第一篇：關于2018年電力用戶與發電企業

關于2018年電力用戶與發電企業

直接交易的申報材料

山西汾河焦煤股份有限公司三交河煤礦

二〇一七年十二月

第二篇：吉林電力用戶與發電企業直接交易規則

吉林省電力用戶與發電企業直接交易規則

（暫行）

第一章 總則

第一條

為規范吉林省電力直接交易行為，維護電力用戶與發電企業的合法權益，保障電力市場建設穩定健康有序。根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、《國家發改委 國家能源局電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔2016〕2784號)、《吉林省政府辦公廳關于推進電能清潔供暖的實施意見》（吉政辦發〔2017〕49號）等有關法律、法規、文件的規定，制定本規則。

第二條

本規則適用于吉林省境內的電力用戶與發電企業開展的直接交易。直接交易堅持平等自愿原則，通過發用電雙方自主協商或集中報價撮合的方式，以期達到各自認同的合理價位。

第三條

本規則所指的電力用戶，為符合國家《產業結構指導目錄》要求、環保達標的工業用戶，以及電能清潔供暖用戶；

本規則所指發電企業，為吉林省境內符合國家基本建設審批程序、取得電力業務許可證的20萬千瓦及以上火電企業和不受電網約束的風電企業；

本規則所指交易中心，為吉林省電力交易中心有限公司；

本規則指電網企業，為國網吉林省電力有限公司和吉林省地方水電有限公司。

第四條

市場準入

電力用戶：每年年初，省能源局結合全省電力市場情況，會同有關部門確定當電力用戶用電量準入門檻，符合條件電力用戶自愿進行申報，省能源局根據市場交易規模和電力用戶上報情況核定電力用戶基數電量并向社會公開。

發電企業：省能源局依據發電企業自愿申報情況，發電企業上環保、能耗等達標情況，會同有關部門確定發電企業名單并向社會公開。

第二章 注冊、變更及退出

第五條

注冊原則與條件

（一）電力用戶與發電企業取得省能源局公布的市場主體資格后，須到交易中心注冊，才能開展直接交易。

（二）電力用戶和發電企業應向交易中心提交注冊材料

電力用戶提交的材料包括：企業基礎信息，交易員信息、生產規模、年用電量范圍等企業生產信息，電壓等級、報裝容量、年用電負荷、用電負荷率等企業用電技術信息。

發電企業提交的材料包括：企業基礎信息、交易員信息、發電業務許可證、機組詳細技術參數。

第六條

變更原則與條件

（一）已注冊的電力用戶和發電企業發生新建、擴建、兼并、重組、合并、分立等導致其股權、經營權、營業范圍發生變化時，需報請省能源局審批，并重新向交易中心申請注冊。

（二）未導致股權、經營權、營業范圍發生變化的電力用戶和發電企業發生擴建和更名，需要通過交易中心運營系統變更注冊，交易中心將以上變更情況報省能源局備案。

第七條

退出原則與條件

（一）發生以下情況時發、用電方可申請退出市場： 1.外部形勢發生變化或自身條件發生變化，已不滿足準入條件；

2.不愿意繼續參與市場交易的。

（二）電力用戶、發電企業退出市場需向省能源局提出申請，并提供以下資料：

1.退出市場的原因；

2.合同履行情況和未完成合同的處理辦法； 3.與其他市場成員的債權和債務關系。

（三）電力用戶、發電企業獲得批準退出后，交易中心負責為其辦理市場主體注銷手續，并向其它發、用電方進行公告。

第三章 電力直接交易模式

第八條 直接交易市場采用自主協商交易模式和集中報價撮合交易模式，自主協商交易模式交易周期為、季度、月度，集中報價撮合交易模式交易周期為月度。目前，固定在每月的第三周（遇法定假日順延），周二到周五共4個工作日，每天上午9：00開市，下午17：00結束。特殊情況下，省能源局經商有關方面同意，可臨時增加交易。

火電企業交易電量在發電調控目標之外由市場交易形成，風電企業交易電量（包含送華北和省內交易電量）為當月上網電量超出基數電量部分。受客觀因素影響，若市場交易電量無法完成，允許發電企業進行電量轉移。

第四章 電力直接交易組織

第九條

所有交易均在交易中心交易平臺上統一開展。目前采用通過CFCA數字證書認證的方式在互聯網上進行網絡申報。發電企業、電力用戶要在前一11月30日前 4 向交易中心提供本單位變化的交易員的報價授權書，交易中心負責存檔。

第十條

自主協商交易流程

（一）交易電價的申報

在交易申報時間內，發電企業先申報電價（含環保電價），交易平臺按其電價自動附加與其協商的電力用戶所對應的輸配電價、政府基金及附加后傳至電力用戶，電力用戶（電能清潔供暖用戶除外）再對其進行核實確認。

