第一章总则
第一条为建立开放有序、公平竞争的电力市场机制，引导陕西省电力工业和相关产业科学发展，根据原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局《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)和国家能源局《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）等文件精神，依据陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局《关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易暂行办法的通知》（陕发改运行[2014]1002号）,结合陕西省电力运行实际，制定本细则。
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、自主协商的原则在电力交易平台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市场交易技术支持平台系统（以下简称“交易平台系统”）以自主协商或集中交易方式完成，电网企业负责具体组织交易、安全校核等工作。
第二章市场主体的权利和义务
第四条参与电力直接交易的市场主体，包括电网企业、符合准入条件的电力用户和发电企业。
第五条电网企业的权利和义务
（一）公平、无歧视开放电网，提供输配电服务；
（二）按照“三公调度”的原则和有关合同进行调度；
（三）负责电量抄录，代理结算直接交易电费；
（四）负责交易结果的落实与执行；
（五）有关规定设定的其它权利和义务。
第六条电力用户的权利和义务
（一）按规定进入和退出电力交易市场；
（二）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）遵守政府部门有关需求侧管理的规定；
（五）有关规定设定的其它权利和义务。
第七条发电企业的权利和义务
（一）按规定进入和退出电力交易市场；
（二）履行交易合同及协议；
（三）按要求提供辅助服务；
（四）执行并网调度协议，服从统一调度，维护电网安全稳定运行；
（五）有关规定设定的其它权利和义务。
第三章市场准入与退出
第八条电力用户参与直接交易的准入条件
（一）在电网企业独立开户，单独计量，用电电压等级35千伏及以上的工业企业或10千伏及以上的高新技术企业、战略性新兴产业。
（二）工业园区和独立配售电企业可整体作为用户参与直接交易。
（三）符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策，环保排放达标，产品单位能耗低于全国同行业平均水平的企业。
第九条发电企业参与直接交易的准入条件
（一）依法取得发电业务许可证。
（二）并入陕西电网、拥有单机容量不小于30万千瓦的公用火电企业。
（三）对符合《中华人民共和国循环经济促进法》和国家产业政策的低热值煤发电企业，可适当放宽发电企业的单机容量。
具体名单由陕西省发改委确定。
第十条电网企业应在保证电网安全稳定运行的前提下合理安排电力调度，按照规定的服务质量和标准提供输电服务，辅助服务的调用和提供暂按目前方式执行。
第十一条电力用户自愿向所在地市级(含杨凌示范区、省级计划单列市、省直管县)发展改革部门申报，市级发展改革部门审核后对符合要求的企业，报陕西省发改委统一审定，接受监督。
第十二条取得资格并参与直接交易的企业有下列行为之一的，由陕西省发改委取消其交易资格，并承担相应违约责任。
（一）违反国家有关法律法规或环保政策行为的；
（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。
第四章交易方式及流程
第十三条直接交易现阶段以自主协商为主、集中交易为辅，合同签订后，报陕西省发改委和西北能源监管局备案。
（一）自主协商方式：符合准入条件的电力用户与发电企业自主寻找交易对象，通过协商达成交易意向，经电网安全校核后，签订交易合同。
（二）集中交易方式：发电企业和电力用户同时在交易平台上双向申报交易电量、电价，经安全校核后，签订交易合同。
第十四条自主协商交易的流程见附图。
第十五条发电企业的交易电量是在基数电量以外的增量部分，不影响其他合同电量的执行，发电企业应根据剩余发电能力确定、申报交易电量。
第五章交易价格
第十六条用电企业支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价格和政府性基金及附加（含农网维护费）三部分组成。
（一）直接交易价格。
由电力用户和发电企业通过自主协商或集中交易方式确定，非因法定事由，不受第三方干预。
（二）电网输配电价格。
按照国家核批的标准执行。
