信息公开专栏 - 长治市人民政府

　　前言

　　为深入贯彻落实省委省政府关于开展能源革命综合改革试点工作部署，进一步推进电力市场化改革，助推我省电力行业产业升级，以“讲政策、解困惑、聚合力、促转型”为主题，在全省开展电改政策“下基层、入企业”宣贯活动。

　　为确保电改政策“下基层、入企业”宣贯活动取得实效，配合系列宣贯活动开展，根据国家推进电力体制改革的有关政策和《山西省人民政府办公厅关于印发山西省进一步推进电力市场建设工作方案的通知》（晋政办发〔2020〕87号）、《山西省电力市场规则汇编（试运行V8.0）》及我省电力市场建设相关政策，组织国网山西省电力公司、山西电力交易中心编制了《电改政策及电力市场规则知识手册》，主要内容为电改宏观政策、电力市场注册、交易组织、交易结算及电力交易平台使用。

　　一、电改宏观政策

　　二、市场注册

　　三、交易组织

　　四、交易结算

　　五、平台使用

　　1．新电改的启动的标志。

　　为进一步深化电力体制改革，解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，推动结构转型和产业升级，中共中央国务院2015年出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》。“意见”的出台预示着电力体制改革的再次重启。

　　2．深化电力体制改革的指导思想？

　　坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。

　　3．新一轮电改需要解决的问题有哪些？

　　一是交易机制缺失，资源利用效率不高。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划之间偏差过大。四是发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。五是立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套改革政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。

　　4．新一轮电改建立的新型电力体制框架是？

　　在电力系统的发、输、配、售四个环节中，9号文件出台前除发电侧部分实现多元竞争外，产业链其他环节由电网企业垄断，以购销差价为盈利模式。配套文件进一步明确了“放开两头，管住中间”的体制框架，电力市场主体包括发电企业、供电企业、售电企业和电力用户四种类型。配套文件中“放开两头”主要体现在符合条件的发电企业、售电企业和用户可以自愿参与直接交易，由市场决定交易量和交易价格。“管住中间”主要体现在重新定义了电网企业的职能，即拥有输电网、配电运营权，承担保底供电服务的企业，按照政府规定收取服务费，使电网企业的盈利模式由购销差价改为“准许成本加合理收益”模式。

　　5．深化电力体制改革的重点和路径是？

　　在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

　　6．发电计划放开路径是？

　　一是2015年3月，中共中央国务院出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出有序缩减发用电计划。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。二是2018年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号），试点在煤炭、钢铁、有色、建材4个重点行业全面放开电力用户发用电计划。三是2019年6月22日，国家发展改革委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号），明确经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。实践表明，发用电由计划逐步向市场过渡，大大促进了改革红利释放和实体经济发展，充分发挥了市场在资源优化配置中的决定性作用。

　　7．新电改的目标是？

　　一是还原电力商品属性。二是形成多买多卖的市场新形态。三是更好的支持国民经济各行业健康发展。

　　8．新电改后的新生群体？

　　一是2个国家级电力交易中心，20多个省级电力交易中心。二是近千家（配）售电公司。

　　9．电力交易中心的作用？

　　一是实现电能跨省跨区自由交易；二是实现电能省辖区域公开交易。

　　10．配售电公司的作用？

　　一是售电公司可以代理用户在交易中心参与交易；二是配售电公司可以建设配电网络+售电公司业务。

　　11．什么是优先发电和优先购电？

　　优先发电是实现风电、太阳能发电等清洁能源保障性收购，确保核电、大型水电等清洁能源按基荷满发和安全运行，促进调峰调频等调节性电源稳定运行的有效方式。优先购电是为居民、农业、重要公用事业和公益性服务等重点用电提供保障性服务，确保民生用电安全可靠的必要措施。优先发电、优先购电使市场在电力资源配置中起决定性作用的同时，更好的促进有效市场和有为政府相结合，保障电力系统清洁低碳、安全高效运行，意义重大。

　　12．保障优先发电政策如何执行？

　　推进保障优先发电政策执行，重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。水电在消纳条件较好地区，根据来水情况，兼顾资源条件、历史均值和综合利用等要求，安排优先发电计划；在消纳受限地区，以近年发电量为基础，根据市场空间安排保量保价的优先发电计划，保量保价之外的优先发电量通过市场化方式确定价格。风电、太阳能发电等新能源，在国家未核定最低保障收购年利用小时数的地区按照资源条件全额安排优先发电计划；在国家核定最低保障收购年利用小时数的地区，结合当地供需形势合理安排优先发电计划，在国家核定最低保障收购年利用小时数内电量保量保价收购基础上，鼓励超过最低保障收购年利用小时数的电量通过参与市场化交易方式竞争上网。

　　13．中长期电力交易与现货交易分别是？

　　按时间划分，将日以上的交易称为中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为现货交易。为了方便及概念清晰，中长期交易即交易相关方约定在未来某一时刻按一定的价格进行一定数量的产品交易的模式。现货市场即最接近运行时刻的电能市场，具体的时间可以是日前、两小时前、小时前，表现形式可以是日前市场、实时市场等。

　　14．现货市场功能是？

　　日前市场：通过集中市场竞争,决定次日的机组开机组合,以及每台机组每15分钟的发电出力曲线,实现电力电量平衡、电网安全管理和资源优化配置,发现电力价格。

　　实时市场：实现电力实时平衡的市场化调节、电网安全约束的市场化调整,在满足安全约束的条件下对发电机组进行最优经济调度,实现全系统发电成本最优,同时发现实时电力价格。

　　15．现货市场意义是？

　　一是发现价格、激励响应。可真实反映电力商品在时间和空间上的供需关系,引导发用电资源响应市场价格波动,提升电网调峰能力、缓解阻塞。二是促进竞争、优化配置。以集中出清的手段促进了电量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置。三是落实交易、调节偏差。落实中长期合同交割与结算,以现货市场为核心的电力平衡机制调节发用电偏差,同时为中长期交易提供价格风向标。四是保障运行、管理阻塞。形成与电力系统物理运行相适应、体现市场成员意愿的交易计划,为阻塞管理和辅助服务提供调节手段和经济信号。五是引导规划、量化决策。分区、节点电价能够有效引导电源、电网的合理规划,为建设投资提供量化决策依据。

　　在现货市场中，电价每15分钟变化，同一天内的不同时刻电价不同，根据《山西省电力市场规则汇编（试运行V8.0）》，山西电力现货市场最低电价为0元/千瓦时，最高电价为1.5元/千瓦时。以2021年4月18日的现货市场价格为例，当日实时市场价格曲线如下图：

　　如图所示，4月18日中午13:30，现货实时市场价格约为0.04元/千瓦时；而在晚上19:45，现货实时市场价格约为0.69元/千瓦时。

　　16．电力现货市场建设试点是哪几个省？

　　2017年8月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发文，明确在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货市场建设试点。2021年3月，国家发改委明确第二批5个现货市场建设试点为：辽宁、江苏、安徽、河南以及上海。目前，首批8个试点已全部启动结算试运行，山西已完成连续双月结算试运行，电力现货市场建设迈出重要一步。

　　17．山西省电力供需平衡预案编制的原则是？

　　一是坚持市场配置资源。全面放开经营性电力用户发用电计划，完善电力市场运行机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步降低用电成本。二是坚持绿色安全保供。遵循环保、节能、高效的发展理念，促进电力行业健康发展，保障电能的发、输、配、用动态平衡，切实保障民生用电，确保基本公共服务供给，保障电力有序供应，电网安全稳定运行。三是坚持可再生能源发电优先。优化能源结构，落实可再生能源发电保障性收购政策，鼓励可再生能源发电企业参与市场交易，提高可再生能源发电在电力消费终端的比例，促进可再生能源持续健康发展。四是坚持公平公开公正。保证电力市场公平开放，建立规范的用电企业、售电公司和发电企业直接交易机制，坚持电力资源的开放共享、科学公平，促进相关市场主体共赢发展。

　　18．绿证是什么？

　　“绿色电力证书”（以下简称“证书”）是指国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息中心”）按照国家能源局相关管理规定，依据可再生能源上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台（以下简称“信息平台”）向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。

　　19．可再生能源电力消纳责任权重是什么?

