直接交易管理办法

第一篇：直接交易管理办法

湖南省经济和信息化委员会文件

湘经信能源〔2016〕406号

湖南省经济和信息化委员会

关于印发《湖南省电力用户与发电企业直接交易准入管理办法》的通知

各市州经信委，有关电力企业：

根据省政府办公厅《关于进一步降低企业用电成本等有关问题的会议备忘录》精神，下阶段电力用户与发电企业直接交易将进一步放开，为此，我委对2014年印发的《湖南省电力用户与发电企业直接交易准入管理暂行办法》（湘经信能源[2014]501号）进行了修订，并在征求相关部门、企业意见的基础上，进行了修改完善。现予印发，请遵照执行。

湖南省经济和信息化委员会

2016年8月8日

湖南省电力用户与发电企业直接交易

准入管理办法

第一章 总则

第一条 为推进我省电力用户与发电企业直接交易工作（以下简称“直接交易”），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）和《国家发改委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体[2015]2752号）等文件，制定本办法。

第二条 在确保电力系统安全的前提下，坚持市场化改革方向，进一步放宽准入条件，各类主体自愿参与，逐步扩大交易范围。

第三条 省经信委负责直接交易准入管理工作。

第二章 准入条件

第四条 参与直接交易的发电企业应具备如下条件：

1、湖南电网并网公用发电企业，含火电（含资源综合利用发电、热电联产）、水电（含抽水蓄能发电）、风电、太阳能发电。条件具备时，允许省外发电企业参与我省直接交易。

2、并入湖南电网的企业自备电厂在足额缴纳依法合规设立的政府性基金、政策性交叉补贴及系统备用容量费的前提下，其自发自用以外的电量可参与直接交易。

3、具有独立法人资格、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须经法人单位授权。

4、符合国家产业政策，节能、节水、污染排放达到国家要求。第五条 参与直接交易的电力用户应具备如下条件：

1、由湖南电网供电的工商业电力用户（含上划、代管的原地方电网供电范围内的电力用户），用电电压等级在10kV及以上（在省电力交易机构技术条件具备前，10kV电压等级电力用户原则上须由售电公司代理）。

2、具有独立法人资格，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；内部核算的电力用户须经法人单位授权。

3、符合国家产业政策，节能、节水、污染排放达到国家要求，非执行差别电价或惩罚性电价用户。

第六条 符合条件的电力用户可由售电公司代理参与直接交易。售电公司应符合国家及我省电力体制改革文件的有关要求。由售电公司代理参与直接交易的电力用户，不受电压等级限制。允许地方电网、产业园区、经济技术开发区等以售电公司形式参与直接交易。

第三章 注册 第七条 直接交易主体准入实行注册制，符合条件的各类主体在省电力交易机构按程序注册成为直接交易主体。

第八条 省电力交易机构依据本办法按照规定程序和时限办理注册申请。注册程序应包含申请、承诺、核实、公示、公布等环节，接受社会监督。办理时限从申请主体递交合格的注册申请起，不应超过20个工作日。

第九条 对省电力交易机构办理注册的程序、时限或结果有异议的，可向省经信委申请处理。

第十条 省电力交易机构应按月汇总注册情况，在电力交易平台网站公布，并向省经信委及有关部门进行备案。

第十一条 建立完善直接交易主体经常性信息披露公示制度，推动直接交易主体信息披露规范化、制度化、程序化。

第十二条 直接交易主体在注册信息发生变化后，应及时向省电力交易机构提出信息变更申请。省电力交易机构应尽快完成信息变更。需要直接交易主体相应做出承诺、公示的，应再次予以承诺、公示。

第四章 退出

第十三条 直接交易主体自愿退出直接交易的，应向省电力交易机构提出申请。省电力交易机构按程序予以办理退出、注销手续，并在电力交易平台网站对退出信息进行公布。当存在下列情况时，应拒绝该直接交易主体的退出：

1、该直接交易主体的退出将影响电网安全稳定运行。

2、该直接交易主体有作为直接交易主体应当履行而未履行的责任和义务。

第十四条 直接交易主体出现以下情况之一，应强制退出直接交易：

1、由于外部形势或自身条件发生变化，已不满足直接交易准入条件的。

2、因破产、倒闭、歇业等原因依法终止的。

3、隐瞒有关情况或提供虚假申请材料等违规参与直接交易的。

4、发生直接交易规则规定退市行为的。

5、发生违反承诺行为的。

第十五条 直接交易主体应当强制退出的，在其满足退出条件后，经省经信委同意，由省电力交易机构对其强制退出并注销，并在电力交易平台网站对退出信息进行公布。对强制退出有异议的，可向省经信委申请核实处理。

