直购电交易相关问题的说明

第一篇：直购电交易相关问题的说明

四川省2015年直购电交易相关问题的说明

为指导用电企业开展直购电交易工作，特对2015年直购电交易相关问题说明如下：

一、直购电交易的流程

1、省电力公司将直购电用户、发电企业的相关信息（包括联系方式、交易电量计划、发电企业国家批复电价、国家核定的输配电价标准）向发用双方发布。

2、发用双方按照交易规则要求展开双边交易磋商，根据磋商结果签订《直购电交易意向性协议》，在规定期限内报送2份给省电力公司。

3、省电力公司在收集完所有用户的意向性协议后，按照相关要求进行安全及有效性校核，校核合格后下发属地供电公司执行。

4、属地供电公司根据省公司下发的交易电量和电价，结合用户的实际用电情况，开展直购电交易结算，并将结算结果上报省公司。

二、5-12月直购电签订要求

（一）原有直购电用户

在5月25日前完成5月份交易意向性协议签订，在6月5日前完成6-10月份第一轮交易意向性协议签订。如需要，再根据情况开展挂牌交易。

（二）新增直购电用户

在6月5日前完成5月份交易意向性协议签订，在6月15日前完成6-10月份第一轮交易意向性协议签订。如需要，再根据情况开展挂牌交易。

三、直购电交易电量

1、水火电比例

用户直购电交易电量中水电与火电的比例必须保持为7:3，即每月的交易电量中的70%为水电，30%为火电。

2、用电企业交易电量额度

（1）直购电仅限于用电企业执行大工业电价的用电量，不包含企业办公用电、商业用电、居民生活用电以及转供的电量。

（2）直购电交易要求峰平谷电量保持1:1:1的比例，用电企业可参与直购电交易的电量为交易月份的用电量最少时段用电量的3倍。例如：当某用户预计其8月份总大工业用电量为1000万千瓦时，其中高峰电量500万千瓦时、平段电量300万千瓦时，低谷电量200万千瓦时，则该用户可参与直接交易的电量额度为200*3=600万千瓦时。

特别说明：参与直购电的用户，尽可能安排三班连续生产，保持负荷平稳，可使参与交易的电量最大；对避峰生产的企业，由于高峰时段没有电量，无法结算，反而会按照偏差考核要求处罚，为避免出现这种情况，建议这类用户不要参加。

（3）对用电企业交易电量不设指标，但要求必须尽可能与其可参与直购电的电量相吻合，对交易电量与实际结算电量偏差过大的用户，一方面可暂时取消其直购电资格，另一方面将按照偏差值削减次月交易电量。

特别说明：直购电是一种契约交易，诚实守信是交易的基础，不负责任的乱报交易电量，将严重破坏市场秩序，将受到严厉处罚，因此，用电企业在签订交易电量之前，一定要与生产部门商议，合理安排生产，避免出现较大偏差。

3、发电企业交易电量额度

发电企业交易额度为省经信委下达指标计划值的120%（首次双边交易额度为计划值的100%），超过该额度的视为无效交易，因此，用电企业在与发电企业签订意向性协议时，务必要清楚对方的可用指标额度，避免超计划签订。

四、直购电电价政策

（一）直供区110KV及以上工业用户的输配电价 110KV用户：输配电价0.115元/千瓦时，线损电价0.02元/千瓦时

220KV用户：输配电价0.093元/千瓦时，线损电价0.016元/千瓦时

用户直购电电度目录电价=交易电价+输配电价+线损电价 基本电费和基金按国家规定收取。其中代收基金按0.0538元/千瓦时（非重建县）/0.0528元/千瓦时（重建县）收取。

从5月份起，对直供区110KV及以上工业用户在直购电交易到户价格的基础上，再降0.0156元/千瓦时。

（二）趸售区用户和直供区110KV以下工业用户的输配电价

由于国家没有核定趸售区用户和直供区110KV以下工业用户的输配电价，对这些用户的直购电结算按电价平移法实施。

平移电价标准=当期与发电企业签订的交易电价-发电企业当期的国家批复电价

用户按平移法实施后的直购电电度目录电价=国家规定电度目录电价-（国家批复的发电企业上网电价-直接交易电价），其中国家规定电度目录电价按现行各水期平段电价执行。

基本电费和基金按国家规定收取。其中直供区用户代收基金按0.0538元/千瓦时（非重建县）/0.0528元/千瓦时（重建县）收取，趸售区用户代收基金按原标准收取。

（三）与发电企业的交易电价

即用户与发电企业协商达成的购电电价，不含电网收取的输配电价及国家收取的代收基金等。丰水期：火电交易电价不低于0.367567元/千瓦时（在发电企业按国家批复电价交易的情况下），水电交易价格由用户与发电企业自主协商确定；