　　可再生能源电力消纳责任权重是指按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重（简称“总量消纳责任权重”）和非水电可再生能源电力消纳责任权重（简称“非水电消纳责任权重”）。满足总量消纳责任权重的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类;满足非水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。

　　20．哪些市场主体应承担消纳责任权重？

　　承担消纳责任的第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（简称“配售电公司”，包括增量配电项目公司）;第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量，第二类市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。

　　21．可再生能源消纳量核算方式?

　　各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，同时可通过以下补充（替代）方式完成消纳量。一是向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量（简称“超额消纳量”），双方自主确定转让（或交易）价格。二是自愿认购可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

　　22．电力用户交易价格说明

　　用户电费由电能量电费和其他电费组成。

　　（1）电能量电费的度电价格包含交易电价、输配电价、政府基金和附加，其中交易电价由电力用户与电厂或售电公司签订形成，输配电价、政府基金和附加按照政府价格主管部门规定执行。经计算，未参与电力交易电力用户的电价，减掉输配电价、政府基金和附加后，大工业用户是0.34603元/度、一般工商业用户是0.34193元/度，参与电力交易后，与电厂或售电公司签订的价格与上述价格的差值，就是所享受到的优惠。

　　（2）峰谷分时段电价。第（1）条所述价格均为平时段价格，在不开展现货交易的时期，交易价格要按照峰谷时段分别折算，其中峰时段为交易价格*1.5、谷时段为交易价格*0.465。在开展现货市场结算试运行时期，交易价格不随时段折算（即不采用峰谷分时段电价），建议参与批发市场的电力用户要与发电企业分时段签订现货结算试运行期间的中长期合约，建议参与零售市场的电力用户要与售电公司分时段签订现货结算试运行期间的零售合约。

　　（3）在不开展现货市场结算试运行时期，输配电价折算方式与第（2）条所述峰谷分时段电价下交易电价的折算原则一致；在开展现货市场结算试运行时期，输配电价不随时段折算。政府基金和附加在各类情况下均为固定值。

　　（4）其他电费，基本电费、力调电费等均按照政府价格主管部门规定收取。

　　23．用户参与交易对原有方式有什么影响？

　　参与直供电交易（电力直接交易）的电力用户,在山西电力交易中心的组织下完成直供电交易,通过安全校核后执行电力直接交易价格结算。交易过程中,电力用户的电压等级、输配电方式、接线方式、电费缴纳方式等原始方式均不发生改变,只在缴费单据上体现优惠,通过直供电交易,让用户享受改革的红利,在企业经营上降本增效,在增强市场竞争力的同时提高企业盈利能力。

　　二、市场注册

　　1．为什么要进行市场注册？

　　市场注册是指市场主体按照国家有关要求，将参与电力市场有关的一切信息和资料提交相应电力交易中心并进行公示，从而获得参与相关电力市场交易资格的行为。按照政府和行业相关规定，符合准入条件的发电企业、电力用户、售电公司需在电力交易中心办理市场注册，生效后方可获取交易资格。完成注册后，各类市场主体依据规定享有交易申报、合同管理、交易结算、信息获取、咨询、培训、监督、投诉等系列服务。

　　2．市场主体注册业务主要包括哪些项目？

　　市场主体注册业务主要包括市场注册、信息变更、市场注销以及零售用户与售电公司业务关系确定等。

　　3．市场主体应该到哪里去进行市场注册？

　　按照政府相关规定，山西电力交易中心在政府和监管部门监管下，负责山西省市场主体注册业务，为市场主体提供市场注册、注册信息变更、市场注销等注册服务。山西电力交易中心的网址为：https:\\pmos.sx.sgcc.com.cn

　　4．各类市场主体应该什么时候进行市场注册？

　　新投产发电机组在并网前，应向电力交易机构提交注

　　册申请。新并网发电企业在山西省能源监管办完成《电力业务许可证》（发电类）的办理后，到山西省各市能源局按准入规定核实相关资料并组织公示，公示无异议的发电企业通过山西省电力需求侧管理平台报省能源局，列入市场主体目录。取得准入资格的发电企业应及时在交易平台提交发电业务许可证。

　　电力用户可依据中长期交易规则、电力市场交易组织方案等文件规定的准入条件，与自身用电情况进行核对，符合条件的电力用户自愿到山西电力交易中心进行市场注册。每月20日及以前完成注册入市的，自次月1日起参与交易；每月20日后完成注册入市的，次月按照目录电价进行结算，自次次月1日起参与交易。

　　售电公司完成工商注册，具备开展售电业务需要的固定和流动资产、从业人员、经营场所等条件后，并根据自身经营需要确定经营范围后，由各市能源局组织提前做好相关准备工作，按规定时间通过山西省电力需求侧管理平台进行网上申报，由省能源局组织公示，公示期为1个月，公示无异议后列入市场目录，目录内的售电公司应及时到山西电力交易中心进行市场注册。

　　5．市场主体办理市场注册时，电力交易中心是否需要收取费用？

　　目前山西电力交易中心暂不收取注册费用，未来将按照政府部门的相关规定向注册的各类市场主体收取注册费、年费等相关费用。

　　6．市场主体对办理市场注册时提交的信息承担哪些责任？

　　市场主体应确保办理市场注册时提交的信息真实、准确、完整。如在公示时或注册后，发现注册信息有虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏的，电力交易中心将按照授权视情节轻重，采取不予注册、市场警告、取消注册等惩戒措施，并会同第三方征信机构将相关情况计入售电公司和有关人员信用评价记录，协同开展联合惩戒。

　　7．售电公司应按照什么样的流程办理市场注册？

　　售电公司对照《售电公司准入与退出管理办法》和《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）、《关于印发〈2021年全省电力市场交易组织方案〉的通知》（晋能源电力发〔2020〕591号）、《关于做好2021年售电公司申报工作的通知》的准入注册要求，按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程自愿注册成为合格的市场主体，参与电力市场交易。

　　8．发电企业、电力用户应按照什么样的流程办理市场注册？

　　发电企业、电力用户按照《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）、《关于印发〈2021年全省电力市场交易组织方案〉的通知》（晋能源电力发〔2020〕591号）注册的条件，并根据具体准入流程自愿注册成为合格的市场主体，参与电力市场交易。

