关于2018年电力用户与发电企业

第一篇：关于2018年电力用户与发电企业

关于2018年电力用户与发电企业

直接交易的申报材料

山西汾河焦煤股份有限公司三交河煤矿

二〇一七年十二月

第二篇：吉林电力用户与发电企业直接交易规则

吉林省电力用户与发电企业直接交易规则

（暂行）

第一章 总则

第一条

为规范吉林省电力直接交易行为，维护电力用户与发电企业的合法权益，保障电力市场建设稳定健康有序。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、《国家发改委 国家能源局电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)、《吉林省政府办公厅关于推进电能清洁供暖的实施意见》（吉政办发〔2017〕49号）等有关法律、法规、文件的规定，制定本规则。

第二条

本规则适用于吉林省境内的电力用户与发电企业开展的直接交易。直接交易坚持平等自愿原则，通过发用电双方自主协商或集中报价撮合的方式，以期达到各自认同的合理价位。

第三条

本规则所指的电力用户，为符合国家《产业结构指导目录》要求、环保达标的工业用户，以及电能清洁供暖用户；

本规则所指发电企业，为吉林省境内符合国家基本建设审批程序、取得电力业务许可证的20万千瓦及以上火电企业和不受电网约束的风电企业；

本规则所指交易中心，为吉林省电力交易中心有限公司；

本规则指电网企业，为国网吉林省电力有限公司和吉林省地方水电有限公司。

第四条

市场准入

电力用户：每年年初，省能源局结合全省电力市场情况，会同有关部门确定当电力用户用电量准入门槛，符合条件电力用户自愿进行申报，省能源局根据市场交易规模和电力用户上报情况核定电力用户基数电量并向社会公开。

发电企业：省能源局依据发电企业自愿申报情况，发电企业上环保、能耗等达标情况，会同有关部门确定发电企业名单并向社会公开。

第二章 注册、变更及退出

第五条

注册原则与条件

（一）电力用户与发电企业取得省能源局公布的市场主体资格后，须到交易中心注册，才能开展直接交易。

（二）电力用户和发电企业应向交易中心提交注册材料

电力用户提交的材料包括：企业基础信息，交易员信息、生产规模、年用电量范围等企业生产信息，电压等级、报装容量、年用电负荷、用电负荷率等企业用电技术信息。

发电企业提交的材料包括：企业基础信息、交易员信息、发电业务许可证、机组详细技术参数。

第六条

变更原则与条件

（一）已注册的电力用户和发电企业发生新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致其股权、经营权、营业范围发生变化时，需报请省能源局审批，并重新向交易中心申请注册。

（二）未导致股权、经营权、营业范围发生变化的电力用户和发电企业发生扩建和更名，需要通过交易中心运营系统变更注册，交易中心将以上变更情况报省能源局备案。

第七条

退出原则与条件

（一）发生以下情况时发、用电方可申请退出市场： 1.外部形势发生变化或自身条件发生变化，已不满足准入条件；

2.不愿意继续参与市场交易的。

（二）电力用户、发电企业退出市场需向省能源局提出申请，并提供以下资料：

1.退出市场的原因；

2.合同履行情况和未完成合同的处理办法； 3.与其他市场成员的债权和债务关系。

（三）电力用户、发电企业获得批准退出后，交易中心负责为其办理市场主体注销手续，并向其它发、用电方进行公告。

第三章 电力直接交易模式

第八条 直接交易市场采用自主协商交易模式和集中报价撮合交易模式，自主协商交易模式交易周期为、季度、月度，集中报价撮合交易模式交易周期为月度。目前，固定在每月的第三周（遇法定假日顺延），周二到周五共4个工作日，每天上午9：00开市，下午17：00结束。特殊情况下，省能源局经商有关方面同意，可临时增加交易。

火电企业交易电量在发电调控目标之外由市场交易形成，风电企业交易电量（包含送华北和省内交易电量）为当月上网电量超出基数电量部分。受客观因素影响，若市场交易电量无法完成，允许发电企业进行电量转移。

第四章 电力直接交易组织

第九条

所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。发电企业、电力用户要在前一11月30日前 4 向交易中心提供本单位变化的交易员的报价授权书，交易中心负责存档。

第十条

自主协商交易流程

（一）交易电价的申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电价（含环保电价），交易平台按其电价自动附加与其协商的电力用户所对应的输配电价、政府基金及附加后传至电力用户，电力用户（电能清洁供暖用户除外）再对其进行核实确认。

电能清洁供暖用户原则上只参与自主协商交易，按照购销差不变的方式与发电企业自主协商确定交易价格，向交易中心申报审核。

申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

（二）交易电量信息申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电量（用户侧的电量），电力用户再对其进行核实确认。申报电量原则上以100万千瓦时为单位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

