12月9日，山西省能源局發布關于《2021年全省電力市場交易組織方案》的通知。
《方案》明確，2021年，受新冠疫情及全球經濟等因素影響，預計統調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統調發電量2280億千瓦時。
2021年全省發電量調控目標預安排為：優先發電量774億千瓦時，新投產機組調試電量20億千瓦時，市場化發電量1486億千瓦時。市場化發電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發自用電量120億千瓦時、西龍池招標電量26億千瓦時）。
《方案》還指出，全省現役燃煤機組、燃氣機組、光伏發電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）、風電、水電（不含抽水蓄能）、生物質燃燒發電機組，參與市場的發電企業應符合國家產業政策，取得發電業務許可證，污染物達標排放。
2020年已完成市場注冊并開展交易的發電企業、電力用戶、售電公司直接列入2021年度市場主體目錄，參與2021年市場交易。
在交易機制中，風電、光伏等新能源企業執行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業暫按雙邊協商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業參加交易之前，不再參加掛牌交易。新能源市場交易合約只能在新能源企業之間開展合同轉讓。
同時，鼓勵新能源企業按照山西省相關規定優先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現貨期間可根據市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業根據需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現貨期間根據實際情況，與各類電力直接交易統籌安排。
鼓勵新能源企業與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發〔2020〕473號）相關規定，開展月度掛牌交易，確定次月棄限電時段參與需求側響應的交易價格和排序。
另外，根據2021年山西省電力現貨市場結算試運行的相關安排，2021年電力直接交易合同分為非現貨與現貨兩種模式，在非現貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現貨模式，在現貨市場結算試運行期間履行的合同采用現貨模式。
政策原文如下：
關于印發《2021年全省電力市場交易組織方案》的通知
晉能源電力發[2020]591號
各市能源局，國網山西省電力公司、山西地方電力有限公司，山西電力交易中心有限公司，各發電集團及有關發電、售電、用電企業：
為深入貫徹落實國家關于推進電力市場化改革的有關精神和省政府辦公廳關于《山西省進一步推進電力市場建設工作方案》（晉政辦發〔2020〕87號）的要求，做好2021年全省電力市場交易組織工作，省能源局會同相關部門及單位結合實際研究制定了《2021年全省電力市場交易組織方案》，經報省政府分管領導同意，現印發執行。
山西省能源局
2020年12月4日
2021年全省電力市場交易組織方案
為落實國家電力市場化改革的有關精神和省政府辦公廳關于《山西省進一步推進電力市場建設工作方案》（晉政辦發〔2020〕87號）要求，有序推進我省電力市場健康發展，特制定2021年全省電力市場交易組織方案。
一、交易規模
2021年，受新冠疫情及全球經濟等因素影響，預計統調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統調發電量2280億千瓦時。按照國家有關放開發用電計劃的政策要求和省能源局印發《全省電力供需平衡預案管理辦法》（晉能源電力發〔2020〕493號）精神，考慮我省新能源裝機的快速增長等因素，2021年全省發電量調控目標預安排為：優先發電量774億千瓦時（詳見附表），新投產機組調試電量20億千瓦時，市場化發電量1486億千瓦時。市場化發電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發自用電量120億千瓦時、西龍池招標電量26億千瓦時）。
二、市場主體
（一）入市范圍
參與電力交易的市場主體包括電網企業、發電企業、售電公司、電力用戶等。應為具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體，內部核算的電力用戶、發電企業經法人單位授權，方可參加。
發電企業：全省現役燃煤機組、燃氣機組、光伏發電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）、風電、水電（不含抽水蓄能）、生物質燃燒發電機組，參與市場的發電企業應符合國家產業政策，取得發電業務許可證，污染物達標排放。鼓勵燃煤自備電廠余量發電參與市場，鼓勵利用工業生產過程中余熱、余壓、余氣自備電廠自發自用以外電量參與市場交易。
電力用戶：除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，逐步全面放開經營性領域電力用戶參與市場交易。供氣、供熱、供水、污水處理等公用事業用戶自愿申請參與市場交易，應向省電力交易中心提供市場風險自擔承諾書。各類電力用戶應符合國家產業政策要求，產品和工藝屬于《產業結構調整指導目錄》（2019本）中淘汰類和限制類且執行差別電價政策的電力用戶暫不參與市場化交易。執行大工業用電的電力用戶不受電壓等級和電量限制；執行一般工商業用電的電力用戶不受電壓等級限制，上年度（2019年11月-2020年10月）用電量應在500萬千瓦時以上（果品冷藏用電和電信基站用電除外），或新投產企業用電報裝容量應在1500千伏安以上；支持14個戰略性新興產業和出口加工貿易類企業、“煤改電”交易電量全電量參與市場交易，不受電壓等級和電量限制；支持增量配電網試點參與市場交易，擁有配電網運營權的售電公司、區域內電力用戶以打包形式全電量參與市場交易，不受電壓等級和電量限制。
