第一篇：發電企業向大用戶直供電試點有關問題的思考

發電企業向大用戶直供電試點有關問題的思考

作者: 辛學鋒 趙建平單位: 內蒙古電力公司營銷部

近來，全國許多地區紛紛開展大用戶直供電改革試點工作，不少地區出現了由市政府出面向省(自治區)政府寫報告要求在本地區設立由發電廠直供電的高載能工業園區的情況，眾多發電企業也紛紛與用電企業接洽，向用戶承諾優惠的直供電價。對于發電企業向大用戶直供電有關問題應進行分析和探討，以利于電力行業這一國民經濟基礎產業的穩定發展。

一、發電企業向大用戶直供試點問題的提出

各地開展發電企業向大用戶直供電的依據都是一條，即經國務院批準的電力體制改革方案國發[2002]5號文(下稱5號文)的第二十二條：“在具備條件的地區，開展發電企業向較高壓等級或較大用電量的用戶和配電網直接供電的試點工作。直供電量的價格由發電企業與用戶協商確定，并執行國家規定的輸配電價。”這一條內容比較籠統，有幾個方面沒有明確，其一“在具備條件的地區”，具備什么樣的條件、哪些地區是具備條件的地區沒有明確；其二“開展發電企業向較高電壓等級或較大用電量的用戶和配電直接供電的試點工作”，什么樣的發電企業可以試點、多高電壓等級可試點、多大電量為較大用電量的用戶沒有明確；其三開展試點的地區應由國家哪一級機構來審批沒有明確。正是由于這幾個重要內容的沒有明確，所以在一定程度上造成一年來各地發電企業向大用戶直供電的興起。

二、發電企業向大用戶直供電在現行電力法律依據的探討

實際上，發電企業向大用戶直供電在我國現行電力法律體系中是找不到任何依據的，反而與現行法律體系中的很多法律法規規定，尤其是供電營業區許可制度和供電營業專營制度的有關條款是相悖的。

1．供電營業區許多制度和供電營業專營制度的有關條款《中華人民共和國電力法》第二十五條“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構??供電營業機構持《供電營業許可證》向工商行政管理部門申請領取營業執照，方可營業”。由國務院發布的《電力供應與使用條例》屬于電力法的配套行政法規。此條例第二十條“非經供電企業委托，任何單位不得擅自向外供電”。第三十條“用戶不得有下列危害供電、用電安全，擾亂正常供電、用電秩序的行為??未經供電企業許可，擅自引入、供出電源或者將自備電源擅自并網”。《電力法》處于我國電力法律體系的核心部分，以《電力法》為基礎，國務院又先后制定了《電力供應與使用條例》、《電力設施保護條例》、《電網調度管理條例》等三個條例，從而構建起了中國電力法規體系的主要支撐部分，并已發揮了重要作用。正是由于法律中供電營業區許可制度和供電營業專營制度的一系列規定，確立了供電企業在供電業務中的壟斷地位。原電力工業部先后制定的《供電營業規則》、《供電營業區劃分及管理辦法》，是屬于國務院有關電力行政主管部門制定實施的電力行政規章，也是司法辦理案件的依據。在這些規章中對各類發電廠不得申請供電營業區，不得從事電力供應與電能經銷業務有更加具體詳細的規定。可見，電網經營企業在供電業務中的專營地位是法律所賦予的。

2．供電營業區許可制度和供電營業專營制度的作用

(1)供電行業具有天然壟斷特性，供電專營制度符合電力這一特殊商品的天然屬性；(2)有利于規范電力市場秩序，制止無序競爭；(3)有利于保護電網經營企業取得合法的經營收入；

(4)電網經營企業的健康發展，有利于我國對能源進行合理的開發和利用，有利于發揮電網統一調度和配給，從而實現供電的安全性、經濟性，實現國民經濟在電能供應上整體和宏觀層面的經濟性和穩定性。

3．法律依據方面的思考《電力法》(草案)是經國務院第36次常務會議討論通過，于

1995年9月由國務院向全國人大常委會提交法律草案，1995年12月28日第八屆全國人大常委會第十七次會議通過《電力法》，并由中華人民共和國主席令第60號發布。電力法按照形式來說是法律，其法律地位和效力低于憲法而高于電力行政法規、電力地方性法規和電力規章，而國務院5號文從法律地位上低于《電力法》，目前以國務院5號文件為依據實行發電企業向大用戶直供電還存著法律障礙，若大面積開展此類試點會引起大范圍的供用電糾紛，動搖現行電力法律的重要根基，對我國電力體制產生深刻而現實的影響，會對發、供電市場產生重大的影響。筆者認為5號文此條款的本意是局部的、小范圍進行試點，待取得成熟可行的經驗后，待對現行法律進行深刻變革之后再行推廣，方比較穩妥。

三、不加限制地開展發電企業向大用戶直供電試點可能造成的影響分析

1．擾亂電力市場正常秩序，引起供用電糾紛開展發電企業向大用戶直供電試點，對參加試點的發電企業、各類電力用戶和地方政府都有非常大的吸引力，對于發電企業來說可以找到穩定的電力用戶，進而還可以開拓配電市場；對于直供電用戶可以享受到比電網電價更優惠的直供電價；地方政府可以突出本地區低廉的直供電價優勢，作為招商引資的優惠政策，吸引來更多投資，從而拉動地方經濟的增長。這樣一個看來多贏的局面，其實隱藏著極大的隱患，在不遠的將來，若不加限制地大范圍開展直供電試點，在利益的驅動下，有些地區必然出現發電、輸電、配電各個環節在沒有科學論證和規劃的情況下重復投資、重復建設，造成電力資源的浪費，對局部或短期有利的政策也可能帶來全局和長遠的利益損失。在減少了電網環節后，為了吸引投資，各直供電試點地區有可能產生壓低銷售電價，從而使自己在價格上比電網銷售電價更具競爭力，會使該地區試點發電企業對原來處于壟斷地位的電網經營企業和供電局造成價格沖擊，甚至使其原有的客戶也被直供電所吸引，造成試點地區競爭加劇，擾亂電力市場價格體系，給正常的供用電生產經營秩序帶來無序發展的后果，從而引起原有供電企業與發電企業之間供用電糾紛。以已經開展直供電試點的宜昌地區為例，“2002年7月，宜昌市政府正式作出在點軍區建立宜昌市載電工業實驗區的決定，并正式批準葛洲壩電廠對載電工業試驗區實施電力直供……繼點軍區載電工業實驗區形成之后，宜昌下轄的宜都市、亭區、伍家崗等為吸引外資也正在積極研討就近電廠直接供電事宜……低電價的沖擊、直供區域的形成，將導致電網原有的高耗能用戶紛紛倒戈，宜昌供電將面臨生死存亡的考驗。”(見和訊網財經報道《宜昌兩個電網之亂：三峽電力如何營銷》鄭學勤、張賦宇報道)。

2．發電企業向大用戶直供電存在安全隱患發電廠向用戶直供電存在技術和安全上的隱患，其供電連續性和穩定性無法與電網相比，由于單一的電源點和薄弱的網架結構，易造成供電事故和埋下一系列安全隱患，影響電廠和用戶的安全穩定運行。為提高供電可靠性，用電網為發電廠做備用是解決問題可行辦法，但電網做備用，電網經營企業的設備投資及運行費用如何得到回報，其備用容量電費如何向用戶或發電廠收取，尚需進一步探索并出臺政策。

