京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则(修改建议稿)

第一篇：京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则(修改建议稿)

京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则(修改建

议稿)第一章总则

第一条为规范京津唐电网电力用户与发电企业直接交易工作，促进电力资源优化配置，依据《电力监管条例》、《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)及其配套文件和《关于优化京津唐电网年度电力电量平衡的办法(试行)》(发改办运行〔2014〕1095号)等相关法规规定和文件精神，制定本规则。

第二条本规则所称电力用户与发电企业直接交易(以下简称“直接交易”)，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业和电力用户等市场主体，通过自主协商和集中竞价等市场化方式进行的中长期电量交易。

第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持京津唐电力电量统一平衡原则，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。

第四条本规则适用于京津唐电网范围内统一开展直接交易。北京市、天津市、河北北部地区电力用户和售电企业根据各省(市)电力体制改革工作安排，具备条件时按本规则开展直接交易。

第二章市场成员

第五条市场成员包括各类发电企业、电网企业、售电企业、电力用户和市场运营机构。其中，电网企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业;市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构;各类发电企业、售电企业和电力用户等为参与直接交易的市场主体。

京津唐电网范围内电网企业包括华北电网有限公司和北京、天津、冀北电力公司等。

京津冀电力交易机构正式组建前，京津唐电网内市场运营机构包括华北运营机构和省(市)运营机构，包括：华北电网有限公司现有电力调度机构(以下简称“华北电力调度机构”)和电力交易机构(以下简称“华北电力交易机构”)，以及北京、天津、冀北电力公司现有省(市)电力调度机构和电力交易机构。

京津冀电力交易机构正式组建后，应按其组建方案和章程归并和调整京津唐电网各交易机构职能。

第六条交易业务应与电网企业的其他业务分开，实现电力交易机构管理运营与其他市场成员相对独立。相关交易机构的组建由国家电力行业行政主管部门和相关省(市)政府按照9号文及其配套文件要求，根据京津唐电网市场化进程适时开展。

第七条市场主体的权利和义务：(一)发电企业

1.执行计划电量合同(计划电量包括优先发电电量和基数电量，下同)，按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同;2.获得公平的输电服务和电网接入服务;3.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;4.按规定披露和提供信息，获得直接交易和输配电服务等相关信息;5.具有接入电力交易平台的技术手段;6.其他法律法规所赋予的权利和义务。(二)电力用户

2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加;3.按规定披露和提供信息，获得直接交易和输配电服务等相关信息;4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电;5.保证交易电量用于申报范围内的生产自用;6.具有接入电力交易平台的技术手段;7.其他法律法规所赋予的权利和义务。(三)售电企业

1.按规则参与直接交易，签订和履行购售电合同、输配电合同;2.获得公平的输配电服务，按规定支付购电费、输配电费;3.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电;5.具有接入电力交易平台的技术手段;6.其他法律法规所赋予的权利和义务。第八条电网企业的权利和义务： 1.保障输配电设施的安全稳定运行;2.为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;3.服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;4.向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;5.按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加费等;6.预测并确定优先购电用户的电量需求;7.按政府定价向公益性用户、保障性用户及其他非市场用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同，承担保底供电服务责任;8.按规定披露和提供信息;9.其他法律法规所赋予的权利和义务。第九条市场运营机构的权利和义务：(一)电力交易机构(1)华北电力交易机构

1.搭建京津唐直接交易平台，按规定在直接交易平台上组织和管理各类直接交易;2.编制京津唐电网全市场年度和月度交易计划;3.负责市场主体的注册管理;4.负责向市场主体提供交易结算依据及相关服务，引起华北电网有限公司与相关省(市)电网企业间差价差量结算的，应向相关电网企业提供结算依据及相关服务。负责将相关信息按结算范围分送至省(市)交易机构;5.监视和分析市场运行情况;6.规划、建设、运营和维护京津唐直接交易平台的技术支持系统，并保障与相关调度机构、交易机构、市场主体以及监管机构的互联互通;7.经国家能源局华北监管局授权在特定情况下干预市场;8.配合国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;9.按规定披露和发布信息;10.其他法律法规所赋予的权利和责任。(2)省(市)电力交易机构

