畅通劳动力和人才社会性流动渠道，推动公共资源按常住人口规模配置。

上海、冀北通过虚拟电厂分别整合楼宇空调、分布式发电储能等可调节资源。从欧美国际经验来看，实现需求响应与电力市场的有机衔接是保障需求响应可持续发展的必然趋势，随着我国电力体制改革和电力市场建设向纵深推进，构建与我国电力市场体系相适应的需求响应市场机制至关重要。

浙江、河南等地重点解决局部电网受限问题。2019年天津、山东、江苏、上海、浙江、河南、江西、重庆等8个省市累计组织实施需求响应25次，累计削减尖峰负荷704万千瓦，转移高峰电量8119万千瓦时。长期以来，我国电力用户以目录电价为结算依据，大工业参与中长期交易的方式多为售电公司代理制，电力用户对电力市场的认识不足，市场意识有待进一步培育。方案制定方面，各试点省根据本省情况制定需求响应试点方案，具备鲜明的地方特色。目前，全国仅八省市出台了需求响应补贴政策，其他省份暂无相关政策。

浙江、山东、甘肃等省份结合电力现货市场建设考虑将电力需求响应资源纳入电力现货市场的交易范畴。文章导读：随着我国电力市场建设的快速推进，以中长期交易、电力现货市场和辅助服务市场为构架的电力市场体系逐步形成。榆林地电公司增量用电可参与山西电力直接交易，通过双边协商方式按月开展交易，暂不设供需比。

二、市场主体（一）入市范围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、电力用户等。10.进入市场的售电公司要按照省能源局、省发展改革委、山西能监办联合印发的《全省电力市场售电公司信用评价与风险防范管理办法》要求，办理履约保函、缴纳风险保证金等手续。要强化交易信息报备制度，每批次直接交易相关情况要向省能源局和山西能监办报备。电力用户：除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，逐步全面放开经营性领域电力用户参与市场交易。

鼓励火电企业参与战略性新兴产业用电交易，在能够确保电网及机组安全稳定运行的前提下，战略性新兴产业用电交易不设置供需比。要强化风险意识，立足实际开展电力交易，不断增强风险防控能力。

要进一步优化清算、结算流程，缩短电费支付时间，相关方案要向省能源局和山西能监办报备。8.为了降低市场主体交易和合同执行风险，在满足电网安全约束的前提下，市场主体可按照相关规则开展合同转让。战略性新兴产业用户侧（含售电公司）只能在参与战略性新兴产业用电交易的企业之间通过合同转让处理偏差（即不能跨序列进行合同转让），发电侧战略性新兴产业用电交易合同转让不受限制。已具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业，高新产业园区及经济技术开发区内供水、供气、供热等公共服务公司和节能服务公司可以向工商部门申请增加售电业务。

按照省委省政府安排，对14个战略性新兴产业企业的生产用电，以用户侧挂牌（电量和电价）、发电侧摘牌的交易方式组织，交易采用典型曲线，现货试运行期间根据电力市场相关规则双方可调整曲线。（3）直接交易合同的偏差结算按照我省电力市场规则体系相关条款规定执行。（五）售电公司要注重风险防控，发挥好发电企业与电力用户之间的桥梁作用，坚决杜绝售电公司脱离发电企业和电力用户单边赌市场。各类电力用户应符合国家产业政策要求，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》（2019本）中淘汰类和限制类且执行差别电价政策的电力用户暂不参与市场化交易。

现货模式下的中长期直接交易机制：（1）市场主体所有直接交易合同均须分时定量定价并录入交易平台。12.对果库冷藏用电和5G等电信基站用电，采取通过售电公司打包交易、分表计量、属地结算的方式参与市场。

（三）退出程序1.不符合国家相关政策要求或按照电力市场规则属强制退市的市场主体，按照有关规定履行退市程序。11.鼓励售电公司不断创新服务项目和内容，认真落实省能源局印发的《全省电力市场售电公司服务能力评价标准》文件精神，向电力用户提供综合电能服务等增值服务。