3．電網經營企業經營和發展愛到影響發展具有規模經濟效益和極強資源配置能力的大電網，是電力工業發展的基本規律。國內外現有實踐均已證明，電網規模的擴大和電網的統一調度能帶來多方面的效益，如錯峰效益，水、火電互補效益，互為備用和事故支援效益，以及可以最大限度采用高效率參數的大機組等。發電企業向大用戶直供電試點的無序開展，勢必對電網經營企業的生產經營造成重大沖擊，長遠而言造成電網企業的經營困境，進而對國民經濟的健康發展造成損害。長期以來我國曾經長期政企合一的電網經營企業承擔著政府的管電職能，同時也承擔著公益服務、普遍服務的職能。政府通過制定法律和政策，將普遍服務的義務賦予具有專營權的壟斷性企業，同時國家也通過法律和政策，給予實施普遍服務的企業以成本補償。多年以來，電網經營企業一直負擔著人民群眾和社會用電需求的普遍服務職能，從村村通電、戶戶通電，到扶貧通電，從農村電氣化建設到今天全國范圍的城、農網改造，都體現著這一點。對于向大用戶直供電的發電廠則沒有向社會提供公益服務、普遍服務的要求，這樣會使電網經營企業與發電企業處于不平等競爭的地位，長此以往，也會對

需要供電普遍服務的農村用電造成損害。以內蒙古自治區蒙西網1～10千伏電壓等級的電量電價為例，大工業電價為0.353元/千瓦時；貧困旗縣農業排灌電價為0.164元/千瓦時，兩者電價相差懸殊，可以看出電網經營企業對農村用電在價格上的扶持。

4．會對節約能源和可持續發展戰略造成不利影響目前提出的開展發電企業向大用戶直供電試點的地區，所選擇的直供用戶大多為高耗能企業或高耗能園區，若不及時予以規范，很可能造成高耗能園區遍地開花，高能耗、高污染的產業得到快速發展。我國是世界是產值能耗最高的國家之一，人均能源消費量僅為世界平均水平的一半，但產值能耗比世界平均水平高兩位；創造每萬美元GDP所消耗的能源數量，我國是美國的3倍、德國的5倍、日本的近6倍，可見我國節能任務十分艱巨。中國科技部石定寰秘書長指出，中國是世界上兩個最大的能源消費國之一，也是世界上最大的燃煤國家。伴隨國民經濟的快速發展，中國正面臨著能源與環境方面的許多問題和挑戰。環境污染已成為中國城市經濟和社會發展的嚴重障礙。從目前看，發達國家繼續將高能耗、高污染產業向發展中國家轉移，我國經濟的發展應進一步轉變經濟增長的方式，應適當限制高能耗、高污染產業，鼓勵扶植能耗低、附加值高的產業；控制本國高能耗產品的生產和出口規模，增加對國外高能耗產品的進口數量，從而降低能耗減少污染

四、對于開展發電企業向大用戶直供電試的幾點建議 1．國家有關部門應盡快對各地發電廠向大用戶直供試點工作進行規范，應盡快明確開展發電企業向大用戶直供電的試點地區、應具備的條件、大用戶的界定以及試點工作的批準機構和程序。筆者認為試點應優先選擇水力、水電資源豐富或電網結構薄弱、電網供電能力難以到達的地區，這樣有利減少不可再生資源的消耗，提高供電經濟性。

2．試點工作應在國家有關主管部門的統一部署下有計劃、有步驟地進行，試點地區宜少不宜多，不宜大面積鋪開，應證明其在整體上的經濟性和可行性，并取得成熟試點經驗的基礎上再行推廣。

3．在國務院5號文件的指導下，積極探索電力體制改革的法律體系改革，逐步建立更加有利于促進電力工業的發展，有利于提高供電可靠性，有利于改善對環境的影響和滿足全社會不斷增長的電力需求的電力法律法規體系。

第二篇：大用戶直購電模式研究報告

大用戶直購電模式研究報告

班級： 碩4020 姓名： 孫鵬偉 學號： 3114161018

背景

電力市場化改革主要包括3個方面的內容：建立發電側競爭市場、逐步放開售電側市場、實行政府監管下的電網公平開放。其中售電側市場放開的主要內容之一就是放開用戶選擇權。在我國，放開用戶選擇權的表現形式之一就是大用戶向發電企業直購電。

大用戶直購電國內外發展概況

我國在《關于印發電力體制改革方案的通知(國發[2002]5 號)》中就明確規定：“開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作，改變電網企業獨家購買電力的格局”，“在具備條件的地區，開展發電企業向較高電壓等級或較大用電量的用戶和配電網直接供電的試點工作。直供電量的價格由發電企業與用戶協商確定，并執行國家規定的輸配電價”。2004年３月，國家發改委和國家電監會又發布指導大用戶直購電試點的17號文件《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》。之后，中國在吉林、廣東、遼寧等省份開展了大用戶直購電試點工作。然而，這些試點地區都是以政府為主導、發電和電網企業讓利的局部試點，參與的大用戶和發電企業數量有限，直購電量占全網售電量的比例較小，對電網調度影響不大，尚未真正形成競爭性的售電側市場。2013年，改組后的國家能源局發布了《關于當前開展電力用戶與發電企業直接交易有關事項的通知》(國能綜監管(2013)258號)，宣布今后國家有關部門對于電力直接交易試點將不再進行行政審批，同時還要求各地必須加快推進電網輸配電價測算核準工作，并再一次明確指出“推進大用戶直購電和售電側電力體制改革試點”。

而從國外電力市場建設情況來看，基本沒有單獨的“大用戶直購電”的概念。目前所指的國外“大用戶直購電”，本質上是指在基本不存在電價交叉補貼的前提下，在電力市場中開展的一種雙邊交易。具體交易方式不同的國家有不同的作法，雖然模式差別很大，但基本都以“開放電網、增加用戶的選擇權”為目標，其中以開放終端用戶對供電商(零售商)的選擇權為主。國外大用戶在用電選擇權方面比一般用戶具有更大的靈活性，除了可以選擇供電商外，還可以直接參與電力批發市場購電，形式為簽訂雙邊合同或現貨市場集中競價交易。國內推出的“大用戶直購電”試點，相當于國外的大用戶與發電商簽訂中長期雙邊合同的電力交易方式。這種模式以北歐電力市場最為典型。

大用戶直購電的意義

從宏觀政策層面看，大用戶直購電當前電力體制改革的重要內容和主要突破口，是一種對現有電力銷售機制的探索性的改革嘗試。它的出現打破了傳統意義上由電網企業獨家買賣電力的格局，促使電力市場中最重要的兩個主體，即發電企業(生產者)和電力用戶(消費者)首次開始面對面直接交易。

其次，此種操作模式使得發電側和售電側同時引入了競爭機制，讓電力交易市場上同時出現了多個買家和多個賣家并存的局面。這不但有利于探索建立健全合理的輸配電價形成機制，也有利于終端用戶作為買方直接進入電力市場，構建開放的電力市場格局。

