甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则资料

甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则资料（共3篇）

1.甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则资料 篇一

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。

第六条

变更原则与条件

（一）已注册的电力用户和发电企业发生新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致其股权、经营权、营业范围发生变化时，需报请省能源局审批，并重新向交易中心申请注册。

（二）未导致股权、经营权、营业范围发生变化的电力用户和发电企业发生扩建和更名，需要通过交易中心运营系统变更注册，交易中心将以上变更情况报省能源局备案。

第七条

退出原则与条件

（一）发生以下情况时发、用电方可申请退出市场： 1.外部形势发生变化或自身条件发生变化，已不满足准入条件；

2.不愿意继续参与市场交易的。

（二）电力用户、发电企业退出市场需向省能源局提出申请，并提供以下资料：

1.退出市场的原因；

2.合同履行情况和未完成合同的处理办法； 3.与其他市场成员的债权和债务关系。

（三）电力用户、发电企业获得批准退出后，交易中心负责为其办理市场主体注销手续，并向其它发、用电方进行公告。

第三章 电力直接交易模式

第八条 直接交易市场采用自主协商交易模式和集中报价撮合交易模式，自主协商交易模式交易周期为、季度、月度，集中报价撮合交易模式交易周期为月度。目前，固定在每月的第三周（遇法定假日顺延），周二到周五共4个工作日，每天上午9：00开市，下午17：00结束。特殊情况下，省能源局经商有关方面同意，可临时增加交易。

火电企业交易电量在发电调控目标之外由市场交易形成，风电企业交易电量（包含送华北和省内交易电量）为当月上网电量超出基数电量部分。受客观因素影响，若市场交易电量无法完成，允许发电企业进行电量转移。

第四章 电力直接交易组织

第九条

所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。发电企业、电力用户要在前一11月30日前 4 向交易中心提供本单位变化的交易员的报价授权书，交易中心负责存档。

第十条

自主协商交易流程

（一）交易电价的申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电价（含环保电价），交易平台按其电价自动附加与其协商的电力用户所对应的输配电价、政府基金及附加后传至电力用户，电力用户（电能清洁供暖用户除外）再对其进行核实确认。

电能清洁供暖用户原则上只参与自主协商交易，按照购销差不变的方式与发电企业自主协商确定交易价格，向交易中心申报审核。

申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

（二）交易电量信息申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电量（用户侧的电量），电力用户再对其进行核实确认。申报电量原则上以100万千瓦时为单位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

交易电量及交易电价核实确认无问题后，认为直接交易成交。

（三）交易中心发布的信息，内容包括：

双边交易总量：电力用户的直接交易电量是中标电量，发电企业的直接交易电量是中标电量/（1-线损率），线损率 暂定为7.5%；

协商电价；

电网主要通道极限；

其他应向电力用户、发电企业披露的信息。

（四）成交结果确定与发布

1.交易中心根据双方自主协商电量电价编制交易方案，提交电网企业调度机构进行安全校核，并形成成交结果。

2.当安全校核不能满足全部交易电量时按照电网约束条件对交易申报顺序进行裁减。

3.交易中心发布成交结果，安全校核未通过部分，应向市场成员方发布原因。

第十一条

集中报价撮合交易流程

（一）交易公告

交易中心每月末前12个工作日向准入的电力用户和发电企业发布交易公告，主要包括：

1.交易起止时间； 2.交易申报起止时间；

3.电力用户目录电度电价（不含基本电费）；电力用户用电增量需求

4.各电压等级的输配电价；

5.发电企业基本电量电价、发电剩余能力等； 6.电网输电阻塞等情况； 7.其它相关要求和说明。

（二）交易申报

1.所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。2.目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

3.每30分钟进行一轮交易，其中前20分钟为申报阶段，后10分钟为交易计算、安全校核和成交情况发布阶段。每轮交易结束均发布成交电量、价格的明细，同时发布未成交的电量、交易价格，但不发布报价单位等信息。每轮信息发布后，需有关市场成员重新申报，进行下一轮交易，直到交易开放期结束为止。

4.在交易申报时间内，电力用户按其分段申报电价，系统自动扣除对应的输配电价、政府基金及附加后（折算到发电上网口径）从高到低排序，发电企业按其分段申报电价（含环保电价）从低到高排序。申报电量原则上以100万千瓦时为单位进行多段报价，申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位。不符合申报要求的视为无效申报数据。

