各市经信委，各有关企业：
为进一步贯彻落实国家和省有关电力体制改革文件精神，推进山西电力市场稳步发展，做好2018年全省电力直接交易工作，省经信委会同省发改委、山西能源监管办、山西电力交易中心等部门和单位结合实际研究制定了《2018年山西省电力直接交易工作方案》以下简称《方案》，并报省政府主要领导同意。现印发执行，并将有关事项通知如下：
一、各市经信委要会同价格监管部门组织相关市场主体，做好《方案》的解读工作，要向市场主体宣贯国家及我省推进电力体制改革的相关政策，正确认识当前电力行业发展面临的困难和问题，引导市场主体牢固树立市场意识和风险意识，确保市场化交易有序、平稳推进。
二、本次年度申报后，2018年再组织两次申报，时间分别为4月23日和7月23日。
附件：《2018年山西省电力直接交易工作方案》
山西省经济和信息化委员会
2017年12月1日
附件
2018年山西省电力直接交易工作方案
依据中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及相关电力体制改革配套文件精神，按照山西省人民政府办公厅《关于印发山西省电力市场建设试点方案的通知》(晋政办发〔2017〕94号)和《关于印发山西省电力中长期交易规则(暂行)的通知》(晋政办发〔2017〕93号)要求，为进一步放开和规范电力市场，制定2018年山西省电力直接交易工作方案。
一、交易规模
按照《山西省放开发用电计划实施方案》要求，考虑发电企业经营状况、保障冬季民生供热、省内经济增长和新增用电全部进入市场等因素，稳步有序推进电力直接交易，2018年山西省电力直接交易规模暂定为650亿千瓦时。
二、市场主体
参与电力交易的市场主体包括电网企业、发电企业、售电公司、用电企业。各类市场主体应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的用电企业、发电企业经法人单位授权，方可参加。售电公司、用电企业和发电企业的准入条件按照晋政办发〔2016〕113号和晋政办发〔2017〕94号要求执行。其中：
用电企业范围：用电电压等级在110千伏及以上的企业;用电电压等级在35千伏，且上年度用电量在5000万kwh以上的企业;高新技术企业、大数据类企业、承接加工贸易产业转移的企业、完成电能信息采集监测系统建设的企业，用电电压等级放宽至10千伏，且上年度年用电量应在1000万kwh以上。
国家或省级园区(包括高新技术园区、经济技术开发区、循环经济园区)内执行大工业电价的企业，不受电压等级及电量限制。
根据国家及省政府相关文件精神，对我省实施分表计量的煤改电采暖居民用户、果库冷藏用电用户，可由电网企业或售电公司打捆代理参加市场交易，其中煤改电用户由县(区)政府打捆与电网企业或售电公司签订代理协议，果库冷藏用户直接与电网企业或售电公司签订代理协议。单个售电公司打捆后代理煤改电用户或果库冷藏用户的年用电量均不得低于500万千瓦时。
三、市场主体入市规定及程序
发电企业、用电企业、售电公司在山西省电力需求侧管理平台进行网上申报。新进入市场的主体申报账号按照属地管理原则由各市经信委分发，申报材料要求仍按照省经信委《2017年山西省电力直接交易工作方案》和《关于做好售电公司申报工作的通知》相关规定执行。其中：
(一)已取得2017年电力直接交易资格的发电企业、用电企业，经企业自愿申报后，省经信委直接列入年度市场主体目录。
(二)用电企业提供2016年11月-2017年10月用电量确认表，以及市级节能监察机构出具的企业(2017年1-10月)能耗达标确认函。
(三)已列入省经信委公布的目录名单、且在山西电力交易中心完成注册的售电公司，无需申报，可直接参与2018年电力直接交易。但出现企业名称、股东和实际控制人、公司资产等重要信息发生变更的，需要重新申报，经公示无异议后在交易中心更改注册信息并生效。
(四)在市场主体自愿申请、各市经信委核实并在线提交后，省经信委向社会公示符合条件新进入市场的发电企业、用电企业和售电公司名单，发、用电企业公示期为5个工作日，售电公司公示期为1个月(同步在山西电力交易平台、信用中国等网站公示)。经公示无异议的市场主体，省经信委发文将其列入2018年市场主体目录，列入目录的企业在山西电力交易平台进行注册后，具备参与市场交易资格。
(五)取得山西电力直接交易资格的发电企业、用电企业和售电公司，按照《山西省电力中长期交易规则(暂行)》享受相关权利和履行相关义务。
(六)申报日期为2017年12月6日-13日。
四、交易安排
(一)交易类型
