关于做好2018年度电力直接交易试点后续相关工作的通知

第一篇：关于做好2018年度电力直接交易试点后续相关工作的通知

关于做好2018年度电力直接交易试点后续相关工作的通知 分享

日期：2018-05-18 来源：能源局电力处 浏览次数： 59 字号：[ 大 中 小 ] 视力保护色：

浙交易办〔2018〕5号

省直接交易工作小组成员单位、各市、县（市、区）经信委（局）、供电公司：

2018年度我省电力直接交易试点涉及市场主体范围较广，交易电量规模较大，后续相关工作较为复杂。为维护市场正常秩序，保证直接交易顺利进行，保障市场主体合法权益，现就将有关事宜通知如下：

一、电力用户信息变更的办理

（一）试点期间，参与直接交易的电力用户办理过户的，由负责办理其过户业务的市、县（市、区）供电公司负责告知用户，填写《2018年浙江省电力直接交易试点用电企业信息变更申请表》（详见附件1，以下简称申请表）并提交申请表附件材料。

（二）电力用户将申请材料（申请表及申请表附件，一式三份）备齐后，递交负责办理其过户业务的市、县（市、区）供电公司，市供电公司于每月10日前（遇节假日顺延）汇总本地用户申请材料（一式三份），交同级经信部门审核。

（三）市经信部门应在收到同级供电公司转交的申请材料后予以公示，并在每月17日前（遇节假日顺延）出具审核意见，一式两份发还同级供电公司，由负责办理其过户业务的供电公司将一份经审核的材料交用户留存，并将一份报送省电力公司进行直接交易信息变更。

（四）各市、县（市、区）供电公司应于每月5日前（遇节假日顺延），汇总本地上月电力用户信息变更情况（更名、过户或退出直接交易，详见附件2），报送同级经信部门。各设区市经信委应在汇总后，于每月10日前（遇节假日顺延）将本地区上月电力用户信息变更情况（详见附件2）报送省直接交易工作小组办公室（省能源局）备案，并抄送国网浙江省电力公司。

二、直接交易合同的监督履行

（一）各市、县（市、区）供电公司应汇总本地上月电力用户参加直接交易合同执行及电费结算情况（详见附件3，县（市、区）供电公司填报附件3中本县（市、区）情况即可），于每月5日前（遇节假日顺延）报送同级经信部门。

（二）省电力公司应汇总全省上月电力用户参加直接交易合同执行及电费结算情况，填写汇总表（详见附件4），于每月10日前（遇节假日顺延）报送省直接交易工作小组办公室（省能源局）和省物价局。

（三）各市、县（市、区）经信部门应认真审核本地上月电力用户参加直接交易合同执行及电费结算情况，并采取抽样调查等方式进行核查，同级供电公司应予配合，检查中发现的问题及时报送省直接交易工作小组办公室（省能源局）。

三、其他

（一）试点期间，发电企业和电力用户按照“月结年清”原则分别结算，发电企业的直接交易电量结算由浙江电力交易中心负责，电力用户的直接交易电量结算由国网浙江省电力公司及所属各供电企业负责。

（二）签订三方合同的电力用户因故无法履行合同的，合同剩余电量转为电网企业代理用户参加的直接交易电量，由签订该合同的发电企业继续履行。

（三）发电企业各类市场化交易电量，按合同签订时序确定优先结算顺序。

（四）试点期间，电力用户更名的，该用户直接交易电量继续按直接交易电价结算；电力用户过户的，经所在地设区市经信委同意，自次月起该用户直接交易电量按直接交易电价结算；电力用户因故退出直接交易的，经所在地设区市经信委确认，其后电费按目录电价结算。

（五）温州市瓯海瞿溪电站、温州市仙岩水电站、温州市瓯海泽雅供电所、温州市瓯海坑口塘水电站和增量配网企业负责供电的电力用户参与直接交易的，由瞿溪电站、仙岩水电站、瓯海泽雅供电所、坑口塘水电站和增量配网企业按直接交易电量电价与用户先行结算，并提交相关售电发票等票据由所在地设区市经信委进行审核，所在地设区市国网供电公司根据审核确定的直接交易电量电价与其按月进行结算。

第二篇：2017浙江省电力直接交易试点工作方案

2017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：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。