12月9日，山西省能源局發(fā)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(jīng)濟等因素影響，預計統(tǒng)調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統(tǒng)調發(fā)電量2280億千瓦時。
2021年全省發(fā)電量調控目標預安排為：優(yōu)先發(fā)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(fā)電量1486億千瓦時。市場化發(fā)電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發(fā)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(xiàn)役燃煤機組、燃氣機組、光伏發(fā)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(fā)電機組，參與市場的發(fā)電企業(yè)應符合國家產業(yè)政策，取得發(fā)電業(yè)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(fā)電企業(yè)、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(yè)執(zhí)行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業(yè)暫按雙邊協(xié)商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業(yè)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(yè)之間開展合同轉讓。
同時，鼓勵新能源企業(yè)按照山西省相關規(guī)定優(yōu)先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現(xiàn)貨期間可根據(jù)市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業(yè)根據(jù)需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現(xiàn)貨期間根據(jù)實際情況，與各類電力直接交易統(tǒng)籌安排。
鼓勵新能源企業(yè)與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協(xié)同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發(fā)〔2020〕473號）相關規(guī)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(jù)2021年山西省電力現(xiàn)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(xiàn)貨與現(xiàn)貨兩種模式，在非現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現(xiàn)貨模式，在現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用現(xiàn)貨模式。
政策原文如下：
關于印發(fā)《2021年全省電力市場交易組織方案》的通知
晉能源電力發(fā)[2020]591號
各市能源局，國網(wǎng)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(fā)電集團及有關發(fā)電、售電、用電企業(yè)：
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(fā)〔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(jīng)報省政府分管領導同意，現(xiàn)印發(fā)執(zhí)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(fā)〔2020〕87號）要求，有序推進我省電力市場健康發(fā)展，特制定2021年全省電力市場交易組織方案。
一、交易規(guī)模
2021年，受新冠疫情及全球經(jīng)濟等因素影響，預計統(tǒng)調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統(tǒng)調發(fā)電量2280億千瓦時。按照國家有關放開發(fā)用電計劃的政策要求和省能源局印發(fā)《全省電力供需平衡預案管理辦法》（晉能源電力發(fā)〔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(fā)電量調控目標預安排為：優(yōu)先發(fā)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(fā)電量1486億千瓦時。市場化發(fā)電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發(fā)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(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、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(jīng)濟實體，內部核算的電力用戶、發(fā)電企業(yè)經(jīng)法人單位授權，方可參加。
發(fā)電企業(yè)：全省現(xiàn)役燃煤機組、燃氣機組、光伏發(fā)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(fā)電機組，參與市場的發(fā)電企業(yè)應符合國家產業(yè)政策，取得發(fā)電業(yè)務許可證，污染物達標排放。鼓勵燃煤自備電廠余量發(fā)電參與市場，鼓勵利用工業(yè)生產過程中余熱、余壓、余氣自備電廠自發(fā)自用以外電量參與市場交易。
電力用戶：除居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務等行業(yè)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(jīng)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(yè)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(yè)政策要求，產品和工藝屬于《產業(yè)結構調整指導目錄》（2019本）中淘汰類和限制類且執(zhí)行差別電價政策的電力用戶暫不參與市場化交易。執(zhí)行大工業(yè)用電的電力用戶不受電壓等級和電量限制；執(zhí)行一般工商業(yè)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(yè)用電報裝容量應在1500千伏安以上；支持14個戰(zhàn)略性新興產業(yè)和出口加工貿易類企業(yè)、“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(wǎng)試點參與市場交易，擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司、區(qū)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(fā)〔2016〕113號文件要求執(zhí)行。已具有法人資格且符合售電公司準入條件的發(fā)電企業(yè)、電力建設企業(yè)，高新產業(yè)園區(qū)及經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)內供水、供氣、供熱等公共服務公司和節(jié)能服務公司可以向工商部門申請增加售電業(yè)務。
（二）入市程序
