大用户直购电对电源电网用户侧的影响研究doc.docx
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大用户直购电对电源电网用户侧的影响研究doc
大用户直购电对电源、电网、用户侧的影响研究
摘要：
本文介绍了英国、澳大利亚、阿根廷电力市场中开展大用户直购电的经验，对大用户的界定、定义，直购电的方式，大用户直购电对电价的影响等等方面进行了分析。
并对大用户直购电中输配电价，电网为大用户提供备用的收费等问题进行了分析和阐述了。
最后对我国大用户直购电提出了一些建议。
关键字：
大用户直购电；输配电价；辅助服务
1引言
国外电力改革的经验表明：
在电力市场化改革推进到一定程度时，必须打破单一购买者模式，推行大用户与发电商之间的直购直售。
英格兰&威尔士电网在组建电力市场的同时，就引进了大用户的直购；澳大利亚市场规则规定：
5000千瓦以上的大用户可以率先实行直购。
尽管澳大利亚实行的是“强制性电力市场（金融合同为主）”，而英格兰&威尔士在2001年3月以后推行的是“自愿性电力市场”（物理合同为主），但他们的大用户直购电并没有受到市场模式的影响。
由此可见，市场模式与大用户直购电无必然联系。
大用户的直购的出现有其合理性。
在垂直一体化的电力产业结构下，电力工业作为公用事业，零售电价由政府管制。
政府出于社会稳定的考虑，在不同用户之间，利用电价进行交叉补贴，往往高电压等级供电的大用户，其零售电价应低不低；而低电价供电的居民用户，其零售电价应高不高。
这种电网环节的交叉补贴，反映了政府“公平重于效率的思路”。
但电力工业市场机制的引入，使效率优先于公平。
作为大用户，由于其供电成本较低，自然应该享受低电价。
根据一般商业规律，大用户的购电量很大，信用等级较高，可以获得交易中的数量折扣和现金折扣，这也降低了其购电价；发电商从获取稳定的市场份额角度出发，也愿意给予大用户一定的电价优惠。
我国的目录电价结构，从六十年代至今基本没有变化，由此使各电价等级之间的比价关系、两部制电价内部的比价关系严重失调，从而加重了交叉补贴现象。
大用户对此自然十分不满，他们极力要求尽快改变这种局面，并采取了许多对策，如要求实行直购、收购独立发电公司作为其自备电厂等，以降低电价。
另外，根据目前不成文的惯例：
直购直供后，价外基金等可以免缴，这样又可以降低电价约0.02－0.03元/千瓦时。
由此看来，直购直售是电力市场改革的必然需要，是市场化改革的必然阶段，政府、监管机构、电网公司、发电商、各类用户都应该适应改革的发展，制定相应的政策和对策。
大用户直购电的实施需要三个因素：
首先，由于购售电双方都与电网相连，电网的传输能力要充裕，不发生阻塞。
其次，要能够支付电网使用费和电网提供的辅助服务费。
最后，要能承受选择带来的风险。
当这三个前提满足后，购售双方通过签订合同才可以实施购售电交易。
电力用户使用购电权主要是想获得最好的服务，并使自己支付的电费最小。
许多高耗能企业对电价十分敏感，他们希望能够得到异地廉价的电力供应，从而增大开工率。
发电商可以通过电力直销合同更有效地利用其发电设备的生产能力，稳定生产和降低成本。
通过直销电力，增大市场占有率，提高机组的最大负荷利用小时数，降低运营成本。
同时，通过大用户直购电可以规避销售风险。
通过签订长期购销合同，发电商可以提高经营绩效的稳定性和可预见性。
2大用户直接购电在国外电力市场中的应用
在已经对电力工业进行市场化改革的国家中，绝大部分国家都开展了大用户直接购电。
研究和借鉴他们的经验教训是非常必要的。
（一）英国电力市场中大用户直接购电
从1987年起，英国开始对其电力工业进行大规模的体制改造。
改革后，对大用户（1MW及以上）开放了市场，大用户可以自由选择供电方，如可以从地区电力公司、电力联合运营中心（Pool，又称为电力库）和发电厂中任选供电方。
除地区电力公司外，还允许持许可证的单位，从电力联合运营中心购电并向大用户供电，但必须交付过网费。
