发电企业向大用户直供电试点有关问题的思考

第一篇：发电企业向大用户直供电试点有关问题的思考

发电企业向大用户直供电试点有关问题的思考

作者: 辛学锋 赵建平单位: 内蒙古电力公司营销部

近来，全国许多地区纷纷开展大用户直供电改革试点工作，不少地区出现了由市政府出面向省(自治区)政府写报告要求在本地区设立由发电厂直供电的高载能工业园区的情况，众多发电企业也纷纷与用电企业接洽，向用户承诺优惠的直供电价。对于发电企业向大用户直供电有关问题应进行分析和探讨，以利于电力行业这一国民经济基础产业的稳定发展。

一、发电企业向大用户直供试点问题的提出

各地开展发电企业向大用户直供电的依据都是一条，即经国务院批准的电力体制改革方案国发[2002]5号文(下称5号文)的第二十二条：“在具备条件的地区，开展发电企业向较高压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。”这一条内容比较笼统，有几个方面没有明确，其一“在具备条件的地区”，具备什么样的条件、哪些地区是具备条件的地区没有明确；其二“开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电直接供电的试点工作”，什么样的发电企业可以试点、多高电压等级可试点、多大电量为较大用电量的用户没有明确；其三开展试点的地区应由国家哪一级机构来审批没有明确。正是由于这几个重要内容的没有明确，所以在一定程度上造成一年来各地发电企业向大用户直供电的兴起。

二、发电企业向大用户直供电在现行电力法律依据的探讨

实际上，发电企业向大用户直供电在我国现行电力法律体系中是找不到任何依据的，反而与现行法律体系中的很多法律法规规定，尤其是供电营业区许可制度和供电营业专营制度的有关条款是相悖的。

1．供电营业区许多制度和供电营业专营制度的有关条款《中华人民共和国电力法》第二十五条“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构„„供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业”。由国务院发布的《电力供应与使用条例》属于电力法的配套行政法规。此条例第二十条“非经供电企业委托，任何单位不得擅自向外供电”。第三十条“用户不得有下列危害供电、用电安全，扰乱正常供电、用电秩序的行为„„未经供电企业许可，擅自引入、供出电源或者将自备电源擅自并网”。《电力法》处于我国电力法律体系的核心部分，以《电力法》为基础，国务院又先后制定了《电力供应与使用条例》、《电力设施保护条例》、《电网调度管理条例》等三个条例，从而构建起了中国电力法规体系的主要支撑部分，并已发挥了重要作用。正是由于法律中供电营业区许可制度和供电营业专营制度的一系列规定，确立了供电企业在供电业务中的垄断地位。原电力工业部先后制定的《供电营业规则》、《供电营业区划分及管理办法》，是属于国务院有关电力行政主管部门制定实施的电力行政规章，也是司法办理案件的依据。在这些规章中对各类发电厂不得申请供电营业区，不得从事电力供应与电能经销业务有更加具体详细的规定。可见，电网经营企业在供电业务中的专营地位是法律所赋予的。

2．供电营业区许可制度和供电营业专营制度的作用

(1)供电行业具有天然垄断特性，供电专营制度符合电力这一特殊商品的天然属性；(2)有利于规范电力市场秩序，制止无序竞争；(3)有利于保护电网经营企业取得合法的经营收入；

(4)电网经营企业的健康发展，有利于我国对能源进行合理的开发和利用，有利于发挥电网统一调度和配给，从而实现供电的安全性、经济性，实现国民经济在电能供应上整体和宏观层面的经济性和稳定性。

3．法律依据方面的思考《电力法》(草案)是经国务院第36次常务会议讨论通过，于

1995年9月由国务院向全国人大常委会提交法律草案，1995年12月28日第八届全国人大常委会第十七次会议通过《电力法》，并由中华人民共和国主席令第60号发布。电力法按照形式来说是法律，其法律地位和效力低于宪法而高于电力行政法规、电力地方性法规和电力规章，而国务院5号文从法律地位上低于《电力法》，目前以国务院5号文件为依据实行发电企业向大用户直供电还存着法律障碍，若大面积开展此类试点会引起大范围的供用电纠纷，动摇现行电力法律的重要根基，对我国电力体制产生深刻而现实的影响，会对发、供电市场产生重大的影响。笔者认为5号文此条款的本意是局部的、小范围进行试点，待取得成熟可行的经验后，待对现行法律进行深刻变革之后再行推广，方比较稳妥。

三、不加限制地开展发电企业向大用户直供电试点可能造成的影响分析

1．扰乱电力市场正常秩序，引起供用电纠纷开展发电企业向大用户直供电试点，对参加试点的发电企业、各类电力用户和地方政府都有非常大的吸引力，对于发电企业来说可以找到稳定的电力用户，进而还可以开拓配电市场；对于直供电用户可以享受到比电网电价更优惠的直供电价；地方政府可以突出本地区低廉的直供电价优势，作为招商引资的优惠政策，吸引来更多投资，从而拉动地方经济的增长。这样一个看来多赢的局面，其实隐藏着极大的隐患，在不远的将来，若不加限制地大范围开展直供电试点，在利益的驱动下，有些地区必然出现发电、输电、配电各个环节在没有科学论证和规划的情况下重复投资、重复建设，造成电力资源的浪费，对局部或短期有利的政策也可能带来全局和长远的利益损失。在减少了电网环节后，为了吸引投资，各直供电试点地区有可能产生压低销售电价，从而使自己在价格上比电网销售电价更具竞争力，会使该地区试点发电企业对原来处于垄断地位的电网经营企业和供电局造成价格冲击，甚至使其原有的客户也被直供电所吸引，造成试点地区竞争加剧，扰乱电力市场价格体系，给正常的供用电生产经营秩序带来无序发展的后果，从而引起原有供电企业与发电企业之间供用电纠纷。以已经开展直供电试点的宜昌地区为例，“2002年7月，宜昌市政府正式作出在点军区建立宜昌市载电工业实验区的决定，并正式批准葛洲坝电厂对载电工业试验区实施电力直供……继点军区载电工业实验区形成之后，宜昌下辖的宜都市、亭区、伍家岗等为吸引外资也正在积极研讨就近电厂直接供电事宜……低电价的冲击、直供区域的形成，将导致电网原有的高耗能用户纷纷倒戈，宜昌供电将面临生死存亡的考验。”(见和讯网财经报道《宜昌两个电网之乱：三峡电力如何营销》郑学勤、张赋宇报道)。

