山西省电力中长期交易规则（暂行）（修改稿）
略
第六条 市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、交易机构、调度机构和独立辅助服务提供者等。
以下略。
第三章 市场准入与退出
第十五条参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业（电网企业保留的调峰调频电厂暂不参与）、电力用户经法人单位授权，可参与相应电力交易。
第十六条直接交易的市场准入条件:
（一）发电企业准入条件
1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）；
2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求；
3.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、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、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参于市场交易。
（二）电力用户准入条件
1. 10千伏及以上电压等级电力用户（包括网购电的发电企业），鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场；
2.符合国家和山西产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与；
3.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费；
4.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。
（三）售电企业准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定执行。
第十七条独立辅助服务提供者的市场准入条件：
（一）具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经调度机构进行技术测试通过后，方可参与；
（二）鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）等尝试参与。
第十八条跨省跨区交易的市场准入条件：
（一）具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电企业可以参与跨省跨区直接交易，发电企业和电力用户也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。
（二）现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。
（三）保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业暂不参与跨省跨区交易。
第十九条合同电量转让交易的市场准入条件:
（一）拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电企业可以参与合同转让交易；
（二）直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条件；
（三）享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得进入市场转让；
（四）可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。
第二十条调度机构发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。
自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价；符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电；不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。
参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。
第二十一条山西省交易机构应当向其他交易机构共享注册信息，市场主体无需重复注册。山西省交易机构根据情况按月汇总形成自主交易市场主体目录，向山西能源监管办、山西省政府有关部门和引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和山西省交易机构网站向社会公布。
第二十二条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向交易机构提出变更或撤销注册。经公示后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足准入条件时，交易机构经山西能源监管办核实予以撤销注册。
第二十三条自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价；市场主体进入市场后退出的，原则上三年内不得参与电力市场交易，三年内自主或被强制退出市场的电力用户须向售电企业购电。市场主体退出情况由山西能源监管办、山西省省级电力主管部门联合或指定交易机构向社会公示，并通过“信用中国”网站和山西省交易机构网站向社会公布。
第二十四条 市场主体存在以下行为：违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按违规履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的，由山西能源监管办会同山西省省级电力管理部门勒令整改，或强制其退出市场，同时记入信用评价体系。
第二十五条市场主体被强制退出或自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第二十六条售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭、欠费等特殊原因退出市场的，应提前至少45天通知山西能源监管办、山西省省级电力管理部门、交易机构以及电网企业和电力用户等相关方。
电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、交易机构以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
第二十七条售电企业和电力用户在退出市场前，应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜，恢复正常前不得再进入市场。
第四章 交易品种、周期和方式
第二十八条交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿（交易）机制等。
适时开展分时（如峰谷平）电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易（调度）曲线。
跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易；跨省交易可在山西电力交易平台开展。点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。
