第一篇：2017年度浙江省电力直接交易试点工作方案
2017年度浙江省电力直接交易试点工作方案
为深化电力体制改革，推进电力市场建设，根据《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)》(下称“试点方案”)，结合我省实际情况和前期试点经验，制定本工作方案。
一、参与本次直接交易试点的市场主体范围(一)电力用户的参与范围及准入条件
按照《浙江省人民政府关于加快供给侧结构性改革的意见》(浙政发〔2016〕11号)要求，参加直接交易的电力用户，原则上优先支持高新技术企业、战略性新兴产业企业和省“三名”培育试点企业，特别是企业分类综合评价中A类(重点发展类)、B类(鼓励提升类)的企业参与，限制高污染、落后产能及过剩产能企业参与，参与范围为：2016年度年用电量在100万千瓦时以上的工商企业，以及2016年底前已投产的执行大工业电价的工商企业。具体电力用户参与资格审核由各设区市负责，并实行市场准入负面清单管理：一是2016年度内，发生过环境污染等事件并被环保部门处以罚款或行政拘留、追究刑事责任的企业不得参与;二是2015年度能源“双控”目标任务考核不合格的用能企业不得参与;三是执行差别电价或惩罚性电价的企业不得参与。
(二)省内发电企业的参与范围
1.符合国家基本建设审批程序并取得电力业务许可证(发电类)的省统调公用燃煤、燃气发电企业。
2.中核集团秦山核电公司一期机组、三门核电公司1#机组。
3.参与电力交易的燃煤发电机组必须按规定投运脱硫、脱硝、除尘等环保设施，环保设施运行在线监测系统正常运转，运行参数达标，符合省级及以上环保部门要求。
(三)省外来电的参与范围
根据《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(发改价格〔2015〕962号)精神，按照“风险共担、利益共享”原则，探索建立通过市场化交易方式确定省外来电电量、价格机制。三峡集团溪洛渡水电站、中核集团秦山核电公司(二期、三期、方家山)、发电送我省的皖电东送机组(凤台电厂，平圩三期等)、宁东煤电基地送浙机组、四川富余水电、福建和新疆来电参与本次直接交易试点。
二、本次直接交易试点规模
本次直接交易电量，原则上按可参与本次直接交易发电企业(不含燃气机组)2015年11月1日至2016年10月31日实发电量的30%确定，2017年投产的中核集团三门核电公司1#机组、宁东煤电基地送浙机组按当年计划电量的30%确定，合计折算省内发电上网电量及省外来电落地电量共930亿千瓦时，其中优先发权电量291.48亿千瓦时。
三、本次直接交易试点的工作安排
本次直接交易试点工作，原则上按照《试点方案》相关规定和程序组织落实，考虑到参与试点的市场主体数量较多，为提高工作效率，方便省外来电和省内中、小型企业参与，实行省、市、县(市、区)分级负责制，同时对部分工作程序进行精简。具体安排如下：
(一)明确责任分工。省经信委、省物价局会同省电力直接交易工作小组成员单位，主要负责组织省内外发电企业开展平台集中竞价，并根据集中竞价结果测算确定电力用户直接交易电价;各市经信委会同物价、环保、电力等相关单位，负责组织本地电力用户参与试点，对用户参与资格及参与电量进行审核公示，并按要求将情况汇总后报省直接交易试点工作小组办公室(省经信委)备案。
(二)建立优先发电权制度。根据中发〔2015〕9号文配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》，本次试点明确三峡集团溪洛渡水电站，中核集团秦山核电公司(一期、二期、三期、方家山)，三门核电公司，四川富余水电、福建和新疆来电，参与我省直接交易电量享有优先发电权。
(三)市场主体提交申请表。电力用户方面：符合条件的110kV及以上工商企业用户(包括已办理入市注册手续的)向所在地县(市、区)经信部门提交参与直接交易的市场准入申请表(详见附件1)，各县(市、区)经信部门初审合格后，将申请表报所在设区市经信委，35kV及以下工商企业用户免予提交申请表及办理入市注册手续。
