国家直供电相关政策解析
一、直供电有关的政策文件
从2004年起，国家出台一系列政策，指导和鼓励发电企业和大用户电力企业直供电的试点工作。主要政策文件如下：
1、《关于印发的通知》（电监输电[2004]17号）
2、《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）
3、《关于印发的通知》(电监市场〔2009〕50号)
4、《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》(工信部联产业[2009]163号)
二、直供电试点有关规定
上述文件对直供电试点的企业准入条件、试点主要内容、交易规则和交易电价等内容进行了规定，内容摘要如下：
（一）市场准入条件
根据规定参加试点的大用户、发电企业、电网企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的大用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。
1、大用户的准入条件
参与试点的大用户，暂定为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业政策的大型工业用户。大型工业用户电量比重较大的地区，应分年逐步推进试点。
省级工业主管部门负责组织受理本地区工业企业参与大用户直购电试点申请，会同相关电力监管机构等有关部门核实有关情况，根据本地区试点方案，确定试点企业名单，并以公告形式向社会公布。
2、电力企业的准入条件
参与试点的发电企业，暂定为2004年及以后新投产、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业（含核电）和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量30万千瓦及以上的企业，水力发电企业为单机容量10万千瓦及以上的企业。由国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。
（二）试点主要内容
1、直供电交易方式和交易价格
符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格。
直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。
参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成：
（1）直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定；
（2）电网输配电价。在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，
原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏（66千伏）输配电价按照10%的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣减。
（3）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。
2、电力企业和大用户之间余缺电量
大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，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。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。
3、对电网企业的要求
公平开放电网，在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，并根据国家批复的输配电价收取输配电费用。
电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，负责组织提供辅助服务。近期，发电企业和大用户暂不另行缴纳辅助服务费用。条件成熟时，辅助服务可单独核算，并向相应的市场主体收取，具体办法由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局另行制定。
4、对电力企业和大用户的要求
发电企业、大用户应当将交易容量、电量及负荷曲线事先报电网企业，由电网企业安全校核后纳入系统平衡。交易过程由于网络输电
容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在堵塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。
参加试点的大用户、发电企业和电网企业应参考国家电监会制定的范本，签订直接交易购售电合同和委托输电服务合同，并严格按合同约定执行。
大用户直接交易的电力电量，限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。
5、关于输电线路的有关规定
大用户向发电企业直接购电，一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经电力监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力。
6、电量计量与电费结算
参与直接交易试点的发电机组上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。
交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。
（三）直供电工作的组织实施
电力用户与发电企业直接交易试点工作由国家电监会、国家发展改革委和国家能源局负责组织实施，确保试点工作规范进行。
近期试点工作原则上以省为单位开展，参加试点的企业根据规定提出试点申请，经省级人民政府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局。国家电监会会同国家发展改革委和国家能源局审定后实施。
三、直供电试点的电价政策分析
根据《国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知》（发改价格[2009]2926号）文附件三云南省高耗能企业110kv和220kv线路平均用电价格为0.448元/度和0.436元/度。
输配电价格参考国家发改委2007年公布的云南省输配电价格0.14021元/度，按照规定，直供电试点的输配电价格采用当地电网平均输配电价格按电价等级下浮。因此，云南110kv 和220kv直供电试点输配电价格暂按0.14021元/度×（1-10%）=0.1262元/度和0.14021元/度×（1-20%）=0.1122元/度考虑。
云南省工业用户交纳的政府性基金和附加涉及收费项目较多，未查到具体数据，暂按0.05元/度考虑。
直供电高耗能企业用电电价-输配电价-政府性基金和附加=可协商交易价格
因此，估算云南省直供电试点的电力企业和工业用户可协商的交易电价范围为：0.436-0.1122-0.05=0.2738元/度（按220kv线路考虑），远高于云南省现行水电上网标杆电价0.222元/度。即使考虑输电线路
成本仍有较大利润空间。
另外，国家发改委2010年下发《关于清理高耗能企业优惠电价等问题的通知》（发改价格[2010]978号），对高耗能企业的用电价格进行了进一步严格限制，要求各地高耗能企业用电价格在2010年6月1日前调整至低于当地大工业用电价格的10%以内，并坚决制止各地自行出台优惠电价政策。目前，云南省大工业用电价格和高耗能企业平均用电价格均在10%范围内。
附件：
1、《关于印发的通知》（电监输电[2004]17号）
2、《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）
3、《关于印发的通知》(电监市场〔2009〕50号)
4、《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》(工信部联产业[2009]163号)
国家电力监管委员会
关于印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》的通知
电监输电[2004]17号
各省、自治区、直辖市发展改革委（计委）、经贸委（经委）、物价局，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，三峡开发总公司，神华集团公司，各有关发电公司：
根据电力体制改革工作小组第六次会议精神，国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会制定了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，现予印发，请依照执行。
二OO四年三月二十九日
电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法
在具备条件的地区，开展较高电压等级或较大用电量的电力用户（以下简称大用户）向发电企业直接购电的试点，是深化电力体制改革的重要内容。为保证试点工作规范、有序进行，根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）的要求和国务院电力体制改革工作小组第六次会议的精神，制定本暂行办法。
