市场化改革方案(征求意见稿)20141210(DOC)

第一篇：市场化改革方案(征求意见稿)20141210(DOC)

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中电投山西铝业有限公司市场化改革方案

（职工代表讨论稿）

为适应日益激烈的市场竞争形势，破除公司目前存在的体制机制弊端，巩固和扩大市场竞争优势，确保公司持续健康发展，根据党的十八届三中全会关于国企改革的精神，以及中电投集团和国际矿业关于山西铝业市场化改革的系列要求，借鉴行业优秀企业改革经验，决定开展山西铝业市场化改革，制定本方案。

一、目前体制机制方面存在的主要弊端

1．现行管理模式管理层级多、流程长、效率低，管理部门多、职能交叉、职责界面不清，存在行政化倾向，难以灵敏地对市场做出反应。

2．氧化铝核心地位不够突出，自备电厂运营水平与行业标准差距较大，矿产资源保障水平较低，外委检修范围较大、费用较高，专业优势发挥不明显，管理较为粗放。

3．审批权过分集中，审批链条长、流程多，权责利不对等，基层生产单位难以有效整合资源，缺乏解决问题的能力和动力。

4．公司人员流动、职务升降缺乏优胜劣汰的市场化竞争机制。用工总量与先进企业相比较多，劳务派遣用工占比较高，存在一定法律风险。

5．分配机制无法发挥应有的激励作用。员工薪酬该高的不

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能够较快见效的内容列为改革重点，着力突破。

（五）坚持循序渐进，先立后破的原则

注重与现有体制机制的稳妥过渡和衔接，把建立健全企业内部管控机制与精兵简政有机结合起来。既要解放思想，勇于创新，又要实事求是，积极稳妥。注重改革的可行性和可操作性，处理好时间与空间的关系，争取广大员工的理解和支持。

五、市场化改革的主要内容

市场化改革的方向是与市场接轨。改革的主要内容，一是与市场化要求不相适应的管理体制，二是与市场化要求不相适应的管理机制，重点是用工、分配、激励机制等方面存在的弊端。

（一）体制改革

总体要求是：整合职能管理、氧化铝生产、保障服务和矿山四大系统，优化组织机构，压缩管理层级，下移管理重心，精简岗位设置，实现管理的扁平化、集约化、专业化。形成以氧化铝生产为中心，以能源动力、设备检修、供销物流和服务辅助为保障的“一个中心、四个保障”管理格局，构建充满活力、精干高效的管理构架，为降本增效、提高市场竞争力提供坚强的组织保障。具体内容如下：

1.整合职能管理业务，精简管理机构

通过职能管理业务的整合，将职能管理部门由14个减少到9个，其中综合管理部门4个、专业管理部门2个、监督保障部内部资料 注意保密

门3个。改革后设置的职能管理部门有：办公室（太原办事处）、人力资源部、计划发展部、财务部、生产技术管理部、设备管理部、内控监察部、安全环保部、政治工作部（工会办公室）。

2.整合生产管理系统，突出主营业务

将与氧化铝生产工艺流程紧密关联的生产单位进行整合，成立氧化铝分公司，以增强氧化铝生产的系统性、协调性，促进氧化铝生产的专业化、集约化，突出氧化铝生产的中心地位。

3.整合服务保障系统，强化保障作用

（1）组建热电分公司，按火电行业标准实行相对独立管理，为氧化铝生产提供能源动力保障。

（2）组建检修分公司，逐步承担专业性较强的自主检修工作，减少外包检修项目和费用，建设专业检修管理和技术队伍，为氧化铝生产提供设备检修保障。

（3）组建供销物流分公司，整合采购、销售、物流及原燃物料入场采制样等业务，为氧化铝生产提供供销物流保障。

（4）组建实业公司，承担公司后勤服务、生产辅助、劳务组织、职业培训等工作，为氧化铝生产提供服务辅助保障。

4.压缩管理层级，管理重心下移

充实生产一线管理技术力量，强化生产经营单位和车间班组管理技术岗位的人员配备，突出生产经营单位和车间班组对生产、设备、安全、人员管理的主体责任。压缩管理层级，逐步取

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职。

2.用工管理机制

按照控制总量、优化结构、优胜劣汰、能进能出的总要求，建立科学规范、与市场接轨的用工管理机制，激活人力资源，调动员工积极性和创造力，建设一支精干高效、素质优良、结构合理的员工队伍，为公司可持续发展提供人力资源保障。

（1）严格控制用工总量

实行严格的定岗定编制度，建立各部门、单位用工控制目标，将用工人数作为各单位的考核指标。各部门、单位的工资额度与用工人数脱钩，实行“增人不增资，减人不减资”的机制，调动各单位节约用工的积极性。按照精简效能、充实一线的原则，重新进行定岗定编，严格控制机关管理人员岗位设置和编制。强化各生产经营单位专业管理、车间班组、技术技能职位的人员配备。调整业务岗位职责，平衡各岗位间的劳动负荷，生产运行岗推行“运维合一”的管理模式。通过优化劳动组织形式和人力资源配置，用两年左右时间将用工总量控制在1800人以内。

