2015年电力体制改革配套文件：关于推进售电侧改革的实施意见

第一篇：2015年电力体制改革配套文件：关于推进售电侧改革的实施意见

关于推进售电侧改革的实施意见

为认真贯彻《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)精神，现就推进售电侧改革提出以下意见。

一、指导思想和基本原则、工作目标(一)指导思想。

向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。售电侧改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进，形成有效竞争的市场结构和市场体系，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。

(二)基本原则。

坚持市场方向。通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，完善电力市场运行机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。

坚持安全高效。售电侧改革应满足供电安全和节能减排要求，优先开放能效高、排放低、节水型的发电企业，以及单位能耗、环保排放符合国家标准、产业政策的用户参与交易。

鼓励改革创新。参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度，不实行行政审批。整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务，提高服务质量和水平。完善监管机制。保证电力市场公平开放，建立规范的购售电交易机制，在改进政府定价机制、放开发电侧和售电侧两端后，对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体严格监管，进一步强化政府监管。

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(包括地方电力公司、趸售县供电公司)，承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。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。

电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电;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，按照有关规定收购分布式电源发电;受委托承担供电营业区内的有关电力统计工作。

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)，代国家收取政府性基金;按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。鼓励以混合所有制方式发展配电业务。向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。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。

(二)售电公司。

售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。

售电公司以服务用户为核心，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。同一供电营业区内可以有多个售电公司，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。

发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。

(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.资产要求。

(1)资产总额在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)资产总额在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。

(3)资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。(4)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)。

(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.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。(三)市场主体准入。

1.符合准入条件的市场主体应向省级政府或由省级政府授权的部门申请，并提交相关资料。2.省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体将市场主体是否满足准入条件的信息及相关资料向社会公示。

3.省级政府或由省级政府授权的部门将公示期满无异议的市场主体纳入年度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组织交易的交易机构注册，获准参与交易。在新的交易机构组建前，市场主体可先行在省级政府或由省级政府授权的部门登记。有关市场主体准入、退出办法另行制定。

(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级政府或由省级政府授权的部门在目录中删除，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。在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。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。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。

(三)交易价格。

放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，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、市场竞价的方式确定。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)、政府性基金三部分组成。

输配电价由政府核定，暂未单独核定输配电价的地区，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

(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，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。

五、信用体系建设与风险防范(一)信息披露。

建立信息公开机制，省级政府或由省级政府授权的部门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。市场主体在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，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，省级政府或由省级政府授权的部门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，评价结果应向社会公示。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，政府可对市场进行强制干预。

(四)强化监管。

国家能源局和省级政府应加强市场主体和交易机构的市场行为的监管，建立完善的监管组织体系，及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为。

六、组织实施(一)分步推进。

在已核定输配电价的地区，鼓励社会资本组建售电公司，开展试点工作。在未核定输配电价的地区，因地制宜放开售电业务，可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。在及时对改革试点工作进行总结的基础上，逐步在全国范围内放开所有售电业务。

(二)加强组织指导。

国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、环境保护部、国家能源局等有关部门加强与试点地区的联系与沟通，通力合作、密切配合，切实做好售电侧改革试点相关工作。各省级政府要高度重视，加强领导，建立健全工作机制，全面负责本地区改革试点工作，协调解决改革工作中的重大问题。试点地区要按照电力体制改革总体部署，编制工作方案、配套细则，报国家发展改革委、国家能源局备案。要对改革试点情况定期总结，及时上报，推动改革不断深入。国家发展改革委会同国家能源局要对全国试点地区改革工作总体情况进行及时总结，宣传典型做法，推广改革成功经验。

(三)强化监督检查。

国家发展改革委、国家能源局会同有关部门及时掌握试点地区改革动态，加强指导、协调和督促检查，依据相关法律法规和监管要求对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正，防止供应侧和需求侧能耗、排放双增高。

试点地区要及时检查指导各项试点探索工作。对在改革过程中出现的新情况、新问题，要积极研究探索解决的办法和途径，重大问题及时报告，确保改革的顺利进行。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，情节严重的要追究相关责任。

国家能源局派出机构和省级有关部门依据相关法律法规，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、电力普遍服务等实施监管，依法查处违法违规行为。

