第一篇：關于做好2018年度電力直接交易試點后續相關工作的通知

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日期：2018-05-18 來源：能源局電力處 瀏覽次數： 59 字號：[ 大 中 小 ] 視力保護色：

浙交易辦〔2018〕5號

省直接交易工作小組成員單位、各市、縣（市、區）經信委（局）、供電公司：

2018年度我省電力直接交易試點涉及市場主體范圍較廣，交易電量規模較大，后續相關工作較為復雜。為維護市場正常秩序，保證直接交易順利進行，保障市場主體合法權益，現就將有關事宜通知如下：

一、電力用戶信息變更的辦理

（一）試點期間，參與直接交易的電力用戶辦理過戶的，由負責辦理其過戶業務的市、縣（市、區）供電公司負責告知用戶，填寫《2018年浙江省電力直接交易試點用電企業信息變更申請表》（詳見附件1，以下簡稱申請表）并提交申請表附件材料。

（二）電力用戶將申請材料（申請表及申請表附件，一式三份）備齊后，遞交負責辦理其過戶業務的市、縣（市、區）供電公司，市供電公司于每月10日前（遇節假日順延）匯總本地用戶申請材料（一式三份），交同級經信部門審核。

（三）市經信部門應在收到同級供電公司轉交的申請材料后予以公示，并在每月17日前（遇節假日順延）出具審核意見，一式兩份發還同級供電公司，由負責辦理其過戶業務的供電公司將一份經審核的材料交用戶留存，并將一份報送省電力公司進行直接交易信息變更。

（四）各市、縣（市、區）供電公司應于每月5日前（遇節假日順延），匯總本地上月電力用戶信息變更情況（更名、過戶或退出直接交易，詳見附件2），報送同級經信部門。各設區市經信委應在匯總后，于每月10日前（遇節假日順延）將本地區上月電力用戶信息變更情況（詳見附件2）報送省直接交易工作小組辦公室（省能源局）備案，并抄送國網浙江省電力公司。

二、直接交易合同的監督履行

（一）各市、縣（市、區）供電公司應匯總本地上月電力用戶參加直接交易合同執行及電費結算情況（詳見附件3，縣（市、區）供電公司填報附件3中本縣（市、區）情況即可），于每月5日前（遇節假日順延）報送同級經信部門。

（二）省電力公司應匯總全省上月電力用戶參加直接交易合同執行及電費結算情況，填寫匯總表（詳見附件4），于每月10日前（遇節假日順延）報送省直接交易工作小組辦公室（省能源局）和省物價局。

（三）各市、縣（市、區）經信部門應認真審核本地上月電力用戶參加直接交易合同執行及電費結算情況，并采取抽樣調查等方式進行核查，同級供電公司應予配合，檢查中發現的問題及時報送省直接交易工作小組辦公室（省能源局）。

三、其他

（一）試點期間，發電企業和電力用戶按照“月結年清”原則分別結算，發電企業的直接交易電量結算由浙江電力交易中心負責，電力用戶的直接交易電量結算由國網浙江省電力公司及所屬各供電企業負責。

（二）簽訂三方合同的電力用戶因故無法履行合同的，合同剩余電量轉為電網企業代理用戶參加的直接交易電量，由簽訂該合同的發電企業繼續履行。

（三）發電企業各類市場化交易電量，按合同簽訂時序確定優先結算順序。

（四）試點期間，電力用戶更名的，該用戶直接交易電量繼續按直接交易電價結算；電力用戶過戶的，經所在地設區市經信委同意，自次月起該用戶直接交易電量按直接交易電價結算；電力用戶因故退出直接交易的，經所在地設區市經信委確認，其后電費按目錄電價結算。

（五）溫州市甌海瞿溪電站、溫州市仙巖水電站、溫州市甌海澤雅供電所、溫州市甌海坑口塘水電站和增量配網企業負責供電的電力用戶參與直接交易的，由瞿溪電站、仙巖水電站、甌海澤雅供電所、坑口塘水電站和增量配網企業按直接交易電量電價與用戶先行結算，并提交相關售電發票等票據由所在地設區市經信委進行審核，所在地設區市國網供電公司根據審核確定的直接交易電量電價與其按月進行結算。