第五章 其他

第十六条 本办法由省经信委负责解释。第十七条 本办法自公布之日起施行。

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：南宁二手房直接交易流程

南宁二手房直接交易流程

1、买卖双方一起去南宁市房产管理局（园湖北路园湖北路37号）

（1）到3楼309号房间查档（带房产证、买卖双方身份证原件及复印件），全家如有不同户口本要加户籍所在地（县级以上）查档（外地可交原件委托直系亲属代查）。

（2）到隔壁测绘室办理测绘手续

（3）领取房屋买卖合同3份，交给卖方首付款。

（4）买方交契税款，可刷卡

需要携带买卖合同原件及复印件、房产证原件及复印件、买卖双方身份证复印件、买方身份证原件、卖方契税完税证原件及复印件。

2、买卖双方一起去五象广场青秀区（房子所在城区）地税局（图书批发市场旁）；高新区在火炬大厦一楼。

（1）一起办理个人所得税等地税手续（带上房产证、新的契税完税材料、身份证、首付款收条等原件和复印件）

（2）卖方当天可交纳个人所得税等地税。

3、买卖双方一起去南宁市房产管理局

（1）买卖双方办理产权转移登记（携带前期的所有资料过户）

（2）买方15个工作日左右可拿到房产证。

4、贷款

方式一：拿到房产证后，买方到广西自治区政务服务中心（南宁市琅东怡宾路6号怡宾大厦）办公积金贷款手续，包括申请房产评估。可前期做好申报材料准备工作。西乡塘区在鲁班路公积金管理中心。方式二：携带申报材料到商业银行，办理商业贷款手续（一般去2次）。

银行会在15个工作左右，直接将首付外的其余款项转给卖方。

注意事项：

1、身份证要正反两面同时复印在A4纸上。

2、签订合同时应记录水电表计数、物业费、原户口是否已迁移等。

3、签订买卖合同务必记得要当工作人员的面签订合同才有效。

4、交契税、个税后等务必记得免费索取发票！

5、新房产证可以领证时，须提前一天通知贷款银行同时前往。如果是夫妻共有的，只是夫妻其中一人领证必须有双方身份证和委托书（如果不是本人书写可能会被现场识破！）。

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：辽宁省电力用户与发电企业直接交易交易规则和管理办法

辽宁省电力用户与发电企业直接交易暂行管理办法

第一章总则

第一条为推进电力市场建设，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，提高电力工业整体效率，根据《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《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)等文件精神，结合辽宁省实际情况制定本办法。

第二条电力用户与发电企业直接交易(以下简称直接交易)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，电网企业按现行规定提供输电服务。

第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，在保障电网安全稳定运行的前提下，在全省建立公平、开放、统一的发、用电企业直接交易的市场机制。

第四条直接交易应遵循以下原则：

(一)保证电力系统安全稳定运行和优质可靠供电、供热及可再生能源消纳需求;

(二)符合国家产业政策，坚持节能环保、效率优先;

(三)坚持“公开、公平、公正”原则;

(四)市场主体参与交易行为平等自愿、利益共享;

(五)通过全省统一平台进行交易。

第五条在辽宁省政府统一领导下，由辽宁省经济和信息化委员会(以下简称省经信委)牵头，会同辽宁省物价局(以下简称省物价局)、国家能源局东北监管局(以下简称东北能源监管局)、国网辽宁省电力有限公司(以下简称省电力公司)等单位组织开展电力直接交易工作。各有关部门和单位按照责任分工，履行相应职责。

(一)省经信委负责制定直接交易方案，确定直接交易规模，根据产业政策和相关要求，会同东北能源监管局对符合条件的企业进行准入审核。

(二)东北能源监管局负责制定交易规则和相关合同范本，负责做好交易市场监管工作。

(三)省物价局负责输配电损耗测算，并做好交易价格监管工作。

(四)省电力公司负责市场交易的组织实施、运营管理、技术支持、系统建设、安全校核、信息发布、结算等。第二章市场准入

第六条参与直接交易的电力用户、发电企业，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。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与直接交易。参与直接交易的电力用户需向省经信委，发电企业需向省经信委、东北能源监管局提交辽宁省电力用户与发电企业直接交易申请书。第七条电力用户准入条件：

