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正式上报稿集中修改后拟上会讨论稿件湖南省四川省电力用户与发电企业直接交易规则(试行试行) 第一章 总 则第一条为规范和推进湖南省四川省电力用户与发电企业直接交易（以下简称“直接交易”）行为，实现电力交易的公开、公平、公正，促进电力市场健康、有序发展，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【20092009】20号）、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）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)、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2013258号）、关于电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的会议纪要（湘府办阅21039号）湖南省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（以下简称试点方案）和国家有关法律法规，结合湖南四川省政府办公厅关于印发四川省2013年度电力用户向发电企业直接购电试点方案的通知（川办函2013154号）省试点工作方案制定本规则。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配配电服务。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，促进产业升级和资源的高效利用，促进节能降耗和环境保护。， 第四条 四川电监办按授权对负责对市场交易实施监督管理，市场成员必须遵守本规则。第二章 市场成员的组成与职责第五条 参与直接交易的市场成员包括市场主体和市场运营机构。市场主体包括符合准入条件的发电企业、电力大用户及相关电网经营企业。市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。电力交易机构、调度机构的职责由省电力公司交易中心、调度中心承担。第六条 各市场成员应熟悉并严格遵守本规则办法，按要求开展直接交易并承担相应责任。第七条 电网经营企业的主要职责：（一）公平、无歧视开放电网，提供输配电服务。（二）保障电力交易机构、电力调度机构履行市场运营职责。（三）负责电量抄录，代理结算直接交易电费。（四）按规定披露信息，包括（但不限于）输配电价、输配电损耗率、政府性基金和附加等。第八条 发电企业的主要职责：（一）按照本规则办法规定参与直接交易，履行交易合同。（二）执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度。（三）履行维护系统安全责任，按规定提供辅助服务。（四）按规定披露信息，包括（但不限于）参与直接交易机组编号、能耗水平、环保设施运行情况等。（五）按规定进入和退出市场。第九条 电力大用户的主要职责：（一） （一）按照本规则办法规定参与直接交易，履行交易合同。（二） （二）按时足额结算电费。（三） （三）严禁转供或变相转供电。（四） （四）执行政府批准的有序用电方案。（五四）按规定披露信息，包括（但不限于）受电电压等级、最大负荷及负荷特性、年最大用电量、产品能耗水平等。（六五）按规定进入和退出市场。第十条 电力交易机构的主要职责：（一）负责组织市场交易和出具结算凭证。（二）负责按交易合同分解编制月度交易计划并转电力调度机构执行。（三）负责市场信息统计、发布和报告。（四）负责组织建设、管理和维护相关技术支持系统。第十一条 电力调度机构的主要职责：（一）按调度关系对市场交易形成的无约束交易结果进行安全校核，公布安全校核结果并进行必要的解释。四川电网安全校核由省电力调度中心负责。（二）根据通过安全校核后的交易结果，下达机组发电曲线，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）负责输电阻塞管理。（四）按规定向市场主体披露电网运行相关信息。第三章 市场准入与退出第十二条 电力大用户须具备以下条件：（一）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；或经法人单位授权的内部核算的电力大用户。（二）用电项目建设核准（备案）手续齐全，符合产业结构调整指导目录等国家产业政策，排放符合国家环保标准。（三）用户企业单位能耗水平低于全国同行业平均水平。（四）用电负荷相对稳定、全年用电量达到一定规模的用电电压等级110kV及以上的工业用户和工业园区。（五）逐步放开10千伏及以上的工业用户和独立配售电企业。第十三条 发电企业须具备以下条件：（一）具有独立法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任；或经法人单位授权的内部核算的发电企业。（二）单机容量30万千瓦及以上的省网统调统分火电企业和省网统调统分水电企业。（三）符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证。