第二篇：2017浙江省電力直接交易試點工作方案

2017浙江省電力直接交易試點工作方案

為深化電力體制改革，推進電力市場建設，根據《浙江省電力用戶與發電企業直接交易試點實施方案(試行)》(下稱“試點方案”)，結合我省實際情況和前期試點經驗，制定本工作方案。

一、參與本次直接交易試點的市場主體范圍(一)電力用戶的參與范圍及準入條件

按照《浙江省人民政府關于加快供給側結構性改革的意見》(浙政發〔2016〕11號)要求，參加直接交易的電力用戶，原則上優先支持高新技術企業、戰略性新興產業企業和省“三名”培育試點企業，特別是企業分類綜合評價中A類(重點發展類)、B類(鼓勵提升類)的企業參與，限制高污染、落后產能及過剩產能企業參與，參與范圍為：2016年用電量在100萬千瓦時以上的工商企業，以及2016年底前已投產的執行大工業電價的工商企業。具體電力用戶參與資格審核由各設區市負責，并實行市場準入負面清單管理：一是2016內，發生過環境污染等事件并被環保部門處以罰款或行政拘留、追究刑事責任的企業不得參與;二是2015能源“雙控”目標任務考核不合格的用能企業不得參與;三是執行差別電價或懲罰性電價的企業不得參與。

(二)省內發電企業的參與范圍

1.符合國家基本建設審批程序并取得電力業務許可證(發電類)的省統調公用燃煤、燃氣發電企業。

2.中核集團秦山核電公司一期機組、三門核電公司1#機組。

3.參與電力交易的燃煤發電機組必須按規定投運脫硫、脫硝、除塵等環保設施，環保設施運行在線監測系統正常運轉，運行參數達標，符合省級及以上環保部門要求。

(三)省外來電的參與范圍

根據《國家發展改革委關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》(發改價格〔2015〕962號)精神，按照“風險共擔、利益共享”原則，探索建立通過市場化交易方式確定省外來電電量、價格機制。三峽集團溪洛渡水電站、中核集團秦山核電公司(二期、三期、方家山)、發電送我省的皖電東送機組(鳳臺電廠，平圩三期等)、寧東煤電基地送浙機組、四川富余水電、福建和新疆來電參與本次直接交易試點。

二、本次直接交易試點規模

本次直接交易電量，原則上按可參與本次直接交易發電企業(不含燃氣機組)2015年11月1日至2016年10月31日實發電量的30%確定，2017年投產的中核集團三門核電公司1#機組、寧東煤電基地送浙機組按當年計劃電量的30%確定，合計折算省內發電上網電量及省外來電落地電量共930億千瓦時，其中優先發權電量291.48億千瓦時。

三、本次直接交易試點的工作安排

本次直接交易試點工作，原則上按照《試點方案》相關規定和程序組織落實，考慮到參與試點的市場主體數量較多，為提高工作效率，方便省外來電和省內中、小型企業參與，實行省、市、縣(市、區)分級負責制，同時對部分工作程序進行精簡。具體安排如下：

(一)明確責任分工。省經信委、省物價局會同省電力直接交易工作小組成員單位，主要負責組織省內外發電企業開展平臺集中競價，并根據集中競價結果測算確定電力用戶直接交易電價;各市經信委會同物價、環保、電力等相關單位，負責組織本地電力用戶參與試點，對用戶參與資格及參與電量進行審核公示，并按要求將情況匯總后報省直接交易試點工作小組辦公室(省經信委)備案。

(二)建立優先發電權制度。根據中發〔2015〕9號文配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》，本次試點明確三峽集團溪洛渡水電站，中核集團秦山核電公司(一期、二期、三期、方家山)，三門核電公司，四川富余水電、福建和新疆來電，參與我省直接交易電量享有優先發電權。

(三)市場主體提交申請表。電力用戶方面：符合條件的110kV及以上工商企業用戶(包括已辦理入市注冊手續的)向所在地縣(市、區)經信部門提交參與直接交易的市場準入申請表(詳見附件1)，各縣(市、區)經信部門初審合格后，將申請表報所在設區市經信委，35kV及以下工商企業用戶免予提交申請表及辦理入市注冊手續。

