海南电力直接交易暂行办法

第一篇：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年度全省工商业销售电量的10%。

具体交易电量每年度单独印发通知。

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 当前只开展年度交易，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）年度双边协商交易。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）年度双边挂牌交易。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，共同构成当年年度交易电量，总电量不得超过年度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×年度交易规模（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，形成年度合同交易电量（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 实际申报电量超过年度计划交易总电量时，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%。当前按年度电量实施偏差考核，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

第二篇：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

第三篇：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。

第四篇：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。

第五篇：湖北省电力用户与发电企业直接交易管理暂行办法

湖北省电力用户与发电企业直接交

易 管理暂行办法

第一章 总 则

第一条 根据党的十八届三中全会关于全面深化改革的有关精神以及国务院关于转变政府职能、简政放权的总体要求，按照省委、省政府的统一部署，为积极规范推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，通过市场优化配置电力资源，促进工业转型升级，特制定本办法。

第二条 本办法适用于湖北境内符合准入条件的电力用户、发电企业和电网经营企业。

第三条 本办法所称“电力用户与发电企业直接交易”，是指电力用户与发电企业通过省级电网企业的输配电网自主协商电量、电价的市场行为，以下简称“直接交易”。第四条 直接交易坚持政府引导、市场化运作的总原则，以不打破全省现有的发供用电平衡和不推动省网统一销售电价调整为前提，由省经信委、省发改委、华中能源监管局、省物价局等有关单位组成联合工作小组负责组织实施。第五条 直接交易暂实行交易制，符合准入条件的交易主体经协商达成初步意向，并经省直接交易联合工作小组确认后，签订1年及以上直接交易合同。待条件成熟后，逐步开展季度、月度交易。试点初期总量控制在全省大工业用电量的10%以内，以后视试点情况再适当扩大。

第二章 准入条件

第 六条 参与直接交易的发电企业，暂定为湖北境内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，机组供电煤耗不高于全国同类型机组平均水平；水力发电企业为单机容量10万千瓦及以上的企业。按国家规定，由国家统一分配电量的跨省跨区供电项目暂不参加试点。

第七条 参与直接交易的电力用户应符合国家产业政策和环保要求。具体条件：

1.具有独立法人资格、财务独立核算、信誉良好、能够独立承担民事责任的经济实体。

2.符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策和环保要求。鼓励战略性新兴产业和能效标杆企业；淘汰落后产能，关停小机组和锅炉的企业；以及实施电力需求侧管理，实现用电科学、有序、节约、高效的企业参与直接交易。对国家已实施行业准入管理的行业，试点企业应符合行业准入条件规定的要求。

3.试点初期为用电电压等级110千伏及以上、年用电量不小于1亿千瓦时的工业用户。条件成熟时，经国家认定的高新技术企业和省重点扶持的战略性新兴企业，用电电压等级可放至35千伏。

4.能耗指标先进。试点初期电力用户的单位增加值能耗或单位产品电耗不高于全国同行业平均水平。

第三章 电 价

第八条 用户支付的终端电价，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。大用户直接交易的电力电量只限于用户生产用电部分，其他类别用电仍按现行目录电价执行。

第九条 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。

第十条 电网输配电价，按国家发改委核定的标准执行。直接交易线损电价按价格主管部门有关规定执行，发、用电量实行等量传导。

第十一条 政府性基金及附加，用户应和其他电力用户一样承担相应的社会责任，按照国家规定标准交纳政府性基金及附加。

第四章 申报程序及信息发布

第十二条 每年10月中旬，省联合工作小组协商形成统一意见后，在各成员单位门户网站上发布次全省电力供需形势预测、直接交易总量控制目标、国家批准的输配电价标准、政府性基金及附加、参与直接交易的发电设备容量剔除原则等交易信息。

