大用户直购电：重点、亮点和难点(精)
浅谈大用户直购电交易
浅谈大用户直购电交易摘要：本论文主要讨论了大用户直购电交易的相关问题。
随着电力市场化的推进，直购电交易作为一种新兴的电力交易方式已经在中国得到广泛的应用。
本论文将从直购电交易的发展现状、影响因素、运行机制等方面进行分析，并结合实际案例进行探讨。
研究结果显示，大用户直购电交易有利于降低能源成本、提升能源效率、促进新能源的发展等多重作用，但同时也存在一些问题需要进一步完善和解决。
关键词：大用户、直购电交易、电力市场化、能源成本、新能源。
正文：一、大用户直购电交易的概念大用户直购电交易指的是大型企业、能源服务公司等能够承担较大电量供应风险的用户，通过与发电企业、能源交易市场等签订长期的电力采购协议，直接获得所需电力的交易模式。
二、大用户直购电交易的发展现状自2003年中国《电力法》颁布实施以来，我国电力市场逐步实现了市场化改革，其中直购电交易作为电力市场的一种主要形式，已经在多个省份得到了广泛应用。
截至2019年底，全国已经有近650家企事业单位与电力公司签订了直购电合同，涉及电力总量超过5000万千瓦时，占全国工业用电总量的10%以上。
三、大用户直购电交易的影响因素1、电力市场化程度。
直购电是电力市场化改革的重要组成部分，其发展涉及到电力体制改革的深度和广度。
2、能源成本的变化。
大用户在选择直购电交易时会考虑到和传统电力交易方式相比，直购电应该更具有竞争力和可预见性。
3、政策环境的变化。
政策在巨大程度上影响着大用户直购电交易的发展，比如能源保存环保管理条例、国家电力投资计划等。
四、大用户直购电交易的运行机制大用户直购电交易的运行机制可以简单地归纳为以下流程：电力需求预测、电力供应招投标、合同签订、交收及结算等。
五、大用户直购电交易的案例分析1、北京大兴国际机场。
该机场是综合交通枢纽，电能需求量非常大。
其与国家电投集团签订了直购电合同，年均供电量能够达到2.2亿度。
2、乐居集团。
该企业与电力交易市场直接签订长期采购合同，可节约成本60%左右。
我国大用户直购电发展问题及对策探讨
我国大用户直购电发展问题及对策探讨随着我国经济的快速发展和工业化水平的不断提高，能源需求也在不断增加。
面对着日益严峻的能源压力，我国大用户直购电发展成为了一个备受关注的问题。
大用户直购电是指大型工业企业等大用户直接与电力公司或发电企业签订电力购买协议，获得更多的电力选择权和更灵活的用电方式。
虽然大用户直购电有望解决电力供需矛盾和提高用电效率，但在实际推行过程中也面临着一系列问题，本文将针对我国大用户直购电发展问题进行探讨，并提出相应的对策建议。
一、我国大用户直购电存在的问题1.法律法规不完善目前我国尚未出台专门针对大用户直购电的法律法规，电力市场的开放程度和购电方式尚不够灵活。
这导致大用户在购电过程中，受到了一定的限制，无法获得更多的购电选择权。
而且，由于监管不力，存在个别电力公司违规售电及交易透明度不够等问题，令大用户难以放心选择直购电。
2.市场化程度不够我国电力市场化程度不够，基础电价由国家制定，变动不大，导致市场上的竞争程度不高。
这使得大用户在选择直购电时，难以获得更有竞争力的报价，限制了大用户的购电灵活度。
3.风险管理不全面目前大多数大用户对于电力市场的了解程度不够，风险管理意识不强。
一旦市场波动，大用户将面临用电成本上升、市场风险等诸多问题，而且由于产业性质的差异，一些大用户对市场风险的敏感度和应对能力也不够强。
4.供需关系不平衡我国电力资源分布不均，导致了电力供需关系不平衡。
在一些地区，电力供应充裕，而在另一些地区却供不应求，这使得大用户直购电在实践中难以得到有效解决。
二、对策探讨1. 完善法律法规政府应当加快出台针对大用户直购电的相应法规，并逐步放开电力市场，提高市场对大用户直购电的容纳度。
