北极星输配电网讯: 9月15日，国家发改委举行9月份定时新闻发布会。会上，对8月份电力运行情况、价格运行和监管情况、经济体制改革工作进展情况、信用体系建设情况等方面进行了发布。深化价格改革，强化价格监管，重点聚焦在五个方面：电力方面，国家层面将加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革。地方层面将积极开展地方电网和增量配电网的配电价格改革，实现对电网监管的全覆盖。同时，根据电力市场建设进程，有序放开竞争性环节的发售电价格，逐步扩大市场形成电价的范围和程度。天然气方面，2018年底前，各地将建立起输配环节定价办法、成本监审办法，重新核定省内短途管道运输价格，制定独立配气价格，降低偏高输配价格。铁路客运方面，全面开展铁路普通旅客列车运输成本监审，2017年底完成成本监审工作。水资源方面，在总体不增加农民负担的前提下，扎实有序推进农业水价综合改革。同时，还将研究制定推进城镇非居民用水超定额累进加价制度的指导意见。公用事业方面，适时完善城市供水供电供热阶梯价格制度，合理调整分档用量及价格。详情如下：孟玮:各位记者朋友：大家上午好!欢迎参加国家发改委9月份定时定主题新闻发布会。今天，重点向大家介绍6个方面情况，之后，回答大家关心的问题。第一方面，关于电力运行情况从用电情况看，8月份，全社会用电量在去年同期增长8.3%的基础上，同比仍增长6.4%，环比7月份回落3.5个百分点。二产用电量同比增长2.6%，环比7月份下降10.8%，主要是有色、钢铁、电力生产和供应业等行业用电量环比减少。1—8月，全社会用电量同比增长6.8%，增速较去年同期提高2.6个百分点。其中，一产、二产用电量同比分别增长8.5%和6.1%，增速分别提高3.4和4.1个百分点;三产和居民生活用电量同比分别增长10.4%和6.8%，增速分别回落0.6和2.9个百分点。二产用电对全社会用电增长的贡献率为63.4%，拉动全社会用电量增长4.3个百分点，其中制造业用电同比增长6.7%。信息传输、计算机服务和软件业等三产用电继续保持较快增长，高于全社会用电增速8.0个百分点。从发电情况看，8月，全国水电延续上月正增长态势，当月发电量同比增长6.4%，增速较7月份提高6.2个百分点。1—8月，全国发电量同比增长7.4%，火电、核电发电量同比分别增长7.5%和18.3%，由于上半年来水较枯，水电发电量累计同比下降2.5%，但降幅收窄。2017-09-15 09:30:56第二方面，关于固定资产投资和易地扶贫搬迁进展情况关于固定资产投资。8月份，我委共审批核准固定资产投资项目8个，总投资107.6亿元。这些项目主要集中在水利、高技术等领域。截至今年7月底，13大类重大工程包已累计完成投资10.2万亿元，开工56个专项、599个项目。关于易地扶贫搬迁最新进展。截至8月底，全国累计开工2017年度易地扶贫搬迁项目1.4万多个，项目开工率达95%，累计竣工项目4000多个，项目竣工率28%。其中，河北、山西、安徽、福建、河南、湖北、重庆、四川、贵州、西藏、陕西、青海、宁夏等13个省份的开工率达到100%。易地扶贫搬迁各渠道资金迅速下达，22个有易地扶贫搬迁任务的省份累计承接2016、2017年易地扶贫搬迁资金约2914.6亿元。其中，中央预算内投资393.6亿元，地方政府债约821亿元，专项建设基金约441亿元，中央财政贴息贷款约1259亿元。各地按照“搬迁是手段、脱贫是目的”的要求，不断加大产业扶持和就业帮扶力度。初步统计，各地已为纳入2017年搬迁计划的159万建档立卡贫困人口谋划或落实了帮扶措施，户均帮扶1人以上。2017-09-15 09:32:29第三方面，关于价格运行和监管情况价格运行方面，从部分商品价格监测情况看，8月份，食品价格总体小幅上涨;猪粮、猪料比价有所上升;钢材价格继续大幅上涨;成品油批发价格上涨。相关数据已经印发给大家。价格监管方面，重点通报两方面情况：一是全国12358价格监管平台运行情况。从价格监管平台反映情况看，8月，全国12358价格监管平台运行平稳，受理价格举报、投诉、咨询共计61595件，与去年同期相比下降1.38%，比上月下降11.1%，主要是因为网络购物行业举报、投诉受理量减少，这也是网络购物类举报自2016年7月以来首次没有进入举报热点前五名。停车收费、商品零售、交通运输、物业管理等行业群众关注度较高。7月底以来，我国东北、西南局部地区出现多轮强降雨天气，部分地区发生严重洪涝灾害。根据全国12358价格监管平台数据分析，洪涝灾区民生商品价格水平稳定，受灾地区未出现囤积居奇、哄抬价格等价格违法行为。下一步，价格主管部门将重点关注两个领域：第一，教育收费问题。9月，大中小学陆续开学，各级价格主管部门将重点加强教育收费监管工作，严肃查处超标准收取学费、强制购买教辅材料等各类违法违规收费问题。第二，取消手机长途漫游费执行情况。自9月1日起，各大运营商全面取消手机国内长途漫游费。各级价格主管部门将密切关注政策落实情况，及时发现苗头性问题。二是部署两节期间市场价格监管工作。国庆、中秋假期临近，为做好节假日期间的市场价格监管工作，我委近日下发通知，要求各级价格主管部门采取切实有效措施，规范节日市场价格秩序，优化节日市场消费环境。通知要求，要密切关注粮油、肉、禽、蛋、菜、奶、食盐等食品市场和价格动态，一旦发现市场波动的倾向和苗头，及时采取措施有效化解。要进一步健全节日期间应急监管预案和工作机制，完善全国12358价格监管平台应急响应机制，妥善快速处理各类价格突发事件。要加强重点领域价格检查，针对国庆中秋期间群众旅游、出行、购物活动密集的特点，加强对旅游、交通、零售、房地产等领域的监管。广大消费者在两节期间遇到价格违法行为,欢迎拨打价格举报电话12358，各级价格主管部门将及时处置，切实维护消费者合法权益。也欢迎各位记者关注假日期间的价格违法行为，及时曝光价格违法典型案件，我们将及时组织核查，确保两节价格秩序良好。2017-09-15 09:34:51

北极星输配电网讯:当前，新一轮电力体制改革正如火如荼进行。2015年3月15日中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）,全面推进输配电价改革试点工作。到2017年6月底，省级电网全部进行了输配电价改革，实现了全国的全覆盖。2015年6月17日，发改委和能源局联合颁布电改又一细则《输配电定价成本监审办法(试行)》,《办法》要求输配电成本费用按电压等级、服务和用户类别合理归集，为分电压等级、分用户类别核定输配电价及测算电价交叉补贴提供依据。办法的发布标志着国家对电网经营企业成本监管进入科学监管，制度监管的新阶段。2017年6月9日，财政部发布关于征求《企业产品成本核算制度——电网经营行业（征求意见稿）》意见的函，其中《企业产品成本核算制度——电网经营行业》（征求意见稿）明确电网经营企业产品成本核算应当按照分电压等级核算产品成本，该制度将进一步规范电网经营企业产品成本核算，满足国家输配电定价核定和监审需要。在这新一轮电改大环境下，电网经营企业输配电成本该如何合理有效的归集与分摊，来满足输配电成本监管要求？在能源信息化领域深耕逾三十年，在电力央企财务管理领域占据第一品牌阵营的远光软件，在对国家输配电价改革政策和电网企业经营管理变革趋势和需求的深入研究下，依托云计算、大数据等新技术，推出远光输配电成本管理系统，帮助电力企业用户从业务前端采集成本数据进行多维成本分摊与分析，建立输配电成本多维报表反映体系，实现输配电成本的精细化管理，满足外部监管机构对电网经营企业的成本监管要求。远光输配电成本管理系统建设内容主要包括如下四个方面：一是数据采集，系统基于数据集成技术，从前端各业务系统按指定维度采集输配电成本费用数据，形成业务多维信息及成本价值信息的成本归集池，为成本分摊做好数据储备。二是分摊模型，系统提高灵活的输配电成本动因及分摊规则定义，支持按照成本数据流向，定义间接费用分摊路径，建立间接费用的分摊模型与标准，实现间接费用的自动分配，减少人工分摊带来的数据不准确及工作量大的问题；三是分析模型，系统结合输配电成本分析主题定义成本分析模型，实现按组织、电压等级等维度进行成本费用发生情况的排名分析、结构分析、趋势分析、同比/环比分析等全方位的成本分析与诊断，动态监控各单位成本费用发生情况，为管理决策提供财务分析数据；四是监管报告，系统结合输配电成本监管要求定义成本监管报告格式，并与报表模块无缝集成，将成本数据推送至报表模块，生成满足监管要求的报表及报告。目前，远光输配电成本管理系统已在部分电网企业实施应用，在促进输配电成本的精益化管理、优化企业价值链并有效支撑企业投资决策等方面开展了深入的探索和创新，深受用户好评。伴随在央企集团的实践应用以及新技术的应用创新，系统将不断优化完善，在实现成本约束的强管控，进一步强化企业管理模式的创新，提高电网公司运行效率，为电网公司的持续发展奠定良好的支撑。

北极星输配电网讯:据中国之声《新闻和报纸摘要》报道，国家电网在努力提供优质服务的同时，统筹电力体制改革和国资国企改革，主动服务国家战略，促进能源转型升级，积极支持实体经济发展。2017-9-13 新闻和报纸摘要全文>>>在刚刚发布的“中国企业500强”榜单上，国家电网凭借2.09万亿元的营业收入，排名第一。这个“巨无霸”一方面努力“瘦身”，希望增加活力“轻盈起舞”，另一方面也在争取为用户提供更好的服务。目前国家电网已经建立了国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，注册各类市场主体近4.5万家，其中包括1700家售电公司。国家电网财务资产部副主任曹培东表示，改革是为了有效降低用户成本。曹培东：输配电价改革后，我们同步降低了终端用户的价格，主要是工商用户。在直接交易方面，以前是我们直买直卖，现在是由市场来撮合，用户的成本也降低了。数据显示，今年1-8月，各交易中心完成市场化交易电量7034亿千瓦时，同比增长51%。在输配电价改革方面，取消了多项附加费，2017年全年预计可减少用户支出700亿。其中最大的受益者无疑是制造业，这将有效的支持实体经济的发展。国家电网新闻发言人王延芳：一方面是国资国企改革，减少管理层级压缩，瘦身健体、提质增效;另外一方面是电力体制改革，要优化资源配置，提升自身的运作效率，把更多的红利释放给社会、释放给用户。截至今年8月，国家电网各级存量法人户数共计减少437户。建成了京哈、京港澳、京沪、沪蓉、沪渝、环首都、环杭州湾“六纵六横两环”高速公路快速充电网络，覆盖高速公路1.6万公里、121个城市;建成全球规模最大的智慧车联网平台，为100万辆电动汽车提供充电服务。王延芳表示，未来智慧车联网的布局会更加广泛：到2020年我们在城区里面要达到一公里充电圈，环城区是三公里充电圈，城郊区是五公里充电圈，覆盖全国200多个城市，在京津冀、长三角等重点区域实现全覆盖。 原标题:【砥砺奋进的五年·央企改革报告】国家电网——两项改革，比翼齐飞

北极星输配电网讯:取消电铁还贷电价让利52亿元；改革后的输配电价为用户节省年电费支出超过178亿元；年度直接交易电量规模扩大，预计降低用户用能成本180亿元以上；取消电价中城市公用事业附加费，年降低工商业用户电费280亿元；……相较于一般国企，国家电网公司除了积极施行国资国企改革，还肩负着新一轮电力体制改革的重任。党的十八大以来，国家电网通过一系列“真刀真枪”的改革，不仅起到瘦身健体、提高经营效率效益的作用，更让广大市场主体享受到了真真切切的实惠。“我们坚持市场化改革方向，已全面建成国家级的北京电力交易平台和27家省级电力交易平台，多买方、多卖方有效竞争的市场格局加快形成。通过降价降费和市场化交易，预计今年全年降低客户用能成本超过700亿元。”国家电网公司董事长舒印彪说。深化电力改革优化能源配置当前，我国电网规模和发电能力均已位列世界第一，电力行业是关系国家能源安全、经济发展和社会稳定的基础产业。“新一轮电力体制改革的重点是建设统一开放、竞争有序的电力市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，激活我国能源资源高效可靠配置。”国家电网公司专职新闻发言人王延芳说，公司坚持市场化改革方向，取得了重要阶段性成果。电力交易平台是电力市场的重要组成部分。“进行电力交易必须要有平台和场所，否则电力市场化改革很难落地。对于电力用户和发电企业来说，交易中心提供自由交易的平台，对于盘活社会资本，促进供给侧结构性改革有推动作用。”国网能源研究院企业战略研究所所长马莉表示。按照国家发改委和地方政府批复，目前，国家电网范围内已全面建成国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，撤销内设交易部门，实现交易机构公司化相对独立运作。市场主体注册全面实现“一地注册、信息共享”，目前已注册各类市场主体近4.5万家，其中注册售电公司1700家。在此基础上，电力市场化交易规模实现大幅提升。国家电网公司营销部副主任杜蜀薇透露，电力交易中心定期开市的常态化市场运营机制基本建立。2017年1至8月，共完成市场化交易电量7034亿千瓦时，同比增长51%，其中省内市场交易电量5531亿千瓦时，同比增长56%，省间市场交易电量1503亿千瓦时，同比增长超过37%，有效促进了能源资源大范围优化配置。