为简化程序，提高效率，全面准确地明晰直接交易各方的权利义务和交易相关事项，经研究，决定对原有的购售电双方《购售电合同》和购售输电三方的《输配电服务合同》进行修改完善，并将二者合并为《湖南电力用户与发电企业直接交易合同（示范文本）》。现予印发，请参照执行，并按规定及时向我办备案。
附件：2015年湖南电力用户与发电企业直接交易合同
湖南能源监管办
2015年4月7日
2015年湖南电力用户与发电企业直接交易合同
为了顺利开展湖南省电力用户与发电企业直接交易业务，购电方、售电方与输电方根据《湖南省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》（湘电监市场[2013]101号）、《关于修改完善电力用户与发电企业直接交易现行规则部分条款的通知》（湘监能市场[2014]60号）、《湖南省电力用户和发电企业集中撮合交易规则（试行）》(湘监能市场[2014]151号)（上述规则以下统一简称《交易规则》）和《湖南省电力用户与发电企业直接交易准入管理暂行办法》(湘经信能源[2014]501号)及相关管理办法，遵循平等、自愿、公平和诚信的原则，三方根据国家有关法律、法规，按照经国家有关部门审定的直接交易实施方案，本着平等、自愿、公平和诚信的原则，经协商一致，签订本合同。
第1章 定义和解释
1.1 定义
1.1.1 直接交易电量：指购电方与售电方协商确定，经输电方安全校核后，由购电方与售电方直接交易购售电合同约定的直接交易的电量。
1.1.2 计量点：指经合同三方确认的本合同中计量直接交易电量的电能计量装置关口表安装位置。
1.1.3 紧急情况：指电力系统发生事故或发电、输配电、用电设备发生重大事故，电网频率或者电压超出规定范围，输变电设备负载超过规定值，主干线路功率超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运行，有可能破坏电网稳定，导致电网瓦解以至大面积停电等运行情况，并且该情况在结束后得到电力监管机构确认。
1.1.4 工作日：指除星期六、星期日及法定节假日以外的公历日。
1.1.5 不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：政府指令终止或中止电力用户直接交易、电网安全稳定约束，以及火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雨、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪、核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。
1.2 解释
1.2.1 本合同中的标题仅为阅读方便，不应被视为本合同的组成部分，亦不应以任何方式影响对本合同的解释。
1.2.2 本合同附件与正文具有同等的法律效力。
1.2.3 本合同对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。遇有本款约定的情形时，相关义务人应当依法履行必要的通知义务及完备的法律手续。
1.2.4 除上下文另有要求外，本合同所指的日、月、年均为公历日、月、年。
1.2.5 合同中的“包括”一词指：包括但不限于。
第2章 三方陈述
2.1 购电方、售电方任何一方在此向其他两方陈述如下：
2.1.1 本方为一家依法设立并合法存续的公司/企业，有权签署并有能力履行本合同。
2.1.2 本方签署和履行本合同所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得许可和营业执照等）均已办妥并合法有效。
2.1.3 在签署本合同时，任何法院、仲裁机构或行政机关均未做出任何足以对本方履行本合同产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或其他法律行为。
2.1.4 本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，签署本合同的是本方法定代表人或授权代理人，并且本合同生效后即对三方具有法律约束力。
2.1.5 如国家法律、法规发生变化或者政府有关部门、监管机构出台有关新规定、新规则，合同双方同意按照变更后的法律、法规、规定和规则对本合同相关条款予以调整和修改。