電能清潔供暖用戶原則上只參與自主協商交易，按照購銷差不變的方式與發電企業自主協商確定交易價格，向交易中心申報審核。

申報電價單位為元/兆瓦時，數據精確到小數點后二位，不符合申報要求的視為無效申報數據。

（二）交易電量信息申報

在交易申報時間內，發電企業先申報電量（用戶側的電量），電力用戶再對其進行核實確認。申報電量原則上以100萬千瓦時為單位，不符合申報要求的視為無效申報數據。

交易電量及交易電價核實確認無問題后，認為直接交易成交。

（三）交易中心發布的信息，內容包括：

雙邊交易總量：電力用戶的直接交易電量是中標電量，發電企業的直接交易電量是中標電量/（1-線損率），線損率 暫定為7.5%；

協商電價；

電網主要通道極限；

其他應向電力用戶、發電企業披露的信息。

（四）成交結果確定與發布

1.交易中心根據雙方自主協商電量電價編制交易方案，提交電網企業調度機構進行安全校核，并形成成交結果。

2.當安全校核不能滿足全部交易電量時按照電網約束條件對交易申報順序進行裁減。

3.交易中心發布成交結果，安全校核未通過部分，應向市場成員方發布原因。

第十一條

集中報價撮合交易流程

（一）交易公告

交易中心每月末前12個工作日向準入的電力用戶和發電企業發布交易公告，主要包括：

1.交易起止時間； 2.交易申報起止時間；

3.電力用戶目錄電度電價（不含基本電費）；電力用戶用電增量需求

4.各電壓等級的輸配電價；

5.發電企業基本電量電價、發電剩余能力等； 6.電網輸電阻塞等情況； 7.其它相關要求和說明。

（二）交易申報

1.所有交易均在交易中心交易平臺上統一開展。2.目前采用通過CFCA數字證書認證的方式在互聯網上進行網絡申報。

3.每30分鐘進行一輪交易，其中前20分鐘為申報階段，后10分鐘為交易計算、安全校核和成交情況發布階段。每輪交易結束均發布成交電量、價格的明細，同時發布未成交的電量、交易價格，但不發布報價單位等信息。每輪信息發布后，需有關市場成員重新申報，進行下一輪交易，直到交易開放期結束為止。

4.在交易申報時間內，電力用戶按其分段申報電價，系統自動扣除對應的輸配電價、政府基金及附加后（折算到發電上網口徑）從高到低排序，發電企業按其分段申報電價（含環保電價）從低到高排序。申報電量原則上以100萬千瓦時為單位進行多段報價，申報電價單位為元/兆瓦時，數據精確到小數點后二位。不符合申報要求的視為無效申報數據。

5.撮合配對

（1）按照電力用戶和發電企業申報價格的排序，計算電力用戶折算到發電上網口徑的申報電價（剔除輸配電價、政府基金及附加后）與發電企業申報電價之間的價差。

7（2）雙方按照價差從大到小順序匹配成交，直至價差為零。成交價格為扣除輸配電價、政府基金及附加后的電力用戶申報電價與發電企業申報電價的平均價格，即：成交價格=（電力用戶申報電價-輸配電價-政府基金及附加+發電企業含環保電價的申報電價）/2。

（3）每輪交易中，如多個發電企業報價相同時，環保機組優先成交；條件仍相同時，按各方申報電量的比例，經加權計算后分配交易量。

（4）每輪交易中，如多個電力用戶報價相同時，按各電力用戶申報電量的比例，經加權計算后分配交易量。

（5）發電企業的直接交易電量是中標電量（/1-線損率），線損率暫定為7.5%。按直接交易的成交結果，相應調整發電企業的月度發電計劃。

6.電網企業的調度機構負責進行電網安全校核，交易中心及時發布成交電量和成交價格等信息，并在交易日結束后，發布當月的總成交情況。

第五章 電力直接交易合同

第十二條

合同簽訂

（一）直接交易結果最終通過電力用戶、發電企業和電網企業三方共同簽訂直購電交易合同的方式確認，三方合同 8 應將權責、涉及電網企業的內容和交易計劃、結算所需要的內容全部納入進去；

（二）、季度自主協商交易和月度集中撮合交易完成5個工作日內，交易中心應統一組織簽訂三方直接交易合同。交易合同完成簽訂后，交易中心負責報省能源局備案。

第十三條 交易執行

（一）發電企業的直接交易電量應統一納入到省內電力電量平衡。

（二）交易中心根據直接交易結果編制發電企業月度上網電量計劃。

（三）電力用戶應按交易結果組織用電，保證月度用電增量滿足交易結果要求。

第六章 電力直接交易結算

第十四條

電力用戶和發電企業原則上均按照自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件時可暫時保持現有計量抄表方式不變。各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，電網企業向電力用戶統一開具發票并結算收取電費，發電企業向電網企業開具發票并由電網公司統一結算支付購電費。

第十五條 發電企業如無法完成本合同規定的市場交易電量，經省能源局審查同意后，可進行發電權交易。如發 電權交易不成功，則優先結算市場交易電量，同時相應減少基本電量結算。

第十六條 直接交易電量相關電費采用月度結算，清算方式進行，要嚴格偏差考核。清算時，當直接交易完成電量與直接交易合同電量偏差不超過±10%時，直接交易各方不存在違約責任。若電力用戶當月完成的實際交易電量（月度用電量-月度基數電量）低于月度合同電量的90%，差值部分（月度合同電量×90%-實際交易電量）為未完成交易電量。對應發電企業仍按照月度合同電量的90%進行結算，并相應抵減發電企業的月度基本發電量指標。抵減電量=用戶違約電量/（1-7.5%）。設立違約平衡賬戶，由于違約產生的結余資金計入平衡賬戶，以年為周期，按照容量均分給省內參與市場的發電企業。若全年實際交易電量能夠達到合同電量的90%以上，按滾動平衡，月度偏差考核造成的資金損失退還給相應發電企業。