第二篇：甘肃省售电侧改革试点工作实施方案

甘肃省售电侧改革试点工作实施方案(全文)国际电力网来源：深度能源观察作者：马建胜日期：2016-07-07

关键词：甘肃电力售电侧改革电改 甘肃省售电侧改革试点工作实施方案(讨论稿)为深入贯彻落实中共中央、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)和中共甘肃省委办公厅、甘肃省人民政府办公厅《关于印发〈甘肃省电力体制改革实施方案〉的通知》(甘办发〔2015〕26号)文件精神，按照国家发展改革委、国家能源局《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)要求，为有序向社会资本放开售电业务，加快培育多元售电主体，促进电力竞争性业务的公平竞争，进一步发挥电力工业对全省经济社会发展的支撑和带动作用，制定本实施方案。

一、指导思想

根据中央总体部署和我省电力体制改革的具体安排，结合省情实际，坚持市场化改革方向，按照“管住中间、放开两头”的体制框架，首先在试点区域内向社会资本开放售电业务和增量配网业务，培育售电侧市场竞争主体，激发市场活力，逐步推广到全省，促进我省能源资源优化配置和企业转型升级，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。

二、基本原则

(一)坚持立足省情，务求实效。立足我省电力装机规模大，发电侧新能源占比高，用电侧工业占比高的实际，从售电侧改革入手寻求化解发展中问题和矛盾的办法和途径，促进甘肃工业结构转型升级。

(二)坚持市场导向，试点先行。选择基础条件好、改革意愿强的试点区域放开配售电业务，引入多元竞争主体，在售电侧形成市场化竞争，以竞争促进解决实际问题，发挥市场在电价形成中的决定性作用。

(三)坚持科学监管，有序推进。建立规范化的购售电交易机制和市场主体信用体系，对整个交易环节进行系统化监管，明确市场主体责任，规范市场主体行为，杜绝违法违规等不正当行为影响改革进程。

三、组织实施方案

选择易于开展工作，具有代表性的区域作为售电侧改革试点，逐步推广到全省。

(一)确定试点区域

我省售电侧改革首批试点单位以园区型企业(国家级新区、省级重点经济开发区及资源综合项目集聚区)为主，经过地方申报、省上甄选，确定兰州新区(含国家级兰州经济技术开发区、兰州高新技术产业开发区两个融合发展区域)、平凉工业园区和酒泉市瓜州资源综合利用产业园进行售电侧改革试点。

兰州新区位于甘肃省中部，是西北地区首个、我国第五个国家级新区，规划面积1700多平方公里，入驻企业1500多户，主要发展战略性新兴产业、高新技术产业、石油化工、装备制造、新材料、生物医药、现代农林业、现代物流仓储和劳动密集型产业等，2015年完成生产总值125.53亿元。已并网集中式光伏、屋顶光伏及小型分布式光伏电站合计容量10.6万千瓦。现有330千伏、110千伏、35千伏变电站1座、5座、5座，变电容量分别为216万、41.15万、5.79万千伏安。2015年总用电量3.98亿千瓦时，最大负荷18.55万千瓦。预计到2020年总用电量38.56亿千瓦时，最大用电负荷87.57万千瓦。

平凉工业园区位于甘肃省东部，是国家发展改革委在《陕甘宁革命老区振兴规划(2012—2020年》中确定的首个重点推进的产业集聚区。规划面积66.36平方公里，主要发展新型煤化工、新能源新材料、现代装备制造、商贸物流、特色农产品加工等产业，2015年，完成生产总值近20亿元、工业总产值36亿元、固定资产投资48.9亿元，入驻企业近500户。园区现有1座750千伏开关站、1座330千伏变电站、2座110千伏变电站、1座企业自用110千伏变电站。2015年园区总用电量约2亿千瓦时，用电负荷为4.17万千瓦。预计到2020年，年用电量达到10亿千瓦时，最大负荷约20.2万千瓦。

酒泉市瓜州资源综合利用产业园位于甘肃省西部，规划面积150.38平方公里，由北大桥装备制造与农副产品加工、柳园高载能和柳沟综合物流产业园区组成。2015年完成工业增加值16亿元、固定资产投资142亿元，入园企业173户。是酒泉市承接东中部产业转移示范区。瓜州县已投运风电场36个，风电装机并网645万千瓦。建成光伏发电场5个，光伏项目总装机容量130兆瓦。园区内建有750千伏变电站1座、330千伏变电站及升压站14座、110千伏变电站及升压站10座、35千伏变电站18座，输配电线路460公里。2015年用电量2.9亿千瓦时，预计到2020年，年用电量达到9.23亿千瓦时，最大负荷约19.26万千瓦。