发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议或联保协议，部分协议主体因特殊原因无法履行合同电量时，经调度机构安全校核通过后，可优先由其他协议主体或由上下调机组代发（代用）部分或全部电量，联保协议应及时于事后签订补充转让交易合同，报交易机构。
第二十九条电力中长期交易主要按年度和月度开展。有特殊需求的，也可按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。为了电网安全性、电力交易可执行性和经济发展持续性，原则上电力交易的周期品种不随意变更，若需变更报山西能源监管办。
第三十条 电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、集中撮合、挂牌交易等方式进行。
（一）双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。
（二）集中竞价交易指市场主体通过交易平台申报电量、电价，交易机构进行市场出清，经调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等；鼓励峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价。
（三）挂牌交易指市场主体通过山西电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
第五章 价格机制
第三十一条电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预；计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。
第三十二条山西电力直接交易按照国家核定的输配电价执行，未核定输配电价地区和已核定输配电价但未覆盖的电压等级电力用户，应当采取电网购销差价不变的方式。相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。
第三十三条跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。
第三十四条 双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。
第三十五条 集中撮合采用高低匹配法进行出清。系统具体匹配过程中考虑环保、能耗等因素，电力用户（或售电企业，下同）按申报电价由高到低、发电企业（或售电企业，下同）的环保调整排序价由低到高排序。
发电企业环保调整排序价=发电企业申报价格-（脱硫电价 脱硝电价 除尘电价 超低排放电价 能耗因子）*调整系数，发电企业环保调整排序价做为计算排序使用。
报价最高买家与环保调整排序最低价卖家先成交，电力用户申报电价减去发电企业申报价格为正则成交，形成匹配对，直至电量为零或价差为负。当环保调整排序价相同时，按容量大小和高效环保优先原则成交。申报价格以闭市前最后一次确认为准。匹配完成后，匹配成交价采用电力用户申报报价和发电企业申报价格的均价。
上述发电企业的审核认定工作由交易机构汇总，报山西省省级物价主管部门、山西省省级电力管理部门、山西能源监管办。能耗因子及调整系数由山西省电力市场管理委员会按年度提出建议，报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门确认。
第三十六条跨省跨区电能交易的受电落地价格由成交价格（送电价格）、输电价格（费用）和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或另外收取；未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报山西省省级价格主管部门、山西能源监管办备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。
第三十七条合同电量转让交易价格为转让实际成交价（含跨省跨区输电费和网损），但不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应按潮流实际情况,另行支付输电费和网损。
第三十八条参与直接交易的峰谷电价电力用户，可继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰服务费用；也可按直接交易电价结算，电力用户分摊调峰费用或者直接购买调峰服务，按照山西电力辅助服务市场有关规则执行。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。
采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。
第三十九条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，对发电企业和电力用户报价设置上下限。报价区间由交易机构及时提出限价建议，报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门后实施。
第四十条安排机组计划电量时，可根据其年度直接交易电量，扣除相应发电容量。直接交易电量折算发电容量时，可根据全省装机冗余、市场电量占比以及各机组的环保节能因素等进行折算。具体公式因子和算法由山西省电力市场管理委员会每年12月第二个工作日18:00前提出一次建议，报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门。发电企业通过申报容量参与市场交易的，分配计划电量时直接扣除申报容量。容量扣除原则上每年只进行一次。
第一节 交易时序安排
第四十一条开展年度交易时遵循以下顺序：
（一）确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。
（二）确定省内优先发电（燃煤除外）。结合电网安全、供需形势、电源结构等因素，优先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组发电；其次按照二类优先发电顺序合理安排。也可以按照气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，放开发电计划。优先发电机组参与电力直接交易时，应制定措施保障落实。
（三）开展年度双边交易、年度集中竞价交易（双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同）。如果年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可以不开展年度集中竞价交易。
（四）确定燃煤发电企业基数电量。根据年度发电预测情况，扣减上述环节优先发电和年度交易电量后，若未参与市场的用户仍有购电需求，该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例，有序放开发用电计划，逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。
（五）交易机构在各类年度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，于12月底前将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价的直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。
第四十二条年度交易开始前仍未确定优先发电的，可由调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。