若電力用戶實際完成電量低于合同電量的90%，次年基數電量提高30%；實際完成電量低于合同電量的70%，如無特殊原因，三年內不允許參與市場交易。

第七章 電力直接交易價格監督與管理

第十七條

電力直接交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成，第三方不得干預。第十八條 電力直接交易采用輸配電價方式進行，即發電上網電價（含環保電價）+輸配電價+相關政府性基金及附加=用戶電價，輸配電價按照國家核定的電價標準執行。

在電能清潔供暖專項輸配電價出臺前，電能清潔供暖用戶仍采取電網購銷價差的方式不變，即電能清潔供暖電價=現行電網銷售電價-電能清潔供暖用戶與發電企業協商的降價額度。

相關政府性基金及附加按國家有關規定執行。第十九條

電力直接交易（非電能清潔供暖）產生的網損電量由電網公司按標桿電價收購。

電能清潔供暖直接交易產生的網損電量由電網公司按照發電企業成交價格收購。

第二十條

集中報價撮合交易可實行交易價格申報限制，原則上由吉林省電力市場管理委員會提出意見，經省物價局、省能源局、東北能源監管局同意后執行。若不出臺新的價格限制，則按前一次的價格限制繼續執行。

第二十一條

參與直接交易的電力用戶執行現行相關電價政策。其中實行峰谷分時電價的用戶，直接交易電量可以繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰費用。電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的電網企業損益單獨記賬，在今后電價調整中統籌考慮。

第八章 法律責任

第二十二條 執行過程中嚴禁企業間相互串通、操縱市場價格或哄抬（壓低）交易價格，違規者由省能源局會同東北能源監管局取消其市場交易資格，并由省物價局依法進行查處。

第二十三條

交易過程中出現的其他事宜由省能源局、省物價局進行裁決。

第二十四條

本規則由省能源局、省物價局負責解釋，此前與本規則不符的，以本規則為準。

第九章 附 則

第二十五條 本規則自發文日期起施行。

第三篇：海南省電力用戶與發電企業直接交易辦法

海南省電力用戶與發電企業直接交易辦法

第一章 總 則

第一條 為進一步規范海南省電力用戶與發電企業直接交易（以下簡稱“直接交易”）工作，依據相關文件精神，制定本辦法。

第二條 直接交易是指符合準入條件的電力用戶與發電企業按照自愿參與、自主協商的原則直接進行的購售電交易，電網企業按規定提供輸配電服務。

第三條 直接交易堅持政府引導和市場為主相結合、節能減排和優化結構相結合、互利共贏和持續發展相結合的原則，發揮市場調節供需、引導投資、配臵資源的作用，實現電力和國民經濟的協調發展。

第二章 市場成員 第一節 市場主體與運營機構

第四條 參與直接交易的市場成員包括市場主體和市場運營機構。

第五條 市場主體包括符合準入條件的發電企業、電力用戶

— 1 — 及提供輸配電服務的電網企業。

第六條 市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。

第二節 市場主體準入條件

第七條 電力用戶須具備以下準入條件：

（一）具有獨立法人資格、手續齊全、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任，或經法人單位授權的內部核算的電力用戶。

（二）符合《產業結構調整指導目錄》等國家及地方產業政策、環保政策要求。

（三）參與直接交易的企業能耗按國家有關規定執行準入，原則上應低于行業內平均水平，且由省級行業管理部門出具相關證明材料。

（四）按照平穩有序的原則，逐級開放電力用戶。企業用電電壓等級原則在110千伏及以上，省內優勢產業、高新技術企業、行業龍頭標桿企業和戰略性新興產業的用電電壓等級適度放寬至35KV。

（五）禁止不符合國家產業政策、環保排放不達標、淘汰類產品及工藝的電力用戶參與直接交易。

海南省能源局、國家能源局華南監管局授權電力交易機構適時發布直接交易公告。符合準入條件的企業，應按公告規定的時限自愿向設區市電力主管部門提出申請（附省級行業管理部門出具的相關證明材料），省能源局組織相關部門、行業專家對 — 2 — 電力用戶進行資格復核。

第八條 發電企業（機組）須具備以下準入條件：

（一）經國家核準，環保排放達標并已獲得發電業務許可證的發電企業。

（二）機組單機容量含30萬千瓦及以上，并入江西電網運行的公用火電機組。積極探索水電、風電、光伏發電等可再生能源機組參與直接交易機制。

第三節 市場成員主要職責

第九條 各市場成員應熟悉并嚴格遵守本辦法，按要求開展直接交易并承擔相應責任。符合準入條件的市場主體按照市場規則自愿申請進入直接交易市場，同時保證直接交易市場相對穩定，參與直接交易的市場主體合同期內不得退出市場。如因退出原因給直接交易相關方造成損失的，應予以賠償。