（四）火电机组应有完备、先进的脱硫设施且运行正常，污染物排放达标。2014年底火电机组应有完备、先进的脱硝设施且运行正常。第十四条 符合直接交易准入条件的电力用户和发电企业向省经济和信息化委提出申请（其中电力用户应报所在市州经济和信息化委等市级相关部门初审），省经济和信息化委会同省有关部门按程序审核批准后，取得直接交易主体资格。获得准入资格的电力用户和发电企业应及时到电力交易机构办理注册手续。第十五条 电力用户和发电企业有下列行为之一的，经核实，予以强制退出，并根据国家有关规定予以查处。（一）提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的。；（二）违反国家电力或环保政策并受处罚的。；（三）互相串通报价，操纵或控制市场交易，哄抬或打压交易价格的。；（四）将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的。；（五）拖欠直接交易及其它电费一个月以上的。；（六）不按交易结果签订合同的。；（七）无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的。；（八）不服从电网调度命令的。；（九）其它违反交易规则行为并造成严重后果的。第十六条 参与直接交易的企业须按规定程序进入和退出。进入直接交易市场的电力用户和发电企业应保持相对稳定，合同期内一般不得退出。确需退出的应履行退出前应尽义务，办理相应手续，因退出方退出原因给直接交易的对方造成损失的，应予适当补偿，补偿方式可在合同中约定。第四章 交易电量与容量剔除第十七条 省经济和信息化委会同省有关部门研究提出确定次年年度直接交易总电量和用户企业电量总规模，报省政府同意后，并于每年11月30日前下达次年直接交易电量规模。2013年总量为90亿千瓦时，实施时间为2013年6月至12月。直接交易电量规模暂实行总量目标管理，年度累计直接交易电量不超过下达的直接交易电量规模。超出下达的直接交易规模时，超出的电量按电力交易机构发布的成交交易结果的比例扣减。第十八条 发电企业年度电力公司直接交易电量纳入全省年度电力生产计划统筹考虑，根据年度实施方案确定的水、火电量比例，按照装机容量平均分配到符合市场准入条件的水电和火电机组。公式如下：水电机组直接交易电量=（年度直接交易总电量*水电电量占全部直购电量的比例*该水电机组装机容量）/符合市场准入条件的水电机组装机容量火电机组直接交易电量=（年度直接交易总电量*火电电量占全部直购电量的比例*该火电机组装机容量）/符合市场准入条件的火电机组装机容量第十九条 直接交易电量规模暂实行总量目标管理，年度累计直接交易电量不超过下达的直接交易电量规模。发电企业交易电量设立最高交易电量限额，单个发电企业交易电量不能超过本企业交易电量的1.2倍。经济运行综合管理部门在安排省内机组发电指导性计划时，应优先预留直接交易电量，其余电量按原有方式安排。第二十九条 取得直接交易资格的发电企业，合同期限内按照签订的直接交易合同电量剔除相应的发电容量，省经济和信息化委电力调度机构不再对剔除容量分配计划电量。剔除直接交易发电容量后的剩余发电容量，参与全省统调统分机组计划电量分配。第二十一条 省经济和信息化委在安排直接交易发电企业的年度计划上网电量时，按照签订的直接交易合同电量剔除相应的发电机组容量。发电机组剔除容量依据直接交易合同电量与对应电力用户的上一年用电利用小时数进行测算，比发电企业上发电利用小时推算具体公式如下：该发电机组剔除容量总和=直接交易电量/（上年度电力用户年利用小时数*22）电力用户年利用小时数上年度电力用户总用电量/上年度该用户最大需求容量四川电监办会同省经济和信息化委等省相关部门负责审核确认参与直接交易的电力用户年度利用小时数。第二十二一条因电网安全约束等非发电企业和电力用户原因（包括与发电企业和电力用户无关的其它原因）导致直接交易受限的，电力用户的用电计划和发电企业的发电容量应纳入全省电力电量供需平衡，并由省经济和信息化委商四川电监办等省相关部门根据湖南全省电力供需正常情况进行相应调整。第五章交易价格第二十三条 电力大用户购电价格执行两部制电价。基本电价执行四川电网现行销售电价表中的大工业用电类别的基本电价标准；电量电价由直接交易价格、输配电价（不含基本电费）、输配电损耗费、政府性基金及附加组成。第二十四一条 直接交易成交电价为发电企业直接交易电量的上网价格，由电力大用户与发电企业通过协商自主确定。支持和鼓励电力大用户与发电企业商定直接交易成交电价浮动机制，试点初期设立最高、最低限价，最高价格为上网电价的1.1倍，最低价格为上网电价的0.9倍。第二十五二条 输配电价由国家价格主管部门核定。第二十六三条 政府性基金和附加指电网企业代收的按国家规定标准应缴纳的政府性基金及附加。第二十七四条 电力用户直接交易输配电平均损耗率（线损电价）分电压等级确定，由省发改委商有关部门确定。第二十八条 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，报四川电监办和省发改委备案。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 市场成员的权利和义务第五第三四条直接交易市场成员包括市场主体和市场运营机构（含电力调度机构和电力交易机构）。