大用戶直購電實現了買賣雙方的直接互動，是智能電網期待的制度安排。全面互動化是智能電網的重要特征之一，交易是互動的最高形式。

大用戶直購電交易形成了以需求為導向的電力電量流，能夠有效、科學地引導電網規劃。對于管制模式下的電網規劃，未來的電力電量流是政府或電網企業預測的，在沒有用戶參與、并且沒有合同契約約束的情況下，電力需求成為了“虛求”，所有電力需求預測的誤差都由政府承擔，可能導致電網投資效率的下降，由此產生的成本最終還是由消費者承擔。通過分散決策，大用戶直購電交易使未來的電力電量在時間與空間上的需求變得更加確定，由此形成的未來電力電量流必將是真實的，能夠全面降低電網的投資風險。

大用戶直購電對電力市場參與者的影響

實行大用戶直購電后，將會對電力市場的參與者（發電企業、電網和電力用戶）產生一定的影響。就發電企業來說，以前，由于電網企業是唯一的買家，使得發電企業在定價上始終欠缺決定性的發言權，在某種程度上確實影響了其發電的積極性，也降低了發電企業改良技術、降低成本的這種作為市場主體應有的經營動力。實行大用戶直購電后,買家將不再僅僅是電網企業，隨著銷售對象的增多，使得發電企業的定價靈活性大大增強。

對電網企業而言，由于原來固有的從發電企業到電網企業，再由電網企業到最終客戶的兩個交易環節被縮略成了發電企業和終端用戶直接交易這一個環節，無形中削弱了電網企業在電力定價方面天生的發言權甚至主導權。隨著電力直接交易購電規模的進一步擴大，電能購銷的市場化程度也隨之加大，我們可以預計，電網企業未來將從傳統的買進賣出的經銷電量模式向單純的提供輸配電服務方向轉變，并最終在競爭中逐步轉型發展成為低利潤的公用事業服務企業。

就電力終端大用戶來說，其終于擁有了相對應的“討價還價”的空間和可能，并且有可能利用其大用戶的優勢地位獲得比以往更低的電價。對電力用戶而言，大用戶直購電的實施，最直接而深遠的影響就是促使其獲得電能的成本進一步降低。而且電能消耗占其總體生產成本的比例越高，收益就越明顯。

對非直購用戶的影響。直購的一個基本前提是直購電價要低于工業用電電價，大用戶購電價的降低可能導致中小用戶零售電價的上漲，從而影響大中小用戶的比價關系以及交叉補貼等問題。

大用戶直購電存在的問題

一直以來，如何確定輸配電價是困擾大用戶直購電研究開展的難點問題。由于長期以來的“混同”經營，使得輸配電價難以真正厘清。對電網企業來說，大用戶直購電過程中，電網的利潤由傳統的銷售電價與上網電價之差變成了“相對固定”的輸配電價。然而，電能在電網中流動產生的網損與運行方式和輸送距離關系密切，而且考慮到輔助服務、擴建成本和阻塞管理等，真實的輸配成本其實是一個很難確定的值。同時區域內開展大用戶直購電將會出現跨省交易。由于目前我國一些區域內各省價格差距較大，大用戶跨省交易將更加難以確定合理的輸配電價。

大用戶享用與發電商直接購電的優惠電價的同時，必然會抬高其他用戶(如城鄉居民和 農林等低產出用戶)的平均電價。交叉補貼可能會失去來源，長此以往，貧困地區、低收入、農林業生產等弱勢電力用戶會受沖擊。隨著我國電力市場化改革的推進，越來越多的用戶將接入購售電交易市場。在這種趨勢下，終端銷售電價將更貼近真實成本，交叉補貼的空間將逐漸消失。完全取消交叉補貼將影響社會穩定，影響農業等弱勢產業的發展。

隨著近年來電網的大規模建設，雖然省間輸電通道不斷擴大，但大范圍、大規模的省間電力資源流動仍然會受到省間聯絡通道容量資源不足的約束。

大用戶直供過多地強調用電規模，造成參與直購電的用戶多是一些高能耗企業。高耗能行業的快速增長勢必會造成地區綜合能耗呈結構性增長趨勢，這與國家近年來在節能減排工作中的有關要求是不相符的。

大用戶直購電實施后，必然會引起各方利益結構的調整，例如直購將打破電網現有單一售電者的壟斷局面。因此如何妥善地處理當地政府、發電企業、電網、大用戶和非直購用戶的利益平衡也將是阻礙大用戶直購電大范圍實行的嚴峻問題。電力市場中大用戶直購電具體問題研究

大用戶直購電制度設計原則

１）制度設計應遵循“激勵相容”原理，確保市場成員在逐利過程中，不知不覺地促進著制度設計者的目標，確保市場這只“無形的手”具有強大的力量。

２）制度設計應循序漸進，確保新的機制能夠與舊的機制平滑過渡，應通過市場方式激勵發電企業與大用戶參與直接交易，而不是由政府出面，讓市場有一個自然發育的過程。

３）電力市場制度設計應充分考慮電力商品的特殊性，實現電網運行的物理規律與經濟規律的完美結合。電力市場制度更應該促進電網的安全運行，采用金融交易方式確保電網調度的自由度。

４）電力市場制度設計應充分考慮市場的流動性，確保可持續不斷地進行帕累托改進。５）中國電力市場制度設計應充分考慮中國國有大企業存在著產權制度非市場化的現實，確保市場交易的公平性。

交易主體和市場準入機制

參與直購電交易的市場主體是發電企業和大用戶。其中，用戶側先以用電量較大的工業用戶和商業用戶為主；隨著市場的不斷完善，可逐步引入電力零售商，它們將作為用電量較小的商業用戶或居民用戶的代理商，直接與發電企業簽訂購售電合同。

交易主體應符合一定的準入標準。參與直購電交易的大用戶應符合國家產業政策，接入電壓等級和用電量規模應滿足準入條件，并且要求具有較好的電費繳納信用記錄。參與直購電交易的發電企業應符合國家產業政策，接入電壓等級和裝機容量滿足準入條件，參與交易的發電類型包括常規火電、核電、水電。

大用戶直購電交易范圍

我國地方行政區域實行以省為責任單位的財政、稅收、金融、社會管理和電力計劃管理體制，而我國目前電力市場建設的重點是區域電力市場，因此，大用戶直購電是首先在省內開展還是在區域層次上開展，需要進行認真分析比較。

在省內開展大用戶直購電的優點主要包括：

1）目前絕大多數電力交易是在省內完成，因此在省內開展大用戶直購電交易更符合目前的客觀實際情況。從2005 年的用電情況來看，省內用電量占全國用電量的88.6%，跨省交換電量占8.0%，跨區交換電量僅占3.5%。

2）從地方政府的支持力度來看，電力工業是各省級政府關注的重點行業，各省政府對電力生產計劃、消費、電價測算等都有決定權，在省內開展大用戶直購電有助于資源的就近配置，也有助于本省經濟發展和電力供需平衡，因此更容易得到省政府的支持。

3）位于同一省的大用戶、發電企業和電網企業彼此熟悉，政策環境相同，容易獲得有關的供求信息，有利于開展穩定、長期的合作。

4）目前除個別省份之外，我國大部分省內都是一個價區，如果在省內開展大用戶直購電，則在電價方面遇到的問題更少。

省內開展大用戶直購電的缺點主要是由于大部分省份都存在發電企業和用電企業市場主體相對集中，少量發電企業占據較大市場份額，在省內開展交易容易遇到少數市場主體市場力過大的問題，從而引發市場價格操控等市場風險，進而影響市場公平交易。