按照改革开始制定的计划，1990年，最大用电需求在1000千瓦以上的5000家大工业用户拥有了自由选择供电商的权利。
1994年，这个市场延伸到了中型用户，例如旅馆、超市和电影院，此时进入的门槛降低到了100千瓦。
1998年9月，开始分阶段在家庭用户中引入竞争售电。
1999年5月，当该阶段改革完成之后，英国成为世界上第一个完全竞争的能源市场。
从此以后，所有的2690万个能源用户可以自由选择供电商和供气商，以获得所需的最佳服务。
发电厂
电力联合运营中心
大用户
持许可证单位
地区电力公司
用户
用户
（a）
发电厂
大用户
持许可证单位
地区电力公司
用户
用户
（b）
图1英国电力市场中大用户直购电的方式
（a）参加联合运营中心（Pool）贸易，服从其调度
（b）签订直接合同，不参加联合运营中心调度
（二）阿根廷电力市场中大用户直接购电
阿根廷在1991年以前的电力工业全部是国有的（其中有许多电厂是与外国合建的）。
1991年4月英国电力市场中的贸易方式，分为参加电力联合运营中心贸易和签订直接合同两种（见图1）。
参加电力联合运营中心贸易时，发电厂直接将电卖给电力联合运营中心，大用户直接从电力联合运营中心购电；采用签订直接合同贸易方式时，发电厂可以与大用户、地区电力公司或持许可证的单位直接签订合同，用户可以选择从地区电力公司、持许可证单位购电，或从本地及其他电网的电厂购电。
为了保证所有电力市场的参与者可以平等使用电网，防止电网所有者利用垄断地位限制市场贸易，英国电力市场很显著的特点是将高压输电网全部归国有，由国有公司经营管理，并在电力法中明确规定，电网必须在安全运行的前提下，向所有电力市场成员开放。
这样，电网承担了大量转运业务。
21日，阿根廷政府发布关于发电、输电、配电系统私有化的命令，并建立了如图2所示的电力批发市场。
所有发电公司，可以给出任意百分比的输出，参与中央调度，此时发电公司需要装备国家调度设备，以接受国家调度中心的命令。
如果发电公司不希望向电网卖出电能，亦可通过合同直接向终端用户供电。
同样，也可以把电能的一部分卖给电网，其余部分卖给用户。
电力批发市场不仅对发电开放了市场，而且对输电和大用户也开放了市场，新的电能转送法规定:
允许工业、商业和企业在外地建设自己的发电厂，并将自己发电厂的电能运送回工厂、商店或企业。
另外，用户只需付一定的转运费即可从第三方（即非本地电力供应方）购买电能。
阿根廷电力市场的特点是:
同时开放发电和用户市场，千方百计培育电力市场的竞争性。
因此，建立电力市场后，一方面吸引了大量外资建设发电厂；另一方面，由于电网的开放，鼓励企业在能源丰富、劳动力价格低的地区建立自备发电厂，从而形成了多家办电的局面。
阿根廷电力市场中大用户与市场中各参与者的关系如图3所示。
国家经济部能源秘书局
国家电力管制委员会
发电公司
配电公司
一般用户
输电公司
电力市场管理公司（CHMMESA）
大用户
表示付费
图3阿根廷电力市场中大用户与各市场参与者之间的关系
（三）澳大利亚电力市场大用户直接购电
澳大利亚建立电力市场的原则是在发电和电力供应中引进竞争机制，要求开放国家电网，允许私营电厂、国有公司及公有、私有用户在大电力系统中进行公开交易，从而增加市场成员的选择范围。
从1994年开始，负荷在5000千瓦－10000千瓦之间的用户可参与市场竞争，占24％市场份额。
1995年开始允许负荷在1000千瓦－5000千瓦之间的用户也可以参与竞争。
1999年，用户选择权推行到全部家庭用户。
1．电力市场的模式
澳大利亚电力市场模式见图4。
电力市场以发电商、配电商、终端用户及市场和系统操作商为主体，通过电网这个市场载体，构成电力市场。
这个电力市场又可分为电力批发市场和电力零售市场，实行现货（市场）交易和金融合约交易。
在电力市场交易中发电商把发出的电力卖给电力市场，市场把电力批发给配电商（通过市场及系统操作者来运作）。
终端的大用户也可以通过合约形式从电力市场的发电商直接购电，而不通过配电商。