　　9．售电公司应具备什么样的条件才能申请市场注册？

　　（1）资产要求。售电公司资产总额不得低于2000万元，且为实收资本。

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

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

　　资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。

　　拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20% 。

　　（2）经营场所。售电公司应具有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、固定经营场所。

　　（3）专业人员。售电公司应拥有与申请的售电规模相适应的掌握电力系统技术经济相关知识、具备 2 年以上相关工作经验的专业人员。

　　资产总额在2000万元至1亿元人民币（含1亿元）的售电公司，应拥有10名以上专业人员；资产总额在1亿元至2亿元人民币（含2亿元）的售电公司，应拥有15名以上专业人员；资产总额在2亿元人民币以上的售电公司，应拥有20名以上专业人员。

　　（4）信用记录。售电公司及其法人代表无不良金融、司法记录和不良经营记录。

　　（5）营业资格。拥有配电网经营权的售电公司应取得省级政府电力管理部门颁发的供电营业许可证，确定供电营业区。

　　（6）参加市场交易的售电公司应拥有参与电力市场交易所需的通信信息系统，具备日前负荷预测的能力，能够满足分时电力需求曲线报送、交易报价、信息报送、合同签订等要求。

　　10．发电企业应具备什么样的条件才能申请市场注册？

　　（1）已具有完整的发电企业基本信息市场注册材料，包括营业执照、法定代表人、银行账户等。

　　（2）具有完整的发电企业机组信息市场注册材料，包括以下材料：项目核准文件（发改委、能源局等政府部门出具）、企业营业执照、电力业务许可（未办正式许可证前提供能监办出具的电力安全监管业务回执单）、上网电价批复文件、环保电价批复文件、新建机组整套设备启动验收报告书、调度批准书、关口计量点通知、计量点传票、银行开户许可证等资料。新能源发电企业无需具备环保证明文件、供热证明等。

　　11．电力用户应具备什么样的条件才能申请市场注册？

　　（1）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）（不含临时供用电协议合同）。

　　（2）经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。

　　（3）拥有燃煤自备电厂的用户应当按照国家规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴。

　　（4）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。

　　2021年具体的准入门槛为：除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，逐步全面放开经营性领域电力用户参与市场交易。供气、供热、供水、污水处理等公用事业用户自愿申请参与市场交易，应向省电力交易中心提供市场风险自担承诺书。各类电力用户应符合国家产业政策要求，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》（2019本）中淘汰类和限制类且执行差别电价政策的电力用户暂不参与市场化交易。执行大工业用电的电力用户不受电压等级和电量限制；执行一般工商业用电的电力用户不受电压等级限制，上年度（2019年11月-2020年10月）用电量应在500万千瓦时以上（果品冷藏用电和电信基站用电除外），或新投产企业用电报装容量应在1500千伏安以上；支持14个战略性新兴产业和出口加工贸易类企业、“煤改电”交易电量全电量参与市场交易，不受电压等级和电量限制；支持增量配电网试点参与市场交易，拥有配电网运营权的售电公司、区域内电力用户以打包形式全电量参与市场交易，不受电压等级和电量限制。

　　12．市场主体如何进行入市承诺？

　　售电公司在山西电力交易中心交易平台网站下载固定格式的“售电公司信用承诺书”，准确填写相关信息，由本单位法定代表人亲自签署并加盖单位公章。在办理市场注册时将售电公司信用承诺书的原件提交山西电力交易中心。

　　电力用户在电力交易平台仔细阅读《入市承诺书》、《电力市场化交易风险告知书》并确认后，完成入市承诺。

　　13．市场主体如何提交申请材料？

　　市场主体的申请材料有线上、线下两种提交方式，以线上为主、线下为辅。线上渠道可登录山西电力交易中心交易平台填写有关信息和上传资料。线下到山西电力交易中心提交材料，提交材料未注明提交复印件的、应当提交原件；提交复印件的，应当注明“与原件一致”，由企业法定代表人签字并加盖公章；提交材料涉及签署的，应使用黑色或蓝色钢笔或签字笔签署；未注明签署人的，自然人由本人签字，法人和其他组织由其法定代表人或负责人签字，并加盖公章。

　　14．售电公司如何进行信息公示？

　　电力交易中心将根据山西省能源局每批次入市审核通过售电公司的需公示信息，同步配合在电力交易平台向社会公示，并发送“信用中国”（www.creditchina.gov.cn）予以公示，并公示期为1个月。

　　15．发电企业、电力用户如何进行信息公示？

　　新入市的发电企业，由各市能源局组织公示。

　　新入市的电力用户，实行负面清单制，不再进行公示。

　　16．市场主体的哪些信息变更后，需要申请变更注册信息？

　　市场主体的注册信息，包括商务信息、联系人信息等发生变化时；发电企业股权结构、机组容量变更、机组环保电价、电力业务许可证（发电类）调整等变更时；电力用户基本信息、用电信息等变更时；售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向电力交易中心申请变更申请。

　　17．市场主体如不及时变更信息，会有什么影响？

　　若市场主体注册信息发生变化而未及时在电力交易平台办理信息变更，或者需要补充相关信息而未及时补充的，可能影响到市场主体有关市场交易、交易结算等业务的正常开展，根据情况的严重性，电力交易中心可暂停为相关市场主体提供有关服务。同时，电力交易中心将情况报能源监管机构、政府有关部门，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站对外进行通报，该情况将被视为提供虚假信息报第三方征信机构记入信用评级。

　　18．市场主体在什么情况下需要办理市场注销手续？

　　市场主体在两种情况下需要办理市场注销手续：一是市场主体根据自身经营状况自愿选择退出市场的，可主动提出申请；二是市场主体发生有关违规行为时，由电力交易中心按照授权或政府部门、监管机构意见实施强制退出。

　　19．市场主体如何办理自愿退出市场时的注销手续？

　　电力用户、售电公司可以自愿申请退出市场，并提前45个工作日向政府管理部门、监管部门提交退出申请。申请退出之前应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让，并妥善处理相关事宜。

　　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，可办理正常退出手续：

　　（1）市场主体宣告破产，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，导致原有市场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。

　　上述市场主体，在办理主动申请退出手续后，执行国家有关发用电政策。售电公司退出条件按照国家和山西省有关售电公司准入与退出管理规定执行。

　　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保底供电服务。

　　发电企业在机组退役相关材料齐全，且基础、市场等电量合同完成转让后，可来交易中心提交退出申请。

　　20．什么情况下需要对市场主体进行强制退出？

　　已注册的市场主体有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：

　　（一）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）。

　　（二）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。

　　（三）严重违反市场交易规则，扰乱市场秩序，且拒不整改的。

　　（四）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。

　　（五）发生重大安全生产和污染事故。

　　（六）法律、法规规定的其他情形。

　　21．市场主体强制退出后，其原来已签订的合同如何处理？

　　市场成员被强制退出后，其所有已签订但未履行的交易合同由政府管理部门会同监管部门征求交易合同各方意愿，通过电力交易平台转让给其他市场成员。未转让的合同终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。售电公司被强制退出后，须根据零售合同中的违约条款履行相应责任。被代理的电力用户可更换其他售电公司代理参与交易，也可选择由电网企业保底供电。