市场主体是指经批准进入市场的电力用户和发电企业以及提供输配电服务的电网企业为直接交易的市场主体。电力调度机构和电力交易机构为市场运营机构。第六第四五条市场成员的一般权利和义务（一）熟悉并遵守本规则。对规则条款有疑问，可要求电力监管机构解释。对本规则的误解，不构成免责或者减轻责任的条件；（二）提出规则修改动议；（三）申请调查违规行为；，配合调查工作；（四）申请调解市场争议；，配合调解工作； （五）严格执行有关市场干预、处罚等决定； （六）按照规定提供和获取市场信息，履行保密义务。第七第五六条电力用户的权利及义务（一）按规定进入或退出直接交易市场； （二）按规定参与市场交易，履行交易合同及协议；（三）保证交易电量用于申报范围内的生产自用;（四）遵守需求侧管理规定。第八第六七条发电企业的权利及义务（一）按规定进入或退出直接交易市场； （二）按规定参与市场交易，履行交易合同及协议；（三）按调度要求提供辅助服务；（四）严格遵守湖南电网调度运行规程，服从统一调度，维护电网安全稳定运行。第九第七八条电网企业的权利和义务（一）公平开放电网，提供输配电服务，；履行交易合同；负责用电企业电费和损耗电费收取，按规定统一负责发电企业直接交易电费结算；支持市场建设与运营，执行市场干预以及和处罚的决定。及时进行安全校核，合理安排运行方式，执行交易计划，保证电网安全稳定运行和电能质量，按规定执行相关执行应急处置预案。执行交易规则，组织市场注册和交易活动；发布、报送相关信息；负责交易平台的建设和运维；根据电力监管机构授权，制定完善相关交易细则。（二二）电力调度机构应对电量交易计划进行安全校核，并进行必要的解释；合理安排电网运行方式，执行交易计划，保证电网安全稳定运行，保证电能质量和服务水平；在电力供应紧张或者电网发生紧急情况时，执行省政府有关部门批准的拉闸限电序位和其它应急预案。（三）电力交易机构应执行交易规则，按规则及相关细则规定组织市场注册和交易活动，发布市场信息，管理电力用户和发电企业的注册，组织协议、合同的签订，结算交易电量电费；负责交易平台的建设、运行和维护；集中报备相关资料，报送相关信息；根据电力监管机构授权，制定完善相关交易细则。第三章市场准入与退出第十第九条 直接交易参与企业须按规定程序进入和退出，保证直接交易的公平开放和竞争有序，保持电力交易市场的相对稳定。获得准入资格的电力用户和发电企业应及时到电力交易机构办理注册、交易、退出等相关手续。电力交易机构可根据实际情况制定交易程序方面的细则，制定简明实用的办事程序与规定。第八十一条 发电企业应同时具备下列准入条件（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300MW及以上的省网统调公用火电企业；（三）符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证；（四）火电机组应有完备、先进的脱硫设施且运行正常，污染物排放达标；内部核算的发电企业经法人单位授权，可以参与直接交易。第十二第十一九条 电力用户应同时具备下列准入条件（一）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； （二）用电项目建设核准（备案）手续齐全，符合产业结构调整指导目录等国家产业政策要求，工艺技术达到国内同行业先进水平，列入国家行业准入公告名单； （三）用户侧受电电压等级为110kV及以上，上年度年用电量超过2亿千瓦时（新用户核定的当年年用电量超过1亿千瓦时），用电负荷较为稳定；（四）污染物排放达标，绿色环保产业优先；（五）工业企业单位产值能耗水平低于全省工业企业平均水平；工业企业单位产值能耗水平低于全省工业企业平均水平；（六）电压等级110kV及以上新增用户，有较大用电增量的老用户，高新技术产业或战略新兴产业，资源能源消耗水平全国领先，在国际或国内具有显著竞争优势的大用户优先；内部核算、符合准入条件的电力用户经法人单位授权，可参与交易。第十五第十二条在以下情况，电力用户和发电企业可申请退出直接交易市场：（一）企业经营范围发生变化，不符合市场准入条件；（二）企业面临倒闭、破产；（三）发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活动；（四）国家相关政策变化；（五）其它特殊原因。第十三条 获得准入资格的电力用户和发电企业应及时到电力交易机构办理注册手续。 根据国家政策及工作进展情况，逐步调整、放宽电力用户和发电企业准入条件。参与直接交易的企业须按规定程序进入和退出。第十四条进入直接交易市场的电力用户和发电企业应保持相对稳定，合同期内，一般不得退出。确需退出的，须得到原批准单位和监管机构直接交易试点工作联席会议认可，履行退出前应尽义务，办理相应手续。因退出方退出原因给直接交易的对方造成损失的，应予适当补偿，补偿方式可在合同中约定。根据国家政策及工作进展情况，逐步调整、放宽电力用户和发电企业准入条件。第六四章交易方式和与交易程序 第十六第二十九五一五条直接交易采用包括直接合约协商和集中撮合两种交易方式。直接交易暂以合约协商交易方式进行，由电力大用户和发电企业通过协商方式形成年度、月度直接交易电量、电价。