第一篇：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，确定年度直接交易规模，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，年度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年度发电计划安排。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》进行全省年度电力电量平衡。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，交易周期分为年度、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年度交易电量、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、年度清算”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年度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，年度清算。
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。按交易周期分为年度及以上中长期交易、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)年度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)。第三十条年度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年度发电计划安排。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》进行全省年度电力电量平衡。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、年度基数电量计划;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、年度电力供需预测，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、以前年度违约情况等。
(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、以前年度违约情况等。
(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年度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，年度清算。
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。
第二篇：海南省电力用户与发电企业直接交易办法
海南省电力用户与发电企业直接交易办法
第一章 总 则
第一条 为进一步规范海南省电力用户与发电企业直接交易（以下简称“直接交易”）工作，依据相关文件精神，制定本办法。
第二条 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 直接交易坚持政府引导和市场为主相结合、节能减排和优化结构相结合、互利共赢和持续发展相结合的原则，发挥市场调节供需、引导投资、配臵资源的作用，实现电力和国民经济的协调发展。
第二章 市场成员 第一节 市场主体与运营机构
第四条 参与直接交易的市场成员包括市场主体和市场运营机构。
第五条 市场主体包括符合准入条件的发电企业、电力用户
— 1 — 及提供输配电服务的电网企业。
第六条 市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。
第二节 市场主体准入条件
第七条 电力用户须具备以下准入条件：
（一）具有独立法人资格、手续齐全、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任，或经法人单位授权的内部核算的电力用户。
（二）符合《产业结构调整指导目录》等国家及地方产业政策、环保政策要求。
（三）参与直接交易的企业能耗按国家有关规定执行准入，原则上应低于行业内平均水平，且由省级行业管理部门出具相关证明材料。
（四）按照平稳有序的原则，逐级开放电力用户。企业用电电压等级原则在110千伏及以上，省内优势产业、高新技术企业、行业龙头标杆企业和战略性新兴产业的用电电压等级适度放宽至35KV。
（五）禁止不符合国家产业政策、环保排放不达标、淘汰类产品及工艺的电力用户参与直接交易。
海南省能源局、国家能源局华南监管局授权电力交易机构适时发布直接交易公告。符合准入条件的企业，应按公告规定的时限自愿向设区市电力主管部门提出申请（附省级行业管理部门出具的相关证明材料），省能源局组织相关部门、行业专家对 — 2 — 电力用户进行资格复核。
第八条 发电企业（机组）须具备以下准入条件：
（一）经国家核准，环保排放达标并已获得发电业务许可证的发电企业。
（二）机组单机容量含30万千瓦及以上，并入江西电网运行的公用火电机组。积极探索水电、风电、光伏发电等可再生能源机组参与直接交易机制。
第三节 市场成员主要职责