交易电量及交易电价核实确认无问题后，认为直接交易成交。

（三）交易中心发布的信息，内容包括：

双边交易总量：电力用户的直接交易电量是中标电量，发电企业的直接交易电量是中标电量/（1-线损率），线损率 暂定为7.5%；

协商电价；

电网主要通道极限；

其他应向电力用户、发电企业披露的信息。

（四）成交结果确定与发布

1.交易中心根据双方自主协商电量电价编制交易方案，提交电网企业调度机构进行安全校核，并形成成交结果。

2.当安全校核不能满足全部交易电量时按照电网约束条件对交易申报顺序进行裁减。

3.交易中心发布成交结果，安全校核未通过部分，应向市场成员方发布原因。

第十一条

集中报价撮合交易流程

（一）交易公告

交易中心每月末前12个工作日向准入的电力用户和发电企业发布交易公告，主要包括：

1.交易起止时间； 2.交易申报起止时间；

3.电力用户目录电度电价（不含基本电费）；电力用户用电增量需求

4.各电压等级的输配电价；

5.发电企业基本电量电价、发电剩余能力等； 6.电网输电阻塞等情况； 7.其它相关要求和说明。

（二）交易申报

1.所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。2.目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

3.每30分钟进行一轮交易，其中前20分钟为申报阶段，后10分钟为交易计算、安全校核和成交情况发布阶段。每轮交易结束均发布成交电量、价格的明细，同时发布未成交的电量、交易价格，但不发布报价单位等信息。每轮信息发布后，需有关市场成员重新申报，进行下一轮交易，直到交易开放期结束为止。

4.在交易申报时间内，电力用户按其分段申报电价，系统自动扣除对应的输配电价、政府基金及附加后（折算到发电上网口径）从高到低排序，发电企业按其分段申报电价（含环保电价）从低到高排序。申报电量原则上以100万千瓦时为单位进行多段报价，申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位。不符合申报要求的视为无效申报数据。

5.撮合配对

（1）按照电力用户和发电企业申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价（剔除输配电价、政府基金及附加后）与发电企业申报电价之间的价差。

7（2）双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即：成交价格=（电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业含环保电价的申报电价）/2。

（3）每轮交易中，如多个发电企业报价相同时，环保机组优先成交；条件仍相同时，按各方申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（4）每轮交易中，如多个电力用户报价相同时，按各电力用户申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（5）发电企业的直接交易电量是中标电量（/1-线损率），线损率暂定为7.5%。按直接交易的成交结果，相应调整发电企业的月度发电计划。

6.电网企业的调度机构负责进行电网安全校核，交易中心及时发布成交电量和成交价格等信息，并在交易日结束后，发布当月的总成交情况。

第五章 电力直接交易合同

第十二条

合同签订

（一）直接交易结果最终通过电力用户、发电企业和电网企业三方共同签订直购电交易合同的方式确认，三方合同 8 应将权责、涉及电网企业的内容和交易计划、结算所需要的内容全部纳入进去；

（二）、季度自主协商交易和月度集中撮合交易完成5个工作日内，交易中心应统一组织签订三方直接交易合同。交易合同完成签订后，交易中心负责报省能源局备案。

第十三条 交易执行

（一）发电企业的直接交易电量应统一纳入到省内电力电量平衡。

（二）交易中心根据直接交易结果编制发电企业月度上网电量计划。

（三）电力用户应按交易结果组织用电，保证月度用电增量满足交易结果要求。

第六章 电力直接交易结算

第十四条

电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件时可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，电网企业向电力用户统一开具发票并结算收取电费，发电企业向电网企业开具发票并由电网公司统一结算支付购电费。

第十五条 发电企业如无法完成本合同规定的市场交易电量，经省能源局审查同意后，可进行发电权交易。如发 电权交易不成功，则优先结算市场交易电量，同时相应减少基本电量结算。

第十六条 直接交易电量相关电费采用月度结算，清算方式进行，要严格偏差考核。清算时，当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±10%时，直接交易各方不存在违约责任。若电力用户当月完成的实际交易电量（月度用电量-月度基数电量）低于月度合同电量的90%，差值部分（月度合同电量×90%-实际交易电量）为未完成交易电量。对应发电企业仍按照月度合同电量的90%进行结算，并相应抵减发电企业的月度基本发电量指标。抵减电量=用户违约电量/（1-7.5%）。设立违约平衡账户，由于违约产生的结余资金计入平衡账户，以年为周期，按照容量均分给省内参与市场的发电企业。若全年实际交易电量能够达到合同电量的90%以上，按滚动平衡，月度偏差考核造成的资金损失退还给相应发电企业。