第十條 電網經營企業的主要職責：

（一）公平、無歧視開放電網，提供輸配電服務。

（二）保障電力交易機構、電力調度機構履行市場運營職責。

（三）負責電量抄錄，代理結算直接交易電費。第十一條 發電企業的主要職責：

（一）按照本辦法規定參與直接交易，履行交易合同。

（二）執行并網調度協議，服從電力調度機構統一調度。

（三）履行維護系統安全責任，按規定提供輔助服務。

（四）按規定披露信息，包括參與直接交易機組能耗水平、— 3 — 環保設施運行情況等。

（五）按規定進入和退出市場。第十二條 電力用戶的主要職責：

（一）按照本辦法規定參與直接交易，履行交易合同。

（二）按時足額結算電費。

（三）嚴禁轉供或變相轉供電。

（四）按規定披露信息，包括受電電壓等級、最大負荷及負荷特性、年最大用電量、產品能耗水平和企業環保達標情況等。

（五）按規定進入和退出市場。第十三條 電力交易機構的主要職責：

（一）負責組織市場交易和出具結算憑證。

（二）發布直接交易公告。

（三）負責按交易合同分解編制月度交易計劃并轉電力調度機構執行。

（四）負責市場信息統計、發布和報告。

（五）按規定披露信息，包括輸配電價、輸配電損耗率、政府性基金和附加等。

（六）負責組織建設、管理和維護相關技術支持系統。第十四條 電力調度機構的主要職責：

（一）按調度關系對市場交易形成的無約束交易結果進行安全校核，公布安全校核結果并進行必要的解釋。

（二）根據通過安全校核后的交易結果，下達機組發電曲線，— 4 — 合理安排系統運行方式，保證系統安全運行和實時供需平衡。

（三）負責輸電阻塞管理。

（四）按規定向市場主體披露電網運行相關信息。

第三章 市場交易 第一節 交易電量

第十五條 經海南省能源局、國家能源局華南監管局協商一致，由海南省能源局在本10月31日前下達次年直接交易電量規模和明確發電設備容量剔除原則。直接交易電量規模實行總量目標管理，實際交易電量原則上不超過下達的交易計劃規模。

第十六條 海南省能源局在安排省內機組發電計劃時，優先預留直接交易電量，其余電量按計劃方式安排，機組發電利用小時（含直接交易、發電權交易、外送等電量）原則上不超過5600小時。電力用戶上一用電量超過5億千瓦時的，可按用電增量進行交易；上一用電量低于5億千瓦時的，原則上按交易年全部用電量（剔除自發自用電量和銷售電價表中電解燒堿等優惠電價類電量）進行交易。

第二節 交易方式

第十七條 直接交易包括電力用戶和發電企業雙邊協商、集中撮合兩種交易方式。電力用戶和發電企業通過雙邊協商方式形成直接交易電量后，交易電量達不到既定電量規模時，— 5 — 發電企業和電力用戶可參加剩余電量的集中撮合交易。

第十八條 交易發布、申請和雙邊協商交易程序：

（一）本11月1日前，電力交易機構發布啟動下一直接交易的公告。公告內容包括：下一全省電力供需形勢預測、直接交易電量規模、輸配電價標準、政府性基金及附加、電力用戶和發電企業準入條件、發電設備容量剔除原則等交易信息。

（二）11月30日前，完成電力用戶和發電企業資格準入并授權電力交易機構發布。

（三）12月31日前，獲得市場準入資格的電力用戶和發電企業根據市場交易信息，雙方自主協商確定次年交易電量、交易價格、分月計劃等購售電合同標的，達成一致后，簽訂直接交易意向書，并及時提交電力交易機構。

（四）電力交易機構根據所有市場主體提交的直接交易意向書，匯總直接交易信息，送電力調度機構安全校核。

當直接交易意向電量超過直接交易總量規模時，優先安排增量成交直至增量占總規模的額度上限，增量之外剩余電量按達成交易意向時間先后逐一安排。

（五）電力調度機構完成安全校核，將校核結果反饋電力交易機構，由電力交易機構發布交易電量結果。

（六）市場主體根據直接交易意向書中商定的價格和電力交易機構發布的交易電量結果，參照原國家電監會、國家工商 — 6 — 總局制定的《大用戶與發電企業直接交易購售電合同（示范文本）》和《大用戶與發電企業直接交易輸配電合同（示范文本）》，簽訂直接交易購售電合同和輸配電服務合同。

第十九條 集中撮合交易程序：

（一）視直接交易電量達成情況，每年1月10日前，電力交易機構發布集中撮合交易公告，組織開展集中撮合交易。

（二）獲得市場準入資格的電力用戶和發電企業根據公告信息，向交易機構申報參與集中撮合交易的電量、電價，經電力交易機構撮合后形成交易匹配對。

（三）匹配規則：電力用戶按申報電價由高到低、發電企業申報電價由低到高，電力用戶申報電價減去發電企業申報電價為正則成交，形成匹配對，直至電量為零或價差為負，成交電價為雙方報價的均價。如果兩個或兩個以上發電企業或電力用戶報價相同且成交總電量超過電量規模時，按發電企業上一煤耗水平先后排序，煤耗低的交易匹配對優先安排。

（四）集中撮合交易結果經電力調度機構安全校核后，由電力交易機構于向市場主體發布，并組織市場主體在1月底前參照原國家電監會、國家工商總局制定的《大用戶與發電企業直接交易購售電合同（示范文本）》和《大用戶與發電企業直接交易輸配電合同（示范文本）》，簽訂直接交易購售電合同和輸配電服務合同。

第三節 交易價格及線損

— 7 — 第二十條 直接交易成交電價由電力用戶與發電企業通過雙邊協商確定或集中撮合形成。

第二十一條 電力用戶購電價格由直接交易成交電價、輸配電價、輸電損耗、政府性基金和附加組成。執行兩部制電價的電力用戶，其購電價格由基本電價和電量電價組成，基本電價執行海南省電網現行銷售電價表中基本電價標準。