(一)属于《产业结构调整指导目录(2011年本)(2013年修正)》鼓励类，符合国家和省相关产业政策、有节能潜力的企业;(二)采取有效环保措施，符合国家和省环保要求，并经验收达标认证的企业;(三)能耗指标先进，其单位能耗低于全国同行业平均水平;(四)电力需求相对稳定且对电网安全可靠运行有益、用电电压等级在66千伏及以上的电力用户;(五)拥有企业自备电厂的电力用户在全额缴纳政府性基金和附加后方可参与直接交易。第八条发电企业准入条件：(一)辽宁境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，已投入商业化运行的火力(含核电)发电企业;(二)单机容量在30万千瓦及以上火力(含核电)发电机组;(三)具有环保设施并正常投运，符合国家和省环保要求。第三章交易电量

第九条直接交易电量根据电力市场化改革进程和市场需求、企业的承受能力、电网运行安全可靠实际情况等进行合理安排。

第十条现阶段，在保证省间联络线受入电量维持合理水平的前提下，直接交易电量规模按上年全省售电量的2%确定(不含抚顺铝业公司直接交易电量)，后期根据电网安全可靠性及用电市场增长情况，可逐步提高直接交易电量规模。

第十一条直接交易电量空间不参与全省发电计划安排。全省负荷空间在剔除直接交易的电量后，按照国家发改委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》进行全省电力电量平衡。第十二条鼓励公用电厂替代高耗能、高污染的企业自备电厂发电(不含综合利用机组)。拥有自备电厂的企业，机组按国家政策关停后，其自发自用电量可按前三年的平均值作为直接交易电量空间，对应发电空间由公用电厂代发。

第十三条因不可抗力或电网安全约束等非发电企业和电力用户原因导致的直接交易受限的，电力用户的用电需求和发电企业的发电容量应纳入本地区正常发用电平衡。第四章交易价格 第十四条电力用户购电价格由直接交易成交电价、输配电价、线损、政府性基金和附加组成。

第十五条实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量继续执行峰谷分时电价政策。发电企业直接交易电量不执行峰谷电价。第五章交易方式、合同签订及调整

第十六条直接交易采取双边交易、撮合交易和挂牌交易模式，交易周期分为、季度交易。

第十七条电力用户、发电企业及省电力公司通过自主协商方式确定交易电量、月度分解电量、电价及其他事项。

第十八条交易合同必须通过省电力公司安全校核，并按照交易规则确认后方能生效;按规则对交易电量进行调整的，报省经信委同意后，以调整后电量为准。

第十九条经交易约束校核无问题后发电企业、电力用户、省电力公司三方签订《电力用户与发电企业直接交易及输配电服务合同》，报省经信委、东北能源监管局备案，并严格按合同约定执行。

第二十条直接交易合同签订后，省电力公司应将直接交易电量纳入发电企业的生产计划和用户的实际用电量中。安排调度计划时，在满足电网安全约束和冬季供热需求的基础上，应优先保证直接交易合同电量完成。

第二十一条为降低市场风险，遵循节能减排原则，允许发电企业将无法完成的直接交易合同电量在准入的发电企业中进行二次交易。第六章交易执行与结算 第二十二条每月25日前，交易双方向省电力公司提出下月发电(上网)、用电计划(包括容量、电量及电力负荷曲线)，省电力公司依据各类交易合同、电网运行方式及负荷等情况，将交易双方各类合同的分解电量经约束校核并进行系统平衡后编制成月度执行计划，向交易双方发布执行，并作为结算依据。

第二十三条制定月度计划或执行过程中，由于电网安全约束或通道堵塞，不能完全满足要求或完全执行计划时，将按交易合同提交的先后顺序安排执行。

第二十四条电费结算方式保持现行体系不变，即交易双方均通过省电力公司结算，以保证各类交易电量得以均衡兑现。电费结算时间参照现行规定执行。

第二十五条省电力公司根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则分配电量，并出具结算凭证，按照“月清月结、清算”原则优先与发电企业和电力用户结算直接交易电费。第二十六条每月省电力公司根据电力用户当月实际用电情况结算各类电量，并在辽宁电网电力交易运营平台上统一发布。第七章市场成员责任、义务及违约处理