1.负责本省(市)参与直接交易的电力用户、售电企业和发电企业的资格审查;2.负责向本省(市)参与直接交易的市场主体提供交易结算依据及相关服务;3.向华北电力交易机构提交本省(市)参与直接交易的市场主体的相关交易信息;4.监视和分析市场运行情况;5.配合国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门对交易规则进行分析评估，提出修改建议;6.按规定披露和发布信息;7.其他法律法规所赋予的权利和责任。(二)电力调度机构(1)华北电力调度机构

1.负责京津唐电网全市场安全校核，所有直接交易需经华北电力调度机构统一校核后执行;2.按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，按照安全第一的原则处理系统紧急事故，确保电网安全;3.向华北电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;4.合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行。实际执行与交易计划存在偏差时，按照程序和规则界定市场主体及调度机构的责任范围后，各自承担相应的经济责任;5.按规定披露和提供电网运行的相关信息;6.其他法律法规所赋予的权利和责任。(2)省(市)电力调度机构

1.负责本省(市)调度管理范围内的预安全校核;2.按调度规程实施电力调度，按照安全第一的原则处理系统紧急事故，确保电网安全;3.向华北电力交易机构与本省(市)电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;4.合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。实际执行与交易计划存在偏差时，按照程序和规则界定市场主体及调度机构的责任范围后，各自承担相应的经济责任;5.按规定披露和提供电网运行的相关信息;6.其他法律法规所赋予的权利和义务。第三章市场准入和退出

第十条电力用户准入条件应符合国家最新的《产业结构调整指导目录》，符合国家和相关省(市)节能环保指标要求等条件。电力用户的准入及退出管理办法由地方政府电力管理部门另行制定。第十一条售电企业准入条件

1.售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格;2.售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量规模;3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员，有关要求另行制定;4.拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类);5.符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。

售电企业的准入条件及管理办法依照国家发改委和国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》执行。

拥有配电网运营权且取得电力业务许可证(供电类)的售电企业暂按一般售电企业参与直接交易，待国家电力行政主管部门和各省(市)政府进一步明确其权责后另行规定。

第十二条发电企业准入条件：

1.由华北电力调度机构或省(市)电力调度机构直调的，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统调公用发电企业。

2.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)的单机容量在300兆瓦及以上的燃煤发电企业和部分200兆瓦级以上低煤耗机组参与市场;3.燃煤发电企业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;4.鼓励燃气发电企业和可再生能源发电企业自愿参与直接交易。第十三条市场主体准入程序

市场主体均需在电力交易机构进行市场注册。电力交易机构对已注册的发电企业、电力用户和售电企业的名单、联系方式等相关信息进行公布。国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门对市场注册进行监督管理。

市场主体注册后在交易平台开展交易。完成市场注册的电力用户，全部电量进入市场，不再按政府定价购电，在规定的时间周期内(原则上不少于3年)不得退出市场。

第十四条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照本规则的规定，向电力交易机构提出申请。经批准后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足准入市场的条件时，由电力交易机构履行公示程序并报国家能源局华北监管局和地方政府电力管理部门同意后，在交易平台上取消其直接交易注册资格。

对于违背电力市场相关规则的市场主体，依据相关规定，给予强制撤销处罚。

第十五条市场主体被强制退出或列入黑名单，原则上3年内不得直接参与市场交易。退出市场的主体由交易机构提请省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，并在取消注册后向社会公示。

第十六条市场主体被强制退出市场或自愿退出市场的，未完成合同可以转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。

第十七条取得资格并参与直接交易的企业，有下列行为之一的，取消其交易资格，并承担相应违约责任。1.违反国家电力或环保政策并受到处罚的;2.拖欠直接交易及其他电费一个月以上的;3.不服从电网调度命令的。第四章市场交易和交易组织 第一节通则

第十八条根据京津唐电网实际情况，直接交易以协商交易为主、集中竞价为辅。直接交易品种主要包括：年度协商交易、月度协商交易和月度竞价交易等。

所有交易均在京津唐直接交易平台上统一开展。

第十九条直接交易价格为发电侧价格，用户侧购电价由直接交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金及附加组成。直接交易价格由电力用户、售电企业与发电企业通过自主协商或集中竞价确定，非因法定事由，不受第三方干预。

第二十条输配电价按国家价格主管部门批复执行。在输配电价批复前，为了便于市场交易和结算系统衔接，采用价差传导方式开展交易与结算。在输配电价核定后，应按照“市场交易电价+输配电价+政府性基金及附加”方式开展交易与结算。