2．发电企业向大用户直供电存在安全隐患发电厂向用户直供电存在技术和安全上的隐患，其供电连续性和稳定性无法与电网相比，由于单一的电源点和薄弱的网架结构，易造成供电事故和埋下一系列安全隐患，影响电厂和用户的安全稳定运行。为提高供电可靠性，用电网为发电厂做备用是解决问题可行办法，但电网做备用，电网经营企业的设备投资及运行费用如何得到回报，其备用容量电费如何向用户或发电厂收取，尚需进一步探索并出台政策。

3．电网经营企业经营和发展爱到影响发展具有规模经济效益和极强资源配置能力的大电网，是电力工业发展的基本规律。国内外现有实践均已证明，电网规模的扩大和电网的统一调度能带来多方面的效益，如错峰效益，水、火电互补效益，互为备用和事故支援效益，以及可以最大限度采用高效率参数的大机组等。发电企业向大用户直供电试点的无序开展，势必对电网经营企业的生产经营造成重大冲击，长远而言造成电网企业的经营困境，进而对国民经济的健康发展造成损害。长期以来我国曾经长期政企合一的电网经营企业承担着政府的管电职能，同时也承担着公益服务、普遍服务的职能。政府通过制定法律和政策，将普遍服务的义务赋予具有专营权的垄断性企业，同时国家也通过法律和政策，给予实施普遍服务的企业以成本补偿。多年以来，电网经营企业一直负担着人民群众和社会用电需求的普遍服务职能，从村村通电、户户通电，到扶贫通电，从农村电气化建设到今天全国范围的城、农网改造，都体现着这一点。对于向大用户直供电的发电厂则没有向社会提供公益服务、普遍服务的要求，这样会使电网经营企业与发电企业处于不平等竞争的地位，长此以往，也会对

需要供电普遍服务的农村用电造成损害。以内蒙古自治区蒙西网1～10千伏电压等级的电量电价为例，大工业电价为0.353元/千瓦时；贫困旗县农业排灌电价为0.164元/千瓦时，两者电价相差悬殊，可以看出电网经营企业对农村用电在价格上的扶持。

4．会对节约能源和可持续发展战略造成不利影响目前提出的开展发电企业向大用户直供电试点的地区，所选择的直供用户大多为高耗能企业或高耗能园区，若不及时予以规范，很可能造成高耗能园区遍地开花，高能耗、高污染的产业得到快速发展。我国是世界是产值能耗最高的国家之一，人均能源消费量仅为世界平均水平的一半，但产值能耗比世界平均水平高两位；创造每万美元GDP所消耗的能源数量，我国是美国的3倍、德国的5倍、日本的近6倍，可见我国节能任务十分艰巨。中国科技部石定寰秘书长指出，中国是世界上两个最大的能源消费国之一，也是世界上最大的燃煤国家。伴随国民经济的快速发展，中国正面临着能源与环境方面的许多问题和挑战。环境污染已成为中国城市经济和社会发展的严重障碍。从目前看，发达国家继续将高能耗、高污染产业向发展中国家转移，我国经济的发展应进一步转变经济增长的方式，应适当限制高能耗、高污染产业，鼓励扶植能耗低、附加值高的产业；控制本国高能耗产品的生产和出口规模，增加对国外高能耗产品的进口数量，从而降低能耗减少污染

四、对于开展发电企业向大用户直供电试的几点建议 1．国家有关部门应尽快对各地发电厂向大用户直供试点工作进行规范，应尽快明确开展发电企业向大用户直供电的试点地区、应具备的条件、大用户的界定以及试点工作的批准机构和程序。笔者认为试点应优先选择水力、水电资源丰富或电网结构薄弱、电网供电能力难以到达的地区，这样有利减少不可再生资源的消耗，提高供电经济性。

2．试点工作应在国家有关主管部门的统一部署下有计划、有步骤地进行，试点地区宜少不宜多，不宜大面积铺开，应证明其在整体上的经济性和可行性，并取得成熟试点经验的基础上再行推广。

3．在国务院5号文件的指导下，积极探索电力体制改革的法律体系改革，逐步建立更加有利于促进电力工业的发展，有利于提高供电可靠性，有利于改善对环境的影响和满足全社会不断增长的电力需求的电力法律法规体系。

第二篇：大用户直购电模式研究报告

大用户直购电模式研究报告

班级： 硕4020 姓名： 孙鹏伟 学号： 3114161018

背景

电力市场化改革主要包括3个方面的内容：建立发电侧竞争市场、逐步放开售电侧市场、实行政府监管下的电网公平开放。其中售电侧市场放开的主要内容之一就是放开用户选择权。在我国，放开用户选择权的表现形式之一就是大用户向发电企业直购电。

大用户直购电国内外发展概况

我国在《关于印发电力体制改革方案的通知(国发[2002]5 号)》中就明确规定：“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局”，“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。2004年３月，国家发改委和国家电监会又发布指导大用户直购电试点的17号文件《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》。之后，中国在吉林、广东、辽宁等省份开展了大用户直购电试点工作。然而，这些试点地区都是以政府为主导、发电和电网企业让利的局部试点，参与的大用户和发电企业数量有限，直购电量占全网售电量的比例较小，对电网调度影响不大，尚未真正形成竞争性的售电侧市场。2013年，改组后的国家能源局发布了《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国能综监管(2013)258号)，宣布今后国家有关部门对于电力直接交易试点将不再进行行政审批，同时还要求各地必须加快推进电网输配电价测算核准工作，并再一次明确指出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。

而从国外电力市场建设情况来看，基本没有单独的“大用户直购电”的概念。目前所指的国外“大用户直购电”，本质上是指在基本不存在电价交叉补贴的前提下，在电力市场中开展的一种双边交易。具体交易方式不同的国家有不同的作法，虽然模式差别很大，但基本都以“开放电网、增加用户的选择权”为目标，其中以开放终端用户对供电商(零售商)的选择权为主。国外大用户在用电选择权方面比一般用户具有更大的灵活性，除了可以选择供电商外，还可以直接参与电力批发市场购电，形式为签订双边合同或现货市场集中竞价交易。国内推出的“大用户直购电”试点，相当于国外的大用户与发电商签订中长期双边合同的电力交易方式。这种模式以北欧电力市场最为典型。

大用户直购电的意义

从宏观政策层面看，大用户直购电当前电力体制改革的重要内容和主要突破口，是一种对现有电力销售机制的探索性的改革尝试。它的出现打破了传统意义上由电网企业独家买卖电力的格局，促使电力市场中最重要的两个主体，即发电企业(生产者)和电力用户(消费者)首次开始面对面直接交易。

其次，此种操作模式使得发电侧和售电侧同时引入了竞争机制，让电力交易市场上同时出现了多个买家和多个卖家并存的局面。这不但有利于探索建立健全合理的输配电价形成机制，也有利于终端用户作为买方直接进入电力市场，构建开放的电力市场格局。

