7）按照上级调度机构事故处理、保电力供应等情形要求；

（8）电网主备调切换；

（9）调度机构为保证电网安全运行需要触发熔断机制的其他情形。

在市场熔断期间，以确保电网安全稳定运行为目标，对调度设备进行运行状态调整，以调度机构下发的指令为实时电能量市场出清结果，相应时段火电机组的节点电价调整为其出力所在容量段的报价，新能源企业的实时电价调整为所有火电机组节点电价的加权平均值。

当出现如下情况时，市场运营机构应按照安全第一的原则处理事故和安排电力系统运行，必要可以中止电力现货市场交易，并尽快报告政府部门及能源监管机构：

（1）当面临严重供不应求情况时，当出现地震等重大自然灾害、突发事件影响电力供应或电网安全时;

（2）因发生突发性的社会事件、气候异常和自然灾害等原因导致电力供应严重不足或电网运行安全风险较大时；

（3）发生重大电源或电网故障，影响电力有序供应或电力系统安全运行时；

（4）因台风、地震等重大自然灾害、突发事件等导致电网主备调切换时；

（5）电力市场技术支持系统（含调度运行技术支持系统、现货及辅助服务市场技术支持平台、自动化系统、数据通信系统等）发生重大故障，导致现货市场交易无法正常组织时；

（6）出现其他影响电网安全运行的重大突发情况时。

当出现上一条所述情况导致市场中止时，采用如下的处理措施：

（1）日前电能量市场中止时，当日不开展日前电能量市场出清，电力调度机构在当前机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，综合考虑运行日统调负荷预测、新能源预测、外购电计划等边界条件，编制下达运行日的日前发电调度计划。以运行日实际执行的结果以及实时电能量市场价格作为运行日的日前电能量市场出清结果。

当异常情况解除，市场运营机构恢复市场正常运行。

11.1二级价格限值

11.2其他内容遵循《山西电力市场风险防范指引》。

电力市场信息通过统一平台进行披露。市场成员信息披露内容、方式、变更及管理等具体内容遵循《山西电力市场信息披露指引》。

省能源局、山西能源监管办对现货市场运营进行监督管理，具体内容遵循《山西电力市场监管实施办法（试行）》。

附件

电力现货市场二级价格限值上限形成方式

考虑煤炭价格、运费、煤耗等因素，进一步明确二级价格限值上限形成方式如下：

二级价格限值上限=（煤炭现货价格合理区间上限（标煤）+电煤运费）×煤电机组标煤煤耗/电煤成本占发电成本比例

其中：煤炭现货价格合理区间上限（标煤）：1088元/吨。按照国家发展改革委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号）要求，山西省煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间为热值5500大卡370-570元/吨。结合国家发展改革委2022年第4号公告，如无正当理由，煤炭现货价格合理区间上限不得超过国家或地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的50%，按此测算，我省煤炭现货价格合理区间上限为5500大卡855元/吨，折算标煤价格1088元/吨；

2022年全省电煤到厂平均运费：150元/吨；

2022年全省省调煤电机组标煤煤耗：320g/kWh；

2022年全省煤电机组电煤成本占发电成本比例：70%。

1.交易品种、方式、和价格衔接机制

1.1.交易品种

交易品种主要包括省间交易、省内电力直接交易、合约转让、回购交易。根据市场需要，增加其他类型交易品种。

1.1.1.参与省间交易

省间交易按照跨区跨省电力中长期交易实施细则，由北京电力交易中心组织安排，省内发电企业在全国统一电力交易平台参与交易，保障交易计划优先落实、优先结算。发电企业应在自身发电能力范围内，按照不超交易标的的原则进行申报。省间交易成交电量按交易公告发布的交易曲线或明确的分解方式进行曲线分解。省间交易公告中明确按照“权重系数法”出清的，当燃煤火电企业申报认购电量大于交易标的时，按照“权重系数法“出清。“权重系数法“公式为：

为第i台机组中标电量，为机组容量，为容量系数，为空冷系数，为资源综合利用系数，为供热系数。

当发电企业计算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；当各发电企业计算的中标电量小于或等于申报电量时，计算中标电量即为无约束成交电量。

为鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排，同时设置权重系数：

（1）容量系数：13.5万千瓦级机组容量系数为1.0，20万千瓦级机组取1.1，30万千瓦级机组容量系数为1.2，60万千瓦级机组容量系数为1.4，100万千瓦级机组容量系数为1.8。

（2）空冷系数：非空冷机组系数为1，空冷机组系数为1.1。

（3）资源综合利用系数：燃烧低热值煤机组系数1.1，其余燃煤机组系数为1。

在交易执行日的前3天（D-3日），若省间有约束交易结果仍未发布，交易中心可依据无约束结果或交易公告原则先行生成交易合同、分解合约曲线，但在有约束结果下发前不允许参与合同转让交易。

1.1.1.1.山西送京津唐、河北优先电量认购交易

为确保对首都及京津唐地区稳定供电，送京津唐及河北优先电量交易（原国家指令性计划）由具备交易资格的燃煤火电企业按照“挂牌、单边竞价”两个阶段进行申报。第一阶段挂牌价格为省内月度集中竞价成交均价，发电企业自主摘牌。标的电量如有剩余，进入单边竞价方式，发电企业申报价格上限为山西火电燃煤基准电价上浮上限，按照边际价格出清。标的电量仍有剩余且电力平衡裕度满足要求时，剩余未成交电量由市场化机组按照剩余有效容量等比例分摊。

1.1.1.2.外送通道配套电源认购交易

配套电源仅参加对应外送通道的省间交易，不参加其他通道外送交易。国家明确配套电源消纳省份的，仅参与对应通道、对应消纳省份的省间交易，不参加其他省间交易。配套电源和其他机组均可参与外送合同转让交易，按照本实施细则合同转让条款执行。

1.1.2.省内电力直接交易

省内电力直接交易在发电企业与售电公司、批发用户（售电公司、虚拟电厂）之间开展，由山西电力交易中心组织，鼓励可再生能源之间、可再生能源与常规能源之间打捆参加交易。电网企业代理购电交易按照国家和山西省政府有关政策开展。“负荷类”虚拟电厂的聚合资源与相应售电公司代理的其他用户进行区分，以独立交易单元参与电力中长期交易。“一体化”虚拟电厂暂不参与批发市场中长期交易。

原则上，省内直接交易带曲线开展，其中，用电侧不具备分表、分时计量的低压用户，暂不参与现货市场，在零售市场通过售电公司购电，交易电量按照用户典型用电曲线分解，且不允许自主调整，不允许调整的范围包括交易双方曲线形状、分日电量,该电量转让后也不可调整；交易平台具备条件时，可允许调整分日电量，并且由发电企业确认，但不允许调整曲线形状；发电侧应急等特殊机组暂不参与现货市场，机组所在发电企业参与中长期交易时，若其所有机组都不参与现货市场，中长期交易成交电量按典型曲线分解且不允许调整，发生合同转让交易后亦不可调整，若其部分机组不参与现货市场，中长期交易成交电量全部分解至参与现货交易的机组。现阶段以分时段交易方式开展电力中长期交易。

1.1.3.合约转让交易

合约转让交易包括发电侧市场化合约电量转让交易、用电侧市场化合约电量转让交易。

为规避售电公司脱离电力用户囤积电量和恶意操纵市场，售电公司当月中长期合同转出总电量不得超过其当月成交（买入）电量的ZL%（分时段交易电量不计入统计）。0

1.1.4.回购交易

回购交易在合约双方之间开展，经双方协商一致可回购部分或全部合约电量。回购电量不得超过被回购合约的剩余电量，交易曲线按回购时分月/分日电量及合约曲线执行。

1.2.交易方式

1.3.价格机制

年度、多月集中交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制；月度、旬分时段交易进行逐个时段限价，逐个时段限价范围设置12个价格区间；日滚动交易设定最低限价为0元/兆瓦时、最高限价为1500元/兆瓦时，不进行逐个时段限价；逐时段最高、最低限价按分时基准价+上下浮动方式形成，分时基准价由我省燃煤发电基准价乘以现货交易峰谷系数确定。其中平段基准价为332元/MWh，最高限价原则上不高于燃煤发电基准价×（1+20%）×（1+该时段分时电价政策浮动比例）×（1+20%），下限原则上不低于燃煤发电基准价×（1-20%）×（1-该时段分时电价政策浮动比例）×（1-20%）。

逐时段最高、最低限价，由省能源局商省发改委、山西能源监管办，按照以上原则，结合现货结算运行历史价格情况设定并附说明，于季度首月月度交易3个工作日前发布。

2.交易电量约束衔接机制

2.1.新能源参与省间交易时段电量约束

2.2.中长期分时段交易量约束

2.2.1.年度交易约束

为体现分时价格信号，年度和多月交易总成交电量暂定为不超过全年市场化普通交易电量（剔除新能源年度已成交合同电量等非分时段交易品种电量）的60%，各火电企业根据有效容量等因素按比例分配得到年度交易电量上限。年度交易电量上限按季度均分得到各季度交易电量上限（含年度交易均分至季度的已成交电量）。

由省电力公司根据市场化用户的历史用电量预估全年的整体电量需求，或交易机构根据市场交易规模考虑确定全年市场化普通交易电量。

2.2.2.火电企业月度交易约束

参与普通交易的火电企业当月总可卖出电量（含年度、多月已成交电量）上限设置原则为：由省电力公司根据市场化用户的历史用电量预估整体电量需求（暂按照如下公式预估：标的月的市场化电量需求=上上月度用电侧市场化用户实际结算电量×上一年度对应标的月的省内售电量/上一年度对应上上月度的省内售电量。若因历史月购售不同期等因素影响计算结果明显与需求不符时，经汇报省能源局、山西能监办同意可对计算结果进行修正），并提供给电力交易机构，交易机构剔除新能源已成交合同的当月电量和其他非分时段交易品种月度预计用电量后，根据火电企业的有效容量和总供需比，确定各火电企业分时段普通交易的当月总可卖出电量上限Qmax（供需比）（火电机组的有效容量根据年度检修计划中当月检修天数占当月日历天数的比例剔除原机组有效容量相应比例后计算得到）。总供需比或预估电量需求公式需要变化时，具体由电力市场管理委员会提出建议，报省能源局和山西能监办同意后确定。

供热期，供热机组当月总可卖出电量（含年度、多月已成交电量）的上限取核定供热最小方式所需电量Qmin（供热）和供需比确定电量Qmax（供需比）的较大值。

2.2.3.火电企业缺额申报约束

2.2.4.新能源交易电量约束

新能源发电企业以年度、多月、月度双边协商方式开展中长期交易，并参与旬分时段交易及日滚动分时段交易（不参与多月、月度分时段交易；不单独开展新能源企业合同转让交易，新能源企业合同转让通过参与旬和日滚动分时段交易实现），交易需满足以下约束：

（1）新能源企业的省内年度、多月、月度交易合约及旬交易分时段合约，在某一时段的当月净卖出电量（不含日滚动交易），不得超过该时段全月实际上网电量减去月度政府定价分解总电量的kj倍再减去该时段全月外送合约电量后的差值（差值为负时将差值记为0）的150%，超出部分电量（对于晋北风电基地场站，以超出量与剔除雁淮合约之外的其他市场化中长期交易量的较小者，作为考核量电量）按照该时段月度和旬中长期分时交易（不含新能源双边交易）加权均价的0.85倍与现货日前市场该时段当月用户侧加权均价的价差回收收益（差价为负值时不回收），回收收益每月度按照全月市场化中长期合约电量比例返还至火电企业。

其中kj定义如下：

若该时段全月D-1日申报总电量Q申报，h=0或全月实际上网总电量Q实际，h<=0，则kj=0；

若该时段全月实际上网总电量Q实际，h小于该时段全月D-1日申报总电量Q申报，h，则kj=0.8×Q申报，h/Q实际，h；

若该时段全月实际上网总电量Q实际，h大于或等于该时段全月D-1日申报总电量Q申报，h，则kj=0.8×Q实际，h/Q申报，h。

（2）新能源发电企业每日每一时段政府定价电量与中长期市场化合约电量总额不得超过实际发电量的300%，超出部分与该时段中长期全部市场化合约电量（晋北基地项目剔除雁淮合约）的较小值，按照该时段当月各批次中长期普通交易（不含多月及以上交易）加权均价的0.85倍与现货日前市场该时段当日用户侧加权均价的价差回收收益（差价为负值时不回收），回收收益每月度按照全月市场化中长期合约电量比例返还至火电企业。

综合考虑新能源不同出力时段预测偏差绝对值与偏差率的协同问题，设置允许预测偏差绝对值，当该时段实际出力平均值小于等于装机容量的4%时，仅考核中长期合约超出12%额定容量外的部分与该时段中长期全部市场化合约电量（晋北基地项目剔除雁淮合约）的较小值。

2.2.5.用户侧交易申报约束

对参与普通交易的用户侧的年度、多月、月度、旬交易设置交易电量和申报电量之和的缺额回收：参与普通交易的用电侧主体，其每个时段多月及以上交易净买入电量分解至当旬的电量、新能源双边成交买入电量分解至当旬的电量、月度交易集中竞价阶段申报电量（申报买入为正值，申报卖出为负值，下同）分解至当旬的电量与旬分时交易集中竞价阶段申报电量之和，不得低于当旬实际用电量的90%，缺额部分电量按照月度和旬中长期分时交易该时段当月加权均价与相应时段当月现货日前市场用户侧统一结算点加权均价的差价的1.5倍进行回收（差价为负时不回收），回收费用在发电侧和用户侧平均分配。发、用两侧分配的回收费用均按其当月省内旬及以上中长期总净成交电量比例按月进行分配。

月集中竞价申报超额回收电量=月度集中竞价申报电量-（当月实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月净买入电量-新能源双边交易分解至当月净买入电量×0.8）×α

月度集中竞价申报电量≦0时不进行考核；

（当月实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月净买入电量-新能源双边交易分解至当月净买入电量×0.8）≦0时，按0处理；

月集中竞价申报超额回收电量≦0时，按0处理；

旬集中竞价申报超额回收电量=旬集中竞价申报电量-（当旬实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬净买入电量-月度火电交易分解至当旬净买入电量-新能源双边交易分解至当旬净买入电量×0.8）×α

旬集中竞价申报电量≦0时不进行考核；

（当旬实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬净买入电量-月度火电交易分解至当旬净买入电量-新能源双边交易分解至当旬净买入电量×0.8）≦0时，按0处理；

旬集中竞价申报超额回收电量≦0时，按0处理；

上旬、中旬、下旬按相同原则处理。

多月及以上交易（含新能源）成交电量之和分解至月度的超额成交电量（超出当月实际用电量60%的部分）按照现货日前市场所有时段当月用户侧统一结算点加权均价与多月及以上中长期普通交易所有时段加权均价的差价的1.2倍进行回收（差价为负时不回收）。月度和各旬超额回收电量的总加值与该批发用户旬及以上交易当月总净买入电量的较小值，按照现货日前市场该时段当月用户侧统一结算点加权均价与相应时段月度和旬中长期分时交易加权均价的差价的1.2倍进行回收（差价为负时不回收），该项回收费用在用户侧按照月度实际用电量比例返还批发用户。

2.2.6.“负荷类”虚拟电厂交易申报约束

“负荷类”虚拟电厂月度及以上考核规则参照批发市场普通用户月度及以上考核规则执行。月度以下考核规则按如下方式执行。

“负荷类”虚拟电厂根据各交易时段测试试验确定的调节容量ΔPi与最大用电负荷Pmaxi的比例β%，相应放宽当旬该交易时段虚拟电厂中长期分时段交易缺额申报回收约束为（B-1.2×β）%（B暂定为90），缺额部分电量按照月度和旬中长期分时交易该时段当月加权均价与相应时段当月现货日前市场用户侧统一结算点加权均价的差价的1.5倍进行回收（差价为负时不回收），回收费用纳入用户侧中长期交易缺额回收费用统一管理。

对“负荷类”虚拟电厂的月度、旬分时交易集中竞价设置申报电量的超额回收：“负荷类”虚拟电厂每个时段的月度分时交易集中竞价阶段的申报电量，不得超过虚拟电厂当月该时段按照日前申报运行上限平均值计算电量的1.5倍减去多月及以上火电交易分解至当月的净买入电量，再减去新能源双边合约分解至当月的净买入电量的80%后的差值电量的α倍；“负荷类”虚拟电厂每个时段的旬分时交易集中竞价阶段的申报电量，不得超过虚拟电厂当旬该时段按照日前申报运行上限平均值计算电量的1.5倍减去多月及以上火电交易分解至当旬的净买入电量与月度火电交易分解至当旬的净买入电量，再减去新能源双边合约分解至当旬的净买入电量的80%后的差值电量的α倍。α暂定为1.2，根据市场运行情况适时调整。

