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> 北极星销售电网新闻:北极星销售电网新闻:近日，山西省能源局发布了《山西省2020年直电交易工作计划》，称2020年全省直电交易将达到1300亿千瓦时左右。
被淘汰或限制并执行差别电价政策的电力用户暂时不会参与面向市场的交易。在大规模工业中使用电力的电力用户不受电压水平和电量的限制。一般工商用电用户不受电压等级限制，但前一年(2018年11月-2019年10月)用电量应在500万千瓦时以上(水果冷藏用电和电信基站用电除外)；支持高新技术、互联网、大数据、高端制造和出口加工贸易企业、“煤电”用户等高附加值新兴产业优先全电量参与市场交易，不受电压水平和电量限制。
详情如下:
关于印发《2020年山西省电力直接交易工作计划》的通知
市能源局、省电力公司、山西地方电力有限公司、山西电力交易中心有限公司、各发电集团及相关发电企业、电力销售公司和电力用户:
为了进一步贯彻落实国家和省有关电力体制改革文件精神，促进山西电力市场平稳有序发展，做好2020年全省电力直接交易工作，省能源局会同有关部门和单位，根据实际研究，制定了《2020年山西电力直接交易工作计划》。经省领导同意，现印发实施。
山西能源局
2019年12月3日
山西电力直接交易2020年工作计划
为贯彻落实《国家发展和改革委员会关于全面放开经营性用电用户发电和用电计划的通知》(国发[2019]1105号)(以下简称“1105号文件”)，结合山西省有序发电和用电计划和电力现货市场建设的总体部署，在认真总结历年全省电力直接交易工作的基础上，制定了山西省2020年电力直接交易工作计划。
一、交易规模
根据《山西省电力发展规划实施方案》和《1105号文件》的要求，考虑到我省运营用电用户的用电特点，2020年全省直接电力交易将达到1300亿千瓦时左右。
二。市场主体
(一)市场范围
参与电力交易的主要市场参与者包括电网企业、发电企业、电力销售公司和电力用户。应当是具有法人资格、独立财务会计、良好信用和独立承担民事责任能力的经济实体。内部核算的电力用户和发电企业必须经法人单位授权方可参与。
发电企业:全省现役燃煤机组、燃气机组、光伏发电(不含分布式光伏和扶贫光伏)、风力发电、水电(不含抽水蓄能)和生物质燃烧发电机组。参与市场的发电企业应当遵守国家产业政策，取得发电经营许可证，污染物排放达标。鼓励燃煤自备电厂参与剩余发电市场，鼓励利用工业生产过程中产生的余热、压力和气体参与自备电厂以外的市场交易。
用电户:除了住宅、农业、重要公用事业、公益服务等行业的用电户，以及电力生产和供应所需的厂用电和线损外，运营领域的用电户将逐步完全放开，参与市场交易。各类电力用户应当符合国家产业政策的要求。产品和技术属于《产业结构调整指导目录(2019年版)》中的淘汰和限制类，实行差别电价政策的用电户暂时不参与市场化交易。在大规模工业中使用电力的电力用户不受电压水平和电量的限制。一般工商用电用户不受电压等级限制，但前一年(2018年11月-2019年10月)用电量应在500万千瓦时以上(水果冷藏用电和电信基站用电除外)；支持高新技术、互联网、大数据、高端制造和出口加工贸易企业、“煤电”用户等高附加值新兴产业优先全电量参与市场交易，不受电压水平和电量限制。
配电公司的准入条件仍符合金政办发[2016]113号文件的要求。发电企业、电力施工企业、高新技术产业园区和经济技术开发区的供水、供气、供热等公共服务公司、具有法人资格并符合电力销售公司准入条件的节能服务公司，可以向工商部门申请增加电力销售。
(二)入市程序
1.获得交易资格的发电企业、电力用户和电力销售公司直接列入2020年度市场主体目录。其中，电力用户经电力交易平台确认后将参与2020年市场。如果他们不确认，他们将被视为放弃参与市场。