在區域電力市場開展大用戶直購電的優點主要包括： 1）在區域電力市場上，市場主體較多，各市場主體的市場份額相對較小，有利于控制市場力，維護市場交易的公平性。

2）區域內不同省份的發電裝機種類、用電高峰時段等往往存在一定的差異，在區域層次上開展大用戶直購電有助于水火互濟、錯峰用電，優化區域內的資源配置。

在區域電力市場開展大用戶直購電的缺點主要包括：

1）區域內開展大用戶直購電將會出現跨省交易。由于目前我國的價格體系是以省為基礎，一些區域內各省價格差距較大，大用戶跨省交易將更加難以確定合理的輸配電價，因此將會出現利益的大幅度調整。

2）隨著近年來電網的大規模建設，雖然省間輸電通道不斷擴大，但大范圍、大規模的省間電力資源流動仍然會受到省間聯絡通道容量資源不足的約束。

3）電力發展與供應安全對省內經濟發展影響很大，目前我國省間存在價格差異，在區域內開展大用戶直購電交易有可能使大量電力資源從電價低的省份流出，這樣可能改變該省內的電力供需形勢，甚至影響當地的電力供需平衡，因此易受到當地政府和企業的反對。

因此，為了穩妥推進大用戶直購電交易，建議因地制宜地確定交易試點的層次，初期交易試點可以是優先在省內開展大用戶直購電，條件成熟的地區也可在區域內開展大用戶直購電交易試點。

大用戶直購電輸送模式

大用戶直購電可分為2種交易模式：一種為不經過已有公共電網轉供的專線直購模式；另一種則是經過公共電網轉供的過網直購模式。從實際情況來看，后者為目前主流交易模式。

專線直購模式指的是電力大用戶和發電企業直接簽訂購售電合同，由大用戶或發電企業自建專用輸電線路，用來傳輸合同電力。此種模式下，雙方的電力交易不通過電網企業己建的公共電網，也因此并不向電網企業支付過網費。這種模式的優點在于，雙方的供電關系相對簡單，費用容易計算，受網絡影響小，甚至可以脫離電網企業自行運維；缺點在于需要興建專線，初始投資高，且后期需要自我運營，并為此投入大量的資金，對于用電企業的管理能力要求較高。此外，由于缺乏線路冗余，線路的供電可靠性較差。而且由于專用線路的建設成本較高，一旦建成，則大用戶會對發電企業形成極高的依賴性，一旦更換電能供應商,就需要新建專線，變更成本過高，從而影響未來的議價能力。

過網直購模式可以利用現有供電網絡，初始投資低且不需要為線路運維而重復安排運維管理所必須的人員。缺點在于仍然需要向電網企業支付一筆輸配電費用，而且由于輸配電網和電網企業的公共電網部分合一，有可能會受到其他地點電力運行事故的牽連，獨立性有所下降。但是應該看到，由于電網企業有著長期從事輸電工作的經驗，因此在實際操作中，出現風險可能性較小，而且對于大多數的用電企業來說，可以大大減少其用電成本，因此綜合優勢大于專線直購。在實際操作中，也是過網直購交易模式占據了主導地位。下文如無特別說明，均為過網直購模式。

大用戶直購電交易模式

協商式雙邊交易模式：在直購電量范圍以內，準入的大用戶與發電企業實現供需直接見面，通過雙邊自主協商進行直購電交易，同時支付電網經營企業相關輸電費用，并通過公用電力網絡資源輸送電能的供用電模式。雙方在協商確定直購電量、價格、用電負荷及時間等要素后，聯合向電力調度中心與交易中心申報，通過電網安全約束審核后，大用戶、發電企業、電網企業應參考《電量直接購售合同(范本)》和《委托輸電服務合同(范本)》簽訂相關合同(協議)，并嚴格執行。協商式雙邊交易模式為用戶與發電企業提供了自由選擇的空間，有助于買賣雙方根據自身需要進行靈活交易。買賣雙方直接見面，交易簡便易行，不需要建立復雜的技術支持系統，技術條件要求較低，交易成本也較低。協商式雙邊交易模式的主要缺點在于買賣雙方通過自主協商確定交易價格，價格不透明，難以給市場新進入者以明確的價格信號。而且協商式交易競爭力度較小，促進各方提高效率的壓力較小。目前貴州出臺的大用戶直購電方案就采用了這種模式。

貴州開展的大用戶直購電工作有以下特點：（1）將發電企業和大用戶分別打捆，與電網公司簽訂供電合同。（2）不改變調度關系和現有供電關系，依然由貴州電網公司負責安排機組全年發電計劃、安全校核和統一調度，對電網運行影響不大。（3）上網側和用戶側在現有批復電價和目錄電價的基礎上，按照相同的幅度聯動，中間價差不變，保證了電網公司的利益，基本沒有改變貴州電價總盤子。4）鼓勵電廠對增發電量進行電價優惠，一方面增加了直購電廠的發電量，另一方面也利用電價優惠鼓勵了用電企業多用電，實現了發、用電方的雙贏。（5）低價水電不參與直購電。參與直購電發電企業平均上網電價與貴州火電平均上網電價相近。

集中競價交易模式：電力交易中心為直購電交易建立技術支持系統，準入的大用戶與發電企業集中在該交易平臺上進行直購電競價交易，交易算法推薦采用撮合交易模式。針對不同交易時段，大用戶向系統申報購電價格與購電量，發電企業向系統申報售電價格與售電量。交易系統根據各方申報的購售電曲線，綜合考慮輸電成本和損耗，分別計算不同大用戶與發電企業的社會福利(雙方的價差)，在滿足電網安全約束的前提下，實行社會福利最大的交易對優先撮合，形成交易匹配對；在購售雙方報價的基礎上，以社會福利均分為原則，形成雙方的成交價格；重復上述步驟，直到社會福利小于零，交易結束。交易系統向達成交易的大用戶與發電企業發送交易成交通知單，并向電力交易中心和電力調度中心發送交易成交情況，電力調度中心按此制定調度計劃并實施。在集中競價交易方式中，買賣雙方在同一平臺 上統一進行交易，這樣可以有效地促進市場各方公平、公開、透明、規范地進行交易。市場參與方眾多，市場競爭激烈，對各方的競爭壓力較大。利用競價交易平臺可以開展日前、實時等多種交易，有助于維護市場供需平衡，提高電力系統的安全穩定水平。集中競價交易方式的主要缺點在于需要建設專門的交易技術支持系統，還需建立一系列配套的市場機制，因此投入較大，交易成本較高；另外，集中競價交易的過程較復雜，由于市場競爭激烈，市場波動較大，因此交易風險也較高。目前吉林是我國大用戶參與電力市場競價的典型實例。