加强对电力市场的监管，规范市场秩序，杜绝违规交易行为，提高市场透明度。
2. 提高市场化程度鼓励竞争企业进入电力市场，提高市场化程度，逐步实行电力资源公平竞争，为大用户提供更多的购电选择权，推动电力市场向健康有序发展。
我国大用户直购电发展问题及对策探讨
我国大用户直购电发展问题及对策探讨近年来，随着我国能源消费的快速增长，大用户直购电已成为新的能源消费模式。
大用户直购电是指规模较大的企业或建筑物进行电源自主选择或购买，不再通过公共电网获取电力，以实现能源资源的节约和优化利用。
但是，大用户直购电的发展还面临着一些问题和挑战，需要我们做出相应的对策。
首先，大用户直购电面临着政策不够完善的问题。
我国目前的政策对于大用户直购电的规定不够明确，缺乏统一的标准和规范，给企业的选择和使用带来了不确定性。
为了解决这一问题，应加强对大用户直购电政策法规的研究和制定，建立健全的政策法规体系，明确其合法性和可操作性，促进大用户直购电市场的健康有序发展。
其次，大用户直购电存在着技术应用难点和投资成本高昂的问题。
为了实现大用户直购电，企业需要安装和运营自己的电力设施，包括太阳能电池板、风力发电机等，这对于许多企业而言是一项巨大的投资。
同时，技术应用难点也使得企业需要更多的投入和技术支持。
因此，需要相关部门积极推广技术研发和应用，提供更加优质的技术服务和支持，降低企业的直购电成本，提高市场的竞争力。
再次，大用户直购电发展还面临着信息不对称和信用风险的问题。
企业在选择电力供应商时，往往难以获得供应商的详细信息和信用记录，这使得企业难以做出合理的选择和决策。
同时，由于大用户直购电是市场化运作的，因此存在着信用风险。
为了有效解决这一问题，必须建立完善的信息交流和共享机制，优化供应商管理和评估体系，引导企业合理选择企业，保证市场健康稳定的发展。
最后，大用户直购电的发展必须密切关注环境保护和绿色发展。
电力供应商必须符合政府的环保要求，同时也需要推动供应商的能源产品经过环保认证，以确保企业购买的电力具备良好的环保效益，促进能源的绿色发展。
综上所述，大用户直购电的发展是我国能源消费模式的新变革，它面临着多重问题和挑战。
在政府部门和市场主体的共同努力下，大用户直购电将更加规范有序地发展，有效促进企业的绿色低碳发展，实现能源资源的节约和优化利用。
我国大用户直购电发展问题及对策探讨
我国大用户直购电发展问题及对策探讨近年来，随着我国能源市场改革的不断推进，电力市场竞争逐渐加剧。
大用户采购电力对于提高电力市场竞争水平和企业生产经营效益有着重要意义。
然而，在实际操作中，大用户直购电存在一些问题，如购电价格高、合同缺乏保障等。
本文将从这些问题出发，探讨我国大用户直购电的现状和对策。
一、大用户直购电的现状大用户直购电指的是用电量超过一定规模的企业或行业集团，直接与发电企业或售电公司进行电力采购。
这种方式不仅能够缓解电力市场供需失衡的矛盾，而且能够促进电力市场竞争，推动优质发电企业获得更多的市场份额。
目前，大用户直购电在我国尚未形成相对成熟的市场。
国家能源局于2019年发布了《关于深化电力市场化改革有关问题的通知》，明确提出“进一步推动直接交易市场发展，支持大用户直接面向发电企业或售电公司采购电力”。
然而，大量企业尚未形成购电体系，市场化程度有待提高，短期内难以实行大规模直购电。
另外，由于目前房地产、制造业等行业普遍遇到产能过剩、需求减弱等情况，大用户直购电的采购需求不高，市场规模也有限。
1.购电价格高大用户直购电在采购电力时，需要面对定价不透明的情况。
由于我国电力市场尚未完全市场化，电价主要由政府价格主管部门制定、调控。
同时，市场竞争程度不够，企业在价位上也难以占到优势。
除此之外，各发电企业、售电公司之间的竞争不平衡、供求关系改变等均可能导致大用户采购电力的价格居高不下。
2.合同缺乏保障大用户直购电需要和发电企业或售电公司签订电力销售合同。