1.2020年已完成市場注冊并開展交易的發(fā)電企業(yè)、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(zhí)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(wǎng)企業(yè)承擔保底供電責任，執(zhí)行電網(wǎng)企業(yè)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(fā)生實際用電時，不再按照政府目錄電價結算，其中，參加批發(fā)市場的用戶按規(guī)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(wǎng)企業(yè)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(jīng)組織各市能源局進行負面清單審查后，電網(wǎng)企業(yè)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(xù)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(tǒng)一安排入市。
3.新入市的發(fā)電企業(yè)，由各市能源局負責按準入規(guī)定進行核實并組織公示，公示無異議的發(fā)電企業(yè)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(wǎng)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(xiàn)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(xiàn)企業(yè)名稱、股東或實際控制人、公司資產等重要信息發(fā)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(fā)電企業(yè)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(fā)，申報材料仍按照相關規(guī)定執(zhí)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(fā)電企業(yè)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(guī)則屬強制退市的市場主體，按照有關規(guī)定履行退市程序。
2.省工信廳對戰(zhàn)略性新興產業(yè)用戶實行動態(tài)備案管理，對不符合戰(zhàn)略性新興產業(yè)備案條件的用戶，將退出戰(zhàn)略性新興產業(yè)交易，改為普通交易。
三、交易安排
結合電力現(xiàn)貨市場試運行情況，進一步規(guī)范電力中長期市場，并做好現(xiàn)貨結算試運行期間中長期市場和現(xiàn)貨市場的有效銜接。
（一）批發(fā)市場
1. 交易類型
長協(xié)交易。對煤電聯(lián)營的發(fā)電企業(yè)與下游電力用戶實現(xiàn)相互參股20%以上的、發(fā)電企業(yè)和電力用戶屬同一集團控股的、發(fā)電企業(yè)與就近園區(qū)開展綜合能源服務試點的、發(fā)電企業(yè)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(xié)交易。對2020年已參加長協(xié)交易的市場主體進行重新核定，滿足長協(xié)交易條件的可繼續(xù)納入2021年長協(xié)交易范圍，2021年長協(xié)交易總量不突破2020年規(guī)模。
戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易。按照省委省政府安排，對14個戰(zhàn)略性新興產業(yè)企業(yè)的生產用電，以用戶側掛牌（電量和電價）、發(fā)電側摘牌的交易方式組織，交易采用典型曲線，現(xiàn)貨試運行期間根據(jù)電力市場相關規(guī)則雙方可調整曲線。
普通交易。除長協(xié)交易及戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(xié)交易的用戶可以參與普通交易，戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(xié)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(xiàn)貨市場。
2. 交易機制
為有效規(guī)避市場風險，提高市場交易效率，批發(fā)市場（除長協(xié)交易及新能源外）所有交易要實現(xiàn)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(xiàn)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(xié)交易按年度（多年）雙邊自主協(xié)商方式組織；戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(jù)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(yè)可交易電量與需求電量的供需比K:1。供需比K值根據(jù)上年度發(fā)電側平均利用小時數(shù)、批發(fā)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(jiān)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(shù)，按照供需比K值核定火電企業(yè)交易總上限和各火電企業(yè)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(qū)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(zhí)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(zhí)行。
普通交易摘牌分兩個階段組織：第一階段，各火電企業(yè)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(yè)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(yè)執(zhí)行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業(yè)暫按雙邊協(xié)商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業(yè)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(yè)之間開展合同轉讓。
除局域電網(wǎng)配套電源點外，參與長協(xié)交易的火電企業(yè)，發(fā)電利用小時數(shù)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(xié)交易的火電機組不再參與除戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易之外的省內普通交易（不含合同轉讓交易）。長協(xié)交易合同轉讓僅可轉讓次月及月內合同，用戶側長協(xié)交易合同只能在參與長協(xié)交易的用戶（含售電公司）之間開展合同轉讓，發(fā)電側長協(xié)交易合同轉讓不受限制。長協(xié)交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算（不與其他業(yè)務單元打包結算）。
發(fā)電企業(yè)按照我省電力交易相關規(guī)則開展常規(guī)交易，同時可自愿選擇參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易。鼓勵火電企業(yè)參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易，在能夠確保電網(wǎng)及機組安全穩(wěn)定運行的前提下，戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易不設置供需比。戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算。戰(zhàn)略性新興產業(yè)用戶側（含售電公司）只能在參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易的企業(yè)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(fā)電側戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易合同轉讓不受限制。