在电网企业输配电价未得到国家核批之前，采取价差传导模式组织交易，即供需双方自主协商发电机组上网电价，将协商确定的上网电价与政府批复上网电价间的价差，等额传导至用户对应类别目录电价中的峰谷分时电度电价，基本电价维持现行标准不变。
（三）政府性基金及附加。
按国家规定标准执行。
第十七条若参与直接交易的电力用户由陕西省地方电力（集团）公司供电，电厂接入陕西省电力公司电网，则陕西省电力公司对陕西省地方电力（集团）公司的趸售电价和陕西地方电力（集团）公司对用户的销售电价均按上述原则进行传导。
第十八条参与直接交易的电力用户和发电企业，执行国家规定的峰谷分时电价政策和功率因数调整电费标准。
第六章合同签订与调整
第十九条电力用户与发电企业达成交易并经电网企业安全校核后，应参照原国家电监会制定的合同示范文本，签订《电力用户与发电企业直接交易购售电合同》和《电力用户与发电企业直接交易输配电服务合同》，并报陕西省发改委、西北能源监管局备案。
陕西地方电力（集团）公司营业区内的输配电服务合同涉及国家电网的，由国网陕西省电力公司、陕西地方电力（集团）公司、电力用户及发电企业签订四方合同。
第二十条合同生效后，电网企业应将交易电量一并纳入调度计划，在执行政府有序用电计划的前提下，优先保证交易合同电量，逐月分解执行。
第二十一条合同生效后原则上不得擅自调整。
如需要调整交易合同电量的，可在不影响已执行合同的情况下，经双方协商一致，提前两个月向交易平台提出申请，调整当年合同电量及剩余月份合同电量的意向报陕西省发改委、西北能源监管局备案，并与电网企业签订购售电合同和输配电服务合同补充协议。
电网企业按照补充协议约定及时修订交易双方合同期内剩余时段的发电计划和购电计划。
第二十二条若双方未形成补充协议，当用户实际用电量小于直接交易合同签订电量时，按照合同约定内容执行。
因发电企业原因导致合同电量无法履约时，发电企业可通过发电权交易机制向其他具备资质的发电企业转让，或按合同约定执行。
第七章安全校核与交易执行
第二十三条自主协商交易中，发电企业、电力用户将协商形成的交易意向报送陕西省电力交易中心（具体内容和格式由陕西省电力交易中心明确）。
陕西省电力交易中心在收到完整资料后，对交易意向进行安全校核，并在10个工作日内将安全校核结果书面反馈至电力用户和发电企业。
电力用户和发电企业根据安全校核的结果进行调整，直至满足安全校核要求。
第二十四条当参与直接交易的发电机组因事故跳机、非计划临修、出力受限、电煤供应困难等原因无法继续发电，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。
若发电权转让不成，在电网安全稳定运行的前提下由电网企业组织供应。
第二十五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。
因错峰避峰等限电措施影响计划执行的，经政府有关部门批准后调整。
第二十六条电力系统发生紧急情况和事故时，电力调度机构可以按照保证安全的原则实施调度，事后应向政府有关部门和监管机构报告紧急情况，并向受到影响的交易双方书面说明原因。
非发电企业和电力用户原因影响计划执行的，在后续的发供电计划中滚动调整。
第八章计量与结算
第二十七条参与直接交易试点的发电机组上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。
第二十八条直接交易的结算与基数电量结算方式一致，由电网企业向电力用户收取电费，含基本电费、交易电量电费、代收的基金和附加等，电力用户在《供用电合同》规定的期限内未交清电费时，应承担电费滞纳的违约责任，电费违约金从逾期之日起计算。
电网企业按规定向发电企业结算直接交易电费。
若发电企业当月未完成全部电量计划，直接交易电量优先于基数电量进行结算。
第二十九条直接交易合同电量结算原则为“月度结算，合同末期清算”。
第九章实施管理
第三十条陕西省电力用户与发电企业直接交易工作由陕西省发改委牵头，西北能源监管局、省物价局参与配合。
陕西省发改委负责日常工作协调，组织市场运行。
第三十一条西北能源监管局会同陕西省发改委负责市场监管，省物价局负责输配电价测算工作。
第三十二条市场主体要按照有关规则参与交易，各方要履行相关合同。
在合同履行过程中，如发生争议，可自行协商解决，也可书面提请陕西省发改委、西北能源监管局调解，调解意见经各方确认签章后生效。
第三十三条市场主体成员如不遵守相关管理规定，无理由的阻碍、拖延和扰乱电力直接交易工作的行为，任何一方均可向西北能源监管局和陕西省发改委投诉。
第十章附则
第三十四条当政策、市场环境发生较大变化，出现紧急情况或本细则存在未尽事宜，导致交易难以正常进行时，陕西省发改委会同西北能源监管局应根据执行情况，及时组织修订和调整。
第三十五条已有规定与此细则不一致的，按本细则执行。
第三十六条本实施细则由陕西省发改委会同西北能源监管局共同解释。
第三十七条本实施细则自公布之日起执行。
附件：自主协商交易流程图。