自2004年3月原国家电监会、国家发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》以来，除台湾、香港、澳门外的全国31个省级行政区中，有24个在不同时间进行了不同程度的大用户与发电企业直接交易试点，分别是重庆、黑龙江、辽宁、吉林、河南、湖北、湖南、山东、山西、安徽、江苏、福建、广东、四川、云南、江西、宁夏、广西、陕西、浙江、贵州、甘肃、内蒙古和新疆。
中国的大用户直购电市场虽然在2010年之后两年被叫停而暂缓，但是随着电力市场化改革进程及国企改革进程加快;2013年5月，国家能源局宣布一批涉及能源领域的行政审批事项被取消或下放，其中包括"电力用户向发电企业直接购电试点"。随后从2013年下半年到2014年底，中国大用户直购电试点省份从个位数迅速增长到24个，除京、津、冀、海南、西藏、青海受电力基础设施等限制，不适合试点之外，其他所有省份均进行了试点，用户直购电席卷全国。这些大用户直购电市场发展较为成熟的地区，在售电侧改革上，毫无疑问将会走在前面。
甘肃直购电十年总结
2010年，中国铝业连城分公司、华鹭铝业两家电解铝企业与靖远第二发电厂、华能平凉发电公司、甘肃电投金昌发电公司、甘肃电投张掖发电公司通过自主协商，签订了为期一年的交易合同。
2013年9月5日，甘肃省印发《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点方案》，自2013年10月1日起试行。按照“先启动后完善，先试点后推广，先增量后存量”的思路，对交易原则、市场准入、交易方式、交易管理等作出规定。交易价格中，直接交易价格降幅不低于2分/千瓦时，其中目录电价大工业类别中单列生产用电降幅不低于6分/千瓦时。
2013年9月29日，甘肃省发展改革委印发《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则》，规定，电力用户与发电企业直接交易电量为增量用电量。电力用户为电压等级在110千伏及以上且年用电增量在1亿千瓦时以上的企业，容量在315千伏安及以上且年用电增量在100万千瓦时以上的高新技术企业，兰州新区容量在315千伏安及以上且年用电增量在200万千瓦时以上的企业。发电企业为单机容量30万千瓦及以上的火电企业。直接交易价格降幅不低于0.02元/千瓦时，其中目录电价大工业类别中单列生产用电降幅不低于0.06元/千瓦时。
2013年，甘肃省直接交易电量1.48亿千瓦时，全部为增量电量。
2014年1-7月，甘肃省26家电力用户和7家发电企业达成了直购电交易，计划交易量39.32亿千瓦时。
2014年11月4日，甘肃省发展改革委印发《甘肃电力用户与发电企业直接交易细则》及2015年直购电工作的通知。
延伸阅读：
2015年6月23日，甘肃省发展改革委印发《2015年电力用户与新能源发电企业直接交易试点方案》，规定集中式光伏、风力发电企业可参与直接交易，交易电量按照用电企业增量生产用电量的20%匹配。单个新能源企业每月参与交易的总电量不能超过该发电企业2015年上半年月平均实际发电量的20%。
2015年6月26日，甘肃省印发《关于2015年深化经济体制改革重点工作的意见》，指出2015年甘肃将制定《甘肃省电力体制改革实施方案》，深入推进全省电力市场化改革，研究输配电价改革思路，完善煤电价格联动机制，实施好直购电交易试点。
2015年，甘肃省共有3家发电企业和16家电力用户参与直接交易，全年申请交易电量为41.732亿千瓦时，约占甘肃全社会用电量的3.81%。（深度能源观察）
关于印发《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则》的通知
各市、州、兰州新区发展改革委、物价局、工信委，省电力公司，有关火力发电企业：
为规范有序推进我省电力用户与发电企业直接交易试点工作，根据《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点方案》(甘政发〔2013〕87号)要求，省发展改革委会同省工信委、省环保厅、甘肃电监办、省能源局研究制定了《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则》(见附件1)，现予以印发。对于符合准入条件、愿意参加直接交易试点的电力用户和发电企业，要按照实施细则要求，认真组织填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户申请、审核表》(见附件2)和《甘肃省电力用户与发电企业直接交易发电企业申请、审核表》(见附件3)，并务必于2013年10月15日前报省发展改革委。中央在甘企业和省属企业由所在地市州发展改革委负责转发本通知。
联系人：甘肃省发展和改革委员会商价处 吕海刚