一、 试点的指导思想、目的和原则
（1）开展大用户（含独立核算的配电企业，下同）向发电企业直接购电试点的指导思想是：从我国电力工业实际出发，借鉴国外有益经验，遵循电力工业发展规律，保障电网安全稳定运行，以公平开放电网为基础，以确定合理的输配电价为核心，以供需直接见面为主要特征，积极培育市场主体，促进科学合理电价机制的形成，逐步构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。
大用户向发电企业直接购电，是一项复杂的系统工程，必须通过试点积累经验，创造条件，积极稳妥地推进。
（2）开展大用户向发电企业直接购电试点工作，要达到下列目的：
-优化电力资源配置，提高资源利用效率，促进电力发展；
-在发电和售电侧引入竞争机制，促进企业降低成本，提高效率，提高国民经济整体竞争力；
-探索输配分开、电网公平开放的有效途径和办法，改变电网企业独家购买电力的格局，促进竞价上网，进一步打破垄断，加快建立竞争、开放的电力市场；
-探索建立合理的输配电价形成机制，促进电价改革，促进电网的可持续发展。
（3）试点工作应当遵循下列原则：
-统一部署，稳妥推进，有计划、有步骤地搞好试点，防止一哄而上；
-规范起步，规则先行，切实保障大用户、发电企业和电网经营企业的合法权益，防止盲目无序；
-立足多赢，创造多赢，充分发挥大用户、发电企业和电网经营企业的作用； -试点先行，循序渐进，维持电网电力电量供应平衡，保持电价总体水平稳定；
-积极试点，稳步推进，维护国家整体利益，推进相关配套改革，为试点工作创造必要的外部条件；
-维护电力调度秩序，保障电网安全稳定运行。参加试点的发电企业和大用户，按电力统一调度的要求，在电网紧急情况下，参与调峰和错峰、避峰用电。
二、试点的范围和条件
（4）参加试点的单位原则上应处于电力供需相对宽松的地区，且具备以下条件： 参加试点的大用户、发电企业（含内部核算电厂）、电网经营企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体。
符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、单位产值能耗低、污染排放小的大用户，可申请参加试点。
符合国家产业政策、并网运行的发电企业，原则上，装机容量60万千瓦及以上且单机容量30万千瓦及以上的火力发电企业（含核电），装机容量20万千瓦及以上或单机容量10万千瓦及以上的水力发电企业，可申请参加试点。
（5）大用户向发电企业直接购电，一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网经营企业按投资管理权限报批、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经省政府有关部门组织电网经营企业进行安全校验，并委托电网经营企业调度、运行，可用于输送直购电力。
（6）非配电企业的大用户直购的电力电量，限于自用，不得转售或者变相转售给其他用户。配电企业销售直购的电力电量，要严格遵守国家有关政策。
（7）由国家统一分配电量的电厂暂不参加试点。参加试点发电企业原核定的上网电量、调度、结算等关系保持不变。
（8）试点电量依法交纳有关税费和国家规定的基金。
三、试点的主要内容
（9）电网公平开放。在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，电网经营企业应当提供过网输电服务。
（10）自主协商直购电价格。大用户向发电企业直接购电的价格、结算办法，由购售双方协商确定，并在相关合同中明确。
（11）合理确定输配电价。按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）的要求，输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定。近期暂按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算，报国务院价格主管部门批准后执行。国家出台新的输配电价政策后，按新的政策执行。
（12）规范直购电合同管理。参加试点的大用户、发电企业和电网经营企业应参考《电量直接购售合同（范本）》和《委托输电服务合同（范本）》，签订相关合同（协议），并严格执行。电量直接购售合同（协议）的主要内容应包括负荷、电量、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。
（13）专项和辅助服务。电网根据可靠性和服务质量标准的要求，负责提供专项和辅助服务。发电企业和大用户根据合同约定对电网经营企业提供辅助服务。专项和辅助服务价格标准执行国家有关规定。
在近期按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则确定输配电价时，电网经营企业对发电企业和大用户不再另行收取专项和辅助服务费用。
大用户已有自备线路委托电网经营企业调度、运行时，专项和辅助服务等费用按有关规定测算、报批，并在相关合同（协议）中明确。
（14）加强调度管理和调度信息披露。发电企业、大用户应当服从电力统一调度，并及时向电力调度机构报送电力直购和过网供电服务相关信息、报表。电力调度机构应当按照“公平、公正、公开”的原则和有关合同（协议）进行调度，并及时向发电企业、大用户披露电力调度信息。
四、试点的组织实施
（15）试点工作由国务院电力体制改革工作小组统一领导，国家电力监管委员会与国家发展和改革委员会根据本暂行办法制定实施细则和相关合同范本，具体负责试点的组织实
施，确保试点工作规范进行。具体试点省份由电监会商发展改革委从要求开展试点工作的省份中研究确定。
（16）参加试点的单位根据本暂行办法和实施细则制定试点方案，经省人民政府指定的省政府经济综合管理部门组织有关单位初审后，报国家电力监管委员会和国家发展和改革委员会，电监会商发展改革委审定后实施。
（17）未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点，违反规定的，国家电力监管委员会和国家发展和改革委员会按照各自职责查处。
国家电力监管委员会
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）
电监会各派出机构，各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、经贸委（经委），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业： 为落实关于深化经济体制改革的有关要求，进一步开放电力市场，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，实现电力与国经济的协调发展，决定进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，现就有关事项通知如下：
一、市场准入条件
（一）参加试点的大用户、发电企业、电网企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担事责任的经济实体。内部核算的大用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。
（二）参与试点的大用户，近期暂定为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业策的大型工业用户。大型工业用户电量比重较大的地区，应分年逐步推进试点。
（三）参与试点的发电企业，近期暂定为2004年及以后新投产、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业（含核电）和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量30万千瓦及以上的企业，水力发电企业为单机容量10万千瓦及以上的企业。由国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。
（四）根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。
二、试点主要内容
（一）公平开放电网，在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，并根据国家批复的输配电价收取输配电费用。
（二）符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格，签订1年及以上的直接交易合同。
（三）参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和府性基金及附加三部分组成。其中：
1、直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。
2、电网输配电价。近期，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏（66千伏）输配电价按照10％的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20％的比例扣减。输配电价实行两部制。输配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。
3、府性基金和附加。大用户应和其他电力用户一样承担相应会责任，按照国家规定标准缴纳府性基金及附加。府性基金和附加由电网企业代为收取。