第二十一条为保障市场平稳运行，应对直接交易价格进行限价。价差传导方式下，限价为对其价差设定上下限，设定公式为：

价差上(下)限=±京津唐电网燃煤火电机组平均上网电价×P P为限价系数，取值范围0至1，由国务院价格主管部门商国家能源局后，根据市场运行情况，授权华北电力交易机构按年公布，原则上每个交易年度调整不超过1次。P暂定为0.2。

第二十二条售电企业与其代理用户的代理电价和电量由双方协商形成,不受第三方干预。为保障电费结算，售电企业应将相关信息提交电力交易机构，电力交易机构应为其承担保密义务。

第二十三条地方政府电力管理部门应根据市场供需平衡预测，于每年11月1日前核定下达次年度全年直接交易市场电量规模。京津唐电网电力电量平衡方案的制定按有关规定执行，条件成熟时应在实际执行前下达。

第二十四条在落实优先发购电、交易电量完成的基础上，华北电力调度机构和省(市)电力调度机构应确保机组计划电量均衡完成。

第二十五条发电机组参与直接交易的发电容量，按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》中要求予以剔除。

1.发电机组参与直接交易的发电容量=合同签订直接交易电量/上一年度该发电机组平均利用小时数。利用小时口径为计划电量、直接交易电量，不含替代交易电量等其它交易类型对应利用小时。年内达成多笔直接交易，发电容量直接累加。

2.已确定的参与直接交易的发电容量，随当年计划电量制定、计划电量调整两次窗口期予以剔除，当年计划电量调整后形成直接交易电量，对应发电容量滚动至次年予以剔除。

3.计划电量分配实际剔除容量=发电企业参与直接交易的发电容量×T T为容量剔除系数，取值范围0至1，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据市场运行情况，授权华北电力交易机构按年公布，原则上每个交易年度调整不超过1次。T暂定为0.5。第二十六条华北电力交易机构会同相关省(市)电力交易机构，根据电网运行和市场成员实际需求，负责对年度交易电量分解下达到各月，并实行月滚动、年平衡。

第二十七条为提高资源优化配置效率，发电企业的直接交易合同可以转让，规则另行制定。

第二十八条为保证市场平稳过渡，对各机组全年直接交易电量设置上限：

直接电量上限=次年度机组计划电量×直接交易电量比例×K，直接交易电量比例=三省(市)预计直接交易电量/京津唐电网全社会用电量

K为电量上限系数，取值范围0至10，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据市场运行情况，授权华北电力交易机构按年公布，原则上每个交易年度调整不超过1次。K暂定为3。

第二十九条省(市)电力调度机构负责对本省(市)调度范围达成的直接交易进行预安全校核。华北电力调度机构在预安全校核的基础上，负责对所有直接交易进行统一安全校核，并对未通过安全校核的原因进行解释，所有交易必须通过安全校核后才能确认成交。

电力调度机构应依据直接交易电量优先落实和成交电量最大化的原则开展阻塞管理。

第三十条发电企业(电厂)数据申报以交易单元为报价单元。市场主体申报电量精确到电量量纲(兆瓦时)的整数位。市场主体申报电价为含税价格，精确到价格量纲(元/兆瓦时)的小数点后两位。第二节年度协商交易

第三十一条每年11月10日前，华北电力交易机构应发布京津唐电网全市场次年度直接交易相关信息，省(市)电力交易机构发布调度范围内次年度直接交易相关信息，包括但不限于：

1.次年关键输电通道潮流极限情况;2.次年全年直接交易电量规模 3.次年年度直接交易电量规模;4.次年各机组可发电量上限;5.次年限价系数P;6.次年容量剔除系数T;7.次年电量上限系数K。

年度直接交易电量由地方政府电力管理部门商华北电力交易机构确定，华北电力交易机构汇总三省(市)直接交易电量后发布信息。

第三十二条市场主体应于11月15日前达成次年度协商交易意向，并通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。年度协商交易的意向协议应提供月度分解电量。

第三十三条本省(市)调度范围的次年度协商交易意向协议提交相应省(市)电力调度机构进行预安全校核，省(市)电力调度机构应在11月17日前返回预安全校核结果，不能通过预安全校核的相关交易意向应进行等比例削减，逾期不返回的视同通过预安全校核。

