2022年年度省电力直接交易试点工作方案 3

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第一章总则

第一条为规范XX省电力用户与发电企业直接交易试点，依据原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局《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）、国家能源局综合司《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）有关规定，结合XX省实际，制定本办法。

第二条大用户与发电企业直接交易是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。

第三条开展直接交易充分发挥市场机制作用，符合国家产业政策和环保政策，促进产业升级、资源高效利用和工业经济增长。

（一）坚持安全运行、维护稳定原则。保证电力系统安全稳定运行，维持全省电网电力电量供应平衡。

（二）坚持多赢原则。充分发挥大用户、发电企业和电网企业积极性，通过直购电试点，实现发、输、用三方利益共赢，推动经济社会发展。

（三）坚持市场竞争原则。充分发挥市场在资源配置中决定性作用。

（四）坚持稳妥推进原则。按照国家统一安排，积极稳妥、实事求是、循序渐进、注重监管。

第二章市场准入与退出第四条发电企业准入条件：

（一）具有独立法人资格、财务独立核算、能独立承担民事责任的经济实体；

（二）单机容量30万千瓦及以上的火电企业，单机容量20万千瓦等级且能耗标准低于30万千瓦纯凝火电的热电机组，水电单机容量10万千瓦及以上。鼓励单机容量60万千瓦及以上火电企业参与交易；

（三）符合国家基本建设审批程序并正式进入商业运营，机组主要技术和能耗指标先进，火电企业脱硫脱硝除尘设施符合国家环保要求。

第五条电力用户准入条件：

（一）具有法人资格，财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体。

（二）符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保排放达标，试点用户用电负荷稳定，能耗指标先进，污染排放少，参与直接交易企业的单位能耗低于我省工业企业平均水平。如果国家出台有关直购电试点用户能耗指标新的政策，按照新标准执行。

（三）近期首先开放用电电压等级110千伏及以上用户，逐步开放35千伏（10千伏）及以上的工业用户或10千伏及以上的高新技术企业、战略型新兴产业参与直接交易。

第六条探索推进产业集聚区、工业园区参与直接交易试点。

第七条参与直接交易的电力用户和发电企业须按规定程序进入和退出。电力用户和发电企业市场准入和退出办法另行制定。

第八条电网企业主要职责（包括但不限于）：

（一）公平开放电网，提供输配电服务，履行输配电服务合同义务。

（二）对市场交易结果进行安全校核，合理安排系统运行方式，保证系统安全运行和实时供需平衡。

（三）负责按交易合同分解编制月度交易计划、调度执行和交易费用结算。

（四）负责市场信息统计、发布、披露和报告。

（五）受监管机构和政府部门委托的其他职责。第九条发电企业主要职责（包括但不限于）：

（一）按规定参与直接交易，履行交易合同。

（二）执行并网调度协议，服从调度机构统一调度。

（三）履行维护系统安全责任，按规定参与系统调峰备用，提供辅助服务。

（四）按规定披露和报送信息。

第十条电力用户主要职责（包括但不限于）：

（一）按规定参与直接交易，履行交易合同。

（二）按时足额结算电费。

（三）严禁转供或变相转供电。

（四）执行政府批准的有序用电方案，根据电网安全需要实施错峰、避峰等限电措施。

（五）按规定披露和报送信息。第三章交易电量安排

第十一条合理确定我省大用户直购电交易规模。直接交易电量规模根据全省发供电计划平衡情况及市场成熟程度适度确定，实行总量控制原则，在开展交易前公布。第十二条发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排年度基础电量计划时，根据发电企业与电力用户直接交易规模和实际情况，予以剔除。

第十三条大用户直购电在监管机构和政府部门指导和监督下，采用双方直接协商或市场平台交易形式。

第十四条直接协商是指符合准入条件的大用户和发电企业，自愿协商直购电量和电价。直接协商交易暂以合同交易方式进行，由电力用户和发电企业通过协商方式，形成年度直接交易电量、电价。

第十五条年度直接交易：

（一）符合市场准入并通过核查的电力用户和发电企业于每年12月10日前，协商次年直接交易电量、电价，达成一致后，签订年度直接交易意向书，并及时提交电力调度交易机构。

（二）电力调度交易机构每年12月20日前，完成汇总下一年度交易信息和电力安全校核，反馈和发布交易结果。

（三）相关市场主体于每年12月31日前签订年度直接交易购售电合同和输配电服务合同，报监管机构和政府部门备案。

合同中应包括（但不限于）年度交易电量及分月计划、直接交易成交电价、计量点及计量装置设置、电费结算、违约赔偿条款等内容。

第十六条年度合同电量协商调整：

（一）每年6月30日、9月30日前，电力用户和发电企业根据当年电力供需实际情况，可协商调整本年度直接交易电量。

（二）相关市场主体协商一致后，签订调整补充协议，并及时报国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局备案。第十七条根据直接交易试点情况，逐步开展发电企业和电力用户月度合约交易。

第十八条积极推进市场平台竞价，鼓励市场主体采取多点对多点的交易方式，由符合条件的电力用户和发电企业通过有关交易平台以集中竞争方式形成直接交易电量和交易电价。

第四章交易电价

第十九条参与直接交易的大用户执行两部制电价，包括基本电价和电度电价。其中基本电价执行现行销售电价表中电价标准，电度电价由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加等组成。线损由电力用户承担。其中：

（一）直接交易价格。由电力用户与发电企业协商确定。为规范市场行为，加强市场交易电量电价监管。支持和鼓励电力用户和发电企业根据市场变化建立成交价格与用户终端产品和电煤价格的浮动机制。