联系电话：8412389
2013年9月29日
甘肃省电力用户与发电企业
直接交易试点实施细则
第一章 总则
第一条 为规范推进电力用户与发电企业直接交易试点，根据《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点方案》(甘政发〔2013〕87号)，制定本细则。
第二条 电力用户与发电企业直接交易试点以确保电网安全、稳定、经济运行为前提，坚持自愿交易、风险共担、互利共赢、依法合规的原则。
第三条 电力用户与发电企业直接交易必须遵守本实施细则，保证正常的电网调度交易和供用电秩序，维护发电企业、电网企业及电力用户的合法权益。
第四条 电力用户与发电企业直接交易电量为增量用电量。存量用电量是指电力用户上年度实际用电量;增量用电量是指电力用户当年超出上年度的用电量。
第五条 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;
省工信委负责实施电力用户与发电企业直接交易年度电力电量的平衡，会同甘肃电监办审核发电剔除容量，参与交易主体资格审查等工作;
省环保厅负责对参与直购电交易的电力用户与发电企业进行环保资格审查;
甘肃电监办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，对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管;
省能源局参与电力用户和发电企业直接交易工作，协调相关事宜;
省电力公司负责电力用户与发电企业直接交易的安全校核、交易执行、交易结算等工作。
第二章 准入条件
第六条 参与企业要符合国家产业结构调整指导目录，体现扶大、扶优、扶强的政策导向，要符合节能环保要求，有利于结构调整和产业升级。
1、电力用户条件。电压等级在110KV及以上且年用电增量在1亿千瓦时以上的企业，容量在315KVA及以上且年用电增量在100万千瓦时以上的高新技术企业，兰州新区容量在315KVA及以上且年用电增量在200万千瓦时以上的企业。上述企业中不包括拥有自备电厂的企业。
2、发电企业条件。单机容量原则上30万千瓦及以上的火电企业(不含自备电厂)。
第三章 资格审查
第七条 参与直接交易试点的电力用户和发电企业必须符合《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点方案》规定的市场准入条件。符合准入条件的用电企业为：
2013年10月～2014年9月计划用电量与2012年10月～2013年9月全年实际用电量之间的增量符合标准的;2013年交易电量为2013年10月～12月用电量与2012年10月～12月用电量之间的增量。
2014年计划用电量与2013年全年实际用电量之间的增量符合条件的;2014年交易电量为2014年计划用电量与2013年实际用电量之间的增量。
2014年10月1日以后新投产电力用户，可申请次年直接交易。
第八条电力用户与发电企业直接交易按年度开展。每年第四季度，电力用户和发电企业向省发展改革委提出参与直接交易申请，省发展改革委组织省工信委、省环保厅、甘肃电监办、省能源局、省电力公司对申请参与直接交易的企业进行市场准入资格审查。上述各部门(单位)审核人在《甘肃省电力用户与发电企业直接交易审核表》上以签字方式进行确认，确认后的名单及电量、容量等信息由省发展改革委会同省工信委、甘肃电监办予以公布。
第四章 交易组织
第九条 电力用户与发电企业直接交易采取自主协商、公平竞争的方式。
第十条省发展改革委会同相关部门组织发电企业和电力用户进行直接交易自由商谈，确定交易电量和电价。如有必要，可进行交易撮合，以匹配电价和电量，达成直接交易意向。
第十一条电力用户和发电企业达成直接交易意向后，先由省电力公司进行安全校核，再由省工信委对年度电力生产计划进行平衡。校核结果由省发展改革委会、甘肃电监办通知交易双方。
第十二条根据校核的结果，电力用户与发电企业双方在10个工作日内签订《大用户与发电企业直接交易购售电合同》，同时，电力用户、发电企业与电网企业三家签订《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同》，并由发电企业向省发展改革委、省工信委、甘肃电监办备案。
省电力公司根据合同交易电量，编制调度计划曲线并执行。
第十三条签订直接交易合同的发电企业，其直接交易电量所对应的发电容量不再安排参与基数交易、临时交易及外送电交易。
剔除发电容量根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计算。剔除直接交易后剩余发电容量，按照“三公”调度交易原则参与甘肃电网年度电力电量平衡和交易计划分配。(合同用户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)
