电力直接交易价格的说明
浅谈电力直接交易的运用和效果
浅谈电力直接交易的运用和效果随着社会的不断发展和进步，电力行业也在不断改革和创新，其中电力直接交易就是一种新型的发展模式。
电力直接交易是指电力供应商可以直接与用户进行交易，不经过传统的发电厂和输配电公司，实现电力的直接供应和购买。
这种模式的出现，不仅改变了传统的电力交易模式，也为电力市场带来了新的机遇和挑战。
本文将从电力直接交易的定义、运用和效果等方面展开探讨，以期更好地认识和了解这种新型的电力交易模式。
一、电力直接交易的定义电力直接交易的运用，主要体现在以下几个方面：1. 供需双方的直接对接：电力直接交易模式打破了传统的电力交易中间环节，使供需双方可以更加直接地进行对接和合作。
用户可以直接与电力供应商进行洽谈和合作，根据自己的用电需求和特点，定制更加个性化的电力供应方案。
这种方式可以更好地满足用户的需求，提高用电效率。
2. 促进电力市场的竞争：电力直接交易模式的出现，促进了电力市场的竞争，推动了电力供应商之间的角逐。
通过直接交易，电力供应商可以更好地展现自己的优势和特色，提高服务质量，降低电力价格，从而吸引更多用户的青睐。
3. 推动电力市场的多元化：电力直接交易模式的推广，推动了电力市场的多元化发展。
在这种模式下，电力供应商可以根据用户的需求，提供各种不同类型的电力产品和服务，如清洁能源、峰谷差价等，满足用户的多样化需求。
电力直接交易的推广和运用，取得了一些显著的效果：1. 降低用电成本：通过电力直接交易，用户可以更加灵活地选择电力供应商和电力产品，按照自己的用电需求和特点制定用电方案，从而降低用电成本。
电力供应商也可以通过直接交易，减少中间环节，提高供应效率，降低供应成本，从而降低电力价格，使用户受益。
2. 提高用电效率：电力直接交易模式的推广，提高了用户的用电效率。
用户可以根据自己的用电需求，选择最适合自己的电力产品和服务，提高用电效率，降低浪费。
电力供应商也可以根据用户的实际情况，提供更加精准的电力供应方案，提高供应效率，实现共赢。
江西省供电服务收费标准说明
江西省供电服务收费标准说明在我们的日常生活和社会生产中，电是不可或缺的能源。
而供电服务的收费标准，一直是广大用户关注的焦点。
了解江西省供电服务收费标准，对于我们合理用电、控制成本以及保障自身权益都具有重要意义。
首先，我们来谈谈居民生活用电的收费标准。
江西省居民生活用电实行阶梯电价制度。
第一档电量为年用电量 2160 千瓦时及以下，电价维持现行价格不变，每千瓦时 06 元。
这一档的电量能够满足大多数居民家庭的基本用电需求。
第二档电量为年用电量 2161 千瓦时至 4200 千瓦时，每千瓦时加价 005 元，也就是 065 元/千瓦时。
对于用电量较大的家庭，如果年用电量超过 4200 千瓦时，则进入第三档，每千瓦时加价 03 元，即 09 元/千瓦时。
需要注意的是，阶梯电价以年为周期执行，即“一户一表”用户在一年内累计用电量未达到 2160 千瓦时，按第一档电价计费；当年累计用电量超过 2160 千瓦时，则开始按第二档电价计费；超过 4200 千瓦时后，按第三档电价计费。
次年，又重新按照第一档电量计算。
对于合表用户，电价为 062 元/千瓦时。
合表用户是指多个用户共用一块电表的情况，比如一些老旧小区或者没有进行一户一表改造的区域。
除了居民生活用电，商业用电的收费标准也有明确规定。
一般来说，商业用电的价格相对较高。
在江西省，商业用电的电价根据不同的电压等级和用电时段有所差异。
高峰时段（17:00 21:00）电价较高，低谷时段（21:00 次日 5:00）电价较低，平段（5:00 17:00）电价处于中间水平。
这种分时段的电价设置，旨在鼓励商业用户合理安排用电时间，降低用电成本，同时也有助于平衡电网的负荷。
工业用电的收费标准则更加复杂，通常会根据用户的用电容量、电压等级、用电性质以及所属行业等因素来确定。
对于大型工业企业，还可能会采用两部制电价，即包括基本电费和电度电费两部分。
基本电费根据用户的变压器容量或者最大需量来计算，无论是否用电都需要缴纳；电度电费则根据实际用电量乘以相应的电价来计算。
电力用户与发电企业直接交易基本规则
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。
电力交易主要分类及特点研究
电力交易主要分类及特点研究随着电力市场化进程的推进，电力交易逐渐成为电力行业的重要组成部分，对于优化电力资源配置、提高市场竞争力具有重要作用。
电力交易主要分类可分为电力直接交易和电力间接交易两类，而它们各自的特点也不尽相同。
一、电力直接交易电力直接交易是指电力商和电力用户、发电企业之间直接进行的一种现货交易，通常是在电力交易市场上进行的。
其特点如下：1.成交速度快电力直接交易通过独立的电力交易市场，能够在最短时间内完成交易，同时对于买卖双方也有利于及时销售或购买电力，满足日常需求。