月集中竞价申报超额回收电量=月度集中竞价申报电量-（当月该时段按照日前申报运行上限平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月净买入电量-新能源双边交易分解至当月净买入电量×0.8）×α

（当月该时段按照日前申报运行上限平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月净买入电量-新能源双边交易分解至当月净买入电量×0.8）≦0时，按0处理；

旬集中竞价申报超额回收电量=旬集中竞价申报电量-（当旬该时段按照日前申报运行上限平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬净买入电量-月度火电交易分解至当旬净买入电量-新能源双边交易分解至当旬净买入电量×0.8）×α

（当旬该时段按照日前申报运行上限平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬净买入电量-月度火电交易分解至当旬净买入电量-新能源双边交易分解至当旬净买入电量×0.8）≦0时，按0处理；

旬集中竞价申报电量≦0时，按0处理；

多月及以上交易（含新能源）成交电量之和分解至月度的超额成交电量（超出当月实际用电量60%的部分）按照现货日前市场所有时段当月用户侧统一结算点加权均价与多月及以上中长期普通交易所有时段加权均价的差价的1.2倍进行回收（差价为负时不回收）。月度和各旬超额回收电量的总加值与该“负荷类”虚拟电厂旬及以上交易当月总净买入电量的较小值，按照现货日前市场该时段当月用户侧统一结算点加权均价与相应时段月度和旬中长期分时交易加权均价的差价的1.2倍进行回收（差价为负时不回收），该项回收费用纳入用户侧中长期超额申报回收费用统一管理。

2.2.7.用户侧中长期曲线偏差约束

对参与普通交易的用户侧在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与实际用电量的负偏差超过30%范围的电量，按照当月各批次普通交易（含多月及以上交易）的相应时段加权均价的1.1倍与日前市场相应时段当月加权均价的差价（差价为负值时不回收）进行全额回收，该项回收费用在发电侧和用户侧平均分配，发电侧分配的回收费用按照月度上网电量比例返还发电企业，用户侧分配的回收费用按照月度实际用电量比例返还批发用户。

若旬滚动撮合交易中存在某时段用户侧挂牌价格已至价格上限，且在交易结束前15分钟至结束仍有未成交量，则取消用户侧当旬该时段每日的分时段最低成交量约束。

对参与普通交易的用户侧在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与实际用电量的正偏差超过20%范围的电量，按照日前市场相应时段当月加权均价与当月各批次普通交易（含多月及以上交易）的相应时段加权均价的0.9倍的差价（差价为负值时不回收）进行全额回收，该项回收费用在发电侧和用户侧平均分配，发电侧分配的回收费用按照月度上网电量比例返还发电企业，用户侧分配的回收费用按照月度实际用电量比例返还批发用户。

2.2.8.“负荷类”虚拟电厂中长期曲线偏差约束

用户侧中长期曲线负偏差回收费用按照“负荷类”虚拟电厂在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与日前申报运行下限的负偏差超过30%范围的电量进行考核回收，用户侧中长期曲线正偏差回收费用按照“负荷类”虚拟电厂在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与日前申报运行上限的正偏差超过20%范围的电量，考核费用的回收及分摊参照批发用户此项市场运营费用的规定执行。该项回收费用纳入用户侧中长期曲线偏差回收费用统一管理。

2.2.9.“负荷类”虚拟电厂其他约束

当各交易时段测试试验确定的调节容量与最大用电负荷的比例β%大于70%时，取消该交易时段虚拟电厂中长期分时段交易缺额申报回收约束、用户侧中长期曲线负偏差回收费用，可在现货市场进行全电量交易。

“负荷类”虚拟电厂未涉及的其他成交量约束、金融套利约束参照现行批发市场用户交易规则执行。

2.3中长期分时段金融套利约束

中长期分时段各批次交易中，开展集中竞价交易或滚动撮合交易时，对某一时段，发用两侧经营主体（按交易单元为准）进行交易申报时必须先选择是卖出或买入电量，在同批次交易的同种交易方式中，一个时段只能选定一个方向。多月及以上交易第二阶段集中交易过程中，发电侧仅可卖出电量，用户侧仅可买入电量。

2.3.1.发电侧金融套利约束

中长期各批次的各时段交易中，发电侧某一时段申报卖出电量与已持有的中长期合同分解至该时段的净卖出电量之和，折合电力不得超出装机容量；发电侧各个时段申报卖出电量之和与各批次交易各个时段已净卖出电量之和，不得超出按照供需比限制的最大可卖出电量；发电侧某一时段申报买入（回购）电量，不得超出已持有的各批次中长期合同分解至该时段的净卖出电量之和；发电侧某一时段全月累计买入电量之和，不得超出各批次交易该时段全月累计卖出电量之和的50%（暂不开展发电侧（普通交易）双边合同转让，合同转让通过参与分时段交易实现）。发电侧经营主体每次进行各时段交易申报前，交易界面均显示当前可申报卖出或申报买入电量的限额，并对申报超出限额的情况进行提示，未超出限额的申报方可经确认后提交。

2.3.2.用户侧金融套利约束

中长期各批次的各时段交易中，用户侧某一时段申报卖出电量不得超出各批次交易净买入电量分解至该时段的买入电量之和；用户侧某一时段全月累计卖出电量之和，不得超出各批次交易该时段全月累计买入电量之和的30%。用户侧每次进行各时段交易申报前，交易界面均显示当前可申报卖出电量的限额，并对申报超出限额的情况进行提示，未超出限额的申报方可经确认后提交。

2.3.3.新能源企业金融套利约束

新能源企业年度、多月、月度双边交易及旬分时段交易、日滚动交易均无供需比限制，各个时段累计买入（回购）电量之和不受不超出该时段累计卖出电量之和的50%的限制。各时段卖出电量折合电力不超装机容量、买入电量不超已净卖出电量等发电侧金融套利约束条款需遵守。

根据北京电力交易中心安排，组织省内发电企业参与省间交易。达成交易后，年度分月电量由购电方确定，交易曲线按交易公告执行。

4.附则

中长期市场规则由山西能源监管办会同山西省能源局制修订并解释。未尽事宜按照《山西省电力中长期交易实施细则》（晋监能〔2020〕16号）、《山西电力中长期分时段交易实施细则（试行）》（晋监能〔2021〕7号）等文件及电力交易机构交易公告执行。

1.二次调频辅助服务市场

1.1.交易流程

（1）调频市场开展五个时段的交易，具体时段为00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00。竞价日8:30前，调控中心发布每个时段的调频市场开市信息，包括但不限于：

调频市场准入的经营主体；

次日每个时段的调频市场需求（MW）、省网直调负荷预测曲线（96点）、外送计划曲线（96点）；

调频市场的申报价格范围；

（2）竞价日8:30-9:30，各调频服务供应商按照（00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00），共5个交易时段，分别申报调频报价。未提交调频报价的交易时段，不纳入该时段的调频市场出清。

发电企业以机组为调频资源单位进行申报，独立辅助服务供应商以整体为调频资源单位进行申报。各调频资源的容量按照其申报的可调范围上、下限确定。

调频服务的申报价格单位为（元/兆瓦），申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦，申报价格范围如下表所示。

系统将对各调频服务供应商的申报价格进行自动审核，确认申报价格是否在限值范围以内。对于申报高于报价上限的或低于下限的发电机组，系统自动识别为无效申报价格。

（3）竞价日9:30-10:30，调控中心进行分时段调频市场出清计算。依据调频市场分时段需求、调频服务供应商的申报数据、历史调频性能指标等，以调频服务供应成本最小化为目标，进行调频市场集中出清，计算00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00每个交易时段各发电机组的中标结果和调频市场结算价格等。

调频市场出清根据各调频服务供应商的排序价格进行。将排序价格由低到高依次进行排序，直至满足调频市场需求。中标调频服务供应商按照其申报价格结算，分时段计算其调频市场收益。

1.2.日前出清

调频市场日前出清组织步骤为：

（1）确定次日各时段调频需求：

次日调频市场各时段的可调容量需求，暂定为该时段直调发电需求最大值的5%～15%。调度机构可依据市场运行情况及实际电网调频情况，按需调整系统调频需求。

（2）计算机组历史调频性能指标：

每次AGC动作时按下式计算AGC调节性能：

调节性能日平均值：

式中，反映了第i台调频资源一天内n次调节过程中的性能指标平均值。未被调用调频资源是指具备AGC功能但一天内一次都没有被调用的机组。

调频资源历史调频性能指标，选取最近一个调用日（向前查询最多不超过15天）的调频性能各时段的平均值数据（该日调频资源在运行状态）。当某调频资源某时段的历史调频性能指标小于等于1时，调控中心在该时段不予调用，待性能测试试验符合标准后方可再次进入调频市场，历史调频性能指标按照测试结果计算。

（3）调整历史调频性能指标：

选定的调频资源历史调频性能指标，经过归一化处理，使其数值在0-1之间，调整公式如下：

式中，与的数值依据实际情况确定和调整。暂定=1，=4。

（4）计算各机组排序价格：

将各调频服务供应商的申报价格，除以其归一化的历史调频性能指标，得到其排序价格：

式中，为调频服务供应商i的原始报价。

（5）按各调频资源的排序价格由低到高确定中标优先次序。当排序价格相同时，优先调用调节性能好的调频资源；调节性能指标相同时，选取调节容量大的调频资源。

（6）确定调频市场边际调频资源：

对于调频资源，所有按价格顺序排列的机组，，有

且

则为边际调频资源，为中标的调频资源。各调频服务供应商按照申报价格进行结算。

1.3.日内出清

调频市场日内出清组织步骤为：

（1）确定调频市场日内交易各时段的调频需求：

确定日内交易时段调频市场的可调容量需求，暂定为日内交易时段直调发电需求最大值的5%～15%。调度机构可依据市场运行情况及实际电网调频需要，按需调整系统调频需求。

调频资源历史调频性能指标，选取最近一个调用日（向前查询最多不超过15天）的调节性能日平均值数据。当某调频资源的历史调频性能指标小于等于1时，调控中心不予调用，待测试试验符合标准后方可再次进入调频市场，历史调频性能指标按照测试结果计算。

（5）按各调频资源的排序价格由低到高确定中标优先次序。当排序价格相同时，优先调用调节性能好的调频资源，调节性能相同时优先调用调节容量大。

1.4.结果审核

竞价日10:30-17:30，调控中心对调频市场日前出清结果进行审核。日内实时运行需要更新计算时，在正式运行30分钟前完成交易时段出清结果审核。审核内容包括但不限于：

（1）调频市场的总供给容量是否满足总需求容量；

（2）各调频服务供应商的中标情况，是否满足排序价格优先顺序；

（3）是否满足电网安全约束要求;

（4）其他需要审核的内容。

1.5.结果发布

竞价日17:30前，调控中心将审核完成的调频市场出清结果通过辅助服务市场技术支持系统发布，日内实时运行更新计算后，调控中心将审核完成的调频市场出清结果通过辅助服务市场技术支持系统发布。发布内容包括但不限于：

（1）公开信息：当日调频市场中标机组性能指标的平均值、最大值、最小值，所有中标机组的结算均价等；

（2）私有信息：调频服务供应商的自身中标结果；

（3）其他需要公布的市场信息。

1.6.交易结果执行

运行日按照00:00-06:00，06:00-12:00，12:00-16:00，16:00-21:00，21:00-24:00，各时段调频市场交易结果，切换中标调频资源，由其跟踪AGC系统的调频指令，提供调频服务。

若某调频资源某时段的历史调频性能小于等于1，调频资源供应商应积极消缺整改，及时向省调提交ACE调节试运申请票。待申请票批复后，调频资源供应商向当值调度员申请投入ACE模式，获得同意后当值调度员将调频资源AGC模式改为ACE，产生调节性能指标后，由市场决定是否参与ACE调频服务。

下一个运行日02:00后，在各调频服务供应商等确认无误的情况下，调控中心依据调频资源分时段的实际调频效果与贡献，计算分时段调频收益，生成调频市场费用清算单并发送至交易中心，由交易中心出具结算凭据。

为确保机组调频质量和效果，增加事后调频机组性能筛查机制，对于事后筛查不满足要求的调频机组，取消其当日调频里程收益。

1.7.调频市场与其他市场的协调

调频市场在日前现货市场安全约束机组组合（SCUC）确定运行日机组组合后开展，出清计算形成运行日各交易时段的调频机组序列。运行日调频机组序列确定后，日前现货市场安全约束经济调度（SCED）在对调频机组保留必要的上调容量和下调容量，根据日前现货市场出清规则计算运行日机组发电出力计划。

2.二次调频辅助服务市场性能抽查及违约考核

2.1.性能抽查

运行日当值调度根据电网运行情况适时开展中标调频机组的性能抽查工作，被抽查机组由辅助服务技术支持系统随机选取1台。当日被抽查性能不达标的中标调频机组，当日不获得调频收益。需重新进行调频性能测试合格后，方允许参与调频辅助服务市场。

中标调频机组性能不达标包含两种情况：一是调频性能指标不达标；二是实际最大可调节范围与申报的可调节上下限范围偏差超过10%。

被抽查机组名单及核查结果等核查工作开展情况由当值调度在辅助服务技术支持系统实时发布。

2.2.违约考核

调频市场建立后，由调频服务供应商自主决策，参与市场竞争、进行市场报价，自行承担市场风险。

3.计量与结算

市场运营机构按照辅助服务市场各类交易实施细则，记录参与辅助服务市场的各发电企业、独立辅助服务供应商、综合能源供应商等经营主体各类辅助服务交易、调用、计算和结算等情况。

辅助服务计量的依据为：电力调度指令，能量管理系统（EMS）、发电机组调节系统运行工况在线上传系统、广域测量系统（WAMS）等调度自动化系统采集的实时数据，电能量采集计费系统的电量数据等。

辅助服务市场费用按辅助服务交易品种分别进行管理，按照收支平衡原则，根据辅助服务各交易品种的补偿收益与费用分摊细则执行。

调频辅助服务收益每日清算，费用分摊按月度结算。辅助服务费用采取电费结算方式，与当月电费结算同步完成。各发电企业、独立辅助服务供应商等主体在当月电费总额基础上加（减）应获得（支付）的辅助服务补偿（分摊）费用额度，与当月电费一并结算。

辅助服务市场规则由山西能源监管办商山西省能源局制修订并解释。二次调频辅助服务市场费用计算分摊等未尽事宜，按照《山西能源监管关于印发山西并网发电厂辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则（2021年修订版）的通知》（晋监能市场〔2021〕94号）、《山西能源监管办关于修订电力调频辅助服务市场有关规则条款的通知》（晋监能市场规〔2022〕2号）、《关于强化市场监管有效促进发挥市场机制作用促进全省今冬明春供应保障的通知》（晋监能市场〔2021〕187号）等文件执行。一次调频、正备用等辅助服务市场按照《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》（晋监能市场规〔2022〕1号）、《山西正备用辅助服务市场交易实施细则（试行）》（晋监能市场规〔2023〕2号）等文件执行。跨省跨区交易电量辅助服务费用分摊按照《山西能源监管办山西省能源局关于明确跨省跨区外送电力辅助服务费用分摊有关事项的通知》（晋监能市场规〔2023〕3号）》执行。

1总述

2适用范围

3引用文件

4术语定义

5结算原则

5.1结算模式

5.2结算周期

5.3结算时段

5.4结算电量

5.5结算电价

5.6市场运营费用管理

6市场成员结算的权利与责任

6.1发电企业

6.2批发市场用户

6.3零售市场用户

6.4交易中心

6.5调控中心

6.6电网企业

7结算流程

7.1数据准备

7.2批发市场结算流程

8电能量电费计算

8.1发电企业电能量电费

8.2批发用户电能量电费

8.4省间应急调度盈余电费

9市场运营费用计算

9.1成本补偿类费用

9.2市场平衡类费用

9.3市场调节类费用

9.5其他市场运营费用事项

10“两个细则”电费

11省间交易责任偏差费用

11.2售电方责任

12总电费计算

12.1发电企业月总电费计算

12.2批发用户月总电费计算

12.3“负荷类”虚拟电厂月总电费计算

13电费追补管理

14电费免考管理

15收付款管理

16其他结算事项

16.1市场中止与管制

16.2代理关系生效期

16.3违约用电、窃电行为的处理原则

17附则

本实施细则适用于山西省电力市场结算工作，包括批发市场和零售市场。

《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）

《山西省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》（晋政办发〔2017〕94号）

（1）电能量电费：指发电企业与电力用户在现货市场和中长期交易市场中以电能量为交易标的物的电费。

（2）辅助服务费用：为维护系统的安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、传输、使用之外，由并网发电厂提供辅助服务所得的费用，具体包括备用、调频等。