（2）积极优化用工结构

适度扩大社会招聘，增加具有较高专业技术技能和管理经验的员工数量；适当减少校园招聘的数量，院校毕业生招聘以减量提质为基本方向。加强对劳务派遣员工的管理考核，优秀者可招聘为合同制员工，业绩、技能较差者要逐步予以清退，逐步减少内部资料 注意保密

劳务派遣用工人数和比例，规范劳动用工管理。

（3）完善员工退出机制

员工进出要增加竞争性选拔。关键核心岗位要公开岗位职责和任职条件，严格按定岗定编方案和任职条件，通过公开竞聘进行配置。进一步完善员工绩效评价制度，提高评价的科学性、准确性，深化评价结果的应用，绩效评价排名末位的员工退出工作岗位。各部门、单位可以根据员工的工作绩效、工作行为等情况，将不合格或岗位冗余员工退出工作岗位。

（4）员工的分流、培训与安置

公司积极开发新项目，在企业发展中为员工提供职业发展平台。公司鼓励各单位收回目前外委项目、扩大自主管理范围，拓宽员工分流渠道。公司组建职业培训中心，为企业发展培养和储备人才，为各单位提供管理、技术、技能等方面的培训服务。各单位退出岗位的员工，可以在其它单位以及新项目和收回的外委项目中双向选择竞聘上岗。暂时无法上岗的员工进入职业培训中心，接受针对性培训，培训合格后通过竞聘再次上岗。经两次培训仍然未能上岗的员工可解除劳动关系。培训期间，培训人员按原岗位工资的一定比例发放岗位工资，不发业绩奖金和综合绩效奖金，不缴纳企业年金。

（5）扩大基层用工自主权

扩大各部门、单位主要负责人对其重要管理人员的选拔、任

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入的增加主要依靠绩效提升。调整员工绩效奖金核算方法，不同类型岗位员工的绩效奖金与其承担的指标挂钩。其中生产类岗位与产量、主要技术指标、安全等挂钩，生产管理类岗位与产量、成本、主要技术指标、安全等挂钩，经营类岗位与成本、利润等挂钩，管理、辅助类岗位与主要管理指标、保障指标等挂钩。各部门、单位自主分配业绩奖金、综合绩效奖金。探索建立科学有效的评价和反映员工绩效的绩效管理体系。

③建立多样性、差异化的激励机制。生产经营单位班子成员实行年薪制，年薪标准根据承担的生产经营责任大小确定。效薪依据单位综合业绩目标责任书考核兑现。

职能管理部门中层干部根据承担责任大小实行分类考核。部门正职的业绩奖金、综合绩效奖金依据部门综合业绩目标责任书由公司考核兑现，部门副职的业绩奖金、综合绩效奖金由各部门在核定的部门额度范围内，依据个人目标管理卡考核兑现。

一般员工业绩奖金、综合绩效奖金由各部门（单位）在核定的额度范围内，根据个人目标管理卡的完成情况考核兑现，不设上下限。

④拉大不同岗位、不同绩效员工间的薪酬差距。提升基层生产管理人员的薪酬水平，车间主任的薪酬水平相当于或高于职能管理部门中层副职，车间主任、专工/值长、班组长的薪酬水平均有较大增幅。合理拉大不同价值岗位之间的薪酬差距，收入向内部资料 注意保密

承担责任重、技能水平要求高的关键核心岗位倾斜。拉大绩效优秀与绩效一般员工之间的薪酬差距，收入向绩效优秀的员工倾斜。

4.内部核算机制

以强化企业成本优势、提升企业竞争力为目标，结合改革后组织机构和管理界面的调整，完善和细化现有财务成本核算，在此基础上建立内部成本核算体系，进一步明确成本管理责任主体和考核主体，加大成本与薪酬挂钩的力度。以原燃物料计划价格为依托，建立科学的成本指标体系；以费用管理责任为基础，建立归口分级、有效控制的成本管控体系；以财务成本管理为核心，建立完善的成本统计考核体系。通过内部成本核算体系的建立和有效运行，显著增强全员成本意识，促进降本增效。

5．外委项目自主承担激励机制

结合外委合同梳理，逐步缩小外委工作范围，降低外委费用。鼓励各生产单位及员工主动承担外委工作项目，调动各生产单位的工作积极性，优化管理，锻炼队伍，提高效率，增加效益。公司与承担外委工作的各单位签订协议，按年度进行费用、质量、服务满意度等方面的综合考评，评价结果好于原外委单位时，按节约合同费用的一定比例给予年度分成奖励。鼓励多劳多得，增加员工收入。

六、市场化改革的时间安排

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第二篇：江苏省分布式发电市场化交易规则(征求意见稿)20180327

江苏省分布式发电市场化交易规则

（试点交易规则）

第一章 总则

第一条 为加快推进分布式能源发展，规范江苏分布式发电市场化交易，遵循《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和电力体制改革配套文件、国家发改委国家能源局《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号）、《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150号）、《江苏省电力中长期交易规则》（苏监能市场〔2017〕149号）等文件和有关法律、法规规定，结合江苏实际，制定本规则。