发电企业方面：参加本次平台竞价的省内外发电企业(包括享有优先发电权的相关发电企业)应向省直接交易工作小组办公室(省经信委)提交参与直接交易的市场准入申请表(详见附件2)，宁东煤电基地送浙机组、三门核电等新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理入市手续，参与直接交易，待取得电力业务许可证后再行补全。
(四)入市资格审查。电力用户方面：由各市经信委会同物价、环保、电力等相关部门对各县(市、区)上报的电力用户进行资格审查，并将通过资格审查的电力用户名单、交易电量等信息予以公示，经公示无异议的，按照要求汇总有关情况，报省直接交易工作小组办公室备案。对于不符合准入条件的电力用户，省直接交易工作小组办公室(省经信委)有权直接取消其入市资格，并在省经信委网站予以公告。
发电企业方面：由省经信委会同省级相关部门对发电企业进行资格审查，并按规定由省直接交易工作小组办公室(省经信委)公布相关信息。
(五)入市手续的办理。电力用户方面：经审核符合准入条件的110kV及以上工商企业用户，持市场准入申请表及其附件，到浙江电力交易中心(以下简称交易中心)签订市场主体入市协议(详见附件3，下同)，办理入市注册相关手续。
发电企业方面：通过直接交易市场准入审核的发电企业，尚未办理入市注册手续的，持市场准入申请表及其附件，到交易中心签订市场主体入市协议，办理入市注册相关手续。享有优先发电权的相关发电企业在规定期限内未办理入市手续的，或办理入市手续但未进行有效报价的，视同参加我省直接交易市场竞争，其享有优先发电权的直接交易电量按市场出清价格直接予以结算。
(六)直接交易的组织方式。发电企业通过平台集中竞价，实行六段式报价，每段电量不得超过其允许参与直接交易电量的20%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于3.0元/MWh。除四川富余水电、福建和新疆来电外，其他发电企业均平等参与竞价，按边际出清价格统一确定交易价格。发电企业参与竞价，须在规定时间内申报一组电量、电价，其中享有优先发电权的发电企业申报电量为其核定的直接交易电量，其他发电企业申报电量不高于其核定的可直接交易电量上限;省内发电企业按上网电价报价，省外发电企业按落地电价报价。各发电企业申报的电量按报价由低到高排序，进行预出清，若享有优先发电权的电量在预出清中全额中标，则预出清结果为市场正式出清结果。若享有优先发电权的电量在预出清中未全额中标，则所有享有优先发电权的电量全部按最低报价处理，再次排序进行市场出清。市场出清后，中标发电企业按报价排序，从低到高分配交易电量。若出清价格由两家及以上发电企业报价确定，则按各家发电企业该报价段所报电量比例分配该段成交电量。皖电东送机组除凤台电厂和平圩三期机组外，其他送我省电量请华东电网公司指定相关电厂参与平台竞价。
(七)防止不正当竞争。为防止发电企业恶意竞争扰乱市场秩序，平台竞价中若出现报价低于本企业2015年度平均燃料成本，或者有2家及以上发电企业六段报价中有连续三段及以上报价相同、有3家及以上发电企业六段报价中有连续二段及以上报价相同等涉嫌不正当竞争行为的，享有优先发电权的企业按最低报价处理，其余发电企业报价按无效报价处理并取消其参与试点资格。按无效报价处理后，若市场出清价格未受到影响，其他发电企业报价及当次市场竞价结果继续有效;若市场出清价格受到严重影响，当次竞价结果无效，由其他发电企业重新进行平台竞价。享有优先发电权的企业涉嫌不正当竞争的，其所有电量按最低报价处理。参与竞价的省内外燃煤机组(不含2017年新投产机组和未正式明确送我省电量的机组)竞得电量按所属集团累计，各集团竞得电量占其燃煤机组允许参加直接交易电量比例最高的，给予2亿千瓦时计划电量奖励，按所属电厂参与竞价燃煤机组的容量分配到各电厂;若2个及以上的发电集团竞得电量占比并列最高的，按各集团参与竞价燃煤机组的容量比例分配。
(八)直接交易合同的签订。根据发电企业平台集中竞价结果，由交易中心负责组织直接交易合同的签订。其中110kV及以上工商企业用户按相关规定与电网企业、发电企业签订三方合同，其他用户委托电网企业与中标发电企业签订直接交易合同。为便于交易结算，参与本次试点三方合同签订的发电企业仅限于省内燃煤发电企业，由交易中心对省内燃煤发电企业中标的申报段量和段价进行加权平均，由低到高排序，与110kV及以上工商企业用户进行配对。
