直供电政策（共5篇）

第一篇：直供电政策

国家直供电相关政策解析

一、直供电有关的政策文件

从2004年起，国家出台一系列政策，指导和鼓励发电企业和大用户电力企业直供电的试点工作。主要政策文件如下：

1、《关于印发<电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法>的通知》（电监输电[2004]17号）

2、《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）

3、《关于印发<电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）>的通知》(电监市场〔2009〕50号)

4、《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》(工信部联产业[2009]163号)

二、直供电试点有关规定

上述文件对直供电试点的企业准入条件、试点主要内容、交易规则和交易电价等内容进行了规定，内容摘要如下：

（一）市场准入条件

根据规定参加试点的大用户、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。根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。

1、大用户的准入条件

参与试点的大用户，暂定为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业政策的大型工业用户。大型工业用户电量比重较大的地区，应分年逐步推进试点。

省级工业主管部门负责组织受理本地区工业企业参与大用户直购电试点申请，会同相关电力监管机构等有关部门核实有关情况，根据本地区试点方案，确定试点企业名单，并以公告形式向社会公布。

2、电力企业的准入条件

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（含核电）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。

（二）试点主要内容

1、直供电交易方式和交易价格

符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格。

直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。

参与直接交易试点的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：

（1）直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定；（2）电网输配电价。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（66千伏）输配电价按照10%的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣减。

（3）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。

2、电力企业和大用户之间余缺电量

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。

3、对电网企业的要求

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，电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，并根据国家批复的输配电价收取输配电费用。

电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，负责组织提供辅助服务。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，具体办法由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局另行制定。

4、对电力企业和大用户的要求

发电企业、大用户应当将交易容量、电量及负荷曲线事先报电网企业，由电网企业安全校核后纳入系统平衡。交易过程由于网络输电

容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在堵塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。

参加试点的大用户、发电企业和电网企业应参考国家电监会制定的范本，签订直接交易购售电合同和委托输电服务合同，并严格按合同约定执行。

大用户直接交易的电力电量，限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。

5、关于输电线路的有关规定

大用户向发电企业直接购电，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。

6、电量计量与电费结算

参与直接交易试点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，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。

交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。

（三）直供电工作的组织实施

电力用户与发电企业直接交易试点工作由国家电监会、国家发展改革委和国家能源局负责组织实施，确保试点工作规范进行。

近期试点工作原则上以省为单位开展，参加试点的企业根据规定提出试点申请，经省级人民政府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局。国家电监会会同国家发展改革委和国家能源局审定后实施。

三、直供电试点的电价政策分析

根据《国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知》（发改价格[2009]2926号）文附件三云南省高耗能企业110kv和220kv线路平均用电价格为0.448元/度和0.436元/度。

输配电价格参考国家发改委2007年公布的云南省输配电价格0.14021元/度，按照规定，直供电试点的输配电价格采用当地电网平均输配电价格按电价等级下浮。因此，云南110kv 和220kv直供电试点输配电价格暂按0.14021元/度×（1-10%）=0.1262元/度和0.14021元/度×（1-20%）=0.1122元/度考虑。

云南省工业用户交纳的政府性基金和附加涉及收费项目较多，未查到具体数据，暂按0.05元/度考虑。

直供电高耗能企业用电电价-输配电价-政府性基金和附加=可协商交易价格

因此，估算云南省直供电试点的电力企业和工业用户可协商的交易电价范围为：0.436-0.1122-0.05=0.2738元/度（按220kv线路考虑），远高于云南省现行水电上网标杆电价0.222元/度。即使考虑输电线路

成本仍有较大利润空间。

另外，国家发改委2010年下发《关于清理高耗能企业优惠电价等问题的通知》（发改价格[2010]978号），对高耗能企业的用电价格进行了进一步严格限制，要求各地高耗能企业用电价格在2010年6月1日前调整至低于当地大工业用电价格的10%以内，并坚决制止各地自行出台优惠电价政策。目前，云南省大工业用电价格和高耗能企业平均用电价格均在10%范围内。

附件：

1、《关于印发<电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法>的通知》（电监输电[2004]17号）

2、《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）

3、《关于印发<电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）>的通知》(电监市场〔2009〕50号)

4、《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》(工信部联产业[2009]163号)

国家电力监管委员会

关于印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》的通知

电监输电[2004]17号

各省、自治区、直辖市发展改革委（计委）、经贸委（经委）、物价局，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，三峡开发总公司，神华集团公司，各有关发电公司：

根据电力体制改革工作小组

-探索输配分开、电网公平开放的有效途径和办法，改变电网企业独家购买电力的格局，促进竞价上网，进一步打破垄断，加快建立竞争、开放的电力市场；

-探索建立合理的输配电价形成机制，促进电价改革，促进电网的可持续发展。

（3）试点工作应当遵循下列原则：

-统一部署，稳妥推进，有计划、有步骤地搞好试点，防止一哄而上；

-规范起步，规则先行，切实保障大用户、发电企业和电网经营企业的合法权益，防止盲目无序；

-立足多赢，创造多赢，充分发挥大用户、发电企业和电网经营企业的作用；

-试点先行，循序渐进，维持电网电力电量供应平衡，保持电价总体水平稳定；

-积极试点，稳步推进，维护国家整体利益，推进相关配套改革，为试点工作创造必要的外部条件；

-维护电力调度秩序，保障电网安全稳定运行。参加试点的发电企业和大用户，按电力统一调度的要求，在电网紧急情况下，参与调峰和错峰、避峰用电。

二、试点的范围和条件

（4）参加试点的单位原则上应处于电力供需相对宽松的地区，且具备以下条件：

参加试点的大用户、发电企业（含内部核算电厂）、电网经营企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体。

符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、单位产值能耗低、污染排放小的大用户，可申请参加试点。

符合国家产业政策、并网运行的发电企业，原则上，装机容量60万千瓦及以上且单机容量30万千瓦及以上的火力发电企业（含核电），装机容量20万千瓦及以上或单机容量10万千瓦及以上的水力发电企业，可申请参加试点。

（5）大用户向发电企业直接购电，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，由电网经营企业按投资管理权限报批、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，经省政府有关部门组织电网经营企业进行安全校验，并委托电网经营企业调度、运行，可用于输送直购电力。

（6）非配电企业的大用户直购的电力电量，限于自用，不得转售或者变相转售给其他用户。配电企业销售直购的电力电量，要严格遵守国家有关政策。

（7）由国家统一分配电量的电厂暂不参加试点。参加试点发电企业原核定的上网电量、调度、结算等关系保持不变。

（8）试点电量依法交纳有关税费和国家规定的基金。

三、试点的主要内容

（9）电网公平开放。在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，电网经营企业应当提供过网输电服务。

（10）自主协商直购电价格。大用户向发电企业直接购电的价格、结算办法，由购售双方协商确定，并在相关合同中明确。

（11）合理确定输配电价。按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）的要求，输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定。近期暂按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算，报国务院价格主管部门批准后执行。国家出台新的输配电价政策后，按新的政策执行。

（12）规范直购电合同管理。参加试点的大用户、发电企业和电网经营企业应参考《电量直接购售合同（范本）》和《委托输电服务合同（范本）》，签订相关合同（协议），并严格执行。电量直接购售合同（协议）的主要内容应包括负荷、电量、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。