若电力用户实际完成电量低于合同电量的90%，次年基数电量提高30%；实际完成电量低于合同电量的70%，如无特殊原因，三年内不允许参与市场交易。

第七章 电力直接交易价格监督与管理

第十七条

电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预。第十八条 电力直接交易采用输配电价方式进行，即发电上网电价（含环保电价）+输配电价+相关政府性基金及附加=用户电价，输配电价按照国家核定的电价标准执行。

在电能清洁供暖专项输配电价出台前，电能清洁供暖用户仍采取电网购销价差的方式不变，即电能清洁供暖电价=现行电网销售电价-电能清洁供暖用户与发电企业协商的降价额度。

相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。第十九条

电力直接交易（非电能清洁供暖）产生的网损电量由电网公司按标杆电价收购。

电能清洁供暖直接交易产生的网损电量由电网公司按照发电企业成交价格收购。

第二十条

集中报价撮合交易可实行交易价格申报限制，原则上由吉林省电力市场管理委员会提出意见，经省物价局、省能源局、东北能源监管局同意后执行。若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

第二十一条

参与直接交易的电力用户执行现行相关电价政策。其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的电网企业损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

第八章 法律责任

第二十二条 执行过程中严禁企业间相互串通、操纵市场价格或哄抬（压低）交易价格，违规者由省能源局会同东北能源监管局取消其市场交易资格，并由省物价局依法进行查处。

第二十三条

交易过程中出现的其他事宜由省能源局、省物价局进行裁决。

第二十四条

本规则由省能源局、省物价局负责解释，此前与本规则不符的，以本规则为准。

第九章 附 则

第二十五条 本规则自发文日期起施行。

第三篇：海南省电力用户与发电企业直接交易办法

海南省电力用户与发电企业直接交易办法

第一章 总 则

第一条 为进一步规范海南省电力用户与发电企业直接交易（以下简称“直接交易”）工作，依据相关文件精神，制定本办法。

第二条 直接交易是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。

第三条 直接交易坚持政府引导和市场为主相结合、节能减排和优化结构相结合、互利共赢和持续发展相结合的原则，发挥市场调节供需、引导投资、配臵资源的作用，实现电力和国民经济的协调发展。

第二章 市场成员 第一节 市场主体与运营机构

第四条 参与直接交易的市场成员包括市场主体和市场运营机构。

第五条 市场主体包括符合准入条件的发电企业、电力用户

— 1 — 及提供输配电服务的电网企业。

第六条 市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

第二节 市场主体准入条件

第七条 电力用户须具备以下准入条件：

（一）具有独立法人资格、手续齐全、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任，或经法人单位授权的内部核算的电力用户。

（二）符合《产业结构调整指导目录》等国家及地方产业政策、环保政策要求。

（三）参与直接交易的企业能耗按国家有关规定执行准入，原则上应低于行业内平均水平，且由省级行业管理部门出具相关证明材料。

（四）按照平稳有序的原则，逐级开放电力用户。企业用电电压等级原则在110千伏及以上，省内优势产业、高新技术企业、行业龙头标杆企业和战略性新兴产业的用电电压等级适度放宽至35KV。

（五）禁止不符合国家产业政策、环保排放不达标、淘汰类产品及工艺的电力用户参与直接交易。

海南省能源局、国家能源局华南监管局授权电力交易机构适时发布直接交易公告。符合准入条件的企业，应按公告规定的时限自愿向设区市电力主管部门提出申请（附省级行业管理部门出具的相关证明材料），省能源局组织相关部门、行业专家对 — 2 — 电力用户进行资格复核。

第八条 发电企业（机组）须具备以下准入条件：

（一）经国家核准，环保排放达标并已获得发电业务许可证的发电企业。

（二）机组单机容量含30万千瓦及以上，并入江西电网运行的公用火电机组。积极探索水电、风电、光伏发电等可再生能源机组参与直接交易机制。

第三节 市场成员主要职责

第九条 各市场成员应熟悉并严格遵守本办法，按要求开展直接交易并承担相应责任。符合准入条件的市场主体按照市场规则自愿申请进入直接交易市场，同时保证直接交易市场相对稳定，参与直接交易的市场主体合同期内不得退出市场。如因退出原因给直接交易相关方造成损失的，应予以赔偿。