第十四条 当参与直接交易的发电企业机组无法完成合同电量时，经甘肃电监办批准，可将发电权转让给其它符合准入条件的发电企业。如转让不成功，该发电企业按合同约定赔偿电力用户损失后，撤销该直接交易。当参与直接交易的电力用户无法完成合同电量时，按合同约定赔偿发电企业损失后撤销该直接交易。
第十五条 因不可抗力以及电力系统发生电网事故等紧急情况影响直接交易完成时，电力调度机构有权按照保证安全的原则实施调度。
第五章 交易结算
第十六条 直接交易采取委托结算方式，由电网企业统一结算。直接交易电量以电网企业与电力用户、发电企业分别签订的合同所约定计量点计量的电量为准。
第十七条 电力用户与发电企业交易电价包括直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加三部分。具体如下：
1.直接交易价格降幅不低于0.02元/千瓦时，其中目录电价大工业类别中单列生产用电降幅不低于0.06元/千瓦时，具体价格由电力用户与发电企业协商。
2.大工业输配电价暂按国家发展改革委2009年批复标准执行(发改价格〔2009〕2871号)，即：基本电价执行大工业基本电价标准，电量电价为0.096元/千瓦时，其中：220千伏及以上为0.066元/千瓦时，110千伏为0.081元/千瓦时。110千伏以下的大工业和一般工商业电力用户直接交易电价根据发电企业上网电价变化额度等额调整。
损耗率(甘价电力〔2009〕296号)：110千伏为2.99%、220千伏为2.21%。
3.政府性基金及附加执行现行电价标准。
第十八条 电力用户与发电企业直接交易电量按月统计电量，电价分别暂按目录电价、批复上网电价结算，与直接交易电价差额部分年底清算。
对在上半年内月平均用电增量3000万千瓦时及以上的企业，可采取半年预清算。
第十九条 电网企业对电力用户结算时，先结算存量电量，再结算直接交易电量，最后结算其它用电量;电网企业对发电企业结算时，先结算直接交易电量，再结算外送电量，最后结算基数电量。
第二十条 结算、清算方法
1.电网企业与电力用户电费结算、清算
月度结算电费=月度直接交易电量x目录电价
年度清算电费=年度实际直接交易电量x(目录电价-交易电价)
2.电网企业与发电企业之间的结算、清算
月度结算电费=月度直接交易电量x批复上网电价
年度清算电费=年度实际直接交易电量x(直接交易电价-批复上网电价)
3.交易各方如发生违约，按合同约定执行。
第二十一条 参与直接交易试点的电力用户应按照无功就地补偿原则，确保功率因数达到要求。功率因数考核执行国家规定。
第二十二条 参与直接交易试点的发电企业其运行和辅助补偿执行《西北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》，考核兑现方式不变。
第六章 交易管理
第二十三条 参与电力用户与发电企业直接交易工作相关工作人员，要严格遵守相关法律法规和工作纪律。
第二十四条 参与直接交易试点的发电企业，应服从电网统一调度，参与系统调峰，严格执行并网运行及发电厂辅助服务的相关规定;参与直接交易试点的电力用户须保持负荷相对稳定，按照电网调度要求参与系统错峰、避峰，电力供应紧张时要自觉执行有序用电措施。
第二十五条电力用户与发电企业年度直接交易完成后，省电力公司对交易执行情况进行报告，主要包括：交易电量、交易电价、交易金额、合同履行情况、电费交纳情况、交易电量与合同电量的偏差情况、违约情况等。甘肃电监办对交易执行情况纳入监管报告。
第二十六条 省发展改革委会同省工信委、甘肃电监办、省电力公司对电力用户与发电企业直接交易试点进行动态监督管理，每年末对电力用户和发电企业本年直接交易试点情况进行总结，并征求相关方面意见，完善试点工作。
第二十七条 在直接交易试点合同期内，发现电力用户与发电企业有下列情况之一者，取消其交易资格，并承担相应责任：
1.私自将所购电量转售其它用户的;
2.相互串通报价，操纵或控制交易市场的;
3.拖欠直接交易电费(包括随电费征收的各类附加费、基金)一个月以上的;
4.不服从电网调度命令;
5.拒绝执行签订的直接交易合同或严重违反交易合同约定的;
6.其它违反国家法律法规及交易规则的。
第七章 附则
第二十八条 农业生产(农业排灌)企业暂不纳入直接交易试点。
第二十九条 开展电力用户与发电企业直接交易试点期间，不再另行采取电价扶持措施。
第三十条 本细则由省发展改革委负责解释。
第三十一条 本细则自2013年10月1日起试行。
【地方能源】甘肃再次组织新能源直购电交易
10月28日，记者从甘肃省发改委获悉，为进一步促进新能源消纳，近日，甘肃省发改委发布《关于2015年新能源企业与电力用户直接交易的补充通知》,决定再次组织2015年新能源发电企业与电力用户开展直购电交易。通知明确，本次新能源发电企业可交易电量为2亿千瓦时，交易周期为11月1日至12月31日。