（13）专项和辅助服务。电网根据可靠性和服务质量标准的要求，负责提供专项和辅助服务。发电企业和大用户根据合同约定对电网经营企业提供辅助服务。专项和辅助服务价格标准执行国家有关规定。

在近期按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则确定输配电价时，电网经营企业对发电企业和大用户不再另行收取专项和辅助服务费用。

大用户已有自备线路委托电网经营企业调度、运行时，专项和辅助服务等费用按有关规定测算、报批，并在相关合同（协议）中明确。

（14）加强调度管理和调度信息披露。发电企业、大用户应当服从电力统一调度，并及时向电力调度机构报送电力直购和过网供电服务相关信息、报表。电力调度机构应当按照“公平、公正、公开”的原则和有关合同（协议）进行调度，并及时向发电企业、大用户披露电力调度信息。

四、试点的组织实施

（15）试点工作由国务院电力体制改革工作小组统一领导，国家电力监管委员会与国家发展和改革委员会根据本暂行办法制定实施细则和相关合同范本，具体负责试点的组织实

施，确保试点工作规范进行。具体试点省份由电监会商发展改革委从要求开展试点工作的省份中研究确定。

（16）参加试点的单位根据本暂行办法和实施细则制定试点方案，经省人民政府指定的省政府经济综合管理部门组织有关单位初审后，报国家电力监管委员会和国家发展和改革委员会，电监会商发展改革委审定后实施。

（17）未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点，违反规定的，国家电力监管委员会和国家发展和改革委员会按照各自职责查处。

国家电力监管委员会 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）

电监会各派出机构，各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、经贸委（经委），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业：

为落实关于深化经济体制改革的有关要求，进一步开放电力市场，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，实现电力与国经济的协调发展，决定进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，现就有关事项通知如下：

一、市场准入条件

（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，近期暂定为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业策的大型工业用户。大型工业用户电量比重较大的地区，应分年逐步推进试点。

（三）参与试点的发电企业，近期暂定为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（含核电）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）根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。

二、试点主要内容

（一）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，电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，并根据国家批复的输配电价收取输配电费用。

（二）符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格，签订1年及以上的直接交易合同。

（三）参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和府性基金及附加三部分组成。其中：

1、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

（一）参与直接交易试点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，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。

（二）交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。

四、有关要求

（一）各地要按照国家统一部署，在确保供需平衡和电网安全的基础上，按照市场化和自愿的原则指导省内有关企业开展电力用户与发电企业直接购电交易试点工作，不得强制规定直接交易电量和电价。

（二）电网企业要公平开放电网，为大用户直接交易提供输配电服务，履行相关合同；按规定提供辅助服务，保证用电安全；电力调度机构应当按照“公平、公正、公开”的原则和有关合同进行调度；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，电网公司应予以补偿。

（三）大用户与发电企业要按照有关规则参与交易，相关合同应报电力监管机构和府有关部门备案，并履行相关合同，按照有关规定提供直接交易所需要的信息。进入市场的大用户和发电企业要保持相对稳定，按规定进入和退出市场。

五、组织实施

（一）电力用户与发电企业直接交易试点工作由国家电监会、国家发展改革委和国家能源局负责组织实施，确保试点工作规范进行。

（二）参加试点的企业根据本通知精神提出试点申请，经省级人府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局。国家电监会会同国家发展改革委和国家能源局审定后实施。

（三）未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点，违反规定的，由国家电监会、国家发展改革委进行查处。

（四）各地应将直接交易试点的电量纳入当地年度供需平衡。各地电力监管机构、价格主管部门要根据本通知规定，对直接交易的实施、价格执行等情况进行监督检查。对违规行为要依据有关规定予以处罚。

（五）已有规定与本通知不一致的，按本通知执行。

国家电力监管委员会

关于印发《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》的通知

电监市场[2009] 50号

各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业：

为规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，依据《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），我会制定了《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》，现印发给你们，请依照执行。

电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）

合同用户的上一年用电利用小时数=合同用户上一年总用电量/该用户上一年的最大需求容量（或变压器报装容量）

（二）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。

工业和信息化部 国家电力监管委员会

关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知

工信部联产业[2009]163号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团工业主管部门，电监会各派出机构：

电力用户向发电企业直接购电（以下简称“大用户直购电”）试点是电力体制改革的重要内容。根据《国务院关于发布实施<促进产业结构调整暂行规定>的决定》（国发[2005]40号）、《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、《国务院办公厅转发电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》（国办发[2007]19号）和《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（电监输电[2004]17号）（以下简称电监输电[2004]17号）的精神，为加强国家产业政策和电力体制改革政策的协调配合，积极稳妥推进工业领域大用户直购电试点工作，调整和振兴重点产业，促进产业结构优化升级，现就选择和规范工业企业参与大用户直购电试点的有关要求通知如下：

一、参与大用户直购电试点工业企业的基本条件

各地要把选择参与大用户直购电试点工业企业（以下简称“试点企业”）与贯彻国家产业政策、淘汰落后生产能力、促进节能减排降耗和产业结构优化升级结合起来。试点企业必须符合以下基本条件：

（一）具有独立法人资格，财务独立核算（企业集团的分公司在取得集团授权后可按属地管理提出申请）。

（二）符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策要求。企业不得有违反《产业结构调整指导目录》限制类规定的建设项目；不得存有《产业结构调整指导目录》淘汰类中规定的落后工艺、技术、装备和产品。

（三）符合行业准入条件要求。对国家已发布行业准入条件的铁合金、焦化、铝、铜冶炼、铅锌、电石、氯碱（烧碱、聚氯乙烯）、平板玻璃、玻璃纤维等行业，企业的工艺、技术、装备、规模，以及能耗、环保和安全生产等指标必须符合行业准入条件规定的要求；对国家已发布行业准入条件，并实施行业准入管理的铁合金、焦化、铝、铜冶炼、铅锌、电石等行业，试点企业必须为国家公告的符合行业准入条件的企业。

（四）建设项目的投资立项、土地利用、环境评价、节能评价等符合国家有关审批、核准或备案程序要求。

（五）企业用电电压等级应在110千伏及以上。

（六）遵守国家有关用电管理规定，接受相关部门的监督检查，维护电力安全。企业商业信用良好。

（七）按照国家有关规定批准设立，并具有独立法人资格的工业园区可参照条件申报试点。

二、结合实际，制定试点企业具体条件和试点方案

（一）各省级工业主管部门会同相关电力监管机构等有关部门，结合本地区产业发展实际情况和试点电量规模，按照国家有关规定，遵循试点先行、循序渐进的原则，在上述基本条件的基础上，研究制定本地区参与大用户直购电试点工业企业的具体条件。

各地在制定试点企业具体条件时，坚持选择用电量较大、接入电压较高的企业；坚持优先支持当前实施调整和振兴产业、骨干企业发展；坚持鼓励先进生产能力、淘汰落后生产能力；坚持推进节能减排和产业升级；坚持公开、公正、透明，做到条件公开、程序公开、结果公开。试点企业具体条件报送工业和信息化部备案。