2.价格具有市场化特点在电力交易市场上，价格是由市场供求关系决定的，买卖双方通过自主议价达成交易，并形成电力市场价格，能够充分体现市场化特点，具有弹性和灵活性。
3.协调供需关系电力直接交易的产生，可以有效协调供需关系，发电企业能够充分了解市场需求，按需组织生产，确保供电稳定；电力用户也可通过交易市场及时获取所需电力，满足自己的日常生活需求。
4.交易制度较为完善电力直接交易拥有自主的交易制度及运营机构，依据市场化原则而形成的规则，可以有效维护市场公正、透明和健康的运作。
1.交易量大电力间接交易涉及的范围较广，可以是跨区域的、不同供电商的电网，集中在电力交易平台上进行的交易规模较大。
2.交易手续简单与电力直接交易不同的是，电力间接交易中除交易平台外，不需要涉及其他的商务和结算手续，交易双方可以在交易平台上直接通过电子交易完成交易。
3.交易时间和价格确定性好电力交易市场平台负责定期对市场情况进行统计和跟踪，帮助协调供需关系，形成基准价格，保证了交易价格的确定性，同时提供24小时交易服务，保证了交易时间的可靠性。
4.实现区域间电力调配电力间接交易可以实现区域间电力的调配，利用网络把不同地区电力生产、交易联系起来，实现资源优化配置和互利共赢。
总而言之，电力交易是电力市场化运作的重要一环。
电力直接交易和电力间接交易各自具有不同的特点，但共同的目标在于实现资源优化配置，协调供需关系，在市场化和国家发展的双重目标下，推动电力交易模式的不断改进和发展。
吉林电力用户与发电企业直接交易规则补充规定-吉林物价局
吉林省电力用户与发电企业直接交易规则（暂行）第一章总则第一条为规范吉林省电力直接交易行为，维护电力用户与发电企业的合法权益，保障电力市场建设稳定健康有序。
根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号）及其配套文件、《国家发改委国家能源局电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）、《吉林省政府办公厅关于推进电能清洁供暖的实施意见》（吉政办发〔2017〕49号)等有关法律、法规、文件的规定，制定本规则。
第二条本规则适用于吉林省境内的电力用户与发电企业开展的直接交易。
直接交易坚持平等自愿原则，通过发用电双方自主协商或集中报价撮合的方式，以期达到各自认同的合理价位。
第三条本规则所指的电力用户，为符合国家《产业结构指导目录》要求、环保达标的工业用户，以及电能清洁供暖用户；本规则所指发电企业，为吉林省境内符合国家基本建设审批程序、取得电力业务许可证的20万千瓦及以上火电企业和不受电网约束的风电企业；本规则所指交易中心，为吉林省电力交易中心有限公司；本规则指电网企业，为国网吉林省电力有限公司和吉林省地方水电有限公司。
第四条市场准入电力用户:每年年初，省能源局结合全省电力市场情况,会同有关部门确定当年度电力用户用电量准入门槛，符合条件电力用户自愿进行申报，省能源局根据年度市场交易规模和电力用户上报情况核定电力用户基数电量并向社会公开。
发电企业：省能源局依据发电企业自愿申报情况,发电企业上年度环保、能耗等达标情况，会同有关部门确定发电企业名单并向社会公开。
第二章注册、变更及退出第五条注册原则与条件（一）电力用户与发电企业取得省能源局公布的市场主体资格后，须到交易中心注册，才能开展直接交易。
（二）电力用户和发电企业应向交易中心提交注册材料电力用户提交的材料包括：企业基础信息，交易员信息、生产规模、年用电量范围等企业生产信息,电压等级、报装容量、年用电负荷、用电负荷率等企业用电技术信息.发电企业提交的材料包括：企业基础信息、交易员信息、发电业务许可证、机组详细技术参数。
电力市场竞价定价机制分析
电力市场竞价定价机制分析一、引言电力市场是指电力供求双方在政府管理下以市场机制进行交易的活动。
在这个市场中，供给主体提供电力，需求主体购买电力，双方通过市场机制进行价格博弈，形成的价格是市场的定价机制。
竞价定价机制是一种常用的定价方式，本文就对竞价定价机制在电力市场中的应用进行分析。
二、竞价定价机制的概念和形式竞价定价机制是指，在市场中将产生的价格按照竞争的原则，由市场参与者所出价获得。
竞价定价机制的形式一般有以下两种：1. 单轮竞价：即参与者对货物（服务）提供指定价格，最终由最高出价的参与者购得该货物（服务），价格为其所出价格。
2. 多轮竞价：即在多轮竞价中，参与者可根据前一轮竞价结果，在下一轮中修改报价，直至最终获得拍卖品，或者放弃参与。
三、电力市场竞价定价机制的应用1. 直接交易：电力市场竞价定价机制的首要应用是直接交易。
在直接交易中，电力用户或电力批发商通过出价的方式，与发电厂或发电商进行交易。
直接交易的好处是能够在短时间内进行买卖，快速响应市场需求。
2. 辅助服务交易：辅助服务是指在电网运行过程中对电力系统进行支持的服务。
这种服务包括备用容量、频率响应、电压调节等。
辅助服务交易可以通过竞价定价机制来获得，确保对辅助服务的供应能够满足市场需求。