第十条 电网经营企业的主要职责：

（一）公平、无歧视开放电网，提供输配电服务。

（二）保障电力交易机构、电力调度机构履行市场运营职责。

（三）负责电量抄录，代理结算直接交易电费。第十一条 发电企业的主要职责：

（一）按照本办法规定参与直接交易，履行交易合同。

（二）执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度。

（三）履行维护系统安全责任，按规定提供辅助服务。

（四）按规定披露信息，包括参与直接交易机组能耗水平、— 3 — 环保设施运行情况等。

（五）按规定进入和退出市场。第十二条 电力用户的主要职责：

（一）按照本办法规定参与直接交易，履行交易合同。

（二）按时足额结算电费。

（三）严禁转供或变相转供电。

（四）按规定披露信息，包括受电电压等级、最大负荷及负荷特性、年最大用电量、产品能耗水平和企业环保达标情况等。

（五）按规定进入和退出市场。第十三条 电力交易机构的主要职责：

（一）负责组织市场交易和出具结算凭证。

（二）发布直接交易公告。

（三）负责按交易合同分解编制月度交易计划并转电力调度机构执行。

（四）负责市场信息统计、发布和报告。

（五）按规定披露信息，包括输配电价、输配电损耗率、政府性基金和附加等。

（六）负责组织建设、管理和维护相关技术支持系统。第十四条 电力调度机构的主要职责：

（一）按调度关系对市场交易形成的无约束交易结果进行安全校核，公布安全校核结果并进行必要的解释。

（二）根据通过安全校核后的交易结果，下达机组发电曲线，— 4 — 合理安排系统运行方式，保证系统安全运行和实时供需平衡。

（三）负责输电阻塞管理。

（四）按规定向市场主体披露电网运行相关信息。

第三章 市场交易 第一节 交易电量

第十五条 经海南省能源局、国家能源局华南监管局协商一致，由海南省能源局在本10月31日前下达次年直接交易电量规模和明确发电设备容量剔除原则。直接交易电量规模实行总量目标管理，实际交易电量原则上不超过下达的交易计划规模。

第十六条 海南省能源局在安排省内机组发电计划时，优先预留直接交易电量，其余电量按计划方式安排，机组发电利用小时（含直接交易、发电权交易、外送等电量）原则上不超过5600小时。电力用户上一用电量超过5亿千瓦时的，可按用电增量进行交易；上一用电量低于5亿千瓦时的，原则上按交易年全部用电量（剔除自发自用电量和销售电价表中电解烧碱等优惠电价类电量）进行交易。

第二节 交易方式

第十七条 直接交易包括电力用户和发电企业双边协商、集中撮合两种交易方式。电力用户和发电企业通过双边协商方式形成直接交易电量后，交易电量达不到既定电量规模时，— 5 — 发电企业和电力用户可参加剩余电量的集中撮合交易。

第十八条 交易发布、申请和双边协商交易程序：

（一）本11月1日前，电力交易机构发布启动下一直接交易的公告。公告内容包括：下一全省电力供需形势预测、直接交易电量规模、输配电价标准、政府性基金及附加、电力用户和发电企业准入条件、发电设备容量剔除原则等交易信息。

（二）11月30日前，完成电力用户和发电企业资格准入并授权电力交易机构发布。

（三）12月31日前，获得市场准入资格的电力用户和发电企业根据市场交易信息，双方自主协商确定次年交易电量、交易价格、分月计划等购售电合同标的，达成一致后，签订直接交易意向书，并及时提交电力交易机构。

（四）电力交易机构根据所有市场主体提交的直接交易意向书，汇总直接交易信息，送电力调度机构安全校核。

当直接交易意向电量超过直接交易总量规模时，优先安排增量成交直至增量占总规模的额度上限，增量之外剩余电量按达成交易意向时间先后逐一安排。

（五）电力调度机构完成安全校核，将校核结果反馈电力交易机构，由电力交易机构发布交易电量结果。

（六）市场主体根据直接交易意向书中商定的价格和电力交易机构发布的交易电量结果，参照原国家电监会、国家工商 — 6 — 总局制定的《大用户与发电企业直接交易购售电合同（示范文本）》和《大用户与发电企业直接交易输配电合同（示范文本）》，签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。

第十九条 集中撮合交易程序：

（一）视直接交易电量达成情况，每年1月10日前，电力交易机构发布集中撮合交易公告，组织开展集中撮合交易。

（二）获得市场准入资格的电力用户和发电企业根据公告信息，向交易机构申报参与集中撮合交易的电量、电价，经电力交易机构撮合后形成交易匹配对。

（三）匹配规则：电力用户按申报电价由高到低、发电企业申报电价由低到高，电力用户申报电价减去发电企业申报电价为正则成交，形成匹配对，直至电量为零或价差为负，成交电价为双方报价的均价。如果两个或两个以上发电企业或电力用户报价相同且成交总电量超过电量规模时，按发电企业上一煤耗水平先后排序，煤耗低的交易匹配对优先安排。

（四）集中撮合交易结果经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构于向市场主体发布，并组织市场主体在1月底前参照原国家电监会、国家工商总局制定的《大用户与发电企业直接交易购售电合同（示范文本）》和《大用户与发电企业直接交易输配电合同（示范文本）》，签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。