　　22．电力交易中心如何实施市场注销？

　　电力交易中心在收到市场成员自愿退出市场的申请后，对市场成员提交的申请和相关材料进行审查，材料不全的通知其进行补充。将通过审查的申请材料通过“信用中国”等政府指定网站向社会公示，公示期10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。注销后，市场成员需要再次参加电力市场交易的，需重新办理入市注册手续。电力交易中心及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的市场成员从自主交易市场主体目录中删除，同时注销市场注册，向省能源局、山西能源监管办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。

　　23．售电公司与电力用户如何建立零售绑定关系？

　　（1）售电公司与在电力交易平台注册的电力用户签订零售合同后，自行在电力交易平台中发起零售绑定邀约，并提供相关资料：售电公司与零售用户签订的购售电合作协议，包括：售电方（售电公司）、购电方（零售用户）、生效时间（绑定开始时间）、失效时间（绑定结束时间）等内容。

　　（2）零售用户在交易平台查阅售电公司的绑定邀约，核查绑定关系信息无误后，将绑定关系提交至交易平台；若多家售电公司同时向1家零售用户发起绑定邀约，用户只能选择其中1条绑定关系提交至交易平台；若零售用户不接受绑定邀约，可驳回至售电公司。

　　（3）电力交易机构受理绑定申请后，核实绑定双方基本信息、绑定期限等信息。如有异议则反馈售电公司，并通知变更资料后再次提交；如无异议则确认通过，绑定生效。电力交易机构将售电公司与零售用户的绑定关系推送至电网企业。

　　（4）绑定关系在电力交易机构最终确认生效前，某一方可发起撤销绑定的申请，经另一方确认后，待生效的绑定关系自行解除。

　　（5）绑定关系生效后10个工作日内，售电公司将零售合同（原件一份）送电力交易机构备案。

　　24．售电公司与电力用户如何变更零售绑定关系？

　　原则上零售用户与售电公司的绑定关系在协议存续期间不得变更，零售用户与售电公司的绑定关系到期后，可选择任意售电公司绑定下一周期零售关系，绑定流程与上一条相同。若因特殊原因，售电公司或零售用户不能再执行合同，需双方妥善处理原有合同。零售用户按照变更流程改变绑定关系，或者退出市场转由电网企业供电执行保底电价。零售用户原业务全部办结后才能办理绑定关系的变更业务。

　　（1）零售用户与售电公司变更购售关系时应同时满足以下条件：

　　a．零售用户无欠费、无窃电、违约用电在途流程；

　　b．零售用户应提供与原售电公司解除零售合同，并履行完合同义务的证明材料，或原售电公司主动/被强制退出市场；

　　c．零售用户拟转至的售电公司已在电力交易平台注册；

　　d．零售用户已与新售电公司签订购售电合作协议。

　　（2）售电公司或零售用户在电力交易平台发起绑定关系解除申请并上传相关证明材料，经电力交易机构审核通过后解除绑定关系。电力交易机构将解除绑定的信息推送至电网企业。

　　（3）拟转至的售电公司在全面了解零售用户原合同执行情况的基础上，通过电力交易平台发起零售用户绑定申请，绑定流程与上一条相同。

　　25．零售用户发生“一户多签”如何处置？

　　发生“一户多签”情况时，拟按照以下方式处置：

　　（1）零售用户与售电公司在电力交易平台建立某一周期零售绑定关系生效前3个工作日，其他售电公司认为电力用户存在签约多家售电公司情况的，可向电力交易机构提出申诉，同时提供与电力用户签订的购售电合作协议等相关佐证材料。

　　（2）经电力交易机构认定确属存在签约多家售电公司争议情况，暂停生效相关电力用户零售绑定关系，同时通知电力用户妥善处置发生的争议。

　　（3）5个工作日内电力用户与相关售电公司共同出具放弃某一周期建立零售绑定关系承诺书，并报送电力交易机构后，电力用户与唯一一家售电公司建立零售绑定关系生效。

　　（4）5个工作日内电力用户无法妥善处置签约多家售电公司争议事项，若该用户为未开展交易的电力用户，驳回其零售绑定申请，则年度内不得参与任意批发或零售市场电力交易，执行政府目录电价；若该用户为已开展交易的电力用户，则年度内不得参与任意批发或零售市场电力交易，由电网企业向其提供保底供电，保底价格参照强制退市用户标准执行。

　　26．什么是保底价格？

　　被强制（无正当理由）退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。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，按照政府核定的目录电价的1.2-2倍执行。保底价格具体水平由山西省发改委按照国家确定的上述原则确定。

　　三、交易组织

　　1．参与2021年电力直接交易的电力用户是否全电量进入市场？

　　根据《2021年全省电力市场交易组织方案》（晋能源电力发〔2020〕591号），进入市场的电力用户均全电量参与市场交易。

　　2．电力直接交易的具体组织方式和顺序是什么?

　　根据《2021年全省电力市场交易组织方案》（晋能源电力发〔2020〕591号），2021年电力直接交易类型包括长协交易、战略性新兴产业用电交易和普通交易。长协交易按年度双边自主协商方式组织，战略性新兴产业用电交易以用户侧挂牌、发电侧摘牌的方式组织，普通交易按月度、月内挂牌方式组织。

　　3．售电公司可参与的交易有哪些，与用电企业之间是什么关系？

　　售电公司可参与所有类型的省内市场化交易，通过与用电企业签订购售电合作协议的方式，自主与发电企业、用电企业开展购售电交易。售电公司与用电企业之间为零售市场的购售电关系。

　　4．用电企业是否必须与售电公司合作才能参与市场交易？

　　年用电量超过1000万千瓦时的电力用户，或新投产企业用电报装容量超过3000千伏安的电力用户，可以通过批发市场与发电企业直接交易，也可通过零售市场与售电公司交易，二者只能选择一种，在交易合同履行期限内不得更改。无议价能力的电力用户和年用电量低于1000万千瓦时的电力用户或企业用电报装容量低于3000千伏安的新投产电力用户，通过零售市场与售电公司开展电力交易。

　　5．用电企业在与售电公司签订购售电合作协议期限内能否自行参与市场交易？

　　符合条件的电力用户在年初自主选择参与批发或零售市场，但在交易合同履行期限内不得更改。

　　6．用电企业同一委托期限内能否与多家售电公司签订委托代理协议，委托代理协议最低期限是什么？

　　售电公司与电力用户在交易平台的绑定有效期最长不超过3个月，电力用户在同一合同期内只能绑定一家售电公司。

　　7．对用电企业参与交易时的申报电量有何要求？

　　用电企业应根据自身实际用电需求申报交易电量，实际用电量较合同电量偏差部分按照相关规则进行结算。

　　8．电力直接交易如何进行合同签订？

　　电力直接交易结束后，市场主体以“交易承诺书+交易公告+交易结果”作为电子合同和交易执行依据。具备条件后，市场主体之间的各类交易均通过山西电力交易平台签订规范的制式电子合同。

　　9．具有年度交易的市场主体，是否可调整电量和电价？

　　根据《2021年全省电力市场交易组织方案》（晋能源电力发〔2020〕591号），参与长协交易的市场主体在开展双边自主协商时，自主协商确定初始交易电价，双方可协商将电煤价格指数、下游产品价格和月度交易均价三个指标之一或多个作为浮动参考因素，约定电价浮动原则，在交易平台中选择相关参数，签订价格调整协议且上传至交易平台后，每月按照确定的浮动电价调整次月交易价格（具体时间由交易中心通知）。

