四川省盐亭县人民法院 民 事 判 决 书 （2020）川0723民初1497号 原告：四川建丰林业有限公司。住所地四川省盐亭县工业集中开发区。 法定代表人：李建兵，系该公司董事长。 特别授权委托诉讼代理人：何律，四川川北律师事务所律师。 委托诉讼代理人：何竞东，四川川北律师事务所律师。 被告：北京远盛云格电力科技开发有限公司。住所地北京市大兴区西红门镇老三余村大白楼1号。 法定代表人：史晖，系该公司执行董事、经理。 特别授权委托诉讼代理人：刘畅，男，1981年7月14日出生，汉族。 特别授权委托诉讼代理人：冯巍，北京威诺律师事务所律师。 原告四川建丰林业有限公司（以下简称：建丰公司）诉被告北京远盛云格电力科技开发有限公司（以下简称：远盛公司）、第三人四川电力交易中心有限公司（以下简称：四川电力交易中心）、第三人国网四川省电力公司盐亭县供电分公司（以下简称：国网四川电力盐亭县分公司）买卖合同纠纷一案，本院于2020年6月3日立案后,因全国新冠肺炎疫情影响，被告远盛公司向本院提出延期审理申请。2020年7月6日，原告向本院提出撤诉申请，要求撤回对第三人四川电力交易中心、国网四川电力盐亭县分公司的起诉。2020年7月9日，本院经审查后作出（2020）川0723民初1497号民事裁定书，裁定：准许原告建丰公司撤回对第三人四川电力交易中心、国网四川电力盐亭县分公司的起诉。同时，本院依法组成合议庭在2020年9月1日第一次公开开庭审理过程中因涉及司法鉴定本案中止审理。2020年11月17日，本院恢复审理后再次依法公开开庭进行了审理。原告建丰公司的委托诉讼代理人何律、何竞东、被告远盛公司的委托诉讼代理人刘畅、冯巍到庭参加诉讼。本案现已审理终结。 原告建丰公司向本院提出诉讼请求：一、判决被告按约定向原告返还超支付的电费1949429.35元及其资金利息（ 被告远盛公司辩称，原告在2019年6月至10月用电电费结算应以其在交易平台最终确认的结算结果为准，被告不同意原告的诉讼请求。具体理由为：1.《购售电合同》第6.1条约定：《购售电合同》的结算按照四川相关电力市场交易规则及年度指导意见要求执行；2.2019年3月15日，四川电力交易中心作出川电交易司公告（2019）5号《关于发布2019年四川电力市场结算细则的通知》（以下简称：《2019年四川电力市场结算细则》）第二部分第二条第二款第五项规定：零售用户对结算结果和售电公司分配的偏差考核电费在交易平台中进行确认；3.2019年1月28日，国家能源局四川监管办公室、四川省经济和信息化厅作出的川监能市场（2019）10号《关于印发〈2019年四川电力交易指导意见〉的通知》（以下简称：《2019年四川电力交易指导意见》）第2.3.2条规定：每月结算前售电企业与零售用户可对当月交易电量、电价进行调整，以双方在交易平台最终确认的交易电量、电价为准。基于以上三点原因，原告在合同履行过程中，已通过交易平台对分配电量、电价及偏差考核费用完成了最终确认。因此，原告在2019年6月至10月用电电费的结算应以其在交易平台最终确认的结算结果为准。请求人民法院驳回原告的诉讼请求。 根据当事人的陈述和经审查确认的证据，本院认定事实如下:原告建丰公司于2008年11月3日成立，经市场监督管理行政机关核准登记为具备法人资格的有限责任公司（自然人投资或控股的法人独资），注册资本为18800万人民币，营业期限为2008年11月3日至2058年11月2日，经营范围为：经济林木开发、加工、销售；木质中密度纤维板、刨花板、木质地板、强化木地板、家具、封边条装饰材料、新型防火材料生产、销售等。被告远盛公司于2005年4月13日成立，经市场监督管理行政机关核准登记为具备法人资格的有限责任公司（自然人独资），注册资本为23500万人民币，营业期限为2005年04月13日至长期，经营范围为：科技开发；技术咨询、服务；软件开发；专业承包；维修电气设备；劳务服务；零售电气设备、节能设备、光伏设备、空调制冷设备、五金（不含电动自行车）、建筑材料、电子产品；售电服务；物业管理；保洁服务；电力供应；工程设计等。 2019年3月11日，原告以甲方和电力用户名义与被告以乙方和售电公司名义签订了《购售电合同》及《附件1》。该合同主要约定：远盛公司为一家具有法人资格的售电公司，已取得四川省电力市场交易资格。第1条：建丰公司在盐亭县拥有并经营管理一家用电电压等级为35及10千伏（kv）、变压器容量为103154伏安（KVA）的用电企业，符合四川省电力市场准入条件且在四川电力交易公司完成市场主体注册。第2条：远盛公司在四川省拥有合法售电经营资格，符合国家发展改革委、国家能源局发布的《售电公司准入与退出管理办法》准入条件，符合四川省政府主管部门对售电公司准入的相关要求，在四川电力交易中心完成公示、承诺、注册、备案程序，并通过政府相关部门、监管机构评估的售电公司，具备开展电力交易的购售电资格，在四川电力交易中心注册登记的资产总额为20500万元，可从事年售电量为不限量亿千瓦时。第3.1条：建丰公司的权利包括：第3.1.1条：与远盛公司协商制定用电计划和设备检修计划；第3.1.2条：获得远盛公司履行本合同义务相关的信息、资料及查阅电网企业的关口信息数据。第3.2条：建丰公司的义务包括：第3.2.2条：向远盛公司或四川电力交易中心提供电力交易容量、电量、负荷曲线及其他生产运行信息。根据实际用电需求，准确预测年度用电量以及交易月份用电量；第3.2.4条：按时缴纳电力交易电量相关费用，包括：市场交易电缆、输配电费、政府性基金及附加、功率因数调整电费等；第3.2.5条：向远盛公司提供与履行本合同相关的其他信息。如实提供用户用电信息，配合远盛公司、电网企业及电力交易中心进行电量交易、电费结算、数据统计等工作。第3.3条：远盛公司权利包括：第3.3.1条：获得建丰公司履行本合同义务相关的信息、资料、数据；第3.3.2条：按约定获取电力交易相关收益。第3.4条：远盛公司的义务包括：第3.4.1条：按照国家有关法律、规定和技术规范，为建丰公司提供电力交易服务，参与电力市场交易并按规定结算；第3.4.4条：向建丰公司提供真实准确的有关电力交易的相关信息及资料，不得提供虚假的或误导性的信息。第4.2条：交易电价：在交易周期内，建丰公司、远盛公司对不同交易品种分别约定不同的交易价格，协议电量约定价格见《附件1》。建丰公司协议电量需求以外的月度增量电量，根据双方自愿，可约定月度增量电量交易电价，约定价格见《附件2》。