(二)售电侧市场主体、运营机构及权责

1、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，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电基本责任。对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电;向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等供电服务;保障电网公平开放，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。

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情况下，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的用户供电，按照政策规定收费。若营业区内社会资本投资的配售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。

2、售电公司

售电公司分为电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司和不拥有配网运营权，不承担保底供电服务的独立售电公司。发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司。同一供电营业区内只能有一家企业拥有配电网经营权，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;同一供电营业区内可有多家售电公司售电。

售电公司应以服务用户为核心，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。遵守电力市场交易规则及有关管理规定，严格履行购售电合同，承担保密义务，服从调度管理。

3、进入市场的电力用户 电力用户是指进入甘肃省电力直接交易大用户准入目录的用电企业和除大用户以外政策允许进入市场的其他用电企业。

试点区域内符合市场准入条件的用户，具有自主选择权，可以直接与发电企业交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。

4、甘肃电力交易中心

甘肃电力交易中心是甘肃省电力市场业务的组织实施机构，不以营利为目的，在政府监管下，依照政府批准的章程和规则为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，履行电力市场交易管理职能，负责全省电力市场交易组织，并提供结算依据和相关服务。

(三)市场主体准入与退出

1、售电公司的准入条件。

(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)符合国家配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中售电公司准入条件中的资产要求。

(3)应至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专职管理人员，拥有10名及以上掌握电力系统基本技术经济特征的专业人员，有供电服务、电能管理、节能管理或需求侧管理等相关电力业务3年以上工作经历。

(4)企业拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备和固定经营场所，具有用户管理、交易、结算等功能的技术支持系统，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。

(5)企业财务状况良好、具备风险承担能力;信用记录良好，无不良金融、司法记录和不良经营记录，满足信用等级要求，未列入黑名单。(6)申请配电网经营权的售电公司应按照要求获取电力业务许可证(供电类)和供电营业许可证。

2、电力用户的准入条件。

按照《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》对电力用户准入条件规定执行。微电网用户应满足国家能源局《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》(国能新能[2015]265号)规定的接入系统条件。

3、市场主体准入程序

试点初期，试点区域的市州(兰州新区)发展改革部门在上报的试点实施方案中明确实施试点的售电侧主体，省发展改革委审核符合国家配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中售电公司准入条件，即确认成为获得参与市场资格的市场主体。

条件成熟后，对市场主体资格实行注册制度，政府定期发布市场主体目录，不实行行政审批。市场主体对照准入条件，按照“一承诺、一公示、一注册、两备案”的程序，列入政府市场主体目录后即可获得参与市场资格，在甘肃电力交易中心注册后参与电力市场交易。承诺、公示、注册、备案应该遵循自主自愿、公平诚信、公开管理、科学监管的原则。

(1)符合准入条件的售电公司应向省发展改革委提交相关资料，主要包括：营业执照、法人身份证明、资产证明、从业人员资质、经营场所和设备、可提供购售电服务的财务状况、技术条件、信用情况等基本信息，同时做出履行购售电合同、遵守市场秩序、保障供电服务等义务的书面信用承诺。申请从事配电业务的售电公司要提供《电力业务许可证(供电类)》和《供电营业许可证》等相关材料。

(2)省发展改革委收到材料审核后，通过“信用中国网”和省发展改革委网站将售电公司信息、相关资料和信用承诺向社会公示15个工作日，公示期满无异议的售电公司纳入公布的售电公司目录，在上述网站全部公开，实行动态管理。

(3)注册登记：列入目录的售电公司向甘肃电力交易中心提出注册申请，交易中心应在10个工作日内完成注册。甘肃电力交易中心按月汇总市场主体注册情况，通过网上系统向省发展改革委、省工信委、甘肃能监办和征信机构备案。售电公司有关信息在甘肃电力交易平台公开。