發電企業方面：參加本次平臺競價的省內外發電企業(包括享有優先發電權的相關發電企業)應向省直接交易工作小組辦公室(省經信委)提交參與直接交易的市場準入申請表(詳見附件2)，寧東煤電基地送浙機組、三門核電等新投產機組在取得電力業務許可證前，可憑項目核準文件先行辦理入市手續，參與直接交易，待取得電力業務許可證后再行補全。

(四)入市資格審查。電力用戶方面：由各市經信委會同物價、環保、電力等相關部門對各縣(市、區)上報的電力用戶進行資格審查，并將通過資格審查的電力用戶名單、交易電量等信息予以公示，經公示無異議的，按照要求匯總有關情況，報省直接交易工作小組辦公室備案。對于不符合準入條件的電力用戶，省直接交易工作小組辦公室(省經信委)有權直接取消其入市資格，并在省經信委網站予以公告。

發電企業方面：由省經信委會同省級相關部門對發電企業進行資格審查，并按規定由省直接交易工作小組辦公室(省經信委)公布相關信息。

(五)入市手續的辦理。電力用戶方面：經審核符合準入條件的110kV及以上工商企業用戶，持市場準入申請表及其附件，到浙江電力交易中心(以下簡稱交易中心)簽訂市場主體入市協議(詳見附件3，下同)，辦理入市注冊相關手續。

發電企業方面：通過直接交易市場準入審核的發電企業，尚未辦理入市注冊手續的，持市場準入申請表及其附件，到交易中心簽訂市場主體入市協議，辦理入市注冊相關手續。享有優先發電權的相關發電企業在規定期限內未辦理入市手續的，或辦理入市手續但未進行有效報價的，視同參加我省直接交易市場競爭，其享有優先發電權的直接交易電量按市場出清價格直接予以結算。

(六)直接交易的組織方式。發電企業通過平臺集中競價，實行六段式報價，每段電量不得超過其允許參與直接交易電量的20%，報價價格逐段遞增，每段價差不得小于3.0元/MWh。除四川富余水電、福建和新疆來電外，其他發電企業均平等參與競價，按邊際出清價格統一確定交易價格。發電企業參與競價，須在規定時間內申報一組電量、電價，其中享有優先發電權的發電企業申報電量為其核定的直接交易電量，其他發電企業申報電量不高于其核定的可直接交易電量上限;省內發電企業按上網電價報價，省外發電企業按落地電價報價。各發電企業申報的電量按報價由低到高排序，進行預出清，若享有優先發電權的電量在預出清中全額中標，則預出清結果為市場正式出清結果。若享有優先發電權的電量在預出清中未全額中標，則所有享有優先發電權的電量全部按最低報價處理，再次排序進行市場出清。市場出清后，中標發電企業按報價排序，從低到高分配交易電量。若出清價格由兩家及以上發電企業報價確定，則按各家發電企業該報價段所報電量比例分配該段成交電量。皖電東送機組除鳳臺電廠和平圩三期機組外，其他送我省電量請華東電網公司指定相關電廠參與平臺競價。

(七)防止不正當競爭。為防止發電企業惡意競爭擾亂市場秩序，平臺競價中若出現報價低于本企業2015平均燃料成本，或者有2家及以上發電企業六段報價中有連續三段及以上報價相同、有3家及以上發電企業六段報價中有連續二段及以上報價相同等涉嫌不正當競爭行為的，享有優先發電權的企業按最低報價處理，其余發電企業報價按無效報價處理并取消其參與試點資格。按無效報價處理后，若市場出清價格未受到影響，其他發電企業報價及當次市場競價結果繼續有效;若市場出清價格受到嚴重影響，當次競價結果無效，由其他發電企業重新進行平臺競價。享有優先發電權的企業涉嫌不正當競爭的，其所有電量按最低報價處理。參與競價的省內外燃煤機組(不含2017年新投產機組和未正式明確送我省電量的機組)競得電量按所屬集團累計，各集團競得電量占其燃煤機組允許參加直接交易電量比例最高的，給予2億千瓦時計劃電量獎勵，按所屬電廠參與競價燃煤機組的容量分配到各電廠;若2個及以上的發電集團競得電量占比并列最高的，按各集團參與競價燃煤機組的容量比例分配。