第二十二條 輸配電價由國家價格主管部門核定。第二十三條 政府性基金和附加由電網企業按國家規定標準向電力用戶代收。

第二十四條 輸電損耗由海南省價格主管部門核定。

第四章 交易執行

第二十五條 電力交易機構按照直接交易合同約定的分月計劃和電力用戶提交的月度用電計劃，匯總月度直接交易電量，提交電力調度機構。

第二十六條 電力調度機構執行調度任務時，應優先安排直接交易合同電量。

第二十七條 對參與試點發電企業的發電設備運行管理考核和輔助服務補償，繼續按現有的規定執行。

第二十八條 當參與直接交易機組因技術原因無法完成合同電量時，可由該企業其他機組代發，直接交易容量不固定在發電企業某一臺機組上（但必須是符合準入條件的機組）。

— 8 — 第二十九條 在全省電力供應緊張實施有序用電時期，參與直接交易的發電企業、電力用戶必須服從全省統一調度，執行錯峰讓電等指令，共同維持全省供用電秩序。

第五章 計量與結算

第三十條 參與直接交易的發電機組上網關口的計量點、電力用戶購電關口的計量點，原則上設在與電網企業的產權分界點，電力用戶購電關口的計量點必須能實現獨立計量。

第三十一條 直接交易涉及的電能計量裝臵、電能計量裝臵校驗要求和計量裝臵異常處理辦法按照國家電力計量有關法規和簽訂的《購售電合同》、《輸配電服務合同》的約定執行。

第三十二條 電網經營企業按合同約定時間完成發電企業和電力用戶抄表后，及時將結果送至電力交易機構。電力交易機構根據計量結果以及合同約定價格，向相關市場主體出具結算憑證，由電網企業分別與電力用戶和發電企業進行結算。

第三十三條 電網企業根據“月結月清”原則與發電企業和電力用戶結算直接交易電費。電力用戶實際月度用電量與月度計劃電量偏差在±5%以內，視同按照直接交易約定完成月度計劃電量，其偏差電量在月度間滾動。

第三十四條 除不可抗力因素外，因發、用方原因，造成實際直接交易電量超出合同電量±5%偏差部分視為違約電量。對于超出5%的部分，用戶購電價按政府核定的目錄電價的110%

— 9 — 執行。電力用戶實際用電量低于合同約定的5%部分，由發電企業和電力用戶在購售電合同內自行約定賠償措施；未約定的，電力用戶按3分錢/千瓦時標準向發電企業繳納違約金。

第六章 交易監管

第三十五條 國家能源局華南監管局對直接交易的實施情況進行監督檢查，定期開展監管評價，確保交易行為規范有序。

第三十六條 當電力用戶出現不可抗力因素，導致交易無法進行時，報海南省能源局、國家能源局華南監管局同意，可中止發電企業與用戶企業的直接交易。

第三十七條 電力用戶和發電企業有下列行為之一的：

（一）提供虛假材料或其它欺騙手段取得市場準入的；

（二）違反法律法規以及國家電力或環保政策并受到處罰的；

（三）互相串通報價，操縱或控制市場交易，哄抬或打壓交易價格的；

（四）將所購交易電量轉售或變相轉售給其他用戶的；

（五）拖欠直接交易及其它電費的；

（六）不按交易結果簽訂合同的；

（七）無正當理由，不履行已簽訂的交易合同或協議的；

（八）不服從電網調度命令的；

（九）其它違反交易規則行為并造成嚴重后果的。

— 10 — 海南省能源局、國家能源局華南監管局責令其限期整改，直至取消交易資格。被取消資格的電力用戶和發電企業，一年內不得重新申請進入市場。

第三十八條 電力交易機構應及時披露以下信息：

（一）直接交易合同電量；

（二）直接交易中由于電網安全約束限制的具體輸配線線路或輸變電設備名稱、限制容量、限制依據、該輸配電設備上其他用戶的使用情況、約束時段等；

（三）直接交易電量執行、電量清算、電費結算等。第三十九條 電力交易機構應在每月10日前發布上月直接交易信息，于每年1月底前向海南省能源局、國家能源局華南監管局書面報送上一直接交易開展情況。

第七章 附 則

第四十條 本辦法自發布之日起施行。

第四十一條 本辦法由海南省能源局、國家能源局華南監管局負責解釋。

第四篇：甘肅省電力用戶與發電企業直接交易細則

附件1

甘肅省2017年電力用戶 與發電企業直接交易實施細則

第一章 總則

第一條 為規范有序推進電力用戶與發電企業直接交易工作，根據《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及配套文件、《中共甘肅省委甘肅省人民政府關于印發<甘肅省推進價格機制改革實施方案>的通知》（甘發〔2016〕16號）等政策規定精神，制定本實施細則。

第二條 堅持有利于工業經濟企穩回升，有利于先進高載能產業發展，有利于新能源電量消納，有利于發用雙方協作共贏。

第三條 電力用戶與發電企業直接交易以電網安全為前提，堅持依法合規、自愿交易的原則，維護各市場主體合法權益。

第四條 部門分工和單位職責

省發展改革委會同相關部門和單位，組織電力用戶與發電企業直接交易工作,對電力用戶與發電企業直接交易政策解釋；

省工信委負責電力電量平衡原則，制定優先發電購電計劃；

甘肅能源監管辦負責對電力用戶與發電企業直接交易的實施進行監管；

省電力公司負責電力用戶與發電企業直接交易的安全校核、交易執行、交易結算、信息披露等實施工作。

第二章 準入條件

第五條 參與交易企業必須符合國家最新產業政策和節能環保要求。列入省發展改革委省工信委省環保廳省質監局2017年執行差別電價名單的淘汰類、限制類企業或產能不納入直接交易范圍。