第九条 各市场成员应熟悉并严格遵守本办法，按要求开展直接交易并承担相应责任。符合准入条件的市场主体按照市场规则自愿申请进入直接交易市场，同时保证直接交易市场相对稳定，参与直接交易的市场主体合同期内不得退出市场。如因退出原因给直接交易相关方造成损失的，应予以赔偿。
第十条 电网经营企业的主要职责：
（一）公平、无歧视开放电网，提供输配电服务。
（二）保障电力交易机构、电力调度机构履行市场运营职责。
（三）负责电量抄录，代理结算直接交易电费。第十一条 发电企业的主要职责：
（一）按照本办法规定参与直接交易，履行交易合同。
（二）执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度。
（三）履行维护系统安全责任，按规定提供辅助服务。
（四）按规定披露信息，包括参与直接交易机组能耗水平、— 3 — 环保设施运行情况等。
（五）按规定进入和退出市场。第十二条 电力用户的主要职责：
（一）按照本办法规定参与直接交易，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）按规定披露信息，包括受电电压等级、最大负荷及负荷特性、年最大用电量、产品能耗水平和企业环保达标情况等。
（五）按规定进入和退出市场。第十三条 电力交易机构的主要职责：
（一）负责组织市场交易和出具结算凭证。
（二）发布直接交易公告。
（三）负责按交易合同分解编制月度交易计划并转电力调度机构执行。
（四）负责市场信息统计、发布和报告。
（五）按规定披露信息，包括输配电价、输配电损耗率、政府性基金和附加等。
（六）负责组织建设、管理和维护相关技术支持系统。第十四条 电力调度机构的主要职责：
（一）按调度关系对市场交易形成的无约束交易结果进行安全校核，公布安全校核结果并进行必要的解释。
（二）根据通过安全校核后的交易结果，下达机组发电曲线，— 4 — 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）负责输电阻塞管理。
（四）按规定向市场主体披露电网运行相关信息。
第三章 市场交易 第一节 交易电量
第十五条 经海南省能源局、国家能源局华南监管局协商一致，由海南省能源局在本10月31日前下达次年直接交易电量规模和明确发电设备容量剔除原则。直接交易电量规模实行总量目标管理，实际交易电量原则上不超过下达的交易计划规模。
第十六条 海南省能源局在安排省内机组发电计划时，优先预留直接交易电量，其余电量按计划方式安排，机组发电利用小时（含直接交易、发电权交易、外送等电量）原则上不超过5600小时。电力用户上一用电量超过5亿千瓦时的，可按用电增量进行交易；上一用电量低于5亿千瓦时的，原则上按交易年全部用电量（剔除自发自用电量和销售电价表中电解烧碱等优惠电价类电量）进行交易。
第二节 交易方式
第十七条 直接交易包括电力用户和发电企业双边协商、集中撮合两种交易方式。电力用户和发电企业通过双边协商方式形成直接交易电量后，交易电量达不到既定电量规模时，— 5 — 发电企业和电力用户可参加剩余电量的集中撮合交易。
第十八条 交易发布、申请和双边协商交易程序：
（一）本11月1日前，电力交易机构发布启动下一直接交易的公告。公告内容包括：下一全省电力供需形势预测、直接交易电量规模、输配电价标准、政府性基金及附加、电力用户和发电企业准入条件、发电设备容量剔除原则等交易信息。
（二）11月30日前，完成电力用户和发电企业资格准入并授权电力交易机构发布。
（三）12月31日前，获得市场准入资格的电力用户和发电企业根据市场交易信息，双方自主协商确定次年交易电量、交易价格、分月计划等购售电合同标的，达成一致后，签订直接交易意向书，并及时提交电力交易机构。
（四）电力交易机构根据所有市场主体提交的直接交易意向书，汇总直接交易信息，送电力调度机构安全校核。
当直接交易意向电量超过直接交易总量规模时，优先安排增量成交直至增量占总规模的额度上限，增量之外剩余电量按达成交易意向时间先后逐一安排。
（五）电力调度机构完成安全校核，将校核结果反馈电力交易机构，由电力交易机构发布交易电量结果。
（六）市场主体根据直接交易意向书中商定的价格和电力交易机构发布的交易电量结果，参照原国家电监会、国家工商 — 6 — 总局制定的《大用户与发电企业直接交易购售电合同（示范文本）》和《大用户与发电企业直接交易输配电合同（示范文本）》，签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。
第十九条 集中撮合交易程序：
（一）视直接交易电量达成情况，每年1月10日前，电力交易机构发布集中撮合交易公告，组织开展集中撮合交易。
（二）获得市场准入资格的电力用户和发电企业根据公告信息，向交易机构申报参与集中撮合交易的电量、电价，经电力交易机构撮合后形成交易匹配对。
（三）匹配规则：电力用户按申报电价由高到低、发电企业申报电价由低到高，电力用户申报电价减去发电企业申报电价为正则成交，形成匹配对，直至电量为零或价差为负，成交电价为双方报价的均价。如果两个或两个以上发电企业或电力用户报价相同且成交总电量超过电量规模时，按发电企业上一煤耗水平先后排序，煤耗低的交易匹配对优先安排。
（四）集中撮合交易结果经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构于向市场主体发布，并组织市场主体在1月底前参照原国家电监会、国家工商总局制定的《大用户与发电企业直接交易购售电合同（示范文本）》和《大用户与发电企业直接交易输配电合同（示范文本）》，签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。