　　10．自备机组能否参与电力直接交易？

　　按照《山西省燃煤自备电厂建设运营管理办法》（晋政办发〔2017〕58号规定，企业燃煤自备电厂在申请成为市场主体后，允许在年度发电量调控目标范围内对自发自用以外电量参与市场交易。为积极落实《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），燃煤自备电厂可按照相关规则与新能源企业开展发电权转让交易，完成消纳可再生能源电力的配额比例。

　　11．市场主体如何开展合同转让交易？

　　为了降低市场主体交易和合同执行风险，在满足电网安全约束的前提下，参与交易的市场主体之间（发-发、用-用）均可开展合同转让交易，交易标的为未执行的合同电量。

　　合同转让交易包括发电权转让交易、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。发电权转让交易标的为政府管理部门下发的执行政府定价电量。

　　在市场化合约电量转让交易中，出让方可出让某合约的全部电量，也可出让部分电量，均按照原合约曲线转让。转让后，出让方与受让方及相关利益主体可以协商调整转让合约的曲线。同一市场主体在同次交易中可以即转入又转出。

　　（1）新能源市场化合约电量原则上仅能转让给其他新能源企业，鼓励新能源企业作为受让方与燃煤机组开展市场化合约电量转让交易。

　　（2）发电权转让交易须符合环保、节能减排的原则，具体要求如下：

　　省调单机容量300MW及以上公用燃煤机组，可作为出让方或受让方，鼓励单机容量300MW燃煤机组由更高容量高效机组替代；单机容量300MW以下省调自备燃煤机组只可作为出让方。

　　环保未达标的机组不得作为受让方参与发电权交易。可再生能源机组作为受让方时，在价格相同的条件下，可优先开展与常规机组的转让交易。

　　发电权受让方暂只对能够履行基数电量合约的市场主体开放；发电权出让方暂不对新能源企业开放。

　　发电权转让交易须经调度机构安全校核后，方可形成有约束交易结果。

　　（3）长协用户仅能在长协用户之间转让。

　　（4）战略性新兴产业用户仅能在长协战略性新兴产业用户之间转让。

　　（5）根据《2021年全省电力市场交易组织方案》（晋能源电力发〔2020〕591号）要求，“对售电公司月内中长期合同净转出（转入和转出相抵后）总电量占其当月成交（买入）电量的比例设置限值，即针对交易执行月，（售电公司可申报转出电量+已经形成交易合同的月度、月内转出电量-已经形成交易合同的月度、月内转入电量）/（年度直接交易分月电量+已经形成交易合同的月度、月内直接交易电量+已经形成交易合同的月度、月内转入电量）≤限制比例。具体限制比例按我省电力市场规则体系条款规定执行。”根据规则相关条款要求，售电公司当月中长期合同净转出（转入和转出相抵后）总电量不得超过其当月成交（买入）电量的15%。

　　12．避免市场交易恶性竞争有何措施？

　　按照《国家发改委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）文件精神，非现货模式下2021年我省燃煤发电机组中长期普遍交易上网电价在“基准价+上下浮动”范围内形成，基准价按我省现行燃煤发电上网基准电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

　　普通交易每次组织均设置火电企业可交易电量与需求电量的供需比K:1。供需比K值由电力市场管理委员会在11月底前提出并报省能源局，由省能源局会同山西能监办研究确定。

　　13．用户参与月度直接交易时如何申报电量需求？

　　2021年非现货期间月度普通交易以挂牌方式开展，以用户侧挂牌电量计算月度普通直接交易供需比，之后统一组织发电侧摘牌，摘牌阶段用户侧挂牌电量不予调整。

　　14．跨省跨区交易可以采取什么方式组织？

　　省间交易可以采取双边协商、集中撮合、挂牌等多种方式进行，具体组织方式以北京电力交易平台交易公告为准。

　　15．跨区跨省交易有哪些类型？

　　跨省跨区交易可分为年度、月度、月内、日前和日内短时支援、省间新能源现货交易等。调度机构负责日前和日内短时支援交易，交易机构负责其余中长期交易。

　　16．我省的外送方向主要有哪些？

　　主要包括500千伏山西送京津唐、天津、河北，雁淮直流送江苏和长南荆特高压交流送华中。此外，也可以通过500千伏外送至华北主网，再由华北主网汇集至锡泰直流后外送江苏。

　　17．采用权重系数法，当发电企业申报电量大于外送标的时，电力交易机构的分配公式是什么？

　　中标电量=总电量×（机组容量×容量系数×空冷系数×资源综合利用系数×供热系数）/∑（机组容量×容量系数×空冷系数×资源综合利用系数×供热系数）

　　18．跨区跨省交易中的权重系数是什么？

　　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，权重系数主要包括装机容量系数，空冷系数、资源综合利用系数以及供热系数。

　　19．省间交易中售电省份发起企业的上网电价计算？

　　电厂上网电价（含脱硫、脱硝、除尘环保电价及工业企业结构调整专项资金）=售电省份购电价-各环节输电价格-网损折价。

　　20．省间临时交易及紧急支援交易如何开展？

　　山西省可与其他省通过自主协商方式开展跨区跨省临时及紧急支援交易。华北区域内，开展短时交易时，日前交易价格为送电省燃煤基准价上浮30元/兆瓦时，日内交易价格为送电省燃煤基准价乘以115%。

　　21．合同电量转让交易如何组织？

　　目前，合同电量转让交易采取双边协商和挂牌方式组织。合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。

　　非现货期间，合同转让交易主要按月、月内开展，发、用电两侧每月开展3次月内合同转让交易，交易标的为当月电量；每月底开展次月月度合同转让交易，交易标的为次月电量。

　　现货期间，合同转让交易按周开展，每周组织下周一至月底合同转让交易。

　　四、交易结算

　　1．计量点的关口计量表计应如何配置？

　　同一关口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。

　　2．如何计算发电企业当月实际上网电量？

　　首先依据省电力公司发展策划部下达的关口计量点批复文件，完成相应的结算单元计量公式设置。同时依据省计量中心出具的《关口计量工作传票》确定关口计量点倍率。中长期结算模式下，省调发电企业每月最后一日24时为上网关口计量表计的抄表例日。次月1日，交易平台集成电能量计量采集系统（即厂站采集系统）当月最后一日24时的上网关口表计底码数据，与各地市电力公司报送的表计底码值进行多源校核。核对后，按照上网关口表计期初、期末底码值及相应倍率，计算各发电企业当月实际上网电量。现货模式下，计量周期为15分钟，其他计算方式不变。

　　3．如何解决上网关口表计数据异常？

　　上网关口表计数据异常分为采集异常和示数异常两类。当采集数据环节出现异常时，需配合各地市电力公司，报送关口表计当月最后一日24时表计抄见数，用以计算当月上网电量。当出现因计量屏失压、电流互感器分流，电压切换继电器未动作等二次回路问题导致关口计量表计示数异常时，需及时与当地电力公司及省计量中心沟通，由省计量中心核实现场情况，出具《电量更正报告》，经省公司相关单位和部门及其他利益相关方确认后予以追退补结算。

　　4．发电企业当月结算的合同电量由哪些构成？

　　从交易周期上划分，发电企业当月结算合同电量可分为年度合同分月执行电量与月度合同电量。从结算类型上划分，发电企业结算合同电量可分为优先发电和基数电量、西龙池抽水蓄能电站容量电费招标合同电量、发电权交易合同电量、跨省跨区外送合同电量、省内直接交易合同电量等。