第六條 電力用戶條件

（一）符合政策的電解鋁、鐵合金、碳化硅、電石等企業；

（二）省政府已確定的戰略性新興產業骨干企業；

（三）蘭州新區用電容量在315千伏安及以上且年用電量200萬千瓦時以上的工業企業；

（四）國務院和省政府有關政策已明確的金川集團股份有限公司、白銀有色集團股份有限公司、甘肅劉化（集團）有限責任公司；

（五）在全年電力電量平衡基礎上，新增循環經濟產業鏈項目，及上述行業企業用電量超過上年同期的電量。

第七條 發電企業條件

（一）省內除自備電廠以外的火電企業;

（二）省內裝機容量1.5萬千瓦及以上水電企業； 新能源發電企業參與直接交易另行明確。第八條

符合條件的省內售電公司。

第三章 資格審核

第九條 符合第六條的電力用戶，向所在市州供電公司領取、填報《甘肅省電力用戶與發電企業直接交易申請表》。經市州供電公司初審后，集中交甘肅電力交易中心有限公司（以下簡稱甘肅電力交易中心，下同）匯總。

發電企業、售電公司向甘肅電力交易中心申報。第十條 甘肅電力交易中心按照國家和省上政策規定及要求對企業市場準入資格進行審核。審核結果在甘肅電力交易中心信息平臺和甘肅省電力公司網站公示。

第四章 交易組織

第十一條 甘肅電力交易中心按有關規定具體負責開展相關工作。

第十二條 直接交易申報電量

（一）電力用戶交易申報電量為企業生產用電量，用戶申報電量原則上參照2016年實際生產用電量，超出部分電量由省

最大交易電量按預測電量確定。

第十九條

省電力公司依據省工信委確定的發用電計劃及供熱電量，根據電網安全約束、調峰調頻、檢修計劃等要求，明確各火電企業有關邊界條件、最小開機方式、安全校核等事項，并明確可直接交易電量，交易組織前在甘肅電力交易中心信息平臺、省電力公司網站發布。

第二十條

安全校核按交易周期分和季度進行，電力調度機構在交易周期內所有交易出清后進行總量安全校核，甘肅電力交易中心依據安全校核結果發布最終交易結果。

第二十一條 簽訂直接交易合同的火電企業，對其直接交易、基數交易、臨時交易及外送電交易電量統籌校核。

第二十二條 因不可抗力以及電力系統發生事故等緊急情況影響直接交易完成時，電力調度機構有權按照保證電網安全的原則實施調度。

第六章 交易結算

第二十三條 直接交易委托電網企業統一結算。第二十四條 電力用戶（售電公司）與發電企業交易電價暫按電力用戶到戶電價與發電企業上網電價購銷兩側價差等額傳導的方式確定。國家核定的甘肅電網輸配電價執行后，交易電價按直接交易價格、電網輸配電價（含線損）和政府性基金及附加確定。

第二十五條 電力用戶按月結算、季度清算；發電企業交易電量按年內滾動平衡結算，清算原則按三方（四方）合同約定為準。

第二十六條

先結算直接交易電量電費，再結算其它電量電費。

第二十七條 結算方法

（一）等額傳導模式

1.電網企業與電力用戶電費結算

直接交易用電價格=用電企業到戶電價±購銷兩側價差等額傳導價格

月度結算電費=月度直接交易電量×直接交易用電價格 2.電網企業與發電企業電費結算

直接交易發電價格=發電企業上網電價±購銷兩側價差等額傳導價格

月度結算電費=月度直接交易電量×直接交易發電價格

（二）輸配電價模式

電力用戶的直接交易用電價格=直接交易發電價格+電網輸配電價+政府性基金及附加。

第三十七條 當因電力電量平衡等因素發生重大變化，確需對直接交易合同進行普遍調整時，應由合同主體提出申請，在政府相關部門指導下進行。

第三十八條 省發展改革委會同省工信委、甘肅能源監管辦、省電力公司對電力用戶與發電企業直接交易進行動態監督管理，定期對電力用戶和發電企業直接交易情況進行總結，并征求相關方面意見，完善直接交易工作。

第三十九條 省政府相關部門要嚴格維護直接交易秩序，不得采取影響直接交易的措施、辦法。

第四十條 甘肅省冶金有色工業協會、甘肅省電力市場管理委員會要發揮橋梁紐帶作用，引導發用各方理性競爭，實現協作共贏。

第四十一條 參與電力用戶與發電企業直接交易工作的相關人員，必須嚴格遵守相關法律法規和工作紀律。

第八章 附則

第四十二條 本實施細則自發文之日起實行，未明確事宜在公告中明確。

第四十三條 本實施細則由省發展改革委會同相關部門解釋。

第五篇：廣西壯族自治區電力用戶與發電企業直接交易試點暫行辦法

廣西壯族自治區電力用戶與發電企業直接

交易試點暫行辦法

開展電力用戶與發電企業直接交易試點，是我國深化電力體制改革的重要內容。為規范、有序開展我區電力用戶與發電企業直接交易試點工作，根據國家有關規定和要求，制定本暫行辦法。

一、指導思想、總體目標和基本原則

（一）指導思想

以科學發展觀為指導，按照《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》（國發[2002]5號）、《國家電監會國家發展改革委國家能源局關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知》（電監市場[2009]20號）等有關文件要求，結合我區實際，發揮發電、用電和電網企業的積極性，積極穩妥推進電力用戶與發電企業直接交易試點工作，促進經濟又好又快發展。

