第一篇：直購電交易相關問題的說明

四川省2015年直購電交易相關問題的說明

為指導用電企業開展直購電交易工作，特對2015年直購電交易相關問題說明如下：

一、直購電交易的流程

1、省電力公司將直購電用戶、發電企業的相關信息（包括聯系方式、交易電量計劃、發電企業國家批復電價、國家核定的輸配電價標準）向發用雙方發布。

2、發用雙方按照交易規則要求展開雙邊交易磋商，根據磋商結果簽訂《直購電交易意向性協議》，在規定期限內報送2份給省電力公司。

3、省電力公司在收集完所有用戶的意向性協議后，按照相關要求進行安全及有效性校核，校核合格后下發屬地供電公司執行。

4、屬地供電公司根據省公司下發的交易電量和電價，結合用戶的實際用電情況，開展直購電交易結算，并將結算結果上報省公司。

二、5-12月直購電簽訂要求

（一）原有直購電用戶

在5月25日前完成5月份交易意向性協議簽訂，在6月5日前完成6-10月份第一輪交易意向性協議簽訂。如需要，再根據情況開展掛牌交易。

（二）新增直購電用戶

在6月5日前完成5月份交易意向性協議簽訂，在6月15日前完成6-10月份第一輪交易意向性協議簽訂。如需要，再根據情況開展掛牌交易。

三、直購電交易電量

1、水火電比例

用戶直購電交易電量中水電與火電的比例必須保持為7:3，即每月的交易電量中的70%為水電，30%為火電。

2、用電企業交易電量額度

（1）直購電僅限于用電企業執行大工業電價的用電量，不包含企業辦公用電、商業用電、居民生活用電以及轉供的電量。

（2）直購電交易要求峰平谷電量保持1:1:1的比例，用電企業可參與直購電交易的電量為交易月份的用電量最少時段用電量的3倍。例如：當某用戶預計其8月份總大工業用電量為1000萬千瓦時，其中高峰電量500萬千瓦時、平段電量300萬千瓦時，低谷電量200萬千瓦時，則該用戶可參與直接交易的電量額度為200*3=600萬千瓦時。

特別說明：參與直購電的用戶，盡可能安排三班連續生產，保持負荷平穩，可使參與交易的電量最大；對避峰生產的企業，由于高峰時段沒有電量，無法結算，反而會按照偏差考核要求處罰，為避免出現這種情況，建議這類用戶不要參加。

（3）對用電企業交易電量不設指標，但要求必須盡可能與其可參與直購電的電量相吻合，對交易電量與實際結算電量偏差過大的用戶，一方面可暫時取消其直購電資格，另一方面將按照偏差值削減次月交易電量。

特別說明：直購電是一種契約交易，誠實守信是交易的基礎，不負責任的亂報交易電量，將嚴重破壞市場秩序，將受到嚴厲處罰，因此，用電企業在簽訂交易電量之前，一定要與生產部門商議，合理安排生產，避免出現較大偏差。

3、發電企業交易電量額度

發電企業交易額度為省經信委下達指標計劃值的120%（首次雙邊交易額度為計劃值的100%），超過該額度的視為無效交易，因此，用電企業在與發電企業簽訂意向性協議時，務必要清楚對方的可用指標額度，避免超計劃簽訂。

四、直購電電價政策

（一）直供區110KV及以上工業用戶的輸配電價 110KV用戶：輸配電價0.115元/千瓦時，線損電價0.02元/千瓦時

220KV用戶：輸配電價0.093元/千瓦時，線損電價0.016元/千瓦時

用戶直購電電度目錄電價=交易電價+輸配電價+線損電價 基本電費和基金按國家規定收取。其中代收基金按0.0538元/千瓦時（非重建縣）/0.0528元/千瓦時（重建縣）收取。