第二条 本规则适用于江苏现阶段开展的分布式发电市场化交易试点，未尽事项按照《江苏省电力中长期交易规则》（苏监能市场〔2017〕149号）执行。

第三条 分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳同时符合能效、环保、安全等方面要求的中小型发电设施。分布式发电项目可采取多能互补方式建设。

第四条 分布式发电市场化交易是指分布式发电项目单位（含个人，以下同）与配电网内就近电力用户进行的电力交易。交易范围原则上限制在接入点上一级变压器供电范围内。

第五条 参加分布式发电市场化交易的市场主体应严格遵守本规则，诚信自律，不得操纵交易价格、损害其他市场主体的利益。市场主体有自愿参与、自主交易的权利。

第六条 国家能源局江苏监管办公室（以下简称江苏能源监管办）会同省有关部门负责本规则的制定和实施工作，并依法履行监管职责。

第二章 市场成员

第七条 分布式发电市场化交易成员包括交易主体、电网企业（含增量配电网企业，以下同）、电力交易机构、电力调度机构等。

第八条 分布式发电市场化交易主体包括 1.卖方：分布式发电项目；

2.买方：在卖方接入点上一级变压器供电范围内的电力用户；

第九条 参加交易的分布式发电项目、电力用户应当是财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的具有法人资格经济实体或个人。符合国家与我省有关准入条件，按照工商营业执照（个体工商营业执照）为基本单位在电力交易机构完成注册、办理数字安全证书，方可参与市场交易。内部核算的发电项目、电力用户经法人单位授权，可以参与交易。第十条 参与交易的分布式发电项目应满足以下要求：

（一）接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦）。

（二）单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

第十一条 参与交易的用户应满足以下要求：

（一）符合国家和地方产业政策及节能环保要求。落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污、实行差别电价和惩罚性电价的用户不得参与；

（二）拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费等；

（三）符合电网接入规范，满足电网安全技术要求；

（四）微电网用户应满足微电网接入系统的条件；

（五）在电网结算方面未有不良记录，用电量较大且负荷稳定。

第十二条 分布式发电项目的权利和义务：

(一)优先发电，按规则参与市场交易，签订和履行市场交易合同；

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务；

(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度；(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；

(五)应采取手段提升供电灵活性和稳定性，如安装储能设施等；

(六)法律法规规定的其他权利和义务。第十三条 用户的权利和义务：

(一)按规则参与市场化交易，签订和履行购售电合同、市场交易合同、输配电服务合同，提供直接交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息；

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电价、输配电价、政府性基金及附加等；

(三)自主交易，自主决定进入或退出交易市场；(四)按规定披露和提供信息，有权获得市场交易和输配电服务等相关信息；

(五)服从电力调度机构统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度机构要求安排用电；

(六)法律法规规定的其他权利和义务。第十四条 电网企业的权利和义务：(一)保障输配电设施的安全稳定运行；

(二)承担分布式发电的电力输送，为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；

(三)负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围，配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易；

(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修、等各类供电服务；

(五)按规定收取过网费和政府性基金及附加等；(六)签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；(七)负责资金结算；

(八)按规定披露和提供信息；

(九)法律法规规定的其他权利和义务。第十五条 电力交易机构的权利和义务：

(一)组织交易，负责市（县）级电网区域分布式发电交易平台建设与运维；

(二)拟定交易实施细则，负责交易、结算、信息发布以及市场服务等技术支持平台建设工作；

(三)负责市场主体的注册管理；

(四)对交易电量进行统计和提供结算依据；

(五)监测和分析分布式发电市场化交易情况，不定期向江苏能源监管办和相关部门报告市场主体异常交易或违法违规交易行为、合同执行情况及处理建议；

(六)按规定披露和发布信息；

(七)法律法规规定的其他权利和义务。第十六条 电力调度机构的权利和义务：(一)负责安全校核；(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；

(三)合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行；(四)按规定披露和提供电网运行的相关信息；(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第三章 交易组织

第十七条 我省分布式发电市场化交易试点目前主要按照为周期开展双边协商交易。分布式发电项目与就近的电力用户之间自主协商交易电量、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后达成交易。

后期将根据分布式发电市场化交易试点进展情况，适时开展挂牌交易和集中竞价交易。

第十八条 根据江苏实际情况,每年11月初由试点区域内的各分布式发电项目和就近的电力用户上报次的用电量规模预测，由电力交易机构按照试点区域分别组织开展市场交易。

第十九条 电力交易机构根据经安全校核后的交易情况，于12月底前将交易合同进行汇总，并发布交易结果。电力调度机构应按交易结果合理安排电网运行方式，保障交易顺利实施。

第四章 交易价格

第二十条 分布式发电市场化交易的成交价格由市场主体通过双边协商方式形成，第三方不得干预。

第二十一条 交易电价为分布式发电项目、电力用户计量点电量的平段结算电度电价。发电项目的结算电价即为交易电价；电力用户的结算电度电价由交易电价、过网费、政府性基金及附加等构成。

过网费、相关政府性基金及附加等按国家及省有关规定执行。过网费核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。当分布式发电项目总装机容量小于等于供电范围上平均用电负荷时，过网费执行本级电压等级内的过网费标准，超过时执行上一级电压等级的过网费标准（即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价），以此类推。