第二十七条交易双方应严格履行交易合同并承担合同约定的权利和义务。遇有不可抗力等原因需终止合同，需经交易双方同意，并向省电力公司提前提出书面申请，报经省经信委、东北能源监管局同意后方可终止履约，并在辽宁电网电力交易运营平台上发布市场公告，但已发生部分合同电量视为有效。合同终止情况报省经信委、东北能源监管局备案。

第二十八条若遇有不可抗力等情况市场不能正常运行，由省电力公司向省经信委、东北能源监管局提出申请，经批准后公告终止市场运行。第二十九条省电力公司负责建立科学合理的交易环境，除特殊情况外，如发生系统事故、天气异常变化、负荷异常波动、特殊保电等不可预控的情况外，应保障市场交易正常秩序，保障交易电量完成和电费清算。省电力公司应在保护市场主体商业信息安全的基础上，确保市场交易公开、公平、公正。

第三十条发电企业每月应严格执行电量交易合同及交易计划，若由于自身原因没有完成当月交易计划，则视为直接交易计划电量未完成，该部分电量后期不予滚动平衡，按照相关规定执行。

第三十一条若电力用户不能完成当月交易电量，应及时向省电力公司提出书面说明，省电力公司商相关发电企业同意后，可于后期滚动执行。如果全年不能完成交易电量，则承担违约责任，即违约电量按政府核定的发电企业上网电价与交易成交价之差对发电企业给予补偿。第三十二条为维护交易秩序，各发电企业要严格遵守各类合同、计划，若产生超合同(偏差超过+3%)发电，则超发部分电量按政府核定上网电价的90%结算。若产生欠合同(偏差超过-3%)发电，电力用户可购买目录电价电量，发电企业需补偿电力用户因此增加的电费。第三十三条若电力用户超合同用电，按国家核定的目录电价向电网企业购买。

第三十四条由于省电力公司原因，除因经济发展变化造成全口径供电量低于预期或特殊原因联络线电量增幅较大等不确定因素外，造成发电企业未能完成合同发电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，省电力公司按政府核定上网电价的110%向发电企业结算;造成电力用户未能完成合同用电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，省电力公司按国家核定的目录电价的90%向电力用户结算。第三十五条上述违约责任按月统计，清算。

第三十六条严禁互相串通操纵市场、不履行应承担的义务和责任、恶意欠费、交易电量转售或者变相转售给其他用户等行为发生，否则将取消市场成员资格，并由省经信委、东北能源监管局依据国家有关法律法规进行处罚。

第三十七条交易及履约过程中出现的争议等事宜由省经信委负责裁定，东北能源监管局负责监督。第八章附则

第三十八条涉及本办法的相关条款，若国家出台新的规定和政策，按新规定和政策执行。

第三十九条本办法由省经信委、省物价局、东北能源监管局在各自职责范围内负责解释。

第四十条本办法自发布之日起试行实施。

辽宁省电力用户与发电企业直接交易规则

(试行)第一章总则

第一条为规范辽宁省电力用户与发电企业直接交易(简称“直接交易”)工作，依据国家有关法津法规和《辽宁省电力用户与发电企业暂行管理办法》(以下简称《办法》)，制定本规则。

第二条参与电力直接交易的市场成员包括市场主体和电网企业。市场主体包括符合准入条件进入市场的电力用户和发电企业。第三条省内参与直接交易的所有市场成员必须遵守本规则。第四条国家能源局东北监管局(以下简称东北能源监管局)、辽宁省经济和信息化委员会(以下简称省经信委)、辽宁省物价局(以下简称省物价局)按照各自职责对本规则执行情况进行监管。第二章市场成员的权利和义务 第五条电力用户的权利和义务(一)按规定进入或退出直接交易市场;(二)按规定参与市场交易，履行交易合同及协议;(三)保证交易电量用于申报范围内的生产自用;(四)遵守政府部门有关需求侧管理规定。

(五)按期交纳电费和国家规定的政府性基金及附加。第六条发电企业的权利和义务(一)按规定进入或退出直接交易市场;(二)按规定参与市场交易，履行交易合同及协议;(三)按要求提供辅助服务;(四)执行并网调度协议，服从统一调度，维护电网安全稳定运行。第七条电网企业的权利和义务