　　5．发电企业结算电费有哪些构成？

　　中长期结算模式下：中长期电量电费、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、偏差电量电费。

　　现货结算模式下：中长期电量电费、日前电能电费、实时电能电费、成本补偿费用、不平衡资金分摊与返还、约束性费用，辅助服务费用。

　　6．发电企业政府定价电量包括哪些？

　　根据规则定义，政府定价电量包括基准价电量、发电权电量、西龙池抽水招标电量、调试电量等。

　　7．现货结算模式下，机组实际启机，为什么没有机组启动费用？

　　根据结算规则，机组启动费用=机组申报启动费用*市场化电量占比，当该机组基准价电量大于实际上网电量时，机组启动费用为0。

　　8．现货结算模式下，新能源项目日前结算电量为何有时会大于0？

　　基准价电量按照“以用定发”原则进行分解时，部分时段新能源出力过大而非市场用户用电量较小，系统按照等比例削减的原则安排新能源基准价电量，导致日前结算电量大于0。

　　9．现货结算模式下，调平电量是指什么？

　　根据《山西省电力市场电费结算实施细则》（试运行V8.0版）相关表述，调平电量是指“批发市场用户月度结算电量（包括损耗电量）与累计分时实际用电量之差部分”，即：调平电量=月度结算电量-分时结算电量之和。

　　10．参与市场化交易的电力用户结算电费有哪些构成？

　　中长期结算模式下：电力用户结算电费包括电量电费、偏差考核电费、输配电费（含基本电费）、峰谷分时费差、功率因数调整电费、政府性基金及附加等。

　　现货结算模式下：电力用户结算电费包括电量电费、专项资金分摊及返还、输配电费（含基本电费）、功率因数调整电费、政府性基金及附加等。

　　独立参与交易的电力用户，以合同电价为基础计算电量电费；售电公司代理的电力用户，以售电公司与电力用户约定的零售结算方案为基础计算电量电费和偏差考核电费；售电公司在批发市场购入电费与其在零售市场售出电费的差额为其电量电费。

　　11．市场化电力用户当月全部合同电量及加权平均价如何计算？

　　电力用户当月全部合同电量为年度合同分月计划电量与月度交易合同电量之和。其合同加权平均价为各笔合同成交价的加权平均值。例如：a用户2018年1月结算合同电量及加权平均价如下：

　　12．售电公司收益如何计算？

　　售电公司电量电费=零售市场售出电费-批发市场购入电费

　　零售市场售出电费=零售用户市场化用电量×零售电价+传导给零售用户的偏差费用

　　售电公司收益为正时，由电网企业向售电公司支付，售电公司向电网企业出具增值税专用发票；售电公司收益为负时，由售电公司向电网企业支付，电网企业向售电公司出具增值税专用发票。

　　13．中长期结算模式与现货结算模式的区别有哪些？

　　结算区间不同：中长期结算模式下，发用两侧均是月结模式，电量可在月内平衡；现货结算模式下，发用两侧均执行“日清月结”结算模式，电量均在各时点平衡。

　　电价执行差异：中长期结算模式下，用电企业执行峰谷电价政策；现货结算模式下，用电企业不再执行峰谷电价政策，执行现货期间各时点电价。

　　14．现货结算模式下，如何实现追退补及各执行什么电价？

　　对于在日清分账单核对期内需要调整的事项，根据调整后情况更新日清分账单；对于在日账单核对期外、月度账单核对期内需要调整的事项，电网公司按照月内追退补方式在月度结算账单中进行追补；对于对于在月度账单核对期外需要调整的事项，将由电网企业在下一个现货结算周期内发起追退补流程，按照月度追退补方式在发现月月度结算账单中进行追补。

　　对于时点追补的情况，执行相应时点电价；对于月度追补的情况，执行发生月月度实时市场加权均价。

　　15．现货结算模式下，电力用户如何核对电量准确性？

　　鉴于电费是以月度为一个结算周期，电力用户可以通过电网公司出具的月度电费结算清单与交易平台公布电电量进行比对校核，校核公式如下：月度结算电量=交易平台公布时点电量+交易平台公布调平电量+交易平台公布追退补电量，其中追退补电量应归集进发生月进行电量校核。

　　16.电费账单包括哪些内容？

　　（1）批发用户账单

　　批发用户的电费=电能电费+偏差电费+输配电费+基本电费+力调电费+代征费

　　账单根据“电价”不同，分为输配部分（如账单-1、账单-2）与市场化交易部分（如账单-3）。

　　1）输配部分。根据该用户实际抄表计量点的数量，每只电能表电量体现在一张账单上，电量展示内容与零售用户账单相同，电费（含输配电费、基本电费、力调电费、代征费）合并体现在一张账单（如账单-2）。

　　“合计电量”为各只电能表当月记录电量之和，“单价”为电度输配电价，即不含基本电费的输配电价；

　　应收合计1=合计电量*电度输配电价+基本电费+力调电费+代征费

　　其中：

　　a.基本电费=计费基本量*基本电价

　　基本电费以月计算，但新装、增容、变更与终止用电的基本电费计算，按实用天数计算（日用电不足24小时的按一天计算）每日按全月基本电费1／30计算。事故停电、检修停电、计划限电不扣减基本电费。

　　执行两部制电价用户会产生基本电费，计费基本量为合同容量/合约最大需量/实际最大需量。

　　基本电价按变压器容量或按最大需量计费，由用电户选择，但在一年之内保持不变。（山西2021年按容量计费，基本电价为24元/千伏安·月；按最大需量计费，基本电价36元/千瓦·月）。

　　b.力调电费=（电量电费/市场化电能电费+基本电费）*功率因数调整率

　　（电量电费/市场化电能电费+基本电费）即为可参与调整电费，账单中为“实际力调”，不含代征费。

　　依据《关于调整山西省电网销售电价的通知功率因数调整电费办法》（83）水电财字第215号文件,根据用户用电负荷或者用电容量，现行执行力调的功率因数标准为0.9、0.85、0.8。

　　功率因数调整，根据计算的功率因数，高于或低于规定标准时，在按照规定的电价计算出其当月电费后，再按照“功率因数调整电费表”所规定的百分数增减电费。如用电户的功率因数在“功率因数调整电费表”所列两数之间，则以四舍五入计算。代征费用均不参加功率因数调整电费。

　　2）市场化交易部分。“合计电量”与输配部分电量相同，“单价”为批发市场交易结算价格。

　　应收合计2=合计电量*批发市场交易结算价

　　偏差电费暂未单独体现在用户账单中。

　　（2）售电公司账单

　　售电公司收益=零售售电电费-批发市场结算电费

　　零售售电电费=Σ（代理零售用户售电电量*交易电价）

　　批发市场结算电费=合约电费+合约转让电费+偏差电费合计

　　偏差电费合计=批发侧偏差电费-零售侧偏差传导电费

　　“批发侧偏差电费”依据“偏差电量类型”，包括超用/少用部分2%及以内，超用/少用部分2%以上两部分构成，即账单中“批发侧偏差电费1”，“批发侧偏差电费2”。

　　其中，“互动响应红利”是对参与“新能源+互动响应”交易的负荷聚合商（售电公司）响应交易单元的电费获利，包含于售电公司电费收入中，最终由售电公司将该红利返还给参与交易的充电桩零售用户。