從5月份起，對直供區110KV及以上工業用戶在直購電交易到戶價格的基礎上，再降0.0156元/千瓦時。

（二）躉售區用戶和直供區110KV以下工業用戶的輸配電價

由于國家沒有核定躉售區用戶和直供區110KV以下工業用戶的輸配電價，對這些用戶的直購電結算按電價平移法實施。

平移電價標準=當期與發電企業簽訂的交易電價-發電企業當期的國家批復電價

用戶按平移法實施后的直購電電度目錄電價=國家規定電度目錄電價-（國家批復的發電企業上網電價-直接交易電價），其中國家規定電度目錄電價按現行各水期平段電價執行。

基本電費和基金按國家規定收取。其中直供區用戶代收基金按0.0538元/千瓦時（非重建縣）/0.0528元/千瓦時（重建縣）收取，躉售區用戶代收基金按原標準收取。

（三）與發電企業的交易電價

即用戶與發電企業協商達成的購電電價，不含電網收取的輸配電價及國家收取的代收基金等。豐水期：火電交易電價不低于0.367567元/千瓦時（在發電企業按國家批復電價交易的情況下），水電交易價格由用戶與發電企業自主協商確定；

平水期：根據交易方式臨時確定，其中5月份交易均價不低于0.3599元/千瓦時（在發電企業按國家批復電價交易的情況下）；

枯水期：根據交易方式臨時確定。

五、直購電合同簽訂

在意向性協議通過校核后，由電網公司組織發供用三方簽訂交易確認單，確認單一式八份，三方簽字蓋章后生效。

六、直購電的結算

（一）直供區用戶

由屬地供電公司在當月直接向用戶結算，實現月結月清。對有欠費的用戶，須在繳清電費后才結算直購電。

（二）躉售區用戶

某一躉售區的所有直購電用戶某月的交易電量之和（實際結算直購電量之和）不得大于該躉售區當期從主網的實際下網電量，當大于時，按該躉售區當期從主網的實際下網電量結算。

例如：如某躉售區有A、B、C三個直購電用戶，6月份其簽訂的交易電量分別為200、300和500萬千瓦時，但當月該躉售公司下網電量僅800萬千瓦時，則A、B、C分別可結算的直購電量為160、240和400萬千瓦時。

躉售區直購電用戶在次月結算，平移法產生的電費差通過躉售電網公司傳導，即在躉售電費中等額扣除，再由躉售公司傳導給直購電用戶。

對有欠費的用戶，須在繳清電費后才結算直購電。

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：電購流程

電購流程

電視購物業態的幾個名詞解釋：

1、MD 即產品經理，負責電視購物的產品引進和推廣

2、MA 即產品助理，負責產品的定貨等事宜

3、QC 即質檢，是電視購物的一個部門

4、導演、攝像和模特 電視購物播出節目的制作人員

5、制播會 在產品上檔期之前由廠家、供貨商和MD、導演一同開的協調會，重點在產品

如何播出，產品賣點等

供貨流程

1、準備產品的樣品及相關資料（包括質檢證書，3C認證，檢驗檢疫等所有樣品必須要提

供的資質）

2、提報產品給電視購物進行商審，業內稱：提報。填寫提報單，包括（產品介紹、賣點、照片、產地、尺寸等，每個電視購物的提報單都不相同，但大同小異）

3、產品的價格體系，即電視購物的銷售價和供價，以扣點的形式確定，各類產品的扣點都

不一樣，同類產品的扣點要看和電視購物的關系最終確定。

4、電視購物MD評估,即部門內部評估

5、商審會，進行產品的審查，在確認通過提報后才能進行QC6、QC（質量控制部門）認證，供貨商通過提報的產品，將產品的樣品及相關資料交予QC，進行QC，如果不能通過QC，則該產品還不能銷售（除了檢查產品質量和相關資料外，產品的外包裝也是QC必須檢查的事項，電視購物都是通過物流發貨，如果產品的外包裝不合規，不能用物流發貨，則肯定不能通過QC）