根据《山西省电力直接交易实施方案》要求，2018年组织开展重点交易、长协交易、普通交易三种交易类型。
1.重点交易。对用电成本占比较高的电解铝、电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇/二甲醚等高载能企业及引黄提水工程、大数据企业，允许发电企业单台机组参与交易，达到设计利用小时(30万千瓦及以上机组5500小时，30万千瓦以下5000小时)。其中对与电解铝、大数据企业开展交易的发电企业机组允许利用小时达到6000小时。
2.长协交易。对煤电联营发电企业(或其直接控股方)与下游高载能企业(电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇/二甲醚)实现相互参股20%以上的，按照发用电量相匹配的原则，允许发用双方签订“中长期直接交易协议”。对应的发电机组原则上在设计利用小时(30万千瓦及以上机组5500小时，30万千瓦以下5000小时)范围内运行，不再安排基础电量，不再参与其他市场交易。
3.普通交易。除重点交易和长协交易之外的用电企业均参与普通交易。
(二)交易机制
1.从2018年起，申请参与市场交易且取得准入资格的用电企业，其大工业用电(果库冷藏用户为工商业用电)原则上全电量进入市场，实行月结月清。当用电企业年度用电总需求超过确定的年度交易总规模时，长协交易、重点交易用电企业全电量交易;对普通交易用电企业(包括实行错峰生产的企业)，根据用电需求和交易规模确定可全电量进入市场的月份数，由用电企业在年初选择进入市场并全电量交易的具体月份(园区打捆用电企业由代理售电公司负责组织)，对应月份取消目录电价，不进入市场的月份用电仍执行销售目录电价。普通交易用电企业在确定交易月份后不得退出。
2.根据《山西省电力中长期交易规则(暂行)》和市场推进实际，2018年各类电力直接交易的具体组织方式为：按照长协交易、重点交易、普通交易的顺序开展;可采取年度双边自主协商、年度集中竞价撮合、月度集中竞价撮合及挂牌(特殊情况下组织并专项安排)交易方式。冬季供热有特殊需求时，适时开展季度双边自主协商和集中竞价交易。参加长协交易的发电企业不再参与重点交易。
3.根据国家相关文件精神，为避免恶性竞争，在确定每批次交易的电量规模和符合条件的市场主体规模时，按交易类型分别保证交易双方参与市场竞争的比例，即参与本次交易的发电规模与本次交易确定的整体电量需求规模比例范围在A到B之间。具体每类交易的A、B值由电力市场管理委员会提出建议，在12月10日前报省经信委研究确定。
4.在每批次交易开始前，用电企业向山西电力交易中心申报电量需求，作为用电企业交易电量和信用评价的依据(开展自主协商交易时，用电企业申报需求电量与同一时期内实际用电量的偏差比例计入用电企业信用档案，对偏差较大的按规定实施惩戒;开展竞价撮合交易时，申报需求电量与正式交易电量需保持一致);省经信委会同相关部门根据市场需求，确定市场规模，并通过控制发电能力规模来确保每批次交易的市场竞争比例符合要求。相关信息由电力交易机构统一公布。
5.根据国家及我省直接交易电量扣除发电容量的相关规定，在确定年初发电量调控目标时，根据全省装机冗余、市场化电量占比以及机组环保节能因素等进行折算，剔除相应发电机组容量，具体公式由电力市场管理委员会于12月10日前报省经信委和山西能源监管办。
6.售电公司可参与重点交易和普通交易，通过与用电企业签订代理委托协议的方式，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暂为代理购售电关系。
7.售电公司获得市场交易资格后，需取得用电企业的交易委托代理权，并向山西电力交易中心提交委托代理协议后方可参与市场交易，被代理的用电企业不再参与市场交易;用电企业在年初自主选择独立交易或由售电公司代理交易，但在交易合同履行期限内，不得更改交易方式;用电企业在同一委托期限不能同时委托两家及以上售电公司，委托代理关系原则上在三个月内不得变更;售电公司与被代理用电企业应按要求向交易中心提交相关交易信息，作为电网企业交易结算的依据。
8.年度竞价撮合交易、月度竞价撮合交易、挂牌交易完成后，购售电双方不再签订纸质购售电合同，以交易平台中电子记录作为交易执行依据，可通过交易平台自行下载打印有电子章的交易单;市场主体与电网企业的输配电服务合同，通过签订合同文本确认书的方式执行。年度协商交易市场主体需签订纸质购售电合同和输配电服务合同，并向省经信委、山西能源监管办和电力交易中心备案。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电子合同。