吉林大用戶市場競爭購電有以下特點：（1）部分電量競爭。進入市場交易的電量，原 則上不超過吉林電力公司年售電量的10%。該交易部分電量不再執行目錄電價，由市場形成價格。（2）采用在市場交易平臺上集中撮合的交易模式。用電企業和發電企業雙方自由申報交易的電量、電價，匹配成交。（3）基本解決了交叉補貼問題。交易中的輸電服務費以用電對象執行的現行目錄電價（分類、入戶電壓等級對應的電價）與火電機組標桿上網電價的差額為基準。（4）大用戶仍需交納農網建設還貸基金、三峽工程建設基金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源電價附加費、城市公用事業附加費及輸配電損失費、基本電費等。這部分費用在輸電服務費中計收。

交易品種

大用戶直購電交易的周期應以中長期為主，直購電交易的合同期限可以是及以上，也可以是月度（或多月）。交易雙方需協商用電量、典型用電曲線和電價，根據合同范本簽訂直購電合約，并上報調度機構進行安全校核，只有安全校核通過的直購電合同才有效。在日前，交易雙方應協商確定次日用電曲線，并上報調度機構。開展未來的中長期交易，存在著相當大的不確定性。完善的市場制度應該給所有的市場成員提供規避風險的措施和帕累托改進的機會。為此，應建立大用戶直購電交易的二級市場。在一級市場上，發電企業獲得的發電合同是發電權，用戶獲得的合同則是用電權。如果用戶預測未來的用電存在重大誤差或者有其他用戶愿意出更高的價格買用電權，可在二級市場上將用電權轉賣；如果發電機組出現停運或者有更便宜的機組愿意發電，可在二級市場上將發電權出售；進一步，發電權與用電權還可以對沖。二級市場將極大地增加市場的流動性，實現帕累托改進，規避市場成員的未來風險，激勵市場成員在一級市場交易的積極性。遠期在二級市場上還可以引入虛擬交易者，建立電力金融市場。

合同交割方式

本文建議直購電交易合同的交割應在電網調度制定日前發電計劃之前，由簽訂大用戶直購電合同的大用戶與發電企業共同提交。之所以在日前提交發電和用電的交割曲線，是為了提高中長期合同交割的可操作性。事實上，如果要求在大用戶中長期合同中鎖定用電曲線是相當困難的，用戶產品市場具有相當大的不確定性。只有在日前，才能較為精準地確定未來一天的用電曲線。

在獲得合同日前交割曲線后，建議采用金融結算方式。所謂金融結算是指：在某一時段，如果用戶的用電量超過了合同交割的量，超出的部分按照現貨市場的價格結算；如果小于，不足的部分也將按現貨市場的價格賣給市場。這樣的結算方式有利于發電企業以全電量的方式參與現貨市場，以獲得在現貨市場上帕累托改進的社會福利；中長期合同只是在金融層面保障了市場成員的收益。在沒有建立現貨市場的情況下，對超出的部分，可按標桿電價上浮一定比例結算；不足的部分，按標桿電價下浮一定比例結算。

輸電費用

如果實施大用戶直購電，用戶與發電企業協商購電價格，電網公司在其中僅起電力輸送作用。由于國內尚無獨立的輸配電服務價格，如何收取過網費成為一大難題。合理的輸電費用將給市場成員提供正確的經濟信號，促使輸電資源優化。與此同時，輸電環節也反過來對發電企業和大用戶產生一定的約束和影響。輸電網絡的拓撲結構和有關輸電價格往往對一個發電廠商究竟能夠參加那些大用戶市場的競爭有很大影響。

對輸電服務的定價可以總結為輸電線路定價和輸電費用分攤兩個問題。輸電費用包括電網使用費和輔助服務費，而電網使用費由電網使用成本、機會成本、電網擴建成本、管理成本等組成。常用的輸電成本計算方法有會計成本法和平均增量成本法等。實現大用戶直購電交易的公平性關鍵在于如何分攤交易成本，分攤的基本要求是公平合理、計算簡單、過程透明、收支平衡和經濟信號。因此必須形成大用戶直購電交易的輸配電價格機制。如果不分距離、不考慮電壓等級和曲線的負荷率，只采用平均輸電價格，則勢必產生“搭車”現象。

要想設計出滿足以上要求的輸電費用分攤方法是非常困難的，不得不進行一些簡化，常用的方法有：

郵票法：郵票法將輸電業務的總成本平均分配到預測的總輸電電量當中，得到基于單位電量的輸電價格，或按照峰值功率平均分攤，從而得到基于容量的輸電價格。郵票法所具有的優點是：便于理解、執行簡單和交易費用低。不足是未考慮網絡阻塞和加固或擴展網絡的費用，不能向用戶提供有效的經濟信息，所形成的輸電價格不能反映用戶對輸電網絡資源的實際使用程度，在實踐過程中通常會造成交叉補貼。

兆瓦-公里法：兆瓦-公里法在各國的輸電定價實踐中因其基于輸電網絡使用的情況分攤輸電成本的特性而被更加廣泛的應用，該方法有各種變形，但通常都考慮了支路潮流、線路長度和成本三個因素。兆瓦-公里法優點是不僅考慮了不同輸電服務對電網各支路潮流分布的影響，而且還考慮了線路的長度等影響因素，能回收輸電系統的固定成本，所形成的價格能反映距離長短的變化。缺點是未考慮輸電網絡未來的擴展費用，成本分攤不夠準確。

潮流追蹤法：潮流跟蹤法是指根據不同節點的注入功率、輸出功率的差異，按比例分攤成本的原理進行輸電定價的方法。具體來說，通過追蹤電網的潮流可以得到某一個發電機到某個負荷的有功功率與無功功率，并且可以計算出每個發電機或負荷在線路上的潮流分配情況，從而將電網費用在各發電機或負荷間進行分配。潮流追蹤法的優點是能夠比較精確反映不同節點對輸電網絡的使用程度，可以制定出反映位置信號的節點電價，如果釆用發電側和負荷側都支付輸電使用費，則更有利于發電側電力市場中各電廠的公平競爭；缺點是理論研究上潮流追蹤法還存在較大的爭議，計算方法比較復雜，,以此定價交易費用較高。

交叉補貼

目前我國電價體系中存在著嚴重的交叉補貼，大用戶直購電將會引起利益格局的調整，這是推進大用戶直購電過程中需要解決的重點問題之一。

長期以來，我國電價存在高低電價交叉補貼的情況，如電力企業補貼用戶、高電壓等級用戶補貼低電壓等級用戶、工商業用電補貼居民生活用電等。大用戶本身由于接入系統電壓等級較高、用電量大、負荷率高，所以電價應該較低。大用戶直購電必將享受較低的電價，而其原來承擔的交叉補貼責任將轉移到電網公司和其他用戶，這樣就會增大電力企業的經營風險，造成對其他用戶的不公平，進而在一定程度上打破舊的交叉補貼平衡狀況。這將涉及電廠、電網、企業3 方共同的利益重新分配問題，而建立新的有效的交叉補貼機制是建立廠網分開后新型廠網關系的重要手段。

交叉補貼實際上是政府調節社會利益的一種手段，通常還將社會普遍服務義務包含在其中。在推進市場化改革過程中，必須將隱藏在電價中的交叉補貼機制轉化為公開的交叉補貼機制，通過在用戶價格中征收附加費的方式，建立專門的基金直接用于用戶補貼。例如，印度電力法在開放電網時規定，用戶或發電公司在接入輸電網時除了向電網公司支付輸電費用外，還必須同時支付有關交叉補貼的附加費，該附加費將逐步減少直至取消。