3. 调峰交易：电力系统在不同时间段内的用电量差异较大。
通过竞价定价机制，调峰交易可以对用电高峰期的电力需求进行调整。
在高峰期，电力供应方可以通过出价来增加供给，电力需求方则可以通过出价调节用电量。
4. 售电公司的购电：在电力市场中，售电公司拥有一定的市场份额。
竞价定价机制可以为售电公司提供购电渠道，帮助售电公司进行购电，并且保证市场竞争的公正性。
四、竞价定价机制的优缺点竞价定价机制在电力市场中应用广泛，其具有以下优点：1. 公开透明：竞价定价机制可以确保交易公正、透明，公平竞争，确保市场的有效性。
2. 灵活性：竞价定价机制可以根据不同的市场需求灵活调整价格，为市场提供响应迅速的定价机制。
电力行业的电力交易与电力市场价格分析
电力行业的电力交易与电力市场价格分析随着社会经济的不断发展，电力行业的发展也日趋重要。
电力交易与电力市场价格成为电力行业中的核心议题。
本文将对电力交易和电力市场价格进行分析，并探讨相关的影响因素。
一、电力交易概述电力交易是指电力企业之间或电力企业与用户之间基于市场规则和交易制度进行的电力买卖活动。
电力交易的参与主体包括发电企业、供电企业、用户等，并通过市场交易来实现电力供需的均衡。
电力交易的发展对于电力市场的繁荣和经济的可持续发展起到了重要的作用。
电力交易主要分为现货交易和长期交易两种形式。
现货交易是指按照市场的实时需求和供应情况进行的电力交易，其价格主要取决于市场供需关系和电力行业的运行状态。
长期交易则是指根据长期电力需求和供应的预测，提前达成的电力交易合同，其价格相对稳定，常用于大型工业企业等用户实现长期供电。
二、电力市场价格分析电力市场价格是电力交易过程中一个重要的指标，对市场参与者和政府监管部门具有重要的参考意义。
电力市场价格的变动涉及多个因素。
1. 供需关系影响电力市场的供需关系是影响市场价格的主要因素之一。
当供电能力大于需求时，市场价格往往较低，反之则较高。
此外，核电、火电、风电等不同发电方式的供给结构也会对市场价格造成影响。
2. 能源价格的波动能源价格的波动也会直接影响电力市场价格。
原油价格、天然气价格等能源价格的上涨将导致电力市场价格的上升，反之则下降。
能源价格的波动性较大，因此对于电力市场价格分析需要综合考虑多个因素。
3. 设备成本和维护费用电力行业的设备成本和维护费用是决定市场价格的重要因素之一。
发电设备的建设、运维成本以及电网设施的投资和维护费用都会直接影响到电力市场价格。
随着技术的进步和设备的改进，成本也会随之下降，从而对市场价格产生影响。
4. 政府政策的调控政府对电力市场的政策调控也会直接影响到电力市场价格。
政府的定价政策、能源政策以及环境保护政策等都会对市场价格产生影响。
山东省电力直接交易规则
2017年7月《山东省电力中长期交易规则（试 行） 》鲁发改经体〔2017〕788号, 2017年交易 电量760亿千瓦时，发电企业降价0.02元。
山东省中长期交易规则(暂行)2017
（四）服从电力调度机构的统一调度，在系统 特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调 度机构要求安排用电;
（五）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧 管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;
（六）已确定由售电企业代理的电力用户，不 得再进入市场参与交易；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
直接交易限价：
双边协商交易原则上不限价。集中竞价交易 中，为避免市场操纵及恶性竞争，在确有必要时 ，对市场交易价格实行最高、最低限价，限价标 准由省物价局根据国家有关规定确定。
山东省中长期交易规则(暂行)2017
第六章 电力直接交易组织 年度交易时序： 开展年度交易时，首先根据市场放开要求确定 年度电力直接交易电量规模，然后组织开展年度双 边交易。 月度交易时序： 开展月度交易时，首先开展月度双边交易，其 次开展月度集中竞价交易。
集中竞价交易示意图1
集中竞价交易示意图2
山东省中长期交易规则(暂行)2017
交易价格： 双边协商交易价格按照双方合同约定执行。 输配电价核定后，集中竞价交易采用交易双 方分别申报交易电量和电价，按市场边际成交电 价作为全部成交电量价格的统一出清模式。若发 电企业与用户（售电企业）的边际成交电价不一 致，则按两个电价的算术平均值执行。
山东省中长期交易规则(暂行)2017
代理关系：
参与市场交易的用户可以直接与发电企业进 行交易，也可以选择售电企业代理交易，两种方 式只能选择其一。
山东省电力直接交易规则2017-8
山东省中长期交易规则(暂行)2017
