参与下半年电力直接交易的发电企业与电力用户、售电公司签约电量上限合计为各自装机容量与参与交易的总装机容量占比对应签约电量的130%，如某一发电企业只签约一家电力用户（售电公司作为代理方，不能视为一家电力用户）就超出130%限额时，允许该用户将剩余交易电量选择第二家发电企业达成合作意向。中发[2015]9号文颁布实施后核准的煤电机组，参与电力直接交易时允许签约电量上限为装机容量与参与交易的总装机容量占比对应签约电量的200%。
交易周期内合作方相对固定。一家电力用户在同一个交易周期内只能选择一种身份参与直接交易，即在自主协商交易中已被售电公司代理的电力用户，仍由原售电公司代理参与交易周期内的集中竞价；自主协商交易中以独立身份参与的电力用户，仍以独立身份参与交易周期内集中竞价。如若电力用户与多家售电公司签订代理协议，取消用户本次交易资格。
陕西省发展和改革委员会关于印发《陕西省2019年下半年电力直接交易实施方案》的通知
各设区市发展改革委、韩城市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、西咸新区改革创新发展局,神木市、府谷县发展改革科技局，国网陕西省电力公司，陕西省地方电力（集团）有限公司，陕西电力交易中心有限公司，有关发电企业，电力用户，售电公司：
为有序推进我省电力市场化建设，积极稳妥做好全省2019年下半年电力直接交易各项工作。现将《陕西省2019年下半年电力直接交易实施方案》印发你们，请遵照执行。
陕西省发展和改革委员会
2019年5月30日
附件：
陕西省2019年下半年电力直接交易实施方案
为有序推进我省电力市场化建设，积极稳妥做好全省2019年下半年电力直接交易工作。根据《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）及其配套文件、《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）等文件精神，结合《陕西省电力直接交易暂行办法》、《陕西省售电侧改革试点实施细则（暂行）》有关要求，特制定本实施方案。
一、交易规模和方式
2019年下半年，电力直接交易规模计划250亿千瓦时。分自主协商交易、集中竞价交易两种方式组织。其中：自主协商直接交易规模计划175亿千瓦时,全省不设区域限制,一次性组织，如未完成计划规模，不足部分转入集中竞价模式电力直接交易。集中竞价直接交易规模计划75亿千瓦时，组织方式由陕西电力交易中心征求市场主体意见后书面报我委同意后执行。
二、市场主体
（一）用电企业
1．在电网企业独立开户、单独计量，符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策，并且环保排放达标，产品单位能耗低于全国同行业平均水平。出现环保处罚且在本方案发布之前未整改完成的企业不得参与我省2019年下半年电力直接交易，参与下半年电力直接交易过程中出现环保处罚等事件的企业自动取消本周期后续参与交易资格。执行大工业和一般工商业电价的电力用户,以2018年实际用电量为参考，年用电量500万千瓦时及以上的电力用户可直接参与交易，或自主选择一家售电公司代理参与；年用电量在300-500万千瓦时的电力用户，只可自主选择一家售电公司代理参与。2019年新投产的符合准入条件电力用户，可根据月度用电量测算是否准入，并参与本年度后续组织的电力直接交易。
2．有色、钢铁、建材、煤炭四个重点行业用户年用电量达到500万千瓦时以上的，按其申报年用电量的70%参与自主协商交易，30%参与集中竞价交易的方式全电量参与。年用电量在300-500万千瓦时之间的，全电量参与自主协商直接交易。
3．按照国家电力体制改革有关文件规定：一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。因此，重要公用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会活动基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位暂不进入我省电力市场交易。
（二）发电企业
本方案发布前投运且获得电力业务许可证，符合市场准入条件的单机容量30万千瓦及以上且符合国家环保排放标准的发电企业（综合利用煤矸石电厂可放宽至20万千瓦），并在陕西电力交易中心有限公司完成注册。
（三）售电公司