（四）电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，负责组织提供辅助服务。发电企业和大用户根据合同约定提供辅助服务。近期，发电企业和大用户暂不另行缴纳辅助服务费用。条件成熟时，辅助服务可单独核算，并向相应的市场主体收取，具体办法由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局另行制定。
（五）大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，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；售电价格按府核定上网电价的90％执行。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。
（六）发电企业、大用户应当将交易容量、电量及负荷曲线事先报电网企业，由电网企业安全校核后纳入系统平衡。交易过程由于网络输电容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在堵塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。
（七）参加试点的大用户、发电企业和电网企业应参考国家电监会制定的范本，签订直接交易购售电合同和委托输电服务合同，并严格按合同约定执行。直接交易购售电合同的主要内容应包括负荷、电量、交易时间、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。
（八）大用户向发电企业直接购电，一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经电力监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力。
（九）大用户直接交易的电力电量，限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。
（十）发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排计划上网电量时予以剔除。 （十一）近期试点原则上以省为单位开展。
三、计量与结算
（一）参与直接交易试点的发电机组上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。
（二）交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。
四、有关要求
（一）各地要按照国家统一部署，在确保供需平衡和电网安全的基础上，按照市场化和自愿的原则指导省内有关企业开展电力用户与发电企业直接购电交易试点工作，不得强制规定直接交易电量和电价。
（二）电网企业要公平开放电网，为大用户直接交易提供输配电服务，履行相关合同；按规定提供辅助服务，保证用电安全；电力调度机构应当按照“公平、公正、公开”的原则和有关合同进行调度；按照有关规定，及时向发电企业、大用户提供直接交易所需的电力调度信息；由于电网原因影响直接交易造成损失的，电网公司应予以补偿。
（三）大用户与发电企业要按照有关规则参与交易，相关合同应报电力监管机构和府有关部门备案，并履行相关合同，按照有关规定提供直接交易所需要的信息。进入市场的大用户和发电企业要保持相对稳定，按规定进入和退出市场。
五、组织实施
（一）电力用户与发电企业直接交易试点工作由国家电监会、国家发展改革委和国家能源局负责组织实施，确保试点工作规范进行。
（二）参加试点的企业根据本通知精神提出试点申请，经省级人府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局。国家电监会会同国家发展改革委和国家能源局审定后实施。
（三）未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点，违反规定的，由国家电监会、国家发展改革委进行查处。
（四）各地应将直接交易试点的电量纳入当地年度供需平衡。各地电力监管机构、价格主管部门要根据本通知规定，对直接交易的实施、价格执行等情况进行监督检查。对违规行为要依据有关规定予以处罚。
（五）已有规定与本通知不一致的，按本通知执行。
国家电力监管委员会
关于印发《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》的通知
电监市场[2009] 50号
各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业：
为规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，依据《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），我会制定了《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》，现印发给你们，请依照执行。
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）
第一章 总 则
第一条 为规范和推进电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）试点工作，依据《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）以及国家有关法律法规，制定本规则。
第二条 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电服务。
第三条 直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。
第二章 准入与退出
第四条 参加直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。
电力用户和发电企业的具体准入条件，按国家相关规定执行。
第五条 符合直接交易准入条件的电力用户和发电企业可向电力监管机构和政府有关部门提出申请，经按程序审核批准后取得直接交易主体资格。
第六条 直接交易双方，在合同期内原则上不得退出直接交易，如需退出直接交易，由有关部门审核批准。退出方给对方造成损失的，应予适当补偿，补偿方式可在合同中约定，或参照电监市场[2009]20号文件的精神协商确定。
第七条 取得资格并参与直接交易的企业有下列行为之一的，取消其交易资格，并承担相应违约责任。
（一）违反国家电力或环保政策并受处罚的；
（二）私自将所购电量转售给其他电力用户的；
（三）拖欠直接交易及其它电费一个月以上的；
（四）不服从电网调度命令的。
第三章 交易方式
第八条 坚持市场化原则，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。
第九条 直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。
自由协商方式，由电力用户与发电企业自由寻找交易对象。
交易洽谈会方式，通过交易洽谈会形式，进行交易信息沟通，交易主体自由选择交易对象。
信息平台方式，由电力监管机构授权的第三方提供信息平台，电力用户和发电企业通过信息平台发布交易意向，寻找交易对象。
第四章 交易价格
第十条 直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预。
鼓励电力用户与发电企业之间采用上下游产品价格联动定价形成机制。
第十一条 输配电损耗以输配电价方式支付，企业不再抵扣损耗电量。
第十二条 电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，按照国家批准并公布的输配电价和结算电量收取输配电费，并代为收取政府性基金和附加。
第十三条 委托电力调度机构调度、运行的发电企业和电力用户的自有电力线路，按规定批准后按照委托运行维护方式执行。委托方应交纳委托运营维护费，不再另交输配电费。委托运营维护费用由委托方和受托方协商确定，报相应电力监管机构和政府有关部门备案。
第五章 容量剔除及电量分配
第十四条 取得直接交易资格的发电企业，合同期限内按照签订的合同电量剔除相应的发电容量，电力调度机构不再对这部分剔除容量分配计划电量。
第十五条 剔除容量原则上依据直接交易合同电量和对应合同用户的上一年用电利用小时数进行测算。
合同用户的上一年用电利用小时数=合同用户上一年总用电量/该用户上一年的最大需求容量（或变压器报装容量）
第十六条 在安排发电上网计划分配电量时，剔除直接交易发电容量后的剩余发电容量，按照“三公”调度原则参与本地区计划电量分配。
第十七条 因电网安全约束等非发电企业和电力用户原因导致的直接交易受限的，电力用户的用电计划和发电企业的发电容量应纳入本地区正常计划平衡分配。
第六章 合同签订与调整
第十八条 年度及以上的直接交易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，应按照国家电监会制定的合同示范文本（电监市场[2009]29号）签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。