峰谷电价： 参与电力直接交易且符合执行峰谷分时电价 的用户，继续执行峰谷分时电价。核定输配电价 后，直接交易电价作为平段电价，峰谷电价按分 时电价政策确定。电力用户不参与分摊调峰服务 费用。电力用户侧单边执行峰谷分时电价造成的 损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。 直接交易限价： 双边协商交易原则上不限价。集中竞价交易 中，为避免市场操纵及恶性竞争，在确有必要时 ，对市场交易价格实行最高、最低限价，限价标 准由省物价局根据国家有关规定确定。
集中竞价交易示意图1
集中竞价交易示意图2
山东省电力直接交易 规则解读
2017年8月
电力直接交易规则概况
2014年3月 《山东省电力用户与发电企业直 接交易规则（试行）》 鲁监能市场[2014]42 号,2014年交易电量75亿千瓦时，发电企业降价 0.015元。 2015年12月 《山东省电力用户与发电企业直 接交易规则（2015年修订版）》鲁监能市场 [2015]134号，2015年交易电量205亿千瓦时，发 电企业降价0.03元。 2016年2月 《山东省电力直接交易集中竞价 规则（试行）》鲁监能市场[2016]19号， 2016年 交易电量550亿千瓦时，发电企业降价0.05元。 2017年7月《山东省电力中长期交易规则（试 行） 》鲁发改经体〔2017〕788号, 2017年交易 电量760亿千瓦时，发电企业降价0.02元。
山东省中长期交易规则(暂行)2017
电力直接交易价格的说明
电力直接交易价格的说明为了让各市场主体更好的理解陕西电网输配电价核定后电力直接交易电价构成,促进直接交易平稳有序开展，现对交易结算电价给予具体说明：电力用户结算电价（平段)=直接交易电价+输配电价（含线损和交叉补贴）+政府性基金附加其中：直接交易电价为电厂上网侧成交电价。
输配电价核定后，按照最新要求，发电企业报价中包含工业企业结构调整专项资金及超净排放的环保加价,发电企业实际结算电价=直接交易电价—1。
99分/千瓦时。
如实际成交电价为0。
3346元/千瓦时，则发电企业实际结算电价为0。
3147元/千瓦时,且不再有环保加价。
目前省内火电企业脱硫脱硝实际电价为0.3545元/千瓦时（不含超净排放加价，含超净排放加价为0。
3645元/千瓦时)，结算时征收1。
68分/千瓦时工业企业结构调整专项资金后（不含税，计及增值税及附加费用对应发电企业支出成本为1.99分/千瓦时，以下均以1.99分/千瓦时计算发电企业成本,具体见《关于征收工业企业结构调整专项资金有关问题的通知（财税〔2016〕6号)》），发电企业实际结算标杆电价按0。
3346元/千瓦时执行.输配电价(含线损和交叉补贴）及政府性基金附加按照陕价商发〔2017〕3号文《陕西省物价局关于2017—2019年输配电价有关问题的通知》执行。
附件：申报电价与结算电价关系实例一、发电企业结算电价发电企业结算电价=直接交易电价（含工业企业结构调整专项资金、含税、含环保电价）。
例如：某含超净的电厂申报电价为334。
6元/兆瓦时，此时较原先电价降价幅度为29.9元/兆瓦时,其中包括10元/兆瓦时的超净电价，19。
9元/兆瓦时的工业企业结构调整专项资金。
表1 电厂申报电价与降价幅度比较二、电力用户结算电价电力用户结算电价（平段）=直接交易电价+输配电价(含线损和交叉补贴）+政府性基金附加。
1.陕西电网（不含榆林）电力用户结算电价例如：陕西电网（不含榆林）某110kV大工业电力用户销售电价为519.3元/兆瓦时，输配电价为108。
安徽省物价局关于调整我省电力直接交易输配电价的函
安徽省物价局关于调整我省电力直接交易输配电价的
函
文章属性
•【制定机关】安徽省物价局
•【公布日期】2014.12.09
•【字号】皖价商函〔2014〕215号
•【施行日期】2014.12.09
•【效力等级】地方规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】价格
正文
安徽省物价局关于调整我省电力直接交易输配电价的函
皖价商函〔2014〕215号国网安徽省电力公司：
你公司《关于调整我省电力直接交易输配电价的请示》（皖电财〔2014〕296号）收悉。
因2014年9月1日起，国家出台了相关环保电价政策，相应降低了我省燃煤机组上网电价标准，我省电力直接交易相关电价出现了新的变化。
根据安徽省能源局、物价局、国家能源局华东监管局《关于印发安徽省电力用户与发电企业直接交易实施方案的通知》（皖能源电力〔2013〕168号）相关规定，经研究，现
将我省110千伏大工业用户电力直接交易相关电价调整情况函复如下：
一、我省电力直接交易政府性基金及附加仍按《安徽省物价局关于调整我省电力直接交易有关电价问题的函》（皖价商函〔2014〕68号）规定执行，每千瓦时为6.072分。
二、由于我省上网电价调整等因素影响，电力直接交易线损电价由每千瓦时
2.038分调整为每千瓦时2.018分。
三、因国家降低我省上网电价用于疏导尚未解决的环保电价、可再生能源结算电价调整缺口，我省110千伏大工业用户电力直接交易输配电价相应调整，由每千瓦时14.28分调整为每千瓦时14.77分。