（二）各相关电力监管机构会同省级政府有关部门，按照电监输电[2004]17号文件有关要求，研究确定本地区大用户直购电试点电量规模、组织编制大用户直购电试点方案和有关交易规则，经国家电力监管委员会牵头组织审定后实施。试点企业具体条件为本地区大用户直购电试点方案的组成部分。

三、试点企业的确定和监督管理

（一）企业自愿申请。符合各省试点企业具体条件的工业企业，均可自愿申请参加试点，申请办法由省级工业主管部门会同相关电力监管机构共同研究制定。

（二）公布试点企业名单。省级工业主管部门负责组织受理本地区工业企业参与大用户直购电试点申请，会同相关电力监管机构等有关部门核实有关情况，根据本地区试点方案，确定试点企业名单，并以公告形式向社会公布，同时报送工业和信息化部和国家电力监管委员会备案。试点企业名单正式公布前，应在政府网站上进行公示，接受社会各界的监督。

（三）加强对试点企业的监督检查。各省级工业主管部门会同相关电力监管机构等有关部门，负责组织对本地区试点企业保持试点条件情况进行监督管理和检查，原则上每年检查一次，并将监督检查意见报送工业和信息化部和国家电力监管委员会。工业和信息化部会同国家电力监管委员会适时组织对试点企业情况进行抽查。

四、加强部门协调配合，做好工业企业参与大用户直购电试点工作。各省级工业主管部门、相关电力监管机构等要加强协调配合，通力合作做好工业领域内大用户直购电试点工作，推进产业结构升级，促进工业经济健康发展。

本《通知》中涉及的《产业结构调整指导目录》、相关行业产业政策、行业准入条件及标准进行修订时，按修订后的要求执行；各地也应根据产业发展情况和宏观调控要求，对参与大用户直购电试点工业企业具体条件适时进行修订完善。

二ＯＯ九年四月二十二日

第二篇：直供电政策

三部门出台大用户与发电企业直接交易新规定

北极星电力网新闻中心 2009-7-1 11:30:01 我要投稿

所属频道: 关键词: 三部门发电企业

6月24日，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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，以下简称《通知》）。至此，各地期盼的直购电试点工作有了可操作性的规范性文件。

《通知》由市场准入条件、试点主要内容、计量与结算、有关要求、组织实施等五部分组成。据悉，大用户的准入条件为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业政策的大型工业用户。《通知》还对电网开放、交易方式、交易价格、计量与结算、辅助服务、余缺电量调剂、调度原则、合同签定、信息与合同报备、发电容量分配、实施程序、监督检查等试点内容做出了规定。

该《通知》强调了自主协商的交易原则，即由大用户与发电企业直接协商形成电量和电价。要求各地政府必须按照市场的、自愿的原则指导这项工作，不能强行规定电量和电价。

据悉，试点工作的实施程序是：由参加试点的企业根据《通知》精神提出试点申请，经省级人民政府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局，由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局审定后实施，以确保试点工作规范有序进行。

《通知》的出台，将进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，增加了用户用电选择权，推动电力市场进一步开放和完善电价形成机制，增强大型工业企业活力，进一步落实好中央关于扩大内需、促进经济平稳较快增长的一揽子计划，具有现实意义。

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

电监会各派出机构，各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、经贸委（经委），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业：

为落实国务院关于深化经济体制改革的有关要求，进一步开放电力市场，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，实现电力与国民经济的协调发展，决定进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，现就有关事项通知如下：

一、市场准入条件

（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，近期暂定为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业政策的大型工业用户。大型工业用户电量比重较大的地区，应分年逐步推进试点。

（三）参与试点的发电企业，近期暂定为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（含核电）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）根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。

二、试点主要内容

（一）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，电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，并根据国家批复的输配电价收取输配电费用。

（二）符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格，签订1年及以上的直接交易合同。

（三）参与直接交易试点的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：

1、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。

2、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（66千伏）输配电价按照10%的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣减。输配电价实行两部制。输配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。

3、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。政府性基金和附加由电网企业代为收取。

（四）电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，负责组织提供辅助服务。发电企业和大用户根据合同约定提供辅助服务。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，具体办法由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局另行制定。

（五）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。

（六）发电企业、大用户应当将交易容量、电量及负荷曲线事先报电网企业，由电网企业安全校核后纳入系统平衡。交易过程由于网络输电容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在堵塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。

（七）参加试点的大用户、发电企业和电网企业应参考国家电监会制定的范本，签订直接交易购售电合同和委托输电服务合同，并严格按合同约定执行。直接交易购售电合同的主要内容应包括负荷、电量、交易时间、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。

（八）大用户向发电企业直接购电，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。

（九）大用户直接交易的电力电量，限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。

（十）发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排计划上网电量时予以剔除。

（十一）近期试点原则上以省为单位开展。

三、计量与结算

（一）参与直接交易试点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，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。

（二）交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。

四、有关要求

（一）各地要按照国家统一部署，在确保供需平衡和电网安全的基础上，按照市场化和自愿的原则指导省内有关企业开展电力用户与发电企业直接购电交易试点工作，不得强制规定直接交易电量和电价。

（二）电网企业要公平开放电网，为大用户直接交易提供输配电服务，履行相关合同；按规定提供辅助服务，保证用电安全；电力调度机构应当按照“公平、公正、公开”的原则和有关合同进行调度；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，电网公司应予以补偿。

（三）大用户与发电企业要按照有关规则参与交易，相关合同应报电力监管机构和政府有关部门备案，并履行相关合同，按照有关规定提供直接交易所需要的信息。进入市场的大用户和发电企业要保持相对稳定，按规定进入和退出市场。

五、组织实施

（一）电力用户与发电企业直接交易试点工作由国家电监会、国家发展改革委和国家能源局负责组织实施，确保试点工作规范进行。

（二）参加试点的企业根据本通知精神提出试点申请，经省级人民政府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局。国家电监会会同国家发展改革委和国家能源局审定后实施。

（三）未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点，违反规定的，由国家电监会、国家发展改革委进行查处。

（四）各地应将直接交易试点的电量纳入当地供需平衡。各地电力监管机构、价格主管部门要根据本通知规定，对直接交易的实施、价格执行等情况进行监督检查。对违规行为要依据有关规定予以处罚。

（五）已有规定与本通知不一致的，按本通知执行。

《关于印发〈电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法〉的通知》》（电监输电［2004］17号）

电监会与工业和信息化部、国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》（工信部联原［2009］62号）。《通知》根据国务院《研究促进有色金属工业健康发展有关问题的会议纪要》精神，遴选了15家符合国家产业政策、具备直购电条件的电解铝企业开展直购电试点工作（名单附后）。

《通知》要求，有关省、自治区经委（工业主管部门）要会同有关电力监管机构，根据国家电监会、国家发展改革委《关于印发<电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法>的通知》等文件规定，按照政府指导和市场化配置资源相结合的原则，提高电力资源利用水平，指导企业做好直购电试点工作，实现铝电行业共同发展。