(八)直接交易合同的簽訂。根據發電企業平臺集中競價結果，由交易中心負責組織直接交易合同的簽訂。其中110kV及以上工商企業用戶按相關規定與電網企業、發電企業簽訂三方合同，其他用戶委托電網企業與中標發電企業簽訂直接交易合同。為便于交易結算，參與本次試點三方合同簽訂的發電企業僅限于省內燃煤發電企業，由交易中心對省內燃煤發電企業中標的申報段量和段價進行加權平均，由低到高排序，與110kV及以上工商企業用戶進行配對。

(九)直接交易的結算方式。110kV及以上工商企業用戶按三方合同約定的電量電價結算，其他用戶按照按省經信委、省物價局測算確定的直接交易電價，以該企業月度實際用電量的50%結算。溪洛渡水電站、秦山核電公司、三門核電公司、皖電東送機組、寧東煤電基地機組、四川富余水電、福建和新疆來電等享有優先發電權或省外來電，如在規定期限內未簽訂直接交易合同，由省級相關部門下達正式文件，其參與本次直接交易電量先按市場出清價格暫行結算，待雙方協商一致簽訂直接交易合同后再正式結算。

四、本次直接交易試點相關交易信息

(一)直接交易電價。發電企業側的電價，由交易平臺集中競價確定。電力用戶側的電價，根據《浙江省人民政府專題會議紀要》(〔2015〕37號)精神，2014年已參加首批試點的110千伏用戶，按國家批復的輸配電價0.098元/千瓦時執行，用戶直接交易電量電價由直接交易價格(發電企業平臺集中競價出清價格)、線損、輸配電價和政府性基金及附加費組成;其他110kV及以上工商企業用戶采用順價方式，用戶直接交易電量電價由市場出清價格和電網購銷差價組成;其余工商企業用戶直接交易電價，由省經信委、省物價局按照發電企業競價產生的電價空間和參與直接交易試點的用電企業2017年預計用電量，另行確定。試點期間，國家調整我省輸配電價、政府性基金及附加費和上網電價的，本次試點輸配電價、政府性基金及附加費和直接交易價格同步調整，其中輸配電價、政府性基金及附加費按國家文件規定執行，直接交易價格按上網電價調整幅度同步調整。

(二)過網綜合線損率。本次擴大試點過網綜合線損率，按照《浙江電力統計簡報》中的2015年浙江省綜合線損率4.24%確定。

(三)直接交易電量。省內發電企業(不包括秦山核電一期、三門核電)、皖電東送機組和寧東煤電基地機組，可參與直接交易電量，不高于其2015年11月1日至2016年10月31日實發電量的60%(2015年11月1日-2016年12月31日投產的，參照同類型機組實發電量)，具體由企業自主決定;2017年1月1日以后投產的寧東煤電基地送浙機組，可參與直接交易電量不高于其2017年計劃電量的60%，具體由企業自主決定。

享有優先發電權的電量中，溪洛渡水電站按其2015年11月1日至2016年10月31日實際送我省電量的30%參與，計79.11億千瓦時;秦山核電公司(一期、二期、方家山)按其2015年11月1日至2016年10月31日實際送我省電量的30%參與，秦山核電三期機組因承擔國家重大專項工程，按2015年11月1日至2016年10月31日送我省上網電量的20%參與，合計103.22億千瓦時;三門核電公司按其2017年計劃電量的30%參與，計16.91億千瓦時;四川富余水電、福建和新疆來電，根據兩省間政府協議，參與電量分別為67.33億千瓦時、13.91億千瓦時和11億千瓦時。

工商企業用戶參加直接交易電量，110kV及以上用戶為其2016年用電量的50%，其他用戶為其2017年實際用電量的50%。

(四)直接交易發電量折扣。省內發電企業(不包括秦山核電一期、三門核電)、皖電東送機組和寧東煤電基地送浙機組，本次擴大試點直接交易發電量折扣，按發電企業中標電量的20%確定。溪洛渡水電站、秦山核電公司(一期、二期、三期、方家山)、三門核電公司、四川富余水電、福建和新疆來電等，參與我省直接交易的電量享有優先發電權，無直接交易發電量折扣。

(五)交易期限。本次試點自2017年1月1日至2017年12月31日，為期一年。

五、其他

(一)2016年電力直接交易試點中，發電企業競價產生的電價空間與電力用戶實際結算的差額部分，納入2017年發電企業競價產生的電價空間平衡;2017年電力直接交易試點中，發電企業競價產生的電價空間與電力用戶實際結算的差額部分，納入下發電企業競價產生的電價空間平衡。