第三节 交易价格及线损

— 7 — 第二十条 直接交易成交电价由电力用户与发电企业通过双边协商确定或集中撮合形成。

第二十一条 电力用户购电价格由直接交易成交电价、输配电价、输电损耗、政府性基金和附加组成。执行两部制电价的电力用户，其购电价格由基本电价和电量电价组成，基本电价执行海南省电网现行销售电价表中基本电价标准。

第二十二条 输配电价由国家价格主管部门核定。第二十三条 政府性基金和附加由电网企业按国家规定标准向电力用户代收。

第二十四条 输电损耗由海南省价格主管部门核定。

第四章 交易执行

第二十五条 电力交易机构按照直接交易合同约定的分月计划和电力用户提交的月度用电计划，汇总月度直接交易电量，提交电力调度机构。

第二十六条 电力调度机构执行调度任务时，应优先安排直接交易合同电量。

第二十七条 对参与试点发电企业的发电设备运行管理考核和辅助服务补偿，继续按现有的规定执行。

第二十八条 当参与直接交易机组因技术原因无法完成合同电量时，可由该企业其他机组代发，直接交易容量不固定在发电企业某一台机组上（但必须是符合准入条件的机组）。

— 8 — 第二十九条 在全省电力供应紧张实施有序用电时期，参与直接交易的发电企业、电力用户必须服从全省统一调度，执行错峰让电等指令，共同维持全省供用电秩序。

第五章 计量与结算

第三十条 参与直接交易的发电机组上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，电力用户购电关口的计量点必须能实现独立计量。

第三十一条 直接交易涉及的电能计量装臵、电能计量装臵校验要求和计量装臵异常处理办法按照国家电力计量有关法规和签订的《购售电合同》、《输配电服务合同》的约定执行。

第三十二条 电网经营企业按合同约定时间完成发电企业和电力用户抄表后，及时将结果送至电力交易机构。电力交易机构根据计量结果以及合同约定价格，向相关市场主体出具结算凭证，由电网企业分别与电力用户和发电企业进行结算。

第三十三条 电网企业根据“月结月清”原则与发电企业和电力用户结算直接交易电费。电力用户实际月度用电量与月度计划电量偏差在±5%以内，视同按照直接交易约定完成月度计划电量，其偏差电量在月度间滚动。

第三十四条 除不可抗力因素外，因发、用方原因，造成实际直接交易电量超出合同电量±5%偏差部分视为违约电量。对于超出5%的部分，用户购电价按政府核定的目录电价的110%

— 9 — 执行。电力用户实际用电量低于合同约定的5%部分，由发电企业和电力用户在购售电合同内自行约定赔偿措施；未约定的，电力用户按3分钱/千瓦时标准向发电企业缴纳违约金。

第六章 交易监管

第三十五条 国家能源局华南监管局对直接交易的实施情况进行监督检查，定期开展监管评价，确保交易行为规范有序。

第三十六条 当电力用户出现不可抗力因素，导致交易无法进行时，报海南省能源局、国家能源局华南监管局同意，可中止发电企业与用户企业的直接交易。

第三十七条 电力用户和发电企业有下列行为之一的：

（一）提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的；

（二）违反法律法规以及国家电力或环保政策并受到处罚的；

（三）互相串通报价，操纵或控制市场交易，哄抬或打压交易价格的；

（四）将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的；

（五）拖欠直接交易及其它电费的；

（六）不按交易结果签订合同的；

（七）无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的；

（八）不服从电网调度命令的；

（九）其它违反交易规则行为并造成严重后果的。

— 10 — 海南省能源局、国家能源局华南监管局责令其限期整改，直至取消交易资格。被取消资格的电力用户和发电企业，一年内不得重新申请进入市场。

第三十八条 电力交易机构应及时披露以下信息：

（一）直接交易合同电量；

（二）直接交易中由于电网安全约束限制的具体输配线线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等；

（三）直接交易电量执行、电量清算、电费结算等。第三十九条 电力交易机构应在每月10日前发布上月直接交易信息，于每年1月底前向海南省能源局、国家能源局华南监管局书面报送上一直接交易开展情况。

第七章 附 则

第四十条 本办法自发布之日起施行。

第四十一条 本办法由海南省能源局、国家能源局华南监管局负责解释。

第四篇：甘肃省电力用户与发电企业直接交易细则

附件1

甘肃省2017年电力用户 与发电企业直接交易实施细则

第一章 总则

第一条 为规范有序推进电力用户与发电企业直接交易工作，根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及配套文件、《中共甘肃省委甘肃省人民政府关于印发<甘肃省推进价格机制改革实施方案>的通知》（甘发〔2016〕16号）等政策规定精神，制定本实施细则。