“通过严格执行批复的省级输配电价和国家价费政策，电改有效降低了用户用能成本，促进了实体经济发展。”王延芳说。推动能源转型解决“三弃”问题当前，向清洁能源转型已经成为全球共识，我国也不断加大发展清洁能源的力度。作为能源领域的标志性央企，国家电网坚持在改革中引领清洁转型步伐。2017年6月17至23日，青海电网开展了连续7天全清洁能源供电测试，实现了168小时100%依靠太阳能发电、风电和水电供电，创造了新的世界纪录。用实践验证了国家电网公司消纳清洁能源措施的针对性和有效性，受到国际社会高度评价。随着我国清洁能源的高速发展，弃风、弃光、弃水问题一直未能得到有效解决，成为清洁发展道路上的“拦路虎”。王延芳表示，为促进清洁能源消纳，解决“三弃”问题，发挥电网企业在能源供给侧结构性改革中的平台作用，国家电网先后制定了消纳新能源20条措施，开展可再生能源跨区现货交易，启动东北辅助服务市场，探索通过市场化机制挖掘电网调峰潜力，促进新能源大范围配置和消纳。数据显示，今年1至8月，国家电网公司经营区域内共消纳风电、光伏等新能源发电2098亿千瓦时，同比增长38%。弃风电量同比减少65亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点，实现“双降”；弃光电量实现“零增长”，弃光率同比下降4.4个百分点。国家电网还不断加大跨区域送电力度，大力促进新能源外送消纳。2017年1至8月，累计向京津冀、长三角等负荷中心输送清洁能源1449亿千瓦时，减少当地标煤燃烧4636万吨，减少当地二氧化碳排放1.16亿吨，为大气污染防治和雾霾治理作出了重要贡献。发展新兴业务培育新增长点随着新电改的深入推进，国家电网的盈利模式正在发生重大变革，由过去简单在购售电差额中赚取利润，到只能收取国家核定的输配电价，日子似乎变得不太好过了。为了落实国家关于推动中央企业结构调整与重组“创新发展一批”的改革要求，寻求新的增长点，近年来，国家电网开始积极开拓新兴业务。打造智慧车联网平台就是国家电网重点发展的业务之一。近日，国家电网宣布，其下属车联网平台已实现与普天新能源、特来电、星星充电等17家充电运营商互联互通，接入的充电桩总数超过16.7万个，实现了全国绝大部分充电桩的统一接入和统一支付，日充电量超过100万千瓦时。这意味着国家电网建成了目前全球覆盖范围最广、接入设备最多、技术水平最高的智慧车联网。同时，平台已实现574个私人充电桩对外共享服务，提高充电设施资源利用效率，方便用户。家住北京丰台区的肖勇是第一批参与私人充电桩对外共享服务的人，自2016年12月3日起，肖勇将自家充电桩接入车联网平台以来，累计收入了6700多元（含成本），用电1万多千瓦时。其中，18%的电量是自用，82%是租桩人使用，扣除自己消耗的电费、车位费等，整体算下来有大约2000多元的利润。“共享充电桩既扩大了电动汽车充电网络，方便了周围小区车主，又为自己创造了额外的收入，真是一举多得。”肖勇说。数据显示，2006年以来，国家电网建设充换电站5526座、充电桩4万余个，建成“六纵六横两环”高速公路快充网络，覆盖16个省份、121个城市。其中，高速公路快充站平均间距不超过50公里。公司主导制定的我国电动汽车充换电标准体系，与美国、德国、日本的标准并列为世界四大标准体系。王延芳透露，到2020年，国家电网将建成充电桩12万个，城际快充网络覆盖京津冀鲁、长三角地区所有城市和其他地区主要城市202个、高速公路3.6万公里，做到郊区县服务半径不超过5公里、环城区服务半径不超过3公里、城区服务半径不超过1公里。相关阅读：全国电改汇总之重庆【深度】一文带你看懂自备电厂在新电改中涅??重生

北极星输配电网讯:按照“管住中间、放开两头”电改总体思路，电力的上下游市场正在变得活跃起来，但输配环节的改革一直是难点，其中，跨省跨区和区域电网输配电价核定又是其中的难点之一。如今，跨省跨区的输配电改革迈出了重要一步。近日，国家发改委印发《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》（以下简称《通知》），决定在省级电网输配电价改革实现全覆盖基础上，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进跨省跨区电力市场交易。深化电力体制改革和电价机制改革，是供给侧结构性改革的重要组成部分。2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”。截至今年6月底，我国省级电网已经全部进行输配电价改革。在省级电网输配电价核定基础上，全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。《通知》提出，我国将在完成华北区域电网输配电成本监审基础上，于今年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作；并在华北区域电网输电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作，于今年12月底前完成区域电网输电价格核定工作。在全面推进区域电网输电价格改革的同时，跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制也将进一步完善。近日，中国电力新闻网以及中电传媒微博、微信、论坛发起关于“如何落实跨省跨区输电价格改革工作”的话题征集活动。调查结果如图所示。大部分受访者认为，落实跨省跨区输电价格改革工作要先完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制；推进区域电网输电价格改革、做好跨省跨区输电价格测算工作、加强组织保障落实三个选项受访人群几乎同比例。国家发展改革委有关负责人表示，我国将加快组织开展新投产跨省跨区专项输电工程输电价格测算工作，逐项核定。其中，新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程，今年12月底前完成核价工作。同时，考虑到电量等因素波动，为及时反映真实、合理输电价格，决定定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为三年。该负责人表示，鉴于跨省跨区专项输电工程数量较多，决定分批推进，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核，今年10月底前完成成本监审，11月底前完成测算、上报，12月底前国家发展改革委会同国家能源局完成核价工作。专家指出，在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上合理核定区域电网输配电价水平，将进一步推动输配电价改革向纵深推进。甘肃大唐国际连城发电有限责任公司王新俊认为，由于地区差异，各地电力生产的成本、上网电价，差异很大。就以甘肃和陕西为例进行比较，同样的发电机组，甘肃的发电成本高，而上网电价底，这就造成了甘肃火电企业的大面积亏损。而对火电企业而言，电价、煤价等关键因素的调整，受限于各省、各地区的地方政策。因此，完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制，推进区域电网输电价格改革，做好跨省跨区输电价格测算工作，是跨省跨区电网输电价格改革的关键。南方电网超高压输电公司内训师陈云亭认为，加强组织保障落实，是推进区域电网输电价格改革的首要条件。当前要注重快节奏地开展工作，同时又必须立足长远，稳扎稳打，做好跨省跨区输电价格的测算工作，在此过程中，又要积极总结经验，不断完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制，不断深入推动做好跨省跨区输电价格改革工作。 原标题:数据调查丨积极推进跨省跨区输电价格核定

北极星输配电网讯:“没有现货、没有商品、没有交割，这能算真正的市场吗?”当国家电网、南方电网两大企业搭建的国家级电力中心和30余家省级电力中心挂牌后，一位电力从业者直指现货电力交易缺失弊端，并认为各电力交易中心的中长期交易本质上仍是一种“计划交易”。在电力业内，一直有“无现货，不市场”一说。随着电改的推进，电力现货交易也终于要来了。9月5日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，要在 2018年底前启动电力现货市场试运行，同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。据了解，在第一批试点完成后，全国较大范围的电力现货市场建设，将不再采取试点的方式。电力现货市场和具有金融属性的中远期市场共同组成一个成熟的电力交易市场。但现行的电力中长期交易很难起到对冲风险的金融属性，同时现货市场也要求更高的监管、金融以及法律法规等配套机制。可以预见，随着未来推行的现货电力交易，将对电力市场各方的利益格局以及电力定价机制产生深远影响。试点8地各具代表性现货市场通常指的是商品即时物理交割的市场。由于电力的特殊物理属性，电力现货市场不仅包括了实时电能交易，还有日前、日内交易以及备用、调频等辅助服务交易。现实中，电力的需求和供给在不同的时间都存在较大差异，不同电源之间也有成本差异。但是，现行的电力中长期交易是一种计划调度，对于需求和供给都是计划的，交易价格也缺乏弹性。正因如此，电力现货交易也被赋予价格发现和资源优化配置的作用。但是在2002年中国开始电力市场化改革之初，对于是否要建立现货市场，业内一直存在争议，争议的焦点主要集中在中长期交易所占比例高，现货市场是否有必要性。这个局面直到2015年新一轮电力改革重启。2015年底出台的电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。今年7月，国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新正在发改委举行的电改吹风会上提出，研究建立以中长期交易规避风险、现货交易发现价格的电力电量平衡机制。电力现货市场建设的信号进一步明确。随着国家发改委以特急文件发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货的建设时间表也正式付出水面。根据安排，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行;同时，应积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。原则上，电力现货市场建设试点应按现有电力调度控制区(考虑跨省跨区送受电)组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。那么，第一批试点为什么要选择在上述8个地方起步呢?“这八个试点地方多具有很强的代表性。”能源基金会清洁电力项目主任、原龙源电力集团副总工程师陆一川在接受《中国经营报》记者采访时认为，以广东为例，其电力体制改革走在全国最前端，而且广东的电力中长期交易很多，在电力交易“试错”上走得远。蒙西电网是一个独立运营的省级电网企业，是华北电网重要的送电端，而且区域内存在大量煤电、风电基地，内部电量分配矛盾突出、电力外送需求较大。再比如浙江，其内部电和外部电的比例都比较高，电价水平在全国也较高，企业对于电价的承受能力和市场意识也较高，是东部发达地区的一个典型。陆一川表示，甘肃是现在新能源、传统能源负荷、电网之间矛盾最突出、最困难的省份之一，通过建立市场化的现货交易，能否理顺甘肃的电力矛盾，这也将为其他电力富余省份探索出新路径。按照要求，第一批试点的南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等地，已经在9月8日前，将电力现货市场建设试点第一责任单位及联系人、试点实施工作牵头单位及联系人，反馈国家能源局。现货交易将促电价机制改革近期，陕西省物价局发布通知称，实行“一户一表”居民用户(不含居民合表用户)和执行居民电价的非居民用户，可以自愿选择选择执行居民峰谷分时电价政策。根据价格政策，居民生活用电峰段为每日8时至22时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时加价0.05元，居民生活用电谷段为每日22时至次日8时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时降低0.2元。另外，每年11月1日至次年3月31日，选择峰谷分时电价的用电量不再执行居民阶梯电价政策。此前，河北、江苏、山西、山东等地其实都已经先后实行了居民峰谷电价政策，但由于多是自愿原则，参与的电力用户不仅非常少，而且多数用户根本不知道这项政策存在。但在很多发达国家，峰谷分时电价已经较为成熟。从零售端开启分时点电价的试行，进一步为电力现货交易打开了市场。“未来电力现货交易扩大，其价格信号也就更强。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉记者，有了真正的电力市场交易，电力商品在不同时间、不同空间的价值将体现出来，未来分时电价、节点电价也将成为趋势。除了发现价格外，电力现货市场的出现也被赋予了新能源消纳的重任。