5.撮合配对

（1）按照电力用户和发电企业申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价（剔除输配电价、政府基金及附加后）与发电企业申报电价之间的价差。

7（2）双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即：成交价格=（电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业含环保电价的申报电价）/2。

（3）每轮交易中，如多个发电企业报价相同时，环保机组优先成交；条件仍相同时，按各方申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（4）每轮交易中，如多个电力用户报价相同时，按各电力用户申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（5）发电企业的直接交易电量是中标电量（/1-线损率），线损率暂定为7.5%。按直接交易的成交结果，相应调整发电企业的月度发电计划。

6.电网企业的调度机构负责进行电网安全校核，交易中心及时发布成交电量和成交价格等信息，并在交易日结束后，发布当月的总成交情况。

第五章 电力直接交易合同

第十二条

合同签订

（一）直接交易结果最终通过电力用户、发电企业和电网企业三方共同签订直购电交易合同的方式确认，三方合同 8 应将权责、涉及电网企业的内容和交易计划、结算所需要的内容全部纳入进去；

（二）、季度自主协商交易和月度集中撮合交易完成5个工作日内，交易中心应统一组织签订三方直接交易合同。交易合同完成签订后，交易中心负责报省能源局备案。

第十三条 交易执行

（一）发电企业的直接交易电量应统一纳入到省内电力电量平衡。

（二）交易中心根据直接交易结果编制发电企业月度上网电量计划。

（三）电力用户应按交易结果组织用电，保证月度用电增量满足交易结果要求。

第六章 电力直接交易结算

第十四条

电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件时可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，电网企业向电力用户统一开具发票并结算收取电费，发电企业向电网企业开具发票并由电网公司统一结算支付购电费。

第十五条 发电企业如无法完成本合同规定的市场交易电量，经省能源局审查同意后，可进行发电权交易。如发 电权交易不成功，则优先结算市场交易电量，同时相应减少基本电量结算。

第十六条 直接交易电量相关电费采用月度结算，清算方式进行，要严格偏差考核。清算时，当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±10%时，直接交易各方不存在违约责任。若电力用户当月完成的实际交易电量（月度用电量-月度基数电量）低于月度合同电量的90%，差值部分（月度合同电量×90%-实际交易电量）为未完成交易电量。对应发电企业仍按照月度合同电量的90%进行结算，并相应抵减发电企业的月度基本发电量指标。抵减电量=用户违约电量/（1-7.5%）。设立违约平衡账户，由于违约产生的结余资金计入平衡账户，以年为周期，按照容量均分给省内参与市场的发电企业。若全年实际交易电量能够达到合同电量的90%以上，按滚动平衡，月度偏差考核造成的资金损失退还给相应发电企业。

若电力用户实际完成电量低于合同电量的90%，次年基数电量提高30%；实际完成电量低于合同电量的70%，如无特殊原因，三年内不允许参与市场交易。

第七章 电力直接交易价格监督与管理

第十七条

电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预。第十八条 电力直接交易采用输配电价方式进行，即发电上网电价（含环保电价）+输配电价+相关政府性基金及附加=用户电价，输配电价按照国家核定的电价标准执行。

在电能清洁供暖专项输配电价出台前，电能清洁供暖用户仍采取电网购销价差的方式不变，即电能清洁供暖电价=现行电网销售电价-电能清洁供暖用户与发电企业协商的降价额度。

相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。第十九条

电力直接交易（非电能清洁供暖）产生的网损电量由电网公司按标杆电价收购。

电能清洁供暖直接交易产生的网损电量由电网公司按照发电企业成交价格收购。

第二十条

集中报价撮合交易可实行交易价格申报限制，原则上由吉林省电力市场管理委员会提出意见，经省物价局、省能源局、东北能源监管局同意后执行。若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

第二十一条

参与直接交易的电力用户执行现行相关电价政策。其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的电网企业损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