第三节 交易价格及线损
— 7 — 第二十条 直接交易成交电价由电力用户与发电企业通过双边协商确定或集中撮合形成。
第二十一条 电力用户购电价格由直接交易成交电价、输配电价、输电损耗、政府性基金和附加组成。执行两部制电价的电力用户，其购电价格由基本电价和电量电价组成，基本电价执行海南省电网现行销售电价表中基本电价标准。
第二十二条 输配电价由国家价格主管部门核定。第二十三条 政府性基金和附加由电网企业按国家规定标准向电力用户代收。
第二十四条 输电损耗由海南省价格主管部门核定。
第四章 交易执行
第二十五条 电力交易机构按照直接交易合同约定的分月计划和电力用户提交的月度用电计划，汇总月度直接交易电量，提交电力调度机构。
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。
第二十七条 对参与试点发电企业的发电设备运行管理考核和辅助服务补偿，继续按现有的规定执行。
第二十八条 当参与直接交易机组因技术原因无法完成合同电量时，可由该企业其他机组代发，直接交易容量不固定在发电企业某一台机组上（但必须是符合准入条件的机组）。
— 8 — 第二十九条 在全省电力供应紧张实施有序用电时期，参与直接交易的发电企业、电力用户必须服从全省统一调度，执行错峰让电等指令，共同维持全省供用电秩序。
第五章 计量与结算
第三十条 参与直接交易的发电机组上网关口的计量点、电力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，电力用户购电关口的计量点必须能实现独立计量。
第三十一条 直接交易涉及的电能计量装臵、电能计量装臵校验要求和计量装臵异常处理办法按照国家电力计量有关法规和签订的《购售电合同》、《输配电服务合同》的约定执行。
第三十二条 电网经营企业按合同约定时间完成发电企业和电力用户抄表后，及时将结果送至电力交易机构。电力交易机构根据计量结果以及合同约定价格，向相关市场主体出具结算凭证，由电网企业分别与电力用户和发电企业进行结算。
第三十三条 电网企业根据“月结月清”原则与发电企业和电力用户结算直接交易电费。电力用户实际月度用电量与月度计划电量偏差在±5%以内，视同按照直接交易约定完成月度计划电量，其偏差电量在月度间滚动。
第三十四条 除不可抗力因素外，因发、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。对于超出5%的部分，用户购电价按政府核定的目录电价的110%
— 9 — 执行。电力用户实际用电量低于合同约定的5%部分，由发电企业和电力用户在购售电合同内自行约定赔偿措施；未约定的，电力用户按3分钱/千瓦时标准向发电企业缴纳违约金。
第六章 交易监管
第三十五条 国家能源局华南监管局对直接交易的实施情况进行监督检查，定期开展监管评价，确保交易行为规范有序。
第三十六条 当电力用户出现不可抗力因素，导致交易无法进行时，报海南省能源局、国家能源局华南监管局同意，可中止发电企业与用户企业的直接交易。
第三十七条 电力用户和发电企业有下列行为之一的：
（一）提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的；
（二）违反法律法规以及国家电力或环保政策并受到处罚的；
（三）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；
（四）将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的；
（五）拖欠直接交易及其它电费的；
（六）不按交易结果签订合同的；
（七）无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的；
（八）不服从电网调度命令的；
（九）其它违反交易规则行为并造成严重后果的。
— 10 — 海南省能源局、国家能源局华南监管局责令其限期整改，直至取消交易资格。被取消资格的电力用户和发电企业，一年内不得重新申请进入市场。
第三十八条 电力交易机构应及时披露以下信息：
（一）直接交易合同电量；
（二）直接交易中由于电网安全约束限制的具体输配线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；
（三）直接交易电量执行、电量清算、电费结算等。第三十九条 电力交易机构应在每月10日前发布上月直接交易信息，于每年1月底前向海南省能源局、国家能源局华南监管局书面报送上一直接交易开展情况。
第七章 附 则
第四十条 本办法自发布之日起施行。
第四十一条 本办法由海南省能源局、国家能源局华南监管局负责解释。
第三篇：甘肃省电力用户与发电企业直接交易细则
附件1
甘肃省2017年电力用户 与发电企业直接交易实施细则
第一章 总则
第一条 为规范有序推进电力用户与发电企业直接交易工作，根据《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、《中共甘肃省委甘肃省人民政府关于印发<甘肃省推进价格机制改革实施方案>的通知》（甘发〔2016〕16号）等政策规定精神，制定本实施细则。
第二条 坚持有利于工业经济企稳回升，有利于先进高载能产业发展，有利于新能源电量消纳，有利于发用双方协作共赢。