平水期：根据交易方式临时确定，其中5月份交易均价不低于0.3599元/千瓦时（在发电企业按国家批复电价交易的情况下）；

枯水期：根据交易方式临时确定。

五、直购电合同签订

在意向性协议通过校核后，由电网公司组织发供用三方签订交易确认单，确认单一式八份，三方签字盖章后生效。

六、直购电的结算

（一）直供区用户

由属地供电公司在当月直接向用户结算，实现月结月清。对有欠费的用户，须在缴清电费后才结算直购电。

（二）趸售区用户

某一趸售区的所有直购电用户某月的交易电量之和（实际结算直购电量之和）不得大于该趸售区当期从主网的实际下网电量，当大于时，按该趸售区当期从主网的实际下网电量结算。

例如：如某趸售区有A、B、C三个直购电用户，6月份其签订的交易电量分别为200、300和500万千瓦时，但当月该趸售公司下网电量仅800万千瓦时，则A、B、C分别可结算的直购电量为160、240和400万千瓦时。

趸售区直购电用户在次月结算，平移法产生的电费差通过趸售电网公司传导，即在趸售电费中等额扣除，再由趸售公司传导给直购电用户。

对有欠费的用户，须在缴清电费后才结算直购电。

第二篇：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。

第三篇：大用户直购电发展历程

大用户直购电发展历程

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件)，文件中提出“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”。这是大用户直购电的概念首次提出。

2003年，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。

2004年，国家电监会和国家发改委联合印发了《电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法》，并分别于2005年及2006年开展了吉林省（中钢吉林碳素、国电龙华热点）和广东台山市（广东国华粤电台山发电公司、6家用户）直购电试点。

2005年，国家发展改革委下发的《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格[2005]514 号）指出：发电企业向特定电压等级或特定用电容量用户直接供电，销售电价由发电企业与用户协商确定。

2007年，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）提出：推进大用户与发电企业直接交易，逐步建立公平竞争的市场机制

2008年，国家发展改革委下发的《关于公布各省级电网2007年销售电价和输配电价标准的通知》（发改价格[2008]2920 号），提出逐步建立科学合理的输配电价和销售电价形成机制，推进电价改革和大用户直购电试点，促进电网企业健康发展，增加电价政策透明度。

2009年，原国家电监会、发改委、原国家能源局共同出台了《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号文）。为全国启动电力用户与发电企业直接交易试点工作奠定了政策法规基础。

电网输配电价原则上按电网企业平均输配电价(不含夏售县)扣减电压等级差价后的标准执行,其中110KV(66Kv)输配电价按照10%的比例扣减,220KV(330Kv)按照20%的比例扣减,因此价格也低于现行输配电价。

2013年大用户直购电政策密集出台

5月18日，国务院批转发展改革委《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。

7月29日，为推进电力用户和发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为，国家能源局下发了《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，以下简称《通知》）。

《通知》要求各地完善电力直接交易的市场准入条件，进一步促进节能减排和产业结构的优化调整，参加直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保达标；按照平稳有序的原则逐级开放用户，首先开放用电电压等级110千伏（66千伏）及以上用户，有条件的可开放35千伏（10千伏）及以上工业用户或10千伏及以上高新技术企业、战略型新兴产业；按照积极稳妥、实事求是、循序渐进的原则，合理确定开展直接交易的电量规模，逐步扩大范围和规模；加快推进输配电价（含耗损率）测算核准工作，加强对电力直接交易工作的领导。

8月，为避免下放行政审批以后造成的无序，国家能源局又下发了《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出电力直接交易实行东中西部差别化准入政策。电力直接交易试点，国家有关部门不再进行行政审批，要减少干预，发挥市场在资源配置中的基础作用。