售電公司準入條件仍按照晉政辦發〔2016〕113號文件要求執行。已具有法人資格且符合售電公司準入條件的發電企業、電力建設企業，高新產業園區及經濟技術開發區內供水、供氣、供熱等公共服務公司和節能服務公司可以向工商部門申請增加售電業務。
（二）入市程序
1.2020年已完成市場注冊并開展交易的發電企業、電力用戶、售電公司直接列入2021年度市場主體目錄，參與2021年市場交易。完成市場注冊但尚未開展交易的電力用戶，在參與市場交易之前執行政府目錄電價。無正當理由退市或被強制退市的電力用戶，由為其提供輸配電服務的電網企業承擔保底供電責任，執行電網企業與電力用戶交易的保底價格，具體由省價格主管部門確定。已開展交易的用電側市場主體，未簽訂新的交易合同但發生實際用電時，不再按照政府目錄電價結算，其中，參加批發市場的用戶按規則進行偏差結算，參加零售交易的用戶按照保底價格進行結算。
2.對于符合準入條件但尚未入市的電力用戶，實行負面清單制，并進一步簡化注冊程序。由電網企業按照電力用戶放開范圍匯總提出新入市用戶名單報省能源局，經組織各市能源局進行負面清單審查后，電網企業將負面清單以外電力用戶的必要注冊信息直接推送至省電力交易中心，并負責通知電力用戶在省電力交易中心交易平臺履行簡單注冊手續后即可直接入市。每月25日前完成注冊的電力用戶可從次月起參與電力交易。對5G等電信基站用電，以集團為單位統一安排入市。
3.新入市的發電企業，由各市能源局負責按準入規定進行核實并組織公示，公示無異議的發電企業通過山西省電力需求側管理平臺報省能源局，列入2021年度市場主體目錄。
4.對新入市的售電公司，仍按原程序通過山西省電力需求側管理平臺進行網上申報，由省能源局組織公示，公示期為1個月，公示無異議后列入市場目錄。已列入省內市場目錄名單、且在省電力交易中心完成注冊的售電公司，出現注冊信息變更時，要在5個工作日內向電力交易平臺提交變更材料；出現企業名稱、股東或實際控制人、公司資產等重要信息發生變更的，仍按照原程序向省能源局申請變更相關信息，并進行為期5個工作日的公示。
5.新申報入市的發電企業和售電公司，申報賬號按照屬地管理原則由各市能源局分發，申報材料仍按照相關規定執行。2021年售電公司新入市申報按照《關于做好2021年售電公司申報工作的通知》開展。新能源等發電企業新入市申報時間為每月25日。
（三）退出程序
1.不符合國家相關政策要求或按照電力市場規則屬強制退市的市場主體，按照有關規定履行退市程序。
2.省工信廳對戰略性新興產業用戶實行動態備案管理，對不符合戰略性新興產業備案條件的用戶，將退出戰略性新興產業交易，改為普通交易。
三、交易安排
結合電力現貨市場試運行情況，進一步規范電力中長期市場，并做好現貨結算試運行期間中長期市場和現貨市場的有效銜接。
（一）批發市場
1. 交易類型
長協交易。對煤電聯營的發電企業與下游電力用戶實現相互參股20%以上的、發電企業和電力用戶屬同一集團控股的、發電企業與就近園區開展綜合能源服務試點的、發電企業與電力用戶開展“自供煤代加工電力”深度合作的，允許雙方開展長協交易。對2020年已參加長協交易的市場主體進行重新核定，滿足長協交易條件的可繼續納入2021年長協交易范圍，2021年長協交易總量不突破2020年規模。
戰略性新興產業用電交易。按照省委省政府安排，對14個戰略性新興產業企業的生產用電，以用戶側掛牌（電量和電價）、發電側摘牌的交易方式組織，交易采用典型曲線，現貨試運行期間根據電力市場相關規則雙方可調整曲線。
普通交易。除長協交易及戰略性新興產業用電交易以外的所有入市電力用戶均參與普通交易。參與長協交易的用戶可以參與普通交易，戰略性新興產業用戶不再參與普通交易。榆林地電公司增量用電可參與山西電力直接交易，通過雙邊協商方式按月開展交易，暫不設供需比。榆林公司暫不參與山西省內現貨市場。
2. 交易機制
為有效規避市場風險，提高市場交易效率，批發市場（除長協交易及新能源外）所有交易要實現全流程線上交易，零售市場和合同轉讓市場逐步過渡到全部線上交易。同時，為妥善處理現貨試運行期間，與中長期交易的合理銜接，2021年普通交易暫不開展年度交易、暫不采取雙邊交易方式。
長協交易按年度（多年）雙邊自主協商方式組織；戰略性新興產業用電交易按年度、月度掛牌交易方式組織（并以單獨序列形式與月內、周及周內普通交易同步組織掛牌交易）；普通交易按月度、月內、周及周內組織交易，主要采取掛牌交易方式，根據市場需求可增加集中競價交易。
普通交易每次組織均設置火電企業可交易電量與需求電量的供需比K:1。供需比K值根據上年度發電側平均利用小時數、批發用戶或售電公司上年度實際用電量及2021年用電增量、市場交易均價等因素，由電力市場管理委員會在11月底前提出并報省能源局，由省能源局會同山西能監辦研究確定。
普通交易的月度、月內交易按相應交易批次用戶側掛牌電量作為基數，按照供需比K值核定火電企業交易總上限和各火電企業自身交易電量上限。為保障民生供熱，具體火電機組按照是否供熱區分供熱期與非供熱期的可交易量上限比例：在1月-4月、11月、12月供熱期，供熱機組與非供熱機組單位容量可交易量上限按照6:4執行；在5月-10月非供熱期，供熱機組與非供熱機組單位容量可交易量上限按照4:6執行。
普通交易摘牌分兩個階段組織：第一階段，各火電企業最大可摘電量為自身交易量上限的70%；第二階段，各火電企業對剩余電量進行摘牌，不得超出自身交易量上限。
風電、光伏等新能源企業執行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業暫按雙邊協商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業參加交易之前，不再參加掛牌交易。新能源市場交易合約只能在新能源企業之間開展合同轉讓。