　　五、平台使用

　　1．山西电力交易平台是什么？

　　山西电力交易平台是山西电力交易中心发布市场信息和用户开展电力交易的线上平台，其网址为：http://pmos.sx.sgcc.com.cn。电力交易平台主要包含“首页、我的主页、基本信息、我的交易、我的合同、信息发布”等核心功能，支持市场成员注册/变更、机组信息信息新增/变更、交易申报、交易结果查询、结算结果查询确认等业务。

　　2．山西电力交易平台应该使用哪些浏览器进行访问？

　　为了取得最佳浏览效果，电力交易平台建议使用360安全浏览器极速模式、IE9或者谷歌浏览器45.0以下版本进行访问。谷歌浏览器可在山西电力交易平台网站“常见问题”栏目中下载。

　　3．电脑打不开山西电力交易平台网页怎么办？

　　（1）首先确认本地网络连接是否正常，是否可以正常打开百度、北京交易中心等网站，同时确保本机没有将山西电力交易平台网址屏蔽。

　　（2）若本地网络连接正常，可以正常访问其他网站，则需在TCP/IP属性中配置DNS。将备用DNS服务器设为8.8.8.8，步骤如下：

　　4．交易平台用户账号密码输入错误如何解锁？

　　用户登录山西电力交易平台密码连续输入错误3次，用户账号会被锁定，请联系山西电力交易中心技术部进行解锁，电话0351-4269428，解锁后用户使用原密码登录即可。

　　5．交易平台用户账号密码遗失怎么办？

　　用户遇到电力交易平台账号或密码遗失情况，请登录山西电力交易平台《常见问题》栏目，下载《账号密码恢复申请表》填写并附办理人身份证正反面复印件，提交至山西电力交易中心技术部，地址：山西省太原市府东街71号，邮箱：sxjyzxwx2@126.com，电话：0351-4269428。

　　6．用户为何要使用CFCA数字证书登录山西电力交易平台？

　　为解决交易参与者身份确认、交易信息安全传输等问题，登录交易平台的用户统一采用用户密码及CFCA数字证书双重认证机制。

　　CFCA（China Financial Certification Authority），中国金融认证中心，是经中国人民银行和国家信息安全管理机构批准成立的国家级权威的安全认证机构，是重要的国家金融信息安全基础设施之一。

　　7．如何办理CFCA数字证书？

　　（1）CFCA委托北京科东电力控制系统有限责任公司作为电力交易平台数字证书代理人，由科东公司协助用户办理数字证书的材料审核及发放工作（CFCA数字证书即智能密码钥匙）。

　　（2）用户需向北京科东电力控制系统有限责任公司（数字证书指定电力交易资料收集审核代理公司）提交数字证书申请材料（提交电子版材料即可，接收邮箱为gdmails@126.com），《企业证书申请表》模板请登录山西电力交易平台首页《市场服务》栏目中查找《CFCA数字证书办理流程及所需资料》下载附件。

　　（3）北京科东收到申请材料后进行资质审核。如审核未通过，北京科东负责联系客户在申请表中的联系人，重新提交申请材料；

　　（4）用户办理数字证书需提前交费，具体缴费流程详见《CFCA数字证书办理流程及所需资料》中“代收费相关说明”；

　　（5）用户缴费后，北京科东需要1-3个工作日制作智能密码钥匙；

　　（6）办理完成后，北京科东会将智能密码钥匙和发票单据一并寄回至申请表中所填通信地址。

　　为了满足各客户的业务需要，同时防止电子钥匙的丢失、损坏、失效而影响到正常的工作，建议每家单位至少办理2把电子密码钥匙。分公司、办事处等分支机构较多的企业按照自己的业务需要办理相应数量的电子钥匙。电子密码钥匙初始PIN码为：123456。

　　申请办理数字证书所需要提供的材料：

序号	项目	要求	备注
1	企业证书申请表	1. 企业证书申请表一式二份； 2. 加盖申请单位公章。	企业信息中的“中文名称必须填写”电力用户工商注册名称。
2	企业营业执照复印件	加盖申请单位公章。
3	授权书	1. 加盖申请单位公章； 2. 授权人可为申请单位主管。 3. 一份。
4	申请者身份证复印件	1. 一份。	指授权书中被授权人的身份证复印件，正反面复印在同一张纸面。

　　8．CFCA数字证书如何续期？

　　办理CFCA数字证书续期的用户无需提交申请材料，相关材料在第一次申请办理时已经留档，直接缴费即可，具体缴费流程详见《CFCA数字证书办理流程及所需资料》中“代收费相关说明”。

　　9．如何使用CFCA数字证书？

　　进入电力交易平台网站，点击用户登录，然后点击“插件下载”并安装。

　　插件安装完成后，将CFCA数字证书连接电脑，弹出如图对话框（图一），提示运行程序和修改密码；选择“运行CFCA_UKTool.exe”（图二），系统安装CFCA数字证书驱动。

　　部分电脑由于杀毒软件的防护，运行程序未自动弹出，可通过打开“我的电脑”，选择“CFCA标准版管理工具”，右键打开（图三），运行选择“运行CFCA_UKTool.exe”（图四）。

　　首次使用CFCA数字证书会自动弹出如图对话框（图五），点击【确定】修改PIN密码，即口令。输入旧口令、新口令，再次输入新口令（图六）。若两次新口令相同，点击【确定】确认修改，两次口令不相同则需要重新设置。使用CFCA数字证书口令输错超过6次，CFCA数字证书将被锁定，需寄往中国金融认证中心进行解锁。

　　在运行程序中点击中国金融认证中心CFCA数字证书用户管理工具图标（图七），显示用户管理工具页面（图八）。

　　证书信息查看，选择标签下的证书路径（图九），点击【显示证书】。在弹出页面中选择“详细信息”“栏，可以查看使用者、有效期等详细信息（图十）。

　　在运行程序中右键单击中国金融认证中心CFCA数字证书用户管理工具图标（图十一），选择退出，退出后可将证书拔出。

　　10．用户使用交易平台进行交易之前需要注意哪些事项？

　　建议参与交易的用户在开展交易前半小时登录山西电力交易平台查看有无异常情况，交易过程中如遇到平台操作及登录的相关问题，请及时联系山西电力交易平台技术支持工作组，电话：0351-4266146，如有交易业务类问题请联系山西电力交易中心交易部，电话：0351-4266145。

　　11．如何关注山西电力交易中心官方微信公众号？

　　山西电力交易中心官方微信公众号于2017年8月26日正式上线运营，通过该微信公众号向用户及时推送交易中心动态、注册公示、交易公告、交易结果和结算信息等通知以及市场主体培训、常见问题解答等内容，为市场主体提供优质服务。具体工作开展以山西电力交易中心交易平台公告为准。

　　微信用户可以通过手机微信客户端搜索公众号名称“山西电力交易中心”或微信号“sxdljyzxdyh”，也可以扫描下方二维码关注“山西电力交易中心”官方微信公众号。

　　12．用户如何使用山西电力交易平台客户端？

　　山西电力交易平台客户端山西电力交易平台外网客户端于2017年4月正式部署上线，用户可通过山西电力交易平台首页下载安装。其业务功能与交易平台外网业务一致，主要涵盖“我的主页、基本信息、我的交易、我的合同、我的结算、信息发布”等七大核心功能，支持市场主体开展信息变更、交易申报、交易结果、计划结果和结算结果确认、合同信息查询分析、信息发布公示公告查询下载等业务。