第八章 法律责任

第二十二条 执行过程中严禁企业间相互串通、操纵市场价格或哄抬（压低）交易价格，违规者由省能源局会同东北能源监管局取消其市场交易资格，并由省物价局依法进行查处。

第二十三条

交易过程中出现的其他事宜由省能源局、省物价局进行裁决。

第二十四条

本规则由省能源局、省物价局负责解释，此前与本规则不符的，以本规则为准。

第九章 附 则

第二十五条 本规则自发文日期起施行。

2.甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则资料 篇二

交易实践中电力用户与发电企业在实际进行协商及报价时迫切需要采取有效的报价策略进行洽谈,以期达到双方满意的效果。

1 交易报价策略

黑龙江省电力用户与发电企业电力直接交易模式分为双边交易、撮合交易和挂牌交易。中长期交易以双边交易为主,短期交易以撮合交易、挂牌交易为主。

1.1 双边交易

1.1.1 双边交易规则

1.1.1. 1 电力用户和发电企业通过自主协商,确定交易电量、交易电价,在申报有效期内将协商结果提交到交易平台,按提交先后顺序确认交易。

当成交电量达到当期交易总电量规模或交易期截止时间时,结束申报。当两个以上双边交易申报同时提交并超过当期交易总电量规模的临界时,其成交电量按申报电量比例分配,但交易周期长者优先成交。

1.1.1. 2 交易平台根据双边交易申报对电量空间、提交时间、交易时段审核,经电力调度机构安全校核后发布交易结果。

电力用户、发电企业、电网企业签订《电力直接交易及输配电服务合同》确认交易。

1.1.2 双边交易模型。

在双边交易中电力用户是购电方、发电企业是售电方。在合约谈判中,双方针对固定电量q的合约进行价格谈判,双方仅知道自己的购电收益或发电成本,不清楚对方的情况。双方在报价博弈过程中的行动可以看成是同时进行的,属于非完全信息静态博弈,同时也是重复博弈。由于市场主体是有限理性参与人,报价中不但要考虑对手的报价策略,也要考虑市场信息的不完全性,但在电力直接交易实践中很难达到贝叶斯纳什均衡。

电力市场条件下对方信息是不公开的,假定vb、vs在区间[vL,vH]内满足均匀分布,且相互独立。vL是发电企业最低成本(对应批复上网电价的最大降价空间),假定在有限时间内是公开的;vH是最高限价(对应电力用户、发电企业目录电价)。

则,电力用户的最优反映为:

则,发电企业的最优反映为:

双方第1期双向报价根据式(5)、式(6)计算:

1.2 撮合交易

撮合交易一般采用按系统边际价格结算的竞价模式,主要是优化算法简单,便于市场运行,能够满足市场同质同时同价需求。但在美国加州电力危机后,理论界和行业管理人员提出了按实际报价支付的PAB模式。黑龙江省电力直接交易的撮合交易模式采用此模式,按照价格优先、效率优先、时间优先的原则,效益优先主要是按照大容量机组、脱硫脱硝除尘机组优先的顺序成交电量。

1.2.1 撮合交易模式是电力用户和发电企业集中在交易平台上双向申报交易电量、电价。

1.2.2 电力用户按其分段申报电价扣除对应的输配电价、政府性基金及附加后从高到低排序,发电企业按其分段申报电价从低到高排序,见图1。

1.2.3 按照双方申报价格排序,计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价(剔除输配电价、政府性基金及附加后)与发电企业申报电价之间的价差。

1.2.4 双方按照价差从大到小顺序采取高低匹配法[2]成交,直至价差<0。成交价格为扣除输配电价、政府性基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格,成交电价=(电力用户报价-输配电价-政府性基金及附加+发电企业报价)/2。

1.2.5 报价相同的发电企业,按照大容量机组、脱硫脱硝除尘机组的顺序成交;如条件再相同,按申报电量比例分配交易电量。见图2。

交易规则不同,对输配电损耗折价有两种方式,竞价前折算和竞价后折算,由于电力用户与发电企业在撮合报价时,发电企业的报价是不确定的,输配电损耗折价=交易电价×输配电损耗率/(1-输配电损耗率),输配电损耗折价与发电企业报价相关,黑龙江省撮合交易采取输配电损耗电价竞价后折算,对电力用户与发电企业的报价计算时存在误差,不论哪种折算方式,在撮合过程中,都会造成不公平,撮合交易应尽量少采用。