第四十三条开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。
同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司，月度市场交易电量不得超过月度市场总电量的15%，月度市场交易电量、月度市场总电量是指当月双边协商、集中竞价（撮合）、挂牌交易电量。售电公司应当于每年11月将股东和实际控制人等股权信息报交易机构，若有变动，应当于次月首次交易10日前报交易机构。交易机构应当提前公示所有售电公司的次月申报电量上限。
第四十四条在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，优先开展跨省跨区交易。在电力供应紧张的情况下，应优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易。
第四十五条合同转让交易原则上应早于合同执行完成3日之前开展，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让，月度合同转让应于月前28日前或当月10日后开始至23日结束。
第四十六条年度交易开闭市时间一般不进行调整，如遇国家或省内重大活动需要调整开闭市时间的，交易机构应提前5个工作日报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门，同时向市场主体公告开闭市时间调整事宜。
月度交易开闭市时间如遇国家法定节假日，可顺延，但交易机构应提前3个工作日向市场主体公告开闭市时间调整事宜。
第二节 年度优先发电合同签订
第四十七条根据确定的跨省跨区优先发电（含年度以上优先发电合同），相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同（含补充协议），约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。
第四十八条根据各省（区、市）确定的省内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
第三节 年度双边交易
第四十九条每年12月第1个工作日前，交易机构汇总调度机构提供的数据信息，经报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门同意后，通过交易平台发布次年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：
（一）本年度已注册市场主体基本信息、信用评价情况；
（二）次年关键输电通道剩余可用输送能力、关键设备检修（包括机组）安排；
（三）次年直接交易电量需求预测及交易电量规模；
（四）次年跨省跨区交易电量需求预测；
（五）次年各机组可发电量上限。
第五十条 年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易（含跨省跨区合同转让交易，下同）。
第五十一条 市场主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边交易市场闭市前，通过交易平台向相关交易机构提交意向协议并双方确认。年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量。
第五十二条每年12月第1周第3个工作日，交易机构开展年度双边交易，开市时间原则上不超过1个工作日。交易机构在双边交易闭市后第1个工作日，应将所有双边交易意向提交相关调度机构进行安全校核，调度机构应在5个工作日之内将校核结果返回交易机构。
若安全校核不通过，按交易平台中提交确认协议的时间先后顺序进行交易削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因的，经山西能源监管办和山西省省级电力管理部门同意后，可按等比例原则削减交易机构。
第五十三条交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布年度双边交易结果。
市场主体对安全校核后的交易结果无异议的，应在结果发布次日16:00前通过交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。市场主体如对安全校核后的交易结果有异议，应当在结果发布次日内向交易机构提出，由交易机构会同调度机构给予解释。解释后市场主体仍存在异议，可向山西能源监管办提出复核申请裁定，交易机构根据裁定结果另行公布后执行。
相关市场主体在交易平台确认交易结果后，自动生成年度双边直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交易的正式电子合同。
第四节 年度集中竞价交易
第五十四条每年12月第3周第1个工作日前，交易机构汇总调度机构提供的数据信息，经报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门同意后交易机构，通过交易平台发布次年度集中竞价市场相关信息，包括但不限于：
（一）本年度已注册市场主体基本信息、信用评价情况；
（二）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备检修（包括机组）安排；
（三）次年集中竞价直接交易电量需求预测；
（四）次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测；
（五）次年各机组剩余可发电量上限。
第五十五条年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每年12月第3周第2个工作日，交易机构开展年度集中竞价交易，开市时间原则上不超过1个工作日。
第五十六条年度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和用户通过交易平台申报年度电价和分月电量。交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。年度集中竞价交易原则上应分月申报电量。市场主体对所申报的数据负责。
第五十七条报价结束后，交易平台生成初始交易结果，由交易机构在当日提交调度机构并向市场主体公布。调度机构应在5个工作日内完成安全校核，返回交易机构形成最终交易结果。交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过交易平台向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
若安全校核不通过，按交易平台中匹配价差大小顺序进行逆序削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。若安全校核不通过，按交易平台中匹配价差大小顺序进行逆序削减，或按等比例原则削减，待交易机构商各市场主体并报电力市场管理委员会后确定。
第五节 年度基数电量合同签订
第五十八条根据燃煤发电企业基数电量安排，在每年12月底前签订厂网间年度购售电合同（包括电子合同），约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
第五十九条基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。
第六十条 每月第2周第1个工作日，交易机构汇总调度机构提供的数据信息，交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息，包括但不限于：