双方另有约定如下：6月至10月丰水期月度增量全部按富余电交易价格执行。第4.3条：交易电量：第4.3.1条：建丰公司同意向远盛公司购买交易周期内的全部用电电量，双方约定的协议电量以《附件1》为准；第4.3.2条：经建丰公司、远盛公司双方协商一致，双方每月可调整年度交易合约电量后续月份分月电量计划，由任意一方在四川电力交易中心组织次月月度交易前3个工作日，在交易平台提交电量计划调整申请，并须双方在平台进行确认。第4.4条：偏差考核：在结算周期内，对建丰公司偏差率超过有关交易规则规定的免考核范围的，双方约定按以下方式对偏差考核费用进行分摊，偏差考核由远盛公司全部承担。第6.1条：《购售电合同》的结算按照四川相关电力市场交易规则及年度指导意见要求执行。第6.2条：建丰公司按《市场化零售供用电合同》约定向电网企业缴纳用电电费。第6.3条：远盛公司电费由电网企业根据四川电力交易中心出具的交易结算依据进行结算和支付。第6.4条：存在异议的电量和电费不应影响无异议部分的电费计算和支付。第7.1条：本合同的任何修改、补充或变更必须以书面的形式进行，双方法定代表人或授权代理人签字并加盖双方公章或合同专用章后方为有效，但须在双方签字盖章后3个工作日内提交四川电力交易中心和能源监管机构备案。第8.1条：双方合同一经签订，双方不能以市场电价波动、销户、增容、减容、暂停、改类为由拒绝履行。第8.2条：一方违反本合同约定条款视为违约，另一方有权要求违约方赔偿违约造成的经济损失。第8.3条：违约的处理原则；第8.3.1条：违约方应承担支付违约金、继续履行合同和采取补救措施等责任。在支付违约金、继续履约或者采取补救措施后，仍给对方造成其他损失的，应当赔偿损失；第8.3.3条：一方违约后，另一方应当采取适当的措施防止损失的扩大。如果该方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。第12.1条：本合同的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。第13.1条：本合同的生效条件是：经双方法定代表人或授权代理人签字并加盖公章或合同专用章；第13.2条：本合同有效期：自2019年1月1日起至2019年12月31日止。原告在甲方单位签章处加盖合同专用章，李建兵在法定代表人（或授权代理人）处签名；被告在乙方单位签单处加盖合同专用章，刘瑞红在法定代表人（或授权代理人）处加盖个人印章。同日，原告以用电方、甲方名义与被告以代理方、乙方名义共同签署两份《附件1》，均为《2019年四川电力零售市场年度交易电量与电价明细表》。第一份，交易品种名称为：常规直购交易，载明：1月：年度交易电量为1757.56兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为1230.29兆瓦时，火电/新能源电量部分的交易电量为527.27兆瓦时；2月：年度交易电量为36.40兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为25.48兆瓦时，火电/新能源电量部分的交易电量为10.92兆瓦时；3月：年度交易电量为1360.8兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为952.56兆瓦时，火电/新能源电量部分的交易电量为408.24兆瓦时；4月、5月数据一样，均为：年度交易电量为1800兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为1260兆瓦，火电/新能源电量部分的交易电量为540兆瓦时；6月至10月数据一样，均为：年度交易电量为1071兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量749.70兆瓦，火电/新能源电量部分的交易电量为321.30兆瓦时；11月至12月数据一样，均为：年度交易电量为1800兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为1260兆瓦，火电/新能源电量部分的交易电量为540兆瓦时；1-12月其中：水电电量部份的交易电价均为260元/兆瓦时；火电/新能源电量部分的交易电价均为空白；月度水电增量交易价格均为260元/兆瓦时。合计：年度交易电量为15709.76兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为10996.83兆瓦时，火电/新能源电量部分的交易电量为4712.93兆瓦时）。原告在（用电方）、甲方处加盖合同专用章，李建兵在法人代表处加盖个人印章；被告在（代理方）、乙方处加盖合同专用章，刘瑞红在法定代表人处加盖个人印章。第二份，交易品种名称为：富余电量交易，载明：1月至5月和11月、12月均为空白，6月：年度交易电量为1000兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为1000兆瓦时；7月至10月数据一样，均为：年度交易电量为500兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为500兆瓦时；6月至10月其中：水电电量部分的交易电价和月度水电增量交易价格数据一样，均为：85元/兆瓦时。合计：年度交易电量为3000兆瓦时，其中：水电电量部分的交易电量为3000兆瓦时。原告在（用电方）、甲方处加盖合同专用章，李建兵在法人代表处加盖个人印章；被告在（代理方）、乙方处加盖合同专用章，刘瑞红在法定代表人处加盖个人印章。 2019年3月18日，四川电力交易中心收到原、被告双方签订的《购售电合同》和《附件1》，并予以备案。2019年3月21日，四川电力交易中心在交易平台向各售电公司发出重要通知，主要载明：按照政府相关部门要求，交易中心现对用户交易电量与富余基数、用电能力进行审核，用户交易电量原则上不得超过用电需求上限。若需按照用户用电上限修改零售交易电量，请售电公司将双方盖章的驳回申请扫描件发送至交易大厅邮箱。对于因特殊原因，用户交易电量需超过富余基数（大工业电量）或用电能力（一般工商业电量）的，请相关售电公司将双方盖章的情况说明扫描件上传至交易平台。情况说明要求如下：1.大工业电量超富余基数。 2019年4月23日，被告以售电方名义与原告以用电方名义和国网四川电力盐亭分公司以供电方名义通过四川电力交易中心网络平台签订了《四川省市场化零售供用电合同》。