条件成熟后，开展年度、月度集中撮合交易，由电力大用户和发电企业通过交易平台集中竞争的方式形成直接交易电量、电价。第三十条 结合全省资源禀赋和电源结构现状，丰水期、平水期实施水电与电力用户的直接交易，枯水期、枯平水期实施火电与电力用户的直接交易。直接交易遵循市场化原则，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。根据市场主体意愿、技术支持平台和市场发育进程等方面的情况，按照直接交易各方的总体意愿，由电力监管机构商电力交易机构决定采取何种交易方式开展直接交易。试点初期，考虑到市场发育不充分、技术平台不完善、市场主体不适应等因素，推荐试点初期推荐采用直接协商交易，条件成熟时开展集中撮合交易方式。第十七第十三二十一六二六条 合约直接协商交易方式（一）（一）电力用户与发电企业根据公布的市场信息，双方自主协商确定交易电量、交易价格、分月计划等购售电合同标的和有关条款，形成交易申报单，提交省电力交易机构登记。（二）（二）交易有效期内，以电力用户和发电企业交易申报单提交的先后顺序，确认交易。（三）直接交易购电量的峰、平、谷时段比例，均按1：1：1执行。直接交易购电量应由发电企业独立完成，不实行发电权交易。（四）交易机构对交易有效性进行审核。电力用户企业申报直接交易电量不大于政府有关部门下达的电量有效，发电企业直接交易电量不大于电网公司细化到企业交易电量的1.2倍有效，直接交易价格不小于企业上网电价的0.9倍和不大于1.1倍有效，2013年以前旧欠电费用户签订旧欠电费还款协议并切实履行有效，否则无效。（五）交易机构对交易电量匹配。将用户和发电企业双方签字同意的交易申报单，按照用户和发电企业申报的电量、电价排序，按照水火分类、火电优先、以火定水、先提交先成交的原则，按照年度实施方案确定的水、火电量比例进行校验，确定电力用户、发电企业成交电量及企业名单。（六）交易机构完成交易电量匹配后，将确定的成交电量和企业名单等数据提交电力调度机构进行安全约束校验，校验通过后通过信息发布平台发布成交结果和发电机组剔除容量。第三十二条 年度合约交易程序（一）每年12月份，电力交易机构组织开展下一年度直接协商交易。电力交易机构应在12月的前三个工作日发布启动下一年度直接协商交易的公告。（二）获得市场准入资格的电力用户和发电企业如自愿参加直接协商交易，应在电力交易机构发布公告后的3个工作日内向电力交易机构递交直接交易书面申请。（三）电力交易机构按规定初步审查并报省经济和信息化委和四川电监办后，于12月中旬公示准入企业名单，公示期不少于3个工作日，公示期内接受社会监督。公示期满，正式确认准入企业名单。公示包括以下内容：下一年度电力市场预期、电力电量平衡、火电平均利用小时等预计情况；下一年度直接交易电量总规模；输配电价、线损电价和政府性基金及附加标准；违反合同约定或发生余缺电量时，发电企业上网电价和用户用电价格标准；准入电力用户和发电企业名单及基本情况；准入各发电企业申报电量限额；入围电力用户和发电企业名单及基本情况；相关要求和说明。（四）电力用户和发电企业于每年12月1020日前，协商次年直接交易电量、电价，达成一致后，双方签订交易申报单，提交电力交易机构。电力交易机构根据申报时间的先后顺序，形成直接交易成交预案签订年度直接交易意向书，并及时提交电力交易机构。（二）电力交易机构于每年12月15日前，根据所有市场主体提交的年度直接交易意向书，汇总下一年度直接交易信息，送相关电力调度机构安全校核。（三五）电力调度机构应于每年12月205日前完成安全校核，并将校核结果反馈电力交易机构。（四）经安全校核后，电力交易机构于每年12月21日前发布年度交易成交信息电量结果。成交信息包括以下内容：对外公开信息（市场总成交电量，、市场成交均价，、各电力用户和发电企业成交配对名单，剔除发电机组容量）和向成交企业下达的交易结果通知书（成交电量、电价，分月计划，安全校核信息，剔除各发电机组容量）。（六）相关市场主体根据年度直接交易意向书中商定的价格和电力交易机构发布的交易电量结果，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。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。（五）相关市场主体根据年度直接交易意向书中商定的价格和电力交易机构发布的交易电量结果，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。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。第三十三条集中撮合的交易方式和交易程序由四川电监办商省相关部门另行制定。当交易期截止时，直接协商交易结束。（三）交易期内，成交电量超过既定试点电量总规模时，按照增量优先原则，首先保证增量电量成交。在此基础上，剩余电量按各用电企业存量电量（上年度下网用电量）所占比例分配电量成交。增量电量为用电企业试点当年承诺下网用电量相对于本企业上年下网用电量的增加值（当年新投产用户由电力交易机构核定其增量电量）。增量电量成交上限值为直接交易电量总规模的30%。