第三十四条省(市)电力交易机构应将通过预安全校核后的交易意向于11月18日前提交华北电力交易机构，华北电力交易机构将本省(市)调度范围和跨调度范围的所有交易意向汇总后，于11月20日前提交华北电力调度机构进行安全校核。华北电力调度机构应在11月22日上午12：00前返回安全校核结果，不能通过安全校核的相关交易意向由华北电力调度机构按成交电量最大化的原则进行调整或进行等比例削减。逾期不返回的视同通过安全校核。

第三十五条京津唐电网全市场通过安全校核的年度协商交易结果，由华北电力交易机构于11月23日上午12：00前汇总公布，应包括以下信息：

1.交易品种;2.市场主体;3.交易电量;4.交易价格。

第三十六条市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向交易机构提出异议，由交易机构会同调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。由技术支持系统自动生成协商直接交易合同。

第三节月度协商交易

第三十七条每月10日前，华北电力交易机构应发布京津唐电网全市场次月直接交易相关信息，省(市)电力交易机构发布其调度范围内次月直接交易相关信息，包括但不限于：

1.次月直接交易电量需求预测;2.各机组允许申报的市场电量，上限为其市场电量上限减去已成交市场电量;3.次月各大电力用户、售电企业允许申报的电量上限。

第三十八条市场主体应于15日前达成次月协商交易意向，并通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。

第三十九条本省(市)调度范围的次月协商交易意向协议提交省(市)电力调度机构进行预安全校核，省(市)电力调度机构应在17日前返回预安全校核结果，不能通过预安全校核的相关交易意向应进行等比例削减，逾期不返回的视同通过预安全校核。

第四十条省(市)电力交易机构应将通过预安全校核的次月交易意向于18日前提交华北电力交易机构，华北电力交易机构将跨调度范围和本省(市)调度范围的所有交易意向汇总后，于20日前提交华北电力调度机构进行安全校核。华北电力调度机构应在21日上午12：00前返回安全校核结果，不能通过安全校核的相关交易意向由华北电力调度机构按成交电量最大化的原则进行调整或进行等比例削减，逾期不返回的视同通过安全校核。

第四十一条京津唐电网全市场通过安全校核的月度协商交易结果，由华北电力交易机构于22日上午12：00前汇总公布，应包括以下信息：

1.交易品种;2.市场主体;3.交易电量;4.交易价格。

第四十二条市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向交易机构提出异议，由交易机构会同调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。由技术支持系统自动生成协商直接交易合同。

第四节月度竞价交易

第四十三条月度竞价交易采取发电企业和电力用户、售电企业双向报价的形式。价差传导模式下，双方申报电价浮动的价差。

第四十四条机组报价形式为单调下降的交易“电量-价差”曲线，可包括一至五段水平线段。

允许机组申报的次月电量上限=次月机组最大可上网电量-次月机组年度计划分解电量-次月年度协商交易分解电量-次月度协商交易电量。

第四十五条电力用户和售电企业报价形式为单调上升的交易“电量-价差”曲线，可包括一至五段水平线段。

第四十六条电力用户(售电企业)各段申报电量之和不大于电力用户(售电企业代理电力用户)申报的次月交易电量上限=次月电力用户(售电企业代理电力用户)最大生产所需用电量-已成交年度协商分解电量-月度协商分解电量的电量。

第四十七条双向报价交易流程如下：

次月竞价交易由华北电力交易机构在27日前择时开展，具体交易日应提前3天向市场主体公布。交易开始后的具体流程如下：

(一)交易日10:00前，电力交易中心通过技术支持系统发布市场信息，包括：

1.次月竞价交易电量预测;2.次月各电力用户和售电企业次月交易电量预测上限;3.次月各机组允许申报的电量上限;4.限价信息。

(二)交易日15:00前，市场主体通过技术支持系统申报报价数据。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效报价作为最终报价。

(三)交易日17:00前，电力交易中心按以下步骤出清：

1.将机组申报价差由高到低排序，电力用户、售电企业申报价差由低到高排序，形成竞价交易价差对;价差对=机组申报价差-电力用户、售电企业申报价差

2.价差对为正时可以成交，且按照价差对大者优先中标的原则进行交易;3.价差对相同时，按该申报报价相应电量段的电量比例确定中标电量;4.形成无约束交易结果;5.所有成交的价差段中，电力用户、售电企业最高申报价差和机组最低申报价差的平均值为市场均衡价差。