大用户直购电实现了买卖双方的直接互动，是智能电网期待的制度安排。全面互动化是智能电网的重要特征之一，交易是互动的最高形式。

大用户直购电交易形成了以需求为导向的电力电量流，能够有效、科学地引导电网规划。对于管制模式下的电网规划，未来的电力电量流是政府或电网企业预测的，在没有用户参与、并且没有合同契约约束的情况下，电力需求成为了“虚求”，所有电力需求预测的误差都由政府承担，可能导致电网投资效率的下降，由此产生的成本最终还是由消费者承担。通过分散决策，大用户直购电交易使未来的电力电量在时间与空间上的需求变得更加确定，由此形成的未来电力电量流必将是真实的，能够全面降低电网的投资风险。

大用户直购电对电力市场参与者的影响

实行大用户直购电后，将会对电力市场的参与者（发电企业、电网和电力用户）产生一定的影响。就发电企业来说，以前，由于电网企业是唯一的买家，使得发电企业在定价上始终欠缺决定性的发言权，在某种程度上确实影响了其发电的积极性，也降低了发电企业改良技术、降低成本的这种作为市场主体应有的经营动力。实行大用户直购电后,买家将不再仅仅是电网企业，随着销售对象的增多，使得发电企业的定价灵活性大大增强。

对电网企业而言，由于原来固有的从发电企业到电网企业，再由电网企业到最终客户的两个交易环节被缩略成了发电企业和终端用户直接交易这一个环节，无形中削弱了电网企业在电力定价方面天生的发言权甚至主导权。随着电力直接交易购电规模的进一步扩大，电能购销的市场化程度也随之加大，我们可以预计，电网企业未来将从传统的买进卖出的经销电量模式向单纯的提供输配电服务方向转变，并最终在竞争中逐步转型发展成为低利润的公用事业服务企业。

就电力终端大用户来说，其终于拥有了相对应的“讨价还价”的空间和可能，并且有可能利用其大用户的优势地位获得比以往更低的电价。对电力用户而言，大用户直购电的实施，最直接而深远的影响就是促使其获得电能的成本进一步降低。而且电能消耗占其总体生产成本的比例越高，收益就越明显。

对非直购用户的影响。直购的一个基本前提是直购电价要低于工业用电电价，大用户购电价的降低可能导致中小用户零售电价的上涨，从而影响大中小用户的比价关系以及交叉补贴等问题。

大用户直购电存在的问题

一直以来，如何确定输配电价是困扰大用户直购电研究开展的难点问题。由于长期以来的“混同”经营，使得输配电价难以真正厘清。对电网企业来说，大用户直购电过程中，电网的利润由传统的销售电价与上网电价之差变成了“相对固定”的输配电价。然而，电能在电网中流动产生的网损与运行方式和输送距离关系密切，而且考虑到辅助服务、扩建成本和阻塞管理等，真实的输配成本其实是一个很难确定的值。同时区域内开展大用户直购电将会出现跨省交易。由于目前我国一些区域内各省价格差距较大，大用户跨省交易将更加难以确定合理的输配电价。

大用户享用与发电商直接购电的优惠电价的同时，必然会抬高其他用户(如城乡居民和 农林等低产出用户)的平均电价。交叉补贴可能会失去来源，长此以往，贫困地区、低收入、农林业生产等弱势电力用户会受冲击。随着我国电力市场化改革的推进，越来越多的用户将接入购售电交易市场。在这种趋势下，终端销售电价将更贴近真实成本，交叉补贴的空间将逐渐消失。完全取消交叉补贴将影响社会稳定，影响农业等弱势产业的发展。

随着近年来电网的大规模建设，虽然省间输电通道不断扩大，但大范围、大规模的省间电力资源流动仍然会受到省间联络通道容量资源不足的约束。

大用户直供过多地强调用电规模，造成参与直购电的用户多是一些高能耗企业。高耗能行业的快速增长势必会造成地区综合能耗呈结构性增长趋势，这与国家近年来在节能减排工作中的有关要求是不相符的。

大用户直购电实施后，必然会引起各方利益结构的调整，例如直购将打破电网现有单一售电者的垄断局面。因此如何妥善地处理当地政府、发电企业、电网、大用户和非直购用户的利益平衡也将是阻碍大用户直购电大范围实行的严峻问题。电力市场中大用户直购电具体问题研究

大用户直购电制度设计原则

１）制度设计应遵循“激励相容”原理，确保市场成员在逐利过程中，不知不觉地促进着制度设计者的目标，确保市场这只“无形的手”具有强大的力量。

２）制度设计应循序渐进，确保新的机制能够与旧的机制平滑过渡，应通过市场方式激励发电企业与大用户参与直接交易，而不是由政府出面，让市场有一个自然发育的过程。

３）电力市场制度设计应充分考虑电力商品的特殊性，实现电网运行的物理规律与经济规律的完美结合。电力市场制度更应该促进电网的安全运行，采用金融交易方式确保电网调度的自由度。

４）电力市场制度设计应充分考虑市场的流动性，确保可持续不断地进行帕累托改进。５）中国电力市场制度设计应充分考虑中国国有大企业存在着产权制度非市场化的现实，确保市场交易的公平性。

交易主体和市场准入机制

参与直购电交易的市场主体是发电企业和大用户。其中，用户侧先以用电量较大的工业用户和商业用户为主；随着市场的不断完善，可逐步引入电力零售商，它们将作为用电量较小的商业用户或居民用户的代理商，直接与发电企业签订购售电合同。

交易主体应符合一定的准入标准。参与直购电交易的大用户应符合国家产业政策，接入电压等级和用电量规模应满足准入条件，并且要求具有较好的电费缴纳信用记录。参与直购电交易的发电企业应符合国家产业政策，接入电压等级和装机容量满足准入条件，参与交易的发电类型包括常规火电、核电、水电。

大用户直购电交易范围

我国地方行政区域实行以省为责任单位的财政、税收、金融、社会管理和电力计划管理体制，而我国目前电力市场建设的重点是区域电力市场，因此，大用户直购电是首先在省内开展还是在区域层次上开展，需要进行认真分析比较。

在省内开展大用户直购电的优点主要包括：

1）目前绝大多数电力交易是在省内完成，因此在省内开展大用户直购电交易更符合目前的客观实际情况。从2005 年的用电情况来看，省内用电量占全国用电量的88.6%，跨省交换电量占8.0%，跨区交换电量仅占3.5%。