從目前我國的國情來看，短期內完全取消交叉補貼是不現實的，交叉補貼將在一定時間和范圍內長期存在。因此，應該循序漸進地逐步減少交叉補貼，由暗補逐步變為明補，由補貼多到補貼少，在條件成熟時取消補貼。

交叉補貼可以通過以下 2種方式來收取：

1）通過對大用戶征收附加費的方式，建立專門的基金來實現交叉補貼的收取。

2）由參與大用戶直購電的發電商承擔一定的交叉補貼責任，該過程通過發電企業的準入和上網電價的調整來實現。電網企業承擔交叉補貼的費用主要是通過降低購電成本和提高售電價格來實現，通過發電企業的準入可以在一定程度上保證電網企業的購電價格，從而有利于電網企業承擔交叉補貼的責任。

結語

建設大用戶直購電交易市場是中國的電力資源配置方式由計劃管制模式轉變為市場模式的重要突破，將有效地提升電力資源優化配置的水平，為推進智能電網建設提供制度保障，確保電力工業可持續發展。目前大用戶直購電試點工作開展的不夠充分，缺乏實踐經驗，不利于建立成熟的電力市場。因此，當務之急是積極創造條件以開展大用戶直購電試點，擴大試點省范圍，積極積累實踐經驗，促進大用戶直購電的健康發展，構建和諧的電力市場體系。

第三篇：大用戶直購電發展歷程

大用戶直購電發展歷程

2002年，國務院印發《電力體制改革方案》(國發[2002]5號文件)，文件中提出“開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作，改變電網企業獨家購買電力的格局;在具備條件的地區，開展發電企業向較高電壓等級或較大用電量的用戶和配電網直接供電的試點工作。直供電量的價格由發電企業與用戶協商確定，并執行國家規定的輸配電價”。這是大用戶直購電的概念首次提出。

2003年，按照《國務院辦公廳關于印發電價改革方案的通知》（國辦發[2003]62號）的要求，輸配電價由政府價格主管部門按“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”的原則制定。近期暫按交易所在電網對應電壓等級的大工業用電價格扣除平均購電價格的原則測算，報國務院價格主管部門批準后執行。國家出臺新的輸配電價政策后,按新的政策執行。

2004年，國家電監會和國家發改委聯合印發了《電力用戶直接向發電企業購電試點的暫行辦法》，并分別于2005年及2006年開展了吉林省（中鋼吉林碳素、國電龍華熱點）和廣東臺山市（廣東國華粵電臺山發電公司、6家用戶）直購電試點。

2005年，國家發展改革委下發的《關于印發電價改革實施辦法的通知》（發改價格[2005]514 號）指出：發電企業向特定電壓等級或特定用電容量用戶直接供電，銷售電價由發電企業與用戶協商確定。

2007年，國務院辦公廳轉發電力體制改革工作小組關于“十一五”深化電力體制改革實施意見的通知（國辦發[2007]19號）提出：推進大用戶與發電企業直接交易，逐步建立公平競爭的市場機制

2008年，國家發展改革委下發的《關于公布各省級電網2007年銷售電價和輸配電價標準的通知》（發改價格[2008]2920 號），提出逐步建立科學合理的輸配電價和銷售電價形成機制，推進電價改革和大用戶直購電試點，促進電網企業健康發展，增加電價政策透明度。

2009年，原國家電監會、發改委、原國家能源局共同出臺了《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號文）。為全國啟動電力用戶與發電企業直接交易試點工作奠定了政策法規基礎。

電網輸配電價原則上按電網企業平均輸配電價(不含夏售縣)扣減電壓等級差價后的標準執行,其中110KV(66Kv)輸配電價按照10%的比例扣減,220KV(330Kv)按照20%的比例扣減,因此價格也低于現行輸配電價。

2013年大用戶直購電政策密集出臺

5月18日，國務院批轉發展改革委《關于2013年深化經濟體制改革重點工作的意見》，其中明確提出“推進大用戶直購電和售電側電力體制改革試點”。

7月29日，為推進電力用戶和發電企業直接交易并加強后續監管，規范直接交易行為，國家能源局下發了《關于當前開展電力用戶與發電企業直接交易有關事項的通知》（國能綜監管[2013]258號，以下簡稱《通知》）。

《通知》要求各地完善電力直接交易的市場準入條件，進一步促進節能減排和產業結構的優化調整，參加直接交易的電力用戶必須符合《產業結構調整指導目錄》等國家產業政策并且環保達標；按照平穩有序的原則逐級開放用戶，首先開放用電電壓等級110千伏（66千伏）及以上用戶，有條件的可開放35千伏（10千伏）及以上工業用戶或10千伏及以上高新技術企業、戰略型新興產業；按照積極穩妥、實事求是、循序漸進的原則，合理確定開展直接交易的電量規模，逐步擴大范圍和規模；加快推進輸配電價（含耗損率）測算核準工作，加強對電力直接交易工作的領導。

8月，為避免下放行政審批以后造成的無序，國家能源局又下發了《當前開展電力用戶與發電企業直接交易有關事項的通知》，提出電力直接交易實行東中西部差別化準入政策。電力直接交易試點，國家有關部門不再進行行政審批，要減少干預，發揮市場在資源配置中的基礎作用。

2013年9月，為避免下放行政審批以后造成的無序，能源局又下發了258號文件《當前開展電力用戶與發電企業直接交易有關事項的通知》，保證下放審批權后保證直購電的有序進行。針對大用戶直購電審批取消以后，明確不要審批，按照一定的原則及程序由各地政府向能源局上報備案即可。

最近，能源局和工信部就大用戶直購電問題又簽發了新文件，針對各地地方政府對于下放審批后誤讀政策，以大用戶直購電的名目搞“優惠電價”和“三指定”（指定企業、指定電量、指定電價），文件主要規范大用戶直購電，避免“堵歪道，走正道”的現象發生，通過真正市場機制的方式來促進交易，真正放開授電側的選擇權，讓市場機制來調節電價。

2013.9日前，國家發改委下發《關于核定山西省電力用戶與發電企業直接交易試點輸配電價的批復》，明確我省電力用戶與發電企業直接交易試點電網輸配電價執行兩部制電價。

根據批復的內容，核定我省電力用戶與發電企業直接交易試點的電量電價（不含線損）為每千瓦時0.078元，其中，110千伏用戶為每千瓦時0.064元，220千伏用戶為每千瓦時0.05元。基本電價執行山西電網現行銷售電價表中的大工業用電的基本電價標準。損耗率由省物價局參照近三年電網實際損耗率確定。

10月，國家能源局、工信部發布《關于規范電力用戶與發電企業直接交易的通知》，明確提出支持各地開展規范的電力用戶與發電企業直接交易，并要求糾正各種變相的讓利優惠行為，加強監督管理。

大用戶直購電被媒體稱為新一輪電力改革突破口，多項規范政策的發布引發了大幅的輿論關注。《中國經營報》連發文章《大用戶直購電試點迎來最明確支持信號》、《大用戶直購電擴容超預期或成電改惟一突破口》對直購電進展及政策進行評價。

2014年

國家能源局今年1月末公布的《2014年能源工作指導意見》就指出，要“盡快出臺進一步深化電力體制改革的意見，積極支持在內蒙古、云南等省區開展電力體制改革綜合試點”。同時，積極推進電能直接交易和售電側改革，探索靈活電價機制，推進輸配電價改革。