超过此上限值时，按各企业增量电量的比例分配。用电企业应对其增量电量应做出承诺，签订协议，增量不能兑现时应承担违约责任。（四）根据市场报价行情，如出现无序状态，电力监管机构可以对直接协商交易市场报价与成交价格进行干预、指导。第十八第二十七三七条集中撮合交易方式的交易办法由监管机构另行制定。38.6根据水、火电量各占70%、30%，按照装机容量平均分配到符合市场准入条件的水电和火电机组，51.4（一）采用直接协商交易方式，交易电量达不到既定试点电量总规模时，试点发电企业和电力用户可参加剩余电量的集中撮合交易；随着技术平台不断完善和市场不断发育，应推广集中撮合交易方式；有多个电力用户与发电企业申请开展集中撮合交易时，电力交易机构应积极支持，创造交易条件，组织撮合交易。集中撮合交易以季度或月度为交易周期。（二）集中撮合交易通过双向报价的方式在交易平台完成进行。撮合交易实行交易价格申报限制，分别设立发电企业最高报价和电力用户最低报价（原则上每年确定一次）。（三）交易系统电力交易机构按照电力用户与发电企业双方申报的电量、电价，撮合形成交易匹配对以及相应的电量、电价。（四）匹配规则为：电力用户按申报电价由高到低、发电企业申报电价由低到高，电力用户申报电价减去发电企业申报电价为正（若为零呢？）则成交，形成匹配对，直至电量为零或价差为负。成交电价为双方报价的均价。（五）季度撮合交易达成的交易电量原则上按月进行平均分配，形成分月交易电量计划。第十九第十四八条 电力交易机构可根据实际情况，就上述两种交易方式制定完善交易细则，报电力监管机构备案后实施。第五七章交易程序第二十条 年度合约交易：（一）电力大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，并及时提交电力交易机构。（二）电力交易机构于每年12月15日前，根据所有市场主体提交的年度直接交易意向书，汇总下一年度直接交易信息，送相关电力调度机构安全校核。（三）电力调度机构应于每年12月20日前完成安全校核，并将校核结果反馈电力交易机构。（四）经安全校核后，电力交易机构于每年12月21日前发布年度交易电量结果。（五）相关市场主体根据年度直接交易意向书中商定的价格和电力交易机构发布的交易电量结果，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。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。第二十一条 年度合同电量协商调整：（一）每年9月30日前，电力大用户和发电企业可根据当年电力供需实际情况，在不超出本年度直接交易电量规模的前提下，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。第二十三条 2013年交易组织2013年9月，召开市场主体供需见面会，发布各电厂、电力用户的交易额度，集中进行现场集中交易，电力用户和发电企业之间采用自主协商方式进行交易。第一节 直接协商交易第二十第十五九条每年11月份，电力交易机构组织开展下一年度直接协商交易。电力交易机构应在11月的前三个工作日发布启动下一年度直接协商交易的公告。交易年度内，视市场变化，可在年中适当增加直接交易次数。首次启动直接交易试点时，启动时点可在年中安排。获得市场准入资格的电力用户和发电企业如自愿参加直接协商交易，应向电力交易机构递交直接协商交易书面申请（见附表一），电力交易机构按规定初步审查并报电力监管机构和其它相关部门后，予以公布。拟退出直接交易的电力用户和发电企业也应向电力交易机构提出申请，经批准市场准入的部门审查通过后予以公布，同时报电力监管机构备案。第十六二十一条获得市场准入资格的电力用户和发电企业如自愿参加直接协商交易，应在电力交易机构发布公告后的7个工作日内向电力交易机构递交直接协商交易书面申请（见附表一）。试点企业递交申请表后5个工作日内，在电力交易和有关部门门户网站上公示准入企业名单，公示期内，接受社会监督。公示期满，正式确认准入企业名单。第二十二第二十一十七条电力交易机构按规定初步审查并报电力监管机构和其它相关部门后，于11月中旬公示准入企业名单，公示期不少于5个工作日，公示期内接受社会监督。公示期满，正式确认准入企业名单。公示必须同时包括但不限于以下内容： 直接协商交易前，省电力交易机构通过交易平台发布交易公告，内容应包括但不限于：（一）下一年度电力市场预期、电力电量平衡、火电平均利用小时等预计情况；（二）下一年度直接交易电量总规模，入围电力用户和发电企业基本情况等；（三）输配电价、输配电损耗率和政府性基金及附加标准；违反合同约定或发生余缺电量时，发电企业上网电价和用户用电价格标准；（四）交易起止时间，交易申报起止时间及申报要求；（五）各发电企业申报电量限额； 入围电力用户和发电企业名单及基本情况（六）注册市场主体名单及基本信息；（七）相关要求和说明。第二十四第二十二十八条 公示期满经确认准入的电力用户与发电企业，在规定的时间段内组织直接协商交易。电力用户与发电企业协商达成一致后，双方签订交易申报单，提交电力交易机构。电力交易机构根据申报时间的先后顺序，形成交易成交预案，经安全校核并报联席会议审定后发布成交信息。