2）从地方政府的支持力度来看，电力工业是各省级政府关注的重点行业，各省政府对电力生产计划、消费、电价测算等都有决定权，在省内开展大用户直购电有助于资源的就近配置，也有助于本省经济发展和电力供需平衡，因此更容易得到省政府的支持。

3）位于同一省的大用户、发电企业和电网企业彼此熟悉，政策环境相同，容易获得有关的供求信息，有利于开展稳定、长期的合作。

4）目前除个别省份之外，我国大部分省内都是一个价区，如果在省内开展大用户直购电，则在电价方面遇到的问题更少。

省内开展大用户直购电的缺点主要是由于大部分省份都存在发电企业和用电企业市场主体相对集中，少量发电企业占据较大市场份额，在省内开展交易容易遇到少数市场主体市场力过大的问题，从而引发市场价格操控等市场风险，进而影响市场公平交易。

在区域电力市场开展大用户直购电的优点主要包括： 1）在区域电力市场上，市场主体较多，各市场主体的市场份额相对较小，有利于控制市场力，维护市场交易的公平性。

2）区域内不同省份的发电装机种类、用电高峰时段等往往存在一定的差异，在区域层次上开展大用户直购电有助于水火互济、错峰用电，优化区域内的资源配置。

在区域电力市场开展大用户直购电的缺点主要包括：

1）区域内开展大用户直购电将会出现跨省交易。由于目前我国的价格体系是以省为基础，一些区域内各省价格差距较大，大用户跨省交易将更加难以确定合理的输配电价，因此将会出现利益的大幅度调整。

2）随着近年来电网的大规模建设，虽然省间输电通道不断扩大，但大范围、大规模的省间电力资源流动仍然会受到省间联络通道容量资源不足的约束。

3）电力发展与供应安全对省内经济发展影响很大，目前我国省间存在价格差异，在区域内开展大用户直购电交易有可能使大量电力资源从电价低的省份流出，这样可能改变该省内的电力供需形势，甚至影响当地的电力供需平衡，因此易受到当地政府和企业的反对。

因此，为了稳妥推进大用户直购电交易，建议因地制宜地确定交易试点的层次，初期交易试点可以是优先在省内开展大用户直购电，条件成熟的地区也可在区域内开展大用户直购电交易试点。

大用户直购电输送模式

大用户直购电可分为2种交易模式：一种为不经过已有公共电网转供的专线直购模式；另一种则是经过公共电网转供的过网直购模式。从实际情况来看，后者为目前主流交易模式。

专线直购模式指的是电力大用户和发电企业直接签订购售电合同，由大用户或发电企业自建专用输电线路，用来传输合同电力。此种模式下，双方的电力交易不通过电网企业己建的公共电网，也因此并不向电网企业支付过网费。这种模式的优点在于，双方的供电关系相对简单，费用容易计算，受网络影响小，甚至可以脱离电网企业自行运维；缺点在于需要兴建专线，初始投资高，且后期需要自我运营，并为此投入大量的资金，对于用电企业的管理能力要求较高。此外，由于缺乏线路冗余，线路的供电可靠性较差。而且由于专用线路的建设成本较高，一旦建成，则大用户会对发电企业形成极高的依赖性，一旦更换电能供应商,就需要新建专线，变更成本过高，从而影响未来的议价能力。

过网直购模式可以利用现有供电网络，初始投资低且不需要为线路运维而重复安排运维管理所必须的人员。缺点在于仍然需要向电网企业支付一笔输配电费用，而且由于输配电网和电网企业的公共电网部分合一，有可能会受到其他地点电力运行事故的牵连，独立性有所下降。但是应该看到，由于电网企业有着长期从事输电工作的经验，因此在实际操作中，出现风险可能性较小，而且对于大多数的用电企业来说，可以大大减少其用电成本，因此综合优势大于专线直购。在实际操作中，也是过网直购交易模式占据了主导地位。下文如无特别说明，均为过网直购模式。

大用户直购电交易模式

协商式双边交易模式：在直购电量范围以内，准入的大用户与发电企业实现供需直接见面，通过双边自主协商进行直购电交易，同时支付电网经营企业相关输电费用，并通过公用电力网络资源输送电能的供用电模式。双方在协商确定直购电量、价格、用电负荷及时间等要素后，联合向电力调度中心与交易中心申报，通过电网安全约束审核后，大用户、发电企业、电网企业应参考《电量直接购售合同(范本)》和《委托输电服务合同(范本)》签订相关合同(协议)，并严格执行。协商式双边交易模式为用户与发电企业提供了自由选择的空间，有助于买卖双方根据自身需要进行灵活交易。买卖双方直接见面，交易简便易行，不需要建立复杂的技术支持系统，技术条件要求较低，交易成本也较低。协商式双边交易模式的主要缺点在于买卖双方通过自主协商确定交易价格，价格不透明，难以给市场新进入者以明确的价格信号。而且协商式交易竞争力度较小，促进各方提高效率的压力较小。目前贵州出台的大用户直购电方案就采用了这种模式。

贵州开展的大用户直购电工作有以下特点：（1）将发电企业和大用户分别打捆，与电网公司签订供电合同。（2）不改变调度关系和现有供电关系，依然由贵州电网公司负责安排机组全年发电计划、安全校核和统一调度，对电网运行影响不大。（3）上网侧和用户侧在现有批复电价和目录电价的基础上，按照相同的幅度联动，中间价差不变，保证了电网公司的利益，基本没有改变贵州电价总盘子。4）鼓励电厂对增发电量进行电价优惠，一方面增加了直购电厂的发电量，另一方面也利用电价优惠鼓励了用电企业多用电，实现了发、用电方的双赢。（5）低价水电不参与直购电。参与直购电发电企业平均上网电价与贵州火电平均上网电价相近。

集中竞价交易模式：电力交易中心为直购电交易建立技术支持系统，准入的大用户与发电企业集中在该交易平台上进行直购电竞价交易，交易算法推荐采用撮合交易模式。针对不同交易时段，大用户向系统申报购电价格与购电量，发电企业向系统申报售电价格与售电量。交易系统根据各方申报的购售电曲线，综合考虑输电成本和损耗，分别计算不同大用户与发电企业的社会福利(双方的价差)，在满足电网安全约束的前提下，实行社会福利最大的交易对优先撮合，形成交易匹配对；在购售双方报价的基础上，以社会福利均分为原则，形成双方的成交价格；重复上述步骤，直到社会福利小于零，交易结束。交易系统向达成交易的大用户与发电企业发送交易成交通知单，并向电力交易中心和电力调度中心发送交易成交情况，电力调度中心按此制定调度计划并实施。在集中竞价交易方式中，买卖双方在同一平台 上统一进行交易，这样可以有效地促进市场各方公平、公开、透明、规范地进行交易。市场参与方众多，市场竞争激烈，对各方的竞争压力较大。利用竞价交易平台可以开展日前、实时等多种交易，有助于维护市场供需平衡，提高电力系统的安全稳定水平。集中竞价交易方式的主要缺点在于需要建设专门的交易技术支持系统，还需建立一系列配套的市场机制，因此投入较大，交易成本较高；另外，集中竞价交易的过程较复杂，由于市场竞争激烈，市场波动较大，因此交易风险也较高。目前吉林是我国大用户参与电力市场竞价的典型实例。