2.对于符合准入条件但尚未进入市场的电力用户，应实施否定列表制度，并进一步简化注册程序。根据电力用户自由化的范围，电网企业将汇总并提出进入市场的新用户名单，并上报省能源局。在组织市能源局对负面清单进行审核后，电网企业将直接向省电力交易中心推送负面清单以外的电力用户必要的注册信息，并负责在省电力交易中心平台上完成简单的注册手续后，通知电力用户直接进入市场。在每月25日前完成注册的电力用户可以从下个月开始参与电力交易。对于5G及其他电信基站的功耗，将在集团基础上统一安排进入市场。
3.对于新进入的发电企业，市能源局负责按照准入规定进行审核和组织公示。对公示无异议的发电企业，应通过山西省电力需求侧管理平台上报省能源局，并在2020年市场主目录中列出。
4.对于新进入的电力公司，将按照原程序通过山西省电力需求侧管理平台进行网上申报。省能源局将组织宣传。宣传期为1个月。无异议后，公示将列入市场目录。已列入省级市场名单并在山西电力交易中心完成登记的售电公司，应在登记信息发生变化的5个工作日内向电力交易平台提交变更材料。企业名称、股东或实际控制人、公司资产等重要信息发生变化时。，有关资料仍应按原程序向省能源局申请变更，并进行为期5个工作日的公示。
对于新申报的发电企业和售电公司，申请账号由市能源局按照属地管理原则进行分配，申请材料仍按有关规定执行。2020年，新上市电力公司的报告日期分别为2019年12月6日、2020年4月25日和2020年7月25日。新能源等发电企业每月25日申报新市场。
三。交易安排
结合电力现货市场模拟试运行，进一步规范电力中长期市场，在现货市场试运行过程中，将中长期市场与现货市场有效衔接。
(a)改善初级市场
1.交易类型
长期合作协议。对于煤电联营发电企业和下游电力用户相互持股超过20%的，由同一集团控制的发电企业和电力用户，与附近园区提供综合能源服务的发电企业，以及与电力用户进行“以煤代电”深度合作的发电企业，双方可以按照发电用电匹配的原则进行长期合作交易。
普通交易。除长期关联交易外，所有进入市场的电力用户都参与普通交易。
2.交易机制
(1)所有进入市场的电力用户都被全额收费参与市场交易。长期贸易以年度双边独立谈判为基础，普通贸易以年度、月度、周和周内双边独立谈判、集中竞价撮合和挂牌为基础。
考虑到我省现货电力市场将于2020年开始不间断试运行，为确保我省现货电力市场与中长期电力市场的有效衔接，年平均交易规模为600亿千瓦小时。如果双方协商交易超过规模，将根据交易提交时间依次结算。与此同时，双边谈判交易的时限原则上将放宽不少于一周。双边谈判交易双方应就中长期交易日的合同曲线达成一致，并在交易时进入交易平台；在现货交易执行日之前的第3天(D-3日)，双方协商后可在执行日(D-3日)调整中长期合同曲线。
(2)根据《国家发展和改革委员会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[2019]1658号)文件精神，2020年我省燃煤发电机组上网电价将在“基准价格+波动”范围内形成。基准价格将根据目前我省燃煤发电上网电价确定。2020年的波动幅度将不会超过10%,原则上不会超过15%,暂时不会上升。市场化形成的上网电价包括脱硫电价、脱销电价、除尘电价和超低排放电价。
市场参与者进行年度双边自协商交易时，在双方自协商确定的基准价的基础上，可以协商电煤价格指数、下游产品价格和月度交易平均价格三项指标中的一项或多项作为浮动参考因素，并可以约定价格浮动的原则，本月的交易价格可以根据每月第一周确定的浮动价格进行调整(具体时间由交易中心通知)。具体合同格式参照2019年5月6日国家发改委发布的《中长期电力交易合同示范文本》。在现场试运行期间，双方仍将按调整前的原价每日结算。如果没有商定浮动机制，年度交易价格不得调整。