成交信息包括以下内容：对外公开信息：市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单；向成交企业下达的交易结果通知书：成交量、价，分月计划，安全校核信息，交易容量。 每年11月份，电力交易机构组织开展下一年度的年度直接协商交易。签订有长期协议的企业确定年度电量分月计划，并报电力交易机构。交易年度内，视市场变化，可在年中适当增加直接交易次数。首次启动直接交易试点时，启动时点可在年中月度，直接协调交易周期可跨自然年度。可为不足一年的几个月份，并可同时启动下一年度的直接交易（交易周期与本年度的几个月份分开）。经信委建议删除第二十五第二十三十九条每年11月底之前电力交易机构组织电力用户与发电企业协商达成一致后，双方签订直接交易申请单，提交省电力交易机构，交易结果通过电力调度机构的安全校核后，省电力交易机构应及时通知交易双方市场主体三方根据下达的交易结果通知书签订正式协议。直接协商交易购售电合同、直接协商交易委托输电服务合同，并统一报电力监管机构备案。年中组织的交易，应按电力监管机构要求备案相关交易合同。签订有长期协议的企业确定年度电量分月计划，并报电力交易机构。交易年度内，视市场变化，可在年中适当增加直接交易次数。首次启动直接交易试点时，启动时点可在年中月份。经信委建议删除年中启动直接交易的，合同备案按电力监管机构通知要求报备。电力用户、发电企业提出集中撮合时，各自向省电力交易机构提交直接交易申请单，按照匹配规则，撮合形成匹配对，再经过安全校核后，通知交易双方签订正式协议。第二十六第二十四条当多笔申报单电量同时位于并超过直接交易总电量规模的临界值时，优先安排增量成交直至增量占总规模的额度上限，增量之外剩余电量按各用电企业存量电量（上年度下网用电量）按所占比例分配电量成交。一年以上长期协议的交易电量优先在年度直接协商交易中安排，但应参加安全校核。第二十七第二十五条 电力交易机构根据申报时间的先后顺序，形成交易成交预案，交易成交预案经安全校核后形成交易意向,审定后在交易平台发布成交信息。（一）公开信息：市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单；（二）向成交企业下达交易结果通知书：成交量、价，分月计划，安全校核信息，交易容量。第二十八第二十六条每年11月底，电力交易机构组织市场主体三方签订直接协商交易购售电合同、直接协商交易委托输电服务合同，并统一报电力监管机构备案。年中启动直接交易的，合同备案按电力监管机构通知要求报备。第二节 集中撮合交易第二十九第二十一七条 每月中旬（或每季第三个月上旬）第1个工作日，经市场主体电力用户、发电企业提出集中撮合市场主体申请或经电力交易机构征询交易各方并取得一致意见，并提交遵守集中撮合交易基本合同承诺书，结合用电市场增量，启动集中撮合交易。，电力交易机构通过交易平台在适当时间发布次月（季）集中撮合交易公告，内容与直接协商交易基本相同。第三十第二十二八条 撮合交易信息公布后，在规定的交易时段内，电力用户与发电企业按要求申报参与集中撮合交易数据。交易申报期间内，电力用户和发电企业可多次报价，并以各主体的最后一次申报为最终申报。第三十一第二十三九条 省电力交易机构通过交易平台按照集中撮合交易匹配规则对电力用户、发电企业进行交易配对。，如果两个或两个以上发电企业或电力用户报价相同，则按其申报的电量比例进行分配。原则上保持一个发电企业对一个或多个电力用户，尽量规避一个用户对多个发电企业，必要时可实施干预。第三十二条 交易申报期间内，电力用户和发电企业可多次报价，并以各主体的最后一次申报为最终申报。第三十三第三十一二十四条撮合结果经安全校核，形成最终成交结果，。电力交易机构应根据成交结果发布信息，对外双方据此签订正式协议。公开信息公开、和下达交易结果通知书的内容方式与直接协商交易相同。第三十四第三十二条 所有申报电量、成交电量数据量纲均为MWH，不保留小数，最小电量单位为1000MWH。所有申报电价、成交电价数据量纲均为元/MWH为单位，保留一位小数。第三十五第三十三二十五条发电企业和电力用户通过集中撮合达成月（季）度交易，省电力交易机构将交易结果以通过直接交易确认单（即交易确认结果通知书）方式通知交易双方，并纳入次月度交易计划。第三十六第三十四条 参与集中撮合交易的市场主体应事先提交遵守集中撮合交易基本合同承诺书，撮合交易结果一经生成即视为达成月度（季度）交易，直接交易确认单等同于直接交易合同。直接交易确认单结果通知书需报电力监管机构备案。交易各方可根据交易结果通知书签订交易正式协议（已经签订相关合同并涵盖撮合交易方式的可不再另签），并统一报电力监管机构备案。第六章 交易价格第三十七第三十五二十六条按照国家电价政策规定，参与直接交易的大电力用户执行两部制电价。其中参与直接交易的电力用户支付的电价由电度电价和基本电价构成。其基本电价执行省级电网现行销售电价表中大工业用电类别的基本电价标准；其电度电价由直接交易价格（直接协商交易价格或集中撮合交易价格）、电度输配电价、输配电损耗费、政府性基金及附加组成。：(一)直接协商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。集中撮合交易价格由交易平台成交结果确定。直接交易价格含脱硫、脱硝电价和其它环保加价，其执行时间与分摊标准分摊按国家有关政策执行。