2.1.6 在签订本合同前本方已仔细研读了交易规则及相关管理文件。本方已知悉参与湖南省电力用户与发电企业直接交易应负的责任和可能发生的风险，本方将严格按照该办法和国家相关文件规定从事交易活动。
2.1.7 本方自愿通过统一的的电子交易平台进行交易，并自行承担一切交易风险。本方自愿使用由交易机构提供的交易账号和数字证书，自行保存和修改密码。交易账号、数字证书和初始密码一经使用，账号产生的交易行为即为本方行为。购售电双方任一方账号使用本方数字证书和交易密码所完成的一切交易，即视为本方的行为，由本方承担一切交易后果。本方自领到初始密码后立即更改，并注意密码的保存、保密，如因本方密码保管不妥或未更改初始密码引发的一切损失由本方承担。
2.1.8 本方所选择的代理人（包括开户代理人、报价员）在本方授权范围内所作出的任何行为均代表本方行为，本方应承担由此产生的全部责任。本方如变更代理人，应书面通知其他两方（包括交易机构）并经其他两方（包括交易机构）确认，本方的法定代表人或者负责人应在变更通知单上签字并加盖单位公章。本方未及时通知其他两方（包括交易机构）的，由此造成的损失由本方承担。
2.2 输电方在此向购电方、售电方陈述如下：
2.2.1 本方为一家依法设立并合法存续的公司/企业，有权签署并有能力履行本合同。
2.2.2 本方签署和履行本合同所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得许可和营业执照等）均已办妥并合法有效。
2.2.3 在签署本合同时，任何法院、仲裁机构或行政机关均未作出任何足以对本方履行本合同产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或其他法律行为。
2.2.4 本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，签署本合同的是本方法定代表人或授权代理人，并且本合同生效后即对双方具有法律约束力。
2.2.5 如国家法律、法规发生变化或者政府有关部门、监管机构出台有关新规定、新规则，合同双方同意按照法律、法规、规定和规则予以调整和修改。
第3章 三方的权利和义务
3.1 购电方的权利包括：
3.1.1 根据已与输电方所属供电分公司签订的《供用电合同》，按照国家有关法规享受输电方提供的有关用电服务和本合同约定的结算服务。
3.1.2 根据本合同享受输电方的输配电服务，与输电方协商制定用电计划和设备维修计划。
3.1.3 获得售电方、输电方履行本合同义务相关的信息、资料及查阅关口计量数据。
3.2 购电方的义务包括：
3.2.1 按照国家有关法规、规定和技术规范，运行、维护有关用电设施，合理控制用电系统电能质量。
3.2.2 事先向输电方提供直接交易容量、电量、负荷曲线及其他生产运行信息。
3.2.3 发生紧急情况时，按照三方约定调整运行方式。
3.2.4 向输电方支付电费、国家规定由输电方代收的政府性基金及附加。
3.2.5 向售电方和输电方提供与履行本合同相关的其他信息。
3.2.6 向本合同其他方提供电能结算服务，负责电费结算。
3.2.7 遵守市场交易规则。
3.3 售电方的权利包括：
3.3.1 根据已与输电方签署的《并网调度协议》和《购售电合同》，按照国家有关法规享受输电方提供的并网调度服务和本合同约定的结算服务。
3.3.2 根据本合同享受输电方提供的输配电服务。
3.3.3 与输电方协商制订生产计划和设备维修计划。
3.3.4 获得购电方和输电方履行本合同义务相关的信息、资料及查阅关口计量数据。
3.4 售电方的义务包括：
3.4.1 向输电方提供符合国家标准和电力行业标准的电能。
3.4.2 遵守已与输电方签署的《并网调度协议》和《购售电合同》，按照国家有关法规、规定和技术规范，运行、维护有关发电设施。
3.4.3 事先向输电方提供直接交易容量、电量、负荷曲线及其他生产运行信息。
3.4.4 发生紧急情况时，按照三方约定调整运行方式。
3.4.5 向购电方和输电方提供与履行本合同相关的其他信息。
3.4.6 向本合同其他方提供电能结算服务。
3.4.7 遵守市场交易规则。
3.5 输电方的权利包括：
3.5.1 与购电方、售电方协商制订生产计划和设备维修计划。
3.5.2 向购电方收取电费、国家规定由输电方代收的政府性基金及附加。