（3）“两个细则”电费：指“两个细则”规范的辅助服务费用和并网运行考核费用，辅助服务市场中发生的辅助服务费用，以及所有辅助服务费用、并网运行考核费用按一定规则进行分摊、返还的费用。

（4）节点电价：在满足电网运行条件下，电气节点增加单位用电负荷需求所增加的系统边际发电成本。

（5）统一结算点电价：用电侧采用统一结算点电价，即发电侧所有节点电价加权平权值。

（6）批发市场用户：直接参与批发市场的电力用户（批发用户）、售电公司、“负荷类”虚拟电厂等。

（7）电网企业代理购电用户：暂未直接从电力市场购电，由电网企业代理购电的工商业用户。

（8）零售市场用户：通过售电公司间接参与批发市场购电的电力用户。

（9）市场运营费用：指在市场初期，为清算发用两侧计划电市场电、统筹兼顾市场竞争与监测规范市场主体行为，保障电力系统安全稳定，维护市场公平公正，设置电能量费用之外的各类费用，包括成本补偿类费用、市场平衡类费用、市场调节类费用、运行监测类费用等。

（10）成本补偿类费用：包括机组启动补偿费用、必开机组补偿费用和调频量价补偿费用。其中：机组启动补偿费用是指对按照日前现货市场出清结果提供启动服务的机组，按照启动报价的一定比例进行的补偿。必开机组成本补偿是指必开机组（不含供热机组）处于必开最小出力时，按照对应成本补偿价格高于该时段日前节点电价的标准，对该时段日前正偏差电量进行的补偿。调频量价补偿分为上调补偿、下调补偿，上调补偿指调频机组实际发电出力（扣除省间现货电量）高于日前现货出清结果，且其实际发电出力（扣除省间现货电量）所在报价段的电能量报价高于实时节点电价时，按照上调补偿价格高于实时节点电价的标准，对该时段机组实际发电超过日前出清结果的电量进行的补偿；下调补偿指调频机组实际发电出力（扣除省间现货电量）低于日前现货出清结果，且其实际发电出力（扣除省间现货电量）所在报价段的电能量报价低于实时节点电价时，按照其实时节点电价高于下调补偿价格的标准，对该时段机组实际发电低于日前出清结果的电量进行的补偿。

（11）市场平衡类费用：包括市场结构平衡费用、阻塞平衡费用。其中：市场结构平衡费用主要指在计划和市场双轨制下，由于非市场化用户用电量与政府定价上网电量不匹配等原因，导致电网企业出现的偏差费用。阻塞平衡费用是指现货市场中，发电侧以节点电价进行电能量电费结算，用户侧以统一结算点电价进行电能量电费结算，由此导致的应收批发市场用户费用和应付发电企业费用之间的偏差费用。

（13）运行监测类费用：包括第三方运行监测费用，为第三方机构的运行监测和动态监测系统的建设及维护等费用。

（14）政府定价电量：主要指基准价电量。

（15）非政府定价电量：主要是指通过市场化方式形成的直接交易电量、外送电交易电量、现货电量。

5.结算原则

由交易中心负责出具结算依据，由电网企业负责电费结算。主要原则如下：

5.1.1中长期市场根据中长期合约分解电量，按照合约约定价格进行结算。

5.1.2现货市场结算时，发电企业采用机组所在节点电价，日前市场根据日前市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差电量，按照日前市场节点电价进行结算；实时市场根据实际上网电量与日前市场出清电量的偏差电量，按照实时市场节点电价进行结算；批发市场用户采用统一结算点电价，日前申报电量与中长期合约分解电量的偏差电量，按照日前市场分时统一结算点电价进行结算；实际用电量与日前申报电量的偏差电量，按照实时市场分时统一结算点电价进行结算。

5.1.4绿色电力交易合约作为市场主体中长期合约的一部分结算。绿色电力交易结算电量按照合约约定价格结算。对不参与现货的新能源企业，省间绿色电力交易结算电量按照实际送出电量对省间绿色电力交易合约电量等比例进行折算，省内绿色电力交易结算电量按照省内绿色电力交易合约电量结算，其月度实际上网电量与绿色电力交易结算电量的正偏差电量按照保障性收购价格结算，负偏差电量按照当月省内与省间绿电市场合约加权均价的1.2倍结算。

5.1.5现货模式下，负荷聚合商有效响应电量作为其中长期合约电量的一部分，该部分电量的价格为互动响应交易出清价格。在对负荷聚合商开展现货结算时，根据负荷聚合商中长期合约、现货市场日前交易申报数据、96点实际用电量，按照现货市场规则计算其电能量电费；负荷聚合商有效响应电量不参与各类市场运营费用的计算（含回收和分摊），将有效响应电量剔除后（响应合约、与响应合约相同的现货日前申报电量、有效响应电量同步剔除），再计算其现货期间的市场运营费用。

5.1.6电网企业对批发用户、入市后独立储能及抽水蓄能下网电量在M+6日内开展电费预结算，先按其中长期交易合约均价及实际用电量进行预结算并收费；若批发用户未参与中长期交易，则按照批发市场中长期合约均价进行预结算并收费；现货月度账单发布后，形成的最终结算结果与预结算结果之间的差额电费随次月电费一并发行。

5.1.7未在交易平台完成购售电合同备案的发电企业，日清分时，优先电量暂按燃煤基准价结算；月度结算时，优先电量中的发电权及西龙池认购电量按照合约价格结算，基数电量暂不结算，待完成购售电合同备案后追补结算。在市场运营费用计算中，仍将该部分优先电量视为中长期合约。

5.1.8燃气机组非供热期，或不承担供热任务的燃气机组全电量参与现货市场，相应电量按照日前、实时现货市场的分时节点电价进行结算，暂不参与中长期交易，参与市场运营费用的分摊与返还。冬季供热期，按照省能源局、山西能源监管办核定的供热方式安排燃气机组发电供热，供热下限以下的发电量按照政府定价（核价小时）进行结算，暂不参与市场运营费用的分摊与返还。供热下限以上的发电空间可参与现货市场，按照现货价格进行结算，需参与市场运营费用的分摊与返还。

5.1.9地调公用火电厂以“不报量不报价”的方式作为价格接受者参与实时现货市场，不参与日前市场。地调公用火电厂的实际出力曲线与中长期交易曲线的偏差部分，按照实时现货市场价格进行结算。初期暂不参与市场调节类、运行监测类市场运营费用的回收和分摊，参与成本补偿类、市场平衡类市场运营费用的分摊。

5.1.10独立储能暂仅参与日前现货市场，执行日前现货市场出清形成的充放电计划，日前出清的上网电量按照日前现货市场节点电价进行结算，日前出清的下网电量按照日前现货市场统一结算点电价进行结算；独立储能实际上网（下网）电量与日前出清结果的偏差按照实时现货市场节点电价（统一结算点电价）进行结算，暂不参与市场运营费用的回收和分摊。

5.1.11抽水蓄能电站的上网（下网）电量按照实时现货市场节点电价（统一结算点电价）进行结算。初期暂不参与成本补偿类、市场调节类、运行监测类市场运营费用的回收和分摊，参与市场平衡类市场运营费用的分摊。

5.1.12辅助服务市场结算按照“两个细则”及其补充规定以及辅助服务市场规则有关规定执行。

5.2.1批发市场结算周期采用“日清月结”的模式。即按日进行市场化交易结果清分，生成日清分账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。

5.2.2零售市场根据售电合同性质以月度为周期结算，即按月进行零售市场电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。

每15分钟为一个计量、清分及结算时段。

5.4.1根据电网企业提供的计量数据，计算形成发电企业各机组各时段上网电量、用户各类别各时段用电量，作为结算电量。

5.4.2现货模式下，用户电量存在定量、定比扣减关系的，各时段扣减定量电量=月度定量电量/（核算周期实际天数×96），主表扣减定量结果小于零时按零计算；各时段扣减定比电量=各时段抄见电量×月度定比值。

5.5.1市场化机组以省内现货市场节点电价作为省内现货电能量市场结算价格，以中长期交易合约电价作为中长期交易电能量市场结算价格，以省间现货市场成交电价作为省间现货电能量市场结算价格（参考《省间电力现货交易规则（试行）》）。

5.5.2非市场化机组以政府批复的上网电价作为结算价格。

5.5.3各类中长期合约、现货市场形成的电能量价格均包含环保电价，各机组市场化电量对应的环保电价不再另行结算。

5.5.4批发市场用户日前市场分时统一结算点电价按相应时段各机组省内市场日前出清上网电量进行所有节点电价加权平均，实时市场分时统一结算点电价按相应时段各机组省内市场计量电量进行所有节点电价加权平均。省内日前市场日均价按当日各机组各时段省内市场日前出清上网电量进行所有节点电价所有时段加权平均，省内实时市场日均价按当日各机组各时段省内市场计量电量进行所有节点电价所有时段加权平均。省内日前市场月均价按当月各机组各时段省内市场日前出清上网电量进行所有时段所有节点电价加权平均，省内实时市场月均价按当月各机组各时段省内市场计量电量进行所有时段所有节点电价加权平均。省内日前市场、实时市场分时统一结算点电价、日均价、月均价，暂定下限为0元/兆瓦时、上限为1500元/兆瓦时，超出上、下限按上限价、下限价处理。

5.5.5省内现货市场日前或实时分时节点电价、统一结算点电价执行二级限价，分时统一结算点电价96点算术平均价超过二级价格限值上限时，节点电价、统一结算点电价等比缩小，直至96点统一结算点电价的算术平均值不超过二级价格限值上限，以缩小后的分时节点电价、统一结算点电价开展电能量费用及市场运营费用结算。二级价格限值上限具体计算方式，详见《电力现货市场实施细则》。

5.5.6参与市场交易的发、用电企业，在中长期交易合同签订时，应同时申报用电曲线、分时段电量电价，以反映发、用电曲线特性和分时价格差异。

5.5.7我省现货交易未开展期间，批发用户的购电价格按晋发改商品发〔2021〕479号规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。

5.5.8现货交易开展期间，参与现货市场的批发用户按现货市场规则执行，其交易价格由市场化方式形成，不执行晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例。暂不直接参与现货市场的低压、电信基站批发用户，其购电价格按晋发改商品发〔2021〕479号文件规定的峰谷时段划分及浮动比例执行。

5.6.1成本补偿类费用纳入市场运营费用管理，以月度为周期进行分摊。其中：机组启动补偿费用由新能源企业，与批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例分摊，新能源企业按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例进行分摊，批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例分摊（应由电网企业代理购电用户承担的部分纳入代理购电偏差电费管理，随次次月代理购电价格发布，如7月分摊费用，在9月代理购电价格中体现，下同）；必开机组补偿费用由发电企业、批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例分摊，发电企业按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例进行承担；批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例承担；调频量价补偿（上限2亿元）首先考虑跨区跨省应急调度送电盈余电费冲抵，剩余费用由火电、新能源、批发市场用户及电网企业代理购电用户按20%:30%:50%比例分摊，发电企业间按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例分摊、批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例分摊。

5.6.2市场平衡类费用纳入市场运营费用管理，以月度为周期进行分摊。其中：市场结构平衡费用由发电企业，与批发市场用户按1:1比例承担，发电企业按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例进行承担，批发市场用户按月度结算电量比例承担；日前阻塞平衡费用由发电企业承担，发电企业之间按月度所有时段省内市场的正日前结算电量等比例承担，实时阻塞平衡费用由发电企业，与批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例承担，发电企业之间按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例承担，批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例承担。

5.6.4运行监测类费用纳入市场运营费用管理，以月度为周期进行分摊。第三方运行监测费用由发电企业、批发市场用户按照1:1比例承担，发电企业按照月度上网电量比例进行承担，批发市场用户按月度结算电量比例承担。

（1）按照市场规则参与市场交易，履行交易合约，服从电力调度管理，享受输配电服务。

（4）向电网企业收取电费并开具增值税专用发票。

（1）批发市场用户(直接参与批发市场的电力用户、售电公司、“负荷类”虚拟电厂等)按照市场运营规则参与市场交易，履行交易合约及零售合约，拥有配电网运营权的售电公司需服从电力调度管理。

（4）向电网企业支付或收取电费并获取增值税专用发票。

（5）拥有配电网运营权的售电公司可向用户收取电费并开具增值税专用发票，向电网企业支付购电费、输电费，并代收政府性基金及政策性交叉补贴，归集至电网企业。

（1）履行与售电公司签订的零售合约。

（4）向电网企业支付电费并获取增值税专用发票。

（1）负责市场注册、市场申报、中长期交易组织、合同管理。

（2）负责出具结算依据。

（3）发布交易结算情况信息。

（1）按调度规程实施电力调度，负责系统日前和实时平衡，负责电网安全。

（2）负责现货、辅助服务交易组织，现货市场发电侧出清及辅助服务交易出清，提供发电侧基础结算数据。

（3）市场运营初期，负责提供辅助服务电费及分摊结果。

（1）负责保障输配电设施的安全稳定运行。

（2）提供输配电服务，无歧视向电力用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务。

（3）按照交易中心出具的结算依据，负责电费结算及账单发布，并按规定收付电费。

7.1.2运行日提前1日（D-1日）完成日前市场出清，运行日（D日）完成实时市场出清。运行日（D日）获取当日的省间、省内日前市场交易结果，以及当日省间、省内实时市场交易结果。具体包括:省间日前及日内市场每15分钟的出清电力和价格，省内日前和实时市场每15分钟的出清电力和价格；用户侧日前市场申报电量；日前机组组合安排；必开、热电联产等特殊机组标签；调频机组调频收益；启停及考核数据等。

7.1.4次月第10个日历日（M+10），发布调平电量。次月前15个日历日（M+15）内，向市场主体出具月结算账单。

7.2.1结算电量核对。电网企业按日向交易中心推送发用两侧分时电量数据，并接受市场主体异议申请。

7.2.2结算依据获取。交易中心按期出具结算依据，并推送至电网企业。

7.2.3电费计算核对。电网企业根据接收到的结算依据进行计算核对，按匹配好的政府批复电价和市场化交易形成的电价计算购售电费等。

7.2.4电费结算单生成。电网企业依据电费计算结果生成电费结算单。

7.2.5电费结算单确认。电费预账单发布后，市场主体对电费结算单进行核对、确认。若有异议，提出反馈意见，正式账单发布前未反馈的视为确认。

发电企业电能量电费包括省间合约电能量电费，省间日前电能量电费，省间日内电能量电费，省内合约电能量电费，省内日前电能量电费，省内实时电能量电费，调平电费，煤电价格替代电费返还。