(四)当出现网络阻塞时，华北电力调度机构对无约束交易结果进行调整形成有约束交易结果;所有市场主体均以有约束中标电量和有约束市场均衡价差为基准进行电费结算。

(五)交易日次日14:00前，电力交易中心通过技术支持系统向各电厂和用户发布竞价结果，包括：

1.无约束市场主体中标价差和中标电量;2.无约束中标总电量和加权平均中标价差;3.无约束市场均衡价差;4.有约束市场主体中标价差和中标电量;5.有约束中标总电量和加权平均中标价差;6.有约束市场均衡价差;7.约束原因。

(六)交易日次日16:00前，技术支持系统自动形成月度竞价交易合同。第五章计量与结算 第一节电能计量

第四十八条电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。

第四十九条计量装置必须通过国家计量管理部门认可及相关部门验收。第五十条市场主体(售电企业为其代理的电力用户)必须具备计量数据远传功能，具备零点抄表能力，保证电能量数据准确上传至相应电力调度机构和电力交易机构的电能量计量主站系统。

第五十一条对于按规程要求安装主、副电能表的用户，主、副表应有明确标志。以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为替代主表数据和数据比对。当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。

第五十二条当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由相应电力交易机构组织相关市场主体协商解决。第五十三条市场交易电量结算以计量点计费电能表月末最后一天北京时间24时的计量数据为依据。电力交易机构按照计量数据计算电量和电费，于月初2个工作日内将电量电费结算凭证发至市场主体。市场主体应进行核对确认，如有异议在1个工作日内通知相应电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第二节电费结算

第五十四条电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，其中，华北电力交易机构向其结算范围内的市场主体及相关省(市)交易机构出具结算依据，省(市)电力交易机构向其结算范围内的市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。

第五十五条京津唐电网开展直接交易初期，由相关电网企业组织电费结算，相关市场主体维持现有结算关系不变。初期，售电企业可通过电网企业与其代理用户开展结算。条件成熟时，探索多种电费结算模式。

第五十六条因跨调度范围的直接交易引起相关电网企业间差价差量结算的，由华北电力交易机构出具结算依据，相关电网企业据此按规定结算。

第五十七条直接交易结算电量按电力用户(售电企业为其代理电力用户)实际使用电量执行。

第五十八条交易电量在用户侧只结算电度电费，容量电费按相关规定结算，结算次序如下：

(一)月度竞价交易电量;(二)月度协商交易电量;(三)年度协商交易的分月电量;(四)非市场电量。

在保障优先发电和有限用电的基础上，电力用户实际用电量少于其当月各种市场交易电量的总和，差额部分从位于上述次序最后的交易电量开始削减。

第五十九条电力用户各类交易电量的电费结算公式为：

电力用户月度竞价交易结算电费=中标结算电量×(目录电量电价-市场均衡价差)。

电力用户协商交易结算电费=年成交电量分月结算电量×(目录电量电价-年成交价差)+月成交结算电量×(目录电量电价-月成交价差)。

第六十条售电企业与电网企业间各类交易电量的电费结算如下：(一)年度协商交易

电网企业向售电企业支付的年度协商交易分月电费为：其中，为售电企业与发电企业签订年度购电合同的加权平均价差，与其代理的第i个用户的价差，为第i个用户为在年度协商交易中结算月份分解所得电量。

(二)月度协商交易

电网企业向售电企业支付的月度协商交易电费为：

其中，为售电企业与发电企业签订月度购电合同的加权平均价差，与其代理的第i个用户的价差，为第i个用户为在此笔月度协商交易中分解所得电量。

(三)月度竞价交易

电网企业向售电企业支付的月度竞价交易电费为：

其中，为售电企业参与市场竞价形成的均衡价差，与其代理的第i个用户的价差，为第i个用户为在此笔月度竞争交易中分解所得电量。

第六十一条对发电企业(机组)的实际上网电量，按如下顺序结算：(一)月度竞价交易电量;(二)月度协商交易电量;(三)年度协商交易的分月电量;(四)计划电量。

在保障优先发电和优先用电的基础上，发电企业(机组)实际上网电量少于其当月计划电量和市场交易电量总和，差额部分从位于上述次序最后的电量开始削减;如果发电企业(机组)实际上网电量超过其当月计划电量和市场电量总和，其超出的上网电量视同为计划电量，按其批复上网电价结算。