(二)本方案未盡事宜按照《浙江省電力用戶與發電企業直接交易試點實施方案(試行)》、《浙江省電力用戶與發電企業直接交易規則(試行)》辦理。

(三)各地、各部門在執行中如遇問題和情況，請及時向省直接交易試點工作小組辦公室反映，聯系電話：0571-87058255。

關于做好2017電力直接交易試點相關工作的通知 省直接交易工作小組成員單位，各中央發電集團浙江分公司，各市經信委、物價局、供電公司，各有關發用電企業，有關省外發電企業：

根據《2017浙江省電力直接交易試點工作方案》(以下簡稱《工作方案》)總體要求，積極穩妥推進電力直接交易試點工作。現將有關工作安排通知如下，請認真組織、抓緊落實。

一、組織協調發電企業參加試點

省經信委、省物價局會同省電力公司，負責組織協調省外來電參加我省電力直接交易試點。與國家電網公司、國網華東分部協商組織溪洛渡水電站、寧東送浙煤電基地機組、四川富余水電、新疆等跨區送電，以及皖電東送送浙機組、福建來電、秦山核電等華東區調機組參與我省直接交易試點工作，以及根據本次直接交易競價結果，調整區外及省外來電的生產調度計劃和電費結算等事宜。召集溪洛渡水電、秦山核電、三門核電、皖電東送、寧東煤電基地等參與我省試點的相關發電企業，傳達推進電力市場化改革相關文件精神，通報本次試點《工作方案》，做好交易動員工作。

以上工作于1月9日前完成。

二、組織電力用戶參與試點

各市經信委會同物價、電力等相關部門，并加強與環保部門的聯系，根據《工作方案》要求，積極做好本次試點的宣傳發動和具體實施工作。制定專項工作方案，指導所屬縣(市、區)，初步確定本地參與試點的電力用戶名單和直接交易電量(110kV及以上用戶按其2016年實際用電量的50%上報，其他用戶按其2017年預計用電量的50%上報)，并將相關情況匯總公示后(詳見附件

1、附件

2、附件3)，報送省直接交易工作小組辦公室(省經信委)，其中附表1以書面形式報送，附件

2、附件3以電子表格形式報送。各級電網企業要積極做好通知電力用戶、提供電力用戶相關信息等配合工作，并接受委托辦理直接交易相關事宜。

以上工作于1月18日前完成。

三、辦理入市手續

(一)提交入市申請。電力用戶方面：符合條件的110kV及以上電力用戶(包括已辦理入市注冊手續的)向所在地縣(市、區)經信部門提交市場準入申請表(詳見《工作方案》附件1)，各縣(市、區)經信部門初審合格后，將申請表報所在設區市經信委，35kV及以下電力用戶免予提交申請表及辦理入市注冊手續。發電企業方面：參加本次平臺競價的省內外發電企業(包括享有優先發電權的相關發電企業)應向省直接交易工作小組辦公室(省經信委)提交參與直接交易的市場準入申請表(詳見《工作方案》附件2)，寧東煤電基地送浙機組、三門核電等新投產機組在取得電力業務許可證前，可憑項目核準文件先行辦理入市手續，參與直接交易，待取得電力業務許可證后再行補全。

以上工作于1月13日前完成。

(二)辦理市場注冊。電力用戶方面：經審核符合準入條件的110kV及以上電力用戶，持市場準入申請表及其附件，到浙江電力交易中心(以下簡稱交易中心)簽訂市場主體入市協議(詳見《工作方案》附件3)，辦理入市注冊相關手續。

發電企業方面：通過直接交易市場準入審核的發電企業，尚未辦理入市注冊手續的，持市場準入申請表及其附件，到北京電力交易中心、華東分中心和浙江電力交易中心簽訂市場主體入市協議(詳見《工作方案》附件3)，辦理入市注冊相關手續。享有優先發電權的相關發電企業在規定期限內未辦理入市手續的，視同參加我省直接交易。