(四)市场主体退出程序

1、市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场秩序、不再符合准入条件要求、发生重大违约行为，恶意扰乱市场秩序、未尽定期报告披露义务、拒绝接受监督检查的，由省发展改革委、省工信委、国家能源局甘肃监管办组织调查确认，强制退出市场，有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，5年之内不得再进入市场。

2、售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少45天告知甘肃能监办、省发展改革委、省工信委、甘肃电力交易中心以及电网企业和用户等相关方。退出之前，售电公司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，否则不得再参与市场。

3、退出市场的售电公司，由省发展改革委在“信用中国”网和政府网站向社会公示，公示期满后无异议后在目录内删除;甘肃电力交易中心取消注册资格，收回相关证书函件，并在电力交易平台进行公告。

4、电力用户自进入市场之日起，原则上在3年内不得自行退出市场，否则对其用电价格给予一定的惩罚。电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、甘肃电力交易中心以及其他相关方，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、交易管理(一)交易方式。

发电企业可采取双边协商交易、竞争交易或其他类型交易向具备直接交易资格的电力用户或售电公司售电。

售电公司可以采取向发电企业协商购电、通过竞争交易市场购电、向其他售电公司购电等多种方式在电力市场购电。

具备直接交易资格的电力用户参与电力市场继续按照《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》执行。在竞争交易过程中，可直接向发电企业购电或委托一家售电公司购电，不可两种兼有。

(二)交易要求。

参与市场交易的各方必须符合电力市场建设的有关要求，并到甘肃电力交易中心注册成为市场交易主体，按照经政府批准的市场规则开展电力交易，服从统一调度管理和市场运营管理。有关各方依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。采取双边交易方式的买卖双方符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。

(三)交易价格。

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、市场竞价的方式确定。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)、政府性基金三部分组成。在我省未单独核定输配电价前，按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

(四)结算方式。

发电企业、售电公司、电网企业和用户根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订合同。甘肃电力交易中心负责依据交易合同及执行结果，出具各种交易电量结算凭据证。电网企业负责收费、结算、归集交叉补贴、代收政府性基金，并按规定及时向发电公司和售电公司支付电费。

(五)保底服务。

为确保无议价能力和不参与电力市场的，以及参与电力市场后签约售电公司无法履约的用户，由电网企业提供保底供电，价格按照政府核定的目录电价或政府确定的定价规则执行;签约售电公司无法履约的用户，应选择新售电公司购电，否则将由提供保底服务的电网企业按照政府确定的价格执行，直至用户与新售电公司达成购电协议。

五、信用体系建设与风险防范(一)信息公开。

1、甘肃电力交易中心负责电力市场信息的管理和发布，并建立完善电力市场主体信息披露公示制度。市场主体成员有责任和义务按照要求，及时、准确和完整的提供信息，接受甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委的监管。

2、市场主体成员要按照规定要求，公示电力交易有关信息和征信机构的信用评级。市场主体对披露的相关信息有异议及疑问，可由甘肃电力交易中心组织相关责任方负责解释。

3、甘肃电力交易中心必须严格遵守信息公示制度，披露允许公开的信息，保障信息安全。因信息泄露造成损失的，由甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委等组织调查并追究责任。

(二)信用体系。

1、逐步建立电力市场主体的信用评价指标体系和电力市场信用评价制度，纳入全省社会信用体系建设统筹安排，促进电力市场中各类企业信用状况透明。

2、实行市场主体信息公示制度，加大失信行为信息公开力度，建立健全守信激励和失信惩戒机制，对于有违约、欠费、滥用市场操纵力等行为的市场主体，纳入不良信用记录。(本文来源：深度能源观察)同时根据有关规定与其他相关部门共享信息，实施联合惩戒。

3、政府部门可通过第三方征信机构参与电力市场主体信用评价工作，第三方征信机构定期向政府主管部门和甘肃电力交易中心报告市场主体信用评级和有关情况。

(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，探索建立银行授信、保函、保险等保障电费安全的风险防范机制，避免出现欠费、逃费现象。市场发生严重异常情况时，甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委可对市场强制干预。

(四)加强监管。

甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委负责市场主体和交易机构市场行为的监管，建立完善的监管体系，及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为。