（二）總體目標

進一步開放電力市場，增加用戶購電選擇權和發電企業售電選擇權，優化電源結構，提高資源利用效率，促進電價形成機制的完善，努力降低用電電價，為廣西經濟發展服務。

（三）基本原則

1、保持電價總水平基本穩定。廣西電價的結構性矛盾突出，要統籌兼顧局部利益與整體利益，處理好直接交易試點大用戶與其它用電戶以及用電、發電、電網企業間的利益關系，不能因為開展直接交易試點推動銷售電價總體水平的上漲。

2、依法確定電價。電力用戶與發電企業的直接交易價格由雙方自主協商確定，輸配電價格由自治區價格主管部門按國家有關規定提出意見經自治區人民政府審定后報國家發展改革委審批，政府性基金及附加按照國家規定標準繳納。

3、保證電網安全。電力用戶與發電企業的直接交易一般通過現有公用電網線路實現。確需新建、擴建或改建線路的，應符合電網發展規劃，由電網企業按投資管理權限申請核準、建設和運營。大用戶已有自備電力線路并符合國家有關規定的，經電力監管機構組織安全性評價后，委托電網企業調度、運行，可用于輸送直接交易的電力。

4、統籌當前和長遠。電力用戶與發電企業直接交易試點要考慮遠近結合，既要有利于近期試點工作的推進，又要為全面推開打下基礎，既要兼顧參與試點的大用戶、發電企業和電網企業當前的利益分配，又要考慮參與試點的大用戶、發電企業和電網企業的持續發展和科學發展。

5、穩妥有序推進。電力用戶與發電企業直接交易試點涉及面廣、利益關系復雜，應先試點，規范起步，總結經驗后再逐步推廣。

二、范圍和條件

根據電監市場[2009]20號文的有關規定，結合廣西實際，電力用戶與發電企業直接交易試點的范圍和條件如下：

（一）參加試點的大用戶、發電企業、電網企業，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的大用戶、發電企業經法人單位授權，可參與試點。

（二）參與試點的大用戶，暫定為中國鋁業廣西分公司以及百色市、來賓市、河池市用電電壓等級110千伏及以上、符合國家產業政策、用電負荷相對穩定、用電量較大的優勢產業大型工業企業。參與試點的大用戶以電壓等級110千伏及以上計量表所計量的用電負荷參與直接交易。

（三）參與試點的發電企業，暫定為2004年及以后新投產、符合國家基本建設審批程序并取得發電業務許可證的火力發電企業和水力發電企業。其中，火力發電企業為單機容量30萬千瓦及以上的企業，水力發電企業為單機容量10萬千瓦及以上的企業。由國家統一分配電量的跨省（區）供電項目暫不參加試點。

（四）參與試點的電網企業，暫定為廣西電網公司。

（五）根據試點工作進展情況，逐步放寬市場主體準入條件。

三、交易規則

（一）大用戶可向多個發電企業直接購電；發電企業可向多個大用戶直接售電；電網企業公平開放電網，在電網輸電能力、運行方式和安全約束允許的情況下，公平、公正地為直接交易提供輸配電服務。直接交易的電力電量納入全區供需平衡。

（二）全區電力用戶與發電企業年直接交易電量原則上不超過電網企業年銷售電量的20％。每個大用戶直接交易的電量必須水、火搭配，其中直接交易的水電電量原則上不超過直接交易總電量的50％。

（三）火電企業可在全額發電容量參加全區電力電量平衡的基礎上參與試點。原則上，全區同類機組實際年平均利用小時對應的電量為參與試點火電企業的上網電量，執行國家核定的上網電價；超過全區同類機組實際年平均利用小時的電量為參與試點火電企業的直接交易電量，執行直接交易電價。

（四）大用戶和發電企業按照自愿、互利和市場化的原則，自主協商確定直接交易發電容量、直接交易電量、直接交易價格，參考國家電力監管委員會、國家工商行政管理總局制定的示范文本簽訂《大用戶與發電企業直接交易購售電合同》，合同有效期應為1年及以上。合同有效期滿繼續直接交易的，雙方應于合同有效期滿前1個月重新簽訂《大用戶與發電企業直接交易購售電合同》。

以大用戶直接交易的年平均負荷加上核定網損確定為發電企業的直接交易發電容量。火電企業的直接交易發電容量原則上不應小于該發電企業單機容量的50%。

（五）大用戶、發電企業和電網企業協商確定過網直接交易電量，參考國家電力監管委員會、國家工商行政管理總局制定的示范文本簽訂《大用戶與發電企業直接交易輸配電服務合同》，合同有效期應與《大用戶與發電企業直接交易購售電合同》的合同有效期一致。合同有效期滿大用戶、發電企業繼續直接交易的，三方應于合同有效期滿前1個月重新簽訂《大用戶與發電企業直接交易輸配電服務合同》。

（六）電力調度機構根據直接交易購售電合同、直接交易輸配電服務合同，經電網安全校核后，制定直接交易日用電計劃曲線下達給大用戶執行，制定日發電計劃曲線（含直接交易日發電計劃曲線）下達給發電企業執行。發電企業的可調發電容量首先用于安排直接交易發電計劃；當可調發電容量不能滿足該發電企業全部直接交易大用戶的用電計劃時，根據大用戶提交給調度機構的直接交易合同的先后順序安排各大用戶的直接交易用電計劃。