清华大学电机工程与应用电子技术系副教授陈启鑫曾撰文称，现货市场或是促进新能源消纳的终极良方。因为现货市场将形成分时的电价信号， 自然就激励发电企业调峰的信号，即：白天多发电，晚上少发电，因而在深夜风电大发时就主动释放出了新能源消纳的空间。而通过给予发电机组启停调峰的合理补偿成本，更可进一步激励其启停调峰，形成了常规火电与风电的“双赢”局面。不仅如此，现货市场还将激励用户侧在低电价时多用电、多用新能源发出的电。从2001年起，截至2016年底，我国风电累计并网装机容量1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%。但2013年以来，我国弃风率从10.7%上升到2016年的17%左右，2016年全国弃风量达到497亿千瓦。“电力市场改革的目的，就是让电力回归其商品属性。” 陆一川认为，现货市场已经存在了20多年，而新能源消纳难题是近10年来才产生的。近5~6年来仅在中国产生并显得很突出。新能源消纳问题的改善可以看做电力市场化产生的好结果之一。“经济环保调度”就是让边际成本更低、更环保的电力先发、先上网。在现货市场条件下，上述目标和市场规则所基于的资源配置的理论基础是一致的。未来电价的升降终将交给市场。现货交易需配套机制然而，电力现货市场的建设并非易事，同时风险不小。清华大学电机工程与应用电子技术系团队曾在2014年的一篇论文中提到，由于电力商品的物理特性，现货市场价格信号会随着不同时间、不同区域供需关系的剧烈变化而频繁变动。上述团队认为，这就需要市场提供适度的金融手段，以规避风险、锁定收益。在成熟的市场，成员可以参与的金融工具除了现货外，还应该包括期货、期权、远期合约、金融输电权、差价合约等。而这些金融工具，国内现在还几乎没有。在陆一川看来，当前的电力中长期交易并不是一种真正意义上市场化交易，而是计划经济的变种：将原来人为计划分配的一部分电量通过竞价的方式，重新竞价的手段重新分配。但基于计划电量分配的运行体系并没有根本变化。南网科研院能源经济研究所副所长、高级工程师陈政也曾指出，现在中国电力计划与市场双轨制运行。一旦随着发用电计划进一步放开，中长期物理合同刚性执行力度必然受到挑战，阻塞问题会日益突出，月度平衡压力将会扩大。在本次通知中也提到，电力现货试点方案应充分考虑相关配套机制，包括但不限于：与现货交易机制配套的电力中长期交易机制、输配电价机制、优先发电和购电制度落实机制、可再生能源保障性收购机制、发电企业市场力防范机制、财务信用风险规避机制及市场应急预案等。在陆一川看来，在电力现货市场的建设步骤上，还应考虑大幅缩减计划电比例，在电力现货试点的同时“试错”，在正式运行之前，还应当进行模拟运行以及试运行，降低电力系统风险以及企业运营风险。 原标题:8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启

北极星输配电网讯:电力同质性决定成本领先战略优先我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等，核电也被归类于新能源，目前风电、光伏和核电的发展规模较大。新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售(送)电四个环节中的发电侧，其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性，仅在电压、频率等方面有少许区别。对于绝大多数用户而言，不同电力产品仅存在价格区分，这意味着在不考虑其他因素的条件下，成本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。新能源发电行业由于产业发展初期成本较高，必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模，此时新能源在能源结构中作为补充性能源，而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。只有当新能源发电成本与传统能源(主要为火电)具备可比性，也就是实现并网侧的平价上网，才能在市场竞争中扩大份额，并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源，市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力，其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性：国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%;同时要求到2020年风电实现并网侧平价上网。平价上网含义及标准设定通常所说的电价是指电力销售价格，其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。我国的销售电价分为三类：工商业电价，一般在1元/kWh左右;大工业电价，一般在0.6~0.9元/kWh之间;居民和农业售电电价，由于享受国家的交叉补贴，价格较低。主要的几种新能源技术，风电目前的标杆电价为0.40~0.57元/kWh，集中式光伏为0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核电约为0.43元/kWh，低于大多数电力售价，初步具备用户侧平价上网的条件。判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法是比较新能源发电度电成本与火电成本，衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本(levelized cost of energy, LCOE)，LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。目前的新能源应用中，除分布式光伏之外，风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远，实现用户侧平价上网意义不大，真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。目前国内不同地区脱硫煤电价格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地区脱硫煤电价格差距较大，新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。我们认为在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，而在低电价地区，考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性，将平价标准设定为0.43元/kWh较为合理(2016年煤电的加权平均价格约为0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本)。内化外部成本，新能源已初具竞争力新能源从起步到如今已经历了几十年，如果仅考虑发电的商业成本，新能源发展还需要政策扶植。对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。就当前情况而言，如果仅考虑新能源发电的商业成本，在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实，在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下，国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。而如果将外部成本内化，新能源发电成本已初具竞争力。我国的电力结构以火电(主要是燃煤)为主，火电具有商业成本低、能量密度高等优点，但也是造成大气污染的罪魁，并且排放大量的温室气体，目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性，同时，如果内化火电的环境负外部性，其成本优势将被削弱。煤电企业要想达到国家规定超低排放标准，脱硫脱硝效率需从80%上升至95%和90%，火电度电成本约增加0.4分/kWh。同时，2017年我国计划全面推行碳交易机制，为碳排放定价。2011年10月，国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点，并于2014年全部启动。截止2017年5月，碳交易市场共纳入排放企业超过1900家，累计成交碳配额接近1.6亿吨，交易额37亿元，预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。如果将2017年启动的碳交易因素纳入考虑范围，火电度电成本将继续增加约4分/kWh。未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制，火电成本竞争优势将显著下降。同时，“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制，补偿新能源的正外部性，加之新能源成本的逐渐下降，新能源发电将逐渐实现平价上网。 原标题:能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺

北极星输配电网讯:北极星输配电网获悉，山西省人民政府办公厅发布了关于《山西省电力中长期交易规则（暂行）》。需要关注的是《山西省电力中长期交易规则（暂行）》建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主，按月清算。2%以内的减发电量免于补偿；因其自身原因导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内免于补偿；以前你自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。市场电力用户当月实际用电量小于其合同电量时，按期当月合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按期当月合同加权平均价的10%支付偏差考核费用。山西省电力中长期交易规则(暂行)第一章 总 则第一条 为规范山西省电力现货市场启动前的电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《国家发展改革委国家能源局关于同意山西省开展电力体制改革综合试点的复函》(发改经体〔2016〕176号)、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则(暂行)〉的通知》(发改能源〔2016〕2784号)和有关法律、法规，制定本规则。第二条 本规则适用于山西省现阶段开展的电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区，下同)、合同电量转让交易等。第三条 本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条 件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。第四条 优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，执行政府批复的上网电价，纳入电力中长期交易范畴。全部电量交易、执行和结算均需符合本规则规定。第五条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第六条 省政府电力管理部门会同山西能监办制订山西省发用电计划放开实施方案，指导推进具体工作。省政府电力管理部门和山西能监办根据职能依法履行电力市场监管职责。第二章 市场成员第七条 市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。第八条 发电企业的权利和义务：(一)按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度，按规定提供辅助服务;(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;(五)法律法规规定的其他权利和义务。第九条 无配电网运营权的售电企业的权利和义务：(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同等，约定交易、服务、结算、收费等事项;(二)获得公平的输配电服务;(三)已在电力交易机构注册的售电企业不受供电营业区限制，可在省内外多个供电营业区售电;(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;(五)承担保密义务，不得泄露用户信息;(六)按照国家有关规定，在指定网站或山西电力交易中心电力交易平台(以下简称山西电力交易平台)上公示企业资产、经营状况等情况和信用承诺，公告企业重大事项，定期公布企业年报;(七)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求协助安排用电;(八)法律法规规定的其他权利和义务。