开展直购电试点电解铝企业名单

1、抚顺铝业有限公司

2、云南铝业股份有限公司

3、山西关铝股份有限公司

4、中国铝业连城分公司

5、中国铝业山东分公司

6、中国铝业贵州分公司

7、中国铝业广西分公司

8、中国铝业青海分公司

9、山西华圣铝业有限公司

10、甘肃华鹭铝业有限公司

11、包头铝业公司

12、四川启明星铝业公司

13、陕西铜川铝业有限公司

14、青铜峡铝业集团公司

15、四川广元启明星铝业有限责任公司

第三篇：2017直招士官工资政策

2017直招士官工资政策

直招士官工资有多少?以下是小编为您整理的2017直招士官工资政策，希望对您有帮助。2017直招士官工资政策如下

一、什么是士官?与义务兵有什么区别?答：我军现役士兵包括义务兵役制士兵和志愿兵役制士兵，义务兵役制士兵称为义务兵，志愿兵役制士兵称为士官。士官属于士兵军衔序列，但不同于义务兵役制士兵，是士兵中的骨干。义务兵实行供给制，发给津贴，士官实行工资制和定期增资制度。目前部队面向高校毕业生既招收士官，也招收义务兵，这是两个不同兵役性质的士兵系列。士官是军事人才的组成部分，是部队作战训练、教育管理和武器装备操作使用、维护修理的重要骨干。士官的来源渠道包括从服现役期满的义务兵中选取、从军队院校毕业的士官学员中任命、直接从非军事部门具有专业技能的公民中招收。士官按照军衔等级分为初级士官、中级士官、高级士官，并实行分级服现役制度，分级服现役年限为：初级士官最高6年，中级士官最高8年，高级士官可以服现役14年以上。士官实行工资制和定期增资制度。

二、什么是直招士官?直接从非军事部门招收士官(简称直招士官)，是指根据《兵役法》、《征兵工作条例》以及有关规定，直接招收普通高等学校毕业生入伍，作为志愿兵役制士兵到部队服现役。

三、直招士官有何条件要求?招收时间?2015年直招士官的对象为普通高等学校应届毕业生，所学专业符合部队需要，未婚，男性年龄不超过24周岁(截止当年7月31日);政治和体格条件，按照征集义务兵有关规定执行。招收的普通高等学校应届毕业生，所在高校和所学专业已开展职业技能鉴定的，应当取得国家颁发的中级以上职业资格证书。招收时间从每年5、6月份开始，8月份结束。

四、如何报名应征直招士官?直招士官采取网上报名，普通高等学校男性应届毕业生可登录“全国征兵网”查询招收专业，符合专业条件的在进行大学生网上预征报名的同时申请参加直招士官报名。高校所在地县级以上征兵办公室结合开展大学生预征，组织对直招士官报名对象进行初审初检和后续招收工作。报名人员因招收员额限制未被录取的，仍然可以参加义务兵征集。

五、直招士官入伍需要经过哪些程序?直招士官按照报名登记、体格检查、政治审查、专业审定、批准入伍、签订协议、交接运输的程序办理。县级以上征兵办公室负责组织对报名人员进行体格检查和政治审查，合格者由县级以上征兵办公室会同学校或者有关部门进行专业审定。对体格检查、政治审查、专业审定合格者，经全面衡量，择优批准服现役，并签订《招收士官协议书》。

六、直招士官入伍手续如何办理?县级以上征兵办公室负责办理本行政区域内直招士官入伍工作，招收部队和教育、公安、卫生等部门按照职能分工，做好招收士官入伍的相关工作。

七、直招士官入伍后能够分配到相应的专业岗位吗?招收士官入伍后进行新兵训练和岗前专业培训，岗前专业培训主要进行与所从事专业技能相关的适应性培训，培训结束后，按照专业对口、招用一致的原则，分配到相应的专业技术士官岗位。

八、直招士官入伍后首次授衔的级别如何确定?直招士官入伍后，由所在部队按照审批权限下达士官任职命令，并授予相应军衔。招收的普通高等学校毕业生，其高中(中职)毕业后在国家规定学制内在校就读的年数视同服现役时间;其中，普通本科毕业生入伍后授予下士军衔，服役满1年后授予中士军衔;高职(专科)毕业生入伍后授予下士军衔，服役满2年后授予中士军衔。

九、直招士官服现役时间有何要求?直招士官应当至少服现役至首次授衔后高一个军衔的最高服役年限，特殊情况经本人申请和军级以上单位批准，可以安排提前退出现役。

十、直招士官服现役期间可以提拔为干部吗?直招士官在部队服役期间表现优秀、符合总部有关规定的可以按计划选拔为基层干部。

十一、直招士官入伍后如何发放工资和被装?直招士官入伍后由部队按照新选取士官供应办法和标准统一发放被装，在新兵训练和岗前培训期间，按义务兵新兵标准发放津贴;从下达士官命令的当月起，按照相应的士官工资标准发放工资。

十二、直招士官入伍后享受学费补偿代偿政策吗?直招士官入伍后，作为志愿兵役制士兵在部队服现役，按照相应的士官工资标准发放工资，享受国家资助政策。从2015年起，国家对直接招收为士官的高等学校学生施行国家资助，入伍时对其在校期间缴纳的学费实行一次性补偿或获得的国家助学贷款(包括校园地国家助学贷款和生源地信用助学贷款，下同)实行代偿。学费补偿或国家助学贷款代偿金额，按学生实际缴纳的学费或获得的国家助学贷款(包括本金及其全部偿还之前产生的利息，下同)两者金额较高者执行，据实补偿或者代偿，但本专科学生每人每年最高不超过8000元、研究生每人每年最高不超过12000元。直接招收为士官的高校学生国家资助的年限，按照国家对本科、专科(高职)、研究生和第二学士学位规定的相应修业年限据实计算。

十三、直招士官退役后如何安置?直招士官符合退休、转业或者复员条件的，按照国家有关规定分别作退休、转业或者复员安置;符合退休或者转业条件，本人要求复员经批准也可以作复员安置。符合转业条件以转业方式退出现役的、符合退休或者转业条件以复员方式退出现役的，由入伍时常住户口所在地县(市、区)或者上一级政府接收、安置，也可以由其父母、配偶或者配偶父母常住户口所在地县(市、区)政府接收、安置;其他以复员方式退出现役以及因故不能以退休、转业或者复员方式退出现役的，由入伍时或者父母常住户口所在地县(市、区)政府接收。

十四、直招士官入伍后其家庭享受军属待遇吗?被批准服现役的招收对象，由县(市、区)征兵办公室发给《应征公民入伍通知书》，其家庭凭《应征公民入伍通知书》在当地享受军属待遇。

第四篇：粮食直补政策(农网)

粮食直补政策

粮食直补就是对种粮农民的直接补贴，是国家为了充分调动农民种粮积极性，提高粮食综合生产能力，保障国家粮食生产安全，促进农民增收、粮食增产、农业增效，而实行的对种植粮食作物的农民直接补贴政策。粮食直补资金来源于粮食风险基金，是原来在粮食风险基金中安排的补贴给流通环节的钱，国家通过改革把它直接补到农民手里，也就是把原来的暗补直接变成明补。这部分资金由中央和地方财政共同承担，中央拿大头。国家对种粮农民直接补贴也是从2004年开始全面铺开的。至今已实施了八年。目前，全市农民每年得到国家粮食直补资金达3.5亿元。