（一）已注册市场主体基本信息、信用评价情况；
（二）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备检修（包括机组）情况；
（三）次月直接交易电量需求预测；
（四）次月跨省跨区交易电量需求预测；
（五）次月各机组可发电量上限。
上述市场信息，交易机构在发布后1周内，需报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门备案。
第六十一条月度双边交易主要开展次月的省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。
第六十二条每月第2周第2个工作日，交易机构开展月度双边交易，开市时间原则上不超过1个工作日。
第六十三条市场主体经过双边协商分别形成月度双边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转让交易的意向协议，并在月度双边交易市场闭市前，通过交易平台向交易机构提交意向协议（包含互保协议）并双方确认。
第六十四条交易机构在闭市后1个工作日将所有双边交易意向提交调度机构进行安全校核，调度机构应在2个工作日内将校核结果返回交易机构。
若安全校核不通过，按交易平台中提交确认协议的时间先后顺序进行交易削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因的，经山西能源监管办和山西省省级电力管理部门同意后，可按等比例原则削减。
第六十五条交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布月度双边交易结果。
市场主体对安全校核后的交易结果无异议的，应在结果发布次日16:00前通过交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。市场主体如对安全校核后的交易结果有异议，应当在结果发布次日内向交易机构提出，由交易机构会同调度机构给予解释。解释后市场主体仍存在异议，可向山西能源监管办提出复核申请裁定，交易机构根据裁定结果另行公布后执行。
相关市场主体在交易平台确认交易结果后，自动生成年度双边直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交易的正式电子合同。
第七节 月度集中竞价交易
第六十六条每月第3周第1个工作日，交易机构汇总调度机构提供的数据信息，交易机构通过交易平台发布次月集中竞价市场相关信息，包括但不限于：
（一）已注册市场主体基本信息、信用评价情况；
（二）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备检修（包括机组）情况；
（三）次月集中竞价直接交易电量需求预测；
（四）次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测；
（五）次月各机组剩余可发电量上限。
上述市场信息，交易机构在发布后1周内，需报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门备案。
第六十七条月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。
第六十八条每月第2周第2个工作日，交易机构开展月度集中竞价交易，开市时间原则上不超过1个工作日。
第六十九条月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过交易平台申报电量、电价。交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。
报价结束后，交易平台生成初始交易结果，由交易机构在当日提交调度机构并向市场主体公布。调度机构应在2个工作日内完成安全校核，并返回交易机构形成最终交易结果。交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过交易平台向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
若安全校核不通过，按交易平台中匹配价差大小顺序进行逆序削减。匹配价差相同的，按等比例原则削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。
第七十条 交易机构在各类月度交易结束后，根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果并制定机组次月月度电量计划，供暖单元的优先发电、基础电量、年度市场合同原则上应满足供暖电量需求后，再安排非供暖期分月计划。发电单元次月月度电量计划应满足单机最小开机时间要求，不满足的，可通过市场方式在次月内处理或承担违约责任。调度机构应根据次月月度电量计划，合理安排电网运行方式，保障合同电量的执行。
第八节 临时交易与紧急支援交易
第七十一条山西省可与其他省（区）通过自主协商方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。
第七十二条山西交易机构应事先与其他交易机构约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他有关事项，在电力供需不平衡时，由调度机构根据电网安全约束组织实施。条件成熟后可以采取预挂牌方式确定跨省跨区紧急支援交易中标机组排序。
第九节 合同电量转让交易
第七十三条 合同电量转让交易可采取双边协商、集中撮合、挂牌转让等方式。交易最终形成后应在交易平台签订转让交易电子合同。合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。
第七十四条 合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格、交易时段、电压等级、计量关口、分月计划等内容。
第七十五条交易机构原则上每月第3周第1个内通过双边协商、集中撮合、挂牌转让等方式统一组织各类型合同的转让交易（包括本月剩余各类型合同电量和后续月份各类型合同电量）。发、用电企业可根据各自实际发用电情况在合同完成前3个工作日通过交易平台向交易机构提交交易意向，月度合同转让应于月前28日前或当月10日开始至23日前开展。当单一发电企业的优先发电合同和基础电量合同总额大于其本月预计实发上网电量时，方可进行转让，转让原则上由高效环保机组替代低效、小容量机组；相反情况下，上述合同不得进行转让。合同转让交易开始或收到合同转让方提交的交易意向后，交易机构在1个工作日内发布相关信息，1个工作日内完成合同转让并形成无约束交易结果并提交调度机构，调度机构在1个工作日内完成安全校核，安全校核通过的形成有约束合同转让交易结果并提交交易机构，交易机构在交易平台形成合同转让电子合同。未通过安全校核的，交易机构会同调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能源监管办申请裁定。
第七十六条具有年度合同的市场主体，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可提出后续月份的分月合同滚动调整意向。
具有优先发电合同、基础电量年度合同、年度市场合同的市场主体可在每月第2周第3个工作日提出次月合同电量滚动调整意向，交易机构在收到调整意向1个工作日内提交调度机构，调度机构在1个工作日内完成安全校核，安全校核通过的形成有约束合同转让交易结果并提交交易机构，交易机构在交易平台形成调整后的分月合同。未通过安全校核的，交易机构会同调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能源监管办申请裁定。