通知明确，本次交易电量规模为，新能源发电企业可交易电量2亿千瓦时(原与连铝签订交易合同电量，连铝公司同意将剩余电量让出);电力用户的交易电量按照新能源电量的5倍组织，即大用户交易总电量为10亿千瓦时。
通知规定，准入条件本次交易新能源发电企业与电力用户需符合《2015年电力用户与新能源发电企业直接交易试点方案》确定的准入条件，且满足三个条件，一是新能源发电企业，原与连铝公司签订交易合同的风光电企业。二是电力用户为2015年10-12月没有合同交易电量的高载能用户;三是《国务院办公厅关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见》确定的大用户直购电政策范围、且未参与2015年新能源直购电交易的工业企业。
符合条件的电力用户通过省电力公司进行申报，由省发改委组织资格审核，审核通过的用户在省电力交易平台组织交易。（中电新闻网）
甘肃省发展和改革委员会关于开展2015年新能源直接交易试点的通知
省电力公司，有关电力用户、新能源发电企业：
为进一步推进我省电力市场化改革，促进省内新能源产业发展，经商省工信委、省环保厅、甘肃能源监管办同意，现将《2015年电力用户与新能源发电企业直接交易试点方案》(以下简称《试点方案》，详见附件1)予以印发。请省电力公司按照《试点方案》要求，加快组织相关企业开展2015年新能源发电企业直接交易工作。并将有关事宜通知如下：
一、企业申报。2015年6月23日省电力公司网站公布《试点方案》和申报表(网址http：//www.gs.sgcc.com.cn，下同)，并组织相关企业报名。符合准入条件、愿意参加直接交易试点的电力用户和新能源发电企业，要准确填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户申请表》(见附件2)和《甘肃省电力用户与发电企业直接交易发电企业申请表》(见附件3)，并将申请报送省电力公司交易中心。申报时间截止2015年6月26日17:00时。
二、资格审查。6月29、30日省发展改革委会同省工信委、省环保厅、甘肃能源监管办和省电力公司组织审查申报企业资格。7月1日至7日对符合国家产业政策和环保政策的企业在省电力公司网站公示。
三、合同签订。7月6日、7日省电力公司对申报企业组织相关培训，7月8日组织在交易平台进行交易，7月9日完成直购电交易，7月15日前完成交易合同签订。
相关电力用户和新能源企业申报、交易、合同签订等事项由省电力公司负责。
联系人：省电力公司 周有学 0931-2968719
夏 天 0931-2966608
附件：1.2015年电力用户与新能源发电企业直接交易试点方案
2.甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户申请表
3.甘肃省电力用户与发电企业直接交易发电企业申请表
甘肃省发展和改革委员会
2015年6月23日
附件1
2015年电力用户与新能源发电企业
直接交易试点方案
为进一步推进电力市场化改革，促进省内新能源产业发展，根据《国家发展改革委国家能源局关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见(发改运行〔2015〕518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〔2015〕26号)及《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则(暂行)》(甘发改商价〔2014〕1394号)要求，制定如下试点实施方案：
一、准入条件
(一)发电企业条件。已并网发电、具有独立法人资格、出力不受网架和时段限制的集中式光伏、风力发电企业。特许权经营、临时接入电网以及已参与其他类型消纳和发电权交易的新能源企业除外。
(二)电力用户条件。符合《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则(暂行)》(甘发改商价〔2014〕1394号)准入条件规定(签订2015年大用户直购电交易合同的企业除外)、2015年7月1日后新增负荷且较上年同期相比新增生产用电量的企业。
二、资格审查
符合准入条件的企业自愿向省电力公司营销部申报，省电力公司收集汇总，省发展改革委会同省工信委、省环保厅、甘肃能源监管办、省电力公司对申请参与直接交易的新能源企业和用电企业进行市场准入资格审查。审核结果在甘肃省电力公司网站公布。
三、交易组织
(一)申报交易电量
1.新能源企业申报交易电量：新能源企业的交易电量按照用电企业增量生产用电量的20%匹配。单个新能源企业每月参与交易的总电量不能超过该发电企业2015年上半年月平均实际发电量的20%，并优先安排调发参与直接交易试点电量。