在陕西电力交易中心有限公司注册并完成公示无异议的、且已递交履约保函的售电公司，可代理电力用户向发电企业购电。
三、输电单位
国网陕西省电力公司、陕西地方电力（集团）公司
四、实施单位
陕西电力交易中心有限公司
五、违约责任
各市场主体违约责任严格按照最终签订的直接交易合同有关条款执行。无法履行违约责任的市场主体，取消下半年交易资格。因不可抗力、自然灾害等因素导致的合同无法履行不按违约处理。
六、有关要求
（一）规范化、简约化开展电力直接交易。2019年下半年电力用户直接交易电量的申报、校核，售电公司与电力用户代理意向的确认以及电力用户与发电企业、售电公司与发电企业的交易均在电力交易平台完成，不再收取纸质协议。
（二）电力交易平台为市场主体提供可靠服务。陕西电力交易中心要加强电力交易平台的建设与维护，保障市场主体信息填报及各交易环节顺畅、可靠，确保不出现因交易平台模块故障等问题造成的市场主体利益受损情况。
（三）保障发电企业最小运行方式所需电量。发电侧的最小运行方式是确保电网安全运行、调峰调频、民生供暖等基本保障，发电企业存在最小运行方式电量缺口或电网约束时，电力调度部门、陕西电力交易中心组织发电企业将市场化电量按照发电权转让方式补足有关发电企业电力缺口。
（四）鼓励各市场主体适度竞争。参与下半年电力直接交易的发电企业与电力用户、售电公司签约电量上限合计为各自装机容量与参与交易的总装机容量占比对应签约电量的130%，如某一发电企业只签约一家电力用户（售电公司作为代理方，不能视为一家电力用户）就超出130%限额时，允许该用户将剩余交易电量选择第二家发电企业达成合作意向。中发[2015]9号文颁布实施后核准的煤电机组，参与电力直接交易时允许签约电量上限为装机容量与参与交易的总装机容量占比对应签约电量的200%。
（五）交易周期内合作方相对固定。一家电力用户在同一个交易周期内只能选择一种身份参与直接交易，即在自主协商交易中已被售电公司代理的电力用户，仍由原售电公司代理参与交易周期内的集中竞价；自主协商交易中以独立身份参与的电力用户，仍以独立身份参与交易周期内集中竞价。如若电力用户与多家售电公司签订代理协议，取消用户本次交易资格。
（六）严格按照规定的交易时间开展申报工作。各市场主体要严格按照陕西电力交易中心发布的交易公告要求，正确填报数据和信息，履行申报、确认等手续，过期未申报和确认的视为自动放弃本次交易。出现数据、信息填报错误的，由相应的市场主体自行承担后果。
（七）电力直接交易电量优先结算。直接交易合同签订后，年内优先执行，电网企业要按照现有方式计量并优先结算。
（八）做好全面放开经营性行业发用电计划前期准备工作。各地市电力运行主管部门、电网企业、市场主体要严格按照国家发展改革委、工信部、财政部、中国人民银行印发的《关于做好2019年降成本重点工作的通知》（发改运行[2019]819号）文件有关要求，积极配合我委做好全面放开经营性行业发用电计划有关准备工作。
七、保障措施
（一）省发展改革委牵头推进全省电力直接交易工作，会同国家能源局西北监管局对各市场主体进行日常监督和信用管理，加强事中事后监管，维持市场正常秩序。各市场主体、电网企业、电力交易中心要严格按照《陕西省售电侧改革试点实施细则（暂行）》等文件要求，进一步规范交易及组织行为。
（二）各设区市电力运行主管部门要及时做好通知和政策宣贯，组织做好电力用户准入资格审查，以上半年参与我省电力直接交易参与用户名单为基础，对照本方案中的用电企业准入条件，重点核查参与用电企业是否存在环保方面的问题。6月10日前，向我委提交参与全省下半年电力直接交易“用户申报名单”及“用户信息表”（新增用户需提报一份申请资料，已参与用户只需填报表格内容）。如有新增四行业用户，需同时以正式文件形式上报含所有四行业用户的更新名单，没有更新用户的地市以原有名单为准，未及时上报超过提报时间的地市仍以原有名单为准（联系人：张越欧，029-63913059）。
（三）电网企业要做好直接交易的电力用户供电服务和电力可靠供应。
（四）陕西电力交易中心负责直接交易的具体实施，及时组织披露市场交易信息。配合做好陕西电力市场主体运营评价等工作，有关情况及时报省发展改革委、国家能源局西北监管局。
（五）2019年下半年陕西省电力直接交易自主协商交易工作务必在7月底前全部完成。具体时间安排和交易流程由陕西电力交易中心有限公司组织，报我委和国家能源局西北监管局备案后另行发布交易公告。
（六）交易组织过程中，各参与市场主体可针对违反本方案的有关问题向国家能源局西北监管局和我委反映。