8.1.1月度上网电能量电费

R电能=R省间合约+R省间日前+R省间日内+R省内合约+R省内日前+R省内实时+R调平发电+R煤电价格替代返还

R电能为月度上网电能量电费；

R省间合约为发电企业省间合约电能量电费；

R省间日前为发电企业省间日前电能量电费；

R省间日内为发电企业省间日内电能量电费；

R省内合约为发电企业省内合约电能量电费；

R省内日前为发电企业省内日前电能量电费；

R省内实时为发电企业省内实时电能量电费；

R调平发电为发电企业调平电费；

R煤电价格替代返还为发电企业煤电价格替代电费返还。

8.1.3省间日前市场电能量电费（R省间日前）

机组根据省间日前市场结算量与省间日前市场分时电价计算电费，具体计算公式如下：

R省间日前=∑（Q省间日前,t×P省间日前,t）

R省间日前为发电企业在省间日前市场的结算电费；

Q省间日前,t为发电企业在t时段的省间日前结算电量，即发电企业在t时段省间日前市场的中标电量；

P省间日前,t为t时段的省间日前市场分时电价。

8.1.4省间日内市场电能量电费（R省间日内）

发电企业根据省间日内市场结算量与省间日内市场分时电价计算电费，具体计算公式如下：

R省间日内=∑（Q省间日内,t×P省间日内,t）

R省间日内为发电企业在省间日内市场的结算电费；

Q省间日内,t为发电企业在t时段的省间日内结算电量，即t时段省间日内市场的中标电量；

P省间日内,t为t时段的省间日内市场分时电价。

8.1.5省内合约电能量电费（R省内合约）

发电企业根据分解至t时段的合约电量与对应的合约电价计算合约电费，具体计算公式如下：

R省内合约＝∑（Q省内合约,t×P省内合约,t）

R省内合约为发电企业在省内中长期交易市场的合约电费；

Q省内合约,t为发电企业在t时段的省内中长期交易合约分解电量；

P省内合约,t为发电企业在t时段的合约电价。

8.1.6省内日前市场电能量电费（R省内日前）

发电企业根据省内日前市场结算量与省内日前市场节点电价计算电费，具体计算公式如下：

R省内日前=∑（Q省内日前,t×P省内日前,t）

R省内日前为发电企业在省内日前市场的结算电费，火电企业考虑价格替代影响；

Q省内日前,t为发电企业在t时段的省内日前结算电量，即发电企业在t时段省内日前市场的中标电量与中长期交易合约（不包含需求侧响应合约）分解电量的差额；

P省内日前,t为发电企业在t时段的省内日前节点电价。

8.1.7省内实时市场电能量电费（R省内实时）

发电企业根据省内实时市场结算量与省内实时市场节点电价计算电费，具体计算公式如下：

R省内实时=∑（Q省内实时,t×P省内实时,t）

R省内实时为发电企业在省内实时市场的结算电费，火电企业考虑价格替代影响；

Q省内实时,t为发电企业在t时段的省内实时结算电量，即在t时段实际上网电量与省间中长期交易合约分解电量、省间日前结算电量、省间日内结算电量、省内日前结算电量、省内中长期交易合约分解电量的差额；

P省内实时,t为发电企业在t时段的省内实时节点电价。

同一新能源发电项目不同结算单元的基准价合约电量、日前中标电量按照各计量点实际电量占比的原则进行分解；同一结算单元不同项目批次的新能源发电机组按照额定容量比例计算各自上网电量。

8.1.8发电侧调平电费（R调平发电）

R调平发电=Q调平发电×P实时月度加权

Q调平发电为发电企业月度上网电量与按时段合计上网电量之差。不同投资主体共用同一贸易关口计量点的新能源项目，按约定分劈计量关口电量比例进行计算时，月拆分数据与时段拆分合计数据差异纳入发电侧调平电量；

P实时月度加权为省内实时市场月均价。

8.1.9煤电价格替代电费（R煤电价格替代）

16:00-21:00期间，煤电企业的省内日前市场和省内实时市场的正现货结算电量，采用替代后的分时节点电价进行结算。对于煤电机组的省内日前市场和省内实时市场的负现货结算电量仍采用原出清的分时节点电价进行结算。该项费用是因煤电机组分时节点电价替代结算引起的费用盈余，在煤电企业按各机组月度晚高峰期间（16:00-21:00）实际上网电量（扣除省间现货电量）的比例进行返还。除晚高峰时段以外的其余时段暂不实施价格替代。

当Q省内日前,t>0时计算省内日前部分、当Q省内实时,t>0时计算省内实时部分，

R煤电价格替代=Σ（P省内日前,t-P省内日前替代,t）×Q省内日前,t+Σ（P省内实时,t-P省内实时替代,t）×Q省内实时,t

R煤电价格替代为煤电企业价格替代后产生的费用盈余；

P省内日前替代,t=P省内日前,t×Q申报上限,t/Q额定；

P省内实时替代,t=P省内实时,t×Q申报上限,t/Q额定；

P省内日前替代,t煤电企业t时段的省内日前节点电价替代值；

P省内实时替代,t煤电企业t时段的省内实时节点电价替代值；

Q申报上限,t为煤电企业申报的运行上限折算至相应时点的发电量；

Q额定为煤电企业额定容量（供热期为政府核定的供热上限）折算至时点的发电量。

煤电价格替代电费由煤电各机组月度晚高峰期间（16:00-21:00）实际上网电量（扣除省间现货电量）的比例进行返还。

R煤电价格替代返还，i=R煤电价格替代×Q晚峰发电，i/∑Q晚峰发电，i

Q晚峰发电，i为煤电机组i月度晚高峰期间（16:00-21:00）实际上网电量（扣除省间现货电量）。

批发用户电能量电费包括合约电能量电费、日前市场电能量电费、实时市场电能量电费、调平电费、用户侧价差调整电费分摊。

8.2.1月度结算电能量电费（C电能）

C电能为批发用户月度结算电能量电费；

C合约为批发用户中长期合约电能量电费；

C日前为批发用户日前市场电能量电费；

C实时为批发用户实时市场电能量电费；

C调平用电为月度结算的调平电费；

C价差调整分摊为用户侧价差调整电费分摊费用。

8.2.2中长期合约电能量电费（C合约）

根据批发用户分解至t时段的合约电量与对应的合约电价计算合约电费，具体计算公式如下：

C合约＝∑（Q合约,t×P合约,t）

Q合约,t为批发用户t时段的合约分解电量；

P合约,t为批发用户t时段的合约电价。

8.2.3日前市场电能量电费（C日前）

根据日前市场分时申报电量与合约分解电量的差额，按日前市场分时电价计算批发用户日前市场电能量电费，具体计算公式如下：

C日前=∑[（Q日前,t－Q合约,t）×P日前统一,t]

Q日前,t为批发用户日前市场申报的t时段需求电量，对于“负荷类”虚拟电厂参与调节时段、独立储能、抽水蓄能，Q日前,t取现货日前市场出清的计划电量；

P日前统一,t为日前市场t时段日前市场统一结算点电价。

8.2.4实时市场电能量电费（C实时）

根据批发用户实际分时用电量与日前市场申报的分时电量之间的差额，以及实时分时电价计算实时市场电费。具体计算公式如下：

C实时=∑[（Q用电,t－Q日前,t）×P实时统一,t]

Q用电,t为批发用户实时市场t时段市场化用电量（分时抄见电量按时段扣减非市场化电量部分，下同）；

P实时统一,t为实时市场t时段统一结算点电价。

8.2.5用电侧调平电费（C调平用电）

C调平用电=Q调平用电×P实时月度加权=（Q用电－∑Q用电,t）×P实时月度加权

Q调平用电为批发用户月度市场化实际用电量（包括线、变损电量）与累计分时实际用电量之差；“负荷类”虚拟电厂月度调平电量=∑聚合用户月度市场化用电量（包括线、变损电量）与累计分时实际用电量之差；

P实时月度加权为省内实时市场月均价；

Q用电为批发用户月度市场化实际用电量（月度抄见电量按月扣减非市场化电量部分，加线、变损电量）；

Q用电,t为批发用户实时市场t时段市场化用电量（抄见电量按时段扣减非市场化电量部分）。

8.2.6用户侧价差调整电费（C价差调整）

该项费用是指用户侧正式日账单发布后，当发电侧出清结果、上网电量等变化造成用户侧统一结算点电价发生变化时，不再修改日账单结果，统一结算点电价价差引起用户侧日前、实时电能量差费。该费用在月度结算时由所有批发市场用户按月度结算电量比例进行分摊。

C价差调整为当月所有时段的价差偏差电费合计；

Q日前结算,t为t时段用户侧日前市场合计结算电量；

Q实时结算,t为t时段用户侧实时市场合计结算电量；

用户侧价差调整电费由所有批发市场用户按月度结算电量比例进行分摊。

C价差调整分摊，i=C价差调整×Q用电，i/∑Q用电，i

Q用电，i为批发市场用户i月度结算电量。

按照《跨省跨区电力应急调度管理办法（暂行）》规定，电力系统出现保安全、保平衡、保清洁能源消纳等需求，且市场化手段均已用尽后仍未解决问题时，通过新增临时交易成份方式实现的应急电力交易，因其购售价格不同产生盈余电费。

8.4.1应急调度送电盈余电费

根据跨区跨省应急调度送出电量，按应急调度送出电价与省内现货市场统一结算点电价的价差计算盈余电费，计算方式如下：

R应急送电盈余电费＝∑[Q日前应急,t×（P日前应急,t-P日前统一,t）]+∑[Q实时应急,t×（P实时应急,t-P实时统一,t）]

Q日前应急,t为日前市场t时段省间应急交易电量；

Q实时应急,t为实时市场t时段省间应急交易电量；

该项电费冲抵当月调频量价补偿费用。

9.1.1机组启动补偿费用

R启动补偿=∑P启动报价，i×（Q非政府定价，i/Q发电，i）

P启动报价，i为机组当月第i次启动报价；

Q非政府定价，i为机组月度上网电量（扣除省间现货电量）中的非政府定价电量；

Q发电，i为机组月度上网电量（扣除省间现货电量）。

Q非政府定价<0时，R启动补偿=0，当日未启机的不予补偿。

（2）分摊方式

总费用分摊方式：该项费用在新能源企业，与批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例分摊，新能源企业按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例进行分摊，批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例分摊。新能源企业月度上网电量（扣除省间现货电量）计算时考虑涉网试验完成情况。

R启动补偿分摊（新能源）=C启动补偿分摊（用电）=R启动补偿/2

R启动补偿分摊（新能源），i=R启动补偿分摊（新能源）×Q新能源，i/∑Q新能源，i

C启动补偿分摊（用电），i=C启动补偿分摊（用电）×Q用电，i/∑Q用电，i

Q新能源，i为新能源企业i的月度上网电量（扣除省间现货电量）；

9.1.2必开机组补偿费用

R必开机组补偿=∑[Q必开,日前t×(P必开,t-P日前,t)]

其中：Q必开,日前t为必开机组在t时段的日前市场应补偿电量即必开下限电量与中长期交易合约分解电量的差额，与省内日前结算电量的较小值；

Q必开,日前t=min（（Q必开下限电量,t-Q省内合约,t），Q省内日前,t）

Q省内日前,t为发电企业在t时段的省内日前结算电量

P必开,t为必开机组在t时段的发电成本补偿价格；

P日前,t为t时段的省内日前节点电价;

Q非政府定价<0时，R必开机组补偿费用=0；

Q必开,日前t<0的，相应时段的日前市场电量不参与成本补偿计算。当必开机组的发电成本补偿价格低于日前节点电价时不进行日前市场的必开成本补偿。

9.1.3调频量价补偿费用

省内市场中，若调频机组实际发电出力高于日前现货交易计划，且其实际发电出力所在报价段的电能量报价高于实时节点电价时，按照其上调补偿价格与实时节点电价的正差价对该时段机组实际发电量（扣除省间现货电量）超过日前计划的上网电量进行补偿，即：

当Q实际电量,t>Q日前计划,t，且P报价,t>P实时,t时，

R调频补偿=∑（Q实际电量,t－Q日前计划,t）×(P上调补偿,t－P实时,t)

省内市场中，若调频机组实际发电出力低于日前现货交易计划，且其实际发电出力所在报价段的电能量报价低于实时节点电价时，按照其实时节点电价与下调补偿价格的正差价对该时段机组日前计划超过实际发电的上网电量（扣除省间现货电量）进行补偿，即：

当Q实际电量,t

R调频补偿=∑（Q日前计划,t－Q实际电量,t）×(P实时,t－P下调补偿,t)

R调频补偿为调频量价补偿费用；

Q实际电量,t为该机组t时段实际上网电量（扣除省间现货电量）；

Q日前计划,t为该机组t时段日前计划发电量；

P报价,t为该机组t时段报价；

P上调补偿,t为该机组t时段报价、k上倍基准电价的较小值，

P上调补偿,t=min（P报价,t，k上×P基准），k上暂取1.2；

P下调补偿,t为该机组t时段报价、k下倍基准电价的较大值，

P下调补偿,t=max（P报价,t，k下×P基准），k下暂取0.85。

为引导调频机组主动提高调节性能，补偿机组每15分钟的排序出清性能指标（即最近一天参与调频市场出清的历史调频性能指标）与实际执行的性能指标对比，根据对比结果进行补偿，详见《电力现货市场实施细则》。

该项费用月度总规模上限2亿元，超出上限后相应机组补偿费用等比例调减。

总费用（上限2亿元）首先考虑跨区跨省应急调度送电盈余电费冲抵，剩余费用分摊方式：由火电、新能源、批发市场用户及电网企业代理购电用户按20%:30%:50%比例分摊。发电企业间按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例分摊、批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例分摊。新能源企业月度上网电量（扣除省间现货电量）计算时考虑涉网试验完成情况。

R调频补偿分摊（火电），i=R调频补偿分摊（火电）×Q火电，i/∑Q火电，i

R调频补偿分摊（新能源），i=R调频补偿分摊（新能源）×Q新能源，i/∑Q新能源，i

C调频补偿分摊（用电），i=C调频补偿分摊（用电）×Q用电，i/∑Q用电，i

Q用电,i为批发市场用户i或电网企业代理购电用户i的月度结算电量；

Q火电，i为火电机组i的月度上网电量（扣除省间现货电量）；

Q新能源，i为新能源企业i的月度上网电量（扣除省间现货电量）。

9.2.1市场结构平衡费用

R外送合约偏差=∑[Q省间合约偏差分时,t×（P基准-P日前统一，t）]+Q省间合约偏差非分时×（P基准-P日前月度加权）

R非现货用户合约偏差=∑[Q非现货用户合约偏差，i×（P基准-P非现货用户和约偏差，i）]

R代理购电用户偏差=R代理购电居民农业用户偏差+R代理购电工商业用户偏差

R代理购电居民农业用户偏差=Q代理购电居民农业用户偏差×（P基准-P实时月度加权）

R代理购电工商业用户偏差=Q代理购电工商业用户偏差×（P基准-P实时月度加权）

R应急调度交易=∑[Q日前应急,t×（P基准-P日前统一，t）]+∑[Q实时应急,t×（P基准-P实时统一，t）]

R省间现货购电交易=∑[Q省间日前购电,t×（P基准-P日前统一，t）]+∑[Q省间日内购电,t×（P基准-P实时统一，t）]

R绿电交易偏差损益=Q绿电交易合约偏差×（P基准-P绿电交易合约偏差）

Q电厂省内日前，t为所有电厂在省内日前市场的t时段的结算电量；

Q电厂省内实时，t为所有电厂在省内实时市场的t时段的结算电量；

Q用户日前，t为所有用户在省内日前市场的t时段的结算电量按省级电网输配电价文件中明确的直接交易线损率折算至发电侧的上网电量；

Q用户实时，t为所有用户在省内实时市场的t时段的结算电量按省级电网输配电价文件中明确的直接交易线损率折算至发电侧的上网电量；

P日前统一，t为省内日前市场t时段的统一结算点电价；

P实时统一，t为省内实时市场t时段的统一结算点电价;

P基准为燃煤机组基准上网电价；

R非现货用户合约偏差为不具备分时计量条件的低压用户月度超用、欠用电量增收电费纳入市场结构平衡费用，其中超用、欠用影响参考本规则5.1.4中该类用户超用、欠用结算电价方式执行；

Q非现货用户合约偏差，i为不具备分时计量条件的低压用户月度超用、欠用电量；

P非现货用户合约偏差，i为不具备分时计量条件的低压用户月度超用、欠用电量的结算价格；

Q代理购电居民农业用电偏差为居民、农业用户的月度实际用电量与预测电量的偏差电量；

R代理购电居民农业用户偏差为居民农业用户的月度实际用电量与预测电量的偏差电量对市场结构平衡费用的影响；

Q代理购电工商业用户偏差为电网企业代理购电工商业用户的月度实际用电量与预测电量的偏差电量；

R代理购电工商业用户偏差为电网企业代理购电工商业用户的月度实际用电量与预测电量的偏差电量对市场结构平衡费用的影响；

Q线损偏差为月度实际线损电量与预测线损电量的偏差电量；

R线损偏差为月度实际线损电量与预测线损电量的偏差电量对市场结构平衡费用的影响；

R应急调度交易为省间应急调度交易电量对市场结构平衡费用的影响；

R省间现货购电交易为省间现货购电交易电量对市场结构平衡费用的影响。

R绿电交易合约偏差为不参与现货的新能源企业的实际上网电量与绿电交易合约电量的偏差电量产生的绿电交易偏差损益；

Q绿电交易合约偏差为不参与现货的新能源企业的实际上网电量与绿电交易合约电量的偏差电量；

P绿电交易合约偏差为不参与现货的新能源企业的绿电交易合同电量与实际上网电量的偏差电量的结算电价。

该项费用首先考虑应急调度购电盈余电费及省间现货购电盈余电费冲抵，剩余费用承担方式：在发电企业、批发市场用户按1:1比例承担，发电企业按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例进行承担。供热季高热电比供热机组月度上网电量按k倍执行，k暂定为100%，根据市场运行情况适时调整；批发市场用户按月度结算电量比例承担；新能源企业月度上网电量（扣除省间现货电量）计算时考虑涉网试验完成情况。