鼓励电力用户与发电企业之间按照上下游产品价格波动形成市场传导的价格联动机制。撮合交易价格由交易平台成交结果确定。(二)电度输配电价按照规定执行。(三)大电力用户直购电接交易输配电平均损耗率应分电压等级确定，各电压等级损耗率根据按照电网企业上年度生产报表数据由省物价格局商有关主管部门商有关部门部门核实确定。损耗电量=损耗率直接交易电量/（1-损耗率）损耗电费=损耗电量直接交易发电企业上网标杆电价损耗电费由用户企业承担，与常规用电电费一并交省电力公司。 (四)政府性基金及附加由省电力公司电网企业按国家有关规定代征，如遇国家调整标准，相应同步调整。（五）试点用户企业仍然执行销售侧峰谷电价政策，省电力公司电网企业负责电价上下浮动的收支平衡。（六）直接交易电价应国家有关政策分摊部分脱硫脱硝加价。脱硫脱硝加价分摊比例由价格主管部门商有关部门测算确定。第三十八第三十六条合同执行期间，遇有国家调整标杆上网电价时，交易电价的调整由交易双方在直接交易购售电合同中具体约定。第三十九第三十七二十七条 直接交易电力用户基本电价由省电力公司电网企业按照目录电价标准收取，遇有国家调整标准，相应同步调整。第四十第二十八三十八条省电力公司电网企业应公平、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。第七章 交易电量第四十一第三十九二十九条根据试点工作联席会议确定的次年年度直接交易电量总规模安排市场交易，。根据试点情况，逐步取消规模限制。根据试点情况，逐年增加年度直接交易电量规模，使符合条件的电力用户全部进入，或取消规模限制。电网企业建议取消第四十二条年度直接协商交易成交电量的总和应不大于年度直接交易总电量规模。年度直接协商交易时，电力用户与发电企业应约定月度电量计划。第四十三第四十一三十条 电力用户交易电量仅限于执行大工业电价的本企业生产用电，不得将所购电量转售或变相转售其他用户。第四十四第四十二三十一条在安排直接交易发电企业的年度计划上网电量时，参与直接协商交易的交易容量应予剔除。交易容量按照电力用户年度直接协商交易的用电负荷最大需量反推计算，具体公式如下：参与直接交易容量总和=（直接交易电量/某电力用户年利用小时）某用户年利用小时上年度下网用电量/用户最大需量试点用户企业年利用小时数一般不低于5800小时。参与直接交易的机组容量剔除后，直接交易电量和交易容量不参与“三公”调度的进度平衡。 第四十三十二五条因电网安全约束等原因（包括与发电企业和电力用户无关的其它原因）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湖南电网正常计划平衡分配，滚动调整。第七八章 合同签订与调整第四十六第四十四三十四三条直接采用直接协商交易方式、交易双方达成正式交易后应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（电监市场2009200929号）签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。第四十七第四十五三十五四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的发电计划和用户的用电计划。安排调度计划时，在保证可再生能源全额收购前提下，应优先保证直接交易合同电量。第四十八第四十六三十六五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，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，并与省电力公司电网企业签订输配电服务合同的补充协议。省电力交易机构应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。但补充协议不得改变年度直接交易电量总量和各期（丰水期、平水期、枯水期）直接交易电量合计数。但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。第四十九第四十七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，作为交易执行依据。第五十第三四十七六八条 交易双方应在直接交易合同中约定违约责任，因单方面原因影响直接交易开展并导致一方利益受损时，其中一方应对受损方承担违约责任。 交易双方均应将在本次交易之前达成的其它交易电量告知对方。参与交易的市场主体应按实际供需能力参与直接交易，对于突破实际需求与实际供应能力报价报量的企业，电力交易机构应责令改正。责令不改者，报电力监管机构对其违规行为予以处罚，甚至可取消其交易资格。第八九章 安全校核与交易执行第五十一第三四十八七九条年度直接交易的安全校核应在11050个工作日内完成，季度、月度直接交易的安全校核应在53个工作日内完成，并交由省电力交易机构统一发布安全校核信息。在规定期限内，电力调度机构如未对直接交易合同提出异议，则认为通过安全校核。第三五十九八二条省电力调度机构电力调度机构对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。