四、上述调整后的价格自2014年9月1日起执行，执行中如有问题，请及时报告我局。
安徽省物价局
2014年12月9日。
电力交易规则及流程
• 第四条 直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。电网企业与电力用户结算购电电 费并开具发票，与发电企业结算交易电费，与售电公司结算售电代理服务费。电网企 业应优先结算直接交易相关电量、电费。
大需求容量、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。
• 第二条 售电公司应披露以下信息： • (一)营业执照、法人代表、股权结构、资产证明、交易员信息、从业人员、经营场所
和设备、信用情况等基本信息。 • (二)代理电力用户及其直接交易需求信息。 • (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。
• 第二条 直接交易指符合条件的电力用户、售电公司与发电企业，按照自愿 参与、自主协商的原则直接进行购售电交易，电网企业按照有关规定提供输 配电服务。
• 第三条 本规则适用于国网重庆市电力公司(以下简称“市电力公司”)供电 范围内的直接交易。地方电网企业供电范围内的直接交易可参照本规则执行。 市经济信息委牵头负责全市电力直接交易工作。
• 第五条 市场成员发生争议，可双方协商、提请调解、申请仲裁及提起司法诉讼。
流程
1 电力用户参与市场工作流程 2 直接交易准入流程 3 用户与售电公司签定合同流程
1、电力用户参与市场工作流程
参与 市场 化交 易
准入
பைடு நூலகம்• 市经信委 • 工作内容：准入条件，
准入流程，资料清单
退出
交易流程
• 售电公司、 供电企业
• 第四条 直接交易市场成员包括电力用户、发电企业、售电公司、电网企业。 经审核符合条件、在市电力交易机构注册的电力用户、发电企业、售电公司、 电网企业为直接交易市场主体。
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
（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பைடு நூலகம்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。
（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。
（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、电网输配电价和政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。
（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。
陕西《直接交易规则》《中长期交易规则》
陕西省电力直接交易规则（试行）第一章总则第一条根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、《电力中长期交易基本规则（暂行）》、《陕西省电力体制改革综合试点方案》等文件精神，为进一步规范陕西省电力直接交易（以下简称“直接交易”）工作，促进电力市场健康、有序发展，结合陕西省电力市场实际，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、售电公司和发电企业按照自愿参与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。
第三条直接交易通过陕西电力交易中心电力交易平台（以下简称“电力交易平台”）以双边协商交易、集中竞价交易等市场化方式开展，陕西电力交易中心有限公司（以下简称“陕西电力交易中心”）负责具体交易组织工作，电力调度机构负责安全校核工作。
第四条本规则适用于在陕西省内组织开展的电力直接交易，省间交易按其它相关规定执行。
第二章市场成员的权利和义务第五条市场成员包括市场主体和陕西电力交易中心、电力调度机构。
市场主体包括在陕西电力交易中心注册的发电企业、电力用户、售电公司和电网企业等。
第六条发电企业的权利和义务（一）按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易形成的购售电合同、输配电服务合同；（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；（三）根据陕西电力交易中心、电力调度机构管理职责范围，服从统一管理；（四）执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；（五）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第七条电力用户的权利和义务（一）参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等；（三）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；（四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度机构要求安排用电；（五）遵守电力运行管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰；（六）法律法规规定的其他权利和义务。