3.5.3 获得购电方、售电方履行本合同义务相关的信息、资料及查阅关口计量数据。
3.5.4 由于电网存在输电阻塞导致电力用户与发电企业直接交易不能同时完成时，根据国家有关文件规定安排输电通道。
3.5.5 根据政府指令和合同约定，宣布直接交易终止或中止。
3.6 输电方的义务包括：
3.6.1 遵守购电方与输电方所属供电分公司签订的《供用电合同》和已与售电方签订的《并网调度协议》、《购售电合同》。
3.6.2 按本合同合理安排电力调度，按规定的服务质量标准提供输配电服务。
3.6.3 根据国家有关法规规定和合同约定，按照有关规程、规范，调度、运行有关电力设备。
3.6.4 在保证电网安全稳定运行的前提下，满足购电方合理的用电需求。
3.6.5 按国家有关规定及时向购电方和售电方披露有关电力调度信息。
3.6.6 向购电方和售电方提供与履行本合同相关的其他信息。
3.6.7 向本合同其他方提供电能结算服务，负责电费结算。
3.6.8 为其他两方提供网络交易平台、交易账户、电力用户终端软件及其他相关交易设施。
3.6.9 遵守市场交易规则。
第4章 电能交易
4.1 经合同三方同意的年度直接交易电量分月计划见附件一。
4.2 如购电方或售电方预计次月直接交易电量将发生变化，则最迟于当月20日之前与输电方协商，在不影响电力系统安全运行的情况下，进行月度交易计划滚动调整。
4.3 违约电量
因购电方、售电方或输电方原因，造成年度实际直接交易电量低于约定的合同电量97%时，低于合同电量97%的部分视为违约电量。
第5章 供电方式
5.1 供电方式见附件二。
第6章 辅助服务
6.1 合同三方同意，在有关辅助服务单独核算政策规定出台之前，由输电方根据系统可靠性和电能质量标准的要求，组织提供辅助服务。
6.2 售电方辅助服务按照《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》及其相关规定提供。
第7章 电能计量
7.1 直接交易电量以购电方与输电方所属供电分公司签订的《供用电合同》和售电方与输电方签订的《购售电合同》中所注明的计量点关口表计量的电量为依据。
7.2 计量直接交易电量的电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按购电方与输电方所属供电分公司签订的《供用电合同》和售电方与输电方签订的《购售电合同》的约定执行。
第8章 直接交易电价、电量、电费结算和支付
8.1 直接交易电量结算原则为“月度结算、年度清算”。购电方与售电方所属供电分公司签订的《供用电合同》中约定的抄表周期、抄表例日抄录的计量数据作为直接交易电量的结算依据。
8.2购电方执行两部制电价，由电度电价和基本电价构成。基本电价执行省级电网销售电价表中大工业用电类别的基本电价标准；电度电价由直接交易价格、电度输配电价、输配电损耗费、政府性基金及附加四部分组成。
8.3 直接交易电量、电费结算，采用输电方集中结算方式，购电方不与售电方直接结算。
8.4 购电方与输电方月度结算
8.4.1 月度实际直接交易电量
8.4.1.1 当购电方月度用电量大于等于月度直接交易合同电量时，购电方月度实际直接交易电量=月度直接交易合同电量。元/千瓦时
8.4.1.2 当购电方月度用电量小于月度直接交易合同电量时，购电方月度实际直接交易电量=购电方月度用电量。
8.4.1.3 购电方用电计量装置未安装在产权分界处时，产权分界处至计量装置之间线路损耗的有功与无功电量按《供用电合同》有关条款计收，纳入购电方月度用电量结算。
8.4.2 月度结算电价
8.4.2.1 在本合同有效期内，直接交易电量电价由购电方与售电方自主协商确定，详见附件一。
8.4.2.2 国家有关部门批复的输配电价、输配电损耗电价分别为 元/千瓦时、 元/千瓦时。
8.4.2.3 按照国家规定的政府性基金及附加标准为 0.05455 元/千瓦时，构成分别是：农网还贷0.02元/千瓦时、公用事业附加0.007元/千瓦时、库区移民后扶0.0088元/千瓦时、可再生能源附加0.015元/千瓦时、重大水利工程建设基金0.00375元/千瓦时，均不参与峰谷分时电价和力率调整电费计算。
8.4.2.4 基本电价按照购电方与输电方所属供电公司签订的《供用电合同》执行。