一方面，由于电力市场尚未完全解决为期望的严密安排，因此用户合同一般没有充分重视其实质性经济效益，给大用户通过谈判、招标等方式确立，缺乏标准化、严密的合同范本。
另一方面，由于我国电力市场制度尚未完善，电力销售合同缺乏法律支持和规范，往往存在一些漏洞和不确定性，从而对大用户权益保护产生不利影响。
三、对策1.加强电力市场竞争当前，大用户直购电只有在更具竞争性的市场环境下才能真正体现其优势。
大用户直购电的问题与建议
大用户直购电的问题与建议文中国社会科学院可持续发展研究中心特约研究员张安华被人们在“打破目前单一电力买方格局,以提高电力市场竞争程度,进而加快电力体制改革步伐”等方面寄予较高期许的大用户直购电,经过多年试点,虽然取得一定程度的进展,在多地得到推行,但是效果未尽人意,存在不少问题。
大用户直购电存在的若干问题在十余年前被国家有关方面用正式文件表明“着力推行”的大用户直购电,在相当长一段时间里未能得到有效推进,其原因主要被认为是利益受到影响的博弈一方使然;而在近年里,大用户直购电在各地不同程度地逐显活跃,同样是利益博弈使然,许多情形中并没有按照国家有关文件中所期望的那样进行,并且“不以人们意志为转移”地产生了不少问题。
许多直购电逐渐演变为部分用电企业的优惠电根据对多个已经开展大用户直购电的省市区有关案例的观察,绝大多数直购电用户的电价均不同程度地获得了“优惠”待遇,不少地方干脆直呼直购电为“优惠电”,致使许多企业想方设法竞相争取成为直购电用户,许多地方政府部门也想方设法帮助一些地方企业努力成为发电企业尤其是央企所属发电企业直购电的电力用户,从而使大用户直购电逐步偏离了初衷,成为一种多方竞相争取的“优惠电”。
形成发电企业单边让利并造成区域性低价恶性竞争局面从已经发生的直购电交易现实情况看,除极个别发电企业的交易电价没有低于标杆电价外,绝大部分发电企业尤其是央企所属发电企业在直购电交易中普遍表现为单边让利,而大部分有意参与直购电交易的电力用户也主要奔着发电企业单边让利而来。
同时,在全国发电机组平均利用小时数逐年下降的形势逼迫下,以及基于争取市场份额的长远考虑,一些发电企业之间出现了区域性低价恶性竞争的情形。
而此类恶性低价竞争难以持久,一旦煤价反弹,必然会产生新的问题。
一些企业非公平获利使节能减排工作受到影响一些地方的用电大户多是高耗能企业,虽然国家有关方面的文件中对可参与直购电的大用户的条件进行了规制,但是在具体的直购电交易操作中很多地方都走了样、偏了向。
我国大用户直购电发展问题及对策探讨
我国大用户直购电发展问题及对策探讨近年来，我国大用户直购电的发展取得了一些进展，但仍然面临诸多问题。
本文将探讨我国大用户直购电发展的问题，并提出相应的对策。
我国大用户直购电的成本问题是一个亟待解决的难题。
目前，由于大用户直购电的价格相对较高，使得许多大用户难以承受。
对于企业来说，能源是生产活动的重要成本，如果大用户直购电的价格过高，将会增加企业的运营成本，降低企业的竞争力。
解决大用户直购电的成本问题，需要通过调整价格策略，降低直购电的价格，提高大用户的购买意愿。
大用户直购电的购买渠道不畅也是一个问题。
目前，大用户购买直购电主要依靠与电力交易公司签订长期交易合同，但在实际操作中存在较多的限制和障碍。
交易合约的签订周期长、审批程序繁琐等，都制约了大用户直购电的发展。
应该通过简化购买流程，优化审批程序，提高大用户购买直购电的便利性。
大用户直购电的技术与设施问题也亟待解决。
目前，大部分大用户相对于小型用户的用电需求更加复杂，电力负荷更加集中，因此需要更加先进的技术和设施来满足其用电需求。
很多地方的电网设施和配电设备相对落后，无法满足大用户的需求。
应该加大对电网设施和配电设备的改造和升级力度，提高供电可靠性和质量。
大用户直购电的监管和管理问题也需要加强。