今年2月印發的《國家能源局2014年市場監管工作要點》更加明確地提出了全面推進電力用戶與發電企業直接交易，擴大交易范圍和規模，力爭全國大部分省份開展直接交易，交易電量不低于全社會用電量的3%，并選擇部分省份進行深度試點，同時進一步完善電力用戶與發電企業直接交易的準入、交易等制度。

2014年近期，國家能源局河南監管辦會同河南省發展改革委，依據國家關于大用戶直購電試點政策，結合河南省實際，制定印發了《河南省電力用戶與發電企業直接交易試點暫行辦法》。

《辦法》共分十章四十七條，明確了河南省大用戶與發電企業直購電交易試點的基本原則、市場準入和退出、交易電量安排、交易電價、交易合同簽訂和執行、信息披露和發布、組織實施、監督管理等規定。

三月，國家發改委提出的《關于2013年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2014年國民經濟和社會發展計劃草案的報告》表示，要繼續進行資源性產品等價格改革，將適時調整風電上網價格。中國風能協會秘書長秦海巖呼吁，可以對現行的風電上網電價做出合理調整，但不應將調低電價作為價改的終極目標。

今年兩會期間，云南代表團提出的《關于把云南列為電力體制改革試點省的建議》提出：“建議近期采取專網專供、過網直供方式，支持云南省發展水電鋁產業，通過?點對點?直供，降低重點載能企業用電價格，提升產業競爭力，以此消化富余電量。

第四篇：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。

第五篇：河南省電力用戶與發電企業直接交易試點暫行辦法

河南省電力用戶與發電企業直接交易試點暫行辦法

第一章總則

第一條為規范河南省電力用戶與發電企業直接交易試點，依據原國家電監會、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）、國家能源局綜合司《關于當前開展電力用戶與發電企業直接交易有關事項的通知》（國能綜監管?2013?258號）有關規定，結合河南省實際，制定本辦法。

第二條大用戶與發電企業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。

第三條開展直接交易充分發揮市場機制作用，符合國家產業政策和環保政策，促進產業升級、資源高效利用和工業經濟增長。

（一）堅持安全運行、維護穩定原則。保證電力系統安全穩定運行，維持全省電網電力電量供應平衡。

（二）堅持多贏原則。充分發揮大用戶、發電企業和電網企業積極性，通過直購電試點，實現發、輸、用三方利益共贏，推動經濟社會發展。

（三）堅持市場競爭原則。充分發揮市場在資源配置中決定性作用。

（四）堅持穩妥推進原則。按照國家統一安排，積極穩妥、實事求是、循序漸進、注重監管。

第二章市場準入與退出 第四條發電企業準入條件：

（一）具有獨立法人資格、財務獨立核算、能獨立承擔民事責任的經濟實體；

（二）單機容量30萬千瓦及以上的火電企業，單機容量20萬千瓦等級且能耗標準低于30萬千瓦純凝火電的熱電機組，水電單機容量10萬千瓦及以上。鼓勵單機容量60萬千瓦及以上火電企業參與交易；

（三）符合國家基本建設審批程序并正式進入商業運營，機組主要技術和能耗指標先進，火電企業脫硫脫硝除塵設施符合國家環保要求。

第五條電力用戶準入條件：

（一）具有法人資格，財務獨立核算、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。

（二）符合《產業結構調整指導目錄》等國家產業政策并且環保排放達標，試點用戶用電負荷穩定，能耗指標先進，污染排放少，參與直接交易企業的單位能耗低于我省工業企業平均水平。如果國家出臺有關直購電試點用戶能耗指標新的政策，按照新標準執行。

（三）近期首先開放用電電壓等級110千伏及以上用戶，逐步開放35千伏（10千伏）及以上的工業用戶或10千伏及以上的高新技術企業、戰略型新興產業參與直接交易。

第六條探索推進產業集聚區、工業園區參與直接交易試點。

第七條參與直接交易的電力用戶和發電企業須按規定程序進入和退出。電力用戶和發電企業市場準入和退出辦法另行制定。

第八條電網企業主要職責（包括但不限于）：

（一）公平開放電網，提供輸配電服務，履行輸配電服務合同義務。

（二）對市場交易結果進行安全校核，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）負責按交易合同分解編制月度交易計劃、調度執行和交易費用結算。

（四）負責市場信息統計、發布、披露和報告。

（五）受監管機構和政府部門委托的其他職責。第九條發電企業主要職責（包括但不限于）：

（一）按規定參與直接交易，履行交易合同。

（二）執行并網調度協議，服從調度機構統一調度。

（三）履行維護系統安全責任，按規定參與系統調峰備用，提供輔助服務。

（四）按規定披露和報送信息。

第十條電力用戶主要職責（包括但不限于）：

（一）按規定參與直接交易，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）執行政府批準的有序用電方案，根據電網安全需要實施錯峰、避峰等限電措施。

（五）按規定披露和報送信息。第三章交易電量安排

第十一條合理確定我省大用戶直購電交易規模。直接交易電量規模根據全省發供電計劃平衡情況及市場成熟程度適度確定，實行總量控制原則，在開展交易前公布。第十二條發電企業直接向大用戶供電的發電容量，在安排基礎電量計劃時，根據發電企業與電力用戶直接交易規模和實際情況，予以剔除。

第十三條大用戶直購電在監管機構和政府部門指導和監督下，采用雙方直接協商或市場平臺交易形式。

第十四條直接協商是指符合準入條件的大用戶和發電企業，自愿協商直購電量和電價。直接協商交易暫以合同交易方式進行，由電力用戶和發電企業通過協商方式，形成直接交易電量、電價。

第十五條直接交易：

（一）符合市場準入并通過核查的電力用戶和發電企業于每年12月10日前，協商次年直接交易電量、電價，達成一致后，簽訂直接交易意向書，并及時提交電力調度交易機構。

（二）電力調度交易機構每年12月20日前，完成匯總下一交易信息和電力安全校核，反饋和發布交易結果。

（三）相關市場主體于每年12月31日前簽訂直接交易購售電合同和輸配電服務合同，報監管機構和政府部門備案。

合同中應包括（但不限于）交易電量及分月計劃、直接交易成交電價、計量點及計量裝置設置、電費結算、違約賠償條款等內容。

第十六條合同電量協商調整：

（一）每年6月30日、9月30日前，電力用戶和發電企業根據當年電力供需實際情況，可協商調整本直接交易電量。

（二）相關市場主體協商一致后，簽訂調整補充協議，并及時報國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局備案。第十七條根據直接交易試點情況，逐步開展發電企業和電力用戶月度合約交易。

第十八條積極推進市場平臺競價，鼓勵市場主體采取多點對多點的交易方式，由符合條件的電力用戶和發電企業通過有關交易平臺以集中競爭方式形成直接交易電量和交易電價。

第四章交易電價

第十九條參與直接交易的大用戶執行兩部制電價，包括基本電價和電度電價。其中基本電價執行現行銷售電價表中電價標準，電度電價由直接交易價格、輸配電價和政府性基金及附加等組成。線損由電力用戶承擔。其中：