2.用电企业申报交易电量：与上年同期相比每月新增生产用电量的1/5。
(二)交易方式。通过甘肃省电力市场交易平台开展，采取平台集中报价撮合或双边自主协商方式。
(三)安全校核。电力交易平台确定无约束出清结果后，经甘肃电力调度机构进行安全校核，校核通过后形成交易结果，并在交易平台公示。校核原则由省电力公司与本方案同时公布。
(四)合同交易电量。为安全校核通过的电量。
(五)合同交易电价。按照电力用户现行到户电价与新能源发电企业上网电价购销两侧价差等额传导的方式确定。
(六)合同签订。交易结果确定后，电力用户与新能源发电企业双方签订《电力用户与发电企业直接交易购售电合同》。同时，电力用户、发电企业与省电力公司三方签订《电力用户与发电企业直接交易输配电服务合同》。合同签订后及时报有关部门备案，同时省电力公司根据合同交易电量，及时编制交易、调度计划并执行。
四、交易结算
1.结算方式。直接交易委托电网企业统一结算。直接交易电量以电网企业与电力用户、新能源发电企业合同所约定的计量电量为准。
2.结算电量。先结算直接交易电量，再结算其它电量。省电力公司与电力用户、新能源发电企业按照电力用户当月实际新增生产用电量为基础进行结算。
3.结算周期。按月结算，逐月滚动，合同期满清算。
本《试点方案》自2015年7月1日起施行。其它事项按照甘发改商价〔2014〕1394号文件执行。
甘肃省将开展2016年直购电申报工作
为规范有序推进2016年甘肃省电力用户与发电企业直接交易工作，甘肃省发展改革委会同省工信委、省环保厅、甘肃能源监管办、省能源局研究制定了《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》(以下简称《细则》)并开始安排相关企业开展2016年直购电申报工作。11月9日，记者从省发改委获悉，申报企业务必要于2015年11月18日前，通过所在市、州供电公司提出申请。经资格审查，11月28日对符合国家产业政策和环保政策的申报企业在省电力公司网站进行公示。公示完成后，相关企业到省电力公司交易中心办理系统登录数字安全认证相关手续，12月1日开始交易，12月10日完成直购电交易，并签订交易合同。
同时，为体现扶大、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。《细则》中要求，电力用户条件需同时满足省内符合政策的电解铝、铁合金、碳化硅、电石等企业;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;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等。2015年交易合同未履行的企业,合同责任方不得参与2016年直购电交易。
甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则
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〔2015〕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〔2015〕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(2015)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2015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〔2015〕33号)要求的38户企业。
第六条 发电企业条件
(1)省内全部统调火电、水电企业;
(2)全省范围内发电出力不受网架和时段限制的、符合国家政策、具有独立法人资格、已并网发电的集中式光伏、风力发电企业(但特许权新能源企业、分布式新能源企业、临时接入电网的新能源企业除外)。
第七条 2015年交易合同未履行的企业,合同责任方不得参与2016年直购电交易。
第三章 资格审查
第八条 符合第五条的电力用户，向所在市、州供电公司申领、填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易申请表》。经市州供电公司初审后，集中交省电力公司收集汇总。
发电企业向省电力公司交易中心申报。
第九条 省发展改革委组织省工信委、省环保厅、省能源局、甘肃能源监管办、省电力公司在5个工作日内完成对企业的市场准入资格审查。审核结果在甘肃省电力市场交易平台和甘肃省电力公司网站公示。
第四章 交易组织
第十条 直接交易申报电量
1.电力用户交易申报电量为企业生产用电量;
2.发电企业交易申报电量为上网电量，其中：