目前，大用户直购电的监管和管理机制还不够完善，存在一些弊端和漏洞。
一些地方存在审批程序不规范、监管不到位等问题，导致大用户直购电市场秩序混乱。
需要加强对大用户直购电市场的监管，规范市场秩序，保护大用户的合法权益。
我国大用户直购电发展面临着成本问题、购买渠道不畅、技术与设施问题、监管和管理问题等一系列挑战。
为了促进大用户直购电的健康发展，应该采取相应的对策，如调整价格策略、简化购买流程、加大设施改造和升级力度、加强监管和管理等，从而推动我国大用户直购电行业的繁荣发展。
我国大用户直购电发展问题及对策探讨
我国大用户直购电发展问题及对策探讨我国大用户直购电是指大型用户直接向发电企业购买电力，绕过电力交易市场和电网输配企业，实现直接联系和交易的一种模式。
与传统的通过电力市场和电网输配企业进行购电的方式相比，大用户直购电具有价格优势、稳定供应等特点。
我国大用户直购电在发展过程中也存在一些问题，需要采取相应对策来解决。
我国大用户直购电存在购电风险和交易不透明的问题。
因为大用户直购电是与发电企业直接进行交易，缺乏电力交易市场的监管和公开透明的价格机制，导致交易的风险增加，买卖双方难以达成一致。
为解决这一问题，可以建立电力交易平台，提供公开透明的交易信息和指导价格，增加交易的可预测性和稳定性。
我国大用户直购电中存在着供需匹配困难的问题。
由于大用户的需求量较大，而发电企业的供应能力有限，导致供需之间的匹配难度加大。
为了解决这一问题，可以加强供需信息共享，建立供需匹配的机制，提前预测和调整大用户的购电需求，同时加大发电企业的电力生产能力，以确保供需之间的平衡。
我国大用户直购电还存在着输配环节的问题。
由于大用户直接与发电企业进行交易，绕过了电力交易市场和电网输配企业，对电网的利用效率和输配企业的经营收入产生了一定影响。
应该加强电网的规划和建设，提高电网的供电能力和运行效率，同时制定相应的输配费用政策，保障输配企业的合理收入。
政府也可以加强对大用户直购电的政策支持和监管。
通过出台相关的政策和法律法规，规范大用户直购电的交易行为，加强对市场秩序的监督，维护市场的公平竞争环境。
政府还可以采取财税激励措施，鼓励大用户采取直购电的方式，推动其发展壮大。
针对我国大用户直购电发展中存在的问题，需要采取综合的对策来解决。
建立电力交易平台、加强供需信息共享、加强电网规划建设以及政府的政策支持和监管，都是解决问题的有效手段。
只有通过全面的改革和完善，才能推动大用户直购电健康稳定发展，为我国的能源供应和经济发展提供有力支持。
我国大用户直购电发展问题及对策探讨
我国大用户直购电发展问题及对策探讨
一、问题分析
1.政策环境不明朗
我国大用户直购电的政策环境相对不明朗，存在着政策法规不完善、执行不到位等问题。
尤其是在电力市场化改革以及大用户直购电试点的推进过程中，政策的不确定性给企业的投资和运营带来了困扰。
2.交易机制不完善
目前我国大用户直购电的交易机制还不够完善，存在着交易成本高、交易难度大、交易风险高等问题。
大用户在直购电过程中难以找到适合的交易对手，导致交易受限，影响了其发展。
3.资源分配不均衡
由于电力市场化改革的不充分和电力资源配置体制的不完善，一些地区存在电力资源过剩或者电力供应不足的情况。
而大用户直购电往往需要依赖当地的电力市场，资源的不均衡将影响大用户直购电的发展。
4.缺乏交易规则
大用户直购电的交易规则还不够规范，存在着交易单一、合同不透明、风险控制不足等问题。
缺乏统一的交易规则和标准，导致了市场的混乱和乱象。
二、对策探讨
1.明确政策法规
加强对大用户直购电的政策法规支持，明确试点范围和标准，完善政策适用范围，建立健全的政策体系和法规规范。
简化审批程序，降低准入门槛，吸引更多大用户参与。
2.完善交易机制
建立起科学完善的大用户直购电交易机制，制定交易规则和标准，降低交易成本，提高交易效率。