包括：具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。第五十三第四三十九五十一条通过安全校核的直接交易计划，由省电力调度机构电力调度机构纳入年度、月度电量计划统一实施。第五十五第四五十一二条 当电力用户或发电企业一方需调整次月的年度直接协商交易分月计划时，合约方应予配合。双方应首先草签直接协商交易分月计划补充协议，并在月度中旬的第个工作日之前报送省电力交易机构，由省电力交易机构统一交省电力调度机构进行安全校核。第五十五第四五十二一三条直接协商交易分月计划草签协议电量经安全校核后，由省电力交易机构在当月中旬最后一1个工作日前组织市场主体签订补充协议。补充协议应报送电力监管机构备案。第五十六第四五十二四条因丰水期等原因火电企业需为水电让出发电空间而停运时，如造成火电企业无法完成当月交易电量，电网企业应进行统筹平衡。火电企业可滚动调整往后月份直接交易计划，追补直接交易电量。水电代发电量，不改变结算电价与结算关系；追补电量兑现后，通过跨月结算和年度清算实现直接交易电费结算。第五十七第四五十三五条 电力系统发生紧急情况或事故时，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四川电监办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。第五十八第五十六条 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。第九十章 计量与结算第五十九第五十七四十四条保持现有的计量抄表方式不变，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。直接交易电量、电费的结算、清算由省电力公司电网企业统一组织进行。各市场主体依据省电力公司电网企业出具的结算凭据进行结算。第六十第五十八四十五条直接交易电量、电费的结算、清算由电网企业统一组织，按照“月结月清”的原则，优先与发电企业和电力大用户结算。电力交易机构根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则切割电量，向相关市场主体出具结算凭证，电网企业分别与电力用户和发电企业进行结算。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。第六十一第五十九四十六条电力用户应按规定支付购电费用，包括交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、政府性基金及附加。其中：交易电量电费实际交易电量交易电价电度输配电费实际交易电量电度输配电价输配电损耗费实际交易电量线损电价火电上网标杆电价政府性基金及附加=交易电量政府性基金及附加标准基本电费执行大工业用电类别基本电价标准。第四十七条发电企业按照实际交易电量结算电费收入。直接交易电费由电网企业统一结算。直接交易电费=实际交易电量交易电价第四十八条 电网企业按规定收取输配电服务费用，代收政府性基金附加。输配电费用包括电度输配电费、基本电费和输配电损耗费。电力用户应按规定支付购电费用。因现批复的直接交易输配电价未含输配电损耗，电力用户直接交易购电费包括交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、政府性基金及附加。其中：交易电量电费实际交易电量交易电价电度输配电费实际交易电量电度输配电价输配电损耗费实际交易电量1-输配电损耗率输配电损耗率火电上网标杆电价政府性基金及附加=交易电量政府性基金及附加标准基本电费执行大工业用电类别基本电价标准。第六十第四十七二条发电企业按照实际交易电量结算电费收入。直接交易电费由省电力公司电网企业统一结算，并纳入上网电费结算监管考核范畴。直接交易电费=实际交易电量交易电价第六十三第六十一四十八条 省电力电网公司企业按规定收取输配电服务费用，代收政府性基金附加。输配电费用分电度输配电费、基本电费和输配电损耗费。输配电损耗费由用电企业直接交付省电力公司。基本电费执行大工业用电类别基本电价标准。输配电费、输配电损耗费和基金附加的计算方法见第六十一条注意联动数字。第六十四第六十二四十九条 直接交易电量、电费按月结算，采用电网企业集中结算方式，电力用户不与发电企业直接结算。，电网企业应按规定结算直接交易电量电费，。直接交易电费结算纳入上网电费一并考核。如因前述第五十八条情况丰水期等客观原因，致使发电企业无法完成月度交易电量计划时，用户当月电费由电网企业按目录电价先予收取，待电量追补平衡后再按直接交易的相关规定跨月结算和年度清算。第六十五第六十三五四十九条 当合同交易电量与实际执行电量产生偏差时，发电企业和电力用户的余缺电量可向电网企业买卖。当电量偏差幅度超过3%时，对于超出3%以外的偏差电量，其电价如上网卖电则按政府批复上网电价的90%执行，如下网购电则按销售目录电价的110%执行。由此增加的电费收入纳入电价测算平衡。由此增加的电费收入纳入电价测算平衡。当偏差电量在3%以内时，按正常情况下的批复上网电价或销售目录电价执行，不予折扣。试点工作联席会议可就此评估，提出具体执行意见。第六十六第六十四五十一条 发电企业