市场规则规定，超过30MW的发电厂必须加入批发市场。
配电商从电力市场批得电力，卖给大小终端用户，构成零售市场。
在零售市场，大的用户可以选择配电商。
初期新南威尔士州电力市场只允许超过10MW的大电力用户在电力市场中可以自由选择自己的供应商，以后逐步放开用户，到1999年推行到全部家庭用户。
在澳大利亚电力市场引入竞争，已经成为政府的政策目标，并通过分期实现全国电力市场。
2．电力现货市场的运作
（1）发电商的投标竟价和市场价格的确定。
发电商通过报价竞争上网，从市场得到上市价格。
澳大利亚发电商上网报价的方式为:
每天4:
00到第二天4:
00为一个交易日。
交易日前两日，预报发电机组功率容量，交易日一天前10:
00报电力价格。
报价分为48个时段（每半小时为一时段），每一时段又以10个波段报出不同的发电功率和上网电价。
由市场按照这个时段电网预测用电负荷需要，对发电机组按“报价低的优先上网”的原则，确定发电厂的开机程序和当时段的市场价格。
市场价格按当时排序最后一台机组的上网报价作为当时段市场价。
市场价一旦确定，所有上网发电的机组均按此价格结算。
（2）市场信息的发布。
报价过程涉及一系列公开信息的发布。
市场与系统运营方必须登记和公布“系统适应性评估（PASA）”的各方面信息。
将满足系统需求及安全性要求能力的中期与短期适应性预测信息集中、分析并发布，使市场参与者获得有关信息，以便决策。
参与方有责任提供规定的信息，这些信息包括对该区域发电机组的状况，输电网络的维护，相关机组的输电网络的可靠性，发电机组的限制功率，以及其他会实质性影响24个月内系统安全性的情况。
（3）零售市场的运作。
配电商从市场批得电力，在零售市场销售。
各配电商的销售电价高低将决定其市场竞争能力。
配电商的销售电价由以下因素组成:
1）从市场购电价格；2）向输电网付使用费；3）配电网的使用率；4）配电公司的管理成本和利润。
在输电网、配电网使用费基本不变（州政府统一额定）的情况下，销售电价主要决定市场价和配电公司成本大小。
由于用户（主要是大用户）可以自由选择配电商，这就促进了配电商之间的竞争。
3．合约市场
配电商除向电力市场按48时间段变化的市场价购电外，也可以与发电商直接签订购电合约。
合约由配电商（也可以是终端大用户）与发电商协商制定。
合约的兑现方式是，当合约价高于市场价时，配电商应把高于市场价的价差付给发电商；如果合约价低于市场价，发电商应把低于市场价的价差付给配电商（因为配电商总是按市场结算价格与电力市场结算的）。
合约市场实际上是一种避风险的方法。
目前通过合约市场的电量占85%，以后将逐步过渡，增加现货交易。
4．电网辅助服务费
辅助服务是指发电厂为保证电力系统安全可靠运行能力而采取的必要措施。
市场与电网运营方必须向电力市场内的有关电厂支付为电网辅助服务的费用。
这些费用用于:
1）发电厂的频率偏差调整和控制；2）发电厂的自动发电控制（AGC）；3）发电厂额外增发无功容量；4）发电厂提高自启动能力，如失去电源时的自启动能力等等的补偿。
电网辅助服务费从发电商与供电商双方按确定的比例数收交，然后全部分配补偿给为电网提供上述辅助服务的电厂。
5．电网使用费（传输价格）和市场管理费
电网作为公用设施按规则规定，应提供市场参与者大家使用。
电网传输费用应由电网使用者在成本中分摊。
电网使用费依据过去实际使用费及资产价值，反映传输长期边际成本，其中50%按固定成本，25%按平均需求，25%按高峰、腰荷电能量计算，由州政府核定总数。
此外，电力市场还需收取一笔费用，用作电网营运方的管理费用。
这笔市场管理费用从发电方、配电方按上网电量与购电电量数分摊。
（四）其他国家
日本：
电力改革初期对电压在20千伏以上，最大负荷在2000千瓦以上的大用户首先实行电力销售自动化，其电量相当于10家电力公司年售电量的30％。
芬兰：
1996年开放最大负荷在500千瓦以上的大用户，1997年后全部用户放开选择权。
智利：
改革初期，首先对负荷2000千瓦以上用户开放。