该合同主要内容载明：第11条：电价、电费；第11.1条：用户购电价格约定：用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金及附加三部分组成。（1）市场交易价格由售电方与用电方在双方签订的《购售电合同》中约定。（2）输配电价、政府性基金及附加执行国家有关规定。在合同有效期内，如发生调整，按政府有关调整文件执行；第11.2.1条：市场交易电费：按四川相关电力市场交易规则及年度指导意见要求和售电方与用电方签订的《购售电合同》相关约定计算；第11.2.2条：输配电费：（1）电度电费：按用电方各电压等级结算电量乘以对应的输配电度电价，用电方各电压等级结算电量对应的输配电度电价为0.1727元/千瓦时，如在合同有效期内发生调整，按政府有关调整文件执行。第12条：电费结算与支付；第12.1.1条：供电方按电力交易机构出具的电力交易结算依据、汇总交易电量电费、偏差电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金及附加、功率因素调整电费等后，向用电方收取电费，并向售电方支付电费。用电方、售电方电力交易电费计算方式按四川电力市场有关交易规则及年度指导意见执行；第12.3.2条：若遇电费争议，用电方应按供电方所抄见的电量、电力计算的电费金额结算，按时足额交付电费，待争议解决后，双方据实退、补。 原、被告签订《购售电合同》、制定常规直购交易电量与电价明细表和富余电量交易电量与电价明细表以及与国网四川电力盐亭分公司签订《四川省市场化零售供用电合同》后，原、被告在2019年1月至12月履行《购售电合同》期间，被告按照交易品种（交易成分）、结算月份、合同电量、合同电价、结算电量、原告实际用电量、结算电价、富余基数、结算电费、偏差考核等交易情况，向四川电力交易中心提交了2019年1月至12月每个月《四川电力市场交易结算单》，载明：2019年1月至5月、11月、12月该结算单中富余基数为空白,无具体数据；6月至10月结算单中富余基数均为1070869千瓦时。原告在每个月依据《四川电力市场交易结算单》显示内容，特别是6月至10月结算单上均载明有富余电量基数1070869千瓦时的情况下，在交易平台上对结算单结算结果进行了确认。事实上，被告在四川电力交易中心交易平台批发或在发电企业、发电厂购买2019年7月至10月富余电量，但被告又将其7月至9月购买的全部富余电量和10月购买的富余电量中的一部分退还给了发电企业或发电厂。2019年10月，被告将未退还部分的富余电量195200千瓦时，分配给了中纺粮油（四川）有限公司。最终，被告未向原告实际分配2019年6月至10月富余合同电量交易的电量，分配给原告的电量全部是常规直购交易的合同电量。2019年1月至12月，《四川电力市场交易结算单》每个月显示的交易结算的具体内容为：1月：实际用电量为1757560千瓦时，富余基数为空白，无具体数据；交易成分为常规直购，合同电量为1715380千瓦时，合同电价为0.30531元/千瓦时，结算电量为1757560千瓦时，结算电价为0.30531元/千瓦时，结算电费536600.64元，偏差考核费用为0；2月：实际用电量为36400千瓦时，富余基数为空白，无具体数据；交易成分为常规直购，合同电量为37903千瓦时，合同电价为0.30468元/千瓦时，结算电量为36400千瓦时，结算电价为0.30468元/千瓦时，结算电费11090.36元，偏差考核费用为0；3月：实际用电量为1446200千瓦时，富余基数为空白，无具体数据；交易成分为常规直购，合同电量为1417276千瓦时，合同电价为0.30545元/千瓦时，结算电量为1446200千瓦时，结算电价为0.30545元/千瓦时，结算电费441741.79元，偏差考核费用为0；4月：实际用电量为1468600千瓦时，富余基数为空白，无具体数据；交易成分为常规直购，合同电量为1412116千瓦时，合同电价为0.30530元/千瓦时，结算电量为1468600千瓦时，结算电价为0.30530元/千瓦时，结算电费448363.58元，偏差考核费用为0；5月：实际用电量为2022160千瓦时，富余基数为空白，无具体数据；交易成分为常规直购，合同电量为2025000千瓦时，合同电价为0.30582元/千瓦时，结算电量为2022160千瓦时，结算电价为0.30582元/千瓦时，结算电费618416.97元，偏差考核费用为0；6月：实际用电量2211440千瓦时，富余基数：1070869千瓦时，交易成分为常规直购，合同电量2303590千瓦时，合同电价为0.30406元/千瓦时，结算电量为2211440千瓦时，结算电价为0.30406元/千瓦时，结算电费672410.45元，偏差考核费用为0；7月：实际用电量2179520千瓦时，富余基数：1070869千瓦时，交易成分为常规直购，合同电量2270000千瓦时，合同电价为0.30465元/千瓦时，结算电量为2179520千瓦时，结算电价为0.30465元/千瓦时，结算电费663990.77元，偏差考核费用为0；8月：实际用电量2620520千瓦时，富余基数：1070869千瓦时，交易成分为常规直购，合同电量2623871千瓦时，合同电价为0.30533元/千瓦时，结算电量为2620520千瓦时，结算电价为0.30533元/千瓦时，结算电费800123.37元，偏差考核费用为0；9月：实际用电量2477720千瓦时，富余基数：1070869千瓦时，交易成分为常规直购，合同电量2317907千瓦时，合同电价为0.30449元/千瓦时，结算电量为2477720千瓦时，结算电价为0.30449元/千瓦时，结算电费754440.96元，偏差考核费用为0；10月：实际用电量2653000千瓦时，富余基数：1070869千瓦时，交易成分为常规直购，合同电量2520000千瓦时，合同电价为0.30400元/千瓦时，结算电量为2653000千瓦时，结算电价为0.30400元/千瓦时，结算电费806512元，偏差考核费用为0；11月：实际用电量为2689400千瓦时，富余基数为空白，无具体数据；交易成分为常规直购，合同电量为2337840千瓦时，合同电价为0.30606元/千瓦时，结算电量为2689400千瓦时，结算电价为0.30606元/千瓦时，结算电费823117.76元，偏差考核费用为0；12月：实际用电量为2808400千瓦时，富余基数为空白，无具体数据；交易成分为常规直购，合同电量为2748830千瓦时，合同电价为0.30538元/千瓦时，结算电量为2808400千瓦时，结算电价为0.30538元/千瓦时，结算电费857629.19元，偏差考核费用为0。 