第二十二条 各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市（县）级电网企业及电力调度机构（含增量配电网企业）核定，报江苏能源监管办备案。

第二十三条 执行峰谷电价的电力用户参与市场交易时，可以继续执行峰谷电价，峰、谷电价按市场交易电价和目录平电价的差值同幅增减；如按市场交易电价结算，应承担相应的调峰服务费用（通过直接购买或者辅助服务考核与补偿机制分摊）。为规范电力用户侧执行峰谷分时电价损益的管理，省物价局可根据损益情况统筹考虑峰谷电价的调整。

电力用户当月分布式发电市场化交易结算电量里的峰平谷电量按照对应分布式发电项目当月实际上网电量的峰平谷电量比例确定。

第五章 合同签订与执行

第二十四条 参加分布式发电市场化交易的各市场主体应根据江苏能源监管办制定的合同示范文本，与承担输电服务的电网企业签订三方市场化交易合同，约定交易期限、交易电量、分月计划、结算方式、结算电价、“过网费”标准以及违约责任等。

第二十五条 在合同的执行周期内，在购售输电三方一致同意的基础上，允许在月末前5个工作日前修改当月月的合同分月计划，修改后的分月计划需要提交电力调度机构安全校核通过后执行。

第二十六条 在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出交易合同调整意向，经安全校核后，与电网企业签订市场化交易合同的补充协议。

第二十七条 参加市场化交易的分布式发电项目，若合同无法履行，经与合同相关方协商一致同意终止合同后，可变更为全额上网模式，由电网企业按当年对应标杆上网电价收购。

第六章 电费结算 第二十八条 电力交易机构按照自然月向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。

第二十九条 月度结算原则上按照分月计划电量执行。当分布式发电项目当月上网电量或用户实际用电量达不到月度计划安排时，按照实际电量结算。当分布式发电市场化交易结算电量低于合同分月约定电量的97%时，区分合同违约责任，将实际结算电量与合同约定值的97%下限之间差值，计为违约电量。

违约责任方按照违约电量以当期江苏燃煤机组标杆电价的10%向交易另一方支付违约补偿费用。

第三十条 分布式发电项目当月上网电量低于月度计划以致多笔合同不能全部兑现时，按照合同签订次序依次结算。

第三十一条 分布式发电项目当月上网电量超出当月市场化交易实际结算电量部分，由电网企业按当年对应标杆上网电价收购。

第三十二条 用户的分布式发电市场化交易电量优先结算，剩下的用电量按照原结算方式进行结算，包括偏差考核。

第三十三条 如果用户为参加江苏电力市场的一类用户，则用户自主承担电力市场交易的月度偏差考核风险。

如果用户为参加江苏电力市场的二类用户，则用户参加分布式发电市场化交易应得到其签约售电公司的同意，并约定好该用户电力市场交易的月度偏差电量处理方式。第三十四条 因不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。

第六章 其他

第三十五条 本规则由江苏能源监管办会同省发展改革委（省能源局）、省经济和信息化委、省物价局负责解释。

第三十六条 本规则自发布之日起施行。

第三篇：浙江省售电侧改革方案(征求意见稿)（写写帮整理）

浙江省售电侧改革方案（征求意见稿）

国际电力网日期：2016-07-07 关键词：浙江电改售电侧改革电改

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)、《关于推进售电侧改革的实施意见》精神，制定本方案。

一、基本原则和工作目标

坚持市场化方向，坚持安全高效，鼓励改革创新，完善监管机制。向社会资本开放售电业务，大力促进配电网建设发展和提高配电运营效率，多途径培育多元化售电市场主体，充分激发市场活力;放开售电侧价格，提升售电服务质量和用户用电水平;强化监管，规范市场行为，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。

售电侧改革应与电价改革、交易机制改革、发用电计划改革等协调推进。初期以推进发用电直接交易，培育电力用户市场意识为重点;中期为探索售电侧参与机制，先行允许具有电力行业运行经验的电网企业和发电企业组建的售电公司参与市场;后期为满足市场多元化服务的需要，稳步将市场准入放开至社会资本成立的售电公司，促进售电全面开放。

二、售电侧市场主体及相关业务(一)电网企业

电网企业是指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务的企业，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。电网企业需持有电力业务许可证(输电类、供电类)。目前浙江电网企业包括：国网浙江省电力公司及其下属供电公司、温州龙湾永强供电公司，以及随着售电侧配电网投资放开后拥有配电网运营权的售电公司。1.电网企业应当履行的责任与义务

电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务;无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务;保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息;在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定接入分布式电源;受委托承担供电营业区内的有关电力统计工作。

当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电，按照政府规定收费。若营业区内社会资本投资的配电公司无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。

电网企业按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)，归集交叉补贴，代国家收取政府性基金。

2.鼓励社会资本投资配电业务

鼓励以混合所有制方式发展配电业务。逐步向符合条件的市场主体放开国家自主创新示范区、高新技术产业区、产业聚集区等新增园区的增量配电投资业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。