（七）大用戶、發電企業需要調整月度直接交易計劃電量的，應最遲于次月1日之前5個工作日向電力調度機構提出申請。電力調度機構在接到申請后2個工作內給予答復，超過2個工作日不予答復的視同同意申請。合同有效期內的每年8月，大用戶、發電企業、電網企業可以協商適當調整當年年合同電量及剩余月份合同電量。

（八）電力調度機構按照相關調度規程確定發電企業、大用戶的調度管轄方式，按“公平、公正、公開”的原則進行調度。

（九）大用戶、發電企業可以委托電網企業對直接交易余缺電量進行調劑。在實時市場建立前，當大用戶、發電企業實際用電量、發電量與直接交易的合同電量發生偏差時，余缺電量可向電網企業買賣。購電價格按目錄電價的110%執行；售電價格按政府核定上網電價的90%執行。電網企業由此增加的收益在核算電價時統籌平衡。

（十）在電力供應緊張情況下，若系統需要，直購電大用戶應參與錯峰、避峰用電，以優先保證黨政機關、學校、車站碼頭等重要部位和農業生產、居民生活用電需求。

（十一）同時向多個發電企業直接購電的大用戶及同時向多個大用戶直接售電的發電企業所簽訂的《大用戶與發電企業直接交易購售電合同》、《大用戶與發電企業直接交易輸配電服務合同》和其它相關合同，分別獨立執行。

（十二）大用戶直接交易的電力電量，限于本企業生產自用，不得轉售或者變相轉售給其他用戶。

（十三）發電企業的直接交易發電容量在安排計劃上網電量時予以剔除。合同有效期滿不再續約和/或解除合同退出的發電企業直接向大用戶售電的發電容量，有關部門應在下一發電計劃中給予安排統購上網電量。

四、交易電價

大用戶支付的購電價格，由直接交易價格、電網輸配電價和政府性基金及附加三部分組成。其中：

（一）直接交易價格。由大用戶與發電企業通過協商自主確定，不受第三方干預。

（二）電網輸配電價。近期，在獨立的輸配電價體系尚未建立的情況下，原則上按電網企業平均輸配電價（不含躉售縣）扣減電壓等級差價后的標準執行，其中110千伏輸配電價按照10%的比例扣減，220千伏按照20%的比例扣減。輸配電價實行兩部制。輸配電價標準和損耗率由自治區價格主管部門提出意見報國家發展改革委審批。

（三）政府性基金和附加。大用戶應和其他電力用戶一樣承擔相應社會責任，按照國家規定標準繳納政府性基金及附加。

五、電能計量和電量結算

（一）電量按月結算，清算。

（二）發電機組上網關口的計量點、大用戶購電關口的計量點，原則上設在與電網企業的產權分界點，并按照關口計量點記錄的電量數據進行結算。

（三）大用戶向多個發電企業直接購電的，直接交易結算電量按照合同簽訂時間先后次序分配到各發電企業。

發電企業向多個大用戶直接售電的，直接交易結算電量按照合同簽訂時間先后次序分配到各大用戶。

（四）電網企業負責組織交易電量的分配、抄表和分割，組織大用戶、發電企業核對電量。

六、電費結算

（一）電費按月結算。

（二）政府性基金和附加由電網企業代為向大用戶收取。

（三）大用戶支付發電企業的電費暫由電網企業向大用戶代為收取并支付給發電企業。

（四）電網企業負責電費結算，組織大用戶、發電企業核對電費。

七、其它要求

（一）電網企業根據可靠性和服務質量標準的要求，按規定提供輔助服務；發電企業和大用戶根據合同約定，對電網企業提供輔助服務。近期，發電企業和大用戶暫不另行繳納輔助服務費用。條件成熟時，輔助服務可單獨核算，并向相應的市場主體收取，具體辦法屆時另行制定。

（二）電力調度機構應當按照有關規定，及時向發電企業、大用戶提供直接交易所需的電力調度信息；由于電網原因影響直接交易造成損失的，電網企業應予以補償。

（三）大用戶和發電企業要將直接交易的相關合同報電力監管機構、自治區有關部門和電網企業備案，并按照有關規定提供直接交易所需要的信息。

八、組織實施

（一）大用戶與發電企業直接交易試點工作由廣西推進直購電試點工作聯席會議負責組織實施，確保試點工作規范進行。

（二）符合準入條件的大用戶向廣西推進直購電試點工作聯席會議提出試點申請，廣西推進直購電試點工作聯席會議審核后上報自治區人民政府審批。

（三）取得自治區人民政府同意開展試點的大用戶與符合準入條件的發電企業自主協商，簽訂直接交易意向協議，在此基礎上雙方與電網企業簽訂輸配電服務意向協議。

（四）在廣西推進直購電試點工作聯席會議的指導下，大用戶負責組織發電企業、電網企業提出直接交易實施方案，并由三方聯合上報廣西推進直購電試點工作聯席會議。廣西推進直購電試點工作聯席會議對提交的直接交易實施方案審核和匯總后，上報自治區人民政府審定。

（五）廣西推進直購電試點工作聯席會議將經自治區人民政府同意的直接交易實施方案上報國家電監會、國家發展改革委和國家能源局，獲得批準后實施。

（六）電力監管機構、自治區價格主管部門負責對直接交易的實施、價格執行等情況進行監督檢查，對違規行為依據有關規定予以處罰。

九、其它

本辦法由廣西推進直購電試點工作聯席會議負責解釋。