2004年以前，国家一方面在生产环节领域加大农业基础设施等投入，促进粮食综合生产能力的提高；另一方面，在流通环节方面给予政策支持，促进粮食有序流通，保护好种粮农民利益，调动农民种粮积极性。在流通流通环节，国家每年都支付大量粮食补贴，支持粮食的收购和存储等，通过补贴流通环节间接地补贴农民，保护好农民利益。这种补贴方式与当时的经济体制和粮食流通体制密切相关，对贯彻落实好“按保护价敞开收购”政策，稳定粮食生产与供求、缓解农民“卖粮难”等，发挥了积极作用。但随着市场经济体制的完善和粮食市场化改革的推进，其弊端也日渐突出，主 1

要是：

1、种粮农民难以完全享受到政策实惠。

2、财政补贴效率较低。

3、粮食流通不畅。

4、国有粮食企业缺乏改革压力和动力。

在这个大背景下，国家从2000年提出粮食直补的政策构想，到2004年全国实施，用了五个年头，先后经历了改革方案酝酿（2000－2001年）、试点（2002－2003年）和全面推广三个发展阶段。

从2000年下半年开始，财政部开始酝酿研究粮食直补方案。在认真调研的基础上，2001年3月24日，财政部向国务院报送了《关于完善粮改政策的建议》，提出了改革粮食补贴方式、实行对农民直补的初步设想，建议“完善粮改政策”、“保护农民种粮积极性”、建立“一个简便的、农民看得见好处的，直接对农民的调控手段”。

2001年国务院28号文件同意进行粮食直补试点。在财政部统一部署和指导下，2002年，安徽、吉林、湖南、湖北、河南、辽宁、内蒙古、江西、河北等粮食主产区进行了粮食补贴方式改革试点，对不同的补贴方式，选择不同的县区进行试点。

2003年10月28日，国务院召开的农业和粮食工作会议决定，从2004年起，在全国范围内实行粮食直补，要从粮食风险基金中安排不少于100亿元的资金，主要用于对主产区种粮农民的补贴。2004年3月23日，在国务院召开的全

国农业及粮食工作会议上，温家宝总理对粮食直补工作进行了全面部署，提出了“尽可能在春播之前兑现部分补贴资金，全部补贴资金要在上半年基本兑现到农户”的直补工作任务，粮食直补工作全面推广开来。

自从2004年粮食直补制度全面推广以来，总体进行得比较顺利，得到了各个方面的认同和肯定。粮食直补取得了显著成效，对促进粮食增产和农民增收、倒逼粮食流通体制改革、稳定民心等意义重大，影响深远。

（一）粮食直补数额的核定和分配办法。首先，核定粮食商品量。省对市（州）、县（市、区）以农村税费改革时核定的1994-1998年5年计税常产为基数，扣除人均300公斤自留量，计算粮食商品量；城区粮食商品量的计算，在扣除自留量后，再扣除1994-1998年5年蔬菜平均产量（按蔬菜产量占粮食总产的比重，即25%计算）。城区乡（镇）蔬菜的扣除比例由区政府根据各乡（镇）蔬菜实际种植情况确定；国有农场粮食商品量，按2004年省核定的补贴面积和税费改革时确定的市州、县区平均计税单产、粮食商品率核定。其次，用全省补贴资金总额、全省粮食商品量计算出全省斤粮补贴标准。在此基础上，通过各地粮食商品量和全省斤粮补贴标准计算出市州、县区及国有农场补贴数额。市县（区）按照全省以上核定办法，将补贴资金核定分解到乡镇。乡镇对农户按计税面积（第二次税改时确认的数）核定补贴资金

数额。

（二）补贴资金的管理和发放。粮食直补资金实行专户管理，专款专用。省、市、县（区）财政部门在同级农发行开设的粮食风险基金专户下设立对种粮农民直接补贴专帐，对直补资金实行单独核算。乡镇财政所在乡镇所在地农村信用合作社开设“粮食直补资金”专户，办理补贴资金的收支业务。粮食直补资金由省直接拨付到市、县；城区补贴数额，由市拨付到区。直补资金发放由乡镇财政所通过农村信用社具体操作，财政所根据计税面积编制直补资金花名册，张榜公布后抄送信用社，信用社根据花名册打印各农户存折，并将其资金存入。

第五篇：大用户直购电模式研究报告

大用户直购电模式研究报告

班级： 硕4020 姓名： 孙鹏伟 学号： 3114161018

背景

电力市场化改革主要包括3个方面的内容：建立发电侧竞争市场、逐步放开售电侧市场、实行政府监管下的电网公平开放。其中售电侧市场放开的主要内容之一就是放开用户选择权。在我国，放开用户选择权的表现形式之一就是大用户向发电企业直购电。

大用户直购电国内外发展概况

我国在《关于印发电力体制改革方案的通知(国发[2002]5 号)》中就明确规定：“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局”，“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。2004年３月，国家发改委和国家电监会又发布指导大用户直购电试点的17号文件《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》。之后，中国在吉林、广东、辽宁等省份开展了大用户直购电试点工作。然而，这些试点地区都是以政府为主导、发电和电网企业让利的局部试点，参与的大用户和发电企业数量有限，直购电量占全网售电量的比例较小，对电网调度影响不大，尚未真正形成竞争性的售电侧市场。2013年，改组后的国家能源局发布了《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)，宣布今后国家有关部门对于电力直接交易试点将不再进行行政审批，同时还要求各地必须加快推进电网输配电价测算核准工作，并再一次明确指出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。

而从国外电力市场建设情况来看，基本没有单独的“大用户直购电”的概念。目前所指的国外“大用户直购电”，本质上是指在基本不存在电价交叉补贴的前提下，在电力市场中开展的一种双边交易。具体交易方式不同的国家有不同的作法，虽然模式差别很大，但基本都以“开放电网、增加用户的选择权”为目标，其中以开放终端用户对供电商(零售商)的选择权为主。国外大用户在用电选择权方面比一般用户具有更大的灵活性，除了可以选择供电商外，还可以直接参与电力批发市场购电，形式为签订双边合同或现货市场集中竞价交易。国内推出的“大用户直购电”试点，相当于国外的大用户与发电商签订中长期双边合同的电力交易方式。这种模式以北欧电力市场最为典型。

大用户直购电的意义

从宏观政策层面看，大用户直购电当前电力体制改革的重要内容和主要突破口，是一种对现有电力销售机制的探索性的改革尝试。它的出现打破了传统意义上由电网企业独家买卖电力的格局，促使电力市场中最重要的两个主体，即发电企业(生产者)和电力用户(消费者)首次开始面对面直接交易。

其次，此种操作模式使得发电侧和售电侧同时引入了竞争机制，让电力交易市场上同时出现了多个买家和多个卖家并存的局面。这不但有利于探索建立健全合理的输配电价形成机制，也有利于终端用户作为买方直接进入电力市场，构建开放的电力市场格局。

大用户直购电实现了买卖双方的直接互动，是智能电网期待的制度安排。全面互动化是智能电网的重要特征之一，交易是互动的最高形式。

大用户直购电交易形成了以需求为导向的电力电量流，能够有效、科学地引导电网规划。对于管制模式下的电网规划，未来的电力电量流是政府或电网企业预测的，在没有用户参与、并且没有合同契约约束的情况下，电力需求成为了“虚求”，所有电力需求预测的误差都由政府承担，可能导致电网投资效率的下降，由此产生的成本最终还是由消费者承担。通过分散决策，大用户直购电交易使未来的电力电量在时间与空间上的需求变得更加确定，由此形成的未来电力电量流必将是真实的，能够全面降低电网的投资风险。