1.3 挂牌交易

1.3.1 挂牌交易规则

1.3.1. 1 挂牌交易是由电力用户在交易平台上提出直接交易电量、电价等需求,发电企业依据交易需求进行申报。

1.3.1. 2 当发电企业申购总电量≤电力用户需求电量时,按申购电量成交;当发电企业申购总电量>需求电量时,按发电企业的申购容量及其权重系数进行计算。计算公式为:中标电量=挂牌电量×(申购容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数)/∑(申购容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数)

如中标电量>其申购电量时,按申购电量成交,扣除该中标电量及申报容量后,其它按上述公式重新计算。

1.3.1.3权重系数设置的目的是鼓励和提高大容量环保机组中标电量,促进节能减排。权重系数的设置规定如下:

20万级机组容量权数为1,20万级机组基础上每增加10万容量权重系数增加5%。即30万级机组以其申购容量提高5%后进行计算,60万级机组以其申购容量提高20%后进行计算。

1.3.2 PAB出清算法

1.3.2. 1 发电企业分段报价排序。

发电企业报价最多不能超过3段,P11、P12、P13表示第1个发电企业按照报价由低到高顺序申报电量,…,Pi1、Pi2、Pi3表示第i个发电企业按照报价由低到高的顺序申报电量。

将各发电企业报价Dk(1≤k≤m,1≤m≤3n)由低到高进行排序,共有m个报价,对应第k个报价Dk的第i个发电企业第j段申报电量Pijk(1≤i≤n,1≤j≤3)。

1.3.2. 3 中标电价的确定。S0为电力用户挂牌电量,当q=m时:

2 市场结构分析

2.1 市场力状况分析

健康的电力市场应有合理的市场结构、充分的市场竞争、良好的市场效率和社会效益,以及能有效抑制发电企业的垄断、联盟、投机行为。对于电力市场结构的市场力分析主要针对发电侧市场。

黑龙江省参加电力直接交易的发电企业准入条件是已进入商业运营的单机容量20万千瓦及以上的火力发电企业和单机容量10万千瓦及以上的水力发电企业。单机容量超过20万千瓦的火力发电企业共有17家,但都是五个央企集团的子公司或分公司,具体情况如表2。

分析发电侧市场力影响一般使用相对集中度HHI、TOP-m份额。

2.1.1 相对集中度HHI指数

其中,ix是第i个发电企业参与市场交易的容量,X为所有发电企业参与市场交易的容量之和。HHI值越小市场竞争性越好,HHI>1800表明市场竞争不充分。

2.1.2 TOP-m份额

TOP-m是市场中最大m个发电企业所占市场份额之和,TOP-m值越小市场集中度越低,一般m=4,TOP-4>65四个发电企业合谋相对容易,表明市场具有寡头垄断性质。

2.2 改进市场力影响

从表1、式(12)、式(13)可以看出黑龙江省发电侧结构不合理,存在市场力问题带来的发电侧垄断问题,给开展电力直接交易带来一定的阻力。随着售电侧放开,售电公司代表中小电力用户与发电企业进行电力直接交易,也和目前开展的电力用户(大用户)与发电企业直接交易的机理是相同的,同样也会遭到发电企业的交易垄断、报价同盟等干扰,使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平,进而传导到售端电价,影响电力市场化推进的步伐。

由于黑龙江省电网运行的特点,除火电、水电外,还应引入风电、光伏、生物质参加电力直接交易。引入这些市场交易主体后,HHI=1601<1800、TOP-m=75>65。可见,虽然四大火电集团合谋相对容易,但也能形成一定的市场竞争。

3结论

在黑龙江电力市场结构不合理的条件下,为了进一步扩大电力直接交易规模,需要解决以下问题:

一是要解决供热机组问题。黑龙江省以供热机组,尤其是背压机组供热为主,最小运行方式已超过低谷最大负荷,需要严格限制现役纯凝机组供热改造,同步安装蓄热装置。《热电联产管理办法》(发改能源[2016]617号)明确热电联产机组承担基本热负荷,调峰锅炉承担尖峰热负荷。严格核定热电联产机组最小出力、热电比,优化开机方式,挖掘系统调峰潜力,鼓励增加蓄热装置提高负荷调节能力,建立电力调度机构和热力调度机构优化热电运行方式。