8.4.2.5 购电方直接交易电量电价执行峰谷分时电价政策，直接交易电量的分时结构按照计量装置计量总电量分时结构计算，分时价格浮动标准按有关电价文件执行。
8.4.2.6 本合同有效期内，如遇国家政策调整，8.4.2.2和8.4.2.3中的电价按有关电价文件执行。
8.4.3 月度结算电费
8.4.3.1购电方应向输电方支付的月度直接交易电费为：直接交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、力率调整电费、政府性基金及附加。其中：
直接交易电量电费＝月度实际直接交易电量×直接交易电量电价
电度输配电费＝月度实际直接交易电量×输配电价
输配电损耗费＝月度实际直接交易电量×输配电损耗电价
力率调整电费=（直接交易电量电费+电度输配电费+输配电损耗费+
基本电费）×力调奖惩系数
政府性基金及附加=月度实际直接交易电量×政府性基金及附加标准
基本电费执行大工业用电类别基本电价政策。
8.4.3.2 超过月度实际直接交易电量的用电量，按照购电方与输电方所属供电分公司签订的《供用电合同》的相关规定进行结算。
8.5 售电方与输电方月度结算
8.5.1 月度实际直接交易电量
8.5.1.1 当售电方月度上网电量大于等于购电方月度实际直接交易电量时，售电方月度实际直接交易电量=购电方月度实际直接交易电量。
8.5.1.2 当售电方月度上网电量小于购电方月度实际直接交易电量时，售电方月度实际直接交易电量=售电方上网电量。
8.5.1.3 当售电方非本身原因发生机组全停，导致无法完成当月直接交易合同电量时，若在10月份之前且直接交易合同电量折合全厂机组利用小时低于1000小时，售电方可用年内后续月度发电量追补，完成此前未完成的直接交易合同电量。
8.5.2 月度结算电价
同8.4.2.1条。
8.5.3 月度结算电费
8.5.3.1 输电方应向售电方支付的实际直接交易电量电费收入为：
售电方直接交易电量电费收入=售电方月度实际直接交易电量×直接交易电量电价
8.5.3.2 超过月度实际直接交易电量的上网电量，按照售电方与输电方签订的《购售电合同》的相关规定进行结算。
8.5.3.3 前述8.5.1.3情况下，售电方追补完成此前未完成直接交易合同电量时，应及时调整结算办法，以直接交易电量电价结算追补完成的直接交易合同电量。
8.6 年度清算
8.6.1 年度清算时，应使购电方与售电方的年度实际直接交易电量成为一致。
8.6.2 年度实际直接交易电量的计算
8.6.2.1 当购电方月度实际直接交易电量累计值小于等于年度直接交易合同电量时，若售电方年度上网电量小于等于购电方月度实际直接交易电量累计值，则年度实际直接交易电量等于售电方年度上网电量，否则年度实际直接交易电量等于购电方月度实际直接交易电量累计值。
8.6.2.2 当购电方月度实际直接交易电量累计值大于年度直接交易合同电量时，若售电方年度上网电量小于年度直接交易合同电量，则年度实际直接交易电量等于售电方年度上网电量，否则年度实际直接交易电量等于直接交易合同电量。
8.6.3 月度实际直接交易电量累加值与年度实际直接交易电量出现差值时，按照多退少补的原则，输电方分别与购电方、售电方进行年度清算。
8.6.4 当年度合同交易电量与实际执行电量产生偏差，发电企业和电力用户的余缺电量可向电网企业买卖。当电量偏差幅度超过3%时，对于超出3%以外的偏差电量的电价，如上网卖电，按政府批复上网电价的90%执行，如下网购电，则按销售目录电价的110%执行。
8.7 购电方或售电方因自身原因造成的月度或年度直接交易合同电量无法完成时，不进行滚动调整。
8.8 电费的支付
8.8.1 购电方按照与输电方所属供电分公司在《供用电合同》中约定的支付方式和时序进行电费支付，按照《湖南省电力用户与发电企业直接交易电费结算暂行规定》（湘电监市场[2013]126号）和《国家能源局湖南监管办公室关于修改完善电力用户与发电企业直接交易现行规则部分条款的通知》（湘监能市场[2014]60号）执行，其他未尽事项可签订补充协议。
8.8.2 输电方按照与售电方在《购售电合同》中约定的支付方式和时序进行电费支付，按照湖南电监办《湖南省电力用户与发电企业直接交易电费结算暂行规定》（湘电监市场[2013]126号）和《国家能源局湖南监管办公室关于修改完善电力用户与发电企业直接交易现行规则部分条款的通知》（湘监能市场[2014]60号）执行，其他未尽事项可签订补充协议。
