大用户直接电力交易实施现状及存在问题

第一篇：大用户直接电力交易实施现状及存在问题

大用户直接电力交易实施现状及存在问题

2002年，国务院5号文件下发以来，各地开始试点“大用户直购电”。这本来是符合电力改革市场取向，作为打破电网企业垄断经营，实现开放电力市场的突破口，理应有效推进并像其他许多国家那样取得好的效果。但是经过十几年的摸索和探讨，除有几个试点是事实上的发电企业单方面让利于用户外，鲜有成效。究其原因，主要是受到固有体制的制约和试点对象范围的局限，本应该在一个大的用户群体上开展的工作而只选择了少数个体，因而远远谈不上形成真正意义上的直接交易市场。

大用户直接交易实施现状及存在问题

2013年，新一轮简政放权和深化改革方案实施以来，特别是十八届三中全会提出“使市场在资源配置中起决定性作用”的观点之后，各地结合当前经济形势的要求，将“大用户直购电”作为实施“稳增长”的捷径，纷纷向国家有关部门申报批复大用户直购电输电价格，然后按各省级政府认定的用户和发电企业，以双边交易或集中撮合的方式形成的上网电价加上国家批复的输电价格再加上政府基金和输电损耗，作为最终的到户价格向大用户直接供电。仔细分析各省的大用户直购电实施情况，我们不难发现有以下共同特点，一是市场化不充分，并非真正意义上“使市场在资源配置中起决定性作用”，几乎所有开展直接交易的省份，都由政府有关部门为发用电双方设立了准入门槛，参与直接交易的市场主体非常有限，行政干预色彩较浓；二是由于部分用户直接交易，大部分用户仍执行统一销售电价的“双轨制”模式，参与直接交易的发电企业的交易电价（上网电价）全都低于政府批准的上网电价，用户到户电价都不高于政府规定的统一销售电价（目录电价），直接交易成为对部分用电企业的优惠待遇。上述做法，已使国家推行“大用户直购电”的初衷走入了误区。

正本清源 还原直接交易的市场本性

要从上述误区中走出来，首先应明确“大用户直接交易”的本质概念，取得正确认识后再实施。

我们知道，电力市场的要素包括市场主体（售电者、购电者）、市场客体（交易对象，如电能、输电权、辅助服务等）、市场载体、市场价格、市场规则等。下面结合目前各地开展大用户直接交易的情况，就市场主体、市场价格等谈谈想法，也提一些建议。

1.关于市场主体的确定。前面所述目前多是由政府设定门槛，并非是由市场决定售电者和用户，造成直接交易用户成为用电特殊主体。要解决这个问题，我们认为还是应该用市场的手段，同时考虑与现行用电政策衔接，建议现阶段以省为单位先将所有的大工业类电价用户（或110千伏及以上专变用户）以及独立配售电企业作为直供电对象。关于售电者，考虑暂维持现行电价政策对特殊类别用户的利益保护（居民、农业生产、中小化肥生产用电等，以下称为“政策性用户”），对纳入国家统一分配电量的发电企业（以下称为“政策性电厂”）以外的，其他达到一定规模的发电企业都作为售电者参与直接交易。这样对购电者来说同类型用户都在同一市场平等竞争，杜绝特殊用户，同时也避免了部分用户直接交易，大部分用户执行统一销售电价的“双轨制”模式。对售电者来说，由于大工业类用户所消耗电量占了全社会用电量的六成以上，这部分电量通过市场竞争分配，杜绝了现行由政府部门人为分配年度发电计划的不合理现象。另外其他非直接交易用户所需电量，扣除“政策性电厂”所发电量外，可考虑按发电容量等因素公平分配给参与直接交易的发电机组，从而破解了现行电量计划分配中，对参与直接交易发电机组是否扣除直接交易机组容量以及如何扣除容量的难题。

2.关于市场价格。按照上述思路确定市场主体后，必将形成多买多卖的市场格局，上网电价由各市场主体根据自身经营情况和燃料成本等因素通过市场投标竞争产生，交易价格必然随行就市，逐步趋于合理，市场定价机制得以体现。

同时，要逐步建立健全辅助服务市场，从长远看辅助服务价格可由交易机构招标产生，通过市场实现配置。现阶段由于输电价格是由电网公司平均销价减去平均购价形成，暂可不另收取辅助服务价格。

3.电价中交叉补贴的处理。现行电价交叉补贴是我国在计划经济体制下，政府为保护某些电力用户（政策性用户）用电价格优惠而提高其他类别用户电价的一种措施，具体反映在工商业用户补贴居民用电、农业生产用电和部分工业（如中小化肥生产）用电，形成事实上的电价交叉补贴，其实是扭曲了电力产品的价值规律。我们提出对110千伏及以上工商业电力用户全面实施直接交易，必将冲击现行电价体制中的交叉补贴，在国家实施销售电价改革之前，考虑到与现行电价政策的衔接，我们建议：分别按照参与直接交易的发电企业和电力用户的现行上网电价水平和用电价格水平测算出交叉补贴价差水平，参照征收政府基金的做法，对直接交易用户收取交叉补贴价差，用于补贴政策性用户，从而不影响现行电价政策下的各方利益。

4.关于市场载体。电网企业作为电网运行维护的角色定位使其成为市场载体参与大用户直接交易市场，其职能是保障输送通道的安全稳定运行和交易合约的执行，并按规定收取输电费以及代收相关政府基金，不再是买电卖电的市场主体。

积极推进 深化和完善相关机制

推进大用户与发电企业直接交易，建立并不断完善真正意义上的交易市场，让电力资源在市场上通过自由竞争和自由交换来实现优化配置，作为电力体制改革的突破口，已成为业内人士的共识。现阶段，我们认为可从以下几个方面抓紧工作，积极推进，只要下定决心，定能取得突破。

1.大工业用户全部参与直接交易市场，不失为当前输配分开的有效实践。前面谈到，大工业用户所消耗电量占全社会用电量的60%以上，对这部分用户通过110千伏及以上电压等级供电，在现有电网体制下一般是由地市级供电公司来实现的，这种事实上不通过县（区）供电公司直达用户的供电方式，可以认为只有发电、输电、用户三个环节，从体制上来说，避开了配电环节。在现阶段电价体系尚未科学合理地厘清输电价格与配电价格，供电体制尚未实现输配分开的前提下，对大用户的这种供电在方式上形成了事实上的输配分开，也为电力改革输配分开打开了一扇窗户。

2.建立完善交易平台。要实施对所有大工业用户直接交易，关键是必须组建市场运营机构，搭建交易平台。按照积极稳妥，逐步推进的原则，建议尽快建立独立的交易机构，以中立的身份负责电力市场运作，包括交易组织与交易计划制定、计量与结算、市场信息发布与管理等。

3.出台市场规则。市场交易规则由政府能源监管机构按照市场原则研究出台。电力市场应在法律法规保障下运行，市场规则是市场主体进行市场经营活动的准则和规范，是市场秩序的重要保证。市场主体在市场规则范围内本着公平、公开、自愿的原则实现交易。交易规则应涉及交易方式、交易合同、纠纷处理、市场监管等内容。

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：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

《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 2009-07-08 10:01 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。

第五篇：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