以上工作于1月18日前完成。

四、公布市場交易信息

根據審核結果，省直接交易工作小組辦公室(省經信委)負責發布發電企業名單、直接交易電量和用電企業情況等相關市場交易信息。

以上工作于1月19日前完成。

五、發電企業開展平臺集中競價

(一)發電企業通過平臺集中競價開展直接交易，交易價格按邊際出清價格統一確定。享有優先發電權的電量在預出清中未全額中標，則所有享有優先發電權的電量全部按最低報價處理，其他中標發電企業按報價排序，從低到高分配交易電量，報價相同的按所報電量比例分配交易電量。

(二)交易中心對省內燃煤發電企業中標的申報段量和段價進行加權平均，由低到高排序，與110kV及以上電力用戶(按名稱拼音首字母排序)進行配對。

(三)浙江能源監管辦、省電力公司在5個工作日內，分別對配對結果進行規范性審查和安全校核，交易中心根據規范性審查和安全校核意見，對配對情況進行調整。(四)發電企業開展平臺集中競價初定于1月20日，具體由交易中心負責組織，省經信委、省物價局和浙江能源監管辦負責監督。

六、簽訂直接交易合同

省經信委、省物價局根據發電企業平臺集中競價結果，確定本次試點電力用戶直接交易電價，由北京電力交易中心、華東分中心和浙江電力交易中心負責組織直接交易合同的簽訂。其中110kV及以上電力用戶，根據配對情況和相關規定與電網企業、發電企業簽訂三方合同，其他用戶委托電網企業與中標發電企業簽訂直接交易合同。合同簽訂后，及時報省經信委、浙江能源監管辦備案。

以上工作于2月10日前完成。

七、直接交易的監督履行

直接交易合同于2017年1月1日0時起生效，至2017年12月31日24時止，為期一年。省電力公司要根據省經信委、省物價局相關文件要求，配合做好省內機組及省外來電生產調度計劃調整和直接交易電費結算等工作。直接交易開始后，溪洛渡水電站、秦山核電公司、三門核電公司、皖電東送機組、寧東煤電基地機組、四川富余水電、福建和新疆來電等享有優先發電權或省外來電，仍未簽訂直接交易合同的，其參與本次直接交易電量先按市場出清價格暫行結算，待雙方協商一致簽訂直接交易合同后再行正式結算。交易中心要按月定期發布直接交易結算情況等市場交易信息，對市場異常情況及時書面報告省經信委、浙江能源監管辦和利益相關方。

第三篇：電力直接交易委托協議

電力直接交易委托協議

（必備條款）

本委托協議由下列雙方簽署：

甲方（用電企業）：，系一家具有法人資格/經法人授權的企業，企業所在地為在工商行政管理局登記注冊，稅務登記號：，法定代表人/授權代理人：。該企業已履行相關準入程序，具備參與電力交易市場資格。

乙方（售電公司）：澳斯達張家口電力科技有限公司，系一家具有獨立法人資格的企業，企業所在地為 在工商行政管理局登記注冊，稅務登記號：，法定代表人/授權代理人：。該企業已履行相關準入程序，具備在山西參范圍開展電力市場交易的資格。

協議內容：

一、甲方用電電壓等級為千伏；在電網企業的營銷戶名為： 營銷系統號為：；直接交易的關口計量點為：。

二、甲方全權委托乙方代理參加2017年電力直接交易月度競價撮合交易，委托期限為2017年月-月。委托交易電量為：

億千瓦時（可分月）；交易價格為元/千瓦時(此價格是電網企業與用電企業的合同電量結算價格（不含輸配電價、基金及附加），請慎重填寫)。

三、在委托期內，乙方月度結算電量低于合同用電量的97%時，偏差電量責任由雙方按照如下約定處理：（具體由雙方自行協商）

四、在委托期內，乙方若競價成交電量未達到甲方委托電量，偏差電量責任由雙方按照如下約定處理：（具體由雙方自行協商）

五、其他約定事項。

甲方：（蓋章）

法定代表人/授權代理人：

簽字日期：年月日

乙方：（蓋章）

法定代表人/授權代理人： 簽字日期：年月日

此協議共份，送山西電力交易中心1份

第四篇：海南電力直接交易暫行辦法

海南省電力直接交易暫行辦法

（送審稿）第一章 總 則

第一條 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）及配套文件和《中共中央、國務院關于支持海南全面深化開放的指導意見（中發〔2018〕12號）》精神，按照《海南省深化電力體制改革試點方案》有關要求，有序放開發用電計劃，加快推進電力直接交易，逐步構建有效競爭的電力市場體系，深入結合《電力中長期交易基本規則（暫行）》（發改能源〔2016〕2784號）和海南發展實際，制訂本暫行辦法。