7、通過后開制播會，廠家提供展板 VCR（視頻介紹），配合導演和主持人拍節目。在會上

會談如何播出產品，如何介紹產品賣點等，制播會是上節目前的一次非常重要的預演。

電視購物的費用很大，一般包括：發貨費、包裝費和2次包裝費、行消費。

第五篇：電監會新掌門就職演說 欲重啟直購電試點

電監會新掌門就職演說 欲重啟直購電試點

來源：

財訊網 時間：

2011-07-28 09:55

[世華財訊]電力體制改革再次抵達關鍵時點，新任國家電監會主席吳新雄21日舉行了履新后與電監系統官員的首次會面。他在講話中透露了推進電力體制改革的一些綱領性思路。

據21世紀經濟報道7月22日報道，電力體制改革再次抵達關鍵時點。

本報記者獲悉，新任國家電監會主席吳新雄7月21日舉行了履新后與電監系統官員的首次會面。他在講話中透露了推進電力體制改革的一些綱領性思路。

國家電監會當天召開系統內干部大會。6大區域電監局、12個省和自治區電監辦負責人悉數到會。

吳新雄在會上發表講話認為，“解決電力發展中遇到的矛盾和問題，根本之策在于深化電力體制改革”。他表示，要重啟大用戶直購電試點，并爭取今年底前有重大進展。

關于優化電力調度監管，他要求電監會相關部門在年底前拿出方案。

針對各界爭議的特高壓交直流線路建設問題，吳新雄希望電監會“要提出獨立的監管意見”。

在電力體制改革2002年2月啟動之際，中國電監會應運而生。但在之后的9年間，電力改革陷于僵局，電監會的作為也一直乏善可陳。被外界評論為“無權可監、無力可監、無法可監、無市可監”。現在，電監系統上下都期待這一局面能在吳新雄手中終結。

知情人士稱，吳新雄自6月2日履新電監會主席，一個多月來先后普見中央高層主要領導，匯報電力監管工作，爭取得到更大支持。“這是前三任主席所沒有過的。如果缺少國家高層強力支持和推動，電改和電力市場建設不會有大的進展。”

再造電監會：“有作為才有地位”

中國電監會一直是電力體制改革的積極倡導者。但它在電力行業監管、電力市場建設中，被認為一直未能確立權威地位。外界評論電監會職權有限，“無權可監、無力可監”。

對于電監會如何改造自身，樹立權威，吳新雄在7月21日的講話中主張：“電監會要發揮專業優勢，分析研究事關全局的電力科學發展重大問題，增強電力監管的主動性、針對性和前瞻性，提高電力監管領域權威性。”

為此，吳新雄在講話中向電監會系統下達了一連串的“重點研究”任務，這包括：

——研究分析我國經濟社會發展對電力需求，針對迎峰度夏、迎峰度冬和重大保電活動，加強電力預測預警分析。

——研究分析煤電基地建設、電源點布局、電網配套建設。

——對電煤生產、運輸和發電、輸電等環節的成本以及各種收費進行分析，提出化解煤電矛盾、促進電力企業健康發展的監管意見。

——加強電力結構分析研究，對風能、太陽能等新能源發電的安全性、可靠性、合理性提出監管意見。——加強風電、光伏發電并網安全監管，防止大規模脫網事故發生。

在“十二五”電力規劃中，國家電網公司大力推崇特高壓交直流線路建設。對此，吳新雄在講話中表示，希望電監會“提出獨立的監管意見，對特高壓輸電項目進行點對點、點對網、網對網等方式的可靠性、安全性和經濟性綜合分析”。

“據我們所知，目前中央高層尚未對特高壓問題定調，一切還在研究論證階段。在這樣的背景下，吳主席希望電監會發揮專業優勢，為特高壓建設出謀劃策，同時提高自身的影響力。”一位21日與會的電監會官員向記者解釋說。

“你的理，我的理，促進電力事業科學發展是硬道理。

“你的權，我的權，不認真履職就沒有權。有作為才有地位，有貢獻才有價值。” 吳新雄在21日講話中用了這一句類似楹聯的話，來概括他對電監會如何在改革中真正發揮作用的理解。

市場化交易：重啟直購電試點

吳新雄21日講話的另一個引人注目之處，是提出“要積極務實推進大用戶直購電試點”。

近年來，電監會力推大用戶直接交易、電力多邊交易、跨省區電能交易、發電權交易。電監會希望建立大用戶與發電企業直接交易市場化平臺，建立雙向談判的機制，打破電網公司的壟斷。

