Pilot for direct trading between power companies and power consumers – basic rules (Trial)

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）

Chapter I General Provisions

 

Article 1 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。

Article 2 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。

Article 3 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

 

Article 4 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。

Article 5 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。

Article 6 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。

Article 7 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

 

Article 8 坚持市场化原则，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。

Article 9 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

 

Article 10 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。

Article 11 输配电损耗以输配电价方式支付，企业不再抵扣损耗电量。

Article 12 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。

Article 13 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

 

Article 14 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。

Article 15 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）

Article 16 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。

Article 17 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

 

Article 18 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。

Article 19 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。

Article 20 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

 

Article 22 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。

Article 23 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。

Article 24 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。

Article 25 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。

Article 26 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。

Article 27 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。

Article 28 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

 

Article 29 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。

Article 30 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。

Article 31 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

 

Article 32 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。

Article 33 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。

Article 34 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。

Article 35 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。

Article 36 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

 

Article 37 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。

Article 38 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。

Article 39 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。

Article 40 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

 

Article 41 本办法自2010年1月1日起试行。