第 十三条 符合准入条件的发电企业和用户按发布的交易信息提出书面申请及相关证明材料，每年申报一次。每年10月中旬，发电企业就参与直接交易的电量、容量直接向省联合工作小组申请；电力用户向所在市州政府指定部门申请，申报内容包括工业生产用电具体范围、性质、容量、电量、能耗水平等，经市州初审后于10月底前集中向省联合工作小组申报。

第十四条 每年11月上旬，省电力公司对发、用电企业的申请方案进行安全校核，提出审查意见并正式报省联合工作小组。

第十五条 省联合工作小组根据各方申请及安全校核情况，提出具体准入企业名单、直接交易总量等交易预案，在省经信委门户网站公开发布直接交易各方信息。

第五章 直接交易程序

第十六条 “直接交易”以双边交易为主、撮合竞价交易为辅的方式予以组织。第十七条 每年的12月在次一般电量计划下达前，省联合工作小组组织发电企业和用户集中时间、集中地点首先进行双边交易。

第十八条 双边交易未超过控制总量的电量，若发电企业、用电企业仍有需求，可实行撮合竞价交易。撮合竞价交易实行价格优先的原则，即发电企业以上网电价低者优先，用电企业以终端到户价高者优先；当价格相同时，再按节能减排优先原则对发、用双方予以排序交易；依此类推，分批成交。

第十九条 经双边交易和撮合竞价交易后，组织方现场发布交易结果并宣布交易结束。未能达成直接交易的用电企业的用电量执行目录电价；未超出直接交易电量控制总额的发电量纳入次全省一般电量平衡，执行国家批复的上网电价。

第二十条 达成直接交易的电量，经省经信委公告，由发、供、用电企业签定直接交易合同和供用电合同后执行。

第六章 调度及考核

第二十一条 对参与试点发电企业、用户的发用电设备的运行考核和安全技术协调，继续按现有的有关规定、考核办法执行。第二十二条 参与试点的火力发电企业、用户直接交易电量计划纳入电网统一调度。除不可抗力直接影响之外，、月度交易电量计划一般不作调整。

第二十三条 在全省电力供应紧张实行计划用电时期，参与直接交易试点的发用电企业必须服从全省大局需要，无条件执行有关错峰、让电等指令，共同维护全省供用电秩序。

第七章 直接交易的结算

第二十四条 发、供、用三方依据合同约定的电费结算方式进行结算，政府性基金及附加由电网企业代收。第二十五条 参与直接交易试点的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，并按照计量点记录的电量数据进行结算。第二十六条 直接交易电量、电费结算原则为“月结月清”。用户实际月度用电量与月度计划电量偏差在±5%以内，视同按照约定完成直接交易计划电量，其偏差电量在月度间滚动。第 二十七条 除不可抗力原因外，因发、供、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。电力用户实际用电量高于合同约 定电量5％的部分，按政府核定的目录电价的110%执行；低于合同约定的5％的部分按2分/千瓦时标准向发电企业缴纳违约金，发电企业可通过申请调减发电 计划或按政府核定上网电价的90%执行。输电方因用户超用和少用而产生的收益单独列帐，在核算电价时统筹平衡。

第八章 退出和监管

第二十八条 电力用户出现下列情况之一的，经省联合工作小组研究后，由各成员单位按职责责令其限期整改，直至取消直接交易资格。被取消电力用户，一年内不得重新申请进入市场。

1.违反法律法规以及国家电力或环保政策并受到处罚的。2.私自将所购电量转售给其他电力用户的。3.拖欠直接交易及其它电费一个月以上的。4.不服从电力调度命令的。5.提供虚假申请材料的。

6.企业产品综合能耗高于本地区能源消耗限额的。第二十九条 省联合工作小组成员单位按各自职责对电力用户与发电企业直接交易的实施、价格执行等情况进行监督检查，确保试点工作规范进行。

第九章 附 则

第三十条 本办法自发布之日起实施。

第三十一条 本办法由省经信委会同联合工作小组成员单位负责解释。