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2、电网输配电价。近期，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏（66千伏）输配电价按照10%的比例扣减，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣减。输配电价实行两部制。输配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。
3、政府性基金和附加。大用户应和其他电力用户一样承担相应社会责任，按照国家规定标准缴纳政府性基金及附加。政府性基金和附加由电网企业代为收取。
（四）电网企业根据可靠性和服务质量标准的要求，负责组织提供辅助服务。发电企业和大用户根据合同约定提供辅助服务。近期，发电企业和大用户暂不另行缴纳辅助服务费用。条件成熟时，辅助服务可单独核算，并向相应的市场主体收取，具体办法由国家电监会会同国家发展改革委、国家能源局另行制定。
（五）大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。在实时市场建立前，当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖。购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。
（六）发电企业、大用户应当将交易容量、电量及负荷曲线事先报电网企业，由电网企业安全校核后纳入系统平衡。交易过程由于网络输电容量的限制，导致直接交易未能实现、电网存在堵塞时，电网企业可根据大用户提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道。
（七）参加试点的大用户、发电企业和电网企业应参考国家电监会制定的范本，签订直接交易购售电合同和委托输电服务合同，并严格按合同约定执行。直接交易购售电合同的主要内容应包括负荷、电量、交易时间、供电方式、生产计划安排、计量、结算、电价、调度管理、违约责任、赔偿以及争议的解决方式等。
（八）大用户向发电企业直接购电，一般通过现有公用电网线路实现。确需新建、扩建或改建线路的，应符合电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经电力监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力。
（九）大用户直接交易的电力电量，限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。
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