允许发电企业投资增量配电业务，但必须成立独立法人、独立运作的配电公司。

率先鼓励和支持国有大型发电集团、电务企业等有条件的社会资本投资国家自主创新示范区、高新技术产业园区、产业聚集区等新增园区的增量配电业务。

(二)售电公司 1.售电公司分类。

售电公司分为三类，分别是电网企业的售电公司，社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司，以及不拥有配电网运营权、不承担保底供电服务的独立售电公司。

2.售电公司经营区域。

同一供电营业区内可以有多家售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。供电营业区可根据市场发展情况进行调整。

3.售电公司经营原则。

售电公司应当以购售电交易为核心业务，以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。售电公司应当将市场价格水平及时传导给终端用户，让终端用户享受改革红利;应当执行国家节能减排政策，加强需求侧管理，执行峰谷电价、阶梯电价、差别电价、惩罚性电价等价格政策。售电公司管理办法另行制定。

4.培育售电市场主体。

鼓励电网企业组建独立法人、独立运作的售电公司，开展售电业务。电网企业应从人员、资金、信息等方面，确保所组建的售电公司市场化售电业务，与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务分开。

鼓励国有大型发电企业投资组建售电公司，开展售电业务。允许社会资本和个人投资成立售电公司，开展售电业务。

允许在国家自主创新示范区、高新技术产业区、产业聚集区，供水、供气、供热、冷热电三联供等公共服务行业和节能服务公司等组建售电公司，开展售电业务。

允许互联网龙头企业、电务企业、金融机构等投资组建售电公司，开展售电业务。

(三)用户

符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。

三、售电侧市场主体准入与退出(一)售电公司准入条件

1.按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。

2.注册成立售电公司的资本要求：

(1)注册认缴资本在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。

(2)注册认缴资本在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30至60亿千瓦时的售电业务。

注册认缴资本在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。

(3)拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，有关要求另行制定。

4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。5.进入省发改委(省能源局)公布的售电公司目录，并在交易机构注册。

(二)直接交易用户准入条件

1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。2.拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。

3.微电网用户满足微电网接入系统的条件。(三)市场主体准入程序

1.符合准入条件的市场主体应向省发改委(省能源局)提出申请，按规定提交相关资料，并作出信用承诺。

2.通过省政府指定网站和“信用中国”网站上，向社会公示市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺。

3.省发改委(省能源局)将公示期满无异议的市场主体纳入公布的市场主体目录，并实行动态管理。

4.列入目录的市场主体可在浙江电力交易中心注册，获准参与交易。5.完成注册的市场主体在国家能源局浙江监管办和征信机构备案。有关市场整体准入、退出办法按照国家的规定执行。(四)市场主体退出 1.市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。退出市场的主体由省政府有关部门在目录中删除，交易机构取消注册，向社会公示。

2.市场主体退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

四、市场化交易(一)交易方式

市场交易包括批发和零售交易。在浙江电力交易中心注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。售电公司与售电公司、售电公司与发电企业等均可自主交易。拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。有关交易方式另行制定。

(二)交易要求

参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定，到交易机构注册成为市场交易主体。市场有关各方应依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。

(三)交易价格

放开的发用电计划部分通过市场竞争形成交易价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价等方式确定。参与市场交易的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)、政府性基金等三部分组成。

电网企业的输配电价由政府核定，初期暂未单独核定输配电价时，按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。售电公司、电力用户参与直接交易途经两个以上电网企业供电营业区的，需分电压等级分段向有关电网企业分别支付输配电费。

(四)结算方式

发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据，初期由电网企业负责收费、结算并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费，根据市场发展情况，发电企业、用户、售电公司可直接结算或者委托第三方结算。

为降低电费支付风险，可采用预付电费、金融担保、保证金等市场主体认可的方式，保证电费的支付。

五、分步实施

售电侧改革是一项涉及面广、工作量大的系统工程，是电力市场化改革的重要组成部分，应与其他分项改革协调推进。根据浙江深化电力体制改革综合试点的总体框架思路，售电侧改革主要分三个阶段：

(一)扩大发用电直接交易，培育电力用户市场意识

在浙江电力现货市场建立前，售电侧改革的主要内容是开展发电企业和用户间的直接交易，并逐步扩大参与直接交易用户的范围。通过直接交易，用户可向发电企业直接购电，并对价格进行协商谈判，改变其仅从电网购电的单一模式，并拥有一定的议价权力。打破现行的政府定价机制，有效降低用户用电成本，同时赋予用户更多的选择权，培育发电企业与用户的市场参与意识和风险管理意识。(二)推进电力市场建设，探索售电侧参与机制

浙江电力现货市场建立初期，省内统调机组和外来电力参与市场竞争，一定电压等级的用户也将逐步放开参与市场。为了有效控制市场参与风险，允许电网企业和发电企业组建的售电公司开展售电业务。售电公司可以从现货市场或发电企业购电，用户可以自主选择从现货市场、售电公司或发电企业购电。探索组建售电公司的资本、技术、信用等资质要求，规范售电公司业务运营模式，明确售电公司与电网企业的业务与权责界限，建立保底供电机制，完善售电市场的监管机制和信用体系，为下一阶段售电市场全面放开奠定基础。