除局域電網配套電源點外，參與長協交易的火電企業，發電利用小時數暫不超過4500小時，后期隨著用電增速變化適當調整，參與長協交易的火電機組不再參與除戰略性新興產業用電交易之外的省內普通交易（不含合同轉讓交易）。長協交易合同轉讓僅可轉讓次月及月內合同，用戶側長協交易合同只能在參與長協交易的用戶（含售電公司）之間開展合同轉讓，發電側長協交易合同轉讓不受限制。長協交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算（不與其他業務單元打包結算）。
發電企業按照我省電力交易相關規則開展常規交易，同時可自愿選擇參與戰略性新興產業用電交易。鼓勵火電企業參與戰略性新興產業用電交易，在能夠確保電網及機組安全穩定運行的前提下，戰略性新興產業用電交易不設置供需比。戰略性新興產業用電交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算。戰略性新興產業用戶側（含售電公司）只能在參與戰略性新興產業用電交易的企業之間通過合同轉讓處理偏差（即不能跨序列進行合同轉讓），發電側戰略性新興產業用電交易合同轉讓不受限制。
鼓勵新能源企業按照我省相關規定優先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現貨期間可根據市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業根據需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現貨期間根據實際情況，與各類電力直接交易統籌安排。鼓勵新能源企業與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發〔2020〕473號）相關規定，開展月度掛牌交易，確定次月棄限電時段參與需求側響應的交易價格和排序。
晉北風電基地新能源企業在優先滿足雁淮直流送江蘇需求后，富余發電能力可參與省內交易。
推動燃煤自備電廠積極落實《國家發展改革委 國家能源局關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號）精神，按照相關規則與新能源企業開展發電權轉讓交易，完成消納可再生能源電力的配額比例。
根據2021年我省電力現貨市場結算試運行的相關安排，2021年電力直接交易合同分為非現貨與現貨兩種模式，在非現貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現貨模式，在現貨市場結算試運行期間履行的合同采用現貨模式。
非現貨模式下的中長期直接交易機制：
（1）非現貨模式下的中長期直接交易不需約定曲線。原執行峰谷電價的用戶繼續按原結算模式執行。
（2）按照《國家發改委關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規〔2019〕1658號）文件精神，非現貨模式下2021年我省燃煤發電機組中長期普通交易上網電價在“基準價+上下浮動”范圍內形成，基準價按我省現行燃煤發電上網基準電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。
參與長協交易的市場主體在開展雙邊自主協商時，應按照發改價格規〔2019〕1658號，雙方自主協商確定初始交易電價。雙方可協商將電煤價格指數、下游產品價格和月度交易均價三個指標之一或多個作為浮動參考因素，約定電價浮動原則，在交易平臺中選擇相關參數，簽訂價格調整協議且上傳至交易平臺后，每月按照確定的浮動電價調整次月交易價格。具體合同格式參照國家發改委下發的《電力中長期交易合同示范文本》，根據我省實際情況確定合適的示范文本。交易時未約定浮動機制的，年度、季度交易價格不得調整。
中長期交易形成的上網電價包括脫硫、脫銷、除塵電價和超低排放電價。
（3）直接交易合同的偏差結算按照我省電力市場規則體系相關條款規定執行。
（4）市場主體調整后的年度電力直接交易分月電量，均須通過安全校核后執行。安全校核不通過時，不同交易周期的電量，按照月內、月度和年度順序依次核減；同一交易周期的，按照交易相關規則進行核減。被核減的年度合同分月電量不再滾動，核減相應的合同電量。
現貨模式下的中長期直接交易機制：
（1）市場主體所有直接交易合同均須分時定量定價并錄入交易平臺。分時價格約定范圍及合同調整辦法按照我省電力市場規則體系相關條款規定執行。現貨模式下中長期交易的組織方式經山西省電力市場專班研討確定后另行明確。
（2）根據國家發改委專題會議要求，為保證市場穩定，規避市場風險和市場主體投機行為，引導市場主體簽訂中長期合同，在開展電力現貨市場初期，電力用戶、售電公司參與現貨交易申報時應確保日內中長期（直接交易）合約總量不低于日總用電量（不含總表計量中不參與市場部分的電量）的95%（即規則體系中參數BL=95，后期根據市場成熟度逐步調整BL值），對低于95%部分電量的獲利空間，按照我省電力市場規則體系相關條款進行費用回收與疏導。
（3）為防止過度套利、控制市場運行風險，建立中長期交易曲線與實際用電曲線偏差回收機制，具體按我省電力市場規則體系相關條款規定執行。
（二）零售市場
1.年用電量超過1000萬千瓦時的電力用戶，或新投產企業用電報裝容量超過3000千伏安的電力用戶，可以通過批發市場與發電企業直接交易，也可通過零售市場與售電公司交易，二者只能選擇一種，在交易合同履行期限內不得更改。無議價能力的電力用戶和年用電量低于1000萬千瓦時的電力用戶或企業用電報裝容量低于3000千伏安的新投產電力用戶，通過零售市場與售電公司開展電力交易。
2.經省工信廳備案的戰略性新興產業用戶，參與戰略性新興產業用電交易不受電壓等級和電量限制；按照相關規定公開遴選一批具有一定技術和實力的售電公司為戰略性新興產業用戶市場交易提供服務，由用戶從中自愿選擇；不滿足參與批發市場條件的用戶，須與遴選出的為戰略性新興產業企業提供服務的售電公司綁定后，由其代理參與戰略性新興產業用電交易。
3.山西電力交易平臺提供五種售電公司與電力用戶在零售市場交易的價格模式供市場主體選擇（應當分別約定非現貨模式與現貨模式下的價格機制）：一是根據用戶用電曲線分時定價（適合曲線波動較大或分時用電用戶）；二是固定價格（適合曲線波動不大用戶）；三是固定價格加利潤分成模式；四是全部利潤分成模式；五是成交均價+固定價差模式（成交均價指批發市場成交合同分月電量電價的加權平均，不包含月內組織的各項交易）。