2013年9月，为避免下放行政审批以后造成的无序，能源局又下发了258号文件《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，保证下放审批权后保证直购电的有序进行。针对大用户直购电审批取消以后，明确不要审批，按照一定的原则及程序由各地政府向能源局上报备案即可。

最近，能源局和工信部就大用户直购电问题又签发了新文件，针对各地地方政府对于下放审批后误读政策，以大用户直购电的名目搞“优惠电价”和“三指定”（指定企业、指定电量、指定电价），文件主要规范大用户直购电，避免“堵歪道，走正道”的现象发生，通过真正市场机制的方式来促进交易，真正放开授电侧的选择权，让市场机制来调节电价。

2013.9日前，国家发改委下发《关于核定山西省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的批复》，明确我省电力用户与发电企业直接交易试点电网输配电价执行两部制电价。

根据批复的内容，核定我省电力用户与发电企业直接交易试点的电量电价（不含线损）为每千瓦时0.078元，其中，110千伏用户为每千瓦时0.064元，220千伏用户为每千瓦时0.05元。基本电价执行山西电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准。损耗率由省物价局参照近三年电网实际损耗率确定。

10月，国家能源局、工信部发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。

大用户直购电被媒体称为新一轮电力改革突破口，多项规范政策的发布引发了大幅的舆论关注。《中国经营报》连发文章《大用户直购电试点迎来最明确支持信号》、《大用户直购电扩容超预期或成电改惟一突破口》对直购电进展及政策进行评价。

2014年

国家能源局今年1月末公布的《2014年能源工作指导意见》就指出，要“尽快出台进一步深化电力体制改革的意见，积极支持在内蒙古、云南等省区开展电力体制改革综合试点”。同时，积极推进电能直接交易和售电侧改革，探索灵活电价机制，推进输配电价改革。

今年2月印发的《国家能源局2014年市场监管工作要点》更加明确地提出了全面推进电力用户与发电企业直接交易，扩大交易范围和规模，力争全国大部分省份开展直接交易，交易电量不低于全社会用电量的3%，并选择部分省份进行深度试点，同时进一步完善电力用户与发电企业直接交易的准入、交易等制度。

2014年近期，国家能源局河南监管办会同河南省发展改革委，依据国家关于大用户直购电试点政策，结合河南省实际，制定印发了《河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》。

《办法》共分十章四十七条，明确了河南省大用户与发电企业直购电交易试点的基本原则、市场准入和退出、交易电量安排、交易电价、交易合同签订和执行、信息披露和发布、组织实施、监督管理等规定。

三月，国家发改委提出的《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》表示，要继续进行资源性产品等价格改革，将适时调整风电上网价格。中国风能协会秘书长秦海岩呼吁，可以对现行的风电上网电价做出合理调整，但不应将调低电价作为价改的终极目标。

今年两会期间，云南代表团提出的《关于把云南列为电力体制改革试点省的建议》提出：“建议近期采取专网专供、过网直供方式，支持云南省发展水电铝产业，通过„点对点‟直供，降低重点载能企业用电价格，提升产业竞争力，以此消化富余电量。

第四篇：电购流程

电购流程

电视购物业态的几个名词解释：

1、MD 即产品经理，负责电视购物的产品引进和推广

2、MA 即产品助理，负责产品的定货等事宜

3、QC 即质检，是电视购物的一个部门

4、导演、摄像和模特 电视购物播出节目的制作人员

5、制播会 在产品上档期之前由厂家、供货商和MD、导演一同开的协调会，重点在产品

如何播出，产品卖点等

供货流程

1、准备产品的样品及相关资料（包括质检证书，3C认证，检验检疫等所有样品必须要提

供的资质）

2、提报产品给电视购物进行商审，业内称：提报。填写提报单，包括（产品介绍、卖点、照片、产地、尺寸等，每个电视购物的提报单都不相同，但大同小异）

3、产品的价格体系，即电视购物的销售价和供价，以扣点的形式确定，各类产品的扣点都

不一样，同类产品的扣点要看和电视购物的关系最终确定。

4、电视购物MD评估,即部门内部评估

5、商审会，进行产品的审查，在确认通过提报后才能进行QC6、QC（质量控制部门）认证，供货商通过提报的产品，将产品的样品及相关资料交予QC，进行QC，如果不能通过QC，则该产品还不能销售（除了检查产品质量和相关资料外，产品的外包装也是QC必须检查的事项，电视购物都是通过物流发货，如果产品的外包装不合规，不能用物流发货，则肯定不能通过QC）