(三)健全电力市场体系，促进售电市场全面开放

随着浙江电力现货市场逐步成熟、市场体系日渐完备，多数用户放开参与市场，售电公司运营相对规范，售电市场的监管机制和信用体系基本健全。为促进市场活跃程度，统筹优化市场资源配置，允许供水供气供热等公共服务企业、金融机构、其他社会资本等跨行业投资组建售电公司，开展售电业务。售电公司可从现货市场或发电企业购电，也可相互间购电;可跨行业从事供水供气供热等公共服务，为电力用户提供综合能源服务;可通过整合用户资源，实现需求侧参与市场。售电侧市场的全面开放和多元化，为用户提供了最大限度的选择权，实现了电价的双向传导，充分激发了市场活力，促进了社会资源的统筹优化配置。

六、信用体系建设与风险防范(一)信息披露

建立信息公开机制，省发改委(省能源局)、国家能源局浙江监管办定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体在省政府指定网站和“信用中国”网站上公示企业有关情况和信用承诺，对企业涉电重大事项进行公告，并定期公布公司年报。

(二)信用评价

建立市场主体信用评价机制，国家能源局浙江监管办依据企业市场履约情况等市场行为建立市场主体信用评价制度，评价结果向社会公示。建立黑名单制度，对严重违法、违规的市场主体，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，不得再进入市场。

(三)风险防范

强化信用评价结果应用，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时，省政府有关部门和国家能源局浙江监管办可对市场进行强制干预。

(四)强化监管

省发改委(能源局)、国家能源局浙江监管办依据各自的职能职责对售电侧改革及时开展检查、指导、评估，对在改革过程中出现的新情况、新问题，积极研究探索解决的办法和途径，重大问题，及时报告。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正。

建立电力交易督查机制，对各类准入交易企业的能耗、电耗、环保排污水平定期开展专项督查，及时查处违规交易行为，情节严重的追究相关责任。

省政府有关部门依据相关法律法规和监管要求，对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、合同履行及信用、信息公开、电力普遍服务、电网企业关联售电公司独立经营等实施监管，依法查处违法违规行为。

第四篇：改革方案

员工薪酬管理规定

一、各分公司经理或项目负责人的任命及薪酬。

1、各分公司经理由总经理提名或公开竞争上岗，经董事会批准后聘任。

2、各分公司经理或项目负责人的年薪酬＝月底薪＋年效益提成。①、每月预支工资3300元，年效益提成根据经济考核目标完成情况由总公司确定。

②、如达到经济目标，执行年薪12-15万元；

③、如超额完成经济目标，超额部分按规定比例与总公司进行分成后，并按规定进行提成；

④、如完不成经济目标，且实际完成额在目标额80%－99%之间，则年效益提成按正常年薪的80%发放；

⑤、如实际完成额在目标额60%－80%之间，则年效益提成按正常年薪的50%发放；

⑥、如实际完成额低于目标额的60%，则年底不再发放任何薪酬，并扣除部分风险金。

3、连续2年无特殊原因，完不经济考核目标的，总公司予以降职或解聘。

二、分公司副职、总公司部门经理的录用及薪酬。㈠、分公司副职。

1、各分公司经理根据工作需要，自主决定设置分公司副经理及总工的数量，并对预定人员进行提名或公开竞争上岗，上报总公司，总公司批准后予以聘用。

2、分公司副职的年薪酬＝月薪＋月效益工资＋年底效益奖金。

①、每月预支工资2800元(出勤率必须达到95%以上)，工程开始分公司产生效益后，每月根据效益情况发放月效益工资，非生产期间不发放月效益工资。年效益奖金由分公司经理根据年经济目标完成情况进行确定。

②、如达到经济目标，执行年薪8万元；

③、如超额完成经济目标，分公司经理根据超额多少，结合各名副职的实际工作成绩，决定每名副职的年底效益奖金。

④、如完不成经济目标，且实际完成额在目标额80%－99%之间，则年底效益奖金按正常年薪的80%发放； ⑤、如实际完成额在目标额60%－80%之间，则年效益提成按正常年薪的50%发放；