(九)直接交易的结算方式。110kV及以上工商企业用户按三方合同约定的电量电价结算，其他用户按照按省经信委、省物价局测算确定的直接交易电价，以该企业月度实际用电量的50%结算。溪洛渡水电站、秦山核电公司、三门核电公司、皖电东送机组、宁东煤电基地机组、四川富余水电、福建和新疆来电等享有优先发电权或省外来电，如在规定期限内未签订直接交易合同，由省级相关部门下达正式文件，其参与本次直接交易电量先按市场出清价格暂行结算，待双方协商一致签订直接交易合同后再正式结算。
四、本次直接交易试点相关交易信息
(一)直接交易电价。发电企业侧的电价，由交易平台集中竞价确定。电力用户侧的电价，根据《浙江省人民政府专题会议纪要》(〔2015〕37号)精神，2014年已参加首批试点的110千伏用户，按国家批复的输配电价0.098元/千瓦时执行，用户直接交易电量电价由直接交易价格(发电企业平台集中竞价出清价格)、线损、输配电价和政府性基金及附加费组成;其他110kV及以上工商企业用户采用顺价方式，用户直接交易电量电价由市场出清价格和电网购销差价组成;其余工商企业用户直接交易电价，由省经信委、省物价局按照发电企业竞价产生的电价空间和参与直接交易试点的用电企业2017年预计用电量，另行确定。试点期间，国家调整我省输配电价、政府性基金及附加费和上网电价的，本次试点输配电价、政府性基金及附加费和直接交易价格同步调整，其中输配电价、政府性基金及附加费按国家文件规定执行，直接交易价格按上网电价调整幅度同步调整。
(二)过网综合线损率。本次扩大试点过网综合线损率，按照《浙江电力统计简报》中的2015年浙江省综合线损率4.24%确定。
(三)直接交易电量。省内发电企业(不包括秦山核电一期、三门核电)、皖电东送机组和宁东煤电基地机组，可参与直接交易电量，不高于其2015年11月1日至2016年10月31日实发电量的60%(2015年11月1日-2016年12月31日投产的，参照同类型机组实发电量)，具体由企业自主决定;2017年1月1日以后投产的宁东煤电基地送浙机组，可参与直接交易电量不高于其2017年计划电量的60%，具体由企业自主决定。
享有优先发电权的电量中，溪洛渡水电站按其2015年11月1日至2016年10月31日实际送我省电量的30%参与，计79.11亿千瓦时;秦山核电公司(一期、二期、方家山)按其2015年11月1日至2016年10月31日实际送我省电量的30%参与，秦山核电三期机组因承担国家重大专项工程，按2015年11月1日至2016年10月31日送我省上网电量的20%参与，合计103.22亿千瓦时;三门核电公司按其2017年计划电量的30%参与，计16.91亿千瓦时;四川富余水电、福建和新疆来电，根据两省间政府协议，参与电量分别为67.33亿千瓦时、13.91亿千瓦时和11亿千瓦时。
工商企业用户参加直接交易电量，110kV及以上用户为其2016年用电量的50%，其他用户为其2017年实际用电量的50%。
(四)直接交易发电量折扣。省内发电企业(不包括秦山核电一期、三门核电)、皖电东送机组和宁东煤电基地送浙机组，本次扩大试点直接交易发电量折扣，按发电企业中标电量的20%确定。溪洛渡水电站、秦山核电公司(一期、二期、三期、方家山)、三门核电公司、四川富余水电、福建和新疆来电等，参与我省直接交易的电量享有优先发电权，无直接交易发电量折扣。
(五)交易期限。本次试点自2017年1月1日至2017年12月31日，为期一年。
五、其他
(一)2016年电力直接交易试点中，发电企业竞价产生的电价空间与电力用户实际结算的差额部分，纳入2017年发电企业竞价产生的电价空间平衡;2017年电力直接交易试点中，发电企业竞价产生的电价空间与电力用户实际结算的差额部分，纳入下年度发电企业竞价产生的电价空间平衡。
(二)本方案未尽事宜按照《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)》、《浙江省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》办理。