鼓勵新能源企業(yè)按照我省相關規(guī)定優(yōu)先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現(xiàn)貨期間可根據(jù)市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業(yè)根據(jù)需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現(xiàn)貨期間根據(jù)實際情況，與各類電力直接交易統(tǒng)籌安排。鼓勵新能源企業(yè)與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協(xié)同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發(fā)〔2020〕473號）相關規(guī)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(yè)在優(yōu)先滿足雁淮直流送江蘇需求后，富余發(fā)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(fā)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(fā)改能源〔2019〕807號）精神，按照相關規(guī)則與新能源企業(yè)開展發(fā)電權轉讓交易，完成消納可再生能源電力的配額比例。
根據(jù)2021年我省電力現(xiàn)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(xiàn)貨與現(xiàn)貨兩種模式，在非現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現(xiàn)貨模式，在現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用現(xiàn)貨模式。
非現(xiàn)貨模式下的中長期直接交易機制：
（1）非現(xiàn)貨模式下的中長期直接交易不需約定曲線。原執(zhí)行峰谷電價的用戶繼續(xù)按原結算模式執(zhí)行。
（2）按照《國家發(fā)改委關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號）文件精神，非現(xiàn)貨模式下2021年我省燃煤發(fā)電機組中長期普通交易上網(wǎng)電價在“基準價+上下浮動”范圍內形成，基準價按我省現(xiàn)行燃煤發(fā)電上網(wǎng)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(xié)交易的市場主體在開展雙邊自主協(xié)商時，應按照發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號，雙方自主協(xié)商確定初始交易電價。雙方可協(xié)商將電煤價格指數(shù)、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(shù)，簽訂價格調整協(xié)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(fā)改委下發(fā)的《電力中長期交易合同示范文本》，根據(jù)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(wǎng)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)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(zhí)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(guī)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(xiàn)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)行?，F(xiàn)貨模式下中長期交易的組織方式經(jīng)山西省電力市場專班研討確定后另行明確。
（2）根據(jù)國家發(fā)改委專題會議要求，為保證市場穩(wěn)定，規(guī)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(xiàn)貨市場初期，電力用戶、售電公司參與現(xiàn)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(guī)則體系中參數(shù)BL=95，后期根據(jù)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(guī)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)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(yè)用電報裝容量超過3000千伏安的電力用戶，可以通過批發(fā)市場與發(fā)電企業(yè)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(yè)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(jīng)省工信廳備案的戰(zhàn)略性新興產業(yè)用戶，參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易不受電壓等級和電量限制；按照相關規(guī)定公開遴選一批具有一定技術和實力的售電公司為戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(fā)市場條件的用戶，須與遴選出的為戰(zhàn)略性新興產業(yè)企業(yè)提供服務的售電公司綁定后，由其代理參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(xiàn)貨模式與現(xiàn)貨模式下的價格機制）：一是根據(jù)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(fā)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(xiàn)，紙質合同由雙方自行保存，作為處理爭議的依據(jù)。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(zhàn)略合作協(xié)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(xù)，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(xié)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(xié)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(guī)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(xiàn)的批零價格倒掛情況，售電公司需按合同電量全額現(xiàn)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(zhí)行，具體按相關規(guī)則執(zhí)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(guī)則執(zhí)行。
8.為了降低市場主體交易和合同執(zhí)行風險，在滿足電網(wǎng)安全約束的前提下，市場主體可按照相關規(guī)則開展合同轉讓。為規(guī)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(zhí)行月，（售電公司可申報轉出電量+已經(jīng)形成交易合同的月度、月內轉出電量-已經(jīng)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(jīng)形成交易合同的月度、月內直接交易電量+已經(jīng)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)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(xiàn)貨市場；暫無法參與現(xiàn)貨市場時，在零售市場通過售電公司購電?，F(xiàn)貨模式下售電公司綁定此類用戶在批發(fā)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(xiàn)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(guī)則進行結算。