第二条 坚持有利于工业经济企稳回升，有利于先进高载能产业发展，有利于新能源电量消纳，有利于发用双方协作共赢。

第三条 电力用户与发电企业直接交易以电网安全为前提，坚持依法合规、自愿交易的原则，维护各市场主体合法权益。

第四条 部门分工和单位职责

省发展改革委会同相关部门和单位，组织电力用户与发电企业直接交易工作,对电力用户与发电企业直接交易政策解释；

省工信委负责电力电量平衡原则，制定优先发电购电计划；

甘肃能源监管办负责对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管；

省电力公司负责电力用户与发电企业直接交易的安全校核、交易执行、交易结算、信息披露等实施工作。

第二章 准入条件

第五条 参与交易企业必须符合国家最新产业政策和节能环保要求。列入省发展改革委省工信委省环保厅省质监局2017年执行差别电价名单的淘汰类、限制类企业或产能不纳入直接交易范围。

第六条 电力用户条件

（一）符合政策的电解铝、铁合金、碳化硅、电石等企业；

（二）省政府已确定的战略性新兴产业骨干企业；

（三）兰州新区用电容量在315千伏安及以上且年用电量200万千瓦时以上的工业企业；

（四）国务院和省政府有关政策已明确的金川集团股份有限公司、白银有色集团股份有限公司、甘肃刘化（集团）有限责任公司；

（五）在全年电力电量平衡基础上，新增循环经济产业链项目，及上述行业企业用电量超过上年同期的电量。

第七条 发电企业条件

（一）省内除自备电厂以外的火电企业;

（二）省内装机容量1.5万千瓦及以上水电企业； 新能源发电企业参与直接交易另行明确。第八条

符合条件的省内售电公司。

第三章 资格审核

第九条 符合第六条的电力用户，向所在市州供电公司领取、填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易申请表》。经市州供电公司初审后，集中交甘肃电力交易中心有限公司（以下简称甘肃电力交易中心，下同）汇总。

发电企业、售电公司向甘肃电力交易中心申报。第十条 甘肃电力交易中心按照国家和省上政策规定及要求对企业市场准入资格进行审核。审核结果在甘肃电力交易中心信息平台和甘肃省电力公司网站公示。

第四章 交易组织

第十一条 甘肃电力交易中心按有关规定具体负责开展相关工作。

第十二条 直接交易申报电量

（一）电力用户交易申报电量为企业生产用电量，用户申报电量原则上参照2016年实际生产用电量，超出部分电量由省

最大交易电量按预测电量确定。

第十九条

省电力公司依据省工信委确定的发用电计划及供热电量，根据电网安全约束、调峰调频、检修计划等要求，明确各火电企业有关边界条件、最小开机方式、安全校核等事项，并明确可直接交易电量，交易组织前在甘肃电力交易中心信息平台、省电力公司网站发布。

第二十条

安全校核按交易周期分和季度进行，电力调度机构在交易周期内所有交易出清后进行总量安全校核，甘肃电力交易中心依据安全校核结果发布最终交易结果。

第二十一条 签订直接交易合同的火电企业，对其直接交易、基数交易、临时交易及外送电交易电量统筹校核。

第二十二条 因不可抗力以及电力系统发生事故等紧急情况影响直接交易完成时，电力调度机构有权按照保证电网安全的原则实施调度。

第六章 交易结算

第二十三条 直接交易委托电网企业统一结算。第二十四条 电力用户（售电公司）与发电企业交易电价暂按电力用户到户电价与发电企业上网电价购销两侧价差等额传导的方式确定。国家核定的甘肃电网输配电价执行后，交易电价按直接交易价格、电网输配电价（含线损）和政府性基金及附加确定。

第二十五条 电力用户按月结算、季度清算；发电企业交易电量按年内滚动平衡结算，清算原则按三方（四方）合同约定为准。

第二十六条

先结算直接交易电量电费，再结算其它电量电费。

第二十七条 结算方法

（一）等额传导模式

1.电网企业与电力用户电费结算

直接交易用电价格=用电企业到户电价±购销两侧价差等额传导价格

月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易用电价格 2.电网企业与发电企业电费结算

直接交易发电价格=发电企业上网电价±购销两侧价差等额传导价格

月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易发电价格

（二）输配电价模式

电力用户的直接交易用电价格=直接交易发电价格+电网输配电价+政府性基金及附加。

第三十七条 当因电力电量平衡等因素发生重大变化，确需对直接交易合同进行普遍调整时，应由合同主体提出申请，在政府相关部门指导下进行。

第三十八条 省发展改革委会同省工信委、甘肃能源监管办、省电力公司对电力用户与发电企业直接交易进行动态监督管理，定期对电力用户和发电企业直接交易情况进行总结，并征求相关方面意见，完善直接交易工作。