2019年1月至12月，原告按照《四川省市场化零售用电合同》的约定，每个月向国网四川电力盐亭分公司缴纳了实际使用电量的电费。分别为：1月：总电量为1757560，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47801元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为840131.26元，基本电费为260000元，代收基金为84538.63元，力调电费为-8250.98元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1176418.91元；2月：总电量为36400，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47738元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为17376.63元，基本电费为52000元，代收基金为1750.84元，力调电费为43707.28元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为114834.75元；3月：总电量为1446200，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47815元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为691500.53元，基本电费为260000元，代收基金为69562.22元，力调电费为-7136.25元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1013926.5元；4月：总电量为1468600，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.478元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为701990.80元，基本电费为260000元，代收基金为70639.66元，力调电费为-7214.93元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1025415.53元；5月：总电量为2022160，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47852元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为967644.01元，基本电费为260000元，代收基金为97265.89元，力调电费为-9207.33元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1315702.57元；6月：总电量为2211440，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47676元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为1054326.14元，基本电费为260000元，代收基金为106370.27元，力调电费为-9857.45元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1410838.96元；7月：总电量为799156，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47735元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为381477.10元，基本电费为95333.33元，代收基金为38439.41元，力调电费为-3576.08元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为511673.76元；7月：总电量为1380364，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47735元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为658916.76元，基本电费为164666.67元，代收基金为63717.6元，力调电费为-6176.88元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为881124.15元；8月：总电量为2620520，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47803元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为1252687.19元，基本电费为260000元，代收基金为120963.19元，力调电费为-9076.12元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1624574.26元；9月：总电量为2477720，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47719元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为1182343.21元，基本电费为260000元，代收基金为114371.55元，力调电费为-8654.06元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1548060.7元；10月：总电量为2653000，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