R市场结构平衡分摊（发电）=C市场结构平衡分摊（用电）=R市场结构平衡费用/2

R市场结构平衡分摊（发电），i=R市场结构平衡分摊（发电）×Q发电，i/∑Q发电，i

C市场结构平衡分摊（用电），i=C市场结构平衡分摊（用电）×Q用电，i/∑Q用电，i

9.2.2阻塞平衡费用

R阻塞平衡费用为当月所有时段的阻塞平衡费用合计；

R日前阻塞平衡费用当月日前市场所有时段的阻塞平衡费用合计；

R实时阻塞平衡费用当月实时市场所有时段的阻塞平衡费用合计；

Q合约电量,t为机组t时段中长期合约分解电量；

Q日前出清,t为机组t时段日前出清电量；

R日前阻塞平衡费用由发电企业承担，发电企业之间按月度所有时段省内市场的正日前结算电量等比例承担；R实时阻塞平衡费用由发电企业，与批发市场用户及电网企业代理购电用户按1:1比例承担，发电企业之间按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例承担，批发市场用户及电网企业代理购电用户按月度结算电量比例承担。新能源企业月度上网电量（扣除省间现货电量）计算时考虑涉网试验完成情况。

9.3.1新能源超额获利回收费用

对于新能源申报分时偏差电量超出允许偏差范围的，将新能源允许偏差外的价差收益，纳入市场运营费用处理。新能源机组分时回收费用不超过该时段电能量电费。考虑新能源出力较低时预测偏差较大，当该时段实际出力平均值小于等于装机容量的的5%时，相应放宽超额获利回收的约束条件。

具体如下：

当Q申报,h>Q实际,h×（1+λ新能源1），Q实际,h>5%×Q额定,h，且k×P基准+(1-k)×P日前,h＞P实时,h时，

R新能源超额获利回收=Σ{[Q申报,h－Q实际,h×（1+λ新能源1）]×[k×P基准+(1-k)×P日前,h－P实时,h]}；

当Q申报,h>5%×Q额定,h×（1+λ新能源1），Q实际,h≤5%×Q额定,h，且k×P基准+(1-k)×P日前,h＞P实时,h时，

R新能源超额获利回收费用=Σ{[Q申报,h－5%×Q额定,h×（1+λ新能源1）]×[k×P基准+(1-k)×P日前,h－P实时,h]}；

当Q申报,h

R新能源超额获利回收=Σ{[Q实际,h×（1-λ新能源2）－Q申报,h]×[P实时,h－k×P基准-(1-k)×P日前,h]}

其中:

R新能源超额获利回收为新能源超额获利回收费用；

Q实际,h为h时段（每个小时内累计4个t时段，下同）机组实际上网电量（扣除省间现货电量）；

Q申报,h为h时段省内日前市场申报的上网电量（由申报发电量折算上网电量，并按15分钟累计至小时）；

Q额定,h为新能源机组额定容量折算至小时的发电量；

P省内日前,h为该机组省内日前市场h时段算术平均节点电价；

P省内实时,h为该机组省内实时市场h时段算术平均节点电价；

λ新能源1为允许的新能源偏差比例上限，λ新能源2为允许的新能源偏差比例下限，λ新能源1=λ新能源2=40%；

其中k=Q政府定价，h/Q申报，h，0≤k≤1，Q政府定价，h为新能源企业该时段实际分配的政府定价电量。

（2）返还方式

该项费用的50%在省调电厂中已完成灵活性改造且已经验收的机组间按照灵活性改造试验验收报告中的新增调节容量比例（30%以下的新增调节容量按2倍计算）按月进行返还，对于经政府部门许可停运机组相应月份不参与返还；50%在新能源企业之间按月度上网电量（扣除省间现货电量）比例按月进行返还，对于未完成或未开展涉网试验的新能源企业，以及未按照承诺日期完成涉网试验的新能源企业相应月份不参与返还。

R新能源超额获利回收返还（新能源）=R新能源超额获利回收返还（灵活改造）=R新能源超额获利回收/2

R新能源超额获利回收返还（新能源），i=R新能源超额获利回收返还（新能源）×Q新能源，i/∑Q新能源，i

R新能源超额获利回收返还（灵活改造），i=R新能源超额获利回收返还（灵活改造）×Q灵活改造，i/∑Q灵活改造，i

Q灵活改造，i已完成灵活性改造机组的试验验收报告中的新增调节容量；

Q灵活改造，i=Q灵活改造（30%及以上），i+2×Q灵活改造（30%以下），i

Q灵活改造（30%及以上），i为已完成灵活性改造机组的试验验收报告中额定容量30%以上的新增调节容量；

Q灵活改造（30%以下），i为已完成灵活性改造机组的试验验收报告中额定容量30%以下的新增调节容量。

9.3.2新能源中长期超额回收费用

新能源中长期超额回收费用包括新能源中长期超额回收费用日和新能源中长期超额回收费用月，即：

R新能源中长期超额回收=R新能源中长期超额回收日+R新能源中长期超额回收月

1）新能源中长期超额回收费用日

新能源发电企业每日每一时段政府定价电量与中长期市场化合约电量总额不得超过实际发电量（扣除省间现货电量）的300%，超出部分与该时段中长期全部市场化合约电量（晋北基地项目剔除雁淮合约）的较小值，按照该时段当月各批次中长期普通交易（不含多月及以上交易、新能源双边交易）加权均价的0.85倍与当日该时段省内现货日前市场用户侧统一结算点电价加权均价的价差回收（差价为负值时不回收）。

当该时段实际出力平均值大于4%装机容量，按上述原则计算。

当Q实际，h>4%×Q额定，h，Q中长期，h>300%×Q实际，h且0.85×P月及以下普通交易剔双边，h>P日前，h时，

R新能源中长期超额回收日=∑[min（Q中长期，h-300%×Q实际，h，Q市场化中长期，日，h）]×（0.85×P月及以下普通交易剔双边，h-P日前，h）

当该时段实际出力平均值小于等于4%额定容量，仅考核中长期合约超出12%额定容量外的部分与该时段中长期全部市场化合约电量（晋北基地项目剔除雁淮合约）的较小值。

当Q实际，h≤Q额定，h×4%，Q中长期，h>12%×Q额定，h，且0.85×P月及以下普通交易剔双边，h>P日前，h时，

R新能源中长期超额回收日=∑[min（Q中长期，h-12%×Q额定，h，Q市场化中长期，日，h）]×（0.85×P月及以下普通交易剔双边，h-P日前，h）。

P日前，h为当日对应时段省内现货日前市场用户侧统一结算点电价加权均价；

P月及以下普通交易剔双边，h为当月各批次普通交易（不含多月及以上交易、新能源双边交易）的相应h时段加权均价；

Q中长期，h为新能源企业当日相应h时段分解的中长期电量总额，包含政府定价合约、直接交易合约、外送合约；

Q实际,h为新能源企业当日相应h时段实际上网电量（扣除省间现货电量）；

Q额定，h为新能源机组额定容量折算至小时的发电量；

Q市场化中长期，日，h为新能源企业当日相应h时段分解的市场化中长期电量总额，包含直接交易合约、外送合约（晋北基地项目剔除雁淮合约）。

2）新能源中长期超额回收费用月

对于非晋北基地的新能源企业，其省内年度、多月、月度交易合约及旬交易分时段合约，在某一时段的当月净卖出电量（不含日滚动交易），不得超过该时段全月实际上网电量（扣除省间现货电量）减去月度政府定价分解总电量的kj倍再减去该时段全月外送合约电量后的差值（差值为负时将差值记为0）的150%，超出部分电量按照该时段月度和旬中长期分时交易（不含新能源双边交易）当月加权均价的0.85倍与现货日前市场该时段当月用户侧加权均价的价差回收（差价为负值时不回收）。

当Q省内中长期旬及以上交易月度，h>(Q实际月度，h-Q政府定价月度，h×kj-Q外送月度，h)×150%、0.85×P中长期分时剔双边，月，旬，h>P日前月度，h、Q实际月度，h-Q政府定价月度，h×kj-Q外送月度，h>0时，

R新能源中长期超额回收月=∑（Q省内中长期旬及以上交易月度，h-(Q实际月度，h-Q政府定价月度，h×kj-Q外送月度，h)×150%)×(0.85×P中长期分时剔双边，月，旬，h-P日前月度，h)

当0.85×P中长期分时剔双边，月，旬，h>P日前月度，h且Q实际月度，h-Q政府定价月度，h×kj-Q外送月度，h<=0时，

R新能源中长期超额回收月=∑[Q省内中长期旬及以上交易月度，h×(0.85×P中长期分时剔双边，月，旬，h-P日前月度，h)]

Q实际月度，h新能源月度相应时段的实际上网电量（扣除省间现货电量）；

Q省内中长期旬及以上交易月度，h为开展中长期分时段交易后，新能源企业月度相应时段省内年度、多月、月度交易、双边合约及旬交易净卖出总电量；

P中长期分时剔双边，月，旬，h为当月月度和旬中长期分时交易（不含新能源双边交易）相应h时段加权均价；

P日前月度，h为当月对应时段省内现货日前市场用户侧统一结算点加权均价；

对于晋北基地的新能源企业，其省内年度、多月、月度交易合约及旬交易分时段合约，在某一时段的当月净卖出电量（不含日滚动交易），不得超过该时段全月实际上网电量减去该时段全月外送合约电量后的差值（差值为负时将差值记为0）的150%部分，超出部分电量与该时段旬及以上中长期全部市场化合约电量（剔除雁淮合约）的较小值，按照该时段月度和旬中长期分时交易（不含新能源双边交易）当月加权均价的0.85倍与现货日前市场该时段当月用户侧加权均价的价差回收（差价为负值时不回收）。

当Q省内中长期旬及以上交易月度，h>(Q实际月度，h-Q外送月度，h)×150%、0.85×P中长期分时剔双边，月，旬，h>P日前月度，h、Q实际月度，h-Q外送月度，h>0时，

R新能源中长期超额回收月=∑[min（Q省内中长期旬及以上交易月度，h-(Q实际月度，h-Q外送月度，h)×150%，Q中长期旬及以上交易剔雁淮月度，h)]×(0.85×P中长期分时剔双边，月，旬，h-P日前月度，h)

当0.85×P中长期分时剔双边，月，旬，h>P日前月度，h且Q实际月度，h-Q外送月度，h<=0时，

Q中长期旬及以上交易剔雁淮月度，h为晋北新能源企业月度相应时段旬及以上剔除雁淮合约后的中长期市场化合约电量；

Q日前申报，h新能源月度相应时段的省内日前申报总电量；

kj为：当该小时全月省内日前申报总电量Q日前申报，h=0或全月实际上网总电量（扣除省间现货电量）Q实际月度,h≤0时，kj=0；当该小时全月实际上网电量（扣除省间现货电量）小于该小时省内日前申报总电量时，kj=0.8×Q日前申报，h/Q实际月度，h；当该小时全月实际上网电量（扣除省间现货电量）大于或等于该小时省内日前申报总电量时，kj=0.8×Q实际月度，h/Q日前申报，h。

该项费用按照全月市场化中长期合约电量比例返还至燃煤发电企业。

R新能源中长期超额回收返还，i=R新能源中长期超额回收×Q市场化中长期，i/∑Q市场化中长期，i

Q市场化中长期，i为煤电机组i全月市场化中长期合约电量。

9.3.3火电中长期缺额回收

参与普通交易的火电企业的年度、多月、月度、旬交易设置交易电量和申报电量之和的缺额回收。

参与普通交易的火电机组，其每个时段年度、多月交易净卖出电量分解至当旬的电量及月度交易集中竞价阶段申报电量分解至当旬的电量（申报卖出为正值，申报买入为负值，下同），与旬分时交易集中竞价阶段申报电量之和，不得低于Qmax（供需比）÷供需比×90%÷24÷当月日历天数×当旬日历天数（Qmax（供需比）为按照供需比确定的该火电机组当月可卖出电量上限），缺额部分电量按照现货日前市场该时段当月用户侧统一结算点加权均价与相应时段月度和旬中长期分时交易加权均价的差价的1.5倍进行回收（差价为负时不回收）。

当Q多月及以上净卖出，h+Q月度集中申报，h+Q旬集中申报，hP中长期分时，月，旬，h时，

R火电中长期缺额=∑∑（Qmax,旬，h-Q多月及以上净卖出，h-Q月度集中申报，h-Q旬集中申报，h）×（P日前月度，h-P中长期分时，月，旬，h）×1.5

其中Qmax,旬，h=Qmax÷供需比×90%÷24÷当月日历天数×当旬日历天数。

Q多月及以上净卖出，h为参与普通交易的火电机组相应时段年度、多月交易净卖出电量分解至当旬相应时段的电量；

Q月度集中申报，h为月度集中竞价阶段申报电量分解至当旬相应时段的电量（申报卖出为正、申报买入为负）；

Q旬集中申报，h为旬分时交易集中竞价阶段相应时段的申报电量（申报卖出为正、申报买入为负）；

P中长期分时，月，旬，h为月度和旬中长期分时交易该时段当月加权均价；

P日前月度，h为月度日前市场该小时用户侧统一结算点加权均价；

Qmax,旬，h为根据供需比确定的火电企业参与分时段普通交易对应分解到当旬的相应时段总可卖出电量上限；

P中长期分时max为中长期分时段交易最高限价；

Qmax为按照供需比确定的该火电机组当月可卖出电量上限。

R火电中长期缺额按照当月各旬每个时段计算后加总。

该项费用在发电侧和批发市场用户侧（不含“负荷类”虚拟电厂）平均分配，发、用两侧分配的回收费用均按其当月省内旬及以上中长期普通用户（不含低压用户、代理购电、榆林）交易总净成交电量比例按月进行返还。

R火电中长期缺额返还（发电）=C火电中长期缺额返还（用电）=R火电中长期缺额/2

R火电中长期缺额返还（发电），i=R火电中长期缺额返还（发电）×Q中长期旬及以上分时（发电），i/∑Q中长期旬及以上分时（发电），i

C火电中长期缺额返还（用电），i=C火电中长期缺额返还（用电）×Q中长期旬及以上分时（用电），i/∑Q中长期旬及以上分时（用电），i

Q中长期旬及以上分时（发电），i为发电企业i当月省内旬及以上中长期普通用户（不含低压用户、代理购电、榆林）交易总净成交电量；

Q中长期旬及以上分时（用电），i为批发市场用户i当月省内旬及以上中长期普通用户（不含低压用户、代理购电、榆林）交易总净成交电量。

9.3.4用户侧超额获利回收费用

对于用户侧（不含“负荷类”虚拟电厂）实时市场每小时偏差电量超出允许偏差范围的，将用户允许偏差外的实时市场与日前市场小时均价的价差收益，纳入市场运营费用处理。用户侧超额获利回收费用计算公式如下：

当Q日前,h>Q用电,h×（1+λ用户1），且P实时统一,h>P日前统一,h时，

C用户侧超额获利回收=Σ[Q日前,h－Q用电,h×（1+λ用户1）]×(P实时统一,h－P日前统一,h)

当Q日前,h

C用户侧超额获利回收=Σ[(Q用电,h×（1-λ用户2）－Q日前,h]×(P日前统一,h－P实时统一,h)

C用户侧超额获利回收为用户侧超额获利回收费用；

Q用电,h为用户实时市场h时段（每个小时内累计4个t时段，下同）市场化用电量；

Q日前,h为用户日前市场申报的h时段需求电量；

P实时统一,h为实时市场h时段统一结算点电价；

P日前统一,h为日前市场h时段统一结算点电价；

λ用户1为允许的偏差比例上限，λ用户2为允许的偏差比例下限，λ用户1=λ用户2=10%。

该项费用的50%在省调电厂中已完成灵活性改造且已经验收的机组间按照灵活性改造试验验收报告中的新增调节容量比例（30%以下的新增调节容量按2倍计算）按月进行返还，其中经政府部门许可停运机组相应月份不参与返还，50%在批发市场用户侧（不含“负荷类”虚拟电厂）按月度结算电量比例按月进行返还。