10.進入市場的售電公司要按照省能源局、省發(fā)展改革委、山西能監(jiān)辦聯(lián)合印發(fā)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(xù)。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(guī)范、信用核查異常等問題的售電公司，按照有關規(guī)定采取相應措施，進一步規(guī)范售電公司的運營管理。
11.鼓勵售電公司不斷創(chuàng)新服務項目和內容，認真落實省能源局印發(fā)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(guī)范，建立第三方交易輔助系統(tǒng)，實現(xiàn)與交易平臺的數(shù)據(jù)貫通，進一步完善市場功能和激發(fā)市場活力。第三方交易輔助系統(tǒng)應滿足相關技術標準和安全規(guī)范，履行與交易平臺的對接手續(xù)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(tǒng)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(xiàn)貨市場結算試運行期間與開展現(xiàn)貨市場結算試運行期間，均按照我省電力市場規(guī)則體系相關條款執(zhí)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(fā)現(xiàn)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(fā)電企業(yè)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(guī)定的條件和程序組織進行網(wǎng)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(wǎng)運營企業(yè)要具體研究，推動盡快解決其參與電力現(xiàn)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(yōu)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(jiān)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(jiān)辦報備；要繼續(xù)做好對第三方交易輔助系統(tǒng)接入的支持和服務工作。市場運營機構要完善電力市場規(guī)則體系及技術支持系統(tǒng)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(xié)商，自主交易，誠信為本；嚴禁串通聯(lián)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(xiàn)嚴重違規(guī)交易和不誠信行為的，將納入誠信考核體系，情節(jié)嚴重的列入市場黑名單實施聯(lián)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(tǒng)建設，并接入山西省電力需求側管理平臺，為企業(yè)實現(xiàn)電能實時監(jiān)測、交易偏差處理、開展節(jié)電服務等提供技術支撐，并為參與現(xiàn)貨市場積累電能量數(shù)據(jù)；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(fā)揮好發(fā)電企業(yè)與電力用戶之間的橋梁作用，堅決杜絕售電公司脫離發(fā)電企業(yè)和電力用戶單邊“賭市場”；要強化對電力用戶用電曲線的監(jiān)測能力，通過市場創(chuàng)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(yōu)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(guī)避市場風險。
（六）電力市場管理委員會要在研究市場規(guī)劃、制定交易細則、協(xié)調爭議和加強監(jiān)督等方面發(fā)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(jīng)濟等因素影響，預計統(tǒng)調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統(tǒng)調發(fā)電量2280億千瓦時。
2021年全省發(fā)電量調控目標預安排為：優(yōu)先發(fā)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(fā)電量1486億千瓦時。市場化發(fā)電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發(fā)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(xiàn)役燃煤機組、燃氣機組、光伏發(fā)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(fā)電機組，參與市場的發(fā)電企業(yè)應符合國家產業(yè)政策，取得發(fā)電業(yè)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(fā)電企業(yè)、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(yè)執(zhí)行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業(yè)暫按雙邊協(xié)商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業(yè)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(yè)之間開展合同轉讓。
同時，鼓勵新能源企業(yè)按照山西省相關規(guī)定優(yōu)先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現(xiàn)貨期間可根據(jù)市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業(yè)根據(jù)需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現(xiàn)貨期間根據(jù)實際情況，與各類電力直接交易統(tǒng)籌安排。
鼓勵新能源企業(yè)與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協(xié)同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發(fā)〔2020〕473號）相關規(guī)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(jù)2021年山西省電力現(xiàn)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(xiàn)貨與現(xiàn)貨兩種模式，在非現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現(xiàn)貨模式，在現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用現(xiàn)貨模式。
政策原文如下：
關于印發(fā)《2021年全省電力市場交易組織方案》的通知
晉能源電力發(fā)[2020]591號
各市能源局，國網(wǎng)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(fā)電集團及有關發(fā)電、售電、用電企業(yè)：