借鉴国际经验，引入多元化的交易方式，为大用户提供更多的选择。
3.优化资源配置
加强电力市场化改革，优化资源配置，促进电力市场的公平、公正、透明。
建立健全的电力资源配置体制，完善市场监管，提高资源利用效率，保障大用户的需求。
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大用户直购电是深化电力市场化改革的一项重大举措。
电监会价财部副主任黄少中同志就大用户直购电有关政策进行了深入解读,供大家工作中参考。
大用户直购电:重点、亮点和难点电监会价格与财务监管部黄少中6月下旬,国家电监会、国家发改委、国家能源局联合印发了《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》 (以下简称文件。
这是进一步规范和推进大用户直购电试点工作的一个重要文件。
目前各地正在根据文件的规定和要求, 结合当地实际情况, 研究具体的实施方案。
由于文件牵涉的内容比较多,文件的重点是什么?实施有什么意义?文件有哪些亮点?实施的难点又在哪?如何合理地解决?本文拟对这些问题做些分析, 谈一谈个人看法, 希望能对文件的实施有所帮助, 也希望能与业内人士和对此感兴趣的人士作一交流。
一、文件出台的背景文件出台的背景我认为可以概括为三个方面的需要。
1—一是保增长,扩内需的需要。
自 2008年二季度以来,席卷全球的国际金融危机给我国经济带来了很大冲击, 电力工业和其他工业的发展都遇到很大困难, 全社会用电量增速严重放缓, 机组发电小时数明显下降, 产品销售大幅下滑, 企业经营压力不断增大。
为应对金融危机,中央作出了保增长、扩内需、调结构、惠民生的战略部署, 加大了公共投资力度, 并出台了一揽子宏观调控政策, 力求在稳住外需的同时, 全面扩大内需。
通过大用户直购电的方式, 鼓励符合国家产业政策的大用户合理、有序增加用电, 有效拉动内需, 对增强大型工业企业活力,增加新的经济增长点, 促进重要工业复苏和经济发展,实现发电企业、电网企业和大用户的多赢,具有重要的现实意义。
二是落实国务院领导要求及贯彻国务院文件的需要。
温家宝总理在今年的政府工作报告中明确而具体地提出要加快电力改革和电价改革。
国务院领导对于开展大用户直购电试点工作, 多次作出重要批示, 要求电监会会同有关部门大力推进。
今年 5月 , 国务院批转了国家发改委《关于 2009年深化经济体制改革工作的意见》 ,文中明确提出推进大用户直接直购电和双边交易试点改革。
应该说,20号文件的出台,正好是落实了国务院领导批示及国务院文件的要求。
三是指导和规范各地大用户直购电工作的需要。
今年以来,2—各地为保增长, 扶持当地经济发展, 对实施大用户直购电工作积极性很高, 也在不断地研究和探索, 许多省都在上报方案,但不少方案只是优惠电价的翻版, 并没有建立市场机制, 组织管理也存在问题, 急需在中央层面出台指导意见或实施办法, 规范和有序推进大用户直购电工作。
20号文件的出台,一定程度上有效解决了这些问题。
二、文件出台的意义个人认为,文件的出台实施至少有四个方面的意义:一是有利于提振电力市场化改革的信心。
近几年, 受多种因素影响, 电力市场改革一波三折, 踌躇不前,影响了很多人对改革的信心,许多人对改革持观望、怀疑态度。
这次 20号文件的出台, 释放了明确的加大改革信号, 在一定程度上能打消人们的顾虑,提振市场信心。
二是有利于打破垄断, 开放用户选择权。
近年来, 我国电力市场化改革更多的是从开放发电侧入手的, 比如厂网分开、部分地区竞价上网试点等, 虽然也取得了一定的成效, 但由于没有同步开放用电侧, 缺少用户的响应和参与, 市场效果大打折扣。
从国外经验看, 用户的参与和推动是电力市场化改革最为重要的原动力之一。