C用户侧超额获利回收返还（用电）=R用户侧超额获利回收返还（灵活改造）=C用户侧超额获利回收/2

C用户侧超额获利回收返还（用电），i=C用户侧超额获利回收返还（用电）×Q用电，i/∑Q用电，i

R用户侧超额获利回收返还（灵活改造），i=R用户侧超额获利回收返还（灵活改造）×Q灵活改造，i/∑Q灵活改造，i

Q用电,i为批发市场用户i的月度结算电量；

9.3.5用户侧中长期缺额回收费用

用户侧中长期缺额回收费用包括中长期缺额回收费用（普通）、中长期缺额回收费用（虚拟电厂），即C中长期缺额=C中长期缺额普通+C中长期缺额虚拟电厂

（1）用户侧中长期缺额回收费用（普通）

对参与普通交易的用户（不含“负荷类”虚拟电厂）的年度、多月、月度、旬交易设置交易电量和申报电量之和的缺额回收：参与普通交易的用电侧主体，其每个时段多月及以上交易净买入电量分解至当旬的电量、新能源双边成交买入电量分解至当旬的电量、月度交易集中竞价阶段申报电量（申报买入为正值，申报卖出为负值，下同）分解至当旬的电量与旬分时交易集中竞价阶段申报电量之和，不得低于当旬实际用电量的90%，缺额部分电量按照月度和旬中长期分时交易该时段当月加权均价与相应时段当月现货日前市场用户侧统一结算点加权均价的差价的1.5倍进行回收（差价为负时不回收）。

当Q多月及以上净买入，h+Q新能源双边，h+Q月集中申报，h+Q旬集中申报，h<0.9×Q用电，旬，h，且P中长期分时，月，旬，h>P日前月度，h时，

C中长期缺额=∑（0.9×Q用电,旬，h-Q多月及以上净买入，h-Q新能源双边，h-Q月集中申报，h-Q旬集中申报，h）×（P中长期分时，月，旬，h-P日前月度,h）×1.5

C中长期缺额普通为普通交易用户侧中长期缺额回收电费，按每旬计算后加总；

Q多月及以上净买入，h为参与普通交易的用电侧主体，其对应时段多月及以上交易净买入电量分解至当旬的电量；

Q新能源双边，h为参与普通交易的用电侧主体，其对应时段与新能源双边成交买入电量分解至当旬的电量；

Q月集中申报，h为月度交易集中竞价阶段申报电量（申报买入为正值，申报卖出为负值）分解至当旬对应时段的电量；

Q旬集中申报，h为旬分时交易集中竞价阶段申报电量分解至当旬对应时段的电量；

Q用电，旬，h为用户当旬对应时段的市场化用电量；

P中长期分时，月，旬，h为月度和旬中长期分时交易相应时段当月加权均价。

（2）用户侧中长期缺额回收费用（虚拟电厂）

“负荷类”虚拟电厂根据各交易时段测试试验确定的调节容量ΔPi与最大用电负荷Pmaxi的比例为β%，相应放宽该交易时段虚拟电厂中长期分时段交易缺额申报回收约束为（B-1.2×β）%（B暂定为90）。计算公式如下：

若全月该交易时段申报调节容量的算术平均值不小于测试认定调节容量的80%，按以下公式回收。

当Q多月及以上净买入，h+Q新能源双边，h+Q月集中申报，h+Q旬集中申报，h<（B-1.2×β）%×Q虚拟电厂，旬，h，且P中长期分时，月，旬，h>P日前月度，h时，

C中长期缺额虚拟电厂=∑（（B-1.2×β）%×Q虚拟电厂，旬，h-Q多月及以上净买入，h-Q新能源双边，h-Q月集中申报，h-Q旬集中申报，h）×（P中长期分时，月，旬，h-P日前月度,,h）×1.5

若全月该交易时段申报调节容量小于测试认定调节容量的80%，但不小于测试认定调节容量的50%，对该虚拟电厂按照中长期分时段交易缺额回收约束为（B-0.5*β）%进行回收考核，按以下公式进行回收。

C中长期缺额虚拟电厂=∑（（B-0.5*β）%×Q虚拟电厂,旬，h-Q多月及以上净买入，h-Q新能源双边，h-Q月集中申报，h-Q旬集中申报，h）×（P中长期分时，月，旬，h-P日前月度,,h）×1.5

若全月该交易时段申报调节容量小于测试认定调节容量的50%且小于10MW，对该虚拟电厂按照中长期分时段交易缺额回收约束为B%进行回收考核，按以下公式进行回收。

C中长期缺额虚拟电厂=∑（B%×Q虚拟电厂,旬，h-Q多月及以上净买入，h-Q新能源双边，h-Q月集中申报，h-Q旬集中申报，h）×（P中长期分时，月，旬，h-P日前月度,,h）×1.5

C中长期缺额虚拟电厂为“负荷类”虚拟电厂交易用户侧中长期缺额回收电费，按每旬计算后加总；

Q多月及以上净买入，h为参与普通交易的“负荷类”虚拟电厂主体，其对应时段多月及以上交易净买入电量分解至当旬的电量；

Q新能源双边，h为参与普通交易的“负荷类”虚拟电厂主体，其对应时段与新能源双边成交买入电量分解至当旬的电量；

Q虚拟电厂，旬，h为“负荷类”虚拟电厂当旬对应时段的市场化用电量；

P日前月度，h为对应时段当月现货日前市场用户侧统一结算点加权均价；

当各交易时段测试试验确定的调节容量与最大用电负荷的比例β大于70%时，取消该交易时段虚拟电厂中长期分时段交易缺额申报回收约束。

中长期缺额回收费用（普通）、中长期缺额回收费用（虚拟电厂）的返还方式相同，在发电侧和批发市场用户侧平均返还，发、用两侧返还的回收费用均按其当月省内旬及以上中长期普通用户（不含低压用户、代理购电、榆林）交易总净成交电量比例按月进行返还。

R中长期缺额返还（发电）=C中长期缺额返还（用电）=（C中长期缺额普通+C中长期缺额虚拟电厂）/2

R中长期缺额返还（发电），i=R中长期缺额返还（发电）×Q中长期旬及以上分时（发电），i/∑Q中长期旬及以上分时（发电），i

C中长期缺额返还（用电），i=C中长期缺额返还（用电）×Q中长期旬及以上分时（用电），i/∑Q中长期旬及以上分时（用电），i

9.3.6用户侧中长期超额申报回收费用

用户侧中长期超额申报回收费用包含中长期超额申报回收费用（非分时）、中长期超额申报回收费用（普通分时）、中长期超额申报回收费用（虚拟电厂分时），即C中长期超额申报=C中长期超额申报非分时+C中长期超额申报普通分时+C中长期超额申报虚拟电厂分时。

1）中长期超额申报回收费用（非分时）

对参与普通交易的用户（含“负荷类”虚拟电厂）的多月及以上交易（含新能源）分解至月度的成交电量之和设置超额回收：用电侧多月及以上交易（含新能源）分解至月度的成交电量之和暂定为不得超过当月实际用电量的60%。

多月及以上交易（含新能源）成交电量之和分解至月度的超额成交电量（超出当月实际用电量60%的部分）按照现货日前市场所有时段当月用户侧统一结算点加权均价与多月及以上中长期普通交易所有时段加权均价的差价的1.2倍进行回收（差价为负时不回收）。

当P日前月度加权>P多月及以上普通交易，且Q多月及以上交易，月>Q用电，月×0.6时，

C中长期超额申报非分时=（Q多月及以上交易，月-Q用电，月×0.6）×（P日前月度加权-P多月及以上普通交易）×1.2

Q多月及以上交易，月为多月及以上交易（含新能源）成交电量之和分解至月度的成交电量；

Q用电为用户月度市场化交易结算电量；

P多月及以上普通交易多月及以上中长期普通交易所有时段加权均价；

2）中长期超额申报回收费用（普通分时）

对用户侧（不含“负荷类”虚拟电厂）的月度、旬分时交易集中竞价设置申报电量的超额回收：用电侧每个时段的月度分时交易集中竞价阶段的申报电量，不得超过用电侧当月该时段实际用电量的1.5倍减去多月及以上火电交易分解至当月的净买入电量，再减去新能源双边合约分解至当月的净买入电量的80%后的差值电量的α倍。

用电侧每个时段的旬分时交易集中竞价阶段的申报电量，不得超过用电侧当旬该时段实际用电量的1.5倍减去多月及以上火电交易分解至当旬的净买入电量与月度火电交易分解至当旬的净买入电量，再减去新能源双边合约分解至当旬的净买入电量的80%后的差值电量的α倍。α暂定为1.2，根据市场运行情况适时调整。

月集中竞价相应时段申报超额回收电量Q用户月集中竞价超额电量，月，h=月集中竞价相应时段申报电量-（当月相应时段实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当月相应时段净买入电量×0.8）×α；

若Q用户月集中竞价超额电量，月，h≤0，按Q用户月集中竞价超额电量，月，h=0计算；

若月集中竞价相应时段申报电量≤0，Q用户月集中竞价超额电量，月，h=0；

若（当月相应时段实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当月相应时段净买入电量×0.8）≤0，按（当月相应时段实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当月相应时段净买入电量×0.8）=0计算；

旬集中竞价相应时段申报超额回收电量Q用户旬集中竞价超额电量，旬，h=当旬集中竞价相应时段申报电量-（当旬相应时段实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-月度火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当旬相应时段净买入电量×0.8）×α；

若Q用户旬集中竞价超额电量，旬，h≤0，按Q用户旬集中竞价超额电量，旬，h=0计算；

若旬集中竞价相应时段申报电量≤0，Q用户旬集中竞价超额电量，旬，h=0；

若（当旬相应时段实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-月度火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当旬相应时段净买入电量×0.8）≤0，按（当旬相应时段实际用电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-月度火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当旬相应时段净买入电量×0.8）=0计算；

上旬、中旬、下旬按相同原则处理；

月度和各旬超额回收电量的总加值与该批发用户旬及以上交易当月总净买入电量的较小值，按照现货日前市场该时段当月用户侧统一结算点加权均价与相应时段月度和旬中长期分时交易加权均价的差价的1.2倍进行回收（差价为负时不回收）。

当P日前月度，h>P中长期分时，月，旬，h，

C中长期超额申报普通分时=∑min[（Q用户月集中竞价超额电量，月，h+∑Q用户旬集中竞价超额电量，旬，h），（Q总净买入电量，月，h）]×（P日前月度，h-P中长期分时，月，旬，h）×1.2

Q总净买入电量，月，h为该用户对应时段旬及以上交易当月总净买入电量；

P中长期分时，月，旬，h为月度和旬中长期分时交易该时段当月加权均价。

3）中长期超额申报回收费用（虚拟电厂分时）

若Q虚拟电厂月集中竞价超额电量，月，h≤0，按Q虚拟电厂月集中竞价超额电量，月，h=0计算；

若月集中竞价相应时段申报电量≤0，Q虚拟电厂月集中竞价超额电量，月，h=0；

若（申报运行上限月平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当月相应时段净买入电量×0.8）≤0，按（申报运行上限月平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当月相应时段净买入电量×0.8）=0计算；

月集中竞价相应时段申报超额回收电量Q虚拟电厂月集中竞价超额电量，月，h=月集中竞价相应时段申报电量-（申报运行上限月平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当月相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当月相应时段净买入电量×0.8）×α。

若Q虚拟电厂旬集中竞价超额电量，旬，h≤0，按Q虚拟电厂旬集中竞价超额电量，旬，h=0计算；

若旬集中竞价相应时段申报电量≤0，Q虚拟电厂旬集中竞价超额电量，旬，h=0；

若（申报运行上限旬平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-月度火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当旬相应时段净买入电量×0.8）≤0，按（申报运行上限旬平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-月度火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当旬相应时段净买入电量×0.8）=0计算；

旬集中竞价相应时段申报超额回收电量Q虚拟电厂旬集中竞价超额电量，旬，h=旬集中竞价相应时段申报电量-（申报运行上限旬平均值计算电量×1.5-多月及以上火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-月度火电交易分解至当旬相应时段净买入电量-新能源双边交易分解至当旬相应时段净买入电量×0.8）×α。

月度和各旬超额回收电量的总加值与该虚拟电厂旬及以上交易当月净买入电量的较小值进行考核，考核费用的回收及分摊参照批发市场普通用户此项市场运营费用的规定执行。该项回收费用纳入用户侧中长期超额申报回收费用统一管理。

C中长期超额申报虚拟电厂分时=∑min[（Q虚拟电厂月集中竞价超额电量，月，h+∑Q虚拟电厂旬集中竞价超额电量，旬，h）,（Q总净买入电量，月，h）]×（P日前月度，h-P中长期分时，月，旬，h）×1.2

Q总净买入电量，月，h为该虚拟电厂对应时段旬及以上交易当月总净买入电量；

该项费用在批发市场用户侧单侧返还，按照月度结算电量比例返还。

C中长期超额申报返还，i=C中长期超额申报×Q用电，i/∑Q用电，i

9.3.7用户侧中长期曲线偏差回收费用

用户侧中长期曲线偏差回收费用包含用户侧中长期曲线偏差回收费用（普通）、用户侧中长期曲线偏差回收费用（虚拟电厂），即C中长期曲线偏差=C中长期曲线偏差普通+C中长期曲线偏差虚拟电厂

1）用户侧中长期曲线偏差回收费用（普通）

对参与普通交易的用户（不含“负荷类”虚拟电厂）在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与实际用电量的负偏差超过30%范围的电量，按照当月各批次普通交易的相应时段加权均价的1.1倍与日前市场相应时段当月加权均价的差价（差价为负值时不回收）进行全额回收。

当Q中长期，h<70%×Q用电，h，且1.1×P普通交易，h>P日前月度，h时，

C中长期曲线偏差普通=（70%×Q用电，h-Q中长期，h）×（1.1×P普通交易，h-P日前月度，h）

对参与普通交易的用户侧在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与实际用电量的正偏差超过20%范围的电量，按照日前市场相应时段当月加权均价与当月各批次普通交易的相应时段加权均价的0.9倍的差价（差价为负值时不回收）进行全额回收。

当Q中长期，h>120%×Q用电，h，且P日前月度，h>0.9×P普通交易，h时

C中长期曲线偏差普通=（Q中长期，h-120%×Q用电，h）×（P日前月度，h-0.9×P普通交易，h）

P普通交易，h为当月各批次普通交易的相应时段加权均价；

Q中长期，h为参与普通交易的用户在现货运行日相应h时段中长期净合约电量；

Q用电,h为用户实时市场h时段市场化用电量；

2）用户侧中长期曲线偏差回收费用（虚拟电厂）

对于“负荷类”虚拟电厂,在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与日前申报运行下限计算电量的负偏差超过30%范围的电量进行考核回收，按照当月各批次普通交易的相应时段加权均价的1.1倍与日前市场相应时段当月加权均价的差价（差价为负值时不回收）进行全额回收。当各交易时段测试试验确定的调节容量与最大用电负荷的比例β%大于70%时，取消该交易时段虚拟电厂用户侧中长期曲线负偏差回收费用。

当Q虚拟电厂中长期，h<70%×Q虚拟电厂下限，h，且1.1×P普通交易，h>P日前月度，h时，

C中长期曲线偏差回收费用=（70%×Q虚拟电厂下限，h-Q虚拟电厂中长期，h）×（1.1×P普通交易，h-P日前月度，h）

若旬滚动撮合交易中存在某时段用户侧挂牌价格已至价格上限，且在交易结束前15分钟至结束仍有未成交量，则取消用户侧（包含虚拟电厂）当旬该时段每日的分时段最低成交量约束。

对于“负荷类”虚拟电厂,在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与日前申报运行上限的正偏差超过20%范围的电量进行考核回收，按照日前市场相应时段当月加权均价与当月各批次普通交易的相应时段加权均价的0.9倍的差价（差价为负值时不回收）进行全额回收。