4.2021年售電公司與零售用戶在交易平臺綁定全部以電子化合約形式實現，紙質合同由雙方自行保存，作為處理爭議的依據。支持開展綜合電能服務項目合作的售電公司與電力用戶簽訂1年及以上的戰略合作協議。售電公司與零售用戶在交易平臺的綁定有效期最長不超過3個月，綁定期滿后電力用戶可重新選擇售電公司進行綁定確認，不進行綁定確認的視為原綁定關系延續，售電公司與零售用戶在交易平臺進行綁定確認時，須如實填報零售電價和預計交易電量。
5.零售用戶在同一周期僅可與一家售電公司在交易平臺綁定，綁定后交易平臺不再受理新的綁定申請。售電公司與用戶簽訂合作協議時，要明確合同唯一性違約條款。對涉及“一戶多簽”的，由售電公司與用戶自行協商或通過法律途徑解決。對用戶認為售電公司涉及偽造公章、偽造合同、以非法途徑獲得用戶交易密碼等情況，用戶應向公安機關報案處理。對存在違法行為的售電公司或用戶，按照有關交易規則進行處置。
6.各市場主體要提高市場風險防范意識，理性參與市場交易。山西電力交易中心月前組織售電公司及零售用戶綁定結算方案，對于可能出現的批零價格倒掛情況，售電公司需按合同電量全額現金繳納差額費用，未完成繳納的，將暫停售電公司批零兩級市場合同執行，具體按相關規則執行。
7.被強制退市或無正當理由退市的市場主體，其剩余合同由省電力交易中心組織公開進行轉讓，具體按相關規則執行。
8.為了降低市場主體交易和合同執行風險，在滿足電網安全約束的前提下，市場主體可按照相關規則開展合同轉讓。為規避售電公司脫離電力用戶囤積電量和惡意操縱市場，對售電公司月內中長期合同凈轉出（轉入和轉出相抵后）總電量占其當月成交（買入）電量的比例設置限值，即針對交易執行月，（售電公司可申報轉出電量+已經形成交易合同的月度、月內轉出電量-已經形成交易合同的月度、月內轉入電量）/（年度直接交易分月電量+已經形成交易合同的月度、月內直接交易電量+已經形成交易合同的月度、月內轉入電量）≤限制比例。具體限制比例按我省電力市場規則體系相關條款規定執行。
9.不具備分表、分時計量的入市電力用戶（低壓用戶），應當盡快完善計量相關條件后參與現貨市場；暫無法參與現貨市場時，在零售市場通過售電公司購電。現貨模式下售電公司綁定此類用戶在批發市場交易時，只能選擇典型曲線與電廠簽訂中長期合約，后期合約曲線形狀不得調整。現貨市場結算試運行期間，售電公司代理的此類用戶的中長期合約偏差按照相關規則進行結算。
10.進入市場的售電公司要按照省能源局、省發展改革委、山西能監辦聯合印發的《全省電力市場售電公司信用評價與風險防范管理辦法》要求，辦理履約保函、繳納風險保證金等手續。對在2020年度全省售電公司核查中，存在資產不實、技術人員不到位、財務審計報告不規范、信用核查異常等問題的售電公司，按照有關規定采取相應措施，進一步規范售電公司的運營管理。
11.鼓勵售電公司不斷創新服務項目和內容，認真落實省能源局印發的《全省電力市場售電公司服務能力評價標準》文件精神，向電力用戶提供綜合電能服務等增值服務；應用信息技術手段，加強零售市場電力用戶的用能服務管理；按照省電力交易中心交易平臺的接口技術規范，建立第三方交易輔助系統，實現與交易平臺的數據貫通，進一步完善市場功能和激發市場活力。第三方交易輔助系統應滿足相關技術標準和安全規范，履行與交易平臺的對接手續后投入運營。鼓勵無議價能力的電力用戶和年用電量低于1000萬千瓦時的電力用戶，通過第三方交易輔助系統進行線上零售交易。
12.對果庫冷藏用電和5G等電信基站用電，采取通過售電公司打包交易、分表計量、屬地結算的方式參與市場。
（三）其他事項
本方案未具體明確的事項，在非現貨市場結算試運行期間與開展現貨市場結算試運行期間，均按照我省電力市場規則體系相關條款執行。如有特殊或爭議事項，由省能源局會同相關部門在交易開展前進行明確。
四、相關要求
（一）各市能源局要加強對市場主體的事中、事后管理。按照負面清單有關要求，及時發現并提出不具備參與市場交易和需退出市場的電力用戶名單；對發電企業和售電公司要嚴把準入關，對申報材料的真實性進行查驗，按規定的條件和程序組織進行網上申報。
（二）對不具備分表、分時計量條件的電力用戶，省電力公司、山西地方電力有限公司及增量配網運營企業要具體研究，推動盡快解決其參與電力現貨市場的相關問題。省電力交易中心要進一步提升服務質量，建立和完善市場信息披露制度，為市場主體提供更便捷的交易服務；要進一步優化清算、結算流程，縮短電費支付時間，相關方案要向省能源局和山西能監辦報備；要強化交易信息報備制度，每批次直接交易相關情況要向省能源局和山西能監辦報備；要繼續做好對第三方交易輔助系統接入的支持和服務工作。市場運營機構要完善電力市場規則體系及技術支持系統市場力檢測相關條款及措施，注意防控市場風險。
（三）各有關交易主體對申報材料的真實性承擔責任，要按照交易相關安排要求，做好交易申報和結算等工作，堅持平等協商，自主交易，誠信為本；嚴禁串通聯盟，形成價格堡壘，干擾交易秩序；要強化風險意識，立足實際開展電力交易，不斷增強風險防控能力。對市場主體出現嚴重違規交易和不誠信行為的，將納入誠信考核體系，情節嚴重的列入市場黑名單實施聯合懲戒。
（四）參加電力市場的電力用戶要加強電力需求側管理，盡快完成電能信息采集系統建設，并接入山西省電力需求側管理平臺，為企業實現電能實時監測、交易偏差處理、開展節電服務等提供技術支撐，并為參與現貨市場積累電能量數據；電力用戶在參與零售市場時要強化風險意識，要對合作的售電公司進行充分的了解，并在購售電綁定合同中明確違約條款和處理責任。
（五）售電公司要注重風險防控，發揮好發電企業與電力用戶之間的橋梁作用，堅決杜絕售電公司脫離發電企業和電力用戶單邊“賭市場”；要強化對電力用戶用電曲線的監測能力，通過市場創新凸顯價值、提升市場競爭力；售電公司應做好用戶培訓，引導用戶優化用電習慣和降低交易風險；售電公司要結合電力用戶用電特性和潛在停限產風險，靈活用好年度、月度、周交易和合同轉讓交易政策，有效規避市場風險。
（六）電力市場管理委員會要在研究市場規劃、制定交易細則、協調爭議和加強監督等方面發揮作用，維護和保障市場主體的合法權益。
