山西省吕梁市人民政府


吕政发[2004]11号



吕梁市人民政府关于印发《吕梁市农村社会养老保险办法(试行)》的通知



各县市区人民政府，市直有关单位：

现将《吕梁市农村社会养老保险办法(试行)》印发给你们，请认真执行。





二00四年九月六日



吕梁市农村社会养老保险办法(试行)

第一章 总 则

第一条 为促进农村经济发展，全面加快我市农村小康社会建设和城市化进程，保障农民老有所养，维护农村社会稳定，结合我市农村养老保险当前运行实际，特制定本办法。

第二条 农村社会养老保险是由政府组织引导，农民自愿参加，个人、集体、政府三方筹资建立个人帐户，储蓄积累与养老保险侍遇调整机制相结合的养老保险制度。

第三条 本办法适应于本市农业户籍的的各类人员。参加农村社会养老保险的年龄一般为16—59周岁（以下简称适龄人员）。

乡、村所属用人单位及其农业户籍的从业人员执行本办法。

组织机构

第四条 农村社会养老保险由各级人民政府组织实施和管理，市劳动和社会保障局(以下简称劳动保障局)主管全市的农村社会养老保险工作。县(市、区)劳动保障局主管本辖区的农村社会养老保险工作。

第五条 市农村社会保险管理服务中心（以下简称农保中心）负责全市农村社会养老保险的管理和基金运营，县(市、区)农保中心负责、乡镇（街道办）劳动保障事务所承办本辖区的农村社会养老保险业务。

第三章 基金筹集

第六条 农村社会养老保险费的缴费标准按领取标准测算，原则上预期领取养老金水平不低于本市当年农村最低生活保障标准的120%，不高于本市上年社会平均工资水平。

第七条 本市户籍被征用而失去土地的农民，其一次性社会养老保险补贴费用由县市政府、村(居委会)集体、个人共同筹集。具体筹集标准为：县(市、区)政府从土地出让金中筹资的部份不得低于三分之一，村(居委会)集体从征地补偿费中筹资的部份不得低于三分之一，个人从征地安置补偿款中抵支的部份不得低于三分之一。

第八条 独生子女户、双女结扎户农业户口的一方或双方，其一次性社会养老保险补贴费用由市县乡政府、村(居委会)集体、个人共同筹集。具体筹集标准为：市政府不低于150元，县(市、区)政府不低于500元，乡镇(街道办)不低于300元，村(居委会)集体不低于100元，个人不低于200元。县级由财政投入，乡镇从转移支付中支出。

第九条 本市户籍农民应缴纳的社会养老保险费，采取个人负担、村集体补贴和县乡两级政府补助三结合的办法筹集。县乡两级应结合本级财政实际，对纯农适龄人员缴费给予一定补贴。宽裕型小康示范村、享受卖煤矿和依托矿产资源的村集体补助原则上不得低于确定档次标准的30％；一般型小康示范村集体补助原则上不得低于确定档次标准的20％。用村集体经济一次性给村民缴纳社会养老保险费的，入保年龄不限。

按月缴费的标准最低为50元，最高为300元，可以按月缴费，也可以按季或按年缴费；一次性缴费的标准最低为6000元，最高为50000元，上述标准包括集体补贴和政府补助在内。

第十条 用人单位及其农业户籍的从业人员，其适龄人员社会养老保险费由集体和个人共同负担。用人单位为其农业户籍的从业人员统一按不低于其工资总额的7%缴纳社会养老保险费，从业人员个人统一按不低于本人工资总额的4%缴纳社会养老保险费，由所在单位从其本人工资中代扣代缴。

第十一条 政府鼓励被征用而失去土地的农民和独生子女户、双女结扎户在享受一次性养老保险补贴后继续按规定为自己续缴社会养老保险费。

第十二条 农村社会养老保险费不计征税、费。从卖了煤矿和资源以及依托矿产资源形成的集体经济部分和用人单位，为村民和单位从业人员缴纳农村社会养老保险的部分可列入成本，税前列支。人个缴纳的农村社会养老保险费不计征个人所得税。

第四章 待遇标准

第十三条 养老金领取从满60周岁的次月开始执行，超过60周岁的参保人员其养老金领取从缴费的次月开始执行，月领取养老金标准根据国家有关规定和参保人个人帐户积累的资金总额确定。

第十四条 领取养老金的预期年限为10年。 领取养老金不足10年身故者，预期年限内的养老金余额由法定继承人或指定受益人一次性领取；领取养老金满10年后仍健在的，继续按月领取养老金直至身故为止。