通过大用户直购电的形式, 可以有效增加用户的选择权,有利于打破垄断,促进竞争,提高效率。
3—三是有利于促进电价改革, 完善电价形成机制。
首先, 独立的输配电价是大用户直购电的重要前提, 开展大用户直购电将进一步推动输配电价机制的研究和改革,逐步形成以成本为基础, 分电压等级核定输配电价的政策做法,促进输配电价的清晰合理;其次, 通过核定合理的输配电成本,有利于电价中存在的交叉补贴显性化、定量化, 促进电价交叉补贴问题的合理解决; 第三, 大用户直购电输配电价确定后, 能为市场提供明确的位置信号, 有利于大用户和发电企业对价格信号作出响应, 增加价格杠杆对市场供求的引导作用,促进大用户与发电企业的直接交易。
四是有利于通过市场机制, 转变电力发展方式。
深化电力体制改革的重要内容就是要大力推进电力市场化改革, 走市场化改革之路, 促进电力生产力与生产关系的相互作用和发展, 建立以市场为导向的电力生产关系和电力发展方式, 充分发挥市场优化配置资源的基础性作用, 通过科学合理的市场机制、灵敏变化的价格信号,来调节需求、引导投资,促进电力工业可持续发展。
而大用户直购电作为电力市场化改革的重要内容和突破口, 可以起到积极明显的作用。
三、文件的重点内容文件由市场准入条件、试点主要内容、计量与结算、有关要求、组织实施等五部分组成(共 25条。
归结起来看,主要有以4—下重点内容。
市场准入条件。
市场准入是实施大用户直购电最为重要的基础和前提。
从国外经验来看, 放开电力用户的选择权是一个由高到低、由严到宽、逐步放开的过程。
借鉴国外做法,20号文件规定试点初期的准入条件为:电力用户为用电电压等级在 110千伏(66千伏及以上、符合国家产业政策的大型工业用户,初步估算用电量约占全国销售电量的 20%左右,在试点阶段,这个电量规模比较适中。
发电企业为2004年及以后投产的,符合国家有关政策要求的火力、水力发电机组。
火电机组原则上为单机容量 30万千瓦及以上的机组, 水电机组原则上为单机容量 10万千瓦及以上的机组。
之所以规定 2004年及以后投产机组参与试点,主要考虑是 2004年国家开始制定标杆上网电价,这一界限内的电厂之间的价差较小,能有效控制改革的冲击和利益调整。
文件明确, 根据试点工作进展情况, 逐步放宽市场主体准入条件 ,这为下一步扩大用户和发电企业的准入,增加试点电量的规模, 增强市场竞争的力度留下了空间。
交易方式。
从国外大用户直购电情况看, 交易方式有单个协商的直接交易、集中撮合的双边交易、集中竞价交易等多种形式。
从现有条件出发,20号文件规定目前的大用户直购电试点主要采取单个协商的直接交易方式, 即:在直接交易电量空间内, 准5—入的大用户与发电企业通过场外协商、场内洽谈、信息平台交易等方式实现供需直接见面,自主协商,进行直接交易。
交易电量。
大用户直购电交易电量可以按增量电量方式确定、按原有电量比例方式等方法确定。
出于多种原因的考虑, 20号文件对目前大用户直购电的交易电量并没有明确,可以理解为, 具体的交易电量由符合准入条件的大用户与发电企业协商确定,谈成多少就是多少,没有谈成,便没有交易电量,但由于符合准入条件的大用户用电量约占全国销售电量的 20%左右,因此交易电量的上限不会超过全国销售电量的 20%。
此外文件规定, 发电企业直接向大用户交易的发电容量, 在安排计划上网电量时予以剔除。
交易价格。
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型基金及附加三部分组成, 其中:直接交易价格由大用户与发电企业通过自主协商自主确定,不受第三方干预。
电网输配电价,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。
政府性基金和附加正常收取。
余缺电量调剂。