吉林大用户市场竞争购电有以下特点：（1）部分电量竞争。进入市场交易的电量，原 则上不超过吉林电力公司年售电量的10%。该交易部分电量不再执行目录电价，由市场形成价格。（2）采用在市场交易平台上集中撮合的交易模式。用电企业和发电企业双方自由申报交易的电量、电价，匹配成交。（3）基本解决了交叉补贴问题。交易中的输电服务费以用电对象执行的现行目录电价（分类、入户电压等级对应的电价）与火电机组标杆上网电价的差额为基准。（4）大用户仍需交纳农网建设还贷基金、三峡工程建设基金、水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加费、城市公用事业附加费及输配电损失费、基本电费等。这部分费用在输电服务费中计收。

交易品种

大用户直购电交易的周期应以中长期为主，直购电交易的合同期限可以是及以上，也可以是月度（或多月）。交易双方需协商用电量、典型用电曲线和电价，根据合同范本签订直购电合约，并上报调度机构进行安全校核，只有安全校核通过的直购电合同才有效。在日前，交易双方应协商确定次日用电曲线，并上报调度机构。开展未来的中长期交易，存在着相当大的不确定性。完善的市场制度应该给所有的市场成员提供规避风险的措施和帕累托改进的机会。为此，应建立大用户直购电交易的二级市场。在一级市场上，发电企业获得的发电合同是发电权，用户获得的合同则是用电权。如果用户预测未来的用电存在重大误差或者有其他用户愿意出更高的价格买用电权，可在二级市场上将用电权转卖；如果发电机组出现停运或者有更便宜的机组愿意发电，可在二级市场上将发电权出售；进一步，发电权与用电权还可以对冲。二级市场将极大地增加市场的流动性，实现帕累托改进，规避市场成员的未来风险，激励市场成员在一级市场交易的积极性。远期在二级市场上还可以引入虚拟交易者，建立电力金融市场。

合同交割方式

本文建议直购电交易合同的交割应在电网调度制定日前发电计划之前，由签订大用户直购电合同的大用户与发电企业共同提交。之所以在日前提交发电和用电的交割曲线，是为了提高中长期合同交割的可操作性。事实上，如果要求在大用户中长期合同中锁定用电曲线是相当困难的，用户产品市场具有相当大的不确定性。只有在日前，才能较为精准地确定未来一天的用电曲线。

在获得合同日前交割曲线后，建议采用金融结算方式。所谓金融结算是指：在某一时段，如果用户的用电量超过了合同交割的量，超出的部分按照现货市场的价格结算；如果小于，不足的部分也将按现货市场的价格卖给市场。这样的结算方式有利于发电企业以全电量的方式参与现货市场，以获得在现货市场上帕累托改进的社会福利；中长期合同只是在金融层面保障了市场成员的收益。在没有建立现货市场的情况下，对超出的部分，可按标杆电价上浮一定比例结算；不足的部分，按标杆电价下浮一定比例结算。

输电费用

如果实施大用户直购电，用户与发电企业协商购电价格，电网公司在其中仅起电力输送作用。由于国内尚无独立的输配电服务价格，如何收取过网费成为一大难题。合理的输电费用将给市场成员提供正确的经济信号，促使输电资源优化。与此同时，输电环节也反过来对发电企业和大用户产生一定的约束和影响。输电网络的拓扑结构和有关输电价格往往对一个发电厂商究竟能够参加那些大用户市场的竞争有很大影响。

对输电服务的定价可以总结为输电线路定价和输电费用分摊两个问题。输电费用包括电网使用费和辅助服务费，而电网使用费由电网使用成本、机会成本、电网扩建成本、管理成本等组成。常用的输电成本计算方法有会计成本法和平均增量成本法等。实现大用户直购电交易的公平性关键在于如何分摊交易成本，分摊的基本要求是公平合理、计算简单、过程透明、收支平衡和经济信号。因此必须形成大用户直购电交易的输配电价格机制。如果不分距离、不考虑电压等级和曲线的负荷率，只采用平均输电价格，则势必产生“搭车”现象。

要想设计出满足以上要求的输电费用分摊方法是非常困难的，不得不进行一些简化，常用的方法有：

邮票法：邮票法将输电业务的总成本平均分配到预测的总输电电量当中，得到基于单位电量的输电价格，或按照峰值功率平均分摊，从而得到基于容量的输电价格。邮票法所具有的优点是：便于理解、执行简单和交易费用低。不足是未考虑网络阻塞和加固或扩展网络的费用，不能向用户提供有效的经济信息，所形成的输电价格不能反映用户对输电网络资源的实际使用程度，在实践过程中通常会造成交叉补贴。

兆瓦-公里法：兆瓦-公里法在各国的输电定价实践中因其基于输电网络使用的情况分摊输电成本的特性而被更加广泛的应用，该方法有各种变形，但通常都考虑了支路潮流、线路长度和成本三个因素。兆瓦-公里法优点是不仅考虑了不同输电服务对电网各支路潮流分布的影响，而且还考虑了线路的长度等影响因素，能回收输电系统的固定成本，所形成的价格能反映距离长短的变化。缺点是未考虑输电网络未来的扩展费用，成本分摊不够准确。

潮流追踪法：潮流跟踪法是指根据不同节点的注入功率、输出功率的差异，按比例分摊成本的原理进行输电定价的方法。具体来说，通过追踪电网的潮流可以得到某一个发电机到某个负荷的有功功率与无功功率，并且可以计算出每个发电机或负荷在线路上的潮流分配情况，从而将电网费用在各发电机或负荷间进行分配。潮流追踪法的优点是能够比较精确反映不同节点对输电网络的使用程度，可以制定出反映位置信号的节点电价，如果釆用发电侧和负荷侧都支付输电使用费，则更有利于发电侧电力市场中各电厂的公平竞争；缺点是理论研究上潮流追踪法还存在较大的争议，计算方法比较复杂，,以此定价交易费用较高。