.4767元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为1264685.10元，基本电费为260000元，代收基金为122462.48元，力调电费为-9148.11元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1637999.47元；11月：总电量为2689400，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47876元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为1287577.15元，基本电费为260000元，代收基金为124142.7元，力调电费为-6964.10元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1664755.75元；12月：总电量为2808400，实际执行电价（合同目录电价+输配电价0.1727元）为0.47808元，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为1342639.87元，基本电费为260000元，代收基金为129635.74元，力调电费为-9615.84元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为1722659.77元；合计：总电量为24370920，实际目录电费（总电量×实际执行电价）为11643295.75元，基本电费为2912000元，代收基金为1143860.18元，力调电费为-51170.85元，总结算电费（实际目录电费+基本电费+代收基金+力调电费）为15647985.08元。国网四川电力盐亭分公司每个月收到原告缴纳的电费后，向原告出具了《增值税专用发票》。 同时查明，诉讼中，原、被告均向本院提出申请，要求调查四川电力交易中心就原、被告签订《购售电合同》后，双方在交易平台交易的相关情况。经调查，四川电力交易中心于2020年7月10日向本院出具《情况说明》一份，载明：一、远盛公司2019年在川售电代理情况：2019年远盛公司在四川代理零售用户6户，代理电量1.17亿千瓦时。二、建丰公司富余电量品种缺失的原因：按照《2019年四川电力交易指导意见》等相关规定：每月结算前，售电企业与零售用户可对当月交易电量、电价进行调整，以双方在交易平台最终确认的交易电量、电价为准。建丰公司与远盛公司虽然在年度《购售电合同》中约定了常规直购、富余电量相关交易电量和电价信息，但2019年6月至9月，远盛公司富余批发合同电量为0，故零售用户分配到的富余合同电量为0。10月，远盛公司虽然富余批发合同电量为19.52万千瓦时，但全部分配给其代理的另一用户中纺粮油（四川）有限公司，建丰公司分配到富余合同电量为0。6月至10月双方均按规定在交易平台对结算结果进行了确认。三、建丰公司售电合同备案情况：2019年3月18日，四川电力交易中心收到建丰公司和远盛公司零售购售电合同，并予以备案。四、交易平台富余月度交易成交情况：2019年6月至10月，四川电力交易平台富余月度交易成交电量合计49.79亿千瓦时，各月成交情况如下：6月，富余月度成交电量为8.96亿千瓦时；7月，富余月度成交电量为10.27亿千瓦时；8月，富余月度成交电量为10.87亿千瓦时；9月，富余月度成交电量为10.25亿千瓦时；10月，富余月度成交电量为9.44亿千瓦时。同时，四川电力交易中心向本院提交了以下依据：2019年1月至12月《四川电力市场交易结算单》、《购售电合同》、《附件1》（常规直购交易、富余电量交易《2019年四川电力零售市场年度交易电量与电价明细表》）、《附件1填写说明》及其相关文件。 另查明：2019年1月28日，国家能源局四川监管办公室和四川省经济和信息化厅发布川监能市场[2019]10号《2019年四川电力交易指导意见》，主要载明：第1.1.1条：2019年电力直接交易包括常规直购、富余电量等……。第1.1.1.5条：富余电量采取年度、周复式价撮合方式进行交易，电量供需比按照1.2：1进行限制，实施最低和最高限价，限价范围为100元/兆瓦时上下浮动25%。第2.1.2条第（1）项：售电企业可以和发电企业直接双边协商交易，也可以通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易。售电企业年售电量应与其资产总额以及缴纳的保函金额相符。第2.2.2条第（1）项：售电企业与零售电力用户以年度双边协商的方式签订年度购售电合同。第2.3.2条零售市场：每月结算前，售电企业与零售用户可对当月交易电量、电价进行调整，以双方在平台最终确认的交易电量、电价为准。第5.4条第（2）项：电力交易机构应按市场主体（含电网企业）提供电力交易结算依据（包括但不限于全部电量电费、偏差考核费用、售电企业价差收入、辅助服务费、分摊的结算差额或盈余资金以及输电服务费等），市场主体根据相关规则进行资金结算。 2019年1月31日，四川省经济和信息化厅、四川省发展和改革委员会、国家能源局四川监管办公室、四川省能源局联合发布川经信电力（2019）25号《关于印发〈四川省2019年省内电力市场化交易实施方案〉的通知》（以下简称：四川省经济和信息化厅等4部门作出的《四川省2019年省内电力市场化交易实施方案》，主要载明：二、市场交易品种：（四）常规直购交易。1.参与范围：未纳入铝电合作、跨省联动、战略长协直接交易的大工业用户，符合准入条件的一般工商业用户。2.交易电量：用电企业纳入市场放开范畴的电量应全部参与商场化交易，按照水火电量7:3的比例进行配置。（六）富余电量交易。富余电量政策实施时间为2019年6月至10月。1.富余电量确定：（1）基数的确定。2018年10月底以前投产的工业用户，以投产后2016年至2018年丰水期月均大工业用电量作为基数。2018年11月1日及以后新投产或复产的工业用户，以当月实际大工业用电量的80%作为基数。其中，新投产的节能环保、新一代信息技术、生物、高端装备制造、新能源、新材料、新能源汽车等战略性新兴产业企业以实际大工业用电量的60%作为基数，该类用户由市（州）经济和信息化主管部门和供电公司共同认定。基数电量及相关认定资料由国网四川省电力公司在年度交易开始前统一提供给交易机构；（2）增量的确定。