六、机制保障和组织实施

(一)加强组织领导。省电力体制改革工作小组统筹全省售电侧改革试点实施工作，省发展改革委(能源局)、省工信委、甘肃能监办、省电力公司等各司其职，加强协调，(本文来源：深度能源观察)特别要注重各项政策和发用电计划、输配电价等改革之间的进度和关系。

(二)落实具体责任。试点区域市州(兰州新区)发展改革部门负责具体落实售电侧改革的指导协调工作，及时了解并协调解决实施过程中出现的问题。甘肃电力交易中心负责及时与售电公司进行业务衔接，主动作为，支持售电公司尽快开展业务。

(三)加强宣传引导。加大对我省售电侧改革的宣传报道，及时发布改革信息和政策文件，做好政策措施解读工作，积极回应社会关切，确保售电侧改革在国家政策体系框架内顺利推进。

第三篇：重庆市售电侧改革调研报告

干货丨重庆市售电侧改革调研报告

2016-06-0

3一、重庆市电力概况 北极星电力网

重庆全市38个区县，供电面积8.2万平方公里。重庆的电网由国家电网公司和涪陵聚龙电力、乌江电力等地方电网公司构成，其中，国家电网公司供电面积占全市面积90%左右，供电服务人口约3000万人;涪陵聚龙电力在涪陵区内与国家电网形成竞争，供区包括白涛、龙桥、清溪三大工业园区。

2015年，重庆市用电量875亿千瓦时，同比增长约1%。其中，工业用电563亿千瓦时，增长0.2%;民用用电138亿千瓦时，增长1.3%;其他行业用电174亿千瓦时，增长3%。

截止2015年底，重庆全市电力装机容量约2070万千瓦，其中火电装机约1370万千瓦，占66%;水(风)电装机约700万千瓦，占34%。截止2015年底，全市统调电力装机1654万千瓦，火电1179万千瓦，占71%;水(风)电475万千瓦，占29%。

2016年重庆全市电力装机容量预计可达2600万千瓦，加上外购电量，可调容量合计约3000万千瓦，但受整个经济环境影响，今年以来全社会用电量增长缓慢，一季度仅同比增长1%。

二、重庆市电力体制改革情况

1、电力改革进展情况

2015年12月9日，国家发改委、能源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点。

2015年12月18日上午，重庆市委市政府在举行重庆两江长兴电力有限公司(中国三峡集团控股)、重庆能投售电有限公司(重庆市能投集团控股)、重庆渝西港桥电力有限公司(国电投集团控股)3家试点售电公司授牌仪式。

2015年底，重庆市经济信息委下发《关于做好2016年电力用户与发电企业直接交易试点工作的通知》，2016年重庆市电力直接交易确定为80亿千瓦时，约占全省工业用电量的25%。此次直接交易输配电价按2010年核定的执行，电网公司过网费下调3-5分/千瓦时，电厂让利幅度在3分/千瓦时，加之直接交易不实行峰谷电价，用户电价普遍下调6分/千瓦时左右。

2016年2月5日，重庆市人民政府办公厅下发《关于印发重庆市售电侧改革试点工作实施方案的通知》---渝府办发〔2016〕20号。方案明确售电侧改革试点范围为支柱产业和战略性新兴产业重点项目集聚区，包括两江新区水土、鱼复、龙兴三个园区，长寿经开区晏家、江南、八颗三个组团，万州经开区，万盛平山工业园区，永川港桥工业园区，以及中石化页岩气开发、管输、利用领域。

方案明确，自2015年11月28日国家批准重庆市开展售电侧改革试点之日起，在试点区域内，符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均达到国家标准的新增电力用户，除实行差别电价和惩罚性电价的企业外，均可参与售电侧改革试点。存量电量用户及其同址扩容新增电量暂不纳入此次试点。

方案明确，在正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价暂执行现行大用户直供输配电价标准(2010年国家发改委批复的重庆市输配电价)，220千伏、110千伏、其他电压等级输配电价分别为0.1942元/千瓦时、0.2152元/千瓦时、0.2372元/千瓦时。政府性基金及附加中暂免征收城市公用事业附加费0.025元/千瓦时，按0.0548元/千瓦时计。

方案明确，发电企业向售电公司或直接参与市场交易的用户开具购电发票，售电公司给其用户开具售电发票，电网企业给售电公司或直接参与市场交易的用户开具输配电费、政府性基金代收等发票。