(三)各地、各部门在执行中如遇问题和情况，请及时向省直接交易试点工作小组办公室反映，联系电话：0571-87058255。
关于做好2017年度电力直接交易试点相关工作的通知 省直接交易工作小组成员单位，各中央发电集团浙江分公司，各市经信委、物价局、供电公司，各有关发用电企业，有关省外发电企业：
根据《2017年度浙江省电力直接交易试点工作方案》(以下简称《工作方案》)总体要求，积极稳妥推进电力直接交易试点工作。现将有关工作安排通知如下，请认真组织、抓紧落实。
一、组织协调发电企业参加试点
省经信委、省物价局会同省电力公司，负责组织协调省外来电参加我省电力直接交易试点。与国家电网公司、国网华东分部协商组织溪洛渡水电站、宁东送浙煤电基地机组、四川富余水电、新疆等跨区送电，以及皖电东送送浙机组、福建来电、秦山核电等华东区调机组参与我省直接交易试点工作，以及根据本次直接交易竞价结果，调整区外及省外来电的生产调度计划和电费结算等事宜。召集溪洛渡水电、秦山核电、三门核电、皖电东送、宁东煤电基地等参与我省试点的相关发电企业，传达推进电力市场化改革相关文件精神，通报本次试点《工作方案》，做好交易动员工作。
以上工作于1月9日前完成。
二、组织电力用户参与试点
各市经信委会同物价、电力等相关部门，并加强与环保部门的联系，根据《工作方案》要求，积极做好本次试点的宣传发动和具体实施工作。制定专项工作方案，指导所属县(市、区)，初步确定本地参与试点的电力用户名单和直接交易电量(110kV及以上用户按其2016年实际用电量的50%上报，其他用户按其2017年预计用电量的50%上报)，并将相关情况汇总公示后(详见附件
1、附件
2、附件3)，报送省直接交易工作小组办公室(省经信委)，其中附表1以书面形式报送，附件
2、附件3以电子表格形式报送。各级电网企业要积极做好通知电力用户、提供电力用户相关信息等配合工作，并接受委托办理直接交易相关事宜。
以上工作于1月18日前完成。
三、办理入市手续
(一)提交入市申请。电力用户方面：符合条件的110kV及以上电力用户(包括已办理入市注册手续的)向所在地县(市、区)经信部门提交市场准入申请表(详见《工作方案》附件1)，各县(市、区)经信部门初审合格后，将申请表报所在设区市经信委，35kV及以下电力用户免予提交申请表及办理入市注册手续。发电企业方面：参加本次平台竞价的省内外发电企业(包括享有优先发电权的相关发电企业)应向省直接交易工作小组办公室(省经信委)提交参与直接交易的市场准入申请表(详见《工作方案》附件2)，宁东煤电基地送浙机组、三门核电等新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理入市手续，参与直接交易，待取得电力业务许可证后再行补全。
以上工作于1月13日前完成。
(二)办理市场注册。电力用户方面：经审核符合准入条件的110kV及以上电力用户，持市场准入申请表及其附件，到浙江电力交易中心(以下简称交易中心)签订市场主体入市协议(详见《工作方案》附件3)，办理入市注册相关手续。
发电企业方面：通过直接交易市场准入审核的发电企业，尚未办理入市注册手续的，持市场准入申请表及其附件，到北京电力交易中心、华东分中心和浙江电力交易中心签订市场主体入市协议(详见《工作方案》附件3)，办理入市注册相关手续。享有优先发电权的相关发电企业在规定期限内未办理入市手续的，视同参加我省直接交易。
以上工作于1月18日前完成。
四、公布市场交易信息
根据审核结果，省直接交易工作小组办公室(省经信委)负责发布发电企业名单、直接交易电量和用电企业情况等相关市场交易信息。
以上工作于1月19日前完成。
五、发电企业开展平台集中竞价
(一)发电企业通过平台集中竞价开展直接交易，交易价格按边际出清价格统一确定。享有优先发电权的电量在预出清中未全额中标，则所有享有优先发电权的电量全部按最低报价处理，其他中标发电企业按报价排序，从低到高分配交易电量，报价相同的按所报电量比例分配交易电量。
(二)交易中心对省内燃煤发电企业中标的申报段量和段价进行加权平均，由低到高排序，与110kV及以上电力用户(按名称拼音首字母排序)进行配对。