⑥、如实际完成额低于目标额的60%，则年底不再发放任何薪酬，并扣除部分风险金。

3、如不能胜任本岗位工作，分公司经理有权建议将副职降职或解聘。㈡、总公司部门经理。

1、总经理根据公司机构需要，设置相应部门机构，各部门负责人由总经理提名或公开竞争上岗来确定。

2、部门经理的年薪酬＝月薪＋年底效益奖金。

3、各部门经理月薪标准如下： 副书记：2600元/月 部门经理：2400元/月

4、年底效益奖金由总经理根据全年总公司的总体效益情况，确定各部门负责人的奖金数额。

5、如不能胜任本岗位工作，或者在工作中出现重大失误导致公司重大损失，总经理通过经理办公会研究，有权将其降职或解聘。

三、普通职工的用工制度及薪酬。㈠、生产单位普通职工。

1、各分公司经理根据任务需要，自行组织本公司人员组成相应的生产、管理机构，分公司中层管理人员由分公司经理通过竞争上岗或民主评议产生。

2、通过竞争上岗或优化组合确定每个职工的工作岗位，职工上岗不受身份、编制、工作年限、学历等条件的限制。

3、普通职工的年薪酬=月岗位工资＋月效益工资＋年底效益奖金。（临时工不享受年底效益奖金）

①、公司根据岗位划分情况，依据每个岗位的不同情况，确定每个岗位的岗位工资水平。职工在哪个岗位工作，即享受哪个岗位的岗位工资，不分正式工与临时工。

生产一线员工岗位工资标准：45－70元/日

②、每个岗位的岗位工资水平不是固定的，划分为2－3个档次，同一岗位综合表现较好的职工享受最高档的工资水平，综合表现较差的职工只能享受最低档的工资水平，每档差距为5－10元。

③、在工程开始后，项目产生效益，职工方可享受月效益工资，由分公司经理根据当月生产效益情况(或根据当月完成工程产值计量情况)，决定平均效益工资的多少。根据职工当月的工作成绩、工作表现，由分公司的管理机构确定每个职工的效益工资系数，平均效益工资与效益工资系数乘积即为当月应享受的效益工资。临时工享受的月平均效益工资数为正式工享受的月平均效益工资数的1/2。非生产期间不发放月效益工资。

④、职工每月的工资收入为：

月工资＝日岗位工资×当月出勤＋月效益工资×系数×当月出勤/当月天数 ⑤、年底效益奖金由分公司经理根据年经济目标完成情况进行确定。如果完成额达到或超过经济目标额，分公司经理根据超出情况，确定奖金总额，然后由分公司管理机构根据每个职工的全年出勤和工作贡献大小，确定每个职工应得的年底效益奖金。

⑥、职工的岗位进行调整的，从改变岗位的时间开始，其岗位工资立即改变，按新岗位工资标准进行发放。

⑦、如未完成经济目标，则年底不再发放任何薪酬。

4、工地勤杂人员(公司招聘的食堂、警卫、锅炉工、服务人员等)，只享受日工资待遇，其标准参照当前市场行情和工地生产情况制定。

㈡、机关职工。

1、各部门经理根据本部门工作需要，将所需人员计划上报总经理，由综合办公室统一招聘专业对口人员或从各分公司选拔适合条件的人员，配备给各部门。

2、机关职工的年薪酬=月岗位工资＋年底效益奖金。（临时工不享受年底效益奖金）

3、由各部门经理根据岗位划分情况，依据每个岗位的不同情况，确定每个岗位的岗位工资水平。职工在哪个岗位工作，即享受哪个岗位的岗位工资，不分正式工与临时工。

机关员工岗位工资标准：35－55元/日

4、机关职工每月的工资收入为：月工资＝日岗位工资×当月出勤

5、年底效益奖金由总经理根据当年全公司效益情况确定每个部门的奖金总额，然后由各部门经理根据每个职工的全年出勤和贡献大小，确定每个职工应得的年底效益奖金。

四、冬闲待命期间，正式工(含各层次的管理人员)均执行500元/月，临时工执行180元/月。

五、绩效考评为基础的晋升淘汰机制。

1、各分公司每年依据绩效考评的结果，进行综合评定，选出临时工中的前两名，晋入正式工范围，享受正式工月效益工资水平、享受年底效益奖金，享受总公司规定的有关待遇。

2、各分公司每年依据绩效考评的结果，进行综合评定，从临时工中至少选出一名末位淘汰，进行解聘。

3、各分公司每年依据绩效考评的结果，进行综合评定，从正式工（包括学生、晋入正式工范围的临时工）中至少选出一名，降入临时工范围，不再享受正式工待遇，按临时工月效益工资水平发放月效益工资，不再享受年底效益奖金。

六、各分公司招聘的应届毕业学生，经过三个月试用期满，被录用后，即可享受正式工薪酬，工作满一年后，根据考评情况，决定是否享受总公司规定的其他待遇。

七、其他规定

1、各分公司的工资发放时间、标准、等级由各分公司根据自身的效益情况自行决定，只要不违背上述规定，总公司不再进行平衡。

2、结合以上规定，各高管人员的具体薪酬按照集团公司的有关规定，实行保密制度。

第五篇：【政策】国企薪酬改革方案即将公布：参照公务员还是市场化规律？

【政策】国企薪酬改革方案即将公布：参照公务员还是市场化规律？ 【导言】

备受关注的国企高管薪酬改革方案最晚将于今年底前正式公布。现在已经基本成形，会赶在12月份出台，为确定明年国企薪酬改革提供依据。【正文】

备受关注的国企高管薪酬改革方案最晚将于今年底前正式公布。

‚改革的具体细则由人社部牵头，国资委、财政部协同研究制定，现在已经基本成形，会赶在12月份出台，为确定明年国企高管薪酬提供依据。‛接近相关部委的一位消息人士日前向我们透露称。

据该人士介绍，薪酬改革具体实施方案提出，对组织部门任命的国企高管的薪酬将包括基本薪酬和中长期激励两个部分，基本薪酬将参照公务员工资标准进行制定，并通过高管与普通员工的相差的倍数进行限高。另外，非组织任命的职业经理人将根据市场化的办法确定其薪酬。