第七十七条跨省跨区电量交易可按照双边交易、集中竞价交易、挂牌交易等多种方式开展。
第七十八条跨省跨区交易可分为年度、月度、周、日前和短时支援交易。月度、周、日前、短时支援交易一般为年度交易以外的增量电能交易。交易机构负责周及以上电能交易，调度机构负责日前、短时支援交易。
第七十九条交易机构先按照各发电企业的电价排序，由低到高依次累加相应的申报电量，价格相同的情况下按照等比例方式分配。
第八十条所有电网企业代理的跨省跨区交易出清方式如下：
（一）各交易周期内，当申报电量总和小于等于外送电量需求时，按申报电量成交，申报不足部分，由省交易机构组织再次招标，直至完成。当申报电量总和大于外送电量需求时，交易中心按照各市场主体的机组容量及权重系数进行分配。计算公式为：
计算中标电量=总电量×（机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数）/∑（机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数）
当各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。
（二）权重系数设置的目的是鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排。权重系数的规定如下：
1、容量系数：13.5万级机组容量系数为1.0，30万级机组容量系数为1.2，60万级机组容量系数为1.4，100万级机组容量系数为1.8。（外送支持机组容量系数=容量系数×1.1；视外送方向不同，外送支持机组另行确定）
2、脱硫系数=1.1。
3、脱硝系数=1.1。
4、除尘系数=1.1
5、空冷系数：非空冷机组系数为1，空冷机组系数为1.1。
6、资源综合利用系数：正常燃煤机组系数为1，燃烧低热值煤机组系数1.1。
7、新投产发电机组，脱硫、脱硝设施正常投运的，当年按100%计算系数，一年以后根据上年脱硫、脱硝设施实际投运率确定系数。
8、超低排放系数：未进行超低排放改造的机组系数为1,超低排放改造完成且获得环保认证的机组系数为1.1。
（三）发电企业应在交易前向交易机构申报上年脱硫、脱硝、除尘、超低排放设施投运率，并提供由地方环保部门出具的有关文件，经交易机构认定后作为计算依据。
第八十一条 售电价格扣减度电输电费后，与发电企业报价之差的收益在电网企业与发电企业之间按一定比例进行分配（目前度电暂按2:8比例分配，后期根据情况调整），电网企业收取的度电输电费（度电输电价格 度电收益分成）目前暂按不超过30元/兆瓦时执行（待跨省跨区单位输电费核定后按其执行）。
通过挂牌方式确定价格的，电网企业不参与收益分配。
第八十二条交易合同（协议）执行与结算先后次序为：跨省跨区事故应急支援交易、年度跨省跨区电能交易、月度跨省跨区电能交易、月内短期或临时跨省跨区电能交易。当实际跨省跨区电能交易供需发生变化，需对交易合同进行调整时，合同调整的次序与上述相反。
第八章 安全校核与交易执行
略。
第九十四条偏差处理方式包括以下四种方式：
（一）预挂牌月平衡偏差方式。月度交易结束后（如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌），通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排序）。
（二）预挂牌日平衡偏差方式。月度交易结束后，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排序）。实时运行过程中，当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡。机组各日的增发电量或减发电量进行累加（互抵），得到月度的净增发电量或净减发电量，按照其月度预挂牌价格进行结算。其余机组原则上按日前制定的计划曲线发电。
（三）等比例调整方式。月度交易结束后，在实时调电过程中，调度机构按照“公开、公平、公正”要求，每日跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排次日发电计划。发电企业超发、少发电量按照各自月度计划合同和市场合同电量比例划分，超发电量按照其全部合同的加权平均价格进行结算，少发电量对相应合同进行扣减且后期不予追补。用户承担超用、少用偏差责任并且支付偏差考核费用，偏差考核费用按照发电企业电量或者电费比例返还给发电企业。采用本方式导致的发电企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
（四）滚动调整方式。此方式适用于发电计划放开比例较低地区。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
第九十五条目前，山西交易机构中长期合同偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡方式进行处理（即优先发电、基数电量合同优先结算）。
第九十六条调度机构应当结合当月用电需求情况，在每月第1周内向交易机构提供输电通道、安全要求、民生供热等一种或多种约束条件的同时，公布当月上下调的总需求电量。
交易机构在每月第2周第2个工作日组织发电企业申报不同约束条件下相应的上下调价格和电量，发电企业必须提供上下调价格。目前暂定上下调价格的限额为上网电价的120%和60%（今后可根据电力供需形势和燃料价格适时调整）。
调度机构进行相应安全校核后，交易机构形成本月上下调价格和机组最大可调发电量并公布。调度机构根据发电机组事先申报的上下调价格和电量，在考虑电网安全约束和申报机组最大可调发电量情况下，基于价格优先的次序原则进行调用，直至满足电网实际需求。
第九十七条调度机构应结合当月电力需求和发电企业的整体合同完成率情况，在满足电网安全约束的前提下，于当月最后7日，基于预挂牌确定的机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量或补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。
第九十八条月度上下调电量当月有效、当月执行，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电、基础电量和市场化交易合同，下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度双边交易分月电量、基数电量分月计划、优先发电分月计划的顺序依次扣减。
第九十九条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括一次调频、基本调峰和基本无功调节；有偿辅助服务包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、黑启动。
鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。
第一百条按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。
第一百零一条 逐步放开辅助服务市场化交易品种，采用竞争方式确定辅助服务提供主体。调度机构根据系统运行需要，确定调峰、调频、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。
辅助服务提供主体较多的地区，逐步探索采用竞价方式统一购买系统所需的无功补偿和黑启动服务。