第十九条 直接交易合同签订后，电力调度机构应将直接交易电量一并纳入发电企业的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，经电力调度机构安全校核后，签订直接交易购售电合同的补充协议，并与电网公司签订输配电服务合同的补充协议。电力调度机构按照补充协议的约定及时修订交易双方年度内剩余时段的发电计划和购电计划。
第二十一条 直接交易购售电合同和输配电服务合同报电力监管机构备案，共同作为交易执行依据。
第七章 安全校核与交易执行
第二十二条 直接交易的安全校核应在规定时间内完成。在规定期限内，电力调度机构未对直接交易合同提出异议的，视为通过安全校核。
第二十三条 安全校核的顺序是：先签订合同优先于后签订的合同；长期合同电量优先于短期合同电量。
第二十四条 当参与直接交易机组因技术原因无法完成合同电量时，可依据有关规则将发电权转让给其他符合准入条件的发电机组。
第二十五条 电力用户应执行政府批准的有序用电方案，按照电网安全需要实施错峰避峰等限电措施。
第二十六条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构有权按照保证安全的原则实施调度，事后应向电力监管机构报告紧急情况进行认定，并向受到影响的市场成员书面说明原因。
第二十七条 电力系统发生事故时，电力调度有权按照保证安全的原则实施调度，事后应向电力监管机构报告并向受到影响的交易双方书面说明原因并在后续的发供电计划中滚动调整。
第二十八条 直接交易实际执行电量与合同电量发生偏差时，需进行余缺电量调剂。允许偏差范围暂定为3％。
第八章 计量与结算
第二十九条 直接交易电量以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》所约定的计量点的计量电量为准，直接交易电量对应的发电企业上网电量以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》中所约定计量点的计量电量为准。
合同的电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。 第三十条 直接交易结算有直接结算和委托结算两种方式。具体结算方式由电力用户、发电企业选择并在合同中约定。
第三十一条 建立直接交易购售电合同履约保证金制度。履约保证金的比例及相关责任、义务由直接交易双方在合同中明确。
第九章 信息披露
第三十二条 直接交易主体，应根据各自职责及时披露相关信息，并按照有关规定报送电力监管机构及省级政府有关部门。
第三十三条 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、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等。
（二）直接交易需求信息。
（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。
第三十四条 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、发电业务许可证等。
（二）已签合同电量、发电装机容量扣减直接交易容量后剩余容量等信息。
（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。
第三十五条 电网企业应披露以下信息：
（一）输配电价标准、政府性基金和附加、输配电损耗率等。
（二）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。
第三十六条 电力调度交易机构应披露以下信息：
（一）直接交易合同电量、发电机组剔除容量等。
（二）由于电网安全约束限制了直接交易的具体输配线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。
（三）直接交易电量执行、电量清算、电费结算等情况。
第十章 监管措施
第三十七条 电力监管机构会同有关部门对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管。各区域电监局应对区域内各省（市、区）的电力用户与发电企业直接交易工作予以协调指导。
第三十八条 有关电力企业和电力用户应签订直接交易合同及输电服务合同，报电力监管机构、政府有关部门备案。
第三十九条 电力监管机构会同有关部门负责审核合同用户年度利用小时数和发电剔除容量。
第四十条 电力监管机构会同有关部门对试点情况定期总结评价，发布监管报告。
第十一章 附则
第四十一条 本办法自2010年1月1日起试行。
工业和信息化部 国家电力监管委员会
关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知
工信部联产业[2009]163号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团工业主管部门，电监会各派出机构：
电力用户向发电企业直接购电（以下简称“大用户直购电”）试点是电力体制改革的重要内容。根据《国务院关于发布实施的决定》（国发[2005]40号）、《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、《国务院办公厅转发电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》（国办发
[2007]19号）和《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（电监输电[2004]17号）（以下简称电监输电[2004]17号）的精神，为加强国家产业政策和电力体制改革政策的协调配合，积极稳妥推进工业领域大用户直购电试点工作，调整和振兴重点产业，促进产业结构优化升级，现就选择和规范工业企业参与大用户直购电试点的有关要求通知如下：
一、参与大用户直购电试点工业企业的基本条件
各地要把选择参与大用户直购电试点工业企业（以下简称“试点企业”）与贯彻国家产业政策、淘汰落后生产能力、促进节能减排降耗和产业结构优化升级结合起来。试点企业必须符合以下基本条件：
（一）具有独立法人资格，财务独立核算（企业集团的分公司在取得集团授权后可按属地管理提出申请）。
（二）符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策要求。企业不得有违反《产业结构调整指导目录》限制类规定的建设项目；不得存有《产业结构调整指导目录》淘汰类中规定的落后工艺、技术、装备和产品。
（三）符合行业准入条件要求。对国家已发布行业准入条件的铁合金、焦化、铝、铜冶炼、铅锌、电石、氯碱（烧碱、聚氯乙烯）、平板玻璃、玻璃纤维等行业，企业的工艺、技术、装备、规模，以及能耗、环保和安全生产等指标必须符合行业准入条件规定的要求；对国家已发布行业准入条件，并实施行业准入管理的铁合金、焦化、铝、铜冶炼、铅锌、电石等行业，试点企业必须为国家公告的符合行业准入条件的企业。
（四）建设项目的投资立项、土地利用、环境评价、节能评价等符合国家有关审批、核准或备案程序要求。
（五）企业用电电压等级应在110千伏及以上。
（六）遵守国家有关用电管理规定，接受相关部门的监督检查，维护电力安全。企业商业信用良好。
（七）按照国家有关规定批准设立，并具有独立法人资格的工业园区可参照条件申报试点。
二、结合实际，制定试点企业具体条件和试点方案
（一）各省级工业主管部门会同相关电力监管机构等有关部门，结合本地区产业发展实际情况和试点电量规模，按照国家有关规定，遵循试点先行、循序渐进的原则，在上述基本条件的基础上，研究制定本地区参与大用户直购电试点工业企业的具体条件。
各地在制定试点企业具体条件时，坚持选择用电量较大、接入电压较高的企业；坚持优先支持当前实施调整和振兴产业、骨干企业发展；坚持鼓励先进生产能力、淘汰落后生产能力；坚持推进节能减排和产业升级；坚持公开、公正、透明，做到条件公开、程序公开、结果公开。试点企业具体条件报送工业和信息化部备案。
（二）各相关电力监管机构会同省级政府有关部门，按照电监输电[2004]17号文件有关要求，研究确定本地区大用户直购电试点电量规模、组织编制大用户直购电试点方案和有关交易规则，经国家电力监管委员会牵头组织审定后实施。试点企业具体条件为本地区大用户直购电试点方案的组成部分。
三、试点企业的确定和监督管理
（一）企业自愿申请。符合各省试点企业具体条件的工业企业，均可自愿申请参加试点，申请办法由省级工业主管部门会同相关电力监管机构共同研究制定。
（二）公布试点企业名单。省级工业主管部门负责组织受理本地区工业企业参与大用户直购电试点申请，会同相关电力监管机构等有关部门核实有关情况，根据本地区试点方案，确定试点企业名单，并以公告形式向社会公布，同时报送工业和信息化部和国家电力监管委员会备案。试点企业名单正式公布前，应在政府网站上进行公示，接受社会各界的监督。
（三）加强对试点企业的监督检查。各省级工业主管部门会同相关电力监管机构等有关部门，负责组织对本地区试点企业保持试点条件情况进行监督管理和检查，原则上每年检查一次，并将监督检查意见报送工业和信息化部和国家电力监管委员会。工业和信息化部会同国家电力监管委员会适时组织对试点企业情况进行抽查。
四、加强部门协调配合，做好工业企业参与大用户直购电试点工作。各省级工业主管部门、相关电力监管机构等要加强协调配合，通力合作做好工业领域内大用户直购电试点工作，推进产业结构升级，促进工业经济健康发展。
本《通知》中涉及的《产业结构调整指导目录》、相关行业产业政策、行业准入条件及标准进行修订时，按修订后的要求执行；各地也应根据产业发展情况和宏观调控要求，对参与大用户直购电试点工业企业具体条件适时进行修订完善。