用电企业在富余电量政策实施期间超过基数的部分为富余电量。富余电量按月度进行计算，原则上用电企业每月申报电量应超过1万千瓦时。对未纳入四川输配电价核价范围的地方电网企业，在优先结算直接交易电量后再进行富余电量结算，所结算的市场化交易电量不应超过下主网电量。2.交易方式。富余电量采取年度、月（周）复式竞价撮合交易方式进行交易，电量供需比按照1.2：1进行限制。3.交易电价。富余电量到户电价由交易价格、办理配电价和政府性基金及附加组成，基本电费按国家电价政策收取。富余电量交易价格实施最高和最低限价，限价范围为0.10元/千瓦时上下浮动25%。 2019年3月15日，四川电力交易中心发布《2019年四川电力市场结算细则》，主要载明：第二部分第一条第（一）款：调整富余电量结算方式：对于既参与富余电量，又参与其他交易品种的用户，超基数部分即为增量，均结算为富余电量，其余成分在基数内结算。第二条第（一）款第3项第（1）目中的第 2017年7月20日，四川省发展和改革委员会作出川发改价格（2017）378号《关于四川电网2017年至2019年输配电价及有关事项的通知》文件（以下简称：四川省发改委作出《四川电网2017年至2019年输配电价及有关事项的通知》，主要载明：2017年至2019年，四川电网输配电价：大工业用电35千伏的电度电价为0.1727元/千瓦时。2019年5月30日，四川省发展和改革委员会作出川发改价格（2019）254号《关于明确2019年富余电量输配电价有关问题的通知》文件（以下简称：四川省发改委作出《关于明确2019年富余电量输配电价有关问题的通知》，主要载明：四川电网供区范围内大工业用户参与富余电量交易的，110千伏及以下电压等级输配电价执行标准为0.105元/千瓦时。 上述事实有当事人陈述、《营业执照（副本）》复印件、《购售电合同》、《附件1》（常规直购交易、富余电量交易《2019年四川电力零售市场年度交易电量与电价明细表》）、《情况说明》、《增值税专用发票》、《公证书》、《四川省市场化零售供用电合同》、《四川电力交易结算单》、国家能源局四川监管办公室和四川省经济和信息化厅发布的川监能市场（2019）10号《2019年四川电力交易指导意见》、四川省经济和信息化厅等4部门发布的《四川省2019年省内电力市场化交易实施方案》、四川电力交易中心发布的《2019年四川电力市场结算细则》、四川省发改委发布的《四川电网2017年至2019年输配电价及有关事项的通知》、四川省发改委发布的《关于明确2019年富余电量输配电价有关问题的通知》等证据在卷予以证实。 本院认为，本案系原、被告在履行《购售电合同》过程中因被告未按约向原告分配2019年6月至10月丰水期合同富余电量而引发的纠纷。案涉《购售电合同》是为了实现电力产品的价值、明确各方权利与义务责任所签订的合同。本案中，被告系售电公司，代为销售电力产品，不适用《中华人民共和国合同法》第十章供用电、水、气、热力合同的规定。案涉《购售电合同》一是双务合同，签订合同的各方都有互相履行合同权利和义务的责任，可以以金钱方式或其他方式去实现；二是有偿合同，得到电力供给的一方，必须支付相应的价款；三是诺成合同，合同依法成立即对双方具有约束力；四是特殊主体合同，不是任何自然人或法人都可以签订的合同；五是要式合同，合同正确签订和履行将影响到国家、社会公共利益、国家必需对其进行监管，只要符合特定的方式，合同方为有效；六是有名合同，一方面符合买卖合同的法律特征，另一方面是因为国家对《购售电合同》作出了规范性的规定。由此可见，《购售电合同》是《中华人民共和国合同法》中的买卖合同，完全符合第二条第一款“本法所称合同是平等主体的自然人、法人、其他组织之间设立、变更、终止民事权利义务关系的协议。”的规定，是受《中华人民共和国合同法》调整的合同。根据《中华人民共和国合同法》第一百三十条“买卖合同是出卖人转移标的物的所有权于买受人，买受人支付价款的合同。”的规定，从合同的主体看，原告在盐亭县拥有并经营管理一家具备法人资格的用电电压等级为35B10千伏（KV）、变压器容量为103154伏安（KVA）的用电企业，符合四川省电力市场准入条件且在四川电力交易中心完成市场主体注册。被告在四川省拥有合法售电经营资格且具备法人资格的购售电企业，符合国家发展改革委、国家能源局发布的《售电准入与退出管理办法》规定的准入条件和四川省政府主管部门对售电公司准入的相关要求，在四川电力交易中心完成公示、承诺、注册、备案程序，并通过政府相关部门、监管机构评估的售电公司，具备开展电力交易的购售电资格。由此可见，原、被告是平等地位的法人企业，其主体资格适格。从合同的内容看，被告作为出卖人将购买的电力产品所有权转移给作为买受人的原告，再由原告支付价款，原、被告双方形成了电力产品买卖关系的民事法律关系。为此，案涉《购售电合同》系原、被告双方的真实意思表示，所约定的内容不违反法律的禁止性、效力性规定，合法有效，受法律保护，对原、被告均具有法律约束力，原、被告应当按照约定行使权利、履行义务。本案中，本院针对原、被告双方争议的焦点和法律适用等问题综合分析如下： 一、关于原、被告在《购售电合同》中约定“交易电量和电价”是否符合相关政策规定的问题。2019年1月28日，国家能源局四川监管办公室、四川省经济和信息化厅发布的川监能市场（2019）10号《2019年四川电力交易指导意见》主要规定：2019年电力直接交易包括常规直购、富余电量等；富余电量采取年度、周复式竞价撮合方式进行交易，电量供需比按照1.2：1进行限制。实施最低和最高限价，限价范围为100元/兆瓦时上下浮动25%；售电企业与零售电力用户以年度双边协商的方式签订年度《购售电合同》。2019年1月31日，四川省经济和信息化厅等4部门发布的川经电力（2019）25号《四川省2019年省内电力市场化交易实施方案》主要规定：常规直购交易和富余电交易等；富余电量政策实施时间为2019年6月至10月；富余电量基数的确定：2018年10月底以前投产的工业用户，以投产后2016年至2018年丰水期月均大工业用电量作为基数；增量的确定：用电企业承富余电量政策实施期间超过基数的部分为富余电量。富余电量按月度进行计算，原则上用电企业每月申报电量应1万千瓦时；富余电量到户电价由交易价格、输配电价和政府性基金及附加组成，基本电费按国家电价政策收取。富余电量交易价格实施最高和最低限价，限价范围为0.10元/千瓦时上下浮动25%。