未开展市场化交易的上述辅助服务交易品种，仍按照《华北地区并网机组运行考核管理细则》、《华北区域并网运行机组辅助服务管理实施细则》及山西省“两个细则”的有关规定执行。
第一百零二条 电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务的技术要求，并与发电企业按统一标准（开展竞价的品种按照市场价格）进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。
第一百零三条 用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订市场化交易合同的电厂，免除相应市场化交易电量调峰补偿费用的分摊。
电力市场化交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用；剔除市场化交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。
第一百零四条 加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。
第一百零五条 跨省跨区交易涉及的点对网发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务情况获得或者支付补偿费用。
跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行；达到有偿调峰要求的，按照受端电网有偿调峰补偿条款（开展竞价的品种按照市场价格）给予补偿。
第一百零六条 按照国家要求，加快山西省电力辅助服务市场化建设试点工作，分批次、分品种有序推进辅助服务市场化。调度机构应会同交易机构抓紧开发辅助服务市场化交易平台（模块），与电力交易平台相互贯通，数据共享，确保满足辅助服务市场化运营需要。
第十一章 计量和结算
第一百零七条 电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。
第一百零八条 同一计量点应安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，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依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。
第一百零九条 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并提交交易机构。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由交易机构组织相关市场主体协商解决，经协商各方仍有异议的，报请山西能源监管办裁定。
第一百一十条 交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，交易机构在区域交易平台直接开展的跨省跨区交易，由区域交易机构向市场主体所在地区交易机构提供结算相关数据，由市场主体所在地交易机构出具结算依据，提交所在省电网企业分别予以结算。
合同电量转让交易由交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。
第一百一十一条 电力用户和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件的，可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，由电网企业承担用户侧欠费风险并保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。
第一百一十二条 市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知交易机构，逾期则视同没有异议。
第一百一十三条 建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。山西电力市场以年度交易和月度交易为主，按月清算、结账。
预挂牌月平衡偏差方式的结算流程和结算价格如下：
（一）发电侧
1．根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电（含部分时段无调节能力的水电）可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。
2．其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量；提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按照标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
3．其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量；提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按照标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
4．其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量；提供上调服务导致的增发电量按其申报价格补偿；因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算，当月未开展集中竞价交易的，按照当月市场交易合同中最低电价结算。
机组提供上调服务（或下调服务）导致的增发电量（或减发电量），均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。
5．全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用；提供上调服务导致的增发电量按其申报价格补偿；提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿。
（二）电力用户侧
1．参与市场的电力用户当月实际用电量超过其当月各类合同电量时，合同电量按合同约定价格结算，超用电量按上调服务的加权平均价结算，系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算，当月未开展集中竞价交易的，按照当月市场交易合同的最高电价结算。
上调服务加权平均价=发电侧上调电量总补偿费用/上调总电量
发电侧上调电量总补偿费用由所有机组上调电量的补偿价格和机组上调电量的乘积累加得到。
参与市场的电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其当月合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统的下调服务加权平均价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用）。
下调服务加权平均价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量。
发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。
2．非市场电力用户（含优先购电电力用户，下同）按实际用电量和目录电价结算。
3．非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用；2%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按照标杆上网电价的10%支付偏差考核费用。