第 21 页 共 21 页 二ＯＯ九年四月二十二日
国家直供电相关政策解析
一、直供电有关的政策文件
从2004年起，国家出台一系列政策，指导和鼓励发电企业和大用户电力企业直供电的试点工作。主要政策文件如下：
1、《关于印发的通知》（电监输电[2004]17号）
2、《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）
3、《关于印发的通知》(电监市场〔2009〕50号)
4、《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》(工信部联产业[2009]163号)
二、直供电试点有关规定
上述文件对直供电试点的企业准入条件、试点主要内容、交易规则和交易电价等内容进行了规定，内容摘要如下：
（一）市场准入条件
根据规定参加试点的大用户、发电企业、电网企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的大用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。
1、大用户的准入条件
参与试点的大用户，暂定为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业政策的大型工业用户。大型工业用户电量比重较大的地区，应分年逐步推进试点。
省级工业主管部门负责组织受理本地区工业企业参与大用户直购电试点申请，会同相关电力监管机构等有关部门核实有关情况，根据本地区试点方案，确定试点企业名单，并以公告形式向社会公布。
2、电力企业的准入条件
参与试点的发电企业，暂定为2004年及以后新投产、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业（含核电）和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量30万千瓦及以上的企业，水力发电企业为单机容量10万千瓦及以上的企业。由国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。
（二）试点主要内容
1、直供电交易方式和交易价格
符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格。
直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。
参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成：
（1）直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定；
（2）电网输配电价。在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，
原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏（66千伏）输配电价按照10%的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣减。
（3）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。
2、电力企业和大用户之间余缺电量
大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，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。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。
3、对电网企业的要求
公平开放电网，在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，并根据国家批复的输配电价收取输配电费用。
电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，负责组织提供辅助服务。近期，发电企业和大用户暂不另行缴纳辅助服务费用。条件成熟时，辅助服务可单独核算，并向相应的市场主体收取，具体办法由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局另行制定。
4、对电力企业和大用户的要求
发电企业、大用户应当将交易容量、电量及负荷曲线事先报电网企业，由电网企业安全校核后纳入系统平衡。交易过程由于网络输电
容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在堵塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。
参加试点的大用户、发电企业和电网企业应参考国家电监会制定的范本，签订直接交易购售电合同和委托输电服务合同，并严格按合同约定执行。
大用户直接交易的电力电量，限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。
5、关于输电线路的有关规定
大用户向发电企业直接购电，一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经电力监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力。
6、电量计量与电费结算
参与直接交易试点的发电机组上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。
交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。
（三）直供电工作的组织实施
电力用户与发电企业直接交易试点工作由国家电监会、国家发展改革委和国家能源局负责组织实施，确保试点工作规范进行。
近期试点工作原则上以省为单位开展，参加试点的企业根据规定提出试点申请，经省级人民政府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局。国家电监会会同国家发展改革委和国家能源局审定后实施。
三、直供电试点的电价政策分析
根据《国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知》（发改价格[2009]2926号）文附件三云南省高耗能企业110kv和220kv线路平均用电价格为0.448元/度和0.436元/度。
输配电价格参考国家发改委2007年公布的云南省输配电价格0.14021元/度，按照规定，直供电试点的输配电价格采用当地电网平均输配电价格按电价等级下浮。因此，云南110kv 和220kv直供电试点输配电价格暂按0.14021元/度×（1-10%）=0.1262元/度和0.14021元/度×（1-20%）=0.1122元/度考虑。
云南省工业用户交纳的政府性基金和附加涉及收费项目较多，未查到具体数据，暂按0.05元/度考虑。
直供电高耗能企业用电电价-输配电价-政府性基金和附加=可协商交易价格
因此，估算云南省直供电试点的电力企业和工业用户可协商的交易电价范围为：0.436-0.1122-0.05=0.2738元/度（按220kv线路考虑），远高于云南省现行水电上网标杆电价0.222元/度。即使考虑输电线路
成本仍有较大利润空间。
另外，国家发改委2010年下发《关于清理高耗能企业优惠电价等问题的通知》（发改价格[2010]978号），对高耗能企业的用电价格进行了进一步严格限制，要求各地高耗能企业用电价格在2010年6月1日前调整至低于当地大工业用电价格的10%以内，并坚决制止各地自行出台优惠电价政策。目前，云南省大工业用电价格和高耗能企业平均用电价格均在10%范围内。
附件：
1、《关于印发的通知》（电监输电[2004]17号）
2、《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）
3、《关于印发的通知》(电监市场〔2009〕50号)
4、《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》(工信部联产业[2009]163号)
国家电力监管委员会
关于印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》的通知
电监输电[2004]17号
各省、自治区、直辖市发展改革委（计委）、经贸委（经委）、物价局，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，三峡开发总公司，神华集团公司，各有关发电公司：
根据电力体制改革工作小组第六次会议精神，国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会制定了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，现予印发，请依照执行。
二OO四年三月二十九日
电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法
在具备条件的地区，开展较高电压等级或较大用电量的电力用户（以下简称大用户）向发电企业直接购电的试点，是深化电力体制改革的重要内容。为保证试点工作规范、有序进行，根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）的要求和国务院电力体制改革工作小组第六次会议的精神，制定本暂行办法。