(1)新能源企业的电量按用户的用电量的1/5参与交易。
(2)火电、水电企业与电力用户的电量对应关系为1:1;
(3)新能源发电企业与火电企业打捆参与交易，原则上新能源发电企业与火电企业发电量按照1：4打捆的电量，对应电力用户交易电量。打捆交易由省电力公司负责组织实施。
第十一条 交易周期以年度交易为主，季度交易为辅。年度交易组织在上一年12月底前完成;季度交易组织在当年3、6、9月底完成。具体时间安排在省电力公司网站发布。
第十二条 季度交易内容主要包括，未参加年度交易且符合准入资格的企业;符合第五条第(4)款规定的电力用户;合同主体一方需要对年度交易合同进行调整。
第十三条 交易顺序原则上按新能源发电企业与电力用户交易、火电企业和电力用户交易。
第十四条 符合准入资格的发电企业和电力用户交易通过甘肃电力市场交易平台，采取双边自主协商交易或集中撮合交易方式开展。
双边自主协商交易是电力用户与发电企业自主协商确定直接交易意向，提交交易平台，经甘肃电力调度控制中心安全校核后形成交易结果。
集中撮合交易是电力用户与发电企业通过电力交易平台进行直接交易意向申报，由电力交易平台按规定计算方法进行出清计算，确定无约束出清结果，经甘肃电力调度控制中心安全校核后形成交易结果。
第十五条 交易结果通过交易平台公示，公示内容主要包括出清计算原则、出清结果、校核结果、未成交原因等。
第十六条交易结果确定后，电力用户与发电企业双方在5个工作日内签订《电力用户与发电企业直接交易购售电合同》。同时，电力用户、发电企业与电网企业三方签订《电力用户与发电企业直接交易输配电服务合同》。双方合同及三方合同由发电企业及甘肃省电力公司，按规定向省发展改革委、省工信委、甘肃能源监管办备案。
第五章 安全校核
第十七条 以售电侧需求预测为基础，统筹平衡电力电量。最大交易电量按预测电量确定。优先考虑可再生能源发电。火电机组应全电量参与直接交易。
第十八条 省电力公司依据年度电力电量平衡原则编制年度发用电计划，明确电网安全的约束电量、“以热定电”电量等，明确有关边界条件、最小开机方式、交易上限及安全校核注意事项，并在交易组织前发布。
第十九条 安全校核按交易周期分年度和季度进行，电力调度机构在交易周期内所有交易出清后进行总量安全校核，电力交易机构依据安全校核结果发布最终交易结果。
第二十条 签订直接交易合同的发电企业，对其直接交易电量所对应的发电容量统筹考虑安排其他类型交易，包括基数交易、临时交易及外送电交易等
第二十一条 因不可抗力以及电力系统发生事故等紧急情况影响直接交易完成时，电力调度机构有权按照保证电网安全的原则实施调度。
第六章 交易结算
第二十二条 直接交易委托电网企业统一结算。直接交易电量以电网企业与电力用户、发电企业合同所约定的计量点计量电量为准。
第二十三条 电力用户与发电企业交易电价按照电力用户到户电价与发电企业上网电价购销两侧价差等额传导的方式确定。
第二十四条 电力用户按月结算、季度清算;发电企业交易电量按年内滚动平衡结算，年度清算原则按三方合同约定为准。
第二十五条 直接交易结算，电量先结算直接交易电量，再结算其它电量;电费先结算直接交易电费，再结算其它电费。
第二十六条 结算方法
1.电网企业与电力用户电费结算
直接交易价格=用电企业到户电价±购销两侧价差等额传导价格
月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易价格
2.电网企业与发电企业电费结算
直接交易价格=发电企业上网电价±购销两侧价差等额传导价格
月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易价格
第二十七条 参与直接交易的发电企业运行和辅助补偿执行《西北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》，考核兑现方式不变。
第七章 交易管理
第二十八条 新能源发电企业与电力用户的交易，不应改变国家可再生能源电价附加补贴资金使用方向。
第二十九条 参与直接交易的发电企业和电力用户均应服从电网统一调度，严格执行并网运行及发电厂辅助服务的相关规定。
第三十条 省电力公司于每月15日前在对外网站公布直接交易情况。
第三十一条 电力用户与发电企业年度直接交易完成后，省电力公司对交易执行情况进行报告，报告内容包括：交易电量、交易电价、交易金额、合同履行情况、电费交纳情况、交易电量与合同电量的偏差情况、合同违约情况等
第三十二条 发电企业因自身原因(包括出现环保设施运行不正常、环保措施未落实等被环保部门责令限产、停产等环保因素)造成电力直接交易合同无法完成时，在后期调度时不予追补，相关违约责任在合同中约定。
第三十三条 当参与直接交易的发电企业预计无法完成合同电量时，应由发电企业向甘肃能源监管办提出申请，经批准后可将发电权转让给其他符合准入条件的发电企业。合同无法执行的，双方解除合同后，电力用户可参加季度交易。