大用户直购电对电力市场参与者的影响

实行大用户直购电后，将会对电力市场的参与者（发电企业、电网和电力用户）产生一定的影响。就发电企业来说，以前，由于电网企业是唯一的买家，使得发电企业在定价上始终欠缺决定性的发言权，在某种程度上确实影响了其发电的积极性，也降低了发电企业改良技术、降低成本的这种作为市场主体应有的经营动力。实行大用户直购电后,买家将不再仅仅是电网企业，随着销售对象的增多，使得发电企业的定价灵活性大大增强。

对电网企业而言，由于原来固有的从发电企业到电网企业，再由电网企业到最终客户的两个交易环节被缩略成了发电企业和终端用户直接交易这一个环节，无形中削弱了电网企业在电力定价方面天生的发言权甚至主导权。随着电力直接交易购电规模的进一步扩大，电能购销的市场化程度也随之加大，我们可以预计，电网企业未来将从传统的买进卖出的经销电量模式向单纯的提供输配电服务方向转变，并最终在竞争中逐步转型发展成为低利润的公用事业服务企业。

就电力终端大用户来说，其终于拥有了相对应的“讨价还价”的空间和可能，并且有可能利用其大用户的优势地位获得比以往更低的电价。对电力用户而言，大用户直购电的实施，最直接而深远的影响就是促使其获得电能的成本进一步降低。而且电能消耗占其总体生产成本的比例越高，收益就越明显。

对非直购用户的影响。直购的一个基本前提是直购电价要低于工业用电电价，大用户购电价的降低可能导致中小用户零售电价的上涨，从而影响大中小用户的比价关系以及交叉补贴等问题。

大用户直购电存在的问题

一直以来，如何确定输配电价是困扰大用户直购电研究开展的难点问题。由于长期以来的“混同”经营，使得输配电价难以真正厘清。对电网企业来说，大用户直购电过程中，电网的利润由传统的销售电价与上网电价之差变成了“相对固定”的输配电价。然而，电能在电网中流动产生的网损与运行方式和输送距离关系密切，而且考虑到辅助服务、扩建成本和阻塞管理等，真实的输配成本其实是一个很难确定的值。同时区域内开展大用户直购电将会出现跨省交易。由于目前我国一些区域内各省价格差距较大，大用户跨省交易将更加难以确定合理的输配电价。

大用户享用与发电商直接购电的优惠电价的同时，必然会抬高其他用户(如城乡居民和 农林等低产出用户)的平均电价。交叉补贴可能会失去来源，长此以往，贫困地区、低收入、农林业生产等弱势电力用户会受冲击。随着我国电力市场化改革的推进，越来越多的用户将接入购售电交易市场。在这种趋势下，终端销售电价将更贴近真实成本，交叉补贴的空间将逐渐消失。完全取消交叉补贴将影响社会稳定，影响农业等弱势产业的发展。

随着近年来电网的大规模建设，虽然省间输电通道不断扩大，但大范围、大规模的省间电力资源流动仍然会受到省间联络通道容量资源不足的约束。

大用户直供过多地强调用电规模，造成参与直购电的用户多是一些高能耗企业。高耗能行业的快速增长势必会造成地区综合能耗呈结构性增长趋势，这与国家近年来在节能减排工作中的有关要求是不相符的。

大用户直购电实施后，必然会引起各方利益结构的调整，例如直购将打破电网现有单一售电者的垄断局面。因此如何妥善地处理当地政府、发电企业、电网、大用户和非直购用户的利益平衡也将是阻碍大用户直购电大范围实行的严峻问题。电力市场中大用户直购电具体问题研究

大用户直购电制度设计原则

１）制度设计应遵循“激励相容”原理，确保市场成员在逐利过程中，不知不觉地促进着制度设计者的目标，确保市场这只“无形的手”具有强大的力量。

２）制度设计应循序渐进，确保新的机制能够与旧的机制平滑过渡，应通过市场方式激励发电企业与大用户参与直接交易，而不是由政府出面，让市场有一个自然发育的过程。

３）电力市场制度设计应充分考虑电力商品的特殊性，实现电网运行的物理规律与经济规律的完美结合。电力市场制度更应该促进电网的安全运行，采用金融交易方式确保电网调度的自由度。

４）电力市场制度设计应充分考虑市场的流动性，确保可持续不断地进行帕累托改进。５）中国电力市场制度设计应充分考虑中国国有大企业存在着产权制度非市场化的现实，确保市场交易的公平性。

交易主体和市场准入机制

参与直购电交易的市场主体是发电企业和大用户。其中，用户侧先以用电量较大的工业用户和商业用户为主；随着市场的不断完善，可逐步引入电力零售商，它们将作为用电量较小的商业用户或居民用户的代理商，直接与发电企业签订购售电合同。

交易主体应符合一定的准入标准。参与直购电交易的大用户应符合国家产业政策，接入电压等级和用电量规模应满足准入条件，并且要求具有较好的电费缴纳信用记录。参与直购电交易的发电企业应符合国家产业政策，接入电压等级和装机容量满足准入条件，参与交易的发电类型包括常规火电、核电、水电。

大用户直购电交易范围

我国地方行政区域实行以省为责任单位的财政、税收、金融、社会管理和电力计划管理体制，而我国目前电力市场建设的重点是区域电力市场，因此，大用户直购电是首先在省内开展还是在区域层次上开展，需要进行认真分析比较。

在省内开展大用户直购电的优点主要包括：

1）目前绝大多数电力交易是在省内完成，因此在省内开展大用户直购电交易更符合目前的客观实际情况。从2005 年的用电情况来看，省内用电量占全国用电量的88.6%，跨省交换电量占8.0%，跨区交换电量仅占3.5%。

2）从地方政府的支持力度来看，电力工业是各省级政府关注的重点行业，各省政府对电力生产计划、消费、电价测算等都有决定权，在省内开展大用户直购电有助于资源的就近配置，也有助于本省经济发展和电力供需平衡，因此更容易得到省政府的支持。

3）位于同一省的大用户、发电企业和电网企业彼此熟悉，政策环境相同，容易获得有关的供求信息，有利于开展稳定、长期的合作。

4）目前除个别省份之外，我国大部分省内都是一个价区，如果在省内开展大用户直购电，则在电价方面遇到的问题更少。

省内开展大用户直购电的缺点主要是由于大部分省份都存在发电企业和用电企业市场主体相对集中，少量发电企业占据较大市场份额，在省内开展交易容易遇到少数市场主体市场力过大的问题，从而引发市场价格操控等市场风险，进而影响市场公平交易。

在区域电力市场开展大用户直购电的优点主要包括： 1）在区域电力市场上，市场主体较多，各市场主体的市场份额相对较小，有利于控制市场力，维护市场交易的公平性。

2）区域内不同省份的发电装机种类、用电高峰时段等往往存在一定的差异，在区域层次上开展大用户直购电有助于水火互济、错峰用电，优化区域内的资源配置。

在区域电力市场开展大用户直购电的缺点主要包括：

1）区域内开展大用户直购电将会出现跨省交易。由于目前我国的价格体系是以省为基础，一些区域内各省价格差距较大，大用户跨省交易将更加难以确定合理的输配电价，因此将会出现利益的大幅度调整。