《方案》明確，2021年，受新冠疫情及全球經濟等因素影響，預計統調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統調發電量2280億千瓦時。
2021年全省發電量調控目標預安排為：優先發電量774億千瓦時，新投產機組調試電量20億千瓦時，市場化發電量1486億千瓦時。市場化發電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發自用電量120億千瓦時、西龍池招標電量26億千瓦時）。
《方案》還指出，全省現役燃煤機組、燃氣機組、光伏發電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）、風電、水電（不含抽水蓄能）、生物質燃燒發電機組，參與市場的發電企業應符合國家產業政策，取得發電業務許可證，污染物達標排放。
2020年已完成市場注冊并開展交易的發電企業、電力用戶、售電公司直接列入2021年度市場主體目錄，參與2021年市場交易。
在交易機制中，風電、光伏等新能源企業執行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業暫按雙邊協商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業參加交易之前，不再參加掛牌交易。新能源市場交易合約只能在新能源企業之間開展合同轉讓。
同時，鼓勵新能源企業按照山西省相關規定優先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現貨期間可根據市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業根據需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現貨期間根據實際情況，與各類電力直接交易統籌安排。
鼓勵新能源企業與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發〔2020〕473號）相關規定，開展月度掛牌交易，確定次月棄限電時段參與需求側響應的交易價格和排序。
另外，根據2021年山西省電力現貨市場結算試運行的相關安排，2021年電力直接交易合同分為非現貨與現貨兩種模式，在非現貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現貨模式，在現貨市場結算試運行期間履行的合同采用現貨模式。
政策原文如下：
關于印發《2021年全省電力市場交易組織方案》的通知
晉能源電力發[2020]591號
各市能源局，國網山西省電力公司、山西地方電力有限公司，山西電力交易中心有限公司，各發電集團及有關發電、售電、用電企業：
為深入貫徹落實國家關于推進電力市場化改革的有關精神和省政府辦公廳關于《山西省進一步推進電力市場建設工作方案》（晉政辦發〔2020〕87號）的要求，做好2021年全省電力市場交易組織工作，省能源局會同相關部門及單位結合實際研究制定了《2021年全省電力市場交易組織方案》，經報省政府分管領導同意，現印發執行。
山西省能源局
2020年12月4日
2021年全省電力市場交易組織方案
為落實國家電力市場化改革的有關精神和省政府辦公廳關于《山西省進一步推進電力市場建設工作方案》（晉政辦發〔2020〕87號）要求，有序推進我省電力市場健康發展，特制定2021年全省電力市場交易組織方案。
一、交易規模
2021年，受新冠疫情及全球經濟等因素影響，預計統調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統調發電量2280億千瓦時。按照國家有關放開發用電計劃的政策要求和省能源局印發《全省電力供需平衡預案管理辦法》（晉能源電力發〔2020〕493號）精神，考慮我省新能源裝機的快速增長等因素，2021年全省發電量調控目標預安排為：優先發電量774億千瓦時（詳見附表），新投產機組調試電量20億千瓦時，市場化發電量1486億千瓦時。市場化發電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發自用電量120億千瓦時、西龍池招標電量26億千瓦時）。
二、市場主體
（一）入市范圍
參與電力交易的市場主體包括電網企業、發電企業、售電公司、電力用戶等。應為具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體，內部核算的電力用戶、發電企業經法人單位授權，方可參加。
發電企業：全省現役燃煤機組、燃氣機組、光伏發電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）、風電、水電（不含抽水蓄能）、生物質燃燒發電機組，參與市場的發電企業應符合國家產業政策，取得發電業務許可證，污染物達標排放。鼓勵燃煤自備電廠余量發電參與市場，鼓勵利用工業生產過程中余熱、余壓、余氣自備電廠自發自用以外電量參與市場交易。
電力用戶：除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，逐步全面放開經營性領域電力用戶參與市場交易。供氣、供熱、供水、污水處理等公用事業用戶自愿申請參與市場交易，應向省電力交易中心提供市場風險自擔承諾書。各類電力用戶應符合國家產業政策要求，產品和工藝屬于《產業結構調整指導目錄》（2019本）中淘汰類和限制類且執行差別電價政策的電力用戶暫不參與市場化交易。執行大工業用電的電力用戶不受電壓等級和電量限制；執行一般工商業用電的電力用戶不受電壓等級限制，上年度（2019年11月-2020年10月）用電量應在500萬千瓦時以上（果品冷藏用電和電信基站用電除外），或新投產企業用電報裝容量應在1500千伏安以上；支持14個戰略性新興產業和出口加工貿易類企業、“煤改電”交易電量全電量參與市場交易，不受電壓等級和電量限制；支持增量配電網試點參與市場交易，擁有配電網運營權的售電公司、區域內電力用戶以打包形式全電量參與市場交易，不受電壓等級和電量限制。