当Q虚拟电厂中长期，h>120%×Q虚拟电厂上限，h，且P日前月度，h>0.9×P普通交易，h时

C中长期曲线偏差虚拟电厂=（Q虚拟电厂中长期，h-120%×Q虚拟电厂上限，h）×（P日前月度，h-0.9×P普通交易，h）

C中长期曲线偏差虚拟电厂为“负荷类”虚拟电厂中长期与申报上、下限计算电量偏差费用；

Q虚拟电厂下限，h、Q虚拟电厂上限，h为“负荷类”虚拟电厂日前申报运行上限、下限对应h时段的电量；

Q虚拟电厂中长期，h为“负荷类”虚拟电厂在现货运行日（D日）中长期按小时分解总电量。

该项费用在发电侧和批发市场用户侧平均分配，发电企业之间按照月度上网电量（扣除省间现货电量）比例返还，批发市场用户之间按照月度结算电量比例返还。

R中长期曲线偏差返还（发电）=C中长期曲线偏差×50%

C中长期曲线偏差返还（用电）=C中长期曲线偏差×50%

R中长期曲线偏差返还（发电），i=R中长期曲线偏差返还（发电）×Q发电i/∑Q发电i

C中长期曲线偏差返还（用电），i=C中长期曲线偏差返还（用电）×Q用电i/∑Q用电i

9.3.8并网虚拟电厂计划电量偏差回收费用

由于并网虚拟电厂自身原因，造成实际功率曲线偏离电力调度机构下达的功率计划曲线，偏离量超过调节精度允许偏差时，按照偏差量对并网虚拟电厂进行考核。每15分钟的实际用电量与相应时段计划电量的偏差电量，超出相应时段日前申报可调节容量对应电量的允许偏差λ允许偏差=15%时（“源网荷储一体化”虚拟电厂为10%），超标部分电量绝对值统计为考核电量。按照现货省内日前市场的月度所有时点的节点电价加权均价与省内实时市场的月度所有时点的节点电价加权均价的较高者的0.2倍进行考核结算，考核费用按照月度上网电量比例（扣除省间现货电量）返还发电企业。

当∣（Q实际,t-Q计划,t）/Q日前调节,t∣﹥λ允许偏差，

C虚拟电厂考核=∑（∣Q实际,t-Q计划,t∣-Q日前调节,t×λ允许偏差）×0.2×max（P日前月度加权，P实时月度加权）

Q实际,t为虚拟电厂t时段实际用电量；

Q计划,t为虚拟电厂t时段计划电量；

Q日前调节,t为虚拟电厂t时段日前申报调节容量对应的电量；

P日前月度加权为省内日前市场月均价；

该项费用按照月度上网电量（扣除省间现货电量）比例返还发电企业。

R虚拟电厂考核返还（发电），i=C虚拟电厂考核×Q发电i/∑Q发电i

9.5.1当市场主体无法及时支付结算款项，且市场应急资金等风险防范机制已无法发挥作用时，该款项纳入其他市场运营费用，由市场主体按电量比例分担。

9.5.2若在运行过程中市场运营费用出现极端情况，由政府主管部门启动应急机制确定处理方式。

10.“两个细则”电费

市场运营初期，对于“两个细则”电费（含调频辅助服务市场），由电力调度机构负责提供“两个细则”电费及分摊结果，由电网企业开展结算。

发电企业“两个细则”电费分为提供辅助服务所得费用R辅助费用、考核费用（R考核）、分摊费用（R分摊）和返还费用（R返还）四部分。

R两个细则=R辅助费用-R考核-R分摊+R返还

11.省间交易责任偏差费用

（1）售电方原因发起少送申请，支付给购电方偏差费用。

1）由于省内原因引起少送电量，可以明确发电企业责任主体的，由责任主体按少送日期内影响电量占比等比例分摊。火电机组可按以下方式确定影响金额：常规机组影响电量=申报的影响出力比例×装机容量×影响天数×24；临停机组影响电量=临停期间持有的市场化合约电量（包含省内直接交易及外送市场化合约，下同）；新能源机组影响电量=日前功率预测电量-市场化合约电量，为正值时不分摊。

Q影响，i为责任发电企业i在少送日期内的影响电量；

CZ为该交易序列售电方责任支付的偏差费用。

2）明确不了责任主体的，由发电企业按少送日期内上网电量比例分摊。

Q少送，i为少送日期内发电企业i的上网电量；

（2）售电方为新能源消纳发起多送申请，支付给购电方偏差费用。

由于新能源大发，省内消纳出现困难，由新能源发电企业按多送日期内上网电量比例分摊。

Q新能源消纳，i为多送日期内新能源发电企业i的上网电量。

12.总电费计算

R月总电费=R电能量电费+R市场运营费用（发电）+R两个细则+R省间责任偏差

R市场运营费用（发电）=R启动补偿-R启动补偿分摊（新能源）+（R必开机组补偿-R必开机组补偿分摊（发电））+（R调频补偿-R调频补偿分摊（火电）-R调频补偿分摊（新能源））+（R市场结构平衡分摊（发电）+R阻塞平衡分摊（发电））+（R新能源超额获利回收返还（新能源）+R新能源超额获利回收返还（灵活改造）-R新能源超额获利回收）+R用户侧超额获利回收返还（灵活改造）+（R新能源中长期超额回收返还-R新能源中长期超额回收）+（R火电中长期缺额返还（发电）-R火电中长期缺额）+R中长期缺额返还（发电））+R中长期曲线偏差返还（发电）+R虚拟电厂考核返还（发电）-R运行监测分摊（发电）

“负荷类”虚拟电厂在批发市场交易电费包括电能量电费、市场运营费用。

C交易（虚拟电厂）=C电能+C市场运营费用（虚拟电厂）

C市场运营费用（虚拟电厂）=C启动补偿分摊（用电）+C必开机组补偿分摊（用电）+C调频补偿分摊（用电）-C市场结构平衡分摊（用电）-C阻塞平衡分摊（用电）+（C中长期缺额-C中长期缺额返还（用电））+（C中长期超额申报-C中长期超额申报返还）+（C中长期曲线偏差-C中长期曲线偏差返还（用电））+C虚拟电厂考核+C运行监测分摊（用电）

具体计算公式按照8.2批发用户电能量电费、9市场运营费用结算规则执行。

C市场运营费用（抽水蓄能下网）=C市场结构平衡分摊（用电）-C阻塞平衡分摊（用电）

13.电费追补管理

13.1市场主体由于政策变化等原因需要进行电费退补调整的,由电网企业依据以下原则进行电费退补调整。

13.1.1因电价政策调整、政府有关部门有新政策出台或者因市场主体适用的电价类别变化等原因,导致电费需要调整的,由电网企业依照有关电价政策文件开展电费退补。

13.1.2因市场交易结算规则、交易价格等政策性变化或不可抗力引起的差错,导致电费需要调整的,由电网企业依照有关规定开展市场化电费退补。

13.2市场主体由于历史发用电量、电价差错等原因需要进行电费追退补调整的，由电网企业依据以下原则开展追退补。

13.2.3发电侧在月度账单发布前发生电量、电价、市场运营费用变化等情况、但无法对日清分结果进行调整的事项，通过月内追退补结算流程调整计算结果，具体按以下原则进行处理：

13.2.3.1若发电侧主体当月一段时期出现的电量差错累计值小于该段时期市场总电量累计值0.05%时，原则上用电侧电价不做调整。

13.2.3.2若发电侧主体差错电量可追溯至时点时，按相应节点电价进行电能量电费及其相应市场运营费用的追退补结算；若差错电量不能追溯至时点时，电能量电费按差错月省内实时市场月均价进行追退补结算，并对其具备追溯条件的市场运营费用开展追退补结算。

13.2.4在月度账单发布后，6个月内市场主体可反馈异议，经核实后进行追退补，追溯期最长不超过6个月，具体按以下原则进行处理：

13.2.4.1原则上，对发电侧差错电量、电价等追退补后，不对用电侧统一结算点电价进行调整，若影响较大（如统一结算点电价变化超过0.01元/千瓦时）可由市场主体提出后相应调整用户侧统一结算点电价。

13.2.4.2若市场主体差错电量、电价等可追溯至时点时，按相应节点电价（统一结算点电价）进行电能量电费及其相应市场运营费用（不含分摊项）的追退补结算；若差错电量不能追溯至时点时，电能量电费按差错月省内实时市场月均价进行追退补结算，并对其具备追溯条件的相应市场运营费用（不含分摊项）开展追退补结算。发生差错的市场主体的市场运营费用经追退补调整后，其余缺纳入退补月相应类别市场运营费用进行分摊、返还。原则上对个体电量数值发生变化的电量差错，其追退补电量不再参与市场运营费用的分摊、返还计算。

13.2.4.3根据修正后的发用两侧电量重新计算差错月的市场平衡类费用。

13.2.4.4若市场主体因电量、电价差错等原因追退补的电能量电费与追退补的市场平衡类费用存在差额时，将差额纳入市场结构平衡费用追退补管理。

13.3市场运营费用的追退补结算原则：

13.3.1对于煤电价格替代电费、用户侧价差调整电费等分摊或返还类的电能量电费，以及分摊或返还类的市场运营费用，当市场整体追退补结算金额小于差错发生月30%时，按退补结算月电量结构进行分摊或返还；当市场整体追退补结算金额大于等于差错发生月30%时，以差错发生月电量结构进行分摊或返还。

13.3.2原则上对市场主体市场运营费用的分摊或返还项不做追补，当需要进行追退补时，按以下原则处理：

13.3.2.1在发用两侧进行分摊或返还的，结算月单侧分摊或返还方式与差错月一致，追补费用在单侧处理。

13.3.2.2在发用两侧进行分摊或返还的，结算月单侧分摊或返还方式与差错月不一致，追补费用纳入结算月该项市场运营费用总额处理。

13.6对用电侧发生分时电量退补，按差错时段计算用户价差调整电费对应电价进行电能量电费退补结算，原则上不再调整电量差错月用户价差调整电费，若出现重大偏差，由电网企业进行追溯调整计算，差额退补费用分摊规则参照13.4执行。

13.7对不参与现货交易且存在10个及以上用电户号的批发用户，当某一用电户号差错电量小于该批发用户对应全部用电户号月度结算电量10%时，仅对该用电户号进行退补结算，其他用电户号结算结果不做调整；当某一用电户号差错电量大于等于该批发用户对应全部用电户号月度结算电量10%时，按差错更正后电量结构重新对该批发用户全部用电户号电量电费进行清分结算。

13.8若因市场主体主观原因造成电量差错的，追退补调整按照《电力法》《供电营业规则》等法规执行。

14.电费免考管理

14.1因市场主体非主观原因造成申报电量差错，引起中长期超额申报回收费用异常的，市场主体向政府主管部门提出免考申请，明确减免时段，经政府主管部门会同山西省电力公司、山西电力交易中心认定为非恶意申报行为后进行减免处理。

14.2减免方式：

14.2.1相应考核时段的月度及旬申报电量为实际用电量的120%-240%或24个时段的月度及旬申报电量与月度分时用电量的偏差电量绝对值达到1亿千瓦时，减免相应时段实际考核费用的50%。

14.2.2相应考核时段的月度及旬申报电量为实际用电量的240%及以上或24个时段的月度及旬申报电量与月度分时用电量的偏差电量绝对值达到2亿千瓦时及以上，减免相应时段实际考核费用的70%。

14.2.3同时满足考核减免条件时，按照就高处理的原则进行减免。

14.3后期电能量收益发生追退补时，不再对减免后的考核费用进行调整。

14.4市场主体非主观原因造成申报电量差错的行为，不包括以下行为：

14.4.1交易平台提供启用设定防误申报阈值功能后，市场主体存在未设定阈值行为的；或已设置阈值，但存在提交交易申报数据的。

14.4.2市场主体发生误申报行为，未及时告知交易机构的。市场主体应在误申报行为发生后5个工作日内提出申请，否则不予受理。

14.5每家市场主体每年只能提出1次减免考核申请，连续两年及以上发生减免考核的市场主体，当年信用评级不得高于B级。

15.收付款管理

15.1发电侧电费结算纳入电网企业购电管理流程，由电网企业按月支付。

15.2批发市场用户、零售市场用户，电费结算纳入电网企业售电管理流程，由电网企业收取，增量配电网所辖用户可由拥有该增量配电网运营权的售电公司收取。

15.3各市场主体应根据法规、政策文件、合约等，在约定期限内完成电费收付，约定期限内未足额或未缴纳电费的市场主体，由电网企业提出使用履约保函，并将欠费信息反馈给交易中心，交易中心将欠费的市场主体方纳入市场信用管理。

15.4对未按规定追加履约保障凭证的售电公司，电网企业可将其盈利资金暂缓支付，用于弥补该售电公司可能产生的亏损。售电公司结清亏损电费且追加履约保障凭证后，恢复正常。

15.5市场主体对电费账单存在异议时，须先按账单金额交纳电费，待异议核实处理完毕后通过电费追退补方式进行清算。

16.其他结算事项

在市场中止和价格管制时段，根据电力市场规则以及市场运营机构向政府部门报备的市场中止和管制措施开展结算。其中市场紧急中止与管制情况下所造成的成本，纳入电力市场本月或后续若干月的市场运营费用，由市场主体共同承担，具体参照国家能源局山西监管办公室《山西电力市场风险防范指引（征求意见稿）》。

售电代理关系自电力用户与售电公司双方确认之日起建立，自建立之日起次月生效。

17.附则

1.购电方式

2.购电机制

2.1省间现货紧缺购电

2.2省间现货常规购电

2.3省间应急调度购电

3.电费结算

4.省间现货市场购电信息披露

5.附则

省间电力现货市场购电包括紧缺购电、常规购电和应急调度购电3种方式，初期暂由国网山西省电力公司统一代理采购，后期根据市场发展可由批发用户、售电公司自行参与交易。

2.1.1日前交易

2.1.2日内交易

紧缺购电日内交易在日内山西电网电力平衡存在缺口时开展。根据日内全网电力供需、负荷预测等情况，由电力调度机构确定省间日内交易申报时段及购电电力。电网企业以不低于相应时段省内现货日前出清价格、不高于购电前一时段省内电力现货实时出清价格和同时段省内电力现货日前出清价格较大值的2倍申报购电。遇特殊情况，需超过正常上浮比例时，流程同日前紧缺购电。

确定要开展省间紧缺购电时，电网企业应在正式申报前向省能源局、山西能源监管办口头报备。

当山西省内日前市场预出清价格算术平均值连续3天超过省内现货市场价格调控值时，且新能源无弃限时，选取日前市场预出清价格高于调控值的时段，由电网企业以不高于相应时段省内日前市场预出清价格申报购电。购电电力由电力调度机构按相应时段系统需求的5%确定。

常规购电初期暂不开展，待省间现货紧缺购电运行成熟后开展。

按照相应时段省间现货日前购电价格与省内现货日前市场统一结算点价格之间的价差、省间现货日内购电价格与省内现货实时市场统一结算点价格之间的价差，及省间现货所购电量，计算省间现货购电、应急调度购电价差费用。该价差费用纳入省内现货市场运营费用统筹考虑，冲抵当月市场结构平衡费用。

（1）省间电力现货交易政策规则等；

（2）省内负荷预测、可再生能源发电能力预测；

（3）省间现货购电成交时段、成交电力及成交价格；

（4）省间现货购电结算整体情况。

电网企业次月初向山西省能源局、山西能源监管办报告上月省间现货市场山西购电交易情况。山西能源监管办实施监管。

5.1本实施细则由山西省能源局、山西能源监管办负责解释。

1.监测条件

2.监测内容

3.监测方法

4.监测费用

5.对第三方监测机构的检测质效要求

6.对第三方监测机构的考核管理

7.附则

承担市场监测的独立第三方必须满足三个核心条件：财务、人员和专业决策独立。即：第三方的监测不能由被监测者决定，不能与被监测者有利益关系。第三方的监测人员不能由被监测者指定，尤其是主要负责人，不能与被监测者有人事隶属关系。第三方机构必须有独立的专业决策权，依法合规、公平公正出具审查监测报告。

第三方运行监测评估的主要内容包括市场规则设计、市场结构、市场行为和市场绩效等，并伴随电力市场化进程及规则修订迭代更新拓展。

2.1市场结构监测主要用于评估市场竞争度，包括但不限于：市场供给、市场需求、市场集中度、关键供应商和边际机组等。

2.2市场行为监测主要用于识别经营主体异常交易行为，包括但不限于：经营主体成本与报价行为、执行市场出清结果行为等。

2.3市场运行绩效监测主要用于评估市场规则有效性和记录市场运行机构的操作记录，包括但不限于：市场价格与成本、社会总福利与分配、清洁能源消纳和市场干预操作记录等。

5.1第三方监测包括事前、事中、事后，以事中、事后为主，第三方监测承担机构需全面掌握市场动态、准确研判形势、及时反馈，以便快速控制风险。

5.3第三方监测承担机构应签订保密协议，加强监测安全管理，保证监测信息的安全性和保密度。

5.4第三方监测承担机构要独立客观开展工作，保证监测分析报告的专业性和可靠性。

5.5第三方监测承担机构要不断提升运行监测服务水平，维护市场公平、公开、公正原则，不断推动我省电力现货市场高效健康发展。

6.2第三方监测机构未高质量完成并按时提交运行检测报告要承担相应的考核，具体考核细则另行制定。

6.3第三方监测机构未及时发布预警提醒，导致未快速控制风险，要承担相应的考核，具体考核细则另行制定。

6.4第三方监测机构未严格履行保密管理措施，导致信息安全疏漏，要承担相应的法律责任。

1.总则

2.市场成员

3.市场注册

4.交易周期、品种及方式

5.价格机制

6.交易组织

6.1总体要求

6.2批发交易

6.3零售交易

6.4绿证偏差处理机制

7.合同签订与执行

7.1合同签订

7.2合同调整

7.3合同执行

8.交易结算

9.绿证管理

1.1为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署，加快建立有利于促进山西绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推进绿色电力交易工作有序开展，引导绿色电力消费，加快绿色能源发展，依据《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）、《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《山西省电力中长期交易实施细则》（晋监能〔2020〕16号）、《山西电力中长期分时段交易实施细则（试行）》（晋监能〔2021〕7号）等有关规则，按照《国家发展改革委国家能源局关于绿色电力交易试点工作方案的复函》（发改体改〔2021〕1260号）、《国家发展改革委财政部国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）要求，特制定本实施细则。