由于电力负荷瞬息万变, 大用户与发电企业6—的合同电量难以无缝对接, 出现电量偏差不可避免。
而直接交易与非直接交易的电价不同, 所以余缺电量的处理将影响发电企业和用户的经济利益,也直接影响着交易的积极性和公平,因此, 如何合理处理余缺电量是一个重要问题。
从国外电力市场看, 余缺电量的处理可以通过合同电量滚动平衡、通过实时市场或发电权转让市场进行调节、通过电网买卖调剂等方式。
20号文件规定,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。
同时明确电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。
另外, 在电监会制定的大用户直购电合同范本中 , 也已经明确规定了双方合同电量允许有±3%的合理偏差, 只有超过合理偏差的电量,才通过向电网企业买卖调剂,并执行±10%的电价差价, 出发点也是最大限度地减少大用户和发电企业的损失。
交易结算。
提供了两种结算方式供选择, 可以由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算, 也可以按现行方式由电网企业代为结算。
从近期看, 限于各方面的条件和认识,大用户和发电企业主要还是采取由电网企业集中结算的方式, 但从长远看, 我们有理由相信会有更多的大用户会分别采取与发电企业和电网7—企业结算的方式。
输电通道。
20号文件明确,一是电网要公平开放,公正地向直接交易双方提供输配电服务; 二是交易过程存在堵塞时, 按提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道; 三是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。
大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的, 也可用于输送直接交易的电力。
合同管理。
参加试点的发电企业和大用户应参考国家电监会制定的合同范本, 签订直接交易合同和输电服务合同, 并严格按合同约定执行。
直接交易合同主要内容包括电量、电价、结算、交易时间、违约责任等, 合同要及时报电力监管机构和政府有关部门备案。
组织实施。
一是明确直接交易试点工作由国家电监会、国家发改委、国家能源局负责组织实施, 体现国家层面的政策指导和总体把关; 二是明确要由电力用户和发电企业提出试点申请或需求意向, 体现自愿和市场原则, 避免政府采用行政手段“拉郎配”, 简单确定电量、降低电价; 三是在此基础上,经过省级政府有关部门、电力监管机构审核汇总后提出具体实施方案, 体现省级政府层面初审和把关, 使方案更具特色, 符合地方实际;四是由省里报国家有关部门, 由国家电监会会同国家发改委、国家能源局8—审定后实施,体现职责分工和责任主体。
监管要求。
要求各地政府必须按照市场的、自愿的原则指导这项工作, 不得强制规定直接交易电量和电价; 要求电网必须公平开放,提供通道,及时提供交易信息,认真履行合同,由于电网原因造成的损失应予以补偿;要求发电企业和大用户按照有关规则参与交易,进入市场的要保持相对稳定,按规定进入和退出市场, 及时提供交易信息; 要求电力监管机构和政府部门对大用户直购电实施全过程监管,对违规行为依法进行查处。
四、文件的亮点(政策上的突破文件的亮点可以看成为三个方面的政策突破:一是对电网垄断经销电量的突破。
文件通过明确准入条件, 开放了部分用户和发电企业的用电和售电选择权, 打破了电网企业单一购买、单一销售的格局, 是对电网垄断经销电量的一次突破, 也可以看作是对传统的电量经销模式的一次革命, 有利于促进电网企业由买进卖出的经销电量模式向单纯的提供输配电服务方向转变,有利于政府部门和监管机构对电网企业的有效监管,意义重大而深远。