目前，重庆市共有11家企业与售电公司签订了购电合同。其中，3月1日开始两江长兴电力公司向大唐重庆分公司购买3亿千瓦时电量(水、火电各一家，一口价，比例由调度调剂)售给5家用电企业。为支持售电公司，该电量作为增量，不纳入重庆市2016年直接交易电量计划，不扣除发电企业基本电量。

2、目前存在问题

(1)结算问题

在结算问题上，国网重庆市电力公司要求与用电企业结算，两江长兴电力公司收取购售电差价的服务费;两江长兴电力公司坚持按照《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》与用户直接结算，向国网重庆市电力公司支付输配电价。政府多次协商但电网公司态度坚决，目前该问题已上报国家发改委裁决。

(2)输配电价问题

国网重庆市电力公司认为《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》中现行的输配电价核定时间较早，不能代表目前及今后3年的输电成本，拒绝执行并要求“一户一核”。重庆市政府认为在新的输配电价未出台前，应按照已出台的文件执行，“一户一核”不仅将造成电价混乱，而且不能达到输配电价透明。

3月23日，重庆市发改委、重庆市经信委、华中能源监管局、重庆市物价局联合下发《关于做好重庆海扶医疗有限公司等5家两江长兴电力公司售电用户供电的通知》---渝发改能【2016】336号，要求电网抓紧与两江长兴电力公司衔接，确保用户安全可靠用电，由两江长兴电力公司履行售电协议，由电网公司进行电费结算。

目前，电网公司、两江长兴电力公司、用电企业签订了临时购售电合同，确保用电企业正常用电，电费采取挂账方式，待正式合同签订后再结算。

3、改革效果

虽然电力体制改革困难重重，但售电公司成立后国网重庆市电力公司服务态度有了极大的改善，国网上门服务的频率和次数明显上升，办事效率明显提高，报装和建设速度明显加快，电力用户享受到了改革的红利。

三、重庆两江长兴电力有限公司情况

1、公司简介

重庆两江长兴电力有限公司于2015年8月中旬成立的国有绝对控股的混合所有制企业，四家投资股东分别为长江电力、重庆两江集团、涪陵聚龙电力、中涪热电(民营)。注册资本2亿元。其中，重庆两江新区开发投资集团有限公司(简称“两江集团”)，是重庆市委、市政府设立的国有大型投资集团，与重庆两江新区工业开发区管理委员会合署办公，实行“两块牌子，一套班子”管理模式;涪陵聚龙电力、中涪热电则是拥有地方电网和发电机组的发供电企业。目前经各股东方同意，注册资本已增加至5亿元。

目前公司有综合、财务、生产和营销4个部门，员工50人(6种用工形式)。近期公司计划调整为4个部门、3个中心，即总经理工作部、安全监察部、生产技术部、财务资产部和营销中心、综合服务中心、生产管理中心。公司仍未取得由重庆经信委核发的电力业务许可证。

公司高管为各股东方推荐，员工计划全部通过社会招聘，员工薪酬参照当地电网公司水平制定。目前公司正在逐步招聘员工，各股东方派遣员工将在一年以后退出公司。

2、公司运营情况

为支持两江长兴电力公司，重庆两江新区管委会将3个开发区(两江工业区、万盛经济开发区、中石化页岩气勘探区)企业用电所有新增用户(2015年12月28日以后投产)交给两江长兴电力公司。目前3个开发区企业用电价格在0.85-0.9元左右，如果按照已核定的输配电价，用户的用电价格将在0.65元左右，两江长兴电力公司计划每千瓦时加价1-2分钱再转售给用户。

目前，两江长兴电力公司在3个开发区均设有营销人员，负责联系和服务用户。公司未建设任何电力网络，但已着手电网建设，生产部正在进行电网建设前期和用户接入的技术工作。两江集团计划将此前建设的配售电网络及用电设施委托售电公司管理或由售电公司购买，同时正在重新规划两江新区，明确支持售电公司建设电网。

目前，两江长兴电力公司没有参与2016年大用户直接交易，没有燃气、热力、冷热水等综合能源开发项目，没有能源管理、能源托管、节能管理等需求侧管理项目，也未进行此方面的研究。