售電公司準入條件仍按照晉政辦發〔2016〕113號文件要求執行。已具有法人資格且符合售電公司準入條件的發電企業、電力建設企業，高新產業園區及經濟技術開發區內供水、供氣、供熱等公共服務公司和節能服務公司可以向工商部門申請增加售電業務。
（二）入市程序
1.2020年已完成市場注冊并開展交易的發電企業、電力用戶、售電公司直接列入2021年度市場主體目錄，參與2021年市場交易。完成市場注冊但尚未開展交易的電力用戶，在參與市場交易之前執行政府目錄電價。無正當理由退市或被強制退市的電力用戶，由為其提供輸配電服務的電網企業承擔保底供電責任，執行電網企業與電力用戶交易的保底價格，具體由省價格主管部門確定。已開展交易的用電側市場主體，未簽訂新的交易合同但發生實際用電時，不再按照政府目錄電價結算，其中，參加批發市場的用戶按規則進行偏差結算，參加零售交易的用戶按照保底價格進行結算。
2.對于符合準入條件但尚未入市的電力用戶，實行負面清單制，并進一步簡化注冊程序。由電網企業按照電力用戶放開范圍匯總提出新入市用戶名單報省能源局，經組織各市能源局進行負面清單審查后，電網企業將負面清單以外電力用戶的必要注冊信息直接推送至省電力交易中心，并負責通知電力用戶在省電力交易中心交易平臺履行簡單注冊手續后即可直接入市。每月25日前完成注冊的電力用戶可從次月起參與電力交易。對5G等電信基站用電，以集團為單位統一安排入市。
3.新入市的發電企業，由各市能源局負責按準入規定進行核實并組織公示，公示無異議的發電企業通過山西省電力需求側管理平臺報省能源局，列入2021年度市場主體目錄。
4.對新入市的售電公司，仍按原程序通過山西省電力需求側管理平臺進行網上申報，由省能源局組織公示，公示期為1個月，公示無異議后列入市場目錄。已列入省內市場目錄名單、且在省電力交易中心完成注冊的售電公司，出現注冊信息變更時，要在5個工作日內向電力交易平臺提交變更材料；出現企業名稱、股東或實際控制人、公司資產等重要信息發生變更的，仍按照原程序向省能源局申請變更相關信息，并進行為期5個工作日的公示。
5.新申報入市的發電企業和售電公司，申報賬號按照屬地管理原則由各市能源局分發，申報材料仍按照相關規定執行。2021年售電公司新入市申報按照《關于做好2021年售電公司申報工作的通知》開展。新能源等發電企業新入市申報時間為每月25日。
（三）退出程序
1.不符合國家相關政策要求或按照電力市場規則屬強制退市的市場主體，按照有關規定履行退市程序。
2.省工信廳對戰略性新興產業用戶實行動態備案管理，對不符合戰略性新興產業備案條件的用戶，將退出戰略性新興產業交易，改為普通交易。
三、交易安排
結合電力現貨市場試運行情況，進一步規范電力中長期市場，并做好現貨結算試運行期間中長期市場和現貨市場的有效銜接。
（一）批發市場
1. 交易類型
長協交易。對煤電聯營的發電企業與下游電力用戶實現相互參股20%以上的、發電企業和電力用戶屬同一集團控股的、發電企業與就近園區開展綜合能源服務試點的、發電企業與電力用戶開展“自供煤代加工電力”深度合作的，允許雙方開展長協交易。對2020年已參加長協交易的市場主體進行重新核定，滿足長協交易條件的可繼續納入2021年長協交易范圍，2021年長協交易總量不突破2020年規模。
戰略性新興產業用電交易。按照省委省政府安排，對14個戰略性新興產業企業的生產用電，以用戶側掛牌（電量和電價）、發電側摘牌的交易方式組織，交易采用典型曲線，現貨試運行期間根據電力市場相關規則雙方可調整曲線。
普通交易。除長協交易及戰略性新興產業用電交易以外的所有入市電力用戶均參與普通交易。參與長協交易的用戶可以參與普通交易，戰略性新興產業用戶不再參與普通交易。榆林地電公司增量用電可參與山西電力直接交易，通過雙邊協商方式按月開展交易，暫不設供需比。榆林公司暫不參與山西省內現貨市場。
2. 交易機制
為有效規避市場風險，提高市場交易效率，批發市場（除長協交易及新能源外）所有交易要實現全流程線上交易，零售市場和合同轉讓市場逐步過渡到全部線上交易。同時，為妥善處理現貨試運行期間，與中長期交易的合理銜接，2021年普通交易暫不開展年度交易、暫不采取雙邊交易方式。
長協交易按年度（多年）雙邊自主協商方式組織；戰略性新興產業用電交易按年度、月度掛牌交易方式組織（并以單獨序列形式與月內、周及周內普通交易同步組織掛牌交易）；普通交易按月度、月內、周及周內組織交易，主要采取掛牌交易方式，根據市場需求可增加集中競價交易。
普通交易每次組織均設置火電企業可交易電量與需求電量的供需比K:1。供需比K值根據上年度發電側平均利用小時數、批發用戶或售電公司上年度實際用電量及2021年用電增量、市場交易均價等因素，由電力市場管理委員會在11月底前提出并報省能源局，由省能源局會同山西能監辦研究確定。
普通交易的月度、月內交易按相應交易批次用戶側掛牌電量作為基數，按照供需比K值核定火電企業交易總上限和各火電企業自身交易電量上限。為保障民生供熱，具體火電機組按照是否供熱區分供熱期與非供熱期的可交易量上限比例：在1月-4月、11月、12月供熱期，供熱機組與非供熱機組單位容量可交易量上限按照6:4執行；在5月-10月非供熱期，供熱機組與非供熱機組單位容量可交易量上限按照4:6執行。
普通交易摘牌分兩個階段組織：第一階段，各火電企業最大可摘電量為自身交易量上限的70%；第二階段，各火電企業對剩余電量進行摘牌，不得超出自身交易量上限。
風電、光伏等新能源企業執行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業暫按雙邊協商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業參加交易之前，不再參加掛牌交易。新能源市場交易合約只能在新能源企業之間開展合同轉讓。
除局域電網配套電源點外，參與長協交易的火電企業，發電利用小時數暫不超過4500小時，后期隨著用電增速變化適當調整，參與長協交易的火電機組不再參與除戰略性新興產業用電交易之外的省內普通交易（不含合同轉讓交易）。長協交易合同轉讓僅可轉讓次月及月內合同，用戶側長協交易合同只能在參與長協交易的用戶（含售電公司）之間開展合同轉讓，發電側長協交易合同轉讓不受限制。長協交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算（不與其他業務單元打包結算）。