9.针对目前电网企业抄表和结算实际情况，每月25日，电网企业先按用电企业实际用电量和直接交易合同加权平均价与用电企业预结算当月电费。次月5个工作日内对预结算电费进行清算。售电公司代理用电企业参与交易的，按照2017年办法进行结算，偏差考核费用承担方由售电公司和用电企业在委托代理协议中明确。电网企业对偏差考核费用单独记账。
10.对国家或省级园区内不具备独立申报条件的用电企业，由园区管委会组织打捆委托售电公司开展交易。同一园区内可以有多个售电公司参与购售电，一个售电公司可以在多个园区内购售电。园区内未在电网企业单独立户的用电企业，经园区管委会同意向电网企业申请立户，分表计量后由园区管委会组织打捆委托售电公司开展直接交易。
11.鼓励风电等新能源企业与煤改电打捆用户开展市场交易，促进供热期电力平衡和低谷风电的消纳;鼓励煤电企业与省内煤炭企业签订电煤供应长协合同，并提高合同兑现率。
12.为降低市场主体交易和合同执行风险，根据交易规则，具有年度市场合同的市场主体，在保持年度合同总量不变的前提下，市场主体协商一致后可提出次月合同电量调整意向。发用电双方月度以上合同可以转让，具体转让时间和程序按照相关规定执行。发电企业之间、用电企业(含售电公司代理的用电企业)之间可以签订电量互保或联保协议(具体协议格式由交易中心制定)，发电企业之间签订互保或联保协议需通过安全校核;部分协议市场主体因特殊原因无法履行合同电量时，在满足电网安全约束条件下，可优先由其他协议主体代发、代用电量，事后按规定签订转让交易合同。
13.具有年度协商合同的市场主体，双方协商一致后可调整交易电价。
14.按照中发〔2015〕9号文件有关“积极开展电力需求侧管理和能效管理”的精神，为“促进运用现代信息技术，实施需求响应，促进供需平衡和节能减排”，继续推进用电企业电力需求侧管理，鼓励企业建设电能信息采集监测系统，提升企业内部电能管理水平和市场化交易中偏差处理能力，降低用电成本。对电能在线监测系统运行、维护和使用较好的普通交易用电企业，在出现用电需求超过交易规模时，视情况给予适当倾斜支持。
15.对有自备发电机组的用电企业，用电量优先满足其自备发电机组运行(自备机组要在年度发电调控目标内运行，参与电网调峰)，余额部分可参与市场交易。
16.2015年3月15日以后核准的新投产煤电机组，从完成整套设备启动调试运行时间算起，可在交易中心临时注册，参与市场交易(集中竞价撮合交易报价排序时视同环保机组对待)，但应在三个月内取得电力业务许可证(发电类)和排污许可证，并办理正式准入手续，否则停止交易。原则上机组利用小时数不超过2017年全省火电机组平均小时数;鼓励其与电解铝企业开展交易，对与电解铝企业签订1年以上直接交易合同的机组，允许其交易上限达到6000小时。
17.有关组织交易、安全校核、信息发布、合同执行、交易结算及偏差处理等按照《山西省电力中长期交易规则(暂行)》相关规定执行。
18.山西电力交易机构和调度机构在组织交易中严格按照规定开展交易，特殊原因涉及交易时间调整的需报省经信委和山西能源监管办同意后执行。
19.按照国家关于建立电力市场主体信用体系建设的有关要求，推进市场信用和风险防控体系建设，建立完善市场主体信用档案，将市场主体交易行为、合同执行等情况列入市场信用记录范围，定期发布市场信用报告，对有不良信用记录的市场主体采取惩戒措施。
20.未尽事项，由省经信委会同相关部门在交易开展前进行明确。
五、相关要求
(一)省经信委、省发改委、山西能源监管办共同组织和监督交易过程，履行各自职责，确保交易工作顺利完成。
(二)山西电力交易中心有限公司要加强交易技术支撑系统建设，配备专业技术人员，提供优质交易服务;要加强内部管理和制度建设，既要对市场主体的报价等相关信息严格保密，又要明确信息公开和披露的内容和时间。省电力公司调度控制中心要适应市场交易新情况，进一步优化调度方式，提升调度技术支撑系统功能，在确保全省电网安全的基础上，公平公正进行安全校核和电力调度。
(三)各有关交易主体，应按照交易相关安排要求，实事求是做好交易申报等工作，平等协商，自主交易，诚信为本，严禁串通联盟，形成价格壁垒，干扰交易秩序。
(四)售电公司应主动创新服务内容，向用户提供包括电能信息化管理、综合节能和用能咨询、合同能源管理等增值服务，提升综合电能服务水平，增强市场竞争力。
(五)电力市场管理委员会要主动发挥作用，充分听取市场主体的意见，加强信息沟通交流，强化交易过程监管，认真研究并及时向政府部门反馈市场主体意见和建议。