2019年5月29日，四川省发展和改革委员会作出川发改价格（2019）254号《关于明确2019年富余电量输配电价有关问题的通知》文件主要规定：充分富余电量政策效用，促进丰水期富余水电消纳；富余电量执行两部制输配电价。四川电网供区范围内大工业用户参加富余电量交易的，110千伏及以下电压等级输配电价执行标准为0.105元/千瓦时，220千伏电压等级输配电价执行标准为0.0849元/千瓦时，基本电价按现行相关规定执行；地方电网应切实将富余电量红利落实至对应的工业企业；富余电量政策实施时间为2019年6月至10月。2019年3月15日，四川电力交易中心作出川电交易公告2019—05号《关于发布2019年四川电力市场结算细则的通知》主要规定：对于既参与富余电量，又参与其他交易品种的用户，超基数部分即为增量，均结算为富余电量，其余成分在基数内结算。案涉《购售电合同》第4.1条约定“本合同交易周期自2019年1月1日至2019年12月31日”；第4.2条约定“在交易周期内，建丰公司、远盛公司双方对不同交易品种分别约定不同的交易价格，协议电量约定价格见《附件1》。建丰公司协议电量需求以外的月度增量电量，根据双方自愿，可约定月度增量电量交易价格，约定价格见《附件2》；双方另有约定如下：6月至10月丰水期月度增量全部按富余电量交易价格执行。”；第4.3.1条约定“建丰公司同意向远盛公司购买交易周期内全部用电量，建丰公司、远盛公司双方约定的协议电量以《附件1》为准。”；原、被告双方在附件1中约定“6月至10月，每个月常规直购电量为1071兆瓦时，富余电量为6月1000兆瓦时，7月至10月每个月均为500兆瓦时。”。由此可见，原、被告双方在《购售电合同》和《附件1》中约定的交易品种既有常规直购交易，又有富余电量交易，并分别明确了每个月交易电量、电价等。该约定完全符合上列行业规范和部门规章的规定，特别是对富余电量交易作出了明确的规定和约定，相互意思表述一致，系双方的真实意思表示，受法律保护，对各方均具有法律约束力，本院予以认可。 二、关于原、被告双方共同出具的《情况说明》是否是被告代理原告参与2019年四川电力零售市场常规直购交易，并未包括富余电量交易的问题。案涉《情况说明》明确载明：被告代理原告参与2019年四川电力零售市场常规直购交易，6月至10月的交易电量原被告双方协商按基数电量1070.869兆瓦时填报，因当时允许电量取整故按1071兆瓦时填报，根据近期四川交易中心的最新要求，不得取整申报，特申请驳回2019四川电力零售市场常规直购年度交易的已申报数据，重新填报6月至10月的电量部分。由此可见，原、被告双方形成《情况说明》的主要原因是不得将常规直购交易电量取整数填报数据，要求将已填报的常规直购交易电量1071兆瓦时重新按双方实际约定的常规直购交易电量1070.869兆瓦时填报，且与《四川电力市场交易结算单》载明的7月至10月每个月富余电量基数1070869千瓦时一致。足以证明该《情况说明》需要变更交易品种的电量是常规直购交易电量，而不是富余电量，也未涉及富余电量交易品种及电量的变更。其原因是常规直购电量的申报需符合“不得取整申报”的管理规范要求。即使认定该《情况说明》是原、被告双方对《购售电合同》约定的内容变更，也仅仅变更了常规直购电量填报的数据。同时，也无相关证据证明原告放弃富余电量的交易品种或解除或撤销富余电量交易以及6月至10月丰水期月度增量全部按富余电量交易价格执行的约定。为此，被告认为原、被告双方作出的《情况说明》是对《购售电合同》中有关富余电量品种交易等相关事项的变更，是被告代理原告参与2019年四川电力零售市场常规直购交易，并未包括富余电量交易。该主张与《购售电合同》第7.1条“本合同的任何修改、补充或变更必须以书面的形式进行，双方法定代表人或授权代理人签字并加盖双方公章或合同专用章后方为有效，但须在双方签字盖章后3个工作日内提交四川电力交易中心和能源监管机构备案。”的约定严重不符，且原告当庭明确表示不予认可，本院依法不予采信。 三、关于被告拒不履行《购售电合同》约定的在6月至10月丰水期向原告分配富余电量交易的行为是否存在违约，被告是否承担违约责任的问题。四川省政府及其相关行政机关为了切实贯彻国务院常务会议提出的加快打造市场化、法治化、国际化营商环境，更大力度为各类市场主体投资兴业破堵点、解难题，优化营商环境，关注企业痛点，有助于提振市场信心，优化营商环境是解放生产力、提升竞争力，是增强市场活力、稳定社会预期、应对经济下行压力、促进发展和就业的有效举措，制定了6月至10月丰水期富余电量电价的优惠政策，其目的是进一步落实党中央、国务院关于节能减排、“稳增长”的总体要求，由省电力公司在全省范围内实施的一项重要措施，努力鼓励像原告一样的工业企业开足马力扩大电力消费，建立工业企业用电增量带来的红利，由发、供、用企业共享的机制，进一步利用富余电量政策降低电力用户用电成本，促进丰水期富余水电消纳，和水电资源就地转化。在6月至10月期间，工业企业以以前电量为基础，设置电费基数，未超过基数部分按正常电费收纳等等，这就是国家电力体制改革以来，激励工业企业尽最大能力使用富余电量，享受富余电量政策带来的福利，降低工业企业用电成本和生产成本，提高工业企业活力，有力促进工业企业的平稳健康发展。结合本案查明的事实，原告作为用电企业选择被告行使售电企业的权利和义务责任，其主要目的就是能够在6月至10月丰水期更好地使用富余电量，有效降低用电成本，积极分享国家对使用富余电量政策带来的红利。但被告拒不履行《购售电合同》和《附件1》对6月至10月丰水期使用富余电量交易的约定，被告在6月至9月既未和发电企业直接双边协商购买富余电量，又未通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易批发合同富余电量。即使被告在10月通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易批发合同富余电量19.52万千瓦时，但全部分配给了另一用电企业中纺粮油（四川）有限公司，致使原告在6月至10月分配到富余合同电量为0，导致原告在6月至10月应当按约使用富余电量而未能使用到富余电量，不但没有降低原告的用电成本，反而增加了原告的用电成本，迫使原告未能分享到国家对使用富余电量政策带来的红利，已严重损害了原告合法的财产利益。有《购售电合同》、《附件1》、四川电力交易中心出具的《情况说明》、《四川电力市场交易结算书》和相关行政机关作出的文件规定等证据予以证明，事实清楚，证据确凿、充分，本院予以认定。