7、通过后开制播会，厂家提供展板 VCR（视频介绍），配合导演和主持人拍节目。在会上

会谈如何播出产品，如何介绍产品卖点等，制播会是上节目前的一次非常重要的预演。

电视购物的费用很大，一般包括：发货费、包装费和2次包装费、行消费。

第五篇：电监会新掌门就职演说 欲重启直购电试点

电监会新掌门就职演说 欲重启直购电试点

来源：

财讯网 时间：

2011-07-28 09:55

[世华财讯]电力体制改革再次抵达关键时点，新任国家电监会主席吴新雄21日举行了履新后与电监系统官员的首次会面。他在讲话中透露了推进电力体制改革的一些纲领性思路。

据21世纪经济报道7月22日报道，电力体制改革再次抵达关键时点。

本报记者获悉，新任国家电监会主席吴新雄7月21日举行了履新后与电监系统官员的首次会面。他在讲话中透露了推进电力体制改革的一些纲领性思路。

国家电监会当天召开系统内干部大会。6大区域电监局、12个省和自治区电监办负责人悉数到会。

吴新雄在会上发表讲话认为，“解决电力发展中遇到的矛盾和问题，根本之策在于深化电力体制改革”。他表示，要重启大用户直购电试点，并争取今年底前有重大进展。

关于优化电力调度监管，他要求电监会相关部门在年底前拿出方案。

针对各界争议的特高压交直流线路建设问题，吴新雄希望电监会“要提出独立的监管意见”。

在电力体制改革2002年2月启动之际，中国电监会应运而生。但在之后的9年间，电力改革陷于僵局，电监会的作为也一直乏善可陈。被外界评论为“无权可监、无力可监、无法可监、无市可监”。现在，电监系统上下都期待这一局面能在吴新雄手中终结。

知情人士称，吴新雄自6月2日履新电监会主席，一个多月来先后普见中央高层主要领导，汇报电力监管工作，争取得到更大支持。“这是前三任主席所没有过的。如果缺少国家高层强力支持和推动，电改和电力市场建设不会有大的进展。”

再造电监会：“有作为才有地位”

中国电监会一直是电力体制改革的积极倡导者。但它在电力行业监管、电力市场建设中，被认为一直未能确立权威地位。外界评论电监会职权有限，“无权可监、无力可监”。

对于电监会如何改造自身，树立权威，吴新雄在7月21日的讲话中主张：“电监会要发挥专业优势，分析研究事关全局的电力科学发展重大问题，增强电力监管的主动性、针对性和前瞻性，提高电力监管领域权威性。”

为此，吴新雄在讲话中向电监会系统下达了一连串的“重点研究”任务，这包括：

——研究分析我国经济社会发展对电力需求，针对迎峰度夏、迎峰度冬和重大保电活动，加强电力预测预警分析。

——研究分析煤电基地建设、电源点布局、电网配套建设。

——对电煤生产、运输和发电、输电等环节的成本以及各种收费进行分析，提出化解煤电矛盾、促进电力企业健康发展的监管意见。

——加强电力结构分析研究，对风能、太阳能等新能源发电的安全性、可靠性、合理性提出监管意见。——加强风电、光伏发电并网安全监管，防止大规模脱网事故发生。

在“十二五”电力规划中，国家电网公司大力推崇特高压交直流线路建设。对此，吴新雄在讲话中表示，希望电监会“提出独立的监管意见，对特高压输电项目进行点对点、点对网、网对网等方式的可靠性、安全性和经济性综合分析”。

“据我们所知，目前中央高层尚未对特高压问题定调，一切还在研究论证阶段。在这样的背景下，吴主席希望电监会发挥专业优势，为特高压建设出谋划策，同时提高自身的影响力。”一位21日与会的电监会官员向记者解释说。

“你的理，我的理，促进电力事业科学发展是硬道理。

“你的权，我的权，不认真履职就没有权。有作为才有地位，有贡献才有价值。” 吴新雄在21日讲话中用了这一句类似楹联的话，来概括他对电监会如何在改革中真正发挥作用的理解。