第二條 直接交易指符合準入條件的電力用戶依托公用電網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。

第二章 交易電量規模

第三條 按照積極穩妥、循序漸進的原則，當年直接交易電量約占上一全省工商業銷售電量的10%。

具體交易電量每單獨印發通知。

第四條 根據市場發展情況和國家相關政策，逐步擴大發電計劃放開比例。

第四章 交易方式

第七條 當前只開展交易，采用雙邊協商及雙邊掛牌兩種交易方式。后續視市場建設情況，再增加月度集中競價和合同轉讓等交易品種。

第八條 交易品種

（一）雙邊協商交易。發電企業與電力用戶（或售電企業）自主協商交易價格、交易電量，簽訂交易意向合同。

（二）雙邊掛牌交易。同一交易日內，發電企業與電力用戶（或售電企業）分別在海南電力交易中心申報掛牌電量和價格，滾動調整、互相摘牌。

第九條 交易電量上限

（一）總量控制。雙邊協商交易和雙邊掛牌交易成交電量，共同構成當年交易電量，總電量不得超過發電計劃放開電量規模。

（二）電力用戶年交易電量不高于該用戶上年年生產用電量的70%

（三）各煤電機組交易電量上限=K×參與市場化交易機組容量/全部準入機組的總裝機容量×交易規模（2018年系數K暫定為1.5）。核電機組2018年交易規模上限為4.8億千瓦時。

第五章 交易價格機制

（二）掛牌交易。自主協商不成的，剩余電量由電力用戶（或售電企業）、發電企業在海南電力交易中心進行掛牌。掛牌成交電量分解至月度計劃，提交海南電力交易中心。發電企業之間，電力用戶（或售電企業）之間不得互相摘牌。

（三）海南電力交易中心將各方初步意向匯總，形成合同交易電量（含雙邊協商和掛牌交易電量），并分解至月度計劃，提交調度機構校核。

（四）安全校核通過后，由海南電力交易中心組織發電企業與電力用戶（或售電企業）簽訂正式交易合同，并監督調度機構實施。

第十五條 正式交易合同簽訂后，交易中心應于5個工作日內報省工信廳、海南能監辦備案。

第十六條 實際申報電量超過計劃交易總電量時，按時間先后原則對超出的電量予以扣減。

第七章 偏差電量處理

第十七條 發電企業、電力用戶（或售電企業）應在簽訂合同時，根據交易電量提供月度發電計劃、用電計劃（含基數電量計劃和市場直接交易電量計劃），交易中心以此作為考核依據。偏差電量指電力用戶（發電企業）在交易周期內實際直接交易電量與其計劃直接交易電量之間的偏差，允許范圍暫定為±4%。當前按電量實施偏差考核，月度偏差僅作記錄。

同調度機構及時向電力用戶（或售電企業）、發電企業發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、電網拓撲模型、廠網檢修計劃等，或其他需向市場主體披露的信息，并提供查詢服務。

第二十五條 電力用戶（或售電企業）、發電企業等市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向交易中心、調度機構提出，交易中心、調度機構有義務對相關問題作出具體解釋，但嚴禁泄露市場主體私有信息。

第二十六條 交易中心應按月向省工信廳、省發改委和海南能監辦報送各電力用戶、發電企業電力直接交易執行情況。

第十章 其他事項

第二十七條 電力用戶（或售電企業）、發電企業應服從調度機構統一調度，提供調峰、調頻等輔助服務。在緊急狀態或電力供應存在缺口的情況下，電力用戶要按政府有關規定配合采取錯峰、避峰等有序用電措施，造成的電量偏差不計入余缺電量考核范圍。

第二十八條 市場主體因自身原因，交易合同期內需退出的，經交易中心組織相關方協商一致后解除合同，并報省工信廳、省發改委和海南能監辦備案；市場主體退出后，原則上3年內不得參與市場交易，按目錄電價向電網企業購電。

第二十九條 有下列行為之一的，由省工信廳取消交易

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。