三、电价构成

       （一）参与直接交易的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价（含线损）和政府性基金及附加组成。

       （二）直接交易价格由电力用户、售电公司与发电企业通过自主协商、集中交易等方式确定，不受第三方干预。

       （三）国网市电力公司输配电价按照《重庆市物价局贯彻国家发展改革委关于核定重庆市电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的通知》（渝价〔2010〕179号）执行。地方电网输配电价暂参照国网市电力公司输配电价执行。

       （四）参与直接交易的电力用户参与功率因数考核，暂不执行丰枯峰谷电价浮动。

       （五）上述有关价格标准如遇国家电价政策调整，按国家调整后的电价标准执行。

       四、交易实施

       （一）直接交易申报程序。拟参与直接交易的电力用户、售电公司（含代理直接交易、“打捆”直接交易）向区县（自治县）经济信息委提出申请，区县（自治县）经济信息委会同有关部门初审后报市经济信息委；拟参与直接交易的发电企业直接向市经济信息委提出申请。市经济信息委会同市政府有关部门对拟参与直接交易的电力用户、售电公司和发电企业进行审核，公示具备交易主体资格的企业名单，公示无异议的企业在市电力交易平台上完成基本信息注册。

       （二）直接交易实施程序。具备交易主体资格的电力用户、售电公司、发电企业通过双边协商交易或集中交易等市场化交易方式形成直接交易电力、电量等交易意向或交易预出清结果，经市电力调度机构进行安全校核后，电力用户、售电公司、发电企业、国网市电力公司签订直接交易合同，交易合同报市经济信息委备案。鼓励电力用户、售电公司与发电企业签订长期稳定的合同。

       （三）电量规模。市内火电参与直接交易电量规模2016年不低于80亿千瓦时，以后逐年增加；水电参与直接交易电量规模由市经济信息委会同市政府有关部门每年确定。

       五、电量调剂

       （一）电力用户、售电公司、发电企业签订交易合同生效后不得擅自调整。确需调整的，在不影响合同已执行部分的情况下，每年10月底前协商提出一次性调整当年合同电量及剩余月份合同电量的调整意向，签订补充协议并报市经济信息委备案。

       （二）电力用户、售电公司、发电企业实际直接交易电量与合同电量年度允许偏差范围暂定±5%。超出偏差的余缺电量可向国网市电力公司买卖，电力用户的购电价格按目录电价的110%执行，发电企业的售电价格按核定上网电价的90%执行。国网市电力公司由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。

       （三）发电企业直接交易涉及的发电容量，在年度和月度发电计划安排时按照国家及我市有关规定执行。

       六、计量结算

       （一）发电企业上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在其与国网市电力公司的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。

       （二）直接交易电费及余缺电量电费采取月度结算、年度清算方式。国网市电力公司与售电公司、电力用户结算购电电费，与发电企业结算上网电费。国网市电力公司应优先结算直接交易电费。

       （三）试点过程中需提供辅助服务的，暂不缴纳辅助服务费用。