山西省电力中长期交易规则（暂行）（修改稿）

（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。

第九章合同电量偏差处理

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。

第十章辅助服务

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。