山东省电力直接交易规则
山东省电力直接交易规则山东省电力直接交易是指电力用户直接与电力供应商进行电力交易,不经过电力交易市场的中介交易形式。
为规范山东省电力直接交易行为，山东省电力直接交易规则应当明确交易主体、交易方式、交易程序、交易场所、交易定价等内容。
一、交易主体二、交易方式1.双边交易：双边交易是指电力用户与电力供应商通过协商商定交易价格和交易数量的交易方式。
双边交易的原则是公平、公正、互利、自愿。
交易双方应当在交易前就电力价格、交易数量、交付时间、交付方式等要素进行充分协商。
2.竞价交易：竞价交易是指电力用户和电力供应商通过提交交易申报书，进行价格竞争，以确定交易价格和交易数量的交易方式。
山东省电力竞价交易可以分为定价和临时竞价两种方式。
定价竞价是指电力用户提前公告需求，由电力供应商根据供应能力和成本情况确定竞价底价，电力用户根据竞价底价进行竞价，最终确定交易价格。
临时竞价是指电力用户在需求发生时，向电力供应商发出竞价邀请，供应商根据竞价邀请确定竞价底价，电力用户根据竞价底价进行竞价，最终确定交易价格。
三、交易程序1.交易准备：交易准备包括交易需求确定和交易申报准备。
电力用户确定交易需求后，应当向电力供应商提交交易申报书，包括交易数量、交付时间、交易方式等要素。
2.交易订立：交易订立是指交易双方在充分协商的基础上，达成交易协议的过程。
交易双方应当签订电力交易合同，明确交易价格、交付时间、交付方式等交易细则。
3.交割结算：交割结算是指交易双方按照合同约定进行电力交割和款项结算的过程。
交易双方应当按照合同约定的交付时间和方式进行电力交割，并在完成交割后及时进行款项结算。
四、交易场所五、交易定价1.议标价：议标价是指交易双方在充分协商的基础上，自行确定交易价格。
交易双方应当根据市场供需情况、交易条件等要素进行充分协商，确保交易价格公平合理。
2.市场调出价：市场调出价是指电力供应商根据市场供需情况和成本情况调整交易价格的方式。
直购电交易相关问题的说明-范本模板
四川省2015年直购电交易相关问题的说明为指导用电企业开展直购电交易工作，特对2015年直购电交易相关问题说明如下：一、直购电交易的流程1、省电力公司将直购电用户、发电企业的相关信息(包括联系方式、交易电量计划、发电企业国家批复电价、国家核定的输配电价标准)向发用双方发布。
2、发用双方按照交易规则要求展开双边交易磋商,根据磋商结果签订《直购电交易意向性协议》,在规定期限内报送2份给省电力公司。
3、省电力公司在收集完所有用户的意向性协议后，按照相关要求进行安全及有效性校核，校核合格后下发属地供电公司执行.4、属地供电公司根据省公司下发的交易电量和电价，结合用户的实际用电情况,开展直购电交易结算，并将结算结果上报省公司。
二、5—12月直购电签订要求（一）原有直购电用户在5月25日前完成5月份交易意向性协议签订,在6月5日前完成6-10月份第一轮交易意向性协议签订。
如需要，再根据情况开展挂牌交易。
（二）新增直购电用户在6月5日前完成5月份交易意向性协议签订,在6月15日前完成6-10月份第一轮交易意向性协议签订。
如需要，再根据情况开展挂牌交易。
三、直购电交易电量1、水火电比例用户直购电交易电量中水电与火电的比例必须保持为7：3，即每月的交易电量中的70％为水电，30％为火电.2、用电企业交易电量额度(1）直购电仅限于用电企业执行大工业电价的用电量,不包含企业办公用电、商业用电、居民生活用电以及转供的电量.（2)直购电交易要求峰平谷电量保持1:1:1的比例，用电企业可参与直购电交易的电量为交易月份的用电量最少时段用电量的3倍。
例如:当某用户预计其8月份总大工业用电量为1000万千瓦时，其中高峰电量500万千瓦时、平段电量300万千瓦时，低谷电量200万千瓦时，则该用户可参与直接交易的电量额度为200＊3=600万千瓦时.特别说明:参与直购电的用户，尽可能安排三班连续生产,保持负荷平稳，可使参与交易的电量最大;对避峰生产的企业，由于高峰时段没有电量，无法结算，反而会按照偏差考核要求处罚，为避免出现这种情况,建议这类用户不要参加。
甘肃省2021年电力用户与发电企业直接交易实施细则(全文)