交叉补贴

目前我国电价体系中存在着严重的交叉补贴，大用户直购电将会引起利益格局的调整，这是推进大用户直购电过程中需要解决的重点问题之一。

长期以来，我国电价存在高低电价交叉补贴的情况，如电力企业补贴用户、高电压等级用户补贴低电压等级用户、工商业用电补贴居民生活用电等。大用户本身由于接入系统电压等级较高、用电量大、负荷率高，所以电价应该较低。大用户直购电必将享受较低的电价，而其原来承担的交叉补贴责任将转移到电网公司和其他用户，这样就会增大电力企业的经营风险，造成对其他用户的不公平，进而在一定程度上打破旧的交叉补贴平衡状况。这将涉及电厂、电网、企业3 方共同的利益重新分配问题，而建立新的有效的交叉补贴机制是建立厂网分开后新型厂网关系的重要手段。

交叉补贴实际上是政府调节社会利益的一种手段，通常还将社会普遍服务义务包含在其中。在推进市场化改革过程中，必须将隐藏在电价中的交叉补贴机制转化为公开的交叉补贴机制，通过在用户价格中征收附加费的方式，建立专门的基金直接用于用户补贴。例如，印度电力法在开放电网时规定，用户或发电公司在接入输电网时除了向电网公司支付输电费用外，还必须同时支付有关交叉补贴的附加费，该附加费将逐步减少直至取消。

从目前我国的国情来看，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，交叉补贴将在一定时间和范围内长期存在。因此，应该循序渐进地逐步减少交叉补贴，由暗补逐步变为明补，由补贴多到补贴少，在条件成熟时取消补贴。

交叉补贴可以通过以下 2种方式来收取：

1）通过对大用户征收附加费的方式，建立专门的基金来实现交叉补贴的收取。

2）由参与大用户直购电的发电商承担一定的交叉补贴责任，该过程通过发电企业的准入和上网电价的调整来实现。电网企业承担交叉补贴的费用主要是通过降低购电成本和提高售电价格来实现，通过发电企业的准入可以在一定程度上保证电网企业的购电价格，从而有利于电网企业承担交叉补贴的责任。

结语

建设大用户直购电交易市场是中国的电力资源配置方式由计划管制模式转变为市场模式的重要突破，将有效地提升电力资源优化配置的水平，为推进智能电网建设提供制度保障，确保电力工业可持续发展。目前大用户直购电试点工作开展的不够充分，缺乏实践经验，不利于建立成熟的电力市场。因此，当务之急是积极创造条件以开展大用户直购电试点，扩大试点省范围，积极积累实践经验，促进大用户直购电的健康发展，构建和谐的电力市场体系。

第三篇：大用户直购电发展历程

大用户直购电发展历程

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件)，文件中提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局;在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。这是大用户直购电的概念首次提出。

2003年，按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）的要求，输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定。近期暂按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算，报国务院价格主管部门批准后执行。国家出台新的输配电价政策后,按新的政策执行。

2004年，国家电监会和国家发改委联合印发了《电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法》，并分别于2005年及2006年开展了吉林省（中钢吉林碳素、国电龙华热点）和广东台山市（广东国华粤电台山发电公司、6家用户）直购电试点。

2005年，国家发展改革委下发的《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格[2005]514 号）指出：发电企业向特定电压等级或特定用电容量用户直接供电，销售电价由发电企业与用户协商确定。

2007年，国务院办公厅转发电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知（国办发[2007]19号）提出：推进大用户与发电企业直接交易，逐步建立公平竞争的市场机制

2008年，国家发展改革委下发的《关于公布各省级电网2007年销售电价和输配电价标准的通知》（发改价格[2008]2920 号），提出逐步建立科学合理的输配电价和销售电价形成机制，推进电价改革和大用户直购电试点，促进电网企业健康发展，增加电价政策透明度。

2009年，原国家电监会、发改委、原国家能源局共同出台了《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号文）。为全国启动电力用户与发电企业直接交易试点工作奠定了政策法规基础。

电网输配电价原则上按电网企业平均输配电价(不含夏售县)扣减电压等级差价后的标准执行,其中110KV(66Kv)输配电价按照10%的比例扣减,220KV(330Kv)按照20%的比例扣减,因此价格也低于现行输配电价。

2013年大用户直购电政策密集出台

5月18日，国务院批转发展改革委《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。

7月29日，为推进电力用户和发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为，国家能源局下发了《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管[2013]258号，以下简称《通知》）。

《通知》要求各地完善电力直接交易的市场准入条件，进一步促进节能减排和产业结构的优化调整，参加直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保达标；按照平稳有序的原则逐级开放用户，首先开放用电电压等级110千伏（66千伏）及以上用户，有条件的可开放35千伏（10千伏）及以上工业用户或10千伏及以上高新技术企业、战略型新兴产业；按照积极稳妥、实事求是、循序渐进的原则，合理确定开展直接交易的电量规模，逐步扩大范围和规模；加快推进输配电价（含耗损率）测算核准工作，加强对电力直接交易工作的领导。

8月，为避免下放行政审批以后造成的无序，国家能源局又下发了《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出电力直接交易实行东中西部差别化准入政策。电力直接交易试点，国家有关部门不再进行行政审批，要减少干预，发挥市场在资源配置中的基础作用。

2013年9月，为避免下放行政审批以后造成的无序，能源局又下发了258号文件《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，保证下放审批权后保证直购电的有序进行。针对大用户直购电审批取消以后，明确不要审批，按照一定的原则及程序由各地政府向能源局上报备案即可。

最近，能源局和工信部就大用户直购电问题又签发了新文件，针对各地地方政府对于下放审批后误读政策，以大用户直购电的名目搞“优惠电价”和“三指定”（指定企业、指定电量、指定电价），文件主要规范大用户直购电，避免“堵歪道，走正道”的现象发生，通过真正市场机制的方式来促进交易，真正放开授电侧的选择权，让市场机制来调节电价。

2013.9日前，国家发改委下发《关于核定山西省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的批复》，明确我省电力用户与发电企业直接交易试点电网输配电价执行两部制电价。

根据批复的内容，核定我省电力用户与发电企业直接交易试点的电量电价（不含线损）为每千瓦时0.078元，其中，110千伏用户为每千瓦时0.064元，220千伏用户为每千瓦时0.05元。基本电价执行山西电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准。损耗率由省物价局参照近三年电网实际损耗率确定。

10月，国家能源局、工信部发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。

大用户直购电被媒体称为新一轮电力改革突破口，多项规范政策的发布引发了大幅的舆论关注。《中国经营报》连发文章《大用户直购电试点迎来最明确支持信号》、《大用户直购电扩容超预期或成电改惟一突破口》对直购电进展及政策进行评价。