第三十九条 省政府相关部门要严格维护直接交易秩序，不得采取影响直接交易的措施、办法。

第四十条 甘肃省冶金有色工业协会、甘肃省电力市场管理委员会要发挥桥梁纽带作用，引导发用各方理性竞争，实现协作共赢。

第四十一条 参与电力用户与发电企业直接交易工作的相关人员，必须严格遵守相关法律法规和工作纪律。

第八章 附则

第四十二条 本实施细则自发文之日起实行，未明确事宜在公告中明确。

第四十三条 本实施细则由省发展改革委会同相关部门解释。

第五篇：广西壮族自治区电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法

广西壮族自治区电力用户与发电企业直接

交易试点暂行办法

开展电力用户与发电企业直接交易试点，是我国深化电力体制改革的重要内容。为规范、有序开展我区电力用户与发电企业直接交易试点工作，根据国家有关规定和要求，制定本暂行办法。

一、指导思想、总体目标和基本原则

（一）指导思想

以科学发展观为指导，按照《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、《国家电监会国家发展改革委国家能源局关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）等有关文件要求，结合我区实际，发挥发电、用电和电网企业的积极性，积极稳妥推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，促进经济又好又快发展。

（二）总体目标

进一步开放电力市场，增加用户购电选择权和发电企业售电选择权，优化电源结构，提高资源利用效率，促进电价形成机制的完善，努力降低用电电价，为广西经济发展服务。

（三）基本原则

1、保持电价总水平基本稳定。广西电价的结构性矛盾突出，要统筹兼顾局部利益与整体利益，处理好直接交易试点大用户与其它用电户以及用电、发电、电网企业间的利益关系，不能因为开展直接交易试点推动销售电价总体水平的上涨。

2、依法确定电价。电力用户与发电企业的直接交易价格由双方自主协商确定，输配电价格由自治区价格主管部门按国家有关规定提出意见经自治区人民政府审定后报国家发展改革委审批，政府性基金及附加按照国家规定标准缴纳。

3、保证电网安全。电力用户与发电企业的直接交易一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经电力监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力。

4、统筹当前和长远。电力用户与发电企业直接交易试点要考虑远近结合，既要有利于近期试点工作的推进，又要为全面推开打下基础，既要兼顾参与试点的大用户、发电企业和电网企业当前的利益分配，又要考虑参与试点的大用户、发电企业和电网企业的持续发展和科学发展。

5、稳妥有序推进。电力用户与发电企业直接交易试点涉及面广、利益关系复杂，应先试点，规范起步，总结经验后再逐步推广。

二、范围和条件

根据电监市场[2009]20号文的有关规定，结合广西实际，电力用户与发电企业直接交易试点的范围和条件如下：

（一）参加试点的大用户、发电企业、电网企业，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。内部核算的大用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。

（二）参与试点的大用户，暂定为中国铝业广西分公司以及百色市、来宾市、河池市用电电压等级110千伏及以上、符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、用电量较大的优势产业大型工业企业。参与试点的大用户以电压等级110千伏及以上计量表所计量的用电负荷参与直接交易。

（三）参与试点的发电企业，暂定为2004年及以后新投产、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量30万千瓦及以上的企业，水力发电企业为单机容量10万千瓦及以上的企业。由国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。

（四）参与试点的电网企业，暂定为广西电网公司。

（五）根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。

三、交易规则

（一）大用户可向多个发电企业直接购电；发电企业可向多个大用户直接售电；电网企业公平开放电网，在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，公平、公正地为直接交易提供输配电服务。直接交易的电力电量纳入全区供需平衡。

（二）全区电力用户与发电企业年直接交易电量原则上不超过电网企业年销售电量的20％。每个大用户直接交易的电量必须水、火搭配，其中直接交易的水电电量原则上不超过直接交易总电量的50％。

（三）火电企业可在全额发电容量参加全区电力电量平衡的基础上参与试点。原则上，全区同类机组实际年平均利用小时对应的电量为参与试点火电企业的上网电量，执行国家核定的上网电价；超过全区同类机组实际年平均利用小时的电量为参与试点火电企业的直接交易电量，执行直接交易电价。

（四）大用户和发电企业按照自愿、互利和市场化的原则，自主协商确定直接交易发电容量、直接交易电量、直接交易价格，参考国家电力监管委员会、国家工商行政管理总局制定的示范文本签订《大用户与发电企业直接交易购售电合同》，合同有效期应为1年及以上。合同有效期满继续直接交易的，双方应于合同有效期满前1个月重新签订《大用户与发电企业直接交易购售电合同》。

以大用户直接交易的年平均负荷加上核定网损确定为发电企业的直接交易发电容量。火电企业的直接交易发电容量原则上不应小于该发电企业单机容量的50%。

（五）大用户、发电企业和电网企业协商确定过网直接交易电量，参考国家电力监管委员会、国家工商行政管理总局制定的示范文本签订《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同》，合同有效期应与《大用户与发电企业直接交易购售电合同》的合同有效期一致。合同有效期满大用户、发电企业继续直接交易的，三方应于合同有效期满前1个月重新签订《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同》。