二是扩大市场主体的范围。将风电、光伏电站、自备电厂扩大到市场主体范围。风电、光伏保障性利用小时数以外的电量以及新投产的火电机组的发电量,需参与市场交易取得。建立电量置换机制,引导自备电厂在负荷低谷期降低自备电厂发电出力,使用可再生能源电量,在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网。

三是加大先进技术应用力度和经济补偿力度。提高功率预测精度,优化风电、光伏和水电运行互补,按区域统筹发电机组旋转备用。提高辅助服务补偿力度,推广电力调峰市场机制。利用冬季夜间风电替代燃煤锅炉进行清洁供暖。

四是建立中长期交易为主,现货交易为辅的交易机制。在双边交易合同中引入交易电价与电力用户、发电企业产品及材料的价格联动机制,进行风险规避效益与交易成本匹配[8]。

五是采取双边交易为主,挂牌及撮合交易为辅助的电力交易模式,撮合交易尽量少采用。集中交易轮次不多于3轮,每轮次报价段数不大于3段。从交易实践上来看,设置最低限价,防止恶性竞争:a.撮合交易设置电力用户最低申报电价,折算到发电侧的最低电价为0.2476元(/k W·h),等于黑龙江送华北上网电价的80%;设置发电企业最低申报电价,最低电价为0.1238元(/k W·h),等于黑龙江送华北上网电价的40%。b.为了保证电力用户交易电量能够完成,充分利用交易工具保证市场运行平稳,发电企业可以对交易电量进行转让,开展发电侧发电权交易,维持电力用户交易价格不变。

摘要：针对黑龙江省电力用户与发电企业电力直接交易规则,研究了基于不完全信息静态博弈的电力直接交易报价策略及市场力影响,并提出了改进了市场力影响的方法及交易规则的优化措施。

关键词：电力直接交易,不完全信息静态博弈,报价策略,市场力

参考文献

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3.甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则资料 篇三

2002年，国务院5号文件下发以来，各地开始试点“大用户直购电”。这本来是符合电力改革市场取向，作为打破电网企业垄断经营，实现开放电力市场的突破口，理应有效推进并像其他许多国家那样取得好的效果。但是经过十几年的摸索和探讨，除有几个试点是事实上的发电企业单方面让利于用户外，鲜有成效。究其原因，主要是受到固有体制的制约和试点对象范围的局限，本应该在一个大的用户群体上开展的工作而只选择了少数个体，因而远远谈不上形成真正意义上的直接交易市场。

大用户直接交易实施现状及存在问题

2013年，新一轮简政放权和深化改革方案实施以来，特别是十八届三中全会提出“使市场在资源配置中起决定性作用”的观点之后，各地结合当前经济形势的要求，将“大用户直购电”作为实施“稳增长”的捷径，纷纷向国家有关部门申报批复大用户直购电输电价格，然后按各省级政府认定的用户和发电企业，以双边交易或集中撮合的方式形成的上网电价加上国家批复的输电价格再加上政府基金和输电损耗，作为最终的到户价格向大用户直接供电。仔细分析各省的大用户直购电实施情况，我们不难发现有以下共同特点，一是市场化不充分，并非真正意义上“使市场在资源配置中起决定性作用”，几乎所有开展直接交易的省份，都由政府有关部门为发用电双方设立了准入门槛，参与直接交易的市场主体非常有限，行政干预色彩较浓；二是由于部分用户直接交易，大部分用户仍执行统一销售电价的“双轨制”模式，参与直接交易的发电企业的交易电价（上网电价）全都低于政府批准的上网电价，用户到户电价都不高于政府规定的统一销售电价（目录电价），直接交易成为对部分用电企业的优惠待遇。上述做法，已使国家推行“大用户直购电”的初衷走入了误区。

正本清源 还原直接交易的市场本性

要从上述误区中走出来，首先应明确“大用户直接交易”的本质概念，取得正确认识后再实施。

我们知道，电力市场的要素包括市场主体（售电者、购电者）、市场客体（交易对象，如电能、输电权、辅助服务等）、市场载体、市场价格、市场规则等。下面结合目前各地开展大用户直接交易的情况，就市场主体、市场价格等谈谈想法，也提一些建议。