3、两江长兴电力有限公司公司存在问题及思考

(1)业务单一

重庆两江长兴电力有限公司业务仅局限于电量的购、售，缺乏其它综合能源服务项目，盈利模式单一。随着售电业务的不断透明和竞争，购销差价的盈利模式不可持续，公司将面临后期业务瓶颈和激烈的市场竞争。后期成立的售电企业必须形成稳定的客户资源和独特、多样的盈利模式，方能提供后续发展动力。

(2)运行成本高

重庆两江长兴电力公司在重庆市渝北区金开协信中心租借了2层办公楼并购置了办公车辆，目前公司在职员工已达50人，且按照电网公司的工资标准发放薪酬，公司运行成本很高。公司对电力体制改革的困难准备不足，如果短时间内在输配电价和结算方面没有取得突破，将会对公司的正常运转造成极大影响。所以，在政策尚未完全明朗的改革初期，售电企业轻资产公司十分必要。

(3)没有发挥自身优势

两江长兴电力公司的股东长江电力和聚龙电力不仅拥有发电企业，而且拥有三峡库区和涪陵地区的配电网络，但公司没有在自己电网供电范围内开展配售电业务，而是依靠国家电网供电，形成当前不利局面。由此可见，售电企业如果开展配售电业务必须拥有电源和网络，否则缺乏博弈资本，今后在接入、结算、调度等方面更将面临重重障碍。

(4)用工模式值得研究

售电公司是专业性工业服务企业，两江长兴电力公司员工没有采取股东企业调入方式，而全部实行社会招聘，有利于加强管理，打造专业化的能源服务企业，对于其他售电企业具有良好的借鉴意义。同时，对于服务企业，员工薪酬和绩效管理不同于传统发电企业，也需要积极研究和探索。

(5)售电企业做好持久战准备

虽然重庆市委、市政府态度坚决、积极推动重庆市电力体制改革，各项工作仍在有条不紊的稳步推进，但必须清醒地看到，改革异常艰巨和任重道远，政策方面短期不会有较大突破，要做好持久战准备，切不可贸然推进。企业经营不能仅寄希望于政策推动，而应积极谋划，降低运营成本、发挥独特优势、找准盈利模式。

(6)售电企业初期需要政府扶持

售电企业即是改革的承担层，又是改革的落实层，在整个电力体制改革中起到关键作用。但由于售电业务在我国还是处于起步阶段，需要当地政府借鉴重庆经验给予售电企业在直接交易优先和优惠政策，鼓励其先行先试，拓宽业务范围、提供增值服务，开展中长期直接交易，开展开发区和工业园区配售电试点。同时，集聚专业的技术人员，参与和推动地方电力体制改革。

(来源:中国能源协会网)

第四篇：电价改革政策信号频出 售电侧体制改革或提速2013.6.14

电价改革政策信号频出 售电侧体制改革或提速

来源： 21世纪经济报道 日期：2013.06.14

在宽松的能源供需形势下，资源价格改革政策信号频出。

日前，发改委召开全国电力迎峰度夏电视电话会议，预计迎峰度夏期间，全国电力需求增速将有所回升，大部分地区供需基本平衡，个别地区高峰时段平衡偏紧。

受经济增长放缓、需求不足影响，前五个月除天然气外，全国煤电油运供需形势相对宽松，且西南地区水电消纳压力较大，国内物价水平总体稳定，这恰是资源产品价格改革的好时机。

在近期召开的国家部门高规格会议上，多次释放改革动议。国家发改委副主任连维良在电力迎峰度夏会议上提出，“认真落实资源性产品价格改革措施，支持有条件的地区开展电力用户向发电企业直购电，推进售电侧电力体制改革试点。”

在5月底召开的2013年全国经济体制改革工作会议主张：“不失时机地深化资源性商品价格改革，逐步建立反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本的价格形成机制。”

按照国务院《2013年深化经济体制改革重点工作意见》分工，发改委将牵头推进电价改革，简化销售电价分类；推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点。种种迹象表明，电力体制改革十年之后，进一步改革的突破口选择在下游销售环节。

目前，销售电价领域的改革正在不断推进。国家发改委已下发通知，决定调整销售电价分类结构，将现行居民生活、非居民照明、商业、非工业、普通工业、大工业、农业生产用电价格等8大类销售电价，逐步归并为居民生活、农业生产、工商业及其它用电价格3个用电类别。