荷兰：
大用户界定的标准是年用电量大于0．2亿千瓦时，年利用小时大于4000小时的用户。
葡萄牙：
大用户界定的标准是年用电量1亿千瓦时以上的用户
希腊：
2001年2月开始分阶段开放国内电力市场，大工业用户首先开放，占总用电量的30％。
2005以后，中小用户（包括普通家庭用户）也将可以自由选择供电商。
欧盟：
1997年宣布对年用电量在0．4亿千瓦时以上的用户开放电力市场，这部分用户占市场22.5％的份额。
2000年宣布对年用电量在0．2亿千瓦时以上的用户开放市场，占28．5％的市场份额。
2003年以后，将对年用电量在0．09亿千瓦时以上的用户开放，占30％的份额。
3电力市场中大用户直接购电问题综述
通过分析各国电力市场中大用户直接购电的方式及运营情况，我们可以获得如下一些认识：
1．用户直接购电的定义
大用户直接购电是指用电量超过一定量的用户可以直接与发电公司签订双边交易合同。
如果大用户与发电公司同属于一个电网，则大用户和发电公司要付给电网公司输电费，属于零售转供；如果用户是跨区交易方式，就需要经过几个电网传输，则大用户或发电公司还要付给参与转运业务的电网公司转运费，属于零售加批发转供。
2．大用户的界定
对大用户标准的界定国际上还没有一个明确一致的标准。
但是，“大用户”是一个相对概念，随着电力工业市场化改革的深入，“大用户”的门槛也在逐渐降低。
当电力工业市场化改革进入零售竞争运营模式后，所有的用户都有资格直接购电。
到那时，相对于直接购电而言，用户就没有什么“大”“小”之分了。
一般来说，狭义的大用户专指大容量终端电力用户。
例如：
计费表安装在供电变压器高压侧（10千伏及以上）的高压电力用户，一般都列入供电公司的大用户（专用户）管理范围。
此外，还有从营销策略角度规定的超过某一年用电量的高低压大用户，一般允许这类用户有少量的电力转销。
在我国，除单一终端大用户外，广义的大用户概念还将可以扩展到市县供电公司和团体用户。
将来的电力营销公司和电力零售商必然按大用户的市场规则去运行，自由选择供电商，通过竞争向中小用户售电。
3．大用户直接购电的方式
（1）直接交易。
大用户不通过电力批发市场购入电力，而是直接与发电企业一对一谈判交易，自定价格。
双方签订的直接购电合同交给电力市场运行机构备案并予以调度执行，另向电网企业缴纳过网费。
（2）电力库交易。
即把大用户视同为独立配电企业，参加电力批发市场的购电。
这时大用户即可与特定发电企业谈判交易，也可以委托批发市场交易，并按市场批发价购电（无须另外缴纳过网费）。
这种模式要求输配分开，建立电力批发市场，有独立的配电企业作为买主存在。
这种模式不排除同时进行场外直接交易。
4．用户选择权的开放顺序
对用户选择权的放开普遍都是分阶段进行的，一般在改革设计阶段先拟定放开用户选择权的时间表，然后随着改革的总体进程（包括配售彻底分开等等）和市场条件的成熟，逐步实施。
放开用户选择权的次序都是先大后小，首先放开大工业用户，其次是中小容量用户，最后是小用户（包括家庭用户）。
5．大用户直接购电对电力工业运营模式的影响
大用户直接购电要求开放输电通道，并最终打破输电网的区域概念，这就要求电力工业的运营模式与之适应。
在电力工业四种运营模式（垄断型运营模式、买电型运营模式、批发竞争型运营模式、零售竞争型运营模式）中，只有批发竞争型运营模式与零售竞争型运营模式中出现了大用户直接购电，因为此时输电部门已从电力工业一体化的管理体制中独立出来，避免了任何不公平使用输电网的现象。
因此，大用户直接购电的应用与电力市场的建立与开放程度是密切相关的。
6．大用户直接购电对电价的影响
大用户直接购电电价由独立发电公司的上网电价和输电网的过网费两部分组成，其中输电网的过网费又可分为输电费和转运费。
过网费的出现，无论是对现行的单一制电价还是两部制电价，都将产生巨大的冲击，并对电价制度的公平性产生新的推动作用。
所以，过网费的定价及收费，是大用户直接购电问题的重点与难点。
7．大用户直接购电对各利益主体的影响