2）随着近年来电网的大规模建设，虽然省间输电通道不断扩大，但大范围、大规模的省间电力资源流动仍然会受到省间联络通道容量资源不足的约束。

3）电力发展与供应安全对省内经济发展影响很大，目前我国省间存在价格差异，在区域内开展大用户直购电交易有可能使大量电力资源从电价低的省份流出，这样可能改变该省内的电力供需形势，甚至影响当地的电力供需平衡，因此易受到当地政府和企业的反对。

因此，为了稳妥推进大用户直购电交易，建议因地制宜地确定交易试点的层次，初期交易试点可以是优先在省内开展大用户直购电，条件成熟的地区也可在区域内开展大用户直购电交易试点。

大用户直购电输送模式

大用户直购电可分为2种交易模式：一种为不经过已有公共电网转供的专线直购模式；另一种则是经过公共电网转供的过网直购模式。从实际情况来看，后者为目前主流交易模式。

专线直购模式指的是电力大用户和发电企业直接签订购售电合同，由大用户或发电企业自建专用输电线路，用来传输合同电力。此种模式下，双方的电力交易不通过电网企业己建的公共电网，也因此并不向电网企业支付过网费。这种模式的优点在于，双方的供电关系相对简单，费用容易计算，受网络影响小，甚至可以脱离电网企业自行运维；缺点在于需要兴建专线，初始投资高，且后期需要自我运营，并为此投入大量的资金，对于用电企业的管理能力要求较高。此外，由于缺乏线路冗余，线路的供电可靠性较差。而且由于专用线路的建设成本较高，一旦建成，则大用户会对发电企业形成极高的依赖性，一旦更换电能供应商,就需要新建专线，变更成本过高，从而影响未来的议价能力。

过网直购模式可以利用现有供电网络，初始投资低且不需要为线路运维而重复安排运维管理所必须的人员。缺点在于仍然需要向电网企业支付一笔输配电费用，而且由于输配电网和电网企业的公共电网部分合一，有可能会受到其他地点电力运行事故的牵连，独立性有所下降。但是应该看到，由于电网企业有着长期从事输电工作的经验，因此在实际操作中，出现风险可能性较小，而且对于大多数的用电企业来说，可以大大减少其用电成本，因此综合优势大于专线直购。在实际操作中，也是过网直购交易模式占据了主导地位。下文如无特别说明，均为过网直购模式。

大用户直购电交易模式

协商式双边交易模式：在直购电量范围以内，准入的大用户与发电企业实现供需直接见面，通过双边自主协商进行直购电交易，同时支付电网经营企业相关输电费用，并通过公用电力网络资源输送电能的供用电模式。双方在协商确定直购电量、价格、用电负荷及时间等要素后，联合向电力调度中心与交易中心申报，通过电网安全约束审核后，大用户、发电企业、电网企业应参考《电量直接购售合同(范本)》和《委托输电服务合同(范本)》签订相关合同(协议)，并严格执行。协商式双边交易模式为用户与发电企业提供了自由选择的空间，有助于买卖双方根据自身需要进行灵活交易。买卖双方直接见面，交易简便易行，不需要建立复杂的技术支持系统，技术条件要求较低，交易成本也较低。协商式双边交易模式的主要缺点在于买卖双方通过自主协商确定交易价格，价格不透明，难以给市场新进入者以明确的价格信号。而且协商式交易竞争力度较小，促进各方提高效率的压力较小。目前贵州出台的大用户直购电方案就采用了这种模式。

贵州开展的大用户直购电工作有以下特点：（1）将发电企业和大用户分别打捆，与电网公司签订供电合同。（2）不改变调度关系和现有供电关系，依然由贵州电网公司负责安排机组全年发电计划、安全校核和统一调度，对电网运行影响不大。（3）上网侧和用户侧在现有批复电价和目录电价的基础上，按照相同的幅度联动，中间价差不变，保证了电网公司的利益，基本没有改变贵州电价总盘子。4）鼓励电厂对增发电量进行电价优惠，一方面增加了直购电厂的发电量，另一方面也利用电价优惠鼓励了用电企业多用电，实现了发、用电方的双赢。（5）低价水电不参与直购电。参与直购电发电企业平均上网电价与贵州火电平均上网电价相近。

集中竞价交易模式：电力交易中心为直购电交易建立技术支持系统，准入的大用户与发电企业集中在该交易平台上进行直购电竞价交易，交易算法推荐采用撮合交易模式。针对不同交易时段，大用户向系统申报购电价格与购电量，发电企业向系统申报售电价格与售电量。交易系统根据各方申报的购售电曲线，综合考虑输电成本和损耗，分别计算不同大用户与发电企业的社会福利(双方的价差)，在满足电网安全约束的前提下，实行社会福利最大的交易对优先撮合，形成交易匹配对；在购售双方报价的基础上，以社会福利均分为原则，形成双方的成交价格；重复上述步骤，直到社会福利小于零，交易结束。交易系统向达成交易的大用户与发电企业发送交易成交通知单，并向电力交易中心和电力调度中心发送交易成交情况，电力调度中心按此制定调度计划并实施。在集中竞价交易方式中，买卖双方在同一平台 上统一进行交易，这样可以有效地促进市场各方公平、公开、透明、规范地进行交易。市场参与方众多，市场竞争激烈，对各方的竞争压力较大。利用竞价交易平台可以开展日前、实时等多种交易，有助于维护市场供需平衡，提高电力系统的安全稳定水平。集中竞价交易方式的主要缺点在于需要建设专门的交易技术支持系统，还需建立一系列配套的市场机制，因此投入较大，交易成本较高；另外，集中竞价交易的过程较复杂，由于市场竞争激烈，市场波动较大，因此交易风险也较高。目前吉林是我国大用户参与电力市场竞价的典型实例。

吉林大用户市场竞争购电有以下特点：（1）部分电量竞争。进入市场交易的电量，原 则上不超过吉林电力公司年售电量的10%。该交易部分电量不再执行目录电价，由市场形成价格。（2）采用在市场交易平台上集中撮合的交易模式。用电企业和发电企业双方自由申报交易的电量、电价，匹配成交。（3）基本解决了交叉补贴问题。交易中的输电服务费以用电对象执行的现行目录电价（分类、入户电压等级对应的电价）与火电机组标杆上网电价的差额为基准。（4）大用户仍需交纳农网建设还贷基金、三峡工程建设基金、水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加费、城市公用事业附加费及输配电损失费、基本电费等。这部分费用在输电服务费中计收。