（六）电力调度机构根据直接交易购售电合同、直接交易输配电服务合同，经电网安全校核后，制定直接交易日用电计划曲线下达给大用户执行，制定日发电计划曲线（含直接交易日发电计划曲线）下达给发电企业执行。发电企业的可调发电容量首先用于安排直接交易发电计划；当可调发电容量不能满足该发电企业全部直接交易大用户的用电计划时，根据大用户提交给调度机构的直接交易合同的先后顺序安排各大用户的直接交易用电计划。

（七）大用户、发电企业需要调整月度直接交易计划电量的，应最迟于次月1日之前5个工作日向电力调度机构提出申请。电力调度机构在接到申请后2个工作内给予答复，超过2个工作日不予答复的视同同意申请。合同有效期内的每年8月，大用户、发电企业、电网企业可以协商适当调整当年年合同电量及剩余月份合同电量。

（八）电力调度机构按照相关调度规程确定发电企业、大用户的调度管辖方式，按“公平、公正、公开”的原则进行调度。

（九）大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖。购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。

（十）在电力供应紧张情况下，若系统需要，直购电大用户应参与错峰、避峰用电，以优先保证党政机关、学校、车站码头等重要部位和农业生产、居民生活用电需求。

（十一）同时向多个发电企业直接购电的大用户及同时向多个大用户直接售电的发电企业所签订的《大用户与发电企业直接交易购售电合同》、《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同》和其它相关合同，分别独立执行。

（十二）大用户直接交易的电力电量，限于本企业生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。

（十三）发电企业的直接交易发电容量在安排计划上网电量时予以剔除。合同有效期满不再续约和/或解除合同退出的发电企业直接向大用户售电的发电容量，有关部门应在下一发电计划中给予安排统购上网电量。

四、交易电价

大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。其中：

（一）直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。

（二）电网输配电价。近期，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏输配电价按照10%的比例扣减，220千伏按照20%的比例扣减。输配电价实行两部制。输配电价标准和损耗率由自治区价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。

（三）政府性基金和附加。大用户应和其他电力用户一样承担相应社会责任，按照国家规定标准缴纳政府性基金及附加。

五、电能计量和电量结算

（一）电量按月结算，清算。

（二）发电机组上网关口的计量点、大用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。

（三）大用户向多个发电企业直接购电的，直接交易结算电量按照合同签订时间先后次序分配到各发电企业。

发电企业向多个大用户直接售电的，直接交易结算电量按照合同签订时间先后次序分配到各大用户。

（四）电网企业负责组织交易电量的分配、抄表和分割，组织大用户、发电企业核对电量。

六、电费结算

（一）电费按月结算。

（二）政府性基金和附加由电网企业代为向大用户收取。

（三）大用户支付发电企业的电费暂由电网企业向大用户代为收取并支付给发电企业。

（四）电网企业负责电费结算，组织大用户、发电企业核对电费。

七、其它要求

（一）电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，按规定提供辅助服务；发电企业和大用户根据合同约定，对电网企业提供辅助服务。近期，发电企业和大用户暂不另行缴纳辅助服务费用。条件成熟时，辅助服务可单独核算，并向相应的市场主体收取，具体办法届时另行制定。

（二）电力调度机构应当按照有关规定，及时向发电企业、大用户提供直接交易所需的电力调度信息；由于电网原因影响直接交易造成损失的，电网企业应予以补偿。

（三）大用户和发电企业要将直接交易的相关合同报电力监管机构、自治区有关部门和电网企业备案，并按照有关规定提供直接交易所需要的信息。

八、组织实施

（一）大用户与发电企业直接交易试点工作由广西推进直购电试点工作联席会议负责组织实施，确保试点工作规范进行。

（二）符合准入条件的大用户向广西推进直购电试点工作联席会议提出试点申请，广西推进直购电试点工作联席会议审核后上报自治区人民政府审批。

（三）取得自治区人民政府同意开展试点的大用户与符合准入条件的发电企业自主协商，签订直接交易意向协议，在此基础上双方与电网企业签订输配电服务意向协议。

（四）在广西推进直购电试点工作联席会议的指导下，大用户负责组织发电企业、电网企业提出直接交易实施方案，并由三方联合上报广西推进直购电试点工作联席会议。广西推进直购电试点工作联席会议对提交的直接交易实施方案审核和汇总后，上报自治区人民政府审定。

（五）广西推进直购电试点工作联席会议将经自治区人民政府同意的直接交易实施方案上报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局，获得批准后实施。

（六）电力监管机构、自治区价格主管部门负责对直接交易的实施、价格执行等情况进行监督检查，对违规行为依据有关规定予以处罚。

九、其它

本办法由广西推进直购电试点工作联席会议负责解释。