一、 试点的指导思想、目的和原则
（1）开展大用户（含独立核算的配电企业，下同）向发电企业直接购电试点的指导思想是：从我国电力工业实际出发，借鉴国外有益经验，遵循电力工业发展规律，保障电网安全稳定运行，以公平开放电网为基础，以确定合理的输配电价为核心，以供需直接见面为主要特征，积极培育市场主体，促进科学合理电价机制的形成，逐步构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。
大用户向发电企业直接购电，是一项复杂的系统工程，必须通过试点积累经验，创造条件，积极稳妥地推进。
（2）开展大用户向发电企业直接购电试点工作，要达到下列目的：
-优化电力资源配置，提高资源利用效率，促进电力发展；
-在发电和售电侧引入竞争机制，促进企业降低成本，提高效率，提高国民经济整体竞争力；
-探索输配分开、电网公平开放的有效途径和办法，改变电网企业独家购买电力的格局，促进竞价上网，进一步打破垄断，加快建立竞争、开放的电力市场；
-探索建立合理的输配电价形成机制，促进电价改革，促进电网的可持续发展。
（3）试点工作应当遵循下列原则：
-统一部署，稳妥推进，有计划、有步骤地搞好试点，防止一哄而上；
-规范起步，规则先行，切实保障大用户、发电企业和电网经营企业的合法权益，防止盲目无序；
-立足多赢，创造多赢，充分发挥大用户、发电企业和电网经营企业的作用； -试点先行，循序渐进，维持电网电力电量供应平衡，保持电价总体水平稳定；
-积极试点，稳步推进，维护国家整体利益，推进相关配套改革，为试点工作创造必要的外部条件；
-维护电力调度秩序，保障电网安全稳定运行。参加试点的发电企业和大用户，按电力统一调度的要求，在电网紧急情况下，参与调峰和错峰、避峰用电。
二、试点的范围和条件
（4）参加试点的单位原则上应处于电力供需相对宽松的地区，且具备以下条件： 参加试点的大用户、发电企业（含内部核算电厂）、电网经营企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任的经济实体。
符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、单位产值能耗低、污染排放小的大用户，可申请参加试点。
符合国家产业政策、并网运行的发电企业，原则上，装机容量60万千瓦及以上且单机容量30万千瓦及以上的火力发电企业（含核电），装机容量20万千瓦及以上或单机容量10万千瓦及以上的水力发电企业，可申请参加试点。
（5）大用户向发电企业直接购电，一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网经营企业按投资管理权限报批、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经省政府有关部门组织电网经营企业进行安全校验，并委托电网经营企业调度、运行，可用于输送直购电力。
（6）非配电企业的大用户直购的电力电量，限于自用，不得转售或者变相转售给其他用户。配电企业销售直购的电力电量，要严格遵守国家有关政策。
（7）由国家统一分配电量的电厂暂不参加试点。参加试点发电企业原核定的上网电量、调度、结算等关系保持不变。
（8）试点电量依法交纳有关税费和国家规定的基金。
三、试点的主要内容
（9）电网公平开放。在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，电网经营企业应当提供过网输电服务。
（10）自主协商直购电价格。大用户向发电企业直接购电的价格、结算办法，由购售双方协商确定，并在相关合同中明确。
（11）合理确定输配电价。按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）的要求，输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定。近期暂按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算，报国务院价格主管部门批准后执行。国家出台新的输配电价政策后，按新的政策执行。
（12）规范直购电合同管理。参加试点的大用户、发电企业和电网经营企业应参考《电量直接购售合同（范本）》和《委托输电服务合同（范本）》，签订相关合同（协议），并严格执行。电量直接购售合同（协议）的主要内容应包括负荷、电量、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。
（13）专项和辅助服务。电网根据可靠性和服务质量标准的要求，负责提供专项和辅助服务。发电企业和大用户根据合同约定对电网经营企业提供辅助服务。专项和辅助服务价格标准执行国家有关规定。
在近期按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则确定输配电价时，电网经营企业对发电企业和大用户不再另行收取专项和辅助服务费用。
大用户已有自备线路委托电网经营企业调度、运行时，专项和辅助服务等费用按有关规定测算、报批，并在相关合同（协议）中明确。
（14）加强调度管理和调度信息披露。发电企业、大用户应当服从电力统一调度，并及时向电力调度机构报送电力直购和过网供电服务相关信息、报表。电力调度机构应当按照“公平、公正、公开”的原则和有关合同（协议）进行调度，并及时向发电企业、大用户披露电力调度信息。
四、试点的组织实施
（15）试点工作由国务院电力体制改革工作小组统一领导，国家电力监管委员会与国家发展和改革委员会根据本暂行办法制定实施细则和相关合同范本，具体负责试点的组织实
施，确保试点工作规范进行。具体试点省份由电监会商发展改革委从要求开展试点工作的省份中研究确定。
（16）参加试点的单位根据本暂行办法和实施细则制定试点方案，经省人民政府指定的省政府经济综合管理部门组织有关单位初审后，报国家电力监管委员会和国家发展和改革委员会，电监会商发展改革委审定后实施。
（17）未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点，违反规定的，国家电力监管委员会和国家发展和改革委员会按照各自职责查处。
国家电力监管委员会
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）
电监会各派出机构，各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、经贸委（经委），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业： 为落实关于深化经济体制改革的有关要求，进一步开放电力市场，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，实现电力与国经济的协调发展，决定进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，现就有关事项通知如下：
一、市场准入条件
（一）参加试点的大用户、发电企业、电网企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担事责任的经济实体。内部核算的大用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。
（二）参与试点的大用户，近期暂定为用电电压等级110千伏（66千伏）及以上、符合国家产业策的大型工业用户。大型工业用户电量比重较大的地区，应分年逐步推进试点。
（三）参与试点的发电企业，近期暂定为2004年及以后新投产、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的火力发电企业（含核电）和水力发电企业。其中，火力发电企业为单机容量30万千瓦及以上的企业，水力发电企业为单机容量10万千瓦及以上的企业。由国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。
（四）根据试点工作进展情况，逐步放宽市场主体准入条件。
二、试点主要内容
（一）公平开放电网，在电网输电能力、运行方式和安全约束允许的情况下，电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，并根据国家批复的输配电价收取输配电费用。
（二）符合准入条件的大用户和发电企业可在自愿、互利的基础上，建立规范透明的市场交易机制，自主协商交易电量、确定交易价格，签订1年及以上的直接交易合同。
（三）参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和府性基金及附加三部分组成。其中：
1、直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。
2、电网输配电价。近期，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏（66千伏）输配电价按照10％的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20％的比例扣减。输配电价实行两部制。输配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。
3、府性基金和附加。大用户应和其他电力用户一样承担相应会责任，按照国家规定标准缴纳府性基金及附加。府性基金和附加由电网企业代为收取。