1.关于市场主体的确定。前面所述目前多是由政府设定门槛，并非是由市场决定售电者和用户，造成直接交易用户成为用电特殊主体。要解决这个问题，我们认为还是应该用市场的手段，同时考虑与现行用电政策衔接，建议现阶段以省为单位先将所有的大工业类电价用户（或110千伏及以上专变用户）以及独立配售电企业作为直供电对象。关于售电者，考虑暂维持现行电价政策对特殊类别用户的利益保护（居民、农业生产、中小化肥生产用电等，以下称为“政策性用户”），对纳入国家统一分配电量的发电企业（以下称为“政策性电厂”）以外的，其他达到一定规模的发电企业都作为售电者参与直接交易。这样对购电者来说同类型用户都在同一市场平等竞争，杜绝特殊用户，同时也避免了部分用户直接交易，大部分用户执行统一销售电价的“双轨制”模式。对售电者来说，由于大工业类用户所消耗电量占了全社会用电量的六成以上，这部分电量通过市场竞争分配，杜绝了现行由政府部门人为分配年度发电计划的不合理现象。另外其他非直接交易用户所需电量，扣除“政策性电厂”所发电量外，可考虑按发电容量等因素公平分配给参与直接交易的发电机组，从而破解了现行电量计划分配中，对参与直接交易发电机组是否扣除直接交易机组容量以及如何扣除容量的难题。

2.关于市场价格。按照上述思路确定市场主体后，必将形成多买多卖的市场格局，上网电价由各市场主体根据自身经营情况和燃料成本等因素通过市场投标竞争产生，交易价格必然随行就市，逐步趋于合理，市场定价机制得以体现。

同时，要逐步建立健全辅助服务市场，从长远看辅助服务价格可由交易机构招标产生，通过市场实现配置。现阶段由于输电价格是由电网公司平均销价减去平均购价形成，暂可不另收取辅助服务价格。

3.电价中交叉补贴的处理。现行电价交叉补贴是我国在计划经济体制下，政府为保护某些电力用户（政策性用户）用电价格优惠而提高其他类别用户电价的一种措施，具体反映在工商业用户补贴居民用电、农业生产用电和部分工业（如中小化肥生产）用电，形成事实上的电价交叉补贴，其实是扭曲了电力产品的价值规律。我们提出对110千伏及以上工商业电力用户全面实施直接交易，必将冲击现行电价体制中的交叉补贴，在国家实施销售电价改革之前，考虑到与现行电价政策的衔接，我们建议：分别按照参与直接交易的发电企业和电力用户的现行上网电价水平和用电价格水平测算出交叉补贴价差水平，参照征收政府基金的做法，对直接交易用户收取交叉补贴价差，用于补贴政策性用户，从而不影响现行电价政策下的各方利益。

4.关于市场载体。电网企业作为电网运行维护的角色定位使其成为市场载体参与大用户直接交易市场，其职能是保障输送通道的安全稳定运行和交易合约的执行，并按规定收取输电费以及代收相关政府基金，不再是买电卖电的市场主体。

积极推进 深化和完善相关机制

推进大用户与发电企业直接交易，建立并不断完善真正意义上的交易市场，让电力资源在市场上通过自由竞争和自由交换来实现优化配置，作为电力体制改革的突破口，已成为业内人士的共识。现阶段，我们认为可从以下几个方面抓紧工作，积极推进，只要下定决心，定能取得突破。

1.大工业用户全部参与直接交易市场，不失为当前输配分开的有效实践。前面谈到，大工业用户所消耗电量占全社会用电量的60%以上，对这部分用户通过110千伏及以上电压等级供电，在现有电网体制下一般是由地市级供电公司来实现的，这种事实上不通过县（区）供电公司直达用户的供电方式，可以认为只有发电、输电、用户三个环节，从体制上来说，避开了配电环节。在现阶段电价体系尚未科学合理地厘清输电价格与配电价格，供电体制尚未实现输配分开的前提下，对大用户的这种供电在方式上形成了事实上的输配分开，也为电力改革输配分开打开了一扇窗户。

2.建立完善交易平台。要实施对所有大工业用户直接交易，关键是必须组建市场运营机构，搭建交易平台。按照积极稳妥，逐步推进的原则，建议尽快建立独立的交易机构，以中立的身份负责电力市场运作，包括交易组织与交易计划制定、计量与结算、市场信息发布与管理等。