第六十二条发电企业各类交易电量的电费结算公式为：

协商交易结算电费=年成交分月结算电量×年度协商直接交易价格+月成交结算电量×月度协商直接交易价格。

月度竞价交易结算电费=中标结算电量×(批复上网电价-市场均衡价差)。第六十三条对原执行峰谷电价的电力用户,直接交易价格对应平段电价,峰、谷电价在目录价格基础上按价差等幅度调整。

第三节市场考核

第六十四条电力交易机构负责对直接交易按月进行考核，并公布执行。第六十五条因电力用户原因，造成月度实际使用电量少于其交易电量(年度交易电量分月电量、月度协商交易电量和月度竞价交易电量之和)的偏差小于5%时，其交易电量按月滚动，超出5%时，应向相应发电企业支付违约金，违约金计算公式如下： 违约金=偏差电量×|市场均衡价差|×2 电力用户超出交易电量部分用电量初期执行目录电价。

第六十六条因售电企业原因，造成月度实际使用电量少于其交易电量(年度交易电量分月电量、月度协商交易电量和月度竞价交易电量之和)的偏差小于5%时，其交易电量按月滚动，超出5%时，应向相应发电企业支付违约金，违约金计算公式如下：

违约金=偏差电量×|市场均衡价差|×2 售电企业代理电量超出交易电量部分用电量初期执行目录电价。第六十七条由于发电企业(机组)原因，没有完成的交易电量滚动至次月继续执行。当没有完成的电量超过5%时(风电、光伏等新能源发电企业可结合功率预测预报、市场交易规模等情况做适当调整)，发电企业应向相关电力用户和售电企业支付违约金：

违约金金=少发电量×|市场均衡价差|×2 发电企业(机组)上网电量超过的市场电量部分执行批复的上网电价。第六十八条由于电网原因未完成的市场合同滚动至次月继续执行。第六十九条违约金由华北电力交易机构统一计算后，各交易机构按照职责安排支付，实行“月结年清”。各省(市)交易机构和市场主体应向华北电力交易机构提供违约金计算所需的相关信息。

第六章市场信息

第七十条各市场成员有责任和义务及时、准确和完整披露市场信息。国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门对信息提供和披露实施监督。第七十一条市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门确定各类信息的内容、范围和发布的时限。

各类市场信息原则上均应通过网站形式予以披露，市场成员可查看其访问权限内的信息。

第七十二条市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向电力交易机构和电力调度机构提出，由电力交易机构和电力调度机构负责解释。

第七十三条市场主体的申报价格、直接交易的成交价格、已经签订合同内容等信息属于私有信息，电力交易机构和电力调度机构应采取必要措施来保证市场主体可以按时获得其私有数据信息，并保证私有数据信息在保密期限内的保密性。

第七十四条电力用户、售电企业应披露以下信息: 1.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、以前年度违约情况等在年度协商交易前披露。

2.已签定直接交易合同电量等在合同签订后披露。

3.按年度、季度、月度披露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。

第七十五条发电企业应披露以下信息: 1.在年度协商交易前披露发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、年度违约情况等。

2.在合同签订后披露已签合同电量等。

3.按年度、季度、月度披露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。

第七十六条电力交易机构应披露以下信息: 1.下一年度预计直接交易电量规模;注册市场主体名单及基本信息;交易起止时间、交易申报起止时间及申报要求;发电企业和用户、售电企业用违约执行标准。

2.输配电价标准、政府性基金及附加、输配电损耗率等在年度直接协商交易前披露(输配电价未批复前不发布)。

3.在年度协商交易、月度协商交易、月度竞价交易后披露直接交易合同电量。

4.每月10日前披露上月直接交易电量执行、电量清算、电费结算等信息。

5.华北电力交易机构还应在年度交易开展前披露限价系数P、容量剔除系数T、电量上限系数K等信息。

第七十七条电力调度机构应披露以下信息: 1.年(月)度协商交易前应披露次年(月)相关信息，具体内容包括但不限于：电力供需预测、电力电量平衡预测、火电平均利用小时预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、安全约束限制依据等。