　　13．售方申报购方确认形式的双边协商交易该如何操作？

　　一、发电企业（即售方）用户申报操作流程：

　　（1）发电企业用户在“我的主页-我的待办”中选择要参与的交易名称，或者在“我的交易-交易公告”中选择。

　　（2）发电企业用户点击“申报方申报”按钮，弹出申报页面，如图1所示。

　　（3）在申报页面上点击“新增”按钮，然后选择购方交易单元，弹出交易单元选择页面，如图2所示。

　　（4）填写“购方电量（总）”和“售方电价（总）”数据，然后点击“保存”按钮，如图3所示。

　　注：“购方电价”和“售方电量”为系统自动计算，选择时间段时默认全选，在全选的情况下保存数据后，每个时间段电量电价均为所显示电量电价，如果各时间段申报电量或电价不同，可分段新增。

　　（5）发电企业将所有达成协议电力用户交易信息申报完毕后，点击“提交”按钮，如图4所示。

　　注：提交前电量电价均可重新编辑，提交后数据无法更改。在购方确认前，如果申报电量和电价需要更改，可点击“撤销”按钮，但提交后的数据无法编辑和删除。

　　二、电力用户（即购方）确认申报操作流程：

　　（1）电力用户登录山西电力交易平台，在“我的交易-交易公告”下查看参与的交易名称，点击对应的“确认方确认”链接到确认方确认页面，如图5所示。

　　（2）选择待确认的数据，点击“同意”，进行确认，如图6所示。

　　14．购方申报售方确认形式的双边协商交易该如何操作？

　　一、电力用户申报操作流程：

　　（1）电力用户在“我的主页-我的待办”中选择要参与的交易名称，或者在“我的交易-交易公告”中选择。

　　（2）用户点击“申报方申报”按钮，弹出申报方申报页面，如图7所示。

　　（3）在申报页面上点击“新增-选择售方交易单元”，然后点击“确定”，如图8所示。

　　（4）填写“购方电量（总）”和“售方电价（总）”，然后点击“保存”按钮，如图9所示。

　　（5）电力用户将所有达成协议的发电企业交易信息申报完毕后，点击“提交”按钮，提交后，申报状态由“新建”变更为“待确认”如图10所示。

　　注：提交前电量电价均可重新编辑，提交后数据无法更改。在售方确认前，如果申报电量和电价需要更改，可点击“撤销”按钮，但提交后的数据无法编辑和删除。

　　二、发电企业确认申报

　　（1）发电企业用户登录山西电力交易平台，在“我的交易-交易公告”下查看参与的交易名称，点击对应的“确认方确认”链接到确认方确认页面，如图11所示。

　　（2）选择待确认的数据，点击“同意”按钮，进行确认，如图12所示。

　　15．常规报价方式的集中撮合交易该如何操作？

　　一、电力用户申报交易操作流程：

　　（1）电力用户登录山西电力交易平台，在“我的交易-交易公告”下查看参与的交易名称。

　　（2）点击“购方申报”链接到申报数据页面，填写“电量（总）、电价”数据，填写完成后，在左侧选中然后点击“申报选中”或全选点击“申报全部”，如图13所示。

　　二、发电企业申报交易操作流程：

　　（1）发电企业用户登录山西电力交易平台，在“我的交易-交易公告”下查看参与的交易名称。

　　（2）点击“售方申报”链接到申报数据页面，填写“电量（总）、电价”数据，填写完成后，在左侧选中然后点击“申报选中”或全选点击“申报全部”，如图14所示。

　　16．分段报价方式的集中撮合交易该如何操作？

　　一、电力用户申报交易操作流程：

　　（1）电力用户登录山西电力交易平台，在“我的交易-交易公告”下查看参与的交易名称。

　　（2）点击“购方申报”链接到申报数据页面，填写“电量（总）、电价”数据，填写完成后，在左侧选中然后点击“申报选中”或全选点击“申报全部”，如图15所示。

　　二、发电企业申报交易操作流程：

　　（1）发电企业用户登录山西电力交易平台，在“我的交易-交易公告”下查看参与的交易名称。

　　（2）点击“售方申报”链接到申报数据页面，填写“电量（总）、电价”数据，填写完成后，在左侧选中然后点击“申报选中”或全选点击“申报全部”，如图16所示。

　　17．外送电挂牌交易该如何操作？

　　一般情况下，外送电交易由北京电力交易中心组织，应登录北京电力交易平台进行操作交易，网址：http://pmos.sgcc.com.cn。若在山西电力交易中心组织的外送电交易，应登录山西电力交易中心，网址：http://pmos.sx.sgcc.com.cn。

　　由山西电力交易中心组织的外送电交易操作流程：

　　（1）用户登录山西电力交易平台账号后，在“我的待办”页面选中要参与的交易的名称，或者点击“我的交易”查看“交易公告”，选择交易序列，点击“售方申报”；

　　（2）点击“售方申报”进入集中交易售方申报页面后，在“申报数据”页签中，填写“上网电量”。数据填写完成后，在这条数据的左侧，点击选中，然后点击上方的“申报选中”，如图17所示。

　　18．合同转让双边协商交易该如何操作？

　　合同转让交易只有售方之间转让或购方之间转让，具体以交易规则为准。

　　一、申报方申报

　　（1）发电企业或电力用户登录交易平台后，在“我的主页-我的待办”中选择“合同转让双边协商交易”交易序列名称，或者在“我的交易-交易公告”中选择，如图18所示。

　　（2）在“申报方申报”界面中点击“新增”按钮，在弹窗出窗口中点击“选择购方交易单元”，选择购方交易单元名称并点击“确定”按钮，然后填入“购方电量”、“购方电价”和“售方电价”，在“电子合同”中选择本次交易合同名称，点击“保存”按钮，如图19所示。

　　（3）在“申报方申报”界面选中新建的数据，点击“提交”按钮，并在弹出窗口中点击“确定”按钮，则申报完成，如图20所示。

　　二、确认方确认

　　（1）发电企业或电力用户登录交易平台后，在“我的主页-我的待办”中选择“合同转让双边协商交易”交易序列名称，或者在“我的交易-交易公告”中选择，如图21所示。

　　（2）选择待确认的数据，点击“同意”按钮，并在弹出窗口中点击“确定”按钮，进行确认，如图22所示。

　　19．合同转让挂牌交易该如何操作？

　　一、挂牌页面

　　挂牌方在挂牌页面进行挂牌和挂牌调整操作，也可在此页面查询挂牌数据的成交明细。挂牌页面显示用户自己的每一笔挂牌情况，包括交易单元名称、转让合同名称、原合同分月电量、挂牌电量、可挂牌电量、分月电价、挂牌电价、交易电价、状态、成交电量、曲线查看剩余可调整次数、总申报限额、剩余限额等。鼠标悬浮至“总申报限额”或“剩余限额”时显示每个交易单元的总申报限额和剩余限额。可以对相应的交易序列进行查询、挂牌、挂牌调整、查看明细等操作，如图23所示。