各有关电力企业：

为贯彻落实国家节能减排政策，大力推进我省发电权交易，依据原国家电监会《关于印发<发电权交易监管暂行办法>的通知》(电监市场〔2008〕15号),《关于完善厂网合同电量形成机制有关问题的通知》（办市场〔2011〕47号）等有关规定，我们组织制定了《山西省发电权交易规则（试行）》，现印发给你们，请遵照执行。

试行中如有意见建议，请及时告知我办。

 2013年11月11日

附件：山西省发电权交易规则（试行）

第一章  总则

第一条 为贯彻落实国家节能减排政策，大力实施节能优化调度，促进和规范我省发电权交易，依据原国家电监会《关于印发

第二条 发电权交易是指以市场方式实现发电机组、发电企业之间电量替代的交易行为。

第三条 发电权交易原则上由高效环保火电机组替代低效、小容量火电机组发电，由水电等清洁能源发电机组替代火电机组发电。

第四条 开展发电权交易，应当遵循节能减排，电网安全，平等自愿，公开透明，效益共享的宗旨。

第五条 发电权交易在山西省经济和信息化委员会（以下简称省经信委）下达的年度基础发电量调控目标和已签订的各类交易合同的基础上进行。

第六条 国家能源局派出机构（以下简称“能源监管机构”）会同省经信委等部门制定发电权交易规则，对交易实施监管。

第二章  市场主体及交易类型

第七条 参与发电权交易的市场主体分为发电权出售方（以下简称被替代方），发电权购买方（以下简称替代方），山西省电力调度机构（以下简称省电力调度机构）负责发电权交易的安全校核，山西省电力交易机构（以下简称省电力交易机构）负责发电权交易的组织实施。

第八条 参与发电权交易的机组包括：

（一）省调30万千瓦及以上公用火电机组，可作为发电权交易的替代方，也可作为被替代方，鼓励30万千瓦机组由更高容量高效机组替代；

（二）30万千瓦以下省调、地调和自备火电机组只可作为发电权交易的被替代方；

（三）环保排放未达标的机组不得作为替代方参与发电权交易。

第九条 发电权交易方式分为：双边交易和集中交易两种方式。

    双边交易是指发电企业交易双方自主协商确定交易电量和交易价格的交易方式。

集中交易是指替代方和被替代方双方自主报价，省电力交易机构通过山西电力交易平台进行集中撮合交易。

第三章  交易程序

第十条 发电权交易每月组织一次，也可签订季度、年度交易协议。

第十一条 省电力交易机构于每月15日前发布次月发电权交易申报通知。申报通知包括发电权交易指导空间和指导价格。

第十二条 指导空间指可用于发电权交易的电量空间，由省电力交易机构根据省经信委下达的各发电机组年度基数电量计划、发用电平衡情况，机组发电量完成情况、检修计划安排等，确定机组可转让的电量。

第十三条 下列发电机组的基础电量进入指导空间：

1、供电标准煤耗高出上年全省平均水平10%的燃煤机组，取得国家资源综合利用证书的除外（供电煤耗按照设计供电煤耗×70%+当月实际供电煤耗×30%确定，实际供电煤耗以电力监管统计信息系统数据为准）。

2、非供暖期供电煤耗高出上年全省火电机组平均水平10%的供暖热电联产机组。

3、运行满20年、单机10万千瓦级及以下的常规火电机组；

4、单机容量5万千瓦及以下的常规火电机组；

5、按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦及以下的各类机组。

第十四条 指导价格指在集中撮合交易中形成的成交平均加权价格。初期，指导价格由能源监管机构、省经信委和省物价局参照市场煤价和我省60万千瓦机组平均供电煤耗水平确定，之后根据上月平台集中撮合交易成交平均加权价格确定。

第十五条 月度发电权交易首先进行双边协商交易，当月交易电量指导空间减去双边协商交易电量后的剩余电量在交易平台进行集中撮合，集中撮合交易仍未成交的剩余电量可滚动到次月交易。

第十六条 双边交易流程

（一）省电力交易机构发布次月月度电量交易申报通知之后7日内，发电企业根据自身实际情况，向省电力交易机构提出具体交易意向。包括：交易电量、交易价格、综合厂用电率等内容。已经自主协商达成交易意向的直接申报交易意向申请。

（二）省电力交易机构汇总发电企业申报情况，在山西电力交易平台发布发电权交易公告。公告内容包括：交易电量、电价、综合厂用电率及尚未成交交易电量等。

（三）各发电企业根据公告信息，通过自主协商方式达成发电权交易意向。交易电量为1000兆瓦时的整数倍。

（四）发电企业之间达成的发电权交易意向，经省电力调度机构安全校核后，交易双方签订发电权交易合同。

第十七条 集中撮合交易流程

（一）双边交易结束后3日内或每月最后一周的星期二前，替代双方根据交易指导空间和指导价格，向山西电力交易平台申报，被替代方申报转让价格和转让电量，替代方申报交易受让价格和受让电量。