（1）发电厂:
由于大用户直接购电是对电力市场公平竞争的更高要求，因此发电厂不仅要在经济上实现独立核算，而且应该按照严格意义上的法人资格参与市场。
（2）其它用户:
由于考虑到电力市场运行的经济性和平稳过渡性，对用户选择权一般是逐步放开的，即先是大用户，最后是所有用户。
因此，在一定程度上和一定时期内，没有用电选择权的用户可能所受待遇不公。
（3）电网经营者:
输电网开放和大用户直接购电对电网经营者的影响最大。
因为大用户直接购电将涉及到电网的管理体制、运营模式、技术支持等方面的变革，能否全面、公正、合理地实行电网改革对大用户直接购电、乃至电力市场的发展和完善至关重要。
8．大用户直接购电的其他影响
大用户直接购电不仅对电力工业市场化改革的程度、电力工业的管制、电价的制定与结算等方面有较高的要求，而且对电网的结构、电网的规划、电网的运行与控制、电网自动化等方面也有很高要求。
9．电铝结合对于电业和铝业的效益非常明显：
发电企业有了稳定的用户，设备运行更平稳，发电潜力挖掘更充分，有利于降低发电成本，提高发电企业的综合效益；铝企业由此有了稳定可靠和较低电价的电力供应，可进一步降低铝锭的生产成本，提高铝企业的经济效益和市场竞争力。
电解铝企业的用电特点：
用电量大，负荷平稳，生产连续性强。
对提高发电率、电网利用率有着其它负荷无法比拟的优势。
电解铝负荷的增量能大幅度降低电网的电力储备系数。
由于电解铝厂用电都是基荷，基本不用考虑储备问题，所以电解铝负荷的增加不但可以使电网的储备系数降低，同时也利于增强电网系统的安全。
电解铝厂具有调峰作用。
电解槽如果经过改造，在必要的条件下，电解铝企业能在极短的时间内将负荷降到一定数值。
按照国外的成功实践，一个相当规模的电解铝厂就相当于一座调峰电厂电厂（美国早已执行），而且比单独建一个调峰电厂要便宜得多。
对电铝结合的电解铝厂，电网可以通过合同、协议等方式要求该厂参与电网调峰。
电铝结合的形式：
一是紧密型，如股份制、资产重组、铝厂办电厂或电厂办铝厂等形式；二是半紧密型，如租赁形式；三是松散型，如直供（购）形式。
电解铝厂向电厂支付电费，并向电网支付过网费（也可以包含在电费中由电厂统一支付）。
要注意的问题：
过网费的标准是多少?
电网应该给用户提供哪些服务？
电网在夏季或冬季用电高峰期进行需求测管理、削峰填谷时，对电解铝大用户的用电要求怎样满足，怎么样管理？
这些问题要统一协商解决。
政府必须在收费和电网提供给用户的服务问题上，制定政策性的规定，才能保证电铝结合及向大用户直供的顺利实施。
4大用户直购电中的输配电价及辅助服务问题
在大用户直购电中，从传统的电力公司中分离出来的电网公司将电能从电能的生产者（独立发电厂和发电公司）输送到电能的使用者（大用户）的过程构成了电能的转运服务。
电网经营企业要为供需双方的“购售电协议”提供输电服务和必要的辅助服务。
按照完全是转供电服务业务收费计算，每项服务费用之和应能满足电网经营企业的合理收费需要。
这时包括转供电服务成本费、政府监控下的合理利润和税金。
使电网经营企业有再投资电网建设的能力，并有能力回报电网投资者。
同时应注意到，要使大用户直购电政策落到实处，必须使输配电网过网费计算方法合理、简便、透明，被各方面所接受。
若过网费过高，大用户直购电将失去意义；若过网费过低，电网经营企业将无法生存，包袱仍要由政府背。
考虑输配电的自然垄断因素，输配电价格应严格遵循价格监管原则。
大用户的输配电价格可视为输配电价格的一种特殊形式，从国外的经验看，多选择成本加成法来制定输配电价，并可以通过让公众代表参与制定电价使其尽量做到公平。
如果目前电网采取以成本为导向策略，那么电网计价应按电压等级归集资产与成本，按资产核定利润，电价水平按“成本加成”方式确定，“加”就是合理收益，收益按资产价值乘以规定的收益率标准计算，并根据需求弹性变化随之调整。
其中，合理收益的计算，由权益形成的，应按略不低于银行长期贷款的利率核定，负债形成的按权益收益率与长期贷款利率之差核定，以适当化解电网经营者的财务风险。