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(fā)〔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(jīng)報省政府分管領導同意，現(xiàn)印發(fā)執(zhí)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(fā)〔2020〕87號）要求，有序推進我省電力市場健康發(fā)展，特制定2021年全省電力市場交易組織方案。
一、交易規(guī)模
2021年，受新冠疫情及全球經(jīng)濟等因素影響，預計統(tǒng)調用電量與2020年持平或略有增長，全年預安排統(tǒng)調發(fā)電量2280億千瓦時。按照國家有關放開發(fā)用電計劃的政策要求和省能源局印發(fā)《全省電力供需平衡預案管理辦法》（晉能源電力發(fā)〔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(fā)電量調控目標預安排為：優(yōu)先發(fā)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(fā)電量1486億千瓦時。市場化發(fā)電量折算市場交易電量約1350億千瓦時（含自備機組自發(fā)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(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、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(jīng)濟實體，內部核算的電力用戶、發(fā)電企業(yè)經(jīng)法人單位授權，方可參加。
發(fā)電企業(yè)：全省現(xiàn)役燃煤機組、燃氣機組、光伏發(fā)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(fā)電機組，參與市場的發(fā)電企業(yè)應符合國家產業(yè)政策，取得發(fā)電業(yè)務許可證，污染物達標排放。鼓勵燃煤自備電廠余量發(fā)電參與市場，鼓勵利用工業(yè)生產過程中余熱、余壓、余氣自備電廠自發(fā)自用以外電量參與市場交易。
電力用戶：除居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務等行業(yè)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(jīng)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(yè)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(yè)政策要求，產品和工藝屬于《產業(yè)結構調整指導目錄》（2019本）中淘汰類和限制類且執(zhí)行差別電價政策的電力用戶暫不參與市場化交易。執(zhí)行大工業(yè)用電的電力用戶不受電壓等級和電量限制；執(zhí)行一般工商業(yè)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(yè)用電報裝容量應在1500千伏安以上；支持14個戰(zhàn)略性新興產業(yè)和出口加工貿易類企業(yè)、“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(wǎng)試點參與市場交易，擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司、區(qū)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(fā)〔2016〕113號文件要求執(zhí)行。已具有法人資格且符合售電公司準入條件的發(fā)電企業(yè)、電力建設企業(yè)，高新產業(yè)園區(qū)及經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)內供水、供氣、供熱等公共服務公司和節(jié)能服務公司可以向工商部門申請增加售電業(yè)務。
（二）入市程序
1.2020年已完成市場注冊并開展交易的發(fā)電企業(yè)、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(zhí)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(wǎng)企業(yè)承擔保底供電責任，執(zhí)行電網(wǎng)企業(yè)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(fā)生實際用電時，不再按照政府目錄電價結算，其中，參加批發(fā)市場的用戶按規(guī)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(wǎng)企業(yè)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(jīng)組織各市能源局進行負面清單審查后，電網(wǎng)企業(yè)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(xù)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(tǒng)一安排入市。
3.新入市的發(fā)電企業(yè)，由各市能源局負責按準入規(guī)定進行核實并組織公示，公示無異議的發(fā)電企業(yè)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(wǎng)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(xiàn)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(xiàn)企業(yè)名稱、股東或實際控制人、公司資產等重要信息發(fā)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(fā)電企業(yè)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(fā)，申報材料仍按照相關規(guī)定執(zhí)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(fā)電企業(yè)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(guī)則屬強制退市的市場主體，按照有關規(guī)定履行退市程序。
2.省工信廳對戰(zhàn)略性新興產業(yè)用戶實行動態(tài)備案管理，對不符合戰(zhàn)略性新興產業(yè)備案條件的用戶，將退出戰(zhàn)略性新興產業(yè)交易，改為普通交易。
三、交易安排
結合電力現(xiàn)貨市場試運行情況，進一步規(guī)范電力中長期市場，并做好現(xiàn)貨結算試運行期間中長期市場和現(xiàn)貨市場的有效銜接。
（一）批發(fā)市場
1. 交易類型
長協(xié)交易。對煤電聯(lián)營的發(fā)電企業(yè)與下游電力用戶實現(xiàn)相互參股20%以上的、發(fā)電企業(yè)和電力用戶屬同一集團控股的、發(fā)電企業(yè)與就近園區(qū)開展綜合能源服務試點的、發(fā)電企業(yè)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(xié)交易。對2020年已參加長協(xié)交易的市場主體進行重新核定，滿足長協(xié)交易條件的可繼續(xù)納入2021年長協(xié)交易范圍，2021年長協(xié)交易總量不突破2020年規(guī)模。
戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易。按照省委省政府安排，對14個戰(zhàn)略性新興產業(yè)企業(yè)的生產用電，以用戶側掛牌（電量和電價）、發(fā)電側摘牌的交易方式組織，交易采用典型曲線，現(xiàn)貨試運行期間根據(jù)電力市場相關規(guī)則雙方可調整曲線。
普通交易。除長協(xié)交易及戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(xié)交易的用戶可以參與普通交易，戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(xié)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(xiàn)貨市場。
2. 交易機制