第十五条 参保人员在缴费期间身亡者，其积累总额一次性退还给法定继承人或指定受益人。

第十六条 农民领取养老金应享受经济社会发展成果。待遇调整方案由市劳动保障局会同市财政局提出意见并报市政府批准后组织实施。

管理与监督

第十七条 市社会保险基金监督委员会负责对农村社会养老保险基金和农村社会养老保险待遇调整机制的监督，每年对农村社会养老保险基金进行专项审计。

第十八条 农村社会养老保险基金执行国家现行基金财务和会计制度，由市农保中心实行收支两条线管理，并按国家现行有关规定进行保值、增值。

第六章 附 则

第十九条 各县市制定出台农村社会养老保险实施方案，须报市人民政府批准后方可执行。本办法在试行过程中，遇有省政策调整，由市政府在贯彻省实施意见时一并修订、完善。

第二十条 应参加或已参加城镇职工基本养老保险的用人单位不执行本办法。

第二十一条 本办法由市劳动和社会保障局负责解释。

第二十二条 本办法自公布之日起试行。1992年行署办公室关于批转行署民政局《吕梁地区农村社会养老保险试行方案》的通知（吕行办发[1992]89号）同时废止。


国家电力监管委员会


电力市场技术支持系统功能规范（试行）

目 录
第一章 总则
第二章 总体要求
第三章 各子系统功能要求
第四章 各子系统间数据接口的设计要求
第五章 数据网络、计算机及局域网络系统
第六章 技术支持系统的系统管理
第七章 附则