(一)公平、无歧视开放电网，提供输配电服务，合理安排系统运行方式，保证系统安全运行和电力供需平衡;(二)负责组织市场交易，对无约束交易结果进行安全约束校核并进行必要的说明;(三)负责组织签订交易合同，按交易合同分解编制月度交易计划和机组发电曲线;(四)负责交易电量抄录、出具结算凭证、代理结算直接交易电费;(五)负责市场信息统计、发布和报告;(六)负责交易平台的建设、运行和维护;(七)负责落实交易结果的执行。第三章市场准入与退出

第八条直接交易实行市场准入制。电力用户、发电企业准入资格按照《办法》执行，省经信委和东北能源监管局联合确定准入企业名单并印发准入文件。电力交易机构按照准入文件组织获得准入资格的电力用户、发电企业进行市场登记注册。第九条电力用户准入应符合以下基本条件：

(一)属于《产业结构调整指导目录(2011年本)(2013年修正)》鼓励类，符合国家和省相关产业政策、有节能潜力的企业;(二)采取有效环保措施，符合国家和省环保要求，并经验收达标认证的企业;(三)能耗指标先进，其单位能耗低于全国同行业平均水平;(四)电力需求相对稳定且对电网安全可靠运行有益、用电电压等级在66千伏及以上的电力用户;(五)拥有企业自备电厂的用户在全额缴纳政府性基金和附加后方可参与直接交易。

第十条发电企业准入应符合以下基本条件：

(一)辽宁境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，已投入商业化运行的火力(含核电)发电企业;(二)单机容量在30万千瓦及以上火力(含核电)发电机组;(三)具有环保设施并正常投运,符合国家和省环保要求。

第十一条参与直接交易的电力用户和发电企业在合同期内原则上不得退出。

第十二条发生以下情况，电力用户和发电企业退出直接交易市场：(一)国家产业政策调整，不符合现行的市场准入条件;(二)企业经营范围发生变化，不符合市场准入条件;(三)企业面临倒闭、破产;(四)发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活动;(五)其它特殊原因。

第十三条申请退出直接交易的电力用户或发电企业应以书面形式向电力交易机构提出申请，申请内容包括：(一)退出原因、时间及相关支撑性文件;(二)与其他主体之间尚未履行完毕的交易合同或协议及处理建议。第四章交易方式 第十四条直接交易按交易模式分为双边交易、撮合交易和挂牌交易。按交易周期分为及以上中长期交易、季度及以下短期交易。中长期交易以双边交易为主，短期交易以撮合交易、挂牌交易为主。第十五条直接交易三要素：直接交易价格、直接交易电量及交易时段。直接交易价格是指发电企业上网关口的直接交易上网价格(元/兆瓦时);直接交易电量是指电力用户的直接交易用电量(兆瓦时);交易时段是指直接交易合同的有效周期，以起始时间(年、月、日)至结束时间(年、月、日)表述。第十六条双边交易

(一)双边交易模式是指发电企业和电力用户协商一致后向电力交易机构申报交易意向，经电力调度机构安全约束校核，发电企业、电力用户、电网企业签订合同予以确认的直接交易。鼓励开展长期双边交易并引入交易双方上下游产品价格联动机制。

(二)发电企业和电力用户通过自主协商，确定交易电量、交易电价、交易时段及分月计划等，形成双边交易申报单，在交易申报有效期内一并提交到交易平台，并按提交的先后顺序，确认交易。当成交电量达到当期交易总电量规模或交易期截止时间时，结束提交申报。当两个或以上申报单同时提交并超过当期交易总电量规模的临界时，其成交电量按申报电量比例分配，但交易周期长者优先成交。

(三)交易平台根据受理的双边交易申报单，对电量空间、提交时间、交易时段和安全约束等进行校核后，发布最终交易结果。第十七条撮合交易(一)撮合交易模式是指发电企业和电力用户集中在交易平台上双向申报交易电量、交易电价，以撮合方式经安全约束校核后成交的直接交易。

(二)发电企业、电力用户在规定时限内将交易电量、电价的申报到交易平台。发电企业申报交易数据口径为上网侧，电力用户申报交易数据口径为用电侧。

撮合交易实行交易价格申报限制，分别设立最高报价和最低报价，最高报价不超过标杆电价(含脱硫、脱硝电价，下同)120%，最低报价不低于标杆电价80%。原则上每年确定一次交易价格申报限制，若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