為有效規(guī)避市場風險，提高市場交易效率，批發(fā)市場（除長協(xié)交易及新能源外）所有交易要實現(xiàn)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(xiàn)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(xié)交易按年度（多年）雙邊自主協(xié)商方式組織；戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(jù)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(yè)可交易電量與需求電量的供需比K:1。供需比K值根據(jù)上年度發(fā)電側平均利用小時數(shù)、批發(fā)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(jiān)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(shù)，按照供需比K值核定火電企業(yè)交易總上限和各火電企業(yè)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(qū)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(zhí)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(zhí)行。
普通交易摘牌分兩個階段組織：第一階段，各火電企業(yè)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(yè)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(yè)執(zhí)行政府定價以外的電量應積極參與交易，新能源企業(yè)暫按雙邊協(xié)商交易方式參與普通交易，交易時序安排在火電企業(yè)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(yè)之間開展合同轉讓。
除局域電網(wǎng)配套電源點外，參與長協(xié)交易的火電企業(yè)，發(fā)電利用小時數(shù)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(xié)交易的火電機組不再參與除戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易之外的省內普通交易（不含合同轉讓交易）。長協(xié)交易合同轉讓僅可轉讓次月及月內合同，用戶側長協(xié)交易合同只能在參與長協(xié)交易的用戶（含售電公司）之間開展合同轉讓，發(fā)電側長協(xié)交易合同轉讓不受限制。長協(xié)交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算（不與其他業(yè)務單元打包結算）。
發(fā)電企業(yè)按照我省電力交易相關規(guī)則開展常規(guī)交易，同時可自愿選擇參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易。鼓勵火電企業(yè)參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易，在能夠確保電網(wǎng)及機組安全穩(wěn)定運行的前提下，戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易不設置供需比。戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易合約單獨為一個序列，單獨進行結算。戰(zhàn)略性新興產業(yè)用戶側（含售電公司）只能在參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易的企業(yè)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(fā)電側戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易合同轉讓不受限制。
鼓勵新能源企業(yè)按照我省相關規(guī)定優(yōu)先參與“煤改電”交易，“煤改電”交易在非現(xiàn)貨期間可根據(jù)市場情況采取不間斷滾動掛牌的方式開展，由新能源企業(yè)根據(jù)需要隨時進行摘牌，與月度交易同步出清；在現(xiàn)貨期間根據(jù)實際情況，與各類電力直接交易統(tǒng)籌安排。鼓勵新能源企業(yè)與可控負荷聚合商，按照《“新能源+電動汽車”協(xié)同互動智慧能源試點建設方案》（晉能源電力發(fā)〔2020〕473號）相關規(guī)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(yè)在優(yōu)先滿足雁淮直流送江蘇需求后，富余發(fā)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(fā)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(fā)改能源〔2019〕807號）精神，按照相關規(guī)則與新能源企業(yè)開展發(fā)電權轉讓交易，完成消納可再生能源電力的配額比例。
根據(jù)2021年我省電力現(xiàn)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(xiàn)貨與現(xiàn)貨兩種模式，在非現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用非現(xiàn)貨模式，在現(xiàn)貨市場結算試運行期間履行的合同采用現(xiàn)貨模式。
非現(xiàn)貨模式下的中長期直接交易機制：
（1）非現(xiàn)貨模式下的中長期直接交易不需約定曲線。原執(zhí)行峰谷電價的用戶繼續(xù)按原結算模式執(zhí)行。
（2）按照《國家發(fā)改委關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號）文件精神，非現(xiàn)貨模式下2021年我省燃煤發(fā)電機組中長期普通交易上網(wǎng)電價在“基準價+上下浮動”范圍內形成，基準價按我省現(xiàn)行燃煤發(fā)電上網(wǎng)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(xié)交易的市場主體在開展雙邊自主協(xié)商時，應按照發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號，雙方自主協(xié)商確定初始交易電價。雙方可協(xié)商將電煤價格指數(shù)、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(shù)，簽訂價格調整協(xié)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(fā)改委下發(fā)的《電力中長期交易合同示范文本》，根據(jù)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(wǎng)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)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(zhí)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(guī)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(xiàn)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)行?，F(xiàn)貨模式下中長期交易的組織方式經(jīng)山西省電力市場專班研討確定后另行明確。