（二）输配电价。按照价格主管部门核定标准执行。

（三）政府性基金和附加。按照规定标准缴纳政府性基金和附加。政府性基金和附加由电网企业代为收取。

第二十条参与直购电电量峰谷分时电价政策按照价格主管部门规定执行。

第二十一条XX省电力公司定期向国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局报告电网线损率情况，国家能源局河南监管办会同有关部门每年度对全网输电线损率进行统计和核定，并定期公布。

第二十二条直购电交易线损电价标准按照价格主管部门有关规定执行。第五章交易合同签订和执行

第二十三条采用直接协商交易方式、经交易双方自主协商达成交易意向并通过电网安全校核的，应参照原国家电监会制定的合同示范文本签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。

第二十四条直接交易合同签订后，电力调度交易机构应将直接交易电量一并纳入发电企业发电计划和用户的用电计划。安排调度计划时，应优先保证直接交易合同电量。

第二十五条在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，满足电力调度交易机构安全校核并符合“三公”调度交易原则的，签订直接，交易购售电合同补充协议，并与省电力公司签订输配电服务合同补充协议。

第二十六条电力调度机构执行调度任务时，应优先安排直接交易合同电量。对参与直接交易的电力用户，在有序用电管理中优先保障其用电需求。

第二十七条在年度合同交易电量执行中，在保持年度合同约定直接交易电量不变的前提下，年度合同月度计划可滚动平衡。电力用户应于每月20日前向电力交易机构提交下月用电计划，具体在三方输配电服务合同中约定。

第二十八条发电企业和电力用户的季度实际直接交易电量允许与年度合同季度分解电量±3%偏差。季度实际直接交易电量按照月度实际直接交易电量累计；年度合同季度分解电量按照签订的年度合同电量月度分解计划累计。因发电企业或电力用户原因，造成年度实际直接交易电量低于年度合同约定电量（含年度调整电量）97%的，低于部分视为违约电量。违约方按合同约定赔偿标准向对方支付违约金。

第二十九条当参与直接交易发电机组因技术原因无法完成合同电量时，在满足电力安全运行和用户可靠用电基础上，参与交易的发电企业可向符合准入条件的其他发电企业购买电量，再卖给对应电力用户。发电企业之间购买电量应签订交易合同，通过电网企业安全校核，并报国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局备案。

第六章计量和结算

第三十条保持现有计量关口和抄表结算方式不变。用电侧按照电力大用户与电网企业签订的《供用电合同》所约定的条款执行，发电侧按发电企业与电网企业签订的《购售电合同》所约定的条款执行。

第三十一条直接交易涉及的电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按照国家电力计量有关法规和签订的《供用电合同》、《购售电合同》约定执行。

第三十二条大用户与发电企业直购电交易结算方式由电力用户、发电企业和电网企业协商确定，并在三方合同中明确。直购电交易电量实行月度预结算，年度清算。为规避市场交易风险，支持采用预付费形式进行交易结算，预付费有关条款在合同中约定。

第三十三条电力调度机构应优先保证直购电交易电量的调度执行。维持现有结算方式不变时，省电力公司应优先于基础电量与发电企业结算直购电交易电量。第三十四条发电企业和电力用户可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。

当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向

电网企业买卖。购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。

第七章信息披露

第三十五条直接交易主体应根据各自职责及时在交易平台披露相关信息，并保证真实有效，否则将承担相应的责任。XX省电力公司要通过交易平台对电力用户直接交易信息进行汇总、整理、发布和保存。

第三十六条电力用户应披露以下信息：

（一）电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量情况、产品电力单耗、用电负荷率等在年度直接协商交易前披露。

（二）直接交易需求信息、最大需量。

（三）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息每季度披露。

第三十七条发电企业应披露以下信息：

（一）发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、以前年度违约情况等在年度直接协商交易前披露。

（二）已签合同电量等在合同签订后披露。

（三）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息每季度披露。

第三十八条XX省电力公司应披露以下信息：

（一）年度电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等在直接协商交易前披露。

（二）直接交易合同电量在年度直接协商交易后披露。

（三）由于电网安全约束限制直接交易的具体输配线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等在限制发生后及时披露。

（四）直接交易电量的执行、电量清算、电费结算等情况每季度披露。

（五）监管机构和政府部门要求披露的其他信息。

第三十九条市场各方应将披露的信息及时、准确地报送国家能源局河南监管办公室，河南监管办在官方网站予以披露和发布。

第八章组织实施第四十条职责分工：

（一）国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局依据法律法规和有关规定，按照各自职责分工负责我省直购电交易试点工作，指导、协调交易中重大问题。

（二）国家能源局河南监管办指导电力企业和大用户签订直购电合同和委托输电服务合同，监督合同的执行。加强电网公司公平开放电网的监管。汇总统计XX省大用户直购电交易情况。

（三）省发改委负责电力用户行业政策准入、负责输配电价和线损电价管理、以及电价执行有关工作。

（四）省能源局负责发电企业直购交易容量剔除。

（五）省电力公司负责组织直购电交易、统一发布交易信息、实施发电能力校核和电力安全校核、合理安排直购电力的调度运行和交易结算等。

第四十一条大用户与发电企业交易程序：

（一）符合直购电交易条件、有交易意向的电力用户和发电企业，将企业基本情况、生产经营情况、能耗水平、污染排放情况、大用户与发电企业交易意向合同等材料提交国家能源局河南监管办、省发改委、省能源局。

（二）发电企业与大用户协商签订购售电合同，并与省电力公司协商签订委托输电服务合同。

（三）根据情况组织符合条件的发电企业和电力用户适时开展市场平台交易。

第九章监督管理

第四十二条国家能