（四）电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，负责组织提供辅助服务。发电企业和大用户根据合同约定提供辅助服务。近期，发电企业和大用户暂不另行缴纳辅助服务费用。条件成熟时，辅助服务可单独核算，并向相应的市场主体收取，具体办法由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局另行制定。
（五）大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，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；售电价格按府核定上网电价的90％执行。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。
（六）发电企业、大用户应当将交易容量、电量及负荷曲线事先报电网企业，由电网企业安全校核后纳入系统平衡。交易过程由于网络输电容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在堵塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。
（七）参加试点的大用户、发电企业和电网企业应参考国家电监会制定的范本，签订直接交易购售电合同和委托输电服务合同，并严格按合同约定执行。直接交易购售电合同的主要内容应包括负荷、电量、交易时间、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。
（八）大用户向发电企业直接购电，一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经电力监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力。
（九）大用户直接交易的电力电量，限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。
（十）发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排计划上网电量时予以剔除。 （十一）近期试点原则上以省为单位开展。
三、计量与结算
（一）参与直接交易试点的发电机组上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。
（二）交易结算方式，在各方自愿协商基础上，可由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可由电网企业分别与大用户和发电企业进行结算。具体结算方式由大用户、电网企业、发电企业在合同中约定。
四、有关要求
（一）各地要按照国家统一部署，在确保供需平衡和电网安全的基础上，按照市场化和自愿的原则指导省内有关企业开展电力用户与发电企业直接购电交易试点工作，不得强制规定直接交易电量和电价。
（二）电网企业要公平开放电网，为大用户直接交易提供输配电服务，履行相关合同；按规定提供辅助服务，保证用电安全；电力调度机构应当按照“公平、公正、公开”的原则和有关合同进行调度；按照有关规定，及时向发电企业、大用户提供直接交易所需的电力调度信息；由于电网原因影响直接交易造成损失的，电网公司应予以补偿。
（三）大用户与发电企业要按照有关规则参与交易，相关合同应报电力监管机构和府有关部门备案，并履行相关合同，按照有关规定提供直接交易所需要的信息。进入市场的大用户和发电企业要保持相对稳定，按规定进入和退出市场。
五、组织实施
（一）电力用户与发电企业直接交易试点工作由国家电监会、国家发展改革委和国家能源局负责组织实施，确保试点工作规范进行。
（二）参加试点的企业根据本通知精神提出试点申请，经省级人府指定的部门牵头审核、汇总后提出具体实施方案，报国家电监会、国家发展改革委和国家能源局。国家电监会会同国家发展改革委和国家能源局审定后实施。
（三）未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点，违反规定的，由国家电监会、国家发展改革委进行查处。
（四）各地应将直接交易试点的电量纳入当地年度供需平衡。各地电力监管机构、价格主管部门要根据本通知规定，对直接交易的实施、价格执行等情况进行监督检查。对违规行为要依据有关规定予以处罚。
（五）已有规定与本通知不一致的，按本通知执行。
国家电力监管委员会
关于印发《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》的通知
电监市场[2009] 50号
各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关电力企业：
为规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，依据《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），我会制定了《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》，现印发给你们，请依照执行。
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）
第一章 总 则
第一条 为规范和推进电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）试点工作，依据《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）以及国家有关法律法规，制定本规则。
第二条 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电服务。
第三条 直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。
第二章 准入与退出
第四条 参加直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。
电力用户和发电企业的具体准入条件，按国家相关规定执行。
第五条 符合直接交易准入条件的电力用户和发电企业可向电力监管机构和政府有关部门提出申请，经按程序审核批准后取得直接交易主体资格。
第六条 直接交易双方，在合同期内原则上不得退出直接交易，如需退出直接交易，由有关部门审核批准。退出方给对方造成损失的，应予适当补偿，补偿方式可在合同中约定，或参照电监市场[2009]20号文件的精神协商确定。
第七条 取得资格并参与直接交易的企业有下列行为之一的，取消其交易资格，并承担相应违约责任。
（一）违反国家电力或环保政策并受处罚的；
（二）私自将所购电量转售给其他电力用户的；
（三）拖欠直接交易及其它电费一个月以上的；
（四）不服从电网调度命令的。
第三章 交易方式
第八条 坚持市场化原则，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。
第九条 直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。
自由协商方式，由电力用户与发电企业自由寻找交易对象。
交易洽谈会方式，通过交易洽谈会形式，进行交易信息沟通，交易主体自由选择交易对象。
信息平台方式，由电力监管机构授权的第三方提供信息平台，电力用户和发电企业通过信息平台发布交易意向，寻找交易对象。
第四章 交易价格
第十条 直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预。
鼓励电力用户与发电企业之间采用上下游产品价格联动定价形成机制。
第十一条 输配电损耗以输配电价方式支付，企业不再抵扣损耗电量。
第十二条 电网企业应公平、公正地向直接交易双方提供输配电服务，按照国家批准并公布的输配电价和结算电量收取输配电费，并代为收取政府性基金和附加。
第十三条 委托电力调度机构调度、运行的发电企业和电力用户的自有电力线路，按规定批准后按照委托运行维护方式执行。委托方应交纳委托运营维护费，不再另交输配电费。委托运营维护费用由委托方和受托方协商确定，报相应电力监管机构和政府有关部门备案。
第五章 容量剔除及电量分配
第十四条 取得直接交易资格的发电企业，合同期限内按照签订的合同电量剔除相应的发电容量，电力调度机构不再对这部分剔除容量分配计划电量。
第十五条 剔除容量原则上依据直接交易合同电量和对应合同用户的上一年用电利用小时数进行测算。
合同用户的上一年用电利用小时数=合同用户上一年总用电量/该用户上一年的最大需求容量（或变压器报装容量）
第十六条 在安排发电上网计划分配电量时，剔除直接交易发电容量后的剩余发电容量，按照“三公”调度原则参与本地区计划电量分配。
第十七条 因电网安全约束等非发电企业和电力用户原因导致的直接交易受限的，电力用户的用电计划和发电企业的发电容量应纳入本地区正常计划平衡分配。
第六章 合同签订与调整
第十八条 年度及以上的直接交易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，应按照国家电监会制定的合同示范文本（电监市场[2009]29号）签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。
第十九条 直接交易合同签订后，电力调度机构应将直接交易电量一并纳入发电企业的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，经电力调度机构安全校核后，签订直接交易购售电合同的补充协议，并与电网公司签订输配电服务合同的补充协议。电力调度机构按照补充协议的约定及时修订交易双方年度内剩余时段的发电计划和购电计划。