（二）集中撮合交易申报规定如下：

1、替代双方按机组申报一个电量和一个价格，接入同

一电压等级的同等容量的机组也可按厂申报一个总电量和一个价格。

2、电价以人民币元/兆瓦时为单位（含增值税）；

3、申报电量以兆瓦时为单位，不保留小数点；

4、转让和受让申报价格在当月指导价格的±10%范围内为有效报价。

5、30万千瓦及以上机组在同一次报价中，只能作为替代方或被替代方一种身份进行申报。

（三） 按照价格优先、效率优先、时间优先的原则进行优化撮合。

1、替代机组按报价由高到低排序，报价相同的机组，按机组容量大小排序，报价和容量都相同的机组按申报时间先后排序，由此形成替代机组的综合排序；

2、被替代机组按报价由低到高排序，报价相同的机组，按申报时间先后排序，由此形成被替代机组的综合排序；

3、综合排序在前的替代机组优先与综合排序在前的被替代机组撮合，直至全部成交或被替代机组申报的转让价格小于替代机组申报的受让价格；

4、成交电量为经替代方厂用电率折算后的上网电量，成交价格为撮合双方报价的均价；

5、替代方厂用电率采用机组上年实际厂用电率，当年新投产机组参考同类型机组平均厂用电率。

第十八条 省电力调度机构在交易申报截止前24小时向市场主体公布电网安全校核的相关信息，在市场出清时进行电网安全校核，市场出清后通过交易平台公布安全校核结果，同时省电力交易机构公布交易信息。

省电力调度机构对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。包括：具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据等。

第十九条 发电权交易双方应根据公布的最终成交结果签订交易合同，集中撮合交易的电子通知单视同结算合同。

第二十条 成交结果纳入次月全省统调发电企业的月度发电计划，对于月度发电权交易成交电量较多的替代方，在安排月度计划时可适当提高其设备利用率。

第四章  交易结算

第二十一条 省电力交易机构每月10日前，根据上月交易执行情况生成电厂结算单，结算电价执行国家批准的被替代方上网电价。省电力公司根据结算单、交易合同等支付电费给替代方。替代方在收到电费后5日内，应按照合同的约定向被替代方支付发电权交易电费。

第二十二条 如遇国家电价调整，应对电价调整前后的交易电量分段进行结算。

第二十三条 与发电权交易相关的调度、计量、结算、统计的关系等遵照《购售电合同》和《并网调度协议》中的有关条款执行。发电权交易电费以月度为结算周期。

第五章  信息披露

第二十四条 发电权交易合同应在签订后30个工作日内，报能源监管机构和省经信委备案。

第二十五条 省电力交易机构应在每月10日前，向能源监管机构和省经信委报告上月发电权交易情况；在每季度市场信息发布会上发布发电权交易完成情况。

第二十六条  发电权交易结果未通过安全校核的，省电力调度机构需说明原因。省电力调度机构根据电网安全运行和发用电平衡需要，可临时调整有关机组运行方式。事后需将情况说明于10日内报能源监管机构和省经信委备案。

第六章  违约处理

第二十七条 替代方的交易电量应优先于基数计划完成，因设备原因等特殊情况不能在交易周期内完成基础电量，省电力交易机构将交易计划顺延至次月安排，原则上不跨年顺延。

第二十八条 若替代方未按合同（协议）约定时间和要求支付相应电费，先由双方协商解决，期间计算替代方应缴纳的滞纳金，若协商达不成一致意见，下一个月由省电力公司一并将资金直接划转给被替代方。

第二十九条 替代方因不可抗力原因不能完成交易电量，在征得被替代方和能源监管机构、省经信委同意后，可终止执行交易合同（协议）。

第七章　市场干预和中止

第三十条　发生以下情况时，能源监管机构会同政府有关部门进行市场干预。

　（一）发生市场主体滥用市场力、串谋及其它违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱；

（二）交易平台发生故障，发电权交易无法正常进行时；

（三）成交价格偏离实际运行成本严重时；

（四）其它情况。

第三十一条　进行干预时，省电力交易机构应及时通知各市场主体和省电力调度机构。

第三十二条　市场干预的主要手段包括：

（一）改变市场交易时间、暂缓市场交易；

（二）调整市场交易指导价格；

（三）调整市场交易指导空间。

第三十三条　执行干预时，电力调度、交易机构应详细

记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和后果。

第三十四条　遇有以下情况之一，经能源监管机构及政府有关部门同意，工作应予中止：

（一）国家政策规定要求中止的；

（二）国家有权部门提出中止的；

（三）《电力市场监管办法》规定的其它情形。

第三十五条　市场中止期间，省电力调度机构依照《山西电力系统调度规程》进行电力调度，按未参与发电权交易情况进行交易和结算。

第八章  附则

第三十六条 本规则由能源监管机构会同省经信委负责解释。

第三十七条 本规则自发布之日起执行。