第十条 拥有配电网运营权的售电企业的权利和义务：(一)具备无配电网运营权的售电企业的全部权利和义务;(二)具备配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按照国家有关规定和合同约定提供保底供电服务和普遍服务;(三)承担配电网安全责任，按照国家及山西省、电力行业标准提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家及山西省、电力行业标准;(四)负责配电区域内配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，不得干预配电区域内用户自主选择售电企业;(五)同一配电区域内只能有一家售电企业拥有该配电网运营权;(六)法律法规规定的其他权利和义务。第十一条 电网企业的权利和义务：(一)保障输配电设施的安全稳定运行;(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等;(六)预测并确定优先购电电力用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;(七)按政府定价向优先购电电力用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;(八)按规定披露和提供信息;(九)法律法规规定的其他权利和义务。第十二条 电力用户的权利和义务：(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他相关生产信息;(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等;(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电;(五)遵守有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;(六)法律法规规定的其他权利和义务。第十三条 独立辅助服务提供者的权利和义务：(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;(五)法律法规规定的其他权利和义务。第十四条 电力交易机构的权利和义务：(一)组织各类中长期交易;(二)按授权拟定相应的电力交易实施细则;(三)编制年度、月度等日以上的交易计划;(四)负责市场主体的注册管理;(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;(六)监视和分析市场运行情况，不定期向省政府电力管理部门和山西能监办报告市场主体异常交易行为、违法违规交易行为和合同执行情况，并提出处理建议;(七)负责山西电力交易平台和山西电力市场交易技术支持系统的建设、运营和维护;(八)配合省政府电力管理部门和山西能监办对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;(九)按规定披露和发布信息;(十)法律法规规定的其他权利和义务。第十五条 电力调度机构的权利和义务：(一)负责安全校核;(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;(三)向电力交易机构提供安全约束条件、基础数据和安全校核结果，配合电力交易机构履行市场运营职能;(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);(五)按规定披露和提供电网运行等相关信息;(六)法律法规规定的其他权利和义务。第三章 市场准入与退出第十六条 参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者应当是具有法人资格、财务独立核算、信用评价合格、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应的电力交易。第十七条 市场化交易中，售电企业的市场准入条 件按照国家发展改革委、国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)及山西省有关规定执行。第十八条 独立辅助服务提供者的市场准入条 件：(一)具有辅助服务能力、通过电力调度机构技术能力测试后，可以作为独立辅助服务提供者参与市场交易;(二)鼓励电储能设备、分布式微电网、需求侧(如可中断负荷)运营方等尝试参与市场交易。第十九条 跨省跨区交易市场主体的市场准入条件：(一)具有直接交易资格的发电企业和售电企业可以参与跨省跨区市场化交易，发电企业也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易;(二)现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易;(三)保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业暂不参与跨省跨区交易。第二十条 合同电量转让交易市场主体的准入条件:(一)拥有优先发电合同、基数电量合同、省内直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业与拥有省内直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电企业可以参与合同转让交易;(二)直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条 件;(三)享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得进入市场转让;(四)可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让;(五)发电企业(包括代理的售电企业)与电力用户(包括代理的售电企业)之间暂不能进行逆回购性质的合同转让交易;发电企业(包括代理的售电企业)之间、电力用户(包括代理的售电企业)之间可分别进行发电、用电合同转让交易。第二十一条 发电企业、电力用户等市场主体参与市场化交易，参照国家发展改革委、国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)和山西省有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。第二十二条 参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何电力交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。第二十三条 山西电力交易机构应当向其他电力交易机构共享注册信息，市场主体无需重复注册。山西电力交易机构按月汇总形成市场化交易的市场主体目录，向山西能监办、省政府电力管理部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和山西电力交易平台网站向社会公布。第二十四条 市场主体变更或者撤销注册，应当按规定向电力交易机构提出申请，经公示后，方可变更或者撤销注册。已完成注册的市场主体不能继续满足准入条 件的，经山西能监办核实后由电力交易机构撤销注册。第二十五条 市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按规定履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的，由山西能监办会同省政府电力管理部门视情节轻重责令其限期整改，或取消交易资格，同时记入信用评价。第二十六条 自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价;市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得再进入市场。第二十七条 退出市场的电力用户3年内须向售电企业全电量购电，售电企业不能满足其用电需求的，由电网企业兜底供电。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定居民电价的1.2-2倍执行。第二十八条 市场主体退出情况由省政府电力管理部门、山西能监办联合向社会公示，并通过“信用中国”网站和山西电力交易机构网站向社会公布。第二十九条 市场主体退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。第三十条 售电企业因运营不善、资产重组或者破产倒闭、欠费等特殊原因退出市场的，应至少提前45天通知省政府电力管理部门、山西能监办、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关利益方。电力用户无法履约的，应至少提前45天书面告知电力交易机构以及电网企业、售电企业等相关利益方。第三十一条 售电企业和电力用户申请退出市场前，应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。第四章 交易品种、周期和方式第三十二条 交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)等。第三十三条 适时开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。第三十四条 跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易。跨省跨区交易可以在北京电力交易中心电力交易平台和山西电力交易平台开展。点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按照受电地区要求参与市场。第三十五条 发电企业之间、电力用户之间、售电企业之间以及电力用户和售电企业之间可以签订电量互保或联保协议，部分协议主体因特殊原因无法履行合同电量时，通过电力调度机构安全校核后，可优先由其他协议主体或由上下调机组代发(代用)部分或全部电量，事后应于一周内(不得跨月)补充签订转让交易合同，报电力交易机构。第三十六条 电力中长期交易主要按照年度和月度开展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。考虑电网安全、电力交易可执行等因素，原则上交易品种和周期不再变更。若需变更，应报省政府电力管理部门、山西能监办同意。第三十七条 电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价(含撮合，下同)、挂牌等方式进行。(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、电价，形成双边协商交易初步意向，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。(二)集中竞价交易指市场主体通过山西电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构进行市场出清或统一撮合，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;鼓励按峰、平、谷段电量或标准负荷曲线进行集中竞价。(三)挂牌交易指市场主体通过山西电力交易平台，发布需求电量或可供电量的数量和价格等信息要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。第五章 价格机制第三十八条 电力中长期交易的成交价格由市场化方式形成，第三方不得干预;计划电量应随政府定价的放开采取市场化定价方式。第三十九条 市场化交易按照国家核定的输配电价执行。相关政府性基金及附加按照国家有关规定执行。第四十条 跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。第四十一条 双边协商交易价格按照合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格匹配确定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。第四十二条 集中撮合采用高低匹配法进行出清。电力交易系统匹配过程中考虑环保、能耗等因素，电力用户和售电企业按申报电价由高到低排序，发电企业和售电企业按环保调整价由低到高排序。环保调整价=发电企业或售电企业的申报价格-(脱硫电价+脱硝电价+除尘电价+超低排放电价+能耗因子)×调整系数。发电企业和售电企业的环保调整价作为计算排序使用。报价最高的买家与环保调整价最低的卖家先成交，买家申报电价减去卖家申报价格为正则成交，形成匹配对，直至电量为零或价差为负。当环保调整价或电力用户申报价相同时，按等比例原则成交。申报价格以闭市前最后一次确认为准。