第三十四条 参与直接交易的电力用户年内无法完成合同约定电量，存在下列情况之一者，除按合同承担违约责任外，还须遵守以下规定：
电力用户实际交易电量累计出现三个月低于合同约定电量70%的，该电力用户不得在年内再次参与直购电交易，且在次年直接交易时取消首轮交易资格。
电力用户实际交易电量累计出现三个月低于合同约定电量50%时，合同发电企业一方可提出调整合同或终止合同，并提前十个工作日函告合同相关方。
第三十五条 在交易合同期内，发现电力用户或发电企业有下列情况之一者，取消其交易资格：
1.私自将所购电量转售其它用户的;
2.相互串通报价，操纵或控制交易市场的;
3.拖欠直接交易电费三个月的;
4.不服从电网调度命令的;
6.违反国家有关法律法规及交易规则的。
第三十六条 除不可抗力外，对2016年度合同履约率低于10%的企业，暂停责任方次年交易资格;
第三十七条 当因电力电量平衡等因素发生重大变化，确需对直接交易合同进行普遍调整时，应由合同主体提出申请，在政府相关部门指导下进行。
第三十八条 省发展改革委会同省工信委、省环保厅、省能源局、甘肃能源监管办、省电力公司对电力用户与发电企业直接交易进行动态监督管理，定期对电力用户和发电企业直接交易情况进行总结，并征求相关方面意见，完善直接交易工作。
第三十九条 省政府相关部门要严格维护直接交易秩序，不得采取影响直接交易的措施、办法。
第四十条 参与电力用户与发电企业直接交易工作的相关人员，须严格遵守相关法律法规和工作纪律。
第八章 附则
第四十一条 依据本实施细则，省电力公司另行制定《甘肃省电力市场交易平台操作细则》。
第四十二条 本实施细则由省发展改革委会同相关部门解释。
第四十三条 本实施细则自发文之日起实行。原《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则(暂行)》的通知(甘发改商价〔2014〕1394号)同时废止。
本末倒置的甘肃大用户直购电
12月12日，《京都议定书》签署近20年后，全球气候谈判在巴黎迎来了又一座里程碑——《巴黎协议》成功达成！国际观察家们一致认为，这份具备法律约束力的全球减排协议的签署，意味着化石燃料的时代已成过去，一个由可再生能源主导的崭新能源时代即将开启，全球新能源从业者为之欢呼。但在距巴黎万里之外的中国可再生能源大省甘肃，当地风电和光伏开发商们却无心分享全球同行的喜悦。最新统计数据显示，截至11月底，五大集团在甘新能源企业的平均弃风率已逼近50%，极端情况下“20万千瓦的风电场只容许带5000千瓦的负荷”，2015年甘肃大部分风电企业面临亏损局面。
重症下猛药。在弃风顽疾持续恶化的背景下，甘肃决定先行先试，率先将新能源电力推向全面市场竞价的时代——11月11日，甘肃省发改委、工信委、能监办联合印发《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》，甘肃随之成为全国第一个将新能源参与大用户直购电列入年度计划的省份，但这项旨在促进新能源消纳的政策在执行过程中却有些本末倒置，并让一线新能源企业集体产生了政策制定者是否“下错药方”的质疑。
弃风顽疾加速恶化
官方统计数据显示，2015年上半年，甘肃以135万千瓦的风电新增装机容量领跑全国，但同期风电利用小时数却全国垫底，仅为699小时，不及云南（1706小时）的一半。从弃风数据看，上半年甘肃弃风电量为31亿千瓦时，仅次于蒙西的33亿千瓦时，但弃风率高于后者20个百分点。
进入下半年以来，甘肃的弃风顽疾加速恶化。今年前10个月，甘肃全省弃风电量达69.4亿千瓦时，弃风率则高达到39.6%。值得注意的是，由于计算方法存在差异，新能源企业统计的实际弃风数据远超这一数据。
目前甘肃风电开发主体为五大发电旗下的新能源公司，各家装机均超过百万千瓦。记者从企业方面拿到的数据显示，截至11月底，五大发电在甘肃的风电限电比例平均值达48%，其中最高的中电投甘肃公司限电率已达55%。与之形成鲜明对比的是，去年同期五大发电在甘肃地区的平均限电率只有18%左右，其中弃风率最高的大唐甘肃公司也未超过25%。
点状的月度数据更为夸张。一家国字头风企甘肃分公司负责人告诉记者，今年上半年，该公司各月限电比例均在40%以内，但下半年情况持续恶化。“10月我们的限电比例高达63.31%，当月弃掉的电量逼近2亿千瓦时，实际发电量还不到1亿千瓦时。更可怕的是，10月17日当天的限电比例甚至出现了76%的历史峰值，一天之内就弃掉了1254万千瓦时电量。”
据记者了解，年发电利用小时数达到1400小时是目前甘肃风电的盈利平衡点，但截至11月底，甘肃风电利用小时数仅为1078小时，同比大降336小时。在此背景下，多家甘肃新能源公司一线工作人员告诉记者，今年甘肃全省风电利用小时数基本已无望达到1300小时，而2016年的情况只会更糟。“保守估算，明年百万千瓦装机至少亏损3-4亿元。”