(三)浙江能源监管办、省电力公司在5个工作日内，分别对配对结果进行规范性审查和安全校核，交易中心根据规范性审查和安全校核意见，对配对情况进行调整。(四)发电企业开展平台集中竞价初定于1月20日，具体由交易中心负责组织，省经信委、省物价局和浙江能源监管办负责监督。
六、签订直接交易合同
省经信委、省物价局根据发电企业平台集中竞价结果，确定本次试点电力用户直接交易电价，由北京电力交易中心、华东分中心和浙江电力交易中心负责组织直接交易合同的签订。其中110kV及以上电力用户，根据配对情况和相关规定与电网企业、发电企业签订三方合同，其他用户委托电网企业与中标发电企业签订直接交易合同。合同签订后，及时报省经信委、浙江能源监管办备案。
以上工作于2月10日前完成。
七、直接交易的监督履行
直接交易合同于2017年1月1日0时起生效，至2017年12月31日24时止，为期一年。省电力公司要根据省经信委、省物价局相关文件要求，配合做好省内机组及省外来电生产调度计划调整和直接交易电费结算等工作。直接交易开始后，溪洛渡水电站、秦山核电公司、三门核电公司、皖电东送机组、宁东煤电基地机组、四川富余水电、福建和新疆来电等享有优先发电权或省外来电，仍未签订直接交易合同的，其参与本次直接交易电量先按市场出清价格暂行结算，待双方协商一致签订直接交易合同后再行正式结算。交易中心要按月定期发布直接交易结算情况等市场交易信息，对市场异常情况及时书面报告省经信委、浙江能源监管办和利益相关方。
第二篇：20140513江苏电力用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案
江苏电力用户与发电企业直接交易
扩大试点工作方案
为继续推进江苏电力用户与发电企业直接交易试点工作（以下简称直接交易试点），根据国家能源局《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）、《江苏省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》，结合我省直接交易试点实施情况，现制定扩大试点工作方案。
一、基本原则
（一）坚持产业结构调整的原则。电力用户与发电企业直接交易扩大试点工作必须助推江苏产业结构调整，促进转型升级，提质增效。
（二）坚持节能减排的原则。参与直接交易试点的企业必须符合国家产业政策和有关节能、环保的要求。
（三）坚持市场竞争的原则。在发电侧和用电侧引入竞争机制，公平开放电网，建立多边电力交易市场，发挥市场在配臵电力资源中的决定性作用。
（四）坚持电网安全稳定的原则。直接交易试点必须维护电力调度正常秩序，保障电网安全稳定运行。参加直接交易试点的发电企业应按电力统一调度的要求，参与调峰；参与直接交易试点的用电企业，应遵守有序用电的规定，服从
6、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。内部核算的企业经法人单位授权，可参与试点。
7、扩大试点工作期间，有自备电厂的工业用户原则上不参加直接交易。
（二）发电企业必须符合以下条件：
1、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证、单机容量在60万千瓦及以上火力发电企业(含核电)；
2、参与试点的火电企业必须正常投运环保设施，并符合国家和省环保要求；
3、发电企业必须具有法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任。内部核算的发电企业经法人单位授权，可参与试点。
三、电量安排
（一）现阶段，直接交易电量规模暂按全社会用电量（扣除燃气机组发电量）的2%安排，今后根据用电量的增长逐年递增。2014年安排95亿千瓦时（其中包含已实施的直接交易电量13.16亿千瓦时）。
（二）直接交易电量在安排全省电力生产时计划单列。交易电量按照月度进行分解，并列入月度电力电量平衡。
（三）省经信委在安排电力电量平衡时，会同江苏
企业应严格执行电网调度管理规定，参与调峰、调频，在电力供应紧张时应参与错峰、避峰，并按要求向电网企业报送电力直接交易相关信息。电力调度中心按照“公开、公平、公正”原则进行调度，并及时向用电企业和发电企业披露有关交易方面的电力调度信息。