（2）根據(jù)國家發(fā)改委專題會議要求，為保證市場穩(wěn)定，規(guī)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(xiàn)貨市場初期，電力用戶、售電公司參與現(xiàn)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(guī)則體系中參數(shù)BL=95，后期根據(jù)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(guī)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)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(yè)用電報裝容量超過3000千伏安的電力用戶，可以通過批發(fā)市場與發(fā)電企業(yè)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(yè)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(jīng)省工信廳備案的戰(zhàn)略性新興產業(yè)用戶，參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)用電交易不受電壓等級和電量限制；按照相關規(guī)定公開遴選一批具有一定技術和實力的售電公司為戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(fā)市場條件的用戶，須與遴選出的為戰(zhàn)略性新興產業(yè)企業(yè)提供服務的售電公司綁定后，由其代理參與戰(zhàn)略性新興產業(yè)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(xiàn)貨模式與現(xiàn)貨模式下的價格機制）：一是根據(jù)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(fā)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(xiàn)，紙質合同由雙方自行保存，作為處理爭議的依據(jù)。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(zhàn)略合作協(xié)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(xù)，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(xié)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(xié)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(guī)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(xiàn)的批零價格倒掛情況，售電公司需按合同電量全額現(xiàn)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(zhí)行，具體按相關規(guī)則執(zhí)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(guī)則執(zhí)行。
8.為了降低市場主體交易和合同執(zhí)行風險，在滿足電網(wǎng)安全約束的前提下，市場主體可按照相關規(guī)則開展合同轉讓。為規(guī)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(zhí)行月，（售電公司可申報轉出電量+已經(jīng)形成交易合同的月度、月內轉出電量-已經(jīng)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(jīng)形成交易合同的月度、月內直接交易電量+已經(jīng)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(guī)則體系相關條款規(guī)定執(zhí)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(xiàn)貨市場；暫無法參與現(xiàn)貨市場時，在零售市場通過售電公司購電?，F(xiàn)貨模式下售電公司綁定此類用戶在批發(fā)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(xiàn)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(guī)則進行結算。
10.進入市場的售電公司要按照省能源局、省發(fā)展改革委、山西能監(jiān)辦聯(lián)合印發(fā)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(xù)。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(guī)范、信用核查異常等問題的售電公司，按照有關規(guī)定采取相應措施，進一步規(guī)范售電公司的運營管理。
11.鼓勵售電公司不斷創(chuàng)新服務項目和內容，認真落實省能源局印發(fā)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(guī)范，建立第三方交易輔助系統(tǒng)，實現(xiàn)與交易平臺的數(shù)據(jù)貫通，進一步完善市場功能和激發(fā)市場活力。第三方交易輔助系統(tǒng)應滿足相關技術標準和安全規(guī)范，履行與交易平臺的對接手續(xù)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(tǒng)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(xiàn)貨市場結算試運行期間與開展現(xiàn)貨市場結算試運行期間，均按照我省電力市場規(guī)則體系相關條款執(zhí)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(fā)現(xiàn)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(fā)電企業(yè)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(guī)定的條件和程序組織進行網(wǎng)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(wǎng)運營企業(yè)要具體研究，推動盡快解決其參與電力現(xiàn)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(yōu)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(jiān)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(jiān)辦報備；要繼續(xù)做好對第三方交易輔助系統(tǒng)接入的支持和服務工作。市場運營機構要完善電力市場規(guī)則體系及技術支持系統(tǒng)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(xié)商，自主交易，誠信為本；嚴禁串通聯(lián)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(xiàn)嚴重違規(guī)交易和不誠信行為的，將納入誠信考核體系，情節(jié)嚴重的列入市場黑名單實施聯(lián)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(tǒng)建設，并接入山西省電力需求側管理平臺，為企業(yè)實現(xiàn)電能實時監(jiān)測、交易偏差處理、開展節(jié)電服務等提供技術支撐，并為參與現(xiàn)貨市場積累電能量數(shù)據(jù)；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(fā)揮好發(fā)電企業(yè)與電力用戶之間的橋梁作用，堅決杜絕售電公司脫離發(fā)電企業(yè)和電力用戶單邊“賭市場”；要強化對電力用戶用電曲線的監(jiān)測能力，通過市場創(chuàng)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(yōu)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(guī)避市場風險。
（六）電力市場管理委員會要在研究市場規(guī)劃、制定交易細則、協(xié)調爭議和加強監(jiān)督等方面發(fā)揮作用，維護和保障市場主體的合法權益。