1.2本实施细则所称绿色电力产品、绿色电力交易、绿色电力证书按照以下定义。

1.3绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。市场初期，主要指风电和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其它电源上网电量。

1.4绿色电力证书（以下简称“绿证”）是国家对非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，作为绿色环境权益的唯一凭证。1张绿证对应1兆瓦时电量。

1.5绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、电力用户、售电公司等经营主体出售、购买、消费绿色电力产品的需求，并为购买绿色电力产品的电力用户提供绿证。

1.6绿色电力交易应坚持绿色优先、安全可靠、市场导向的原则，充分发挥市场作用，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，引导全社会形成主动消费绿色电力的共识与行动。

1.7绿色环境权益随绿色电力交易由发电企业转移至电力用户，绿色环境权益应确保唯一，不得重复计算或出售。

1.8本实施细则未尽事项，遵照《山西省电力市场规则汇编》有关规定执行。

1.9市场成员应严格遵守本实施细则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他经营主体的合法权益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

2.1参与绿色电力交易的市场成员包括发电企业、电力用户、售电公司等经营主体，以及电力交易机构、电力调度机构、国家可再生能源信息管理中心等。

2.2参与绿色电力交易的售电主体主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业。市场初期主要是未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏新能源企业（以下简称“无补贴新能源”）参与绿色电力交易。稳步推进已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏新能源企业（以下简称“带补贴新能源”）参与绿色电力交易，参与绿色电力交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益，在国家可再生能源补贴发放时等额扣减；发电企业放弃补贴的，参与绿色电力交易的全部收益归发电企业所有。分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。

2.3参与绿色电力交易的购电主体是电力用户或售电公司。其中，售电公司代理有绿色电力消费需求的电力用户购买绿色电力产品，应通过零售合同销售给相应的零售用户。鼓励售电公司推出绿色电力套餐。

2.4电网企业负责为参与绿色电力交易的电力用户提供公平的报装、计量、抄表、结算、收费等供电服务。

2.6山西电力交易中心主要负责：

2.7电力调度机构主要负责绿色电力交易安全校核，按照调度规程实施电力调度。

3.1参与绿色电力交易的发电企业、电力用户等经营主体，需在山西电力交易平台注册且具备交易资格，已经注册的经营主体无需重复注册。

3.2经营主体注册时在绿色电力交易平台开立绿色电力账户，已注册生效的经营主体自动获得该账户。

4.1根据经营主体需要，绿色电力交易可按多年、年度、多月（季度）、月度、月内（旬、日）等周期组织开展。

4.2绿色电力交易可分为绿色电力批发交易和绿色电力零售交易。绿色电力批发交易，是指电力用户（或售电公司代理电力用户）直接向发电企业购买绿色电力产品的交易。绿色电力零售交易，是指售电公司向发电企业直接购买绿色电力产品，并将批发市场所获得绿色电力产品在零售市场销售给零售用户的交易。

4.3绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易，其中：

（1）省内绿色电力交易是指电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向省内发电企业购买绿色电力产品。

（2）省间绿色电力交易是指省内发电企业向其他省出售符合条件的绿色电力产品，或由省内电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品。根据北京电力交易中心安排，可适时启动以平台聚合经营主体的方式参与省间绿电交易。

4.4绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等，可根据市场需要进一步扩展，但应实现绿色电力产品可追踪溯源。其中：

（1）双边协商交易，经营主体自主协商交易电量、曲线、价格、绿色环境权益偏差补偿方式等信息，通过绿色电力交易平台申报、确认。

（2）挂牌交易，经营主体购售一方通过绿色电力交易平台申报交易电量、曲线、价格等挂牌信息，另一方经营主体摘牌、确认。

（3）集中竞价交易，经营主体购售双方均通过绿色电力交易平台申报交易电量、价格等信息，按照高低匹配的原则出清形成交易结果。集中竞价交易曲线可采用标准典型曲线。

4.5市场具备条件时，可开展分时段绿色电力交易。

5.1绿色电力交易的价格由市场化形成。

5.2绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，其电能价值与环境价值的总和为综合价格。经营主体应分别明确综合价格及其电能量价格、绿色环境权益价格。其中：

（1）双边协商交易方式下，购售双方自主协商确定绿色电力交易综合价格，并分别明确其中的电能量价格与绿色权益价格。

（2）挂牌交易方式下，挂牌方确定绿色电力交易综合价格，并分别明确其中的电能量价格与绿色环境权益价格；摘牌方摘牌，等同于接受绿色电力交易综合价格及其电能量价格和绿色环境权益价格。

（3）集中竞价交易方式下，经营主体申报绿电交易整体价格，按照整体价格报价撮合法出清，以购售双方报价的平均值形成每个交易对的整体交易价格；再按以下原则将整体交易价格分解形成电能量价格与绿色电力环境价值：绿色电力环境价值统一取交易组织时国家电网公司经营区平价绿证市场上一结算周期成交均价，整体交易价格扣减绿色电力环境价值后形成电能量价格。

5.3市场初期，绿色电力交易批发侧申报价格为综合电价；市场成熟时，可分别申报电能量价格与绿色环境权益价格。

5.4绿色电力交易申报电力、电量、价格量纲分别为：电力，MW；电量，MWh；价格，元/MWh；电力、电量精确到整数，价格精确到0.01元/MWh。

5.5为充分体现绿色电力的环境价值，绿色电力批发交易可合理设置交易价格及绿色环境权益价格上、下限。市场初期，无补贴新能源绿色电力交易综合价格下限为保障性收购价格、上限为省内中长期交易上限价；随着市场成熟带补贴新能源参与绿色电力交易后，绿色电力交易综合价格下限为0，上限为省内中长期交易上限价。

5.6带补贴新能源参与绿色电力交易前，无补贴新能源参与绿色电力交易的环境溢价原则上为绿电交易综合价格与保障性收购电价之间的差值；带补贴新能源参与绿色电力交易后，新能源参与绿色电力交易的环境溢价原则上为绿电交易综合价格与省内其他中长期市场交易均价的差值。

5.7市场初期绿电零售套餐综合价格按照普通零售套餐价格约束执行。结合绿色电力交易发展建设情况，研究取消绿电零售套餐综合价格价格区间有关约束，充分体现绿色环境权益价值。

6.1.1绿色电力交易优先组织，省内绿色电力批发交易优先于省间绿色电力批发交易组织。

6.1.2省内发电企业参与省间绿色电力交易时，电力交易机构应充分考虑省内电力平衡和山西非水可再生能源消纳权重完成情况。

6.1.3为保障无补贴新能源企业合理收益，原则上优先组织无补贴新能源企业参与省间绿色电力外送交易，鼓励无补贴新能源企业参与多年省间绿色电力外送交易。

6.1.4绿色电力批发交易在绿色电力交易平台开展交易，绿色电力零售交易在山西零售交易平台开展交易，用户可通过绿电交易获取绿色电力证书。

6.1.5参与绿色电力交易的经营主体应按规定申报绿色电力电量、电价等信息。

6.2.1省间绿色电力交易按照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》执行。

6.2.2市场初期，省内绿色电力交易采用直接交易方式，由独立批发用户、售电公司（代理其零售用户）向发电企业直接购买绿色电力产品。待市场成熟且绿色电力产品可追踪溯源时，可逐步开展绿色电力合同转让、回购等交易，减少合同执行偏差，提高合同履约率。

6.2.3根据市场需求，可按年度（多年）、季度（多月）、月度、月内为周期组织开展省内绿色电力交易。交易方式可选择双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式开展。

6.2.4无补贴新能源未进入现货市场前，与不参与现货用户开展绿色电力交易的，可不必申报交易曲线；与参与现货用户开展绿电交易的，交易曲线采用标准典型曲线。标准典型曲线原则上为风电全天一条直线，光伏白天8-16时一条直线，结合实际适时调整。

6.2.5省内绿色电力交易组织流程：

（1）交易申报。电力交易机构在绿色电力交易平台发布交易公告，经营主体按照规定进行申报、确认。

（2）交易出清。电力交易机构根据经营主体申报情况进行无约束出清，并开展交易校核。

（4）发布结果。电力交易机构对校核后的有约束结果进行发布。

6.3.1在开展绿色电力批发交易前，售电公司需要与零售用户在零售交易平台签订绿电零售套餐，零售合约中应明确绿电交易购买绿电电量、综合电价及其电能量价格和绿色环境权益价格，售电公司据此在批发市场代为购买绿电。

6.3.3若售电公司批发侧获得的绿电交易合同超过或少于绿电零售合同的绿电总量，产生的偏差由有责方向无责方赔付。

6.3.5售电公司只能在签订绿电零售合约的零售用户中分配绿电电量，且应将绿电批发电量全部分解到用户侧。

6.4.1因用户用电量或新能源企业上网电量不足导致绿色电力交易合同执行获得的绿证削减时，电力交易机构可在绿证交易技术支持系统配套开展绿证偏差交易，旨在减少绿电交易合同执行时产生的绿证偏差，是绿色电力交易的补充和延续。

6.4.2绿证偏差交易可交易发电企业在绿电交易标的月前三个月所拥有未出售的绿证。市场成熟后，若发电企业绿电交易合同标的月及之前三个月所拥有未出售的绿证小于绿电交易合同执行绿证偏差量时，可邀约其他发电企业参与绿电偏差交易，平衡整个市场的偏差，邀约发电企业向被邀约发电企业支付的费用采用线下自行结算。

6.4.3绿证偏差交易以双边为主，集中方式为辅。以分月方式开展交易。

6.4.4绿证偏差交易交易电量为绿电交易削减的绿证数量，绿证交易价格为对应偏差合同中的绿色环境权益价格。

6.4.5若绿电批发交易合同电能量采用综合价格结算模式，购方通过绿证偏差交易获得的绿证视作已经在电能量市场支付了费用，则绿证偏差交易采用线下支付方式，不再单独支付费用。若绿电批发交易合同电能量采用电能量价格结算模式，则绿证偏差交易应采用线上支付方式，购方向售方支付相应的绿色环境权益费用。

6.4.7绿证偏差交易按市场成熟程度可分三个阶段开展。第一阶段由削减绿证的发电企业申报拟出售的绿证数量、价格，若该阶段有发电企业未按交易额度提供足额绿证，则进入第二阶段。第二阶段由被邀约发电企业申报拟出售的绿证数量、价格，并选择邀约其参与绿证偏差交易的发电企业，邀约发电企业进行确认，并根据被邀约发电企业申报量扣减其绿证偏差交易额度。第三阶段由未足额获得绿电交易合同所对应的绿证的独立批发用户（含售电公司）进行摘牌。

6.4.8批发市场绿证偏差交易完成后，应按照《北京电力交易中心绿色电力证书交易实施细则》完成被削减的零售用户分配工作。

6.4.10绿证偏差交易申报时，电量保留整数。

6.4.11参与绿色电力直接交易的经营主体最终获得的绿证由绿电交易获得的绿证和绿证偏差交易补充获得的绿证两部分组成。

7.1.1电力用户或售电公司与发电企业签订绿色电力交易合同，应明确交易电量（电力）、电价（包括电能量价格、绿色环境权益价格）及绿色环境权益偏差补偿等事项，售电公司与零售用户签订的绿电零售合同也应明确上述事项。

7.1.2经营主体应事先明确绿色环境权益偏差补偿方式，并列入合同条款。对于双边协商形成的绿电交易合同，由购售双方自行约定；对于集中交易形成的绿电交易合同，按照合同中的绿色环境权益价格的2倍与偏差电量进行费用补偿。

7.1.3为确保绿色电力全生命周期的追踪溯源，绿色电力交易合同应明确购、售电主体的对应关系。

7.1.4绿色电力交易通过电子合同的方式签订交易合同，电子合同与纸质合同具备同等效力。

7.3.1电力调度机构在确保电网安全的前提下，对拥有绿电合同且未进入现货的新能源发电企业予以优先安排，保证交易结果的优先执行；对拥有绿电合同且进入现货的新能源企业，在现货市场中应优先出清，优先执行。

7.3.3若电网需要实施需求侧管理措施时，在电网保供能力范围内，消费绿色电力比例较高的电力用户同等条件下应予以优先保障。

8.2电力交易机构负责向经营主体出具绿色电力交易结算依据，随经营主体交易结算单定时发布，经营主体进行确认。

8.3电力交易机构向经营主体出具的绿色电力交易结算依据包含但不限于以下内容：

（1）绿色电力交易结算电量、电价、电费；

（2）绿色电力交易合同偏差费用。

8.4绿色电力交易电能量与绿色环境权益分开结算：

（2）绿色环境权益按照当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量（考虑线损因素），以绿色环境权益价格结算，偏差电量按照合同约定的绿色环境权益偏差条款执行，由偏差责任方向合同对方支付费用。

8.5绿色电力交易合同结算分为三个阶段，第一阶段以批零两侧绿电交易合同进行结算，第二阶段以批零两侧绿证偏差交易合同进行结算，第三阶段开展绿证偏差赔付结算。

8.6绿证赔付偏差量为绿色电力交易合同量与最终获得绿证量的差。

8.7按照省间绿电交易合同结算优先于省内绿电交易原则，优先确定省间绿电交易合同应结算电量。

8.8批发侧取小计算原则为按照售电公司代理所有签订绿电零售合同的零售用户、或独立批发用户分解到该笔合同的实际用电量、发电企业分解到该笔合同的实际上网电量以及双方之间的合同电量三者取小确定。具体分为四步：

（1）按月统计每一家发电企业所有省间绿电合同电量与其上网电量。

若上网电量小于省间绿电合同电量，省间绿电合同应结绿证量等比例削减，省内绿电合同应结绿证量全部削减。

若上网电量大于省间绿电合同电量，省间绿电合同应结绿证量等于其合同电量；

若发电企业上网电量大于省间绿电合同电量，但小于省间与省内绿电合同电量总和时，省内绿电合同应结绿证量等比例削减。

若发电企业上网电量大于省间和省内绿电合同电量之和时，省内绿电合同应结绿证量等于其合同电量。

（2）按月统计每一家售电公司签订绿电零售合同的零售用户、或独立批发用户用电量与其绿电合同电量。

若用电量大于省内绿电合同电量，省内绿电合同应结绿证量等于其合同电量。

若用电量小于省内绿电合同电量，省内绿电合同应结绿证量等比例削减。

（3）按月统计每一笔绿电合同中绿证应结电量1、绿证应结电量2，二者比小确定应结绿证电量3

（4）按月统计签订绿电零售合同的零售用户用电量与应结电量3，二者比小确定绿电合同应结绿证量4。

8.10绿色电力交易偏差损益纳入市场结构平衡费用。

9.2绿证按月核发与划转，具体流程为：

（2）北京电力交易中心依据实际结算的绿色环境权益电量，经购售双方确认后，在绿色电力交易平台将对应的绿证由发电企业划转至电力用户。

（3）北京电力交易中心定期将绿证划转信息提交至国家可再生能源信息管理中心，并同步有关信息至山西电力交易机构。

9.3电力用户、售电公司可根据需要在“e交易平台”绿色账户中下载、打印绿证。

9.4发电企业绿色电力账户中已核发但未划转至交易平台的绿证，在注销前可以在“e交易平台”参与绿证偏差交易。原则上，绿证只允许交易一次。交易过程中，绿证原则上按照发电企业、电网企业、售电公司、电力用户的总体流向进行交易，不允许逆向交易。

9.5绿证的核发标准为：1张绿证对应1MWh结算电量；结算电量不足1MWh部分无法核发绿证。