(三)交易分轮次开展，但不超过3轮;每轮次双方可多段报价，但不得超过3段。

(四)交易双方申报每段电量不得小于1000兆瓦时，发电企业合计申报电量不得超过校核的剩余发电空间。申报电价精确到0.1元/兆瓦时。(五)电力用户按其分段申报电价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，发电方按其分段申报电价从低到高排序。

(六)按照双方申报价格的排序，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;(八)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+发电企业申报电价)/2(九)报价相同的发电企业，按照脱硫机组、脱硝机组、大容量机组的顺序成交;如机组以上条件全部相同，按申报电量比例分配交易电量。每轮次撮合交易结果经安全约束校核后，由交易平台发布交易匹配成功企业及其交易价格、交易电量等信息。

(十)撮合交易达成的交易电量无特殊约定按时间进度均衡分解，形成分月交易电量计划。第十八条挂牌交易

(一)挂牌交易模式是指由电力用户提出直接交易电量、电价等需求并在交易平台进行发布，发电企业依据交易需求进行申报，并经安全约束校核后成交的直接交易。

(二)有交易意向的电力用户向交易平台提出挂牌交易申请，并申报交易的起始时间、交易电量和电价。

(三)及以上中长期交挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下短期挂牌交易每次挂牌1轮。

(四)在接到交易需求后，交易平台将挂牌交易的电力用户名称、交易起始时间，交易电量，交易电价，输配电价、损耗，各主要约束断面输电能力(电量)及剩余输电能力(电量)，挂牌交易相关的发电机组容量系数、脱硝系数、脱硫系数等信息予以发布。(五)发电企业向交易平台申报申购电量和容量。(六)挂牌交易中，当申购总电量不大于需求电量时，按申购电量成交;当申购总电量大于需求电量时，按各市场主体的申购容量及其权重系数进行计算。每申报单元中标的计算公式为：

中标电量=挂牌电量×(申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数/(∑申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数))如申报单元中标电量大于其申购电量时，按申购电量成交。扣除该单元中标电量及申报容量后，其它单元按上述公式重新计算。(七)权重系数设置的目的是鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排。权重系数的设置规定如下：

容量系数：30万级机组容量权数为1，30万级机组基础上每增加10万容量权重系数增加5%。即50万级机组以其申购电量提高10%后进行计算;60万级机组以其申购电量提高15%后进行计算;80万级机组以其申购电量提高25%后进行计算;100万级机组以其申购电量提高35%后进行计算。

脱硫系数=1+(10%*上年脱硫设施投运率)脱硝系数=1+(20%*上年脱硝设施投运率)参与挂牌交易的发电企业上年脱硫、脱硝设施投运率由发电企业自行申报，东北能源监管局进行认定。

(八)挂牌交易计算完成后，交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量。第五章交易的组织及程序

第十九条电力交易机构在交易平台向参与市场交易成员发布交易公告，包括交易总规模、交易模式、交易周期、市场在册成员的相关信息以及受理申报时限等信息。无特殊情况，每次组织交易，电力交易机构至少应提前一个月发布公告。

第二十条参与交易市场成员按公告时限，向交易平台提交相关交易申报单。逾期交易平台将自动关闭，不再受理。

第二十一条经过安全约束校核后，电力交易机构通过交易平台发布交易结果，并组织交易双方与电网企业按照能源监管机构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。第六章交易价格

第二十二条参与直接交易的电力用户的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价及线损、政府性基金及附加三部分组成。发电企业上网电价等于直接交易价格。

第二十三条采用双边交易模式时，直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预;采用集中撮合交易、挂牌交易模式时，直接交易价格根据交易平台撮合、挂牌成交结果确定。

第二十四条直接交易价格含脱硫、脱硝电价和其它环保加价，遇国家电价政策调整时，按调价文件执行。

第二十五条直接交易输配电价执行两部制电价。其中：基本电价执行现行销售电价表中的大工业用电基本电价标准;电量电价(不含损耗)按照国家价格主管部门批复价格执行。直接交易输配电损耗以电量折算方式支付，线损率由省物价局确定。第二十六条政府性基金及附加按国家规定标准缴纳。