一般地，电网公司提供的输电服务涉及电能费用、机会费用、设备使用费用和扩建费用。
电能费用主要包括网损及为满足输电交易，进行发电再计划和再分配时引起的燃料费用增加，有的电力系统将电能费用归入发电或用电方，不由电网公司承担；机会费用是当某转运服务引起运行条件越限时，输电公司不得不放弃其它一些明显可获利的交易，由此引发的利润损失；设备使用费用包括输电设备的折旧、运行和维护费用；扩建费用指为满足输电服务需要而新建输电设备的投资。
具体而言，对大用户直供方式的输配电费用可分为共用网络服务费、专项服务费和辅助服务费。
共用网络服务费按电压等级制定，各电压等级价格应反映其对系统造成的成本耗费。
其中输电服务成本应包括输电设施的折旧、输电系统运行、维修更新、人员工资和其他管理费用、税收及利润和网损。
专项服务费是指为大用户直供电提供的专项输电资产的分摊，可分为电厂接入费、专用输电设施服务费，其价格水平以成本为基础确定。
由于辅助服务实行有偿提供，电网为大用户提供的输电辅助服务应按实际发生成本确定。
另外还可分开核算高压输电与低压配电资产，按照补偿成本、合理收益的原则，分别核定电网高压输电费用和低压配电费用。
最终将其汇总成大用户的输配电费用。
当输配电服务费用核定后，输配电价的计算就变成如何“分摊”的问题。
目前国外确定大用户的输配电价方法主要有：
利用“接网费和电网使用费”核算输电价（如英国、巴西等）；不考虑接网点、不考虑电压等级的“邮票法”（如法国等）；合同路径法；兆瓦公里法。
实际上，现在所有的和即将提出的输电定价方法都是基于成本的基础上。
这些方法的目的是将所有的（或部分的）现有和新建的输电系统成本合理分摊到输电用户头上去，并得到合理的收益。
大用户直接购电合同的签订是包括大用户、发电商和电网三方共同签订的合同。
电网在合同的执行过程中有关键的作用。
例如电网的传输能力十分重要，如果存在阻塞将防碍合同的执行。
可见用户的供电可靠性也与电网经营企业的网络可靠性有密切关系。
因此，除了电网提供的传输服务以外，包括调频、备用等辅助服务等十分重要。
由于供电质量差别很大，电网企业对其服务的程度也不尽相同。
辅助服务的种类及收费标准的制定十分困难。
同时，这个问题还要具体问题具体分析，如果这个电网有自备调峰调频手段，可是交易费用降低。
但如果厂网完全分开，电网企业要通过网上采购来提供服务，则交易成本会上升。
一般来说，辅助服务费的确定要通过谈判来解决，一般采取估算，使合同各方都接受。
估算的方法仍要以历史成本和设备的可靠性数据为基础。
按照备用的响应特性，运行备用服务可进一步分为旋转备用（热备用）和非旋转备用两部分。
旋转备用指可以在极短的时间内响应调度需要，为系统提供出力的机组。
包括热备用、空转备用和停下来的水电机组。
非旋转备用，指机组处于停机状态，并可在短期成为可调度的机组。
在未来电力市场的运营模式中，电力交易在很大一部分上要以双边交易的形式来实现。
电网为交易的电源和用户提供输送电能的服务和一些辅助服务。
电网在市场运行中要为电厂提供黑启动服务，这相当于为电厂提供了一个备用，使之能够从故障中很快的恢复过来。
同时当用户方面出现问题时，发电商通过事先签订好的合同可以继续向电网中其他用户送电。
对用户而言，当发电商因能源供应、设备检修和故障等问题无法完成对用户的电力与电量供应时，电网经营企业要通过调度向网内其他发电企业购电或启用系统备用机组发电给予满足。
在这种模式下无论电源还是用户都要与电网公司签订一个备用合同。
即使是在电源与用户签订的合同中规定在电源发生故障时，由合同中的发电商负责从别的发电商处购买电力满足用户的需要，电源与用户也要对这个转运服务与电网达成一定的协议。
电网为直购电企业提供的备用，其补偿应按实际发生成本确定。
对于备用容量的获取和定价，目前基本上采用基于联营体模式由中央决策
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