匹配完成后，匹配成交价采用买家申报电价和卖家申报价格的均价。第四十三条 作为卖家的发电企业和售电企业名单由电力交易机构提前3个工作日在山西电力交易平台上公示，并同时报省价格主管部门、省政府电力管理部门和山西能监办。能耗因子及调整系数由山西省电力市场管理委员会按年度提出，报省政府电力管理部门和山西能监办。第四十四条 跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再另外收取;未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报省价格主管部门、山西能监办备案后执行。第四十五条 输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。第四十六条 合同电量转让交易价格为合同电量的成交价(含跨省跨区交易的输电费和网损)，但不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区交易合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区交易合同转让应按照潮流实际情况,另行支付输电费和网损。第四十七条 参与市场化交易的峰谷电价电力用户可以继续执行峰谷电价，市场化交易电价作为平段电价，峰、谷电价按照现有峰平谷比价计算，不再分摊调峰服务费用;也可以按照直接交易电价结算，同时分摊调峰服务费用或者直接购买调峰服务，按照山西省电力辅助服务市场有关规则执行。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。第四十八条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对买方和卖方报价设置上下限。上下限额由山西能监办会同省政府电力管理部门和省价格主管部门另行确定。第四十九条 安排计划电量时，可根据机组年度直接交易电量，扣除相应发电容量。直接交易电量折算发电容量时，可根据全省装机冗余、市场化电量占比以及机组环保节能因素等进行折算。具体公式由山西省电力市场管理委员会于每年12月份第二个工作日18时前提出，报省政府电力管理部门和山西能监办。原则上每年只进行一次容量扣除。发电企业通过申报容量参与市场交易的，分配计划电量时直接扣除其申报容量。第五十条 省政府电力管理部门和山西能监办在确定各类交易的整体电量规模和符合条 件的市场主体规模时，应保证交易双方参与市场竞争的比例，即参与本次交易发电企业的发电规模应超过本次交易确定的整体电量规模的A倍，但不大于B倍(根据市场竞争力情况，暂定A=1.2,B=2)。若小于A倍，则扩大本次交易的整体规模或准入，使之达到A倍;若大于B倍，则按比例削减市场主体规模到本次交易确定的整体规模电量。具体A、B数值由山西省电力市场管理委员会于每年12月份第二个工作日18时前提出建议，报省政府电力管理部门和山西能监办批准后执行。第六章 交易组织第一节 交易时序安排第五十一条 开展年度交易遵循以下顺序：(一)确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划及地方政府协议送电量优先发电。(二)确定省内优先发电(燃煤除外)。结合电网安全、供需形势、电源结构等因素，优先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组发电，其次按照二类优先发电顺序合理安排。也可以按照气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及太阳能发电的先后次序，放开发电计划。优先发电机组参与市场化交易时，应制定措施保障落实。(三)开展年度双边交易、年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，集中撮合和挂牌交易视同集中竞价交易，下同)。优先开展各类跨省跨区交易。如果年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可以不开展年度集中竞价交易。(四)确定燃煤发电企业基数电量。根据年度发电预测情况，扣减上述环节优先发电和年度交易结果后，若未参与市场的用户仍有购电需求，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。有序放开发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例，逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。(五)电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，于12月底前将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价的直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按照该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。第五十二条 年度交易开始前仍未确定优先发电的，可以由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。第五十三条 开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。第五十四条 月度市场总电量是指当月双边协商、集中竞价、挂牌交易电量之和。同一投资主体(含关联企业)所属的售电企业的月度市场交易电量不得超过月度市场总电量的15%。售电企业应当于每年11月份将股东和实际控制人等股权信息报电力交易机构。若股权信息发生变动，售电企业应当于次月首次交易10日前报电力交易机构。电力交易机构应当审核并公示所有售电企业的次月申报电量上限。第五十五条 优先落实国家指令性计划及地方政府间协议。在电力供应紧张的情况下，应优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易。第五十六条 合同转让交易原则上应在合同执行完成3个工作日之前开展，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让。月度合同转让应于合同月上月27日前结束或自合同月当月10日后开始、23日结束。第五十七条 年度、月度交易开闭市时间一般不进行调整，如遇国家或省内重大活动确需调整的，电力交易机构应提前3个工作日报省政府电力管理部门和山西能监办，同时向市场主体公告。第二节 年度优先发电合同签订第五十八条 发电企业根据已确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电)，于每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。第五十九条 根据山西省内的优先发电计划，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。第三节 年度双边交易第六十条 每年12月份第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，报省政府电力管理部门和山西能监办后，通过山西电力交易平台发布次年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：(一)本年度已注册市场主体的基本信息、信用评价情况;(二)次年度关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修安排;(三)次年度直接交易电量需求预测及交易电量规模;(四)次年度跨省跨区交易电量需求预测;(五)次年度各机组可发电量上下限以及各类机组在供热和非供热期分月可发电量上下限。第六十一条 年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易。第六十二条 市场主体经过双边协商形成交易意向协议，并在年度双边交易市场闭市前通过山西电力交易平台提交相关电力交易机构。年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量。第六十三条 年度双边交易的时间为每年12月份第3个工作日，开市时间原则上不超过1个工作日。电力交易机构在闭市后第1个工作日，应将所有双边交易意向提交电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在5个工作日内将校核结果返回电力交易机构。若安全校核未通过，按照提交确认协议时间的先后顺序进行削减。约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因，报省政府电力管理部门和山西能监办后，可按等比例原则进行削减。第六十四条 电力交易机构应于电力调度机构返回安全校核结果后的下1个工作日发布年度双边交易结果。市场主体对安全校核后的交易结果无异议的，应当在结果发布的下一个工作日16时前通过山西电力交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。对安全校核后的交易结果有异议的，应当在结果发布的下1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构给予解释。经解释仍存在异议的，市场主体可向山西能监办提出裁定申请，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。经市场主体确认的交易结果，正式生成电子合同。第四节 年度集中竞价交易第六十五条 每年12月份第3周第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，报省政府电力管理部门和山西能监办后，通过山西电力交易平台发布次年度集中竞价相关市场信息，包括但不限于：(一)本年度已注册市场主体的基本信息、信用评价情况;(二)次年度关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修安排;(三)次年度集中竞价直接交易电量需求预测;(四)次年度集中竞价跨省跨区交易电量需求预测;(五)次年度各机组剩余可发电量上下限。第六十六条 年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。第六十七条 年度集中竞价的时间为每年12月份第3周第2个工作日，电力交易机构开展年度集中竞价交易，开市时间原则上不超过1个工作日。第六十八条 发电企业、售电企业和电力用户通过山西电力交易平台申报年度电价和分月电量，申报截止前的最后一次有效申报作为最终申报。年度集中竞价交易应分月申报电量。第六十九条 报价结束后，山西电力交易平台生成初始交易结果，由电力交易机构在下1个工作日内提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在3个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构并形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过山西电力交易平台向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。若安全校核未通过，按照匹配价差大小顺序进行逆序削减，或按等比例原则进行削减，削减次序的原则另行规定。约定电力交易曲线的，最后进行削减。经市场主体确认的交易结果，正式生成电子合同。第五节 年度基数电量合同签订第七十条 根据政府确定的燃煤发电企业基数电量安排，于每年12月底前签订厂网间年度购售电合同(包括电子合同)，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。第七十一条 基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。第六节 月度双边交易第七十二条 每月第2周第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，通过山西电力交易平台发布次月双边交易相关市场信息，包括但不限于：(一)已注册市场主体的基本信息、信用评价情况;(二)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修情况;(三)次月直接交易电量需求预测;(四)次月跨省跨区交易电量需求预测;(五)次月各机组可发电量上下限。电力交易机构在上述市场信息发布后1周内，报省政府电力管理部门和山西能监办。第七十三条 月度双边交易主要开展次月的省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。第七十四条 月度双边交易的时间为每月第2周第2个工作日，开市时间原则上不超过1个工作日。第七十五条 市场主体经过双边协商形成月度交易意向协议，并在闭市前通过山西电力交易平台向电力交易机构提交意向协议(含互保协议)。