第二十七条合同执行期间，遇有国家调整电价时，直接交易输配电价、政府性基金及附加相应调整。

第二十八条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，直接交易电量继续执行峰谷分时电价，直接交易平段电价为电力用户购电价格扣除政府性基金及附加，峰、谷段电价按现行比价计算。发电企业直接交易电量暂不执行峰谷电价。第七章交易电量

第二十九条直接交易电量是指电力用户与发电企业签订的直接交易合同约定的购电量，发电企业直接交易上网电量为直接交易电量线损折算后的电量，即

发电企业直接交易上网电量=直接交易电量/(1-输配电损耗率)。第三十条直接交易总电量规模，由省经信委按照《办法》确定。第三十一条不限制单个电力用户和发电企业的交易电量，交易电量由市场交易结果确定。每次交易成交电量的总和应不大于当期直接交易总电量规模。

第三十二条直接交易电量空间不参与全省发电计划安排。全省负荷空间在剔除直接交易的电量后，按照国家发展改革委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》进行全省电力电量平衡。第三十三条执行峰谷分时电价政策的电力用户，若全部用电量参与直接交易，则分别按峰、谷、平时段执行的电量确认直接交易电量;若部分用电量参与直接交易，则对峰、谷、平时段执行的电量分别按当月直接交易电量与全部用电量的比例分劈确认直接交易电量。第三十四条鼓励公用电厂替代高耗能、高污染的企业自备电厂发电(不含综合利用机组)。拥有自备电厂的企业，机组按国家政策关停后，其前三年自发自用电量的平均数由省经信委核定后可进入直接交易市场，不受全省总规模的限制，对应发电空间由公用电厂代发，此部分电量空间按每年三分之一的比例逐年递减。第八章合同签订及调整

第三十五条交易结果发布后，按合同范本，发电企业、电力用户、电网企业三方签订电力用户与发电企业直接交易购售电合同和输配电服务合同。对短期交易如交易双方已签订长期合同的，只需签订补充协议。各类交易合同及补充协议须报省经信委和东北能源监管局备案。第三十六条直接交易合同签订各方应严格履行合同约定。电力用户、发电企业的双边交易、撮合交易、挂牌交易的成交电量在合同中应分解到月，按合同约定的时间完成交易电量。特殊情况可采取滚动平衡措施，保证直接交易合同执行。

第三十七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，允许对合同电量、电价、违约赔偿标准等合同要素进行调整，其中，电量调整须经电网安全约束校核。

第三十八条有不可抗力等原因需终止合同，经交易双方同意，向电力交易机构提前提出书面申请，报经省经信委和东北能源监管局同意后方可终止履约，并由电力交易机构发布市场公告，但已发生部分合同电量视为有效。合同终止情况报省经信委和东北能源监管局备案。第三十九条参加直接交易的发电企业如遇特殊情况，不能完成直接交易电量时，可遵循节能减排原则在准入的发电企业之间进行发电权交易。

第九章计量与结算

第四十条电力用户计量点以电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》约定的计量点为准;发电企业计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。

第四十一条电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。

第四十二条电费结算方式及时间保持现行体系不变，即发电企业、电力用户双方均通过电网企业结算，以保证各类交易电量得以均衡兑现。第四十三条电力交易机构根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则切割电量，并向相关市场主体出具结算凭证，由电网企业按“月清月结，年终清算”原则优先与发电企业和电力用户结算直接交易电费。

第四十四条发电企业上网电量结算优先顺序为：直接交易合同、跨区跨省外送电交易合同、发电权交易合同、基数电量计划;电力用户用电量结算优先顺序为：直接交易合同、购网电量计划。第四十五条按照风险共担、利益同享的原则，电网企业与发电企业共同承担用户欠费损失的风险。电力用户发生的直接交易欠费由电网企业与发电企业按发供电环节电价比例划分，各自承担相应的欠费损失。第四十六条电力用户直接交易购电费

电力用户直接交易购电费包括交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、政府性基金及附加。其中: 交易电量电费=直接交易电量×直接交易电价 电度输配电费=直接交易电量×电度输配电价

输配电损耗费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×输配电损耗率×直接交易电价

政府性基金及附加=直接交易电量×政府性基金及附加标准 第四十七条发电企业直接交易上网电费

发电企业直接交易上网电费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×直接交易电价 第十章信息披露

第四十八条市场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。电力交易机构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。第四十九条电网企业应披露的信息(一)交易开始前电网企业应披露以下信息：