（一）直接交易價格。由電力用戶與發電企業協商確定。為規范市場行為，加強市場交易電量電價監管。支持和鼓勵電力用戶和發電企業根據市場變化建立成交價格與用戶終端產品和電煤價格的浮動機制。

（二）輸配電價。按照價格主管部門核定標準執行。

（三）政府性基金和附加。按照規定標準繳納政府性基金和附加。政府性基金和附加由電網企業代為收取。

第二十條參與直購電電量峰谷分時電價政策按照價格主管部門規定執行。

第二十一條河南省電力公司定期向國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局報告電網線損率情況，國家能源局河南監管辦會同有關部門每對全網輸電線損率進行統計和核定，并定期公布。

第二十二條直購電交易線損電價標準按照價格主管部門有關規定執行。第五章交易合同簽訂和執行

第二十三條采用直接協商交易方式、經交易雙方自主協商達成交易意向并通過電網安全校核的，應參照原國家電監會制定的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。

第二十四條直接交易合同簽訂后，電力調度交易機構應將直接交易電量一并納入發電企業發電計劃和用戶的用電計劃。安排調度計劃時，應優先保證直接交易合同電量。

第二十五條在不影響已執行合同的情況下，交易雙方可協商提出直接交易合同調整意向，滿足電力調度交易機構安全校核并符合“三公”調度交易原則的，簽訂直接, 交易購售電合同補充協議，并與省電力公司簽訂輸配電服務合同補充協議。

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。對參與直接交易的電力用戶，在有序用電管理中優先保障其用電需求。

第二十七條在合同交易電量執行中，在保持合同約定直接交易電量不變的前提下，合同月度計劃可滾動平衡。電力用戶應于每月20日前向電力交易機構提交下月用電計劃，具體在三方輸配電服務合同中約定。

第二十八條發電企業和電力用戶的季度實際直接交易電量允許與合同季度分解電量±3%偏差。季度實際直接交易電量按照月度實際直接交易電量累計；合同季度分解電量按照簽訂的合同電量月度分解計劃累計。因發電企業或電力用戶原因，造成實際直接交易電量低于合同約定電量（含調整電量）97%的，低于部分視為違約電量。違約方按合同約定賠償標準向對方支付違約金。

第二十九條當參與直接交易發電機組因技術原因無法完成合同電量時，在滿足電力安全運行和用戶可靠用電基礎上，參與交易的發電企業可向符合準入條件的其他發電企業購買電量，再賣給對應電力用戶。發電企業之間購買電量應簽訂交易合同，通過電網企業安全校核，并報國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局備案。

第六章計量和結算

第三十條保持現有計量關口和抄表結算方式不變。用電側按照電力大用戶與電網企業簽訂的《供用電合同》所約定的條款執行，發電側按發電企業與電網企業簽訂的《購售電合同》所約定的條款執行。

第三十一條直接交易涉及的電能計量裝置、電能計量裝置校驗要求和計量裝置異常處理辦法按照國家電力計量有關法規和簽訂的《供用電合同》、《購售電合同》約定執行。

第三十二條大用戶與發電企業直購電交易結算方式由電力用戶、發電企業和電網企業協商確定，并在三方合同中明確。直購電交易電量實行月度預結算，清算。為規避市場交易風險，支持采用預付費形式進行交易結算，預付費有關條款在合同中約定。

第三十三條電力調度機構應優先保證直購電交易電量的調度執行。維持現有結算方式不變時，省電力公司應優先于基礎電量與發電企業結算直購電交易電量。第三十四條發電企業和電力用戶可以委托電網企業對直接交易余缺電量進行調劑。

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。

第七章信息披露

第三十五條直接交易主體應根據各自職責及時在交易平臺披露相關信息，并保證真實有效，否則將承擔相應的責任。河南省電力公司要通過交易平臺對電力用戶直接交易信息進行匯總、整理、發布和保存。

第三十六條電力用戶應披露以下信息：

（一）電力用戶的公司股權結構、投產時間、用電電壓等級、最大生產能力、年用電量情況、產品電力單耗、用電負荷率等在直接協商交易前披露。

（二）直接交易需求信息、最大需量。

（三）直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息每季度披露。

第三十七條發電企業應披露以下信息：

（一）發電企業的機組臺數、機組容量、投產日期、發電業務許可證、以前違約情況等在直接協商交易前披露。

（二）已簽合同電量等在合同簽訂后披露。

（三）直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息每季度披露。

第三十八條河南省電力公司應披露以下信息：

（一）電力供需預測，主要輸配電設備典型時段的最大允許容量、預測需求容量、約束限制的依據等在直接協商交易前披露。

（二）直接交易合同電量在直接協商交易后披露。

（三）由于電網安全約束限制直接交易的具體輸配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、約束時段等在限制發生后及時披露。

（四）直接交易電量的執行、電量清算、電費結算等情況每季度披露。

（五）監管機構和政府部門要求披露的其他信息。

第三十九條市場各方應將披露的信息及時、準確地報送國家能源局河南監管辦公室，河南監管辦在官方網站予以披露和發布。

第八章組織實施 第四十條職責分工：

（一）國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局依據法律法規和有關規定，按照各自職責分工負責我省直購電交易試點工作，指導、協調交易中重大問題。

（二）國家能源局河南監管辦指導電力企業和大用戶簽訂直購電合同和委托輸電服務合同，監督合同的執行。加強電網公司公平開放電網的監管。匯總統計河南省大用戶直購電交易情況。

（三）省發改委負責電力用戶行業政策準入、負責輸配電價和線損電價管理、以及電價執行有關工作。

（四）省能源局負責發電企業直購交易容量剔除。

（五）省電力公司負責組織直購電交易、統一發布交易信息、實施發電能力校核和電力安全校核、合理安排直購電力的調度運行和交易結算等。

第四十一條大用戶與發電企業交易程序：

（一）符合直購電交易條件、有交易意向的電力用戶和發電企業，將企業基本情況、生產經營情況、能耗水平、污染排放情況、大用戶與發電企業交易意向合同等材料提交國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局。

（二）發電企業與大用戶協商簽訂購售電合同，并與省電力公司協商簽訂委托輸電服務合同。

（三）根據情況組織符合條件的發電企業和電力用戶適時開展市場平臺交易。

第九章監督管理

第四十二條國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局依據有關法律法規和有關規定，按照各自職責分工，對大用戶直購電試點進行管理和監督檢查，發現違規行為，依法進行處理。

第四十三條電力企業和電力用戶應簽訂直接交易合同及輸配電服務合同，市場主體的注冊信息，直接交易結果，每季（年）合同執行情況（電量、結算、清算及違約）等均應向國家能源局河南監管辦公室、省發改委、省能源局備案和報告。

第四十四條國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局共同對河南省電力用戶與發電企業直接交易試點實施情況定期總結評價，發布監管報告。

第四十五條電力用戶、發電企業和電網企業之間發生爭議，按照自行協商、相關部門調解、提請仲裁、法律訴訟等方式進行解決。申請監管機構調解，按《電力爭議調解暫行辦法》執行。

第十章附則

第四十六條本辦法由國家能源局河南監管辦、省發改委、省能源局負責解釋。第四十七條本辦法自公布之日起執行。原鄭州電監辦、省發改委、省能源局《河南省大用戶與發電企業直購電實施方案》（鄭電監價財?2009?107號）停止執行。