2.在电网安全约束对直接交易产生限制后及时披露约束信息，具体内容包括但不限于：输配线线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据、该输配电线路或设备上其他用户的使用情况、约束时段等。

第七章市场干预

第七十八条市场干预是指在特定的情况下和确定的短期时间内，对部分或全部直接交易由政府进行临时管制。

第七十九条发生以下情况时，国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门对市场进行干预，或华北电力交易机构根据授权进行市场干预。

(一)由于发生市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约、不能履约等情况导致市场秩序受到严重扰乱;(二)国家能源局华北监管局或地方政府电力管理部门认为有必要进行市场干预的其它情况。

第八十条当技术支持系统发生故障，直接交易无法正常开展时，电力交易机构应及时通知市场主体推迟或暂停直接交易，并报国家能源局华北监管局或地方政府电力管理部门。

第八十一条市场干预措施包括：(一)价格管制措施：调整市场限价等;(二)交易管制措施：改变市场交易时间、暂缓市场交易、调整市场份额、市场中止;(三)经国家能源局华北监管局或地方政府电力管理部门批准的其它干预措施。

第八十二条电力交易机构按规定实施市场干预时，应及时向市场主体发布电网运行状态信息及市场干预信息，通告市场干预的原因、范围和持续时间。第八十三条当系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，政府有关部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，政府有关部门、国家能源局华北监管局可依照相关规定和程序暂停直接交易，临时实施发用电计划管理。

第八十四条市场干预期间，电力交易机构和电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报国家能源局华北监管局备案。

第八十五条当市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时取消市场干预，向市场主体发布市场恢复的信息。

第八章市场争议和违规处理

第八十六条本规则所指争议是市场成员之主体间的下列争议：(一)注册或注销市场资格的争议;(二)市场主体按照规则行使权利和履行义务的争议;(三)市场交易、计量、考核和结算的争议;(四)其他方面的争议。

第八十七条发生争议时，按照国家有关法律法规、合同协议约定和国家能源局华北监管局的相关规定处理，具体方式有：

(一)协商解决;(二)申请调解或裁决;(三)提请仲裁;(四)提请司法诉讼。

第八十八条市场主体扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门查处：

(一)提供虚假材料或以其它欺骗手段取得市场准入资格;(二)滥用市场力，恶意串通、操纵市场;(三)不按时结算，侵害其它市场主体利益;(四)市场运营机构对市场主体有歧视行为;(五)不按时披露信息、提供虚假信息或违规发布信息;(六)其它严重违反市场规则的行为。

第八十九条国家能源局华北监管局会同各省(市)电力行业管理部门按照《行政处罚法》、《电力监管条例》、《电力市场监管办法》等相关规定处理市场违规行为。

第九章市场监管

第九十条国家能源局华北监管局会同地方政府电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责。

第九十一条国家能源局华北监管局对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

第九十二条地方政府电力管理部门对电力用户、售电企业和相关省(市)调直调发电机组等市场主体准入实施监管。国家能源局华北监管局对华北电力调度机构直调机组准入实施监管。

第九十三条国家能源局华北监管局会同地方政府发改、经信等部门建立市场成员信用评价制度，针对不同类别的市场成员建立信用评价指标体系，建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，客观反映市场成员的经济承诺能力和可信任程度。市场成员的信用评价结果应按年度向社会进行公示，在指定网站按照指定格式进行发布，接受社会公开监督。

第九十四条国家能源局华北监管局会同地方政府发改、经信等部门建立健全守信激励和失信惩戒机制，加大监管力度，对于不履约、欠费、滥用市场力、不良交易行为、电网歧视、未按规定披露信息等失信行为，进行市场内部曝光，对不守信市场主体，给予警告。建立黑名单制度，严重失信行为直接纳入不良信用记录，并向社会公示;严重失信且拒不整改、影响电力安全的，必要时可实施限制交易行为或强制退出市场，并纳入国家联合惩戒体系，依法依规加强对失信行为的约束和惩戒。

第九十五条国家能源局华北监管局定期对市场运行情况作出评价，发布监管报告。

第十章附则

第九十六条京津冀电力交易机构组建、京津唐电网输配电价核定等重大改革任务实施后，应及时修订本规则。

第九十七条本规则由国家能源局华北监管局负责解释。第九十八条本规则自印发之日起实施。

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。