1、输配电价、政府基金及附加标准、线损率;

2、直接交易总规模，交易周期，交易方式，受理起止时间，发布结果时间

参与直接交易发电企业的可交易电量规模及联系方式，参与直接交易电力用户的用电需求及联系方式;

3、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、约束限制的依据等信息;

4、其他应向市场主体披露的信息。(二)交易成交后电网企业应披露以下信息：

1、市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单、安全约束校核信息等。对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。包括具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。

2、对成交的相关市场成员发布成交电量及其价格，分月计划等。

3、其他应向市场主体披露的信息等。第五十条电力用户应及时披露以下信息：

(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、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、联系方式、以前违约情况等。

(二)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。第五十一条发电企业应及时披露以下信息：

(一)发电机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上网电价、联系方式、以前违约情况等。

(二)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。第十一章市场监管及干预

第五十二条东北能源监管局、省经信委、省物价局对电力用户与发电企业直接交易过程、合同签订与调整、安全约束校核、计量与结算、信息披露等进行监督管理。

第五十三条电力交易机构应将直接交易合同、市场主体的注册信息、交易情况等信息报省经信委和东北能源监管局备案。

第五十四条东北能源监管局可采取定期或不定期的方式对本规则的实施情况开展现场检查，对市场主体和电力交易机构违反有关规定的，会同省经信委依法进行处理。

第五十五条电力用户和发电企业有下列行为之一的，经核实，由省经信委和东北能源监管局联合发文，予以强制退出：(一)提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的;(二)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;(三)将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的;(四)拖欠直接交易或其它电费一个月以上的;(五)不按交易结果签订合同的;(六)无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的;(七)不服从电网调度命令的;(八)其它违反交易规则行为并造成严重后果的。

第五十六条发生以下情况时，东北能源监管局会同省经信委，可对市场进行强制干预：

(一)发生市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱;(二)交易平台发生故障，直接交易无法正常进行时;(三)其它必要情况。

第五十七条市场干预的主要手段包括：(一)改变市场交易时间或暂停市场交易;(二)调整市场限价;(三)调整市场交易电量等。第十二章违约处理

第五十八条市场主体发生违约时，根据所签订的合同相关条款的约定处理政策执行。

第五十九条市场主体要严格遵守各类合同、计划，若出现超欠合同约定电量情况，按以下规定处理：

(一)发电企业产生超合同(偏差超过+3%)发电，则超发部分电量按政府核定上网电价的90%结算。若产生欠合同(偏差超过-3%)发电，电力用户可购买目录电价电量，发电企业需补偿电力用户因此增加的电费。(二)若电力用户超合同用电，按国家核定的目录电价向电网企业购买。(三)除因经济发展变化造成全社会用电需求低于预期或特殊原因联络线电量增幅较大等不确定因素外，因电网企业原因，导致发电企业未能完成合同发电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，电网企业按政府核定上网电价的110%与发电企业结算;造成电力用户未能完成合同用电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，电网企业按国家核定的目录电价的90%与电力用户结算。

第六十条上述违约责任按月统计，清算。

第六十一条本规则执行过程中严禁互相串通操纵市场、不履行应承担的义务和责任、欠交电费、交易电量转售或者变相转售给其他用户等行为发生，否则将取消市场成员资格，并由省经信委、东北能源监管局依据国家有关法律法规进行处理。第十三章附则

第六十二条涉及本规则的相关条款，若国家出台新的规定和政策，按新规定和政策执行。

第六十三条市场规则的修改由市场主体或电力交易机构向东北能源监管局、省经信委提出建议，由东北能源监管局、省经信委按照相关程序组织修改。

第六十四条出现紧急情况或因本规则未尽事宜，导致市场交易难以正常进行时，电力交易机构可提交临时条款，报东北能源监管局、省经信委核备后，发布执行。

第六十五条临时条款一经发布立即生效，本规则中与临时条款相抵触部分暂时失效。

第六十六条临时条款发布时，应规定有效期，并向市场成员说明制订临时条款的理由。

第六十七条本规则由东北能源监管局、省经信委、省物价局在各自职责范围内负责解释。

第六十八条本规则自发布之日起试行实施。