第一章 总则
第一条 为适应我国电力市场建设的需要，维护电力市场秩序，保证电力系统安全稳定运行，根据国家有关法律法规，制定本功能规范。
第二条 电力市场技术支持系统是支持电力市场运营的计算机、数据网络与通信设备、各种技术标准和应用软件的有机组合。
第二章 总体要求
第三条 电力市场技术支持系统必须对电力市场的数据申报、负荷预测、合同的分解与管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息发布、市场结算等运作环节提供技术支持。
第四条 电力市场技术支持系统必须符合国家有关技术标准、行业标准和有关的国际标准。
第五条 技术支持系统必须保证系统及其数据的安全，满足全国二次系统安全防护要求，采用适当的加密防护措施、数据备份措施、防病毒措施及防火墙技术，提供严格的用户认证和权限管理手段，并考虑信息保密的时效性。
第六条 技术支持系统的结构设计、系统配置、软件编制，必须满足对区域电力市场可靠运营的要求。
第七条 技术支持系统必须保证整个交易数据的完整，确保各类数据的准确性及一致性。
第八条 技术支持系统必须确保提供连续的服务。在保证能量管理系统（EMS）实时性以及电能量计量系统（TMR）连续性的同时，保证报价、交易、结算及信息发布的处理和数据传输的及时性。
第九条 技术支持系统采用开放式体系结构和分布式系统设计，保证系统的开放性、可扩展性，能满足与未来电力监管系统接口的要求，适应电力市场发展、规则的变化、新技术发展和设备的升级换代。
第十条 技术支持系统必须满足软件平台、硬件平台的兼容及各子系统间的互联的要求。系统的结构设计应注重系统的可维护性，并提供系统运营状态实时监视信息。
第三章 各子系统功能要求
第十一条 电力市场技术支持系统主要由以下子系统组成：能量管理系统（EMS：Energy Management System）、交易管理系统（TMS：Trade Management System）、电能量计量系统（TMR：Tele Meter Reading System）、结算系统（SBS：Settlement & Billing System）、合同管理系统（CMS：Contract Management System）、报价处理系统（BPS：Bidding Process System）、市场分析与预测系统（MAF：Market Analysis & Forecast System）、交易信息系统（TIS：Trade Information System）、报价辅助决策系统（BSS：Bidding Support System）。
第十二条 能量管理系统（EMS）用于保障电网的安全稳定运行，主要由数据采集和监视控制（SCADA）、自动发电控制（AGC）及高级应用软件等功能模块组成。在电力市场环境中，要充分利用现有的EMS系统功能和数据资源，实现信息资源的共享。
第十三条 交易管理系统（TMS）依据市场主体的申报数据，根据负荷预测和系统约束条件，编制交易计划，通过安全校核后将计划结果传送给市场主体和相关系统。交易计划包括合约交易计划、现货交易计划和辅助服务计划。
第十四条 电能量计量系统（TMR）对电能量数据进行自动采集、远传和存储、预处理、统计分析，以支持电力市场的运营、电费结算、辅助服务费用结算和经济补偿计算等。
第十五条 结算系统（SBS）根据电能量计量系统提供的有效电能数据、交易管理系统的交易计划和交易价格数据、调度指令、EMS系统的相关运行数据、合同管理系统的相关数据，依据市场规则，对市场主体进行结算。
第十六条 合同管理系统（CMS）对市场主体之间的中期合同和长期合同进行管理，对已签订的合同进行录入、合同电量分解、完成情况跟踪、滚动平衡，根据现有市场情况对已签订的合同进行评估，以长期负荷预测的结果和市场未来供需状况及市场价格的预测为依据，进行未来合同的辅助决策。
第十七条 报价处理系统（BPS）接收市场主体的注册和申报数据，并对申报数据进行预处理。
第十八条 市场分析与预测系统（MAF）对电力市场运行情况进行信息采集和分析，从而使市场主体能够提前了解市场未来的发电预期目标、负荷预测、交易价格走势、输电网络可用传输能力及系统安全水平，便于交易决策。
第十九条 交易信息系统（TIS）对系统运行数据和市场信息进行发布、存档、检索及处理，使所有市场主体能够及时地、平等地访问相关的市场信息，保证电力监管机构对市场交易信息的充分获取。系统运行数据和市场信息包括：预测数据、计划数据、准实时数据、历史数据、报表数据等。
第二十条 报价辅助决策系统（BSS）根据市场分析与预测系统（MAF）和交易信息系统（TIS）发布的信息，结合市场主体本身的成本分析和市场规则，形成报价决策方案，进行电量及电价的数据申报。
第二十一条 各电力市场的技术支持系统以实现上述子系统的功能为基本原则，具体结构划分可不同。
第二十二条 电力市场技术支持系统应达到的性能指标：
能量管理系统（EMS）年可用率： ≥99.80%
交易管理系统（TMS）年可用率： ≥99.95%
电能量计量系统（TMR）年可用率： ≥99.99%
电能量考核与结算系统（SBS）年可用率： ≥99.75%
合同管理系统（CMS）年可用率： ≥99.75%
报价处理系统（BPS）年可用率： ≥99.75%
即时信息系统（SIS）年可用率： ≥99.75%
市场分析与预测系统（MAF）年可用率： ≥99.75%
数据网络系统（SPDnet）年可用率： ≥99.95%
报价辅助决策系统（BSS）年可用率： ≥99.75%
系统故障恢复时间：。 ≤30分钟
时钟同步： ≤0.5秒/天
用户接入时间： ≤30秒
信息发布更新时间： ≤60秒
系统正常情况下备份周期： ≤30秒
用户浏览响应时间： ≤10秒
第四章 各子系统间数据接口的设计要求
第二十三条 所有软、硬件接口的设计应考虑软、硬件平台兼容性，采用开放的标准和协议，考虑资源利用和运行性能的优化。
第二十四条 EMS输出接口的设计，必须在不影响EMS性能的前提下，满足数据的实时性要求。
第二十五条 TMR输出接口的设计，必须满足带时标电能量数据的精确度、唯一性和完整性。
第二十六条 BPS输入接口与TIS输出接口设计可在Web浏览器中实现，必须充分考虑与外部交换数据时的安全性。
第五章 数据网络、计算机及局域网络系统
第二十七条 电力市场技术支持系统原则上要求必须使用电力系统控制专用网络，以满足数据网络安全的要求。同时，为了保证数据网络的整体性和连通性，下一级数据网络的技术体制必须与上一级兼容。
第二十八条 电力市场技术支持系统各子系统之间通过网络和安全防护设备（防火墙和物理隔离装置）进行连接，实现数据共享与信息交互。系统的软硬件平台应采用分布式结构，遵循国际开放标准和规范。系统的软件体系结构可采用面向对象的技术。
第二十九条 网络设计必须满足以下基本原则：硬件配置满足系统功能和性能的要求，必须保证系统运行的实时性、可靠性、稳定性和安全性；计算机和网络设备必须是标准化设备，开放性能好，满足不断优化、平滑升级和投资保护的需要；系统中的关键部分满足冗余配置。
第三十条 局域网络核心数据交换机的选型必须满足网络系统的高速性能、可靠性、可扩展性、开放性、安全性和先进性。
第三十一条 报价端通过数据网络或拨号网络与电力市场技术支持主系统相连。主系统具备接收拨号访问的功能，可采用模块化的配置和先进技术以满足系统升级。与公共网之间必须设防火墙，以保护内部网络的安全。
第六章 技术支持系统的系统管理
第三十二条 系统管理是为电力市场技术支持系统的系统管理员提供的对整个系统的管理工具，它主要包括两个方面的内容，即系统用户管理、系统运行管理。
第三十三条 系统用户管理指在电力市场中，为了确保系统及数据安全，对技术支持系统所有用户进行统一的管理。技术支持系统安全性策略必须明确用户密码使用规则和限制用户权限。
第三十四条 系统运行管理包括设置系统控制参数和系统运行监视。系统控制参数是用来控制技术支持系统各子系统运行的参数。系统运行必须满足对各子系统的运行状态、市场交易执行情况进行监视的要求。系统必须实现对历史数据的人工或自动保存及备份，备份数据的恢复应有方便性。
第七章 附则
第三十五条 各电力市场应结合本网具体情况，依据本功能规范和电力市场运营规则，制定电力市场技术支持系统的具体实施方案，经相应电力监管机构审查批准后实施，并在电力监管机构组织验收后投入运行。
第三十六条 电力市场运营机构负责组织技术支持系统的开发、研制，并负责系统的运行管理和维护。
市场主体可以自行开发、研制报价辅助决策系统，负责其运行和维护，确保与市场运营机构的有关系统安全、可靠地互联。
第三十七条 本规则自二OO三年八月一日起试行。