發電企業按照我省電力交易相關規則開展常規交易，同時可自愿選擇參與戰略性新興產業用電交易。鼓勵火電企業參與戰略性新興產業用電交易，在能夠確保電網及機組安全穩定運行的前提下，戰略性新興產業用電交易不設置供需比。戰略性新興產業用電交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算。戰略性新興產業用戶側（含售電公司）只能在參與戰略性新興產業用電交易的企業之間通過合同轉讓處理偏差（即不能跨序列進行合同轉讓），發電側戰略性新興產業用電交易合同轉讓不受限制。
鼓勵新能源企業按照我省相關規定優先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現貨期間可根據市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業根據需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現貨期間根據實際情況，與各類電力直接交易統籌安排。鼓勵新能源企業與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發〔2020〕473號）相關規定，開展月度掛牌交易，確定次月棄限電時段參與需求側響應的交易價格和排序。
晉北風電基地新能源企業在優先滿足雁淮直流送江蘇需求后，富余發電能力可參與省內交易。
推動燃煤自備電廠積極落實《國家發展改革委 國家能源局關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號）精神，按照相關規則與新能源企業開展發電權轉讓交易，完成消納可再生能源電力的配額比例。
根據2021年我省電力現貨市場結算試運行的相關安排，2021年電力直接交易合同分為非現貨與現貨兩種模式，在非現貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現貨模式，在現貨市場結算試運行期間履行的合同采用現貨模式。
非現貨模式下的中長期直接交易機制：
（1）非現貨模式下的中長期直接交易不需約定曲線。原執行峰谷電價的用戶繼續按原結算模式執行。
（2）按照《國家發改委關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規〔2019〕1658號）文件精神，非現貨模式下2021年我省燃煤發電機組中長期普通交易上網電價在“基準價+上下浮動”范圍內形成，基準價按我省現行燃煤發電上網基準電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。
參與長協交易的市場主體在開展雙邊自主協商時，應按照發改價格規〔2019〕1658號，雙方自主協商確定初始交易電價。雙方可協商將電煤價格指數、下游產品價格和月度交易均價三個指標之一或多個作為浮動參考因素，約定電價浮動原則，在交易平臺中選擇相關參數，簽訂價格調整協議且上傳至交易平臺后，每月按照確定的浮動電價調整次月交易價格。具體合同格式參照國家發改委下發的《電力中長期交易合同示范文本》，根據我省實際情況確定合適的示范文本。交易時未約定浮動機制的，年度、季度交易價格不得調整。
中長期交易形成的上網電價包括脫硫、脫銷、除塵電價和超低排放電價。
（3）直接交易合同的偏差結算按照我省電力市場規則體系相關條款規定執行。
（4）市場主體調整后的年度電力直接交易分月電量，均須通過安全校核后執行。安全校核不通過時，不同交易周期的電量，按照月內、月度和年度順序依次核減；同一交易周期的，按照交易相關規則進行核減。被核減的年度合同分月電量不再滾動，核減相應的合同電量。
現貨模式下的中長期直接交易機制：
（1）市場主體所有直接交易合同均須分時定量定價并錄入交易平臺。分時價格約定范圍及合同調整辦法按照我省電力市場規則體系相關條款規定執行。現貨模式下中長期交易的組織方式經山西省電力市場專班研討確定后另行明確。
（2）根據國家發改委專題會議要求，為保證市場穩定，規避市場風險和市場主體投機行為，引導市場主體簽訂中長期合同，在開展電力現貨市場初期，電力用戶、售電公司參與現貨交易申報時應確保日內中長期（直接交易）合約總量不低于日總用電量（不含總表計量中不參與市場部分的電量）的95%（即規則體系中參數BL=95，后期根據市場成熟度逐步調整BL值），對低于95%部分電量的獲利空間，按照我省電力市場規則體系相關條款進行費用回收與疏導。
（3）為防止過度套利、控制市場運行風險，建立中長期交易曲線與實際用電曲線偏差回收機制，具體按我省電力市場規則體系相關條款規定執行。
（二）零售市場
1.年用電量超過1000萬千瓦時的電力用戶，或新投產企業用電報裝容量超過3000千伏安的電力用戶，可以通過批發市場與發電企業直接交易，也可通過零售市場與售電公司交易，二者只能選擇一種，在交易合同履行期限內不得更改。無議價能力的電力用戶和年用電量低于1000萬千瓦時的電力用戶或企業用電報裝容量低于3000千伏安的新投產電力用戶，通過零售市場與售電公司開展電力交易。
2.經省工信廳備案的戰略性新興產業用戶，參與戰略性新興產業用電交易不受電壓等級和電量限制；按照相關規定公開遴選一批具有一定技術和實力的售電公司為戰略性新興產業用戶市場交易提供服務，由用戶從中自愿選擇；不滿足參與批發市場條件的用戶，須與遴選出的為戰略性新興產業企業提供服務的售電公司綁定后，由其代理參與戰略性新興產業用電交易。
3.山西電力交易平臺提供五種售電公司與電力用戶在零售市場交易的價格模式供市場主體選擇（應當分別約定非現貨模式與現貨模式下的價格機制）：一是根據用戶用電曲線分時定價（適合曲線波動較大或分時用電用戶）；二是固定價格（適合曲線波動不大用戶）；三是固定價格加利潤分成模式；四是全部利潤分成模式；五是成交均價+固定價差模式（成交均價指批發市場成交合同分月電量電價的加權平均，不包含月內組織的各項交易）。