第三条 电力用户与发电企业直接交易以电网安全为前提，坚持依法合规、自愿交易的原则，维护各市场主体合法权益。
第四条 部门分工和单位职责
省发展改革委会同相关部门和单位，组织电力用户与发电企业直接交易工作,对电力用户与发电企业直接交易政策解释；
省工信委负责电力电量平衡原则，制定优先发电购电计划；
甘肃能源监管办负责对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管；
省电力公司负责电力用户与发电企业直接交易的安全校核、交易执行、交易结算、信息披露等实施工作。
第二章 准入条件
第五条 参与交易企业必须符合国家最新产业政策和节能环保要求。列入省发展改革委省工信委省环保厅省质监局2017年执行差别电价名单的淘汰类、限制类企业或产能不纳入直接交易范围。
第六条 电力用户条件
（一）符合政策的电解铝、铁合金、碳化硅、电石等企业；
（二）省政府已确定的战略性新兴产业骨干企业；
（三）兰州新区用电容量在315千伏安及以上且年用电量200万千瓦时以上的工业企业；
（四）国务院和省政府有关政策已明确的金川集团股份有限公司、白银有色集团股份有限公司、甘肃刘化（集团）有限责任公司；
（五）在全年电力电量平衡基础上，新增循环经济产业链项目，及上述行业企业用电量超过上年同期的电量。
第七条 发电企业条件
（一）省内除自备电厂以外的火电企业;
（二）省内装机容量1.5万千瓦及以上水电企业； 新能源发电企业参与直接交易另行明确。第八条
符合条件的省内售电公司。
第三章 资格审核
第九条 符合第六条的电力用户，向所在市州供电公司领取、填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易申请表》。经市州供电公司初审后，集中交甘肃电力交易中心有限公司（以下简称甘肃电力交易中心，下同）汇总。
发电企业、售电公司向甘肃电力交易中心申报。第十条 甘肃电力交易中心按照国家和省上政策规定及要求对企业市场准入资格进行审核。审核结果在甘肃电力交易中心信息平台和甘肃省电力公司网站公示。
第四章 交易组织
第十一条 甘肃电力交易中心按有关规定具体负责开展相关工作。
第十二条 直接交易申报电量
（一）电力用户交易申报电量为企业生产用电量，用户申报电量原则上参照2016年实际生产用电量，超出部分电量由省
最大交易电量按预测电量确定。
第十九条
省电力公司依据省工信委确定的发用电计划及供热电量，根据电网安全约束、调峰调频、检修计划等要求，明确各火电企业有关边界条件、最小开机方式、安全校核等事项，并明确可直接交易电量，交易组织前在甘肃电力交易中心信息平台、省电力公司网站发布。
第二十条
安全校核按交易周期分和季度进行，电力调度机构在交易周期内所有交易出清后进行总量安全校核，甘肃电力交易中心依据安全校核结果发布最终交易结果。
第二十一条 签订直接交易合同的火电企业，对其直接交易、基数交易、临时交易及外送电交易电量统筹校核。
第二十二条 因不可抗力以及电力系统发生事故等紧急情况影响直接交易完成时，电力调度机构有权按照保证电网安全的原则实施调度。
第六章 交易结算
第二十三条 直接交易委托电网企业统一结算。第二十四条 电力用户（售电公司）与发电企业交易电价暂按电力用户到户电价与发电企业上网电价购销两侧价差等额传导的方式确定。国家核定的甘肃电网输配电价执行后，交易电价按直接交易价格、电网输配电价（含线损）和政府性基金及附加确定。
第二十五条 电力用户按月结算、季度清算；发电企业交易电量按年内滚动平衡结算，清算原则按三方（四方）合同约定为准。
第二十六条
先结算直接交易电量电费，再结算其它电量电费。
第二十七条 结算方法
（一）等额传导模式
1.电网企业与电力用户电费结算
直接交易用电价格=用电企业到户电价±购销两侧价差等额传导价格
月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易用电价格 2.电网企业与发电企业电费结算
直接交易发电价格=发电企业上网电价±购销两侧价差等额传导价格
月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易发电价格
（二）输配电价模式
电力用户的直接交易用电价格=直接交易发电价格+电网输配电价+政府性基金及附加。
第三十七条 当因电力电量平衡等因素发生重大变化，确需对直接交易合同进行普遍调整时，应由合同主体提出申请，在政府相关部门指导下进行。
第三十八条 省发展改革委会同省工信委、甘肃能源监管办、省电力公司对电力用户与发电企业直接交易进行动态监督管理，定期对电力用户和发电企业直接交易情况进行总结，并征求相关方面意见，完善直接交易工作。
第三十九条 省政府相关部门要严格维护直接交易秩序，不得采取影响直接交易的措施、办法。
第四十条 甘肃省冶金有色工业协会、甘肃省电力市场管理委员会要发挥桥梁纽带作用，引导发用各方理性竞争，实现协作共赢。
第四十一条 参与电力用户与发电企业直接交易工作的相关人员，必须严格遵守相关法律法规和工作纪律。
第八章 附则
第四十二条 本实施细则自发文之日起实行，未明确事宜在公告中明确。
第四十三条 本实施细则由省发展改革委会同相关部门解释。
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。
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