甘肃省2021年电力用户与发电企业直接交易实施细则（全文）第一章总则第一条为推进甘肃省电力体制改革，规范电力用户与发电企业直接交易工作，根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔20xx〕9号)、《中共甘肃省委办公厅、甘肃省人民政府办公厅关于印发〈甘肃省电力体制改革实施方案〉的通知》(甘办发〔20xx〕26号) 、《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》(发改办运行(20xx)2554号)等文件精神，制定本实施细则。
第二条电力用户与发电企业直接交易以电网安全为前提，坚持依法合规、自愿交易的原则，维护各市场主体合法权益。
第三条组织实施部门和单位职责省发展改革委牵头组织电力用户与发电企业直接交易工作;省工信委负责年度电力电量平衡原则，参与交易主体资格审查等工作;省环保厅组织市(州)、县(市、区)、兰州新区、甘肃矿区环保部门负责对参与直接交易的电力用户与发电企业进行环保资格(环评审批、验收及环境违法、违规等情况)审查等工作;甘肃能源监管办参与交易主体资格审查，对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管;省电力公司负责电力用户与发电企业直接交易的价格协调、安全校核、交易执行、交易结算、信息披露等实施工作。
第二章准入条件第四条体现扶大、扶优、扶强的政策导向，有利于结构调整和产业升级。
参与企业要符合国家产业结构调整指导目录，符合节能环保要求。
第五条电力用户条件(1)省内符合政策的电解铝、铁合金、碳化硅、电石等企业;(2)用电容量在315KVA及以上且年用电量100万千瓦时以上的高新技术企业和战略性新兴产业骨干企业;(3)兰州新区容量在315KVA及以上且年用电量200万千瓦时以上的工业企业;(4)在全年电力电量平衡基础上，上述行业用电量超过上年同期电量的企业。
战略性新兴产业骨干企业是指符合《甘肃省人民政府办公厅关于印发20xx年战略性新兴产业发展总体攻坚战工作方案的通知》(甘政办发〔20xx〕33号)要求的38户企业。
安徽省电力双边直接交易执行细则
安徽省电力双边直接交易执行细则为落实《中共安徽省委安徽省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔2016〕31号）文件精神，根据《安徽省电力直接交易规则》（皖能源电力〔2016〕78号）和《安徽省能源局安徽省物价局关于开展2018年电力直接交易工作的通知》（皖能源电力〔2018〕11号），进一步规范细化全省电力双边直接交易，制定本细则。
第一条双边交易按照年度开展。
参与年度双边交易的电力用户上一年度用电量和售电公司代理用户上一年度总用电量须在5000万千瓦时及以上。
2017年已执行且在有效期内的多年双边交易意向书仍继续执行。
参与多年双边交易的电力用户上一年度用电量和售电公司代理用户上一年度总用电量须在6亿千瓦时及以上。
上一年度用电量1000万千瓦时及以上的电力用户如通过售电公司代理购电，则不得参与与发电企业的直接交易。
第二条售电公司在开展直接交易前，须向省电力交易中心提交所有零售代理合同，并确立与用户的代理关系。
同一年内，售电公司所代理的电力用户不得变更，每个被代理用户只能由一家售电公司代理。
若同一用户与多家售电公司签订零售代理合同，则取消该用户与所有售电公司的代理关系，并将该用户失信行为纳入征信记录。
第三条双边交易的标的物为年度（自然年）电量。
市场主体通过自主协商确定双边交易的电量和电价，并签订双边交易意向书（参考文本见附件1）。
电力用户上一年度用电量和售电公司代理用户上一年度总用电量小于6亿千瓦时的，原则上仅允许提交1个双边交易意向书；超过6亿千瓦时的，允许提交多个双边交易意向书, 但单个意向书电量不低于3亿千瓦时。
发电企业双边交易意向书意向电量之和不得超过其市场电量上限。
售电公司双边交易意向书意向电量之和不得超过其售电量上限，且不得超过其代理用户上一年度总用电量。
电力用户双边交易意向书意向电量之和不得超过其上一年度用电量。
意向电量确需超出上一年度用电量的，须作出书面说明。
不如实申报视为失信行为，纳入信用记录。
安徽省电力双边直接交易执行细则
安徽省电力双边直接交易执行细则为落实《中共安徽省委安徽省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔〕号）文件精神，根据《安徽省电力直接交易规则》，进一步规范细化全省电力双边直接交易，制定本细则。
第一条双边交易分为中长期双边交易（三年及以上）和年度双边交易。
第二条年用电量亿千瓦时及以上的电力用户和代理用户年总用电量亿千瓦时及以上的售电公司可参加中长期双边交易；年用电量万千瓦时及以上的电力用户和代理用户年总用电量万千瓦时及以上的售电公司可参加年度双边交易。
年用电量万千瓦时及以上的电力用户如通过售电公司代理购电，则不得参与与发电企业的直接交易。
第三条售电公司在开展直接交易前，须向省电力交易中心提交所有代理合同，并确立与用户的代理关系。