（六）江苏省电力公司电力交易中心应在组织、月度电力生产时将直接交易电量予以安排，并交由江苏电力调度中心执行。
（七）省经信委、江苏能源监管办对参与直接交易试点的电力用户、发电企业进行考核，动态调整，连续两年有下列行为之一的，将被取消准入资格：
1、违反国家有关法律法规、产业政策和节能环保政策行为的；
2、电力用户的生产经营情况发生重大变化，不再符合准入条件的；
3、发电企业之间、电力用户之间相互串通报价，操纵或控制交易市场和交易价格的；
4、电力用户将所购电量转供给其他企业的；
5、在规定期限内不按规定签订《直接交易购售电合同》的；
6、没有合法、正当理由拒绝执行签订的《直接交易购售电合同》并造成严重后果的；
7、其他违反有关政策规定行为的。
六、交易价格
（一）电力用户与发电企业进行直接交易电量的价格协商，协商确定的价格为直接交易价格D。
（二）电力用户直接交易电量的电度电价
P=直接交易价格D+输配电价+电网损耗价格+政府性基金及附加（公式1）
P=直接交易价格D+购销差价（公式2）
220千伏、110千伏的电力用户，其直接交易价格按照公式1计算。
第三篇：电力直接交易委托协议
电力直接交易委托协议
（必备条款）
本委托协议由下列双方签署：
甲方（用电企业）：，系一家具有法人资格/经法人授权的企业，企业所在地为在工商行政管理局登记注册，税务登记号：，法定代表人/授权代理人：。该企业已履行相关准入程序，具备参与电力交易市场资格。
乙方（售电公司）：澳斯达张家口电力科技有限公司，系一家具有独立法人资格的企业，企业所在地为 在工商行政管理局登记注册，税务登记号：，法定代表人/授权代理人：。该企业已履行相关准入程序，具备在山西参范围开展电力市场交易的资格。
协议内容：
一、甲方用电电压等级为千伏；在电网企业的营销户名为： 营销系统号为：；直接交易的关口计量点为：。
二、甲方全权委托乙方代理参加2017年电力直接交易月度竞价撮合交易，委托期限为2017年月-月。委托交易电量为：
亿千瓦时（可分月）；交易价格为元/千瓦时(此价格是电网企业与用电企业的合同电量结算价格（不含输配电价、基金及附加），请慎重填写)。
三、在委托期内，乙方月度结算电量低于合同用电量的97%时，偏差电量责任由双方按照如下约定处理：（具体由双方自行协商）
四、在委托期内，乙方若竞价成交电量未达到甲方委托电量，偏差电量责任由双方按照如下约定处理：（具体由双方自行协商）
五、其他约定事项。
甲方：（盖章）
法定代表人/授权代理人：
签字日期：年月日
乙方：（盖章）
法定代表人/授权代理人： 签字日期：年月日
此协议共份，送山西电力交易中心1份
第四篇：海南电力直接交易暂行办法
海南省电力直接交易暂行办法
（送审稿）第一章 总 则
第一条 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）及配套文件和《中共中央、国务院关于支持海南全面深化开放的指导意见（中发〔2018〕12号）》精神，按照《海南省深化电力体制改革试点方案》有关要求，有序放开发用电计划，加快推进电力直接交易，逐步构建有效竞争的电力市场体系，深入结合《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）和海南发展实际，制订本暂行办法。
第二条 直接交易指符合准入条件的电力用户依托公用电网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。
第二章 交易电量规模
第三条 按照积极稳妥、循序渐进的原则，当年直接交易电量约占上一全省工商业销售电量的10%。
具体交易电量每单独印发通知。
第四条 根据市场发展情况和国家相关政策，逐步扩大发电计划放开比例。
第四章 交易方式
第七条 当前只开展交易，采用双边协商及双边挂牌两种交易方式。后续视市场建设情况，再增加月度集中竞价和合同转让等交易品种。
第八条 交易品种
（一）双边协商交易。发电企业与电力用户（或售电企业）自主协商交易价格、交易电量，签订交易意向合同。
（二）双边挂牌交易。同一交易日内，发电企业与电力用户（或售电企业）分别在海南电力交易中心申报挂牌电量和价格，滚动调整、互相摘牌。