非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按下调服务加权平均价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，本月未开展月度集中竞价交易的，按照标杆上网电价的10%支付偏差考核费用）。
非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托调度机构通过对非统调电厂（含非统调自备电厂）、地方电网等造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。偏差计量、责任划分和费用分摊办法由电网企业另行制定，报山西能源监管办和山西省省级电力管理部门同意后实施。
4．对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算（系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算）；每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按系统下调服务的加权平均价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用）。
（三）电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。
上调服务所增加的电网结算正收益=（优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价）×（非市场电力用户当月实际用电量—可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量）
优先发电和基数电量加权平均价=（可再生能源政府批复电价（不含补贴）×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量 其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量）/（可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量 其他类型电源当月计划合同电量）
上调服务所增加的电网结算正收益=（全部用户实际用电量加权平均价-上调电量电价）×全部用户的超用电量。
全部用户的超用电量=全部用户的实际用电量-全部跨省跨区合同落地电量-全部优先发电实际上网电量-全部基数合同上网电量-全部市场合同上网电量-省内实际线损。
以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。
（四）市场电力用户的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用、辅助服务费用、输配电费、政府性基金与附加等。发电企业的电费构成包括：电量电费（含上调服务收益）、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。
第一百一十四条 不可抗力因素等导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用，前述非不可抗力因素和国家相关政策调整导致的发电企业、售电企业、电力用户未完成的交易电量免除考核。
第一百一十五条 市场主体之间形成的各类合同（含计划和市场）均须在电力交易平台完成电子合同的签订和确认，未形成电子合同的视为无效，交易机构不予出具结算依据，电网企业不予结算。
第一百一十六条 在每次结算规定时间前，调度机构须向交易机构提供交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况说明，有异议的，报山西省能源监管办裁定。
第十二章 信息报送与披露
第一百一十七条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
第一百一十八条 市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，按照规定报送，并在交易平台披露相关市场。
第一百一十九条 交易机构负责管理和维护交易平台，管理和收集、整理、汇总、分类发布市场信息。交易机构、调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息。
第一百二十条 市场成员信息报送与披露
（一）交易机构
供需形势、电网阻塞管理、市场交易（含辅助服务）、辅助服务、电网拓扑模型、发电机组和电网检修计划、法律法规要求披露的其他信息等。市场交易（含辅助服务）包括：各类型电量、交易信息、电网安全约束信息和报价约束信息、偏差电量责任认定、月度、年度偏差处理资金收入及支出情况等。
（二）调度机构
具体输配电线路或输变电设备名称的安全约束情况、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等；交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况；法律法规要求披露的其他信息。
（三）电网企业
电量电费结算情况、输配电价、输配电损耗率、政府性基金和附加等；年度电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、电网检修计划、预测需求容量、约束限制依据等；法律法规要求披露的其他信息。
（四）市场主体
1、发电企业：公司名称、股权结构、投产时间、机组编号、容量、发电业务许可证、能耗水平、环保设施运行情况等；各类合同电量等；市场化交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
2、售电企业：公司名称、股权结构、交易量限额;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
3、电力用户：公司名称、股权结构、投产时间、受电电压等级、负荷特性、最大负荷、最大需量、年（月）最大用电量、产品能耗水平等;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
4、独立辅助服务提供商：公司名称、股权结构、服务性质和能力;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
第一百二十一条 市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向交易机构、调度机构提出，由交易机构、调度机构负责解释。
第一百二十二条 交易机构山西能源监管办、山西省省级电力管理部门及交易机构、调度机构（满足调度需要的相关私有信息）有权获知上述所有市场信息，不得泄露影响公平竞争和涉及市场成员隐私的相关信息。
第一百二十三条 山西能源监管办根据实际制定山西电力市场信息披露管理办法并监督实施。交易机构会同电力市场管理委员会制定《山西省电力中长期交易信息披露实施细则》，报山西能源监管办、山西省省级电力管理部门印发后执行。
第一百二十四条 山西能源监管办会同山西省政府有关部门组织电力交易机构、调度机构，按照国家有关规则及本规则制定管理细则。
第一百二十五条 本规则由山西能源监管办负责解释。
第一百二十六条 本规则自发布之日起施行，有效期至2019年12月31日。
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