第二十一条 直接交易购售电合同和输配电服务合同报电力监管机构备案，共同作为交易执行依据。
第七章 安全校核与交易执行
第二十二条 直接交易的安全校核应在规定时间内完成。在规定期限内，电力调度机构未对直接交易合同提出异议的，视为通过安全校核。
第二十三条 安全校核的顺序是：先签订合同优先于后签订的合同；长期合同电量优先于短期合同电量。
第二十四条 当参与直接交易机组因技术原因无法完成合同电量时，可依据有关规则将发电权转让给其他符合准入条件的发电机组。
第二十五条 电力用户应执行政府批准的有序用电方案，按照电网安全需要实施错峰避峰等限电措施。
第二十六条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构有权按照保证安全的原则实施调度，事后应向电力监管机构报告紧急情况进行认定，并向受到影响的市场成员书面说明原因。
第二十七条 电力系统发生事故时，电力调度有权按照保证安全的原则实施调度，事后应向电力监管机构报告并向受到影响的交易双方书面说明原因并在后续的发供电计划中滚动调整。
第二十八条 直接交易实际执行电量与合同电量发生偏差时，需进行余缺电量调剂。允许偏差范围暂定为3％。
第八章 计量与结算
第二十九条 直接交易电量以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》所约定的计量点的计量电量为准，直接交易电量对应的发电企业上网电量以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》中所约定计量点的计量电量为准。
合同的电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。 第三十条 直接交易结算有直接结算和委托结算两种方式。具体结算方式由电力用户、发电企业选择并在合同中约定。
第三十一条 建立直接交易购售电合同履约保证金制度。履约保证金的比例及相关责任、义务由直接交易双方在合同中明确。
第九章 信息披露
第三十二条 直接交易主体，应根据各自职责及时披露相关信息，并按照有关规定报送电力监管机构及省级政府有关部门。
第三十三条 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、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等。
（二）直接交易需求信息。
（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。
第三十四条 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、发电业务许可证等。
（二）已签合同电量、发电装机容量扣减直接交易容量后剩余容量等信息。
（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。
第三十五条 电网企业应披露以下信息：
（一）输配电价标准、政府性基金和附加、输配电损耗率等。
（二）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。
第三十六条 电力调度交易机构应披露以下信息：
（一）直接交易合同电量、发电机组剔除容量等。
（二）由于电网安全约束限制了直接交易的具体输配线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。
（三）直接交易电量执行、电量清算、电费结算等情况。
第十章 监管措施
第三十七条 电力监管机构会同有关部门对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管。各区域电监局应对区域内各省（市、区）的电力用户与发电企业直接交易工作予以协调指导。
第三十八条 有关电力企业和电力用户应签订直接交易合同及输电服务合同，报电力监管机构、政府有关部门备案。
第三十九条 电力监管机构会同有关部门负责审核合同用户年度利用小时数和发电剔除容量。
第四十条 电力监管机构会同有关部门对试点情况定期总结评价，发布监管报告。
第十一章 附则
第四十一条 本办法自2010年1月1日起试行。
工业和信息化部 国家电力监管委员会
关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知
工信部联产业[2009]163号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团工业主管部门，电监会各派出机构：
电力用户向发电企业直接购电（以下简称“大用户直购电”）试点是电力体制改革的重要内容。根据《国务院关于发布实施的决定》（国发[2005]40号）、《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、《国务院办公厅转发电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》（国办发
[2007]19号）和《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（电监输电[2004]17号）（以下简称电监输电[2004]17号）的精神，为加强国家产业政策和电力体制改革政策的协调配合，积极稳妥推进工业领域大用户直购电试点工作，调整和振兴重点产业，促进产业结构优化升级，现就选择和规范工业企业参与大用户直购电试点的有关要求通知如下：
一、参与大用户直购电试点工业企业的基本条件
各地要把选择参与大用户直购电试点工业企业（以下简称“试点企业”）与贯彻国家产业政策、淘汰落后生产能力、促进节能减排降耗和产业结构优化升级结合起来。试点企业必须符合以下基本条件：
（一）具有独立法人资格，财务独立核算（企业集团的分公司在取得集团授权后可按属地管理提出申请）。
（二）符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策要求。企业不得有违反《产业结构调整指导目录》限制类规定的建设项目；不得存有《产业结构调整指导目录》淘汰类中规定的落后工艺、技术、装备和产品。
（三）符合行业准入条件要求。对国家已发布行业准入条件的铁合金、焦化、铝、铜冶炼、铅锌、电石、氯碱（烧碱、聚氯乙烯）、平板玻璃、玻璃纤维等行业，企业的工艺、技术、装备、规模，以及能耗、环保和安全生产等指标必须符合行业准入条件规定的要求；对国家已发布行业准入条件，并实施行业准入管理的铁合金、焦化、铝、铜冶炼、铅锌、电石等行业，试点企业必须为国家公告的符合行业准入条件的企业。
（四）建设项目的投资立项、土地利用、环境评价、节能评价等符合国家有关审批、核准或备案程序要求。
（五）企业用电电压等级应在110千伏及以上。
（六）遵守国家有关用电管理规定，接受相关部门的监督检查，维护电力安全。企业商业信用良好。
（七）按照国家有关规定批准设立，并具有独立法人资格的工业园区可参照条件申报试点。
二、结合实际，制定试点企业具体条件和试点方案
（一）各省级工业主管部门会同相关电力监管机构等有关部门，结合本地区产业发展实际情况和试点电量规模，按照国家有关规定，遵循试点先行、循序渐进的原则，在上述基本条件的基础上，研究制定本地区参与大用户直购电试点工业企业的具体条件。
各地在制定试点企业具体条件时，坚持选择用电量较大、接入电压较高的企业；坚持优先支持当前实施调整和振兴产业、骨干企业发展；坚持鼓励先进生产能力、淘汰落后生产能力；坚持推进节能减排和产业升级；坚持公开、公正、透明，做到条件公开、程序公开、结果公开。试点企业具体条件报送工业和信息化部备案。
（二）各相关电力监管机构会同省级政府有关部门，按照电监输电[2004]17号文件有关要求，研究确定本地区大用户直购电试点电量规模、组织编制大用户直购电试点方案和有关交易规则，经国家电力监管委员会牵头组织审定后实施。试点企业具体条件为本地区大用户直购电试点方案的组成部分。
三、试点企业的确定和监督管理
（一）企业自愿申请。符合各省试点企业具体条件的工业企业，均可自愿申请参加试点，申请办法由省级工业主管部门会同相关电力监管机构共同研究制定。
（二）公布试点企业名单。省级工业主管部门负责组织受理本地区工业企业参与大用户直购电试点申请，会同相关电力监管机构等有关部门核实有关情况，根据本地区试点方案，确定试点企业名单，并以公告形式向社会公布，同时报送工业和信息化部和国家电力监管委员会备案。试点企业名单正式公布前，应在政府网站上进行公示，接受社会各界的监督。
（三）加强对试点企业的监督检查。各省级工业主管部门会同相关电力监管机构等有关部门，负责组织对本地区试点企业保持试点条件情况进行监督管理和检查，原则上每年检查一次，并将监督检查意见报送工业和信息化部和国家电力监管委员会。工业和信息化部会同国家电力监管委员会适时组织对试点企业情况进行抽查。
四、加强部门协调配合，做好工业企业参与大用户直购电试点工作。各省级工业主管部门、相关电力监管机构等要加强协调配合，通力合作做好工业领域内大用户直购电试点工作，推进产业结构升级，促进工业经济健康发展。
本《通知》中涉及的《产业结构调整指导目录》、相关行业产业政策、行业准入条件及标准进行修订时，按修订后的要求执行；各地也应根据产业发展情况和宏观调控要求，对参与大用户直购电试点工业企业具体条件适时进行修订完善。
第 21 页 共 21 页 二ＯＯ九年四月二十二日