(3)除参与长期合作交易的火电企业外，其余火电企业若继续参与省内交易(包括直接交易和非淘汰倒补合同转让交易)，且利用小时数达到2019年省级火电机组平均利用小时数(不包括网外送电利用小时数)，若继续参与省内交易，则省内交易电量将按已交付交易电量与省内交易电量的2:1比例增加。
(4)交易双方电力供需比例的上下限A、B由电力市场管理委员会在12月10日前提出，并报省能源局共同研究确定。
(5)鉴于2020年现货电力市场试运行不中断，根据国家发展和改革委员会专题会议要求，为确保市场稳定，规避市场风险和市场主体投机，引导市场主体在现货电力市场初期签订中长期合同， 电力用户和售电公司应确保当天中长期(直接交易)合同的总金额不低于每日总用电量的90%(不包括总表计量中不参与市场的用电量)(根据市场成熟度在后期逐步调整)。 部分电量空的利润低于90%的，按全省电力市场当日中长期(直接交易)合同最高价与实时现货市场日平均价的差价标准每日扣除，相关资金纳入非均衡资金指导范围。
(6)风电、光伏等新能源企业应积极参与政府定价以外的电力市场交易。鼓励新能源企业按照我省有关规定优先与“煤电”用户进行交易，并以新能源企业参与“煤电”交易的发电量占其市场用电的比例作为优先消费的主要依据，确保其优先消费。鼓励电力用户和配电公司积极贯彻《国家发展改革委、国家能源局关于建立和完善可再生能源用电保障机制的通知》(国家发展改革委发[2019]807号)精神，与新能源企业开展电力交易，并承担一定的可再生能源用电配额。
(7)根据《山西省燃煤自备电厂建设和运行管理办法》(郑锦办发〔2017〕58号)，企业燃煤自备电厂申请成为市场主体后，可在年度发电控制目标范围内，参与除自用电以外的市场交易。
(8)符合阶梯电价政策的电力用户将继续在市场电价的基础上实施阶梯电价政策。
(2)规范二级市场
1.每年用电量超过1000万千瓦时的电力用户可以通过批发市场直接与发电公司交易，或者通过零售市场与电力销售公司交易。非议价电力用户和年用电量低于1000万千瓦时的电力用户通过零售市场与电力销售公司进行电力交易。
2.售电公司与电力用户签订购电合作协议后，将通过批发市场直接与发电企业进行交易，并承担偏差(包括正负偏差)责任；售电公司在批发市场结算的电量为当期所有绑定用户的实际用电量之和(不包括总表计量中未参与市场的用电量)。电力用户通过零售市场与售电公司交易的，应当按照双方约定的价格和实际用电量进行月结。售电公司与受约束的用电人约定由用电方承担违约责任的，双方确认的违约确认应按月提交交易中心，由交易中心出具结算依据，电网企业代表交易中心结算违约金。
3.符合条件的电力用户可在年初自由选择参与批发或零售市场，但在交易合同履行期间不得改变；原则上，电力公司与电力用户之间的约束关系不得少于三个月，电力用户在同一合同期内只能约束一家电力公司。
4.为了降低市场参与者交易和合同执行的风险，可以在满足电网安全约束的前提下，在参与交易的市场参与者之间进行合同转让。同一主体不得在同一交易中同时进行合同转入和转出；参与批发市场交易的售电公司的月交易量不得超过其约束用电用户当月用电量之和。为避免售电公司囤积用电，恶意操纵市场，售电公司一个月内中长期合同的总电量原则上不超过当月售电量的10%。超过10%，下个月的合同转让将暂停。如遇不可抗力导致停产等特殊情况，售电公司应向交易中心提出申请，经省能源局和山西省能源监管办公室组织核实后，方可超额转让。
5.没有分表分时计量的电力用户(低压用户)暂时不参与现货市场，通过售电公司在零售市场购电。当电力公司约束这些用户在批发市场交易时，它只能选择一条典型曲线与发电厂签订中长期合同，后一条合同曲线不能调整。