第七十六条 电力交易机构在闭市后的下1个工作日将所有双边交易意向提交电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在2个工作日内将校核结果返回电力交易机构。若安全校核未通过，按照提交确认协议时间的先后顺序进行削减。约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因，报省政府电力管理部门和山西能监办后，可按等比例原则进行削减。第七十七条 电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果的下1个工作日发布月度双边交易结果。市场主体对安全校核后的交易结果无异议的，应当在结果发布的下1个工作日16时前通过电力交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。对安全校核后的交易结果有异议的，应当在结果发布的下1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构给予解释，仍存在异议的，市场主体可向山西能监办提出裁定申请，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。交易结果确认后，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过山西电力交易平台正式生成电子合同。第七节 月度集中竞价交易第七十八条 每月第3周第1个工作日前，电力交易机构汇总电力调度机构提供的数据信息，通过山西电力交易平台发布次月集中竞价相关市场信息，包括但不限于：(一)已注册市场主体的基本信息、信用评价情况;(二)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备(包括机组)检修安排;(三)次月集中竞价直接交易电量需求预测;(四)次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测;(五)次月各机组剩余可发电量上限。电力交易机构在发布上述市场信息后1周内报省政府电力管理部门和山西能监办。第七十九条 月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。第八十条 月度集中竞价交易的时间为每月第3周第2个工作日，电力交易机构开展月度集中竞价交易，开市时间原则上不超过1个工作日。第八十一条 发电企业、售电企业和电力用户通过山西电力交易平台申报电量、电价，申报截止前的最后一次有效申报作为最终申报。报价结束后，山西电力交易平台生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在2个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构并形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过山西电力交易平台向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。若安全校核未通过，按照匹配价差大小顺序进行逆序削减，或按等比例原则进行削减，削减次序的原则另行规定。约定电力交易曲线的，最后进行削减。第八十二条 在月度市场交易完成后，电力调度机构结合安全校核结果，预测风电、太阳能发电、水电等优先发电情况，综合考虑月度电力供需形势与年度合同的执行进度，将各发电企业的优先发电电量、基数电量进行月度分解，形成各发电企业月度优先发电、基数电量计划的预安排区间上下限。各发电企业在该区间内申报当月月度计划电量，提交电力交易机构，经安全校核后形成月度优先发电、基数电量合同。第八十三条 供热发电企业的优先发电合同、基数电量合同、年度市场合同分月计划应满足其供热电量需求后再安排非供热期分月计划。各发电企业全部月度电量计划应满足单机最小开机时间要求。电力调度机构应根据月度电量计划合理安排电网运行方式，保障合同电量的执行。第八节 合同电量转让交易第八十四条 合同电量转让交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。交易确定后应在山西电力交易平台签订电子合同。合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。第八十五条 合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格、交易时段、电压等级、计量关口、分月计划(包括本月剩余和后续月份各类合同电量)等内容。第八十六条 合同电量转让交易的时间为每月第3周第1个工作日。发电企业的优先发电和基数电量合同总额大于其本月预计实发上网电量时，方可转让。转让原则上由高效环保机组替代低效、小容量机组。第八十七条 合同电量转让交易开始或收到合同转让方提交的交易意向后，电力交易机构应在1个工作日内发布相关信息，1个工作日内完成合同转让，形成无约束交易结果并提交电力调度机构，电力调度机构应在1个工作日内完成安全校核。安全校核通过的，形成有约束交易结果并返回电力交易机构，在山西电力交易平台形成电子合同。安全校核未通过的，由电力交易机构会同电力调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能监办申请裁定。第八十八条 具有优先发电合同、基数电量合同和年度市场合同的市场主体，在保持各类年度合同总量不变的前提下，可提出本月及后续月份的分月合同滚动调整意向。第八十九条 具有年度市场合同的市场主体可在每月第2周第3个工作日提出次月合同电量滚动调整意向，电力交易机构在收到调整意向后1个工作日内提交电力调度机构，电力调度机构在1个工作日内完成安全校核。安全校核通过的，形成有约束合同调整结果并返回电力交易机构，在山西电力交易平台形成调整后的分月合同。安全校核未通过的，由电力交易机构会同电力调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能监办申请裁定。第九十条 现货市场建立前，具有优先发电合同、基数电量合同的市场主体可在每月第4周第1个工作日，将当月分解计划电量的调整意向(调整范围应在其月度计划电量发电意愿申报值的±5%以内)提交至电力交易机构，电力交易机构在收到调整意向后1个工作日内提交电力调度机构，电力调度机构在1个工作日内完成安全校核。安全校核通过的，形成有约束合同调整结果并返回电力交易机构，在山西电力交易平台形成调整后的当月优先发电合同、基数电量合同。安全校核未通过的，由电力交易机构会同电力调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向山西能监办申请裁定。第九十一条 为了保证合同执行偏差的合理性与执行的公正性，应及时启动现货市场和辅助服务市场处理偏差。参与调峰、调频的电厂，在其机组电网区域控制偏差(ACE)投入期间，产生的电量不计入上调、下调电量范围。第九节 跨省跨区交易第九十二条 跨省跨区交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等多种方式进行。第九十三条 跨省跨区交易分为年度、月度、周、日前和短时支援交易。年度交易以外的属于增量交易。电力交易机构负责周及以上交易，电力调度机构负责日前和短时支援交易。第九十四条 电力交易机构按照发电企业的电价排序，由低到高依次累加相应的申报电量，价格相同时按等比例方式分配。第九十五条 电网企业代理跨省跨区交易的出清方式如下：(一)各交易周期内，当申报电量总和小于或等于外送电量需求时，按申报电量成交，不足部分，由电力交易机构再次组织招标，直至完成;当申报电量总和大于外送电量需求时，由电力交易机构按照市场主体的机组容量及权重系数进行分配。分配公式为：中标电量=总电量×(机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数)/∑(机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数)当发电企业的中标电量大于其申报电量时，申报电量为无约束成交电量，总电量减去成交电量后的剩余电量进行再次分配，直至完成;当发电企业的中标电量小于或等于申报电量时，中标电量即为无约束成交电量。(二)为促进节能减排，提高大容量、高效环保机组的中标电量比例，设置权重系数：容量系数：13.5万级机组容量系数为1.0，30万级机组容量系数为1.2，60万级机组容量系数为1.4，100万级机组容量系数为1.8(外送支持机组容量系数=容量系数×1.1;视外送方向不同，外送支持机组由省政府电力管理部门商山西能监办另行确定);脱硫系数=1.1;脱硝系数=1.1;除尘系数=1.1;超低排放系数：未进行超低排放改造的机组系数为1.0，完成超低排放改造且获得环保认证的机组系数为1.1;空冷系数：非空冷机组系数为1.0，空冷机组系数为1.1;资源综合利用系数：正常燃煤机组系数为1.0，燃烧低热值煤机组系数1.1;脱硫、脱硝设施正常投运的新投产发电机组，当年按1.1计算系数，次年根据上年脱硫、脱硝设施实际投运率确定系数。(三)发电企业应在跨省跨区交易前一个月向电力交易机构提交上年度燃煤发电机组执行《火电厂大气污染排放标准(GB13223-2011)》和超低排放标准的污染物超标排放小时情况及相关印证材料，经电力交易机构认定后作为计算依据。第九十六条 售电价格扣减度电输电费后，再减去发电企业报价的剩余部分在电网企业与发电企业之间按一定比例进行分配(目前度电暂按2∶8比例分配，后期根据实际情况进行调整)，度电输电费目前暂按不超过30元/兆瓦时执行(待跨省跨区单位输电费核定后按其执行)。通过挂牌方式确定售电价格的，电网企业不参与收益分配。第九十七条 跨省跨区合同(协议)执行与结算遵循以下顺序：事故应急支援、年度交易、月度交易、月内短期或临时交易。当跨省跨区交易供需发生变化需对合同调整时，原则上按逆序进行。第十节 临时交易与紧急支援交易第九十八条 山西省可与其他省通过自主协商方式开展跨省跨区临时及紧急支援交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。第九十九条 山西电力交易机构应事先与其他省电力交易机构约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他事项，在电力供需不平衡时，由电力调度机构根据电网安全约束组织实施。待条 件成熟时，可采取预挂牌方式确定跨省跨区临时及紧急支援交易的中标机组排序。第七章 安全校核与交易执行第一百条 电力调度机构承担各类交易的安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，安全校核未通过的不得交易。安全校核包括但不限于通道阻塞管理、机组辅助服务限制。第一百零一条 电力调度机构在各类市场交易信息公示2个工作日前，应提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息;同时根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，得出各机组的可发电量上限，并对机组发电利用小时数提出限制建议，一并由电力交易机构予以公布。第一百零二条 安全校核应在规定期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。电力调度机构无法按期完成安全校核时，应提前说明原因，延期不得超过2个工作日，逾期视为安全校核通过。第一百零三条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，事后向省政府电力管理部门和山西能监办书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。第一百零四条 发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，通过确定无交易曲线合同的发电曲线，与已约定的曲线叠加形成次日发电计划;发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。未约定交易曲线的市场化交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。第一百零五条 电力调度机构负责执行月度发电交易计划，月度交易计划执行情况与各市场主体交易合同的偏差控制在±2%以内;电力交易机构每日跟踪和公布月度交易计划执行进度情况。市场主体对执行进度提出异议时，电力调度机构会同电力交易机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。第一百零六条 安全校核基于预测电量、预测负荷及发电设备检修计划、电网设备检修计划等边界条 件进行。实际边界条 件发生变化时，相关交易合同应重新校核调整。安全校核意见不作为任何一方的违约依据，因此导致市场主体产生争议的，由电力调度机构将有关情况报山西能监办。