市场化交易：重启直购电试点

吴新雄21日讲话的另一个引人注目之处，是提出“要积极务实推进大用户直购电试点”。

近年来，电监会力推大用户直接交易、电力多边交易、跨省区电能交易、发电权交易。电监会希望建立大用户与发电企业直接交易市场化平台，建立双向谈判的机制，打破电网公司的垄断。

电监会新掌门就职演说 欲重启直购电试点

但此举并未得到国家发改委认可。2010年5月，内蒙古电力多边交易市场高调启动。但运行3个月后被发改委叫停。

2010年6月，国家发改委批复浙江、江苏、重庆三省市大用户直接交易试点的输配电价。之后，三省市直购电方案上报国家发改委、国家电监会等部门，但至今仍未获批。

知情人士介绍，发改委对大用户直接交易的意见是：“高耗能企业直接交易不利于节能减排，对于非直接交易企业不公平。

按照现行交易规则，参与直购电试点的省市，需要向电监会、发展改革委和能源局报送电力用户与发电企业直接交易试点方案和参与直接交易的具体对象，经三部门批准后方可正式开展电力用户与发电企业直接交易。

吴新雄21日讲话中对此的表态是：“要按照国家产业政策要求，坚持同行业公平竞争原则，主动与有关部门加强合作协调，在高新技术比重较大以及其他条件具备的地区积极推进大用户直购电试点。”

他将大用户直购电试点作为当前和今后一段时期的重点，并要求电监会市场部、价财部具体负责，“今年底前争取有重大进展”。

电力调度优化：“年底前拿出意见”

在电力调度优化方面，吴新雄也希望电监会能够争取更多主动权。他要求电改办、市场部、输电部具体负责，今年底前就此问题拿出意见。

目前，国家电网掌握电力调度和分配。发电企业合同量多由政府调控，电网企业具体组织签订，电力调度交易机构负责实施。

地方政府在制定电量预期调控目标时采用“大锅饭”式分配方法。发电企业只有生产产品的权利，没有对产品进行自主定价、分配和销售的权利，不能根据企业经营情况，机组状况、能耗和排放水平自主安排生产。

“电厂只能按照固定电量和发电小时数生产，完全没有按照市场规律行事。”一位电力市场专家举例说，比如在跨省（区）电能交易的市场中。

电监会试图打破电网统配统销的做法。吴新雄在21日讲话中表示：“要积极推进电力公平交易，加强跨省区电力交易平台建设，完善相关交易规则，提出优化电力调度监管意见。”

但一位电改专家向记者评价说，调度机制的改革争议很大，很难撼动。“发改委在《2011年深化经济体制改革重点工作意见（征求意见稿）》中提出‘设立独立的电力调度和交易结算机构’，但最后的文本没有体现。”

处于艰难和僵局中的改革，不止受阻于电力调度这一个环节。

2002年2月开启的“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大改革，在原国家电力公司被拆分为后，8年间再未见明显进展。

2003年国务院重组电力体制改革领导小组，组长由时任国家发改委主任马凯担任。2008年马凯赴任国务院秘书长后，电改小组组长空缺至今。

“按照国务院安排，电改小组由发改委牵头。电改小组办公室虽设在电监会，但没有权限直接向国务院汇报。”一位接近电改小组的人士告诉记者。

在吴新雄上任前夕，今年5月底，国务院批转国家发改委《2011年深化经济体制改革重点工作意见》，提出“加快输配电价改革，稳步开展电力输配分开试点，探索输配分开的有效实现形式”。

但截至目前，据了解，输配分开试点尚未启动。在此节点上执掌国家电监会的吴新雄，被赞同电力改革的各方寄予期待，希望他能取得国家高层支持，打破改革的胶着状态。

不少21日与会的电监官员都复述起吴新雄当天讲话中的一些辞句——“说了算，定了干，干就要干好”、“空谈误人、误己、误发展，实干兴电、兴国、兴事业”。

“这些话鼓舞士气，让人振奋。” 一位与会官员评价说，“他（吴新雄）是一位实干家，有干事创业的激情，雷厉风行，希望他能改变目前的局面。”

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