6.上市售电公司应于2020年3月底前(上市公司所属售电公司于5月底前)向山西省电力交易中心提交2019年财务审计报告(注册会计师协会监管码)。交易中心汇总后上报省能源局，作为确定2020年市场交易规模上限的依据。逾期未提供财务审计报告的，暂停交易资格。2019年，存在虚假资产、技术人员不足、财务审计报告不规范、信用核查异常等问题的电力公司将被纳入信用记录。根据整改情况，采取缩小售电规模或暂停参与市场交易等措施，进一步规范电力公司的经营管理。
7.鼓励电力公司不断创新服务项目和内容，为电力用户提供增值服务；支持综合电能服务项目合作的电力销售公司与电力用户签署协议已有一年多时间。双方可以通过项目合作合同锁定交易中心的年间电力购销合作关系。
8.鼓励电力公司利用信息技术加强对零售市场电力用户用能服务的管理；在省级电力交易平台技术体系下，探索建立第三方交易辅助系统，实现与省级电力交易中心平台批发市场的有效融合，进一步完善市场功能，激发市场活力。第三方交易辅助系统应符合相关技术标准和安全规范，经省能源局和山西省能源监管办公室相关论证和批准后，方可与交易平台连接并投入运行。
9.对于水果储藏库的蓄冷能力和5G等电信基站的用电量，他们将通过售电公司的包交易、分表计量和属地结算等方式参与市场。
(三)未进行现场试运行期间，相关交易组织、安全检查、信息发布、合同执行、交易结算等。应按照2019年模式和本计划的相关规定执行。电力现货交易试运行期间，按照我省电力现货交易规则体系和本预案的有关规定执行。未尽事宜，由省能源局会同有关部门在交易前予以澄清。
四.相关要求
(一)市能源局加强对市场主体、事后的管理。按照否定列表的相关要求，及时发现并提出不参与市场交易且需要退出市场的用电用户名单；对于发电企业和配电公司，应严格控制准入，检查申请材料的真实性，并按规定的条件和程序组织网上申请。
(2)对于不具备分表分时计量条件的电力用户，省级电力公司、山西地方电力有限公司和增量配电网运营企业应加快完成抄表改造，并将相关信息接入现场电力技术支持系统。山西电力交易中心有限公司应进一步提高服务质量，建立和完善市场信息披露制度，为市场参与者提供更多的参考和便捷的交易服务。为进一步优化结算清算流程，缩短电费支付时间，应将相关计划上报省能源局和山西省能源监管办公室。加强交易信息备案制度，每批交易过程相关信息应上报省能源局和山西省能源监管办公室。尽快研究提出交易平台开放的技术和安全规范，为第三方交易辅助系统的接入提供支持。
(三)各相关交易单位应对申请材料的真实性负责，并按照相关交易安排的要求做好交易申请和结算工作。他们应坚持平等协商、独立交易和诚实信用的原则。严禁与联盟串通，形成价格堡垒，干扰交易秩序；强化风险意识，立足电力交易发展实际，不断提升风险防控能力。市场参与者的严重交易违规和不诚信行为将纳入诚信评估体系，情节严重的将纳入市场黑名单进行联合处罚。
(4)参与电力市场的电力用户应加强电力需求侧管理，尽快完成电力信息采集系统建设，并接入山西省电力需求侧管理平台，为企业实现实时电力监控、交易偏差处理、节电服务等提供技术支持。，并为参与现货市场积累电力数据；电力用户在参与零售市场时应增强风险意识，充分了解合作售电公司，并在电力购销约束合同中明确违约条款和处理责任。
(5)售电公司应注重风险防控，发挥好发电企业和用电用户之间的桥梁作用，坚决防止售电公司脱离发电企业和用电用户的单边“赌博市场”；要加强对电力用户用电曲线的监控能力，通过市场创新凸显价值，增强市场竞争力。鼓励电力公司根据用电曲线在零售市场与用电用户定价，以适应现货市场，引导用户优化用电习惯，降低交易风险；电力销售公司应结合电力用户的用电特点和潜在的停产限电风险，灵活运用年、月、周交易和合同转让交易政策，有效规避市场风险。
(六)电力市场管理委员会在研究市场规划、制定交易规则、协调争议、加强监管等方面发挥作用，维护和维护市场参与者的合法权益。