第一百零七条 年度安全校核数据来源：(一)电力调度机构提供的数据：年度发电设备检修计划、年度输变电设备停电计划、年度跨省跨区交直流通道输送能力、电网稳定限额等。(二)电力交易机构提供的数据：年度发电计划、年度跨省跨区交易合同及分月安排、年度市场化交易电量及分月安排等。(三)电力用户(含代理的售电企业)提供的数据：电力用户年度总用电量及分月安排，电力用户分月最大、最小用电负荷，电力用户分月典型用电负荷曲线等。第一百零八条 月度安全校核数据来源：(一)电力调度机构提供的数据：月度发电设备检修及调停计划、月度输变电设备停电计划、月度跨省跨区交直流通道输送能力、电网稳定限额等。(二)电力交易机构提供的数据：月度发电计划、月度跨省跨区交易合同、月度市场化交易电量等。(三)电力用户(含代理的售电企业)提供的数据：电力用户月度总用电量，电力用户月度最大、最小用电负荷，电力用户月度典型用电负荷曲线等。第一百零九条 电力调度机构要研究开发中长期交易安全校核技术支持系统。第八章 合同电量偏差处理第一百一十条 合同电量偏差处理方式包括以下四种：(一)预挂牌月平衡偏差方式。月度交易结束后(若不需要开展月度交易，可直接开展预挂牌)，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。(二)预挂牌日平衡偏差方式。当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡。机组各日的增发电量或减发电量进行累加(互抵)，得到月度的净增发电量或净减发电量，按照月度预挂牌价格结算。其余机组原则上按日前制定的计划曲线发电。(三)等比例调整方式。月度交易结束后，电力调度机构应按照“公开、公平、公正”原则，每日跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排次日发电计划。发电企业超发、少发电量按照其月度计划合同和市场合同电量比例划分，超发电量按照其全部合同的加权平均价格进行结算，少发电量对相应合同进行扣减，后期不予追补。电力用户承担超用、少用偏差责任并支付偏差考核费用，偏差考核费用按照发电企业电量比例返还发电企业。采用等比例调整方式导致发电企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。(四)滚动调整方式。适用于发电计划放开比例较低地区。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用滚动调整方式导致发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。第一百一十一条 目前，山西省内中长期合同执行偏差暂通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式处理(优先发电合同、基数电量合同优先结算)。第一百一十二条 电力调度机构应结合当月用电需求，在每月第5个工作日前向电力交易机构提供输电通道、安全要求、民生供热等约束条 件。第一百一十三条 电力交易机构在每月第2周第2个工作日组织发电企业申报不同约束条 件下相应的上下调价格和电量，发电企业必须提供上下调价格。上下调价格的限额规则另行制定。第一百一十四条 电力交易机构汇总形成当月上下调价格序列并予以公布。电力调度机构根据发电企业事先申报的上下调价格，考虑电网安全约束条件和申报机组最大可调发电量情况，基于价格优先的次序原则进行调用，直至满足电网实际需求。第一百一十五条 电力调度机构应结合当月电力需求和发电企业的合同完成率情况，在满足电网安全约束条 件的前提下，于当月最后7日，基于预挂牌确定的机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量或补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。第一百一十六条 月度上下调电量当月有效、当月执行，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电合同、基数电量合同以及市场化交易合同，下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度双边交易分月电量、基数电量分月计划、优先发电分月计划的顺序依次扣减。第九章 辅助服务第一百一十七条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括发电机组一次调频、基本调峰和基本无功调节;有偿辅助服务包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制(AVC)、旋转备用、黑启动。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。第一百一十八条 根据“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。第一百一十九条 逐步放开辅助服务市场化交易品种，采用竞价方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、调频、备用等服务总需求量，通过竞价方式确定提供辅助服务的市场主体。根据辅助服务提供主体的竞争程度，逐步探索采用竞价方式统一购买系统所需的无功补偿和黑启动服务。第一百二十条 未放开市场化交易的辅助服务品种仍按照《华北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》及山西省辅助服务的有关规定执行。第一百二十一条 电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务的技术要求，并与发电企业按统一标准(开展竞价的品种按照市场价格)进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。第一百二十二条 用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，综合考虑电力用户峰谷差率、用电曲线与系统负荷曲线的匹配程度等，计算电力用户对电网调峰的贡献度。贡献度的具体计算方法与评价标准由电力调度机构研究制定。免除与贡献度为正的电力用户签订市场化交易合同的电厂相应市场化交易电量调峰补偿费用的分摊。市场化交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除市场化交易曲线后的剩余发电曲线的对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。第一百二十三条 加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。第一百二十四条 跨省跨区交易涉及的送端点对网发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，执行受端地区电网运行管理规定。第一百二十五条 按照国家要求，加快山西省电力辅助服务市场化建设试点工作，分批次、分品种有序推进辅助服务市场化。电力调度机构要会同电力交易机构抓紧开发山西省电力辅助服务市场化交易平台(模块)，与山西电力交易平台相互贯通，数据共享，确保满足辅助服务市场化运营需要。第十章 计量和结算第一百二十六条 电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的电能计量装置;电能计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装的，考虑相应的变(线)损。第一百二十七条 同一计量点应安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套。主、副电能表应有明确标志，以主电能表计量数据作为电量结算依据，副电能表计量数据作为参照。当主电能表确认故障后，副电能表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的辅助计量装置。第一百二十八条 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户的电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。经协商各市场主体仍有异议的，报山西能监办裁定。第一百二十九条 电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，电力交易机构在区域交易平台直接开展的跨省跨区交易，由区域电力交易机构向市场主体所在地区电力交易机构提供结算相关数据，由市场主体所在地区电力交易机构出具结算依据，并提交市场主体所在地区电网企业分别予以结算。合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。第一百三十条 电力用户和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量。不具备条 件的，可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，由电网企业承担用户侧欠费风险并保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。第一百三十一条 市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认。如有异议，应在3个工作日内通知电力交易机构，逾期视为无异议。第一百三十二条 建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主，按月清算。采用预挂牌月平衡偏差处理方式的结算流程和结算价格如下：(一)发电侧。1.根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源发电进行结算。风电、太阳能发电和无调节能力的水电(含部分时段无调节能力的水电)可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。2.其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;因提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因其自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。3.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电、基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复的上网电价结算优先发电和基数电量，优先结算各类跨省跨区交易合同电量，按签订的省内市场合同加权平均价结算剩余电量，因提供下调服务导致的减发电量按其申报价格补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因其自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。4.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电、基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复的上网电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;因提供上调服务导致的增发电量按其申报价格补偿;因其自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算，当月未开展月度集中竞价交易的，按当月市场化交易合同中的最低电价结算。机组提供上调服务或下调服务导致的增发电量或减发电量均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。5.全部合同均约定交易曲线的发电企业根据每日实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因其自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算;因其自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;因提供上调服务或下调服务导致的增发电量或减发电量按其申报价格补偿。(二)电力用户侧。1.市场电力用户当月实际用电量超过其合同电量时，合同电量按合同约定价格结算，超用电量按上调服务的加权平均价结算，系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算，当月未开展集中竞价交易的，按当月市场化交易合同中的最高电价结算。上调服务加权平均价=发电侧上调电量总补偿费用/上调总电量。发电侧上调电量总补偿费用由各机组上调电量的补偿价格和上调电量的乘积累加得到。