战略性新兴产业用电交易按年度、月度挂牌交易方式组织（并以单独序列形式与月内、周及周内普通交易同步组织挂牌交易）。3.山西电力交易平台提供五种售电公司与电力用户在零售市场交易的价格模式供市场主体选择（应当分别约定非现货模式与现货模式下的价格机制）：一是根据用户用电曲线分时定价（适合曲线波动较大或分时用电用户）。（二）入市程序1.2020年已完成市场注册并开展交易的发电企业、电力用户、售电公司直接列入2021年度市场主体目录，参与2021年市场交易。执行大工业用电的电力用户不受电压等级和电量限制。（4）市场主体调整后的年度电力直接交易分月电量，均须通过安全校核后执行。对用户认为售电公司涉及伪造公章、伪造合同、以非法途径获得用户交易密码等情况，用户应向公安机关报案处理。

2. 交易机制为有效规避市场风险，提高市场交易效率，批发市场（除长协交易及新能源外）所有交易要实现全流程线上交易，零售市场和合同转让市场逐步过渡到全部线上交易。6.各市场主体要提高市场风险防范意识，理性参与市场交易。

普通交易摘牌分两个阶段组织：第一阶段，各火电企业最大可摘电量为自身交易量上限的70%。（三）其他事项本方案未具体明确的事项，在非现货市场结算试运行期间与开展现货市场结算试运行期间，均按照我省电力市场规则体系相关条款执行。

电力用户在参与零售市场时要强化风险意识，要对合作的售电公司进行充分的了解，并在购售电绑定合同中明确违约条款和处理责任。鼓励新能源企业按照我省相关规定优先参与煤改电交易，煤改电交易在非现货期间可根据市场情况采取不间断滚动挂牌的方式开展，由新能源企业根据需要随时进行摘牌，与月度交易同步出清。

战略性新兴产业用电交易合约单独为一个序列，单独进行结算。支持增量配电网试点参与市场交易，拥有配电网运营权的售电公司、区域内电力用户以打包形式全电量参与市场交易，不受电压等级和电量限制。同一交易周期的，按照交易相关规则进行核减。推动燃煤自备电厂积极落实《国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）精神，按照相关规则与新能源企业开展发电权转让交易，完成消纳可再生能源电力的配额比例。

普通交易每次组织均设置火电企业可交易电量与需求电量的供需比K:1。新能源等发电企业新入市申报时间为每月25日。

山西省能源局2020年12月4日2021年全省电力市场交易组织方案为落实国家电力市场化改革的有关精神和省政府办公厅关于《山西省进一步推进电力市场建设工作方案》（晋政办发〔2020〕87号）要求，有序推进我省电力市场健康发展，特制定2021年全省电力市场交易组织方案。交易时未约定浮动机制的，年度、季度交易价格不得调整。

对涉及一户多签的，由售电公司与用户自行协商或通过法律途径解决。四是全部利润分成模式。

对发电企业和售电公司要严把准入关，对申报材料的真实性进行查验，按规定的条件和程序组织进行网上申报。双方可协商将电煤价格指数、下游产品价格和月度交易均价三个指标之一或多个作为浮动参考因素，约定电价浮动原则，在交易平台中选择相关参数，签订价格调整协议且上传至交易平台后，每月按照确定的浮动电价调整次月交易价格。山西电力交易中心月前组织售电公司及零售用户绑定结算方案，对于可能出现的批零价格倒挂情况，售电公司需按合同电量全额现金缴纳差额费用，未完成缴纳的，将暂停售电公司批零两级市场合同执行，具体按相关规则执行。参与长协交易的市场主体在开展双边自主协商时，应按照发改价格规〔2019〕1658号，双方自主协商确定初始交易电价。

第三方交易辅助系统应满足相关技术标准和安全规范，履行与交易平台的对接手续后投入运营。（二）零售市场1.年用电量超过1000万千瓦时的电力用户，或新投产企业用电报装容量超过3000千伏安的电力用户，可以通过批发市场与发电企业直接交易，也可通过零售市场与售电公司交易，二者只能选择一种，在交易合同履行期限内不得更改。

支持14个战略性新兴产业和出口加工贸易类企业、煤改电交易电量全电量参与市场交易，不受电压等级和电量限制。（2）按照《国家发改委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）文件精神，非现货模式下2021年我省燃煤发电机组中长期普通交易上网电价在基准价+上下浮动范围内形成，基准价按我省现行燃煤发电上网基准电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

鼓励燃煤自备电厂余量发电参与市场，鼓励利用工业生产过程中余热、余压、余气自备电厂自发自用以外电量参与市场交易。四、相关要求（一）各市能源局要加强对市场主体的事中、事后管理。