8.8.3 购电方与输电方结算直接交易电费时，原则上应现金结算。如需使用承兑汇票结算，按照湖南能源监管办《关于规范直接交易电费结算的规定》执行。
8.8.4 输电方支付售电方直接交易电费结算的承兑汇票比例与售电方其他上网电量电费结算的承兑汇票比例保持一致。
8.9 付款方式
合同任一方根据本合同约定支付给本合同其他方的款项，应按照《中华人民共和国票据法》和人民银行颁布《支付结算办法》的有关规定进行支付。
开户名称： 国网湖南省电力公司
开户银行： 建行长沙市长岭支行
账 号： 43001791061050003325-001
收款方增值税专用发票上注明的银行账户应与本合同提供的或书面变更后的相同。
第9章 合同变更和转让
9.1 合同变更和修改
9.1.1 本合同的任何修改、补充或变更必须以书面的形式进行，三方授权代表签字盖章后方为有效。
9.1.2 合同期内，购电方用电需求计划超出约定的合同电量，如售电方能满足购电方需求，可经输电方安全校核后，购电方与售电方另行签订补充协议约定。售电方不能满足购电方需求，可由输电方负责组织提供。
合同期内，购电方用电需求计划低于约定的合同电量，如果售电方同意削减合同电量，可在进行安全校核后，购电方与售电方另行签订补充协议约定。
9.1.3 因国家法律、法规发生变化或者政府有关部门、监管机构出台有关规定、规则，导致三方不能正常履行合同约定时，三方应相应变更本合同。
9.1.4 因丰水期等原因售电方需为水电让出发电空间而停运时，如造成售电方无法完成当月交易电量，可由输电方进行统筹平衡。售电方可滚动调整往后月份直接交易计划，追补直接交易电量。追补电量兑现后，通过跨月结算和年度清算实现直接交易电费结算。
9.1.5 本合同的变更涉及直接交易电量的，至少需要提前20个工作日完成。
9.1.6 如因上网电价和销售侧目录电价调整，购售双方可以就此自愿协商，签订补充协议，调整直接交易电价。
9.2 合同转让
购电方、售电方均不得向任何第三方转让本合同或部分转让合同电量。
第10章 合同违约和解除
10.1 任何一方违反本合同约定条款视为违约，合同其他任一方有权要求违约方赔偿违约造成的经济损失。
10.2 违约的处理原则
10.2.1 违约方应承担继续履行合同、采取补救措施等责任。在继续履约或者采取补救措施后，仍对非违约方造成其他损失的，应当赔偿损失。
10.2.2 在本合同履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行合同义务的，另外两方可在履行期限届满前解除合同并要求其承担相应的违约责任。
10.2.3 一方违约后，另外两方应当采取适当的措施防止损失进一步扩大，如果因没有采取适当的措施致使损失扩大的，则其不得就扩大的损失要求违约方承担赔偿责任。
10.3 违约赔偿
10.3.1 由于购电方原因，造成输电方年度实际输送直接交易电量低于合同电量97%时，违约电量按0.025元/千瓦时，由购电方向输电方进行赔偿；造成售电方年度实际直接交易电量低于合同电量97%时，违约电量按0.025元/千瓦时，由购电方向售电方进行赔偿。
10.3.2 由于售电方原因，造成输电方年度实际输送直接交易电量低于合同电量97%时，违约电量按0.025元/千瓦时，由售电方向输电方进行赔偿；造成购电方年度实际直接交易电量低于合同电量97%时，违约电量按0.025元/千瓦时，由售电方向购电方进行赔偿。
10.3.3 由于输电方原因，造成购电方年度实际直接交易电量低于合同电量97%时，违约电量按0.025元/千瓦时，由输电方向购电方进行赔偿；造成售电方年度实际直接交易电量低于合同电量97%时，违约电量按0.025元/千瓦时，由输电方向售电方进行赔偿。
10.4 除本合同其他各章约定以外，三方约定：
购电方应当承担的违约责任还包括：购电方未按合同约定支付电费的，按《供用电合同》支付违约金给输电方。
售电方应当承担的违约责任还包括： / 。
输电方应当承担的违约责任还包括： / 。
10.5 除另有约定外，一旦发生任何一方未能履行本合同项下的任何义务的情况，非违约方可向违约方发出有关违约的书面通知，如果在通知发出后 5 日内，违约方仍未纠正其违约的，守约方均有权解除本合同，并有权要求违约方按10.2、10.3及10.4条的约定承担违约责任。
责任编辑：solar_robot