同一年内，售电公司所代理的电力用户不得变更，每个被代理用户只能由一家售电公司代理。
若同一用户与多家售电公司签订代理合同，则取消该用户与所有售电公司的代理关系，并将1 / 24该用户失信行为纳入征信记录。
第四条双边交易的标的物为年度（自然年）电量。
市场主体通过自主协商确定双边交易的电量和电价，并签订双边交易意向书（参考文本见附件）。
中长期双边交易意向书须明确分年交易电量和电价。
同一电力用户、售电公司与同一发电企业只能签订一份年度双边意向书。
第五条已签订的双边交易意向书，可由任一签订方根据市场公告，在规定时间内向省电力交易中心提交备案，作为市场执行依据。
首次提交中长期双边交易意向书时，不需再提交第一年的年度双边交易意向书。
第六条已备案的中长期意向书在市场开展年度双边交易时，经双方协商后由任一方提交相应年度的双边交易意向书，电量调整幅度原则上不得超过％，电价原则上保持不变。
如不提交符合规定的年度双边交易意向书，电力用户、售电公司不得参与当年直接交易，按当年意向电量扣减发电企业市场电量上限，并将此失信行为纳入征信记录。
第七条省电力交易中心按照以下原则对所有年度双边交易意向电量进行确定。
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电力直接交易价格的说明
为了让各市场主体更好的理解陕西电网输配电价核定后电力直接交易电价构成，促进直接交易平稳有序开展，现对交易结算电价给予具体说明：
电力用户结算电价（平段）=直接交易电价+输配电价（含线损和交叉补贴）+政府性基金附加
其中：直接交易电价为电厂上网侧成交电价。
输配电价核定后，按照最新要求，发电企业报价中包含工业企业结构调整专项资金及超净排放的环保加价，发电企业实际结算电价=直接交易电价-1.99分/千瓦时。
如实际成交电价为0.3346元/千瓦时，则发电企业实际结算电价为0.3147元/千瓦时，且不再有环保加价。
目前省内火电企业脱硫脱硝实际电价为0.3545元/千瓦时（不含超净排放加价，含超净排放加价为0.3645元/千瓦时），结算时征收1.68分/千瓦时工业企业结构调整专项资金后（不含税，计及增值税及附加费用对应发电企业支出成本为1.99分/千瓦时，以下均以1.99分/千瓦时计算发电企业成本，具体见《关于征收工业企业结构调整专项资金有关问题的通知（财税〔2016〕6号）》），发电企业实际结算标杆电价按0.3346元/千瓦时执行。
输配电价（含线损和交叉补贴）及政府性基金附加按照陕价商发〔2017〕3号文《陕西省物价局关于2017-2019年
输配电价有关问题的通知》执行。
附件：申报电价与结算电价关系实例
一、发电企业结算电价
发电企业结算电价=直接交易电价（含工业企业结构调整专项资金、含税、含环保电价）。
例如：某含超净的电厂申报电价为334.6元/兆瓦时，此时较原先电价降价幅度为29.9元/兆瓦时，其中包括10元/兆瓦时的超净电价，19.9元/兆瓦时的工业企业结构调整专项资金。
表1 电厂申报电价与降价幅度比较
二、电力用户结算电价
电力用户结算电价（平段）=直接交易电价+输配电价（含线损和交叉补贴）+政府性基金附加。
1.陕西电网（不含榆林）电力用户结算电价
例如：陕西电网（不含榆林）某110kV大工业电力用户销售电价为519.3元/兆瓦时，输配电价为108.4元/兆瓦时，政府性基金及附加57.8元/兆瓦时，则折算至发电企业上网侧电价为353.1元/兆瓦时（10kV、35kV、110kV一般工商业、
大工业用户的基础电价均为353.1元/兆瓦时）。
若该用户申报电价为343.1元/兆瓦时，则较折算电价降价幅度为-10元/兆瓦时。
表2陕西电网（不含榆林）用户申报电价与降价幅度比较
2.榆林电网电力用户结算电价
（1）榆林电网国网电力用户结算电价
例如：榆林电网某国网110kV大工业电力用户销售电价为429.3元/兆瓦时，输配电价为50.2元/兆瓦时，政府性基金及附加26元/兆瓦时，则折算至发电企业上网侧电价为353.1元/兆瓦时（10kV、35kV、110kV一般工商业、大工业国网用户基础电价均为353.1元/兆瓦时）。
若该用户申报电价为343.1元/兆瓦时，则较折算电价降价幅度为-10元/兆瓦时。
表3榆林电网国网用户申报电价与降价幅度比较
（2）榆林电网地电电力用户结算电价
例如：榆林电网某地电110kV大工业电力用户销售电价为429.3元/兆瓦时，输配电价为65.1元/兆瓦时，政府性基金及附加26元/兆瓦时，则折算至发电企业上网侧电价为338.2元/兆瓦时（10kV、35kV、110kV一般工商业、大工业地电用户基础电价均为338.2元/兆瓦时）。
若该用户申报电价为328.2元/兆瓦时，则较折算电价降价幅度为-10元/兆瓦时。
表4榆林电地电网用户申报电价与降价幅度比较
三、发电企业和电力用户降价幅度不一致的原因
1.根据陕价商发[2017]3号文中规定，对陕西电网销售电价（除榆林）统一降低10.8元/兆瓦时，因此陕西电网（除榆林）电力用户较之前的目录电价已统一进行下调。