2014年

国家能源局今年1月末公布的《2014年能源工作指导意见》就指出，要“尽快出台进一步深化电力体制改革的意见，积极支持在内蒙古、云南等省区开展电力体制改革综合试点”。同时，积极推进电能直接交易和售电侧改革，探索灵活电价机制，推进输配电价改革。

今年2月印发的《国家能源局2014年市场监管工作要点》更加明确地提出了全面推进电力用户与发电企业直接交易，扩大交易范围和规模，力争全国大部分省份开展直接交易，交易电量不低于全社会用电量的3%，并选择部分省份进行深度试点，同时进一步完善电力用户与发电企业直接交易的准入、交易等制度。

2014年近期，国家能源局河南监管办会同河南省发展改革委，依据国家关于大用户直购电试点政策，结合河南省实际，制定印发了《河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》。

《办法》共分十章四十七条，明确了河南省大用户与发电企业直购电交易试点的基本原则、市场准入和退出、交易电量安排、交易电价、交易合同签订和执行、信息披露和发布、组织实施、监督管理等规定。

三月，国家发改委提出的《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》表示，要继续进行资源性产品等价格改革，将适时调整风电上网价格。中国风能协会秘书长秦海岩呼吁，可以对现行的风电上网电价做出合理调整，但不应将调低电价作为价改的终极目标。

今年两会期间，云南代表团提出的《关于把云南列为电力体制改革试点省的建议》提出：“建议近期采取专网专供、过网直供方式，支持云南省发展水电铝产业，通过„点对点‟直供，降低重点载能企业用电价格，提升产业竞争力，以此消化富余电量。

第四篇：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。

第五篇：河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法

河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法

第一章总则

第一条为规范河南省电力用户与发电企业直接交易试点，依据原国家电监会、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）、国家能源局综合司《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管„2013‟258号）有关规定，结合河南省实际，制定本办法。

第二条大用户与发电企业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。

第三条开展直接交易充分发挥市场机制作用，符合国家产业政策和环保政策，促进产业升级、资源高效利用和工业经济增长。

（一）坚持安全运行、维护稳定原则。保证电力系统安全稳定运行，维持全省电网电力电量供应平衡。

（二）坚持多赢原则。充分发挥大用户、发电企业和电网企业积极性，通过直购电试点，实现发、输、用三方利益共赢，推动经济社会发展。

（三）坚持市场竞争原则。充分发挥市场在资源配置中决定性作用。

（四）坚持稳妥推进原则。按照国家统一安排，积极稳妥、实事求是、循序渐进、注重监管。

第二章市场准入与退出 第四条发电企业准入条件：

（一）具有独立法人资格、财务独立核算、能独立承担民事责任的经济实体；

（二）单机容量30万千瓦及以上的火电企业，单机容量20万千瓦等级且能耗标准低于30万千瓦纯凝火电的热电机组，水电单机容量10万千瓦及以上。鼓励单机容量60万千瓦及以上火电企业参与交易；

（三）符合国家基本建设审批程序并正式进入商业运营，机组主要技术和能耗指标先进，火电企业脱硫脱硝除尘设施符合国家环保要求。

第五条电力用户准入条件：

（一）具有法人资格，财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体。

（二）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，试点用户用电负荷稳定，能耗指标先进，污染排放少，参与直接交易企业的单位能耗低于我省工业企业平均水平。如果国家出台有关直购电试点用户能耗指标新的政策，按照新标准执行。

（三）近期首先开放用电电压等级110千伏及以上用户，逐步开放35千伏（10千伏）及以上的工业用户或10千伏及以上的高新技术企业、战略型新兴产业参与直接交易。

第六条探索推进产业集聚区、工业园区参与直接交易试点。

第七条参与直接交易的电力用户和发电企业须按规定程序进入和退出。电力用户和发电企业市场准入和退出办法另行制定。

第八条电网企业主要职责（包括但不限于）：

（一）公平开放电网，提供输配电服务，履行输配电服务合同义务。

（二）对市场交易结果进行安全校核，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）负责按交易合同分解编制月度交易计划、调度执行和交易费用结算。

（四）负责市场信息统计、发布、披露和报告。

（五）受监管机构和政府部门委托的其他职责。第九条发电企业主要职责（包括但不限于）：

（一）按规定参与直接交易，履行交易合同。

（二）执行并网调度协议，服从调度机构统一调度。

（三）履行维护系统安全责任，按规定参与系统调峰备用，提供辅助服务。

（四）按规定披露和报送信息。

第十条电力用户主要职责（包括但不限于）：

（一）按规定参与直接交易，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）执行政府批准的有序用电方案，根据电网安全需要实施错峰、避峰等限电措施。

（五）按规定披露和报送信息。第三章交易电量安排

第十一条合理确定我省大用户直购电交易规模。直接交易电量规模根据全省发供电计划平衡情况及市场成熟程度适度确定，实行总量控制原则，在开展交易前公布。第十二条发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排基础电量计划时，根据发电企业与电力用户直接交易规模和实际情况，予以剔除。

第十三条大用户直购电在监管机构和政府部门指导和监督下，采用双方直接协商或市场平台交易形式。

第十四条直接协商是指符合准入条件的大用户和发电企业，自愿协商直购电量和电价。直接协商交易暂以合同交易方式进行，由电力用户和发电企业通过协商方式，形成直接交易电量、电价。

第十五条直接交易：

（一）符合市场准入并通过核查的电力用户和发电企业于每年12月10日前，协商次年直接交易电量、电价，达成一致后，签订直接交易意向书，并及时提交电力调度交易机构。

（二）电力调度交易机构每年12月20日前，完成汇总下一交易信息和电力安全校核，反馈和发布交易结果。

（三）相关市场主体于每年12月31日前签订直接交易购售电合同和输配电服务合同，报监管机构和政府部门备案。

合同中应包括（但不限于）交易电量及分月计划、直接交易成交电价、计量点及计量装置设置、电费结算、违约赔偿条款等内容。

第十六条合同电量协商调整：

（一）每年6月30日、9月30日前，电力用户和发电企业根据当年电力供需实际情况，可协商调整本直接交易电量。

（二）相关市场主体协商一致后，签订调整补充协议，并及时报国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局备案。第十七条根据直接交易试点情况，逐步开展发电企业和电力用户月度合约交易。

第十八条积极推进市场平台竞价，鼓励市场主体采取多点对多点的交易方式，由符合条件的电力用户和发电企业通过有关交易平台以集中竞争方式形成直接交易电量和交易电价。

第四章交易电价

第十九条参与直接交易的大用户执行两部制电价，包括基本电价和电度电价。其中基本电价执行现行销售电价表中电价标准，电度电价由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加等组成。线损由电力用户承担。其中：