被动全面参与市场竞价
甘肃新能源企业人士告诉记者，以目前的建设节奏估算，甘肃的风光装机明年将达到2000万千瓦，即便以1000小时的年利用小时数计算，发电量也将超过200亿千瓦时，但2016年甘肃电量平衡预计新能源“外送+本地消纳”的发电量只有150亿千瓦时左右，大量弃风弃光不可避免。
在此之前，受制于省内疲软的需求，甘肃新能源消纳主要依靠外送，但随着经济进入新常态，上述地区接受外来电的动力持续衰减，预计明年甘肃新能源外送电量至多与今年持平。
在此背景下，面对仍在持续攀升的装机增量，挖掘省内极为有限的消纳潜力成为“不是办法中的办法”。按照规划，2016年甘肃省内计划消纳100亿千瓦时新能源电力，甘肃省方面将新能源消纳的出路寄托于当地高耗能企业，决定在2015年小部分发电量试行的新能源企业参与大用户直购和风火置换的基础上，于2016年全面执行新能源电量参与市场竞价。
11月11日，甘肃省发展改革委、工信委、能监办联合出台《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》。据记者了解，共有158家电力大用户拿出281亿千瓦时电量参与竞价，其中新能源竞价电量56.2亿千瓦时，占总交易电量的1/5。截止12月10日，购售电双方已完成交易平台提交工作。
值得注意的是，除了大用户直供电，甘肃已在运作的新能源参与自备电厂交易权置换也在采取自由竞价的方式。此外，据记者了解，2016年，包括甘肃在内的西北五省新能源外送电量也将采用竞价交易模式。
本末倒置
在消纳持续不畅的背景下，甘肃决定重症下猛药，将包括风电在内的新能源电力推向全面市场竞价的舞台。但问题是，药方开对了吗？
多位甘肃新能源企业人士在接受记者采访时指出，新能源企业之所以会在电力直接交易中大幅让价，主要是因为保障利用小时数过低，为提高发电量被迫选择“饮鸩止渴”。从其它省份的成功实践看，新能源企业参与电力直接交易通常会有一个“兜底”的保障利用小时数，高出的部分才会参与竞价交易。例如蒙西规定的保障利用小时数是2000小时，即风电超出2000小时以上的部分参与竞价交易。
但甘肃采取了“本末倒置”的做法——新能源需先行参与市场竞价交易，然后根据交易后的剩余电量确定保障利用小时数。换句话说，按照甘肃省2016年的发电计划，新能源保障发电量（即全价收购的电量）与大用户直供发电量（即降价收购的电量）总量为100亿千瓦时，两者存在此消彼长的关系。这就出现了一个有意思的情况，举个极端的例子，假设新能源企业全都不参与大用户直供竞价交易，那么电量计划中的这100亿千瓦时就全成了全价收购的电量，反而对新能源企业最有利，这样看来政策似乎存在不鼓励新能源企业参与竞价的导向。当然现实情况是，甘肃省电力市场的蛋糕远不够分，且新能源企业又不可能默契地一致选择不竞价，因此他们一定会全力争取这56.2亿千瓦时的竞价电量，这就恰好把新能源企业置于了“囚徒困境”中，结果只能是将保障电量压到最低的44亿千瓦时，以2000万千瓦的装机折算，保障利用小时数大致仅为220小时。
在甘肃一线新能源企业看来，受新政影响，加之失衡的供需状态，明年甘肃新能源企业陷入全面亏损已成必然，特别是考虑到目前甘肃新能源企业中仍有一半尚未进入新能源补贴目录，这类企业参与竞价交易势必出现“发电却无现金收入”的怪象，现金流断裂的风险陡增，一旦失控，整个甘肃的可再生能源产业发展都将受到难以估量的负面影响。
关于甘肃乃至三北地区新能源消纳受限的根本原因，业内的一致共识是电网、电源企业之间协调不畅、中央精神与地方政策无法做到对接落地所致，特别是《可再生能源法》、新电改配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出的全额优先保障新能源电力上网几乎从未得到切实执行，甘肃在推进新能源参与电力直接交易时本末倒置的做法就是典型。
在此背景下，有行业专家建议，为从制度上保障可再生能源的消纳，包括甘肃在内的西北五省可先行试点可再生能源配额制，将非水电可再生能源电力纳入配额制考核范围，明确西北各省可再生能源消纳的比例。与此同时，国家层面应加强协调，增加西北电网尤其是甘肃电网跨区外送的份额，让新能源电力在全国更广大的范围内消纳，并合理控制甘肃新能源的发展节奏，在外送通道不畅且需求有限的情况下，避免一窝蜂式地上马新项目。另外，在保障甘肃电网安全的前提下，研究建立调峰辅助服务市场，激励现有公用纯凝火电机组进一步压低最小技术出力，水电深度调峰，推动自备电厂参与调峰服务，从而解决电力电量严重供大于求的矛盾，在降低碳排放的基础上实现多方共赢。（中国能源报）
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