4.2021年售電公司與零售用戶在交易平臺綁定全部以電子化合約形式實現，紙質合同由雙方自行保存，作為處理爭議的依據。支持開展綜合電能服務項目合作的售電公司與電力用戶簽訂1年及以上的戰略合作協議。售電公司與零售用戶在交易平臺的綁定有效期最長不超過3個月，綁定期滿后電力用戶可重新選擇售電公司進行綁定確認，不進行綁定確認的視為原綁定關系延續，售電公司與零售用戶在交易平臺進行綁定確認時，須如實填報零售電價和預計交易電量。
5.零售用戶在同一周期僅可與一家售電公司在交易平臺綁定，綁定后交易平臺不再受理新的綁定申請。售電公司與用戶簽訂合作協議時，要明確合同唯一性違約條款。對涉及“一戶多簽”的，由售電公司與用戶自行協商或通過法律途徑解決。對用戶認為售電公司涉及偽造公章、偽造合同、以非法途徑獲得用戶交易密碼等情況，用戶應向公安機關報案處理。對存在違法行為的售電公司或用戶，按照有關交易規則進行處置。
6.各市場主體要提高市場風險防范意識，理性參與市場交易。山西電力交易中心月前組織售電公司及零售用戶綁定結算方案，對于可能出現的批零價格倒掛情況，售電公司需按合同電量全額現金繳納差額費用，未完成繳納的，將暫停售電公司批零兩級市場合同執行，具體按相關規則執行。
7.被強制退市或無正當理由退市的市場主體，其剩余合同由省電力交易中心組織公開進行轉讓，具體按相關規則執行。
8.為了降低市場主體交易和合同執行風險，在滿足電網安全約束的前提下，市場主體可按照相關規則開展合同轉讓。為規避售電公司脫離電力用戶囤積電量和惡意操縱市場，對售電公司月內中長期合同凈轉出（轉入和轉出相抵后）總電量占其當月成交（買入）電量的比例設置限值，即針對交易執行月，（售電公司可申報轉出電量+已經形成交易合同的月度、月內轉出電量-已經形成交易合同的月度、月內轉入電量）/（年度直接交易分月電量+已經形成交易合同的月度、月內直接交易電量+已經形成交易合同的月度、月內轉入電量）≤限制比例。具體限制比例按我省電力市場規則體系相關條款規定執行。
9.不具備分表、分時計量的入市電力用戶（低壓用戶），應當盡快完善計量相關條件后參與現貨市場；暫無法參與現貨市場時，在零售市場通過售電公司購電。現貨模式下售電公司綁定此類用戶在批發市場交易時，只能選擇典型曲線與電廠簽訂中長期合約，后期合約曲線形狀不得調整。現貨市場結算試運行期間，售電公司代理的此類用戶的中長期合約偏差按照相關規則進行結算。
10.進入市場的售電公司要按照省能源局、省發展改革委、山西能監辦聯合印發的《全省電力市場售電公司信用評價與風險防范管理辦法》要求，辦理履約保函、繳納風險保證金等手續。對在2020年度全省售電公司核查中，存在資產不實、技術人員不到位、財務審計報告不規范、信用核查異常等問題的售電公司，按照有關規定采取相應措施，進一步規范售電公司的運營管理。
11.鼓勵售電公司不斷創新服務項目和內容，認真落實省能源局印發的《全省電力市場售電公司服務能力評價標準》文件精神，向電力用戶提供綜合電能服務等增值服務；應用信息技術手段，加強零售市場電力用戶的用能服務管理；按照省電力交易中心交易平臺的接口技術規范，建立第三方交易輔助系統，實現與交易平臺的數據貫通，進一步完善市場功能和激發市場活力。第三方交易輔助系統應滿足相關技術標準和安全規范，履行與交易平臺的對接手續后投入運營。鼓勵無議價能力的電力用戶和年用電量低于1000萬千瓦時的電力用戶，通過第三方交易輔助系統進行線上零售交易。
12.對果庫冷藏用電和5G等電信基站用電，采取通過售電公司打包交易、分表計量、屬地結算的方式參與市場。
（三）其他事項
本方案未具體明確的事項，在非現貨市場結算試運行期間與開展現貨市場結算試運行期間，均按照我省電力市場規則體系相關條款執行。如有特殊或爭議事項，由省能源局會同相關部門在交易開展前進行明確。
四、相關要求
（一）各市能源局要加強對市場主體的事中、事后管理。按照負面清單有關要求，及時發現并提出不具備參與市場交易和需退出市場的電力用戶名單；對發電企業和售電公司要嚴把準入關，對申報材料的真實性進行查驗，按規定的條件和程序組織進行網上申報。
（二）對不具備分表、分時計量條件的電力用戶，省電力公司、山西地方電力有限公司及增量配網運營企業要具體研究，推動盡快解決其參與電力現貨市場的相關問題。省電力交易中心要進一步提升服務質量，建立和完善市場信息披露制度，為市場主體提供更便捷的交易服務；要進一步優化清算、結算流程，縮短電費支付時間，相關方案要向省能源局和山西能監辦報備；要強化交易信息報備制度，每批次直接交易相關情況要向省能源局和山西能監辦報備；要繼續做好對第三方交易輔助系統接入的支持和服務工作。市場運營機構要完善電力市場規則體系及技術支持系統市場力檢測相關條款及措施，注意防控市場風險。
（三）各有關交易主體對申報材料的真實性承擔責任，要按照交易相關安排要求，做好交易申報和結算等工作，堅持平等協商，自主交易，誠信為本；嚴禁串通聯盟，形成價格堡壘，干擾交易秩序；要強化風險意識，立足實際開展電力交易，不斷增強風險防控能力。對市場主體出現嚴重違規交易和不誠信行為的，將納入誠信考核體系，情節嚴重的列入市場黑名單實施聯合懲戒。
（四）參加電力市場的電力用戶要加強電力需求側管理，盡快完成電能信息采集系統建設，并接入山西省電力需求側管理平臺，為企業實現電能實時監測、交易偏差處理、開展節電服務等提供技術支撐，并為參與現貨市場積累電能量數據；電力用戶在參與零售市場時要強化風險意識，要對合作的售電公司進行充分的了解，并在購售電綁定合同中明確違約條款和處理責任。
（五）售電公司要注重風險防控，發揮好發電企業與電力用戶之間的橋梁作用，堅決杜絕售電公司脫離發電企業和電力用戶單邊“賭市場”；要強化對電力用戶用電曲線的監測能力，通過市場創新凸顯價值、提升市場競爭力；售電公司應做好用戶培訓，引導用戶優化用電習慣和降低交易風險；售電公司要結合電力用戶用電特性和潛在停限產風險，靈活用好年度、月度、周交易和合同轉讓交易政策，有效規避市場風險。
（六）電力市場管理委員會要在研究市場規劃、制定交易細則、協調爭議和加強監督等方面發揮作用，維護和保障市場主體的合法權益。