（一）直接交易价格。由电力用户与发电企业协商确定。为规范市场行为，加强市场交易电量电价监管。支持和鼓励电力用户和发电企业根据市场变化建立成交价格与用户终端产品和电煤价格的浮动机制。

（二）输配电价。按照价格主管部门核定标准执行。

（三）政府性基金和附加。按照规定标准缴纳政府性基金和附加。政府性基金和附加由电网企业代为收取。

第二十条参与直购电电量峰谷分时电价政策按照价格主管部门规定执行。

第二十一条河南省电力公司定期向国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局报告电网线损率情况，国家能源局河南监管办会同有关部门每对全网输电线损率进行统计和核定，并定期公布。

第二十二条直购电交易线损电价标准按照价格主管部门有关规定执行。第五章交易合同签订和执行

第二十三条采用直接协商交易方式、经交易双方自主协商达成交易意向并通过电网安全校核的，应参照原国家电监会制定的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。

第二十四条直接交易合同签订后，电力调度交易机构应将直接交易电量一并纳入发电企业发电计划和用户的用电计划。安排调度计划时，应优先保证直接交易合同电量。

第二十五条在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，满足电力调度交易机构安全校核并符合“三公”调度交易原则的，签订直接, 交易购售电合同补充协议，并与省电力公司签订输配电服务合同补充协议。

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。对参与直接交易的电力用户，在有序用电管理中优先保障其用电需求。

第二十七条在合同交易电量执行中，在保持合同约定直接交易电量不变的前提下，合同月度计划可滚动平衡。电力用户应于每月20日前向电力交易机构提交下月用电计划，具体在三方输配电服务合同中约定。

第二十八条发电企业和电力用户的季度实际直接交易电量允许与合同季度分解电量±3%偏差。季度实际直接交易电量按照月度实际直接交易电量累计；合同季度分解电量按照签订的合同电量月度分解计划累计。因发电企业或电力用户原因，造成实际直接交易电量低于合同约定电量（含调整电量）97%的，低于部分视为违约电量。违约方按合同约定赔偿标准向对方支付违约金。

第二十九条当参与直接交易发电机组因技术原因无法完成合同电量时，在满足电力安全运行和用户可靠用电基础上，参与交易的发电企业可向符合准入条件的其他发电企业购买电量，再卖给对应电力用户。发电企业之间购买电量应签订交易合同，通过电网企业安全校核，并报国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局备案。

第六章计量和结算

第三十条保持现有计量关口和抄表结算方式不变。用电侧按照电力大用户与电网企业签订的《供用电合同》所约定的条款执行，发电侧按发电企业与电网企业签订的《购售电合同》所约定的条款执行。

第三十一条直接交易涉及的电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按照国家电力计量有关法规和签订的《供用电合同》、《购售电合同》约定执行。

第三十二条大用户与发电企业直购电交易结算方式由电力用户、发电企业和电网企业协商确定，并在三方合同中明确。直购电交易电量实行月度预结算，清算。为规避市场交易风险，支持采用预付费形式进行交易结算，预付费有关条款在合同中约定。

第三十三条电力调度机构应优先保证直购电交易电量的调度执行。维持现有结算方式不变时，省电力公司应优先于基础电量与发电企业结算直购电交易电量。第三十四条发电企业和电力用户可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。

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。

第七章信息披露

第三十五条直接交易主体应根据各自职责及时在交易平台披露相关信息，并保证真实有效，否则将承担相应的责任。河南省电力公司要通过交易平台对电力用户直接交易信息进行汇总、整理、发布和保存。

第三十六条电力用户应披露以下信息：

（一）电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量情况、产品电力单耗、用电负荷率等在直接协商交易前披露。

（二）直接交易需求信息、最大需量。

（三）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息每季度披露。

第三十七条发电企业应披露以下信息：

（一）发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、以前违约情况等在直接协商交易前披露。

（二）已签合同电量等在合同签订后披露。

（三）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息每季度披露。

第三十八条河南省电力公司应披露以下信息：

（一）电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等在直接协商交易前披露。

（二）直接交易合同电量在直接协商交易后披露。

（三）由于电网安全约束限制直接交易的具体输配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、约束时段等在限制发生后及时披露。

（四）直接交易电量的执行、电量清算、电费结算等情况每季度披露。

（五）监管机构和政府部门要求披露的其他信息。

第三十九条市场各方应将披露的信息及时、准确地报送国家能源局河南监管办公室，河南监管办在官方网站予以披露和发布。

第八章组织实施 第四十条职责分工：

（一）国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局依据法律法规和有关规定，按照各自职责分工负责我省直购电交易试点工作，指导、协调交易中重大问题。

（二）国家能源局河南监管办指导电力企业和大用户签订直购电合同和委托输电服务合同，监督合同的执行。加强电网公司公平开放电网的监管。汇总统计河南省大用户直购电交易情况。

（三）省发改委负责电力用户行业政策准入、负责输配电价和线损电价管理、以及电价执行有关工作。

（四）省能源局负责发电企业直购交易容量剔除。

（五）省电力公司负责组织直购电交易、统一发布交易信息、实施发电能力校核和电力安全校核、合理安排直购电力的调度运行和交易结算等。

第四十一条大用户与发电企业交易程序：

（一）符合直购电交易条件、有交易意向的电力用户和发电企业，将企业基本情况、生产经营情况、能耗水平、污染排放情况、大用户与发电企业交易意向合同等材料提交国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局。

（二）发电企业与大用户协商签订购售电合同，并与省电力公司协商签订委托输电服务合同。

（三）根据情况组织符合条件的发电企业和电力用户适时开展市场平台交易。

第九章监督管理

第四十二条国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局依据有关法律法规和有关规定，按照各自职责分工，对大用户直购电试点进行管理和监督检查，发现违规行为，依法进行处理。

第四十三条电力企业和电力用户应签订直接交易合同及输配电服务合同，市场主体的注册信息，直接交易结果，每季（年）合同执行情况（电量、结算、清算及违约）等均应向国家能源局河南监管办公室、省发改委、省能源局备案和报告。

第四十四条国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局共同对河南省电力用户与发电企业直接交易试点实施情况定期总结评价，发布监管报告。

第四十五条电力用户、发电企业和电网企业之间发生争议，按照自行协商、相关部门调解、提请仲裁、法律诉讼等方式进行解决。申请监管机构调解，按《电力争议调解暂行办法》执行。

第十章附则

第四十六条本办法由国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局负责解释。第四十七条本办法自公布之日起执行。原郑州电监办、省发改委、省能源局《河南省大用户与发电企业直购电实施方案》（郑电监价财„2009‟107号）停止执行。