市场电力用户当月实际用电量小于其合同电量时，按其当月合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按下调服务加权平均价支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按其当月合同加权平均价的10%支付偏差考核费用。下调服务加权平均价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量。发电侧下调电量总补偿费用由各机组下调电量的补偿价格和下调电量的乘积累加得到。2.非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。3.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用。非市场电力用户的总用电量小于优先发电和基数电量时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按下调服务加权平均价支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，当月未开展月度集中竞价交易的，按标杆上网电价的10%支付偏差考核费用。非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂(含非统调自备电厂)、地方电网等造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。偏差计量、责任划分和费用分摊办法由电网企业另行制定，报省政府电力管理部门和山西能监办后实施。4.全部合同均约定交易曲线的电力用户根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算，系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算;每日各时段的累计少用电量，2%以内的免于支付偏差考核费用，2%以外的按下调服务的加权平均价支付偏差考核费用，系统未调用下调服务时，按其合同加权平均价的10%支付偏差考核费用。(三)电力用户、发电企业偏差考核费用以及上调服务所增加的电网企业结算正收益统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重分配或分摊。上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价-机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量-可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量-其他类型电源当月计划合同电量)。优先发电和基数电量加权平均价=(可再生能源发电政府批复的上网电价(不含补贴)×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复的上网电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源当月计划合同电量)。以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。网损率由省政府电力管理部门和山西能监办于每年12月份公布。(四)市场电力用户的电费构成包括电量电费、偏差考核费用、辅助服务费用、输配电费、政府性基金及附加等。发电企业的电费构成包括电量电费(含上调服务收益)、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊或分配的结算差额或盈余、辅助服务费用。第一百三十三条 地方电网或独立配网用户参与市场的电费和政府性基金按原渠道缴纳，电力用户所在配网企业归集电费后交电网企业。第一百三十四条 不可抗力因素导致的合同电量执行偏差由所有市场主体共同分摊相关费用。电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差由电网企业承担相关偏差考核费用。前述非不可抗力因素和国家相关政策调整导致发电企业、售电企业、电力用户未完成的交易电量免予考核。第一百三十五条 市场主体之间的各类合同均须在山西电力交易平台完成电子合同的签订和确认，未形成电子合同的视为无效，电力交易机构不予出具结算依据，电网企业不予结算。第一百三十六条 电量电费(含上调服务收益)、输配电费、政府性基金及附加、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊或分配的结算差额或盈余等费用原则上每月与电费一并结算。辅助服务费用原则上与次月电费一并结算。因特殊原因没有及时结算的，要将原因书面报山西能监办。第一百三十七条 每次规定的结算时间前，电力调度机构须向电力交易机构提供交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况说明，对认定情况有异议的，报山西能监办裁定。第十一章 信息报送与披露第一百三十八条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息;公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息;私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。第一百三十九条 市场成员应遵循及时、真实、准确、完整的原则，按照规定报送并在山西电力交易平台披露相关市场信息。第一百四十条 电力交易机构负责管理和维护山西电力交易平台，负责管理、收集、整理、汇总和分类发布市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息。第一百四十一条 市场成员信息报送与披露：(一)电力交易机构报送与披露的信息包括：供需形势、电网阻塞管理、市场交易(含辅助服务)、辅助服务、电网拓扑模型、发电机组和电网检修计划以及法律法规要求披露的其他信息等。其中，市场交易(含辅助服务)信息包括各类型电量、交易信息、电网安全约束和报价约束信息、偏差电量责任认定和月度、年度偏差处理资金收入及支出情况等。(二)电力调度机构报送与披露的信息包括：具体输配电线路或输变电设备的安全约束情况、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等，交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况以及法律法规要求披

北极星输配电网讯:北极星输配电网从上海市政府获悉，近日《上海市电力体制改革方案》发布，具体内容如下：各区人民政府，市政府各委、办、局：经市政府同意，现将《上海市电力体制改革工作方案》印发给你们，请认真按照执行。上海市人民政府办公厅2017年8月21日上海市电力体制改革工作方案为深入贯彻中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及配套文件精神，根据国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于同意上海市开展电力体制改革试点的复函》要求，扎实推进上海市电力体制改革，结合上海实际，制定本方案。一、总体考虑（一）指导思想深入贯彻落实党中央、国务院进一步深化电力体制改革的总体部署，坚持社会主义市场经济改革方向，服务上海建设社会主义现代化国际大都市大局，遵循电力系统运行规律，扎实推进上海电力体制改革。以市场化为主线，坚持安全可靠为先，坚持与上海能源结构优化调整相结合，坚持统筹规划从增量优先入手，有序放开发用电计划，不断创新交易机制，逐步理顺价格形成机制，最终建立主体多元、公平开放、竞争有序、监管有力的多层次电力市场交易体系。（二）基本原则1.坚持安全为先。上海电力体制改革要把特大型城市供电安全放在首位，坚持电力的统一调度。在市场体系与市场模式比选、市场品种与交易规则设计等各个环节，把有利于提升上海发供电安全放在最重要的位置。2.坚持市场竞争。按照“管住中间、放开两头”的工作要求，逐步引入竞争机制，增强市场对资源配置的引导作用。以有序放开发用电计划为手段，释放市场空间。除政府保留公益性调节性发用电计划之外，其余电量逐步进市场。3.坚持保障民生。市场设计既要引入竞争，也要充分考虑企业和社会承受能力。建立多层次市场，保障不同风险偏好用户合理用电需求，妥善处理交叉补贴，对居民、农业和重要公益事业等优先用电，通过政府定价予以保障。4.坚持政府引导。切实发挥政府在电力规划、统筹协调、市场监管和保障民生中的作用，市场规则设计要兼顾市场公平竞争与绿色能源优先消纳两方面因素，创新政策制定、宏观指导和协调，有效保障电力公共服务。5.坚持有序推进。按照国家有关部门要求，针对上海电力发展和运行中面临的具体问题，在加强改革方案整体设计的同时，在条件相对成熟的领域先开展试点，把握好改革推进的步骤和力度，有序推进上海电力体制改革。二、改革重点任务（一）制定输配电价改革方案，实施输配电价改革科学合理测算本市输配电价格。在输配电成本监审的基础上，根据国家输配电价定价办法和测算模型，结合本市实际，合理预测电网新增投资和电量增长，科学测算本市电网输配电价总水平、分电压等级输配电价和交叉补贴。建立健全相关配套制度。根据国家有关要求，建立健全电网企业监管长效机制，重点建立电网经营和电价相关信息定期报告制度、建立电网企业投资后评估制度、建立输配电资金平衡账户管理制度；结合本市实际，研究建立电网企业输配电成本规制制度、运营效率和服务质量考核制度等。（二）加快电力交易中心改制，夯实交易工作基础推进电力交易中心股份制改制。在已采用上海市电力公司子公司模式组建上海电力交易中心的基础上，按照国家能源局批复要求，加快上海电力交易中心股份制改制，2017年完成方案研究并视情况组织实施。推进市场管理委员会规范运行。充分发挥市场管理委员会议事职责，研究审议电力市场交易规则，推进电力交易中心相对独立规范运行。（三）制订发用电计划放开方案，更多发挥市场机制作用有序放开发用电计划。结合上海发用电市场实际，遵循三权并重的原则，确定一、二类优先发电的保障机制与调整机制。一是确立优先权。对一、二类优先发电给予足额优先权，其中跨省跨区计划内二类优先发电按照不低于多年平均水平确定足额优先权。二是量化保障权。依发电性质，对享有优先权的一、二类优先发电给予差别化保障。其中，本地煤机调峰调频电量按照供电煤耗、环保水平差别化保障。三是公平竞争权。超出保障权外的一、二类优先发电和其它发电，同等进入电力市场公平竞争，逐步实现非公益性、调节性电量由市场配置。落实优先购电权制度。根据本市发用电计划放开整体方案，结合上海电力用户实际情况，细化国家优先购电权定义，界定一、二类优先购电权具体范围，调查统计上海电网优先购电权的规模，明确优先购电权的保障机制与调整机制。

北极星输配电网讯:河南工商部门和电力部门就信息资源共享进行战略合作，双方把各自掌握的信息集中起来，绘就了电力市场的大数据全景画像，实现了强强联合。这也标志着河南工商部门建立信息采集、共享和合作机制，形成工商信与社会涉企信息交互融合的大数据资源进入新的阶段。 9月5日，河南省工商行政管理局与国网河南电力公司就信息资源共享达成战略合作协议。河南省工商局副局长李建国表示，省工商局与国网河南省电力公司签署的信息资源共享应用战略合作协议，既是深化“放管服”改革、拓宽信息归集渠道的重要举措，也是强化部门协同、加强联合惩戒的具体行动。据了解，国网河南省电力公司掌握着河南省3740多万客户的用电信息。工商部门作为企业登记注册和市场监管的政府职能部门，掌握着全省474万多家市场主体的基本信息、监管信息和信用信息。签约双方把各自掌握的信息集中起来，就是电力市场的大数据全景画像，就能为全面加强电力市场信用监管、协同监管奠定坚实的基础。此次签订的信息资源共享应用战略合作协议，是工商和电力部门发挥各自职能、实现优势互补、强化信用监管，消除电力市场监管盲点、破解电力市场监管难题的具体行动，也是探索推动国有公用企业信息共享应用的创新举措。协议的签订，不仅是建立一个双方合作的平台，更重要的是实现强强联合，把电力市场监管推向了信用监管、协同监管、大数据监管、现代化监管的新阶段。根据双方签署的战略合作协议，国网河南电力公司向工商部门提供电费滞纳、违约用电、窃电等数据信息，工商部门将会及时归集到企业名下。下一步，省工商局还将进一步完善大数据采集和开放制度，积极与水电气公用企业、金融、电子商务平台等涉企信息量大的单位，建立信息采集、共享和合作机制，形成工商信息与社会涉企信息交互融合的大数据资源，充分放大企业信用信息的社会价值，共同推动诚信社会建设。国网河南电力公司副总经理畅刚致辞表示，本次省工商局与国网河南电力公司签订战略合作框架协议，是跨领域“守信联合激励、失信联合惩戒”长效机制的重要举措，必将保障和促进双方全面深化协同合作，实现信息资源高度共享和深度应用，有力推动和谐、诚信社会建设。国网河南电力公司也将以这次框架协议签订为契机，积极营造规范有序的市场经营秩序和发展环境，实现工商与电网系统的合作共赢、协同发展。 原标题:河南工商电力“联姻” 绘电力市场大数据全景画像