公平与效率：先迈哪条腿？

一位央企相关人士告诉我们，薪酬改革已经开始着手准备，主管部门正为其监管下的企业划定级别，并确定各个职位高管的行政级别。

‚将来会进一步规范组织任命的国企高管薪酬，其基本薪酬会参照相同行政级别的公务员工资标准制定，同时取消或减少职务津贴和绩效奖金，但会加大中长期激励的考核。‛上述消息人士称。8月29日举行的中央政治局会议明示，要坚持分类分级管理，建立与中央企业负责人选任方式相匹配、与企业功能性质相适应的差异化薪酬分配办法，严格规范中央管理企业负责人薪酬分配。

湖南省社科院经济所所长肖毅敏11月4日接受本报我们采访时称，如果参照公务员标准，在基本薪酬上，国企高管与普通员工的差距就没那么大了，而中长期激励一般都以股权、期权体现，所以不会反映在账面上，也就不会被人拿来比较，这样做不仅有利于企业长远发展，也体现了公平原则。

而过去，国企高管动辄几百万甚至上千万元的年薪，引来社会不满。根据银行上市公司2013年公开信息披露数据显示，工商银行董事长姜建清年薪199.56万元。

‚以后国企领导拿高薪是不大可能的了。‛另一家国企人士说，‚但是，这会不会抑制企业领导的积极性？一些国企高管会不会因此不作为？制定实施细则都要考虑这些问题。‛

中国企业研究院首席研究员李锦就不赞成完全取消绩效奖金，他认为，此次薪酬改革以公平为主要目标，但也要考虑效率，毕竟国企也是企业，是企业就要考虑利益最大化。

我们从国资委获悉，央企‚四项改革‛其中就包括董事会选聘高管，而此次薪酬改革也提出加大职业经理人的建设。

上述消息人士称，除了组织任命的方式外，市场化选聘的国企高管将采取更灵活、更为市场化的薪酬制度。李锦认为，下一步会健全职业经理人制度，国家任命到董事长，而总经理按照职业经理人的方 式选聘，形成职业经理人队伍。

‚目前国企高管薪酬的双轨制与现行的经济体制相匹配，何况薪酬改革也无法回避双轨制，它兼顾了公平和效率的体制特征。‛肖毅敏称。

高管与职工：怎一个减字了得？

近日有报道称，此次改革，中央企业、国有金融企业主要负责人的薪酬将削减到现有薪酬的30%左右，削减后不能超过年薪60万元。甚至有消息曝出某银行行长、分行长、部门经理等的所谓‚5321的减薪计划‛：即高管减半、部门负责人减30%、处长减20%、员工降薪一成。

中央政治局会议提出，深化中央管理企业负责人薪酬制度改革，要适应国有资产管理体制和国有企业改革进程。

‚中央政治局会议通过的国企负责人薪酬制度改革方案并不是所谓的‘降薪令’，而是薪酬制度的‘改革’，其价值取向就是‘合理’。‛国资委研究中心的一位不愿具名的专家称。

人社部曾提出，国有企业负责人的收入高于底层职工数不得超过12倍。但有数据表明，一些国有企业负责人的收入高于底层职工数十倍甚至百倍，这显然是不合理的，这与改革不彻底有关。

其实，包括人社部在内的限薪政策制定部门曾经对地方国有企业和央企子公司负责人进行过调查，其结果是‚极个别高管存在千万薪酬的情况‛。问题的根源在于，企业负责人实行的是‚薪酬‛制度，而职工依然是‚工资‛制度；企业负责人的薪酬靠近市场取向，而职工工资则依然受‚两低原则‛或‚同步原则‛的控制。

李锦认为，应该对国企高管实施最高薪酬的限制，应该按照与普通员工的薪酬差距的倍数进行限制。

事实上，早在1993年便开始在部分国营企业进行经营者年薪制改革，对经营者年薪结构进行了初步划分，规定了年薪总额的上限。后来，国企高管薪酬改革征求意见也提出限高的设想，但一直未正式出台。

‚不能一刀切地用具体数字限制高管薪酬，而是要参照国内外同行业、同类别的企业。‛肖毅敏说。

尽管2013年2月国务院批转《关于深化收入分配制度改革的若干意见》，修正了国家对工资总量实行宏观调控的‚两低原则‛为‚同步原则‛，即‚工资总额增长速度与经济效益增长速度同步，平均工资增长速度与劳动生产率增长速度同步‛，但是，这个原则至今没有得到落实。

上述国资委研究中心专家调查发现，国有企业负责人的‚薪酬‛又都是出自企业‚工资总额‛，这样，职工的工资额度就会被挤占。他建议，企业负责人的‚薪‛可以纳入职工工资总额，而‚酬‛的部分理应出自资本回报的利润。由此，出资人自然会约束其对企业负责人收入的核定。

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‚而解决这个问题就不是限高和降高的问题，而是必‘提低’，只有统一‘薪酬’和‘工资’取向，才能实现收入差距合理化。‛上述国资委研究中心专家称。