電監會新掌門就職演說 欲重啟直購電試點

但此舉并未得到國家發改委認可。2010年5月，內蒙古電力多邊交易市場高調啟動。但運行3個月后被發改委叫停。

2010年6月，國家發改委批復浙江、江蘇、重慶三省市大用戶直接交易試點的輸配電價。之后，三省市直購電方案上報國家發改委、國家電監會等部門，但至今仍未獲批。

知情人士介紹，發改委對大用戶直接交易的意見是：“高耗能企業直接交易不利于節能減排，對于非直接交易企業不公平。

按照現行交易規則，參與直購電試點的省市，需要向電監會、發展改革委和能源局報送電力用戶與發電企業直接交易試點方案和參與直接交易的具體對象，經三部門批準后方可正式開展電力用戶與發電企業直接交易。

吳新雄21日講話中對此的表態是：“要按照國家產業政策要求，堅持同行業公平競爭原則，主動與有關部門加強合作協調，在高新技術比重較大以及其他條件具備的地區積極推進大用戶直購電試點。”

他將大用戶直購電試點作為當前和今后一段時期的重點，并要求電監會市場部、價財部具體負責，“今年底前爭取有重大進展”。

電力調度優化：“年底前拿出意見”

在電力調度優化方面，吳新雄也希望電監會能夠爭取更多主動權。他要求電改辦、市場部、輸電部具體負責，今年底前就此問題拿出意見。

目前，國家電網掌握電力調度和分配。發電企業合同量多由政府調控，電網企業具體組織簽訂，電力調度交易機構負責實施。

地方政府在制定電量預期調控目標時采用“大鍋飯”式分配方法。發電企業只有生產產品的權利，沒有對產品進行自主定價、分配和銷售的權利，不能根據企業經營情況，機組狀況、能耗和排放水平自主安排生產。

“電廠只能按照固定電量和發電小時數生產，完全沒有按照市場規律行事。”一位電力市場專家舉例說，比如在跨省（區）電能交易的市場中。

電監會試圖打破電網統配統銷的做法。吳新雄在21日講話中表示：“要積極推進電力公平交易，加強跨省區電力交易平臺建設，完善相關交易規則，提出優化電力調度監管意見。”

但一位電改專家向記者評價說，調度機制的改革爭議很大，很難撼動。“發改委在《2011年深化經濟體制改革重點工作意見（征求意見稿）》中提出‘設立獨立的電力調度和交易結算機構’，但最后的文本沒有體現。”

處于艱難和僵局中的改革，不止受阻于電力調度這一個環節。

2002年2月開啟的“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”四大改革，在原國家電力公司被拆分為后，8年間再未見明顯進展。

2003年國務院重組電力體制改革領導小組，組長由時任國家發改委主任馬凱擔任。2008年馬凱赴任國務院秘書長后，電改小組組長空缺至今。

“按照國務院安排，電改小組由發改委牽頭。電改小組辦公室雖設在電監會，但沒有權限直接向國務院匯報。”一位接近電改小組的人士告訴記者。

在吳新雄上任前夕，今年5月底，國務院批轉國家發改委《2011年深化經濟體制改革重點工作意見》，提出“加快輸配電價改革，穩步開展電力輸配分開試點，探索輸配分開的有效實現形式”。

但截至目前，據了解，輸配分開試點尚未啟動。在此節點上執掌國家電監會的吳新雄，被贊同電力改革的各方寄予期待，希望他能取得國家高層支持，打破改革的膠著狀態。

不少21日與會的電監官員都復述起吳新雄當天講話中的一些辭句——“說了算，定了干，干就要干好”、“空談誤人、誤己、誤發展，實干興電、興國、興事業”。

“這些話鼓舞士氣，讓人振奮。” 一位與會官員評價說，“他（吳新雄）是一位實干家，有干事創業的激情，雷厲風行，希望他能改變目前的局面。”

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