交易品种

大用户直购电交易的周期应以中长期为主，直购电交易的合同期限可以是及以上，也可以是月度（或多月）。交易双方需协商用电量、典型用电曲线和电价，根据合同范本签订直购电合约，并上报调度机构进行安全校核，只有安全校核通过的直购电合同才有效。在日前，交易双方应协商确定次日用电曲线，并上报调度机构。开展未来的中长期交易，存在着相当大的不确定性。完善的市场制度应该给所有的市场成员提供规避风险的措施和帕累托改进的机会。为此，应建立大用户直购电交易的二级市场。在一级市场上，发电企业获得的发电合同是发电权，用户获得的合同则是用电权。如果用户预测未来的用电存在重大误差或者有其他用户愿意出更高的价格买用电权，可在二级市场上将用电权转卖；如果发电机组出现停运或者有更便宜的机组愿意发电，可在二级市场上将发电权出售；进一步，发电权与用电权还可以对冲。二级市场将极大地增加市场的流动性，实现帕累托改进，规避市场成员的未来风险，激励市场成员在一级市场交易的积极性。远期在二级市场上还可以引入虚拟交易者，建立电力金融市场。

合同交割方式

本文建议直购电交易合同的交割应在电网调度制定日前发电计划之前，由签订大用户直购电合同的大用户与发电企业共同提交。之所以在日前提交发电和用电的交割曲线，是为了提高中长期合同交割的可操作性。事实上，如果要求在大用户中长期合同中锁定用电曲线是相当困难的，用户产品市场具有相当大的不确定性。只有在日前，才能较为精准地确定未来一天的用电曲线。

在获得合同日前交割曲线后，建议采用金融结算方式。所谓金融结算是指：在某一时段，如果用户的用电量超过了合同交割的量，超出的部分按照现货市场的价格结算；如果小于，不足的部分也将按现货市场的价格卖给市场。这样的结算方式有利于发电企业以全电量的方式参与现货市场，以获得在现货市场上帕累托改进的社会福利；中长期合同只是在金融层面保障了市场成员的收益。在没有建立现货市场的情况下，对超出的部分，可按标杆电价上浮一定比例结算；不足的部分，按标杆电价下浮一定比例结算。

输电费用

如果实施大用户直购电，用户与发电企业协商购电价格，电网公司在其中仅起电力输送作用。由于国内尚无独立的输配电服务价格，如何收取过网费成为一大难题。合理的输电费用将给市场成员提供正确的经济信号，促使输电资源优化。与此同时，输电环节也反过来对发电企业和大用户产生一定的约束和影响。输电网络的拓扑结构和有关输电价格往往对一个发电厂商究竟能够参加那些大用户市场的竞争有很大影响。

对输电服务的定价可以总结为输电线路定价和输电费用分摊两个问题。输电费用包括电网使用费和辅助服务费，而电网使用费由电网使用成本、机会成本、电网扩建成本、管理成本等组成。常用的输电成本计算方法有会计成本法和平均增量成本法等。实现大用户直购电交易的公平性关键在于如何分摊交易成本，分摊的基本要求是公平合理、计算简单、过程透明、收支平衡和经济信号。因此必须形成大用户直购电交易的输配电价格机制。如果不分距离、不考虑电压等级和曲线的负荷率，只采用平均输电价格，则势必产生“搭车”现象。

要想设计出满足以上要求的输电费用分摊方法是非常困难的，不得不进行一些简化，常用的方法有：

邮票法：邮票法将输电业务的总成本平均分配到预测的总输电电量当中，得到基于单位电量的输电价格，或按照峰值功率平均分摊，从而得到基于容量的输电价格。邮票法所具有的优点是：便于理解、执行简单和交易费用低。不足是未考虑网络阻塞和加固或扩展网络的费用，不能向用户提供有效的经济信息，所形成的输电价格不能反映用户对输电网络资源的实际使用程度，在实践过程中通常会造成交叉补贴。

兆瓦-公里法：兆瓦-公里法在各国的输电定价实践中因其基于输电网络使用的情况分摊输电成本的特性而被更加广泛的应用，该方法有各种变形，但通常都考虑了支路潮流、线路长度和成本三个因素。兆瓦-公里法优点是不仅考虑了不同输电服务对电网各支路潮流分布的影响，而且还考虑了线路的长度等影响因素，能回收输电系统的固定成本，所形成的价格能反映距离长短的变化。缺点是未考虑输电网络未来的扩展费用，成本分摊不够准确。

潮流追踪法：潮流跟踪法是指根据不同节点的注入功率、输出功率的差异，按比例分摊成本的原理进行输电定价的方法。具体来说，通过追踪电网的潮流可以得到某一个发电机到某个负荷的有功功率与无功功率，并且可以计算出每个发电机或负荷在线路上的潮流分配情况，从而将电网费用在各发电机或负荷间进行分配。潮流追踪法的优点是能够比较精确反映不同节点对输电网络的使用程度，可以制定出反映位置信号的节点电价，如果釆用发电侧和负荷侧都支付输电使用费，则更有利于发电侧电力市场中各电厂的公平竞争；缺点是理论研究上潮流追踪法还存在较大的争议，计算方法比较复杂，,以此定价交易费用较高。

交叉补贴

目前我国电价体系中存在着严重的交叉补贴，大用户直购电将会引起利益格局的调整，这是推进大用户直购电过程中需要解决的重点问题之一。

长期以来，我国电价存在高低电价交叉补贴的情况，如电力企业补贴用户、高电压等级用户补贴低电压等级用户、工商业用电补贴居民生活用电等。大用户本身由于接入系统电压等级较高、用电量大、负荷率高，所以电价应该较低。大用户直购电必将享受较低的电价，而其原来承担的交叉补贴责任将转移到电网公司和其他用户，这样就会增大电力企业的经营风险，造成对其他用户的不公平，进而在一定程度上打破旧的交叉补贴平衡状况。这将涉及电厂、电网、企业3 方共同的利益重新分配问题，而建立新的有效的交叉补贴机制是建立厂网分开后新型厂网关系的重要手段。

交叉补贴实际上是政府调节社会利益的一种手段，通常还将社会普遍服务义务包含在其中。在推进市场化改革过程中，必须将隐藏在电价中的交叉补贴机制转化为公开的交叉补贴机制，通过在用户价格中征收附加费的方式，建立专门的基金直接用于用户补贴。例如，印度电力法在开放电网时规定，用户或发电公司在接入输电网时除了向电网公司支付输电费用外，还必须同时支付有关交叉补贴的附加费，该附加费将逐步减少直至取消。

从目前我国的国情来看，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，交叉补贴将在一定时间和范围内长期存在。因此，应该循序渐进地逐步减少交叉补贴，由暗补逐步变为明补，由补贴多到补贴少，在条件成熟时取消补贴。

交叉补贴可以通过以下 2种方式来收取：

1）通过对大用户征收附加费的方式，建立专门的基金来实现交叉补贴的收取。

2）由参与大用户直购电的发电商承担一定的交叉补贴责任，该过程通过发电企业的准入和上网电价的调整来实现。电网企业承担交叉补贴的费用主要是通过降低购电成本和提高售电价格来实现，通过发电企业的准入可以在一定程度上保证电网企业的购电价格，从而有利于电网企业承担交叉补贴的责任。

结语

建设大用户直购电交易市场是中国的电力资源配置方式由计划管制模式转变为市场模式的重要突破，将有效地提升电力资源优化配置的水平，为推进智能电网建设提供制度保障，确保电力工业可持续发展。目前大用户直购电试点工作开展的不够充分，缺乏实践经验，不利于建立成熟的电力市场。因此，当务之急是积极创造条件以开展大用户直购电试点，扩大试点省范围，积极积累实践经验，促进大用户直购电的健康发展，构建和谐的电力市场体系。