第九条 交易电量上限
（一）总量控制。双边协商交易和双边挂牌交易成交电量，共同构成当年交易电量，总电量不得超过发电计划放开电量规模。
（二）电力用户年交易电量不高于该用户上年年生产用电量的70%
（三）各煤电机组交易电量上限=K×参与市场化交易机组容量/全部准入机组的总装机容量×交易规模（2018年系数K暂定为1.5）。核电机组2018年交易规模上限为4.8亿千瓦时。
第五章 交易价格机制
（二）挂牌交易。自主协商不成的，剩余电量由电力用户（或售电企业）、发电企业在海南电力交易中心进行挂牌。挂牌成交电量分解至月度计划，提交海南电力交易中心。发电企业之间，电力用户（或售电企业）之间不得互相摘牌。
（三）海南电力交易中心将各方初步意向汇总，形成合同交易电量（含双边协商和挂牌交易电量），并分解至月度计划，提交调度机构校核。
（四）安全校核通过后，由海南电力交易中心组织发电企业与电力用户（或售电企业）签订正式交易合同，并监督调度机构实施。
第十五条 正式交易合同签订后，交易中心应于5个工作日内报省工信厅、海南能监办备案。
第十六条 实际申报电量超过计划交易总电量时，按时间先后原则对超出的电量予以扣减。
第七章 偏差电量处理
第十七条 发电企业、电力用户（或售电企业）应在签订合同时，根据交易电量提供月度发电计划、用电计划（含基数电量计划和市场直接交易电量计划），交易中心以此作为考核依据。偏差电量指电力用户（发电企业）在交易周期内实际直接交易电量与其计划直接交易电量之间的偏差，允许范围暂定为±4%。当前按电量实施偏差考核，月度偏差仅作记录。
同调度机构及时向电力用户（或售电企业）、发电企业发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、电网拓扑模型、厂网检修计划等，或其他需向市场主体披露的信息，并提供查询服务。
第二十五条 电力用户（或售电企业）、发电企业等市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向交易中心、调度机构提出，交易中心、调度机构有义务对相关问题作出具体解释，但严禁泄露市场主体私有信息。
第二十六条 交易中心应按月向省工信厅、省发改委和海南能监办报送各电力用户、发电企业电力直接交易执行情况。
第十章 其他事项
第二十七条 电力用户（或售电企业）、发电企业应服从调度机构统一调度，提供调峰、调频等辅助服务。在紧急状态或电力供应存在缺口的情况下，电力用户要按政府有关规定配合采取错峰、避峰等有序用电措施，造成的电量偏差不计入余缺电量考核范围。
第二十八条 市场主体因自身原因，交易合同期内需退出的，经交易中心组织相关方协商一致后解除合同，并报省工信厅、省发改委和海南能监办备案；市场主体退出后，原则上3年内不得参与市场交易，按目录电价向电网企业购电。
第二十九条 有下列行为之一的，由省工信厅取消交易
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
各省辖市及直管县发展改革委、物价局、能源局，河南省电力公司，发电企业，各有关单位：
为规范河南省电力用户与发电企业直接交易试点，进一步推进我省大用户直购电工作顺利实施，根据原国家电监会、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）精神和要求，结合河南省实际，国家能源局河南监管办、省发展改革委联合制定了《河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》，现印发给你们，请遵照执行。实施工作中有何问题，请及时报告。
附件：河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法
国家能源局河南监管办 河南省发展改革委
2014年2月12日
附件：
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。
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