依据案涉《购售电合同》第8.1条“一方违反本合同约定条款视为违约……”和《中华人民共和国合同法》第一百零八条“当事人一方明确表示或者以自己的行为表明不履行合同义务的，对方可以在履行期限届满之前要求其承担违约责任。”的规定，被告拒不履行《购售电合同》约定的在6月至10月丰水期向原告进行富余电量交易的行为已构成实质性违约，本院依法予以认定，被告应当依法承担违约责任。 四、关于被告认为虽然《购售电合同》约定了常规直购和富余电量两个交易品种，但是在该合同后续实际履行过程中原、被告均已按照规定在交易平台对各月的结算结果进行了确认，确认的结算结果中均显示仅为常规直购交易，没有富余电量交易，是否应当以确认的结算结果证明原告已依法自愿放弃富余电量交易或是否是原、被告双方是对合同的修改、变更的问题。依据《购售电合同》第6.1条“购售电合同的结算按照四川相关电力市场交易规则及年度指导意见要求执行。”的约定和国家能源局四川监管办公室、四川省经济和信息化厅发布的川监能市场（2019）10号《2019年四川电力交易指导意见》第2.3.2条“每月结算前，凭电企业与零售用户可对当月交易电量、电价进行调整，以双方在交易平台最终确认的交易电量、电价为准。”、四川电力交易中心作出的川电交易司公告2019—05号《关于发布2019年四川电力市场结算细则的通知》第二部分第二条第（二）款第5项“零售用户对结算结果和售电公司分配的偏差考核电费在交易平台中进行确认。”的规定，涉及常规直购电量交易的结算，被告每个月在四川电力交易中心交易平台提供了《四川电力市场交易结算单》，原告在交易平台上进行了确认，对结算结果认可无异议，涉及富余电量交易的结算被告提供的2019年6月至10月《四川电力市场交易结算单》上每个月均分别明确载明富余电量基数为1070869千瓦时，其余月份并未载明富余电量基数，让原告有足够的理由相信6月至10月每个月的富余电量交易基数为1070869千瓦时。但事实上被告将购买的富余电量交易品种电量全部退还给了发电企业或发电厂或根本就没有批发富余电量品种或购买的富余电量亦分配给了其它公司，最终没有与原告进行富余电量交易。其行为系被告故意提供虚假信息，采取欺诈的方式误导原告，在原告不知晓富余电量交易为0的情况下在交易平台上对交易结算单签字确认，不是原告的真实意思表示，违反了《购售电合同》第3.4.4条“被告的义务其中包括：向原告提供真实准确的有关电力交易的相关信息资料，不得提供虚假的或误导性的信息。”的约定。另外，在被告未进行富余电量品种交易的情况下，按照四川电力交易中心发布的《2019四川电力市场结算细则》第二部份第二条第（一）款第3项第（1）目中的第 五、被告在本案中未按约向原告分配6月至10月富余电量所构成的违约行为，是否给原告造成了损失，被告是否承担损失赔偿责任的问题。结合本案查明的事实和前述认定的事实，被告的违约行为，直接造成原告不能按约享受6月至10月丰水期富余电量交易的电价待遇，确以给原告造成了一定的经济损失。依据《购售电合同》第8.1条“双方合同一经签订，双方不能以市场电价波动、销户、增容、减容、暂停、改类为由拒绝履行。”、第8.2条“一方违反本合同约定条款视为违约，另一方有权要求违约方赔偿违约造成的经济损失……”、第8.3.1条“违约方应承担支付违约金、继续履行合同和采取补救措施等责任，在支付违约金、继续履约或者采取补救措施后，仍给对方造成其他损失的，应当赔偿损失。”的规定，原告有权要求被告赔偿因违约造成的经济损失。案涉《购售电合同》约定的期限为1年，自2019年12月31日止本合同早已履行完毕，无法以继续履行合同和采取补救措施等责任的方式承担违约责任。根据《中华人民共和国合同法》第一百一十四条第一款“当事人可以约定一方违约时应当根据违约情况向对方支付一定数额的违约金，也可以约定因违约产生的损失赔偿额的计算方式。”、第一百零七条“当事人一方不履行合同义务或者履行合同义务不符合约定的，应当承担继续履行，采取补救措施或者赔偿损失等违约责任。”和《最高人民法院关于审理买卖合同纠纷案件适用法律问题的解释》第二十三条“当事人主张以符合约定的标的物和实际交付的标的物按交付时的市场价值计算价差的，人民法院应予支持。价款已经支付，买受人主张返还减价后多出部分价款的，人民法院应予支持。”的规定，本案中，原告要求被告赔偿6月至10月常规直购交易的电量、电价与富余电量交易的合同电量、电价之间的价差作为实际的损失予以赔偿的主张成立，不违反法律的禁止性规定，与客观事实相符，本院予以支持。原、被告共同出具的《情况说明》已将常规直购交易的基数电量由1071兆瓦时变更为1070.869兆瓦时，原告主张按超过1071兆瓦时的电量部分为富余电量再计算之间的价差作为原告未使用6月至10月富余电量交易的损失，符合四川电力交易中心发布的川电交易司公告2019—05号《2019四川电力市场结算细则》第二部分第一条第（一）款“对于既参与富余电量，又参与其他交易品种的用户，超基数部分即为增量，均结算为富余电量，其余成分在基数内结算。”第二条第（一）款第3项第（1）目第 综上所述，为了保护合同当事人的合法权益，维护社会经济秩序，促进社会主义现代化建设，依据《中华人民共和国合同法》第六条、第四十四条、第六十条、第一百零七条、第一百零八条、第一百一十二条、第一百一十三条、第一百三十条、《最高人民法院关于审理买卖合同纠纷案件适用法律问题的解释》第二十三条、《中华人民共和国民事诉讼法》第六十四条、第一百四十二条、《最高人民法院关于适用〈中华人民共和国民事诉讼法〉的解释》第九十条之规定，判决如下： 一、由被告北京远盛云格电力科技开发有限公司在本判决生效之日起十五日内赔偿原告四川建丰林业有限公司经济损失计人民币1949429.35元； 二、驳回原告四川建丰林业有限公司其他诉讼请求。 如未按本判决指定的期限履行上述金钱给付义务，则应当按照《中华人民共和国民事诉讼法》第二百五十三条之规定，加倍支付迟延履行期间的债务利息。 案件受理费22345元，由被告北京远盛云格电力科技开发有限公司承担（此款，限被告北京远盛云格电力科技开发有限公司在本判决生效后十日内向本院缴纳）。 如不服本判决，可在判决书送达之日起十五日内，向本院递交上诉状，并按对方当事人的人数提出副本，上诉于四川省绵阳市中级人民法院。 审 判 长  何文标 人民陪审员  赵 胜 人民陪审员  何小华 二〇二〇年十二月三十一日 书 记 员  侯晓凤