此举目的是简化销售电价分类改革，建立结构清晰、比价合理、繁简适当的销售电价分类结构体系。业内专家认为，合并分类后有利于减少交叉补贴，促进电力用户公平负担；在不同分类下按电压等级分档定价，可更大程度发挥价格信号调节市场供求的作用。除此外，推进大用户直购电试点也是售电侧市场化的重要探索。现任国家能源局局长吴新雄在主政电监会期间便主张“积极推进大用户直购电试点，为供需双方直接市场化交易打开突破口，走出一条路子”。

吴新雄在近期会见广东省省长朱小丹、江西省委书记强卫等地方官员时，均提出“探索大用户直购电试点工作，提高资源利用效率”。显然，大用户直购电在国家能源局层面已经没有障碍。

在国务院公布的下放和取消行政审批目录中，取消国家能源局对电力用户向发电企业直接购电试点的审批，更反映国家层面对直购电政策的支持。

一部分反对声音认为，直购电等同于“优惠电价”，是在为高耗能产业变相提供低电价。

为规避上述质疑，市场改革派专家主张在试点企业的选择上，可以考虑优先选择高新产业比较集中的地区、具备产业比较优势的地区、电力供需比较宽松的地区、能源资源富集的地区开展大用户直接交易试点，整体设计，分步推进。

但直购电面临的制度问题在于，电价管制尚未松绑、电力调度未独立，大用户试点审批在能源局层面取消后，仍需要发改委把关，市场化改革探索仍在遭遇行政管制掣肘。

第五篇：电力体制改革配套文件重点内容介绍

电力体制改革配套文件重点内容介绍

2015-12-14 国家能源局法制和体制改革司 梁昌新

尊敬的女士们、先生们，新闻界的朋友们，大家上午好！

很高兴代表国家能源局参加今天的新闻通气会，与大家交流电力体制改革有关工作。刚才王强先生对中发9号文的总体思路和6个配套文件的主要内容进行了介绍。下面，我向各位媒体朋友通报6个配套文件的一些重点内容。

一、关于推进输配电价改革的实施意见

单独核定输配电价是重新定位电网企业功能、改革和规范电网企业运营模式的基础，是“管住中间，放开两头”的主要内容。这项改革有三个亮点：

一是规范电网企业运营模式。改革后，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源，这样就可以促进电网企业公平对待所有发电企业和用户。

二是健全对电网企业的约束和激励机制。按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入及分电压等级输配电价，抑制不合理投资，核减不合理费用，可以促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。

三是分类推进交叉补贴问题。逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴，变暗补为明补。

二、关于推进电力市场建设的实施意见

电力市场建设是电力体制改革的核心任务，这项改革有三个亮点：

一是明确提出了逐步建立符合国情的电力市场体系。从市场范围看，有区域电力市场和省（区、市）电力市场；从市场组成看，有中长期市场和现货市场。通过试点、总结、完善、推广，逐步建立符合国情的电力市场体系。

二是明确提出了电力市场体系的实施路径。有序放开发用电计划、竞争性环节电价，组建相对独立的电力交易机构，搭建交易平台，逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化机制，最终形成功能完善的电力市场。

三是强化市场监管和建设电力市场信用体系。切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。建立健全守信激励和失信惩戒机制，建立完善市场主体信用评价和信息公示等制度。

三、关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见

交易机构是市场主体开展市场化交易的场所和平台，对推进构建有效竞争的市场结构和市场体系具有重要意义。这项改革有三个亮点：

一是明确了交易机构的职能定位。交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。主要负责市场交易平台的建设、运营和管理；负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务；负责市场主体注册管理，披露和发布市场信息等。

二是明确了交易机构的组织形式。交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。其中，电网企业相对控股的公司制交易机构，由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。

三是提出了电力市场管理委员会这一议事机制。建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等按类别选派代表组成的市场管理委员会，研究讨论交易机构章程、交易规则，协调相关事项等，维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益。

四、关于有序放开发用电计划的实施意见

发用电计划放开是推动电力市场建设的必要条件，这项改革有三个亮点：

一是建立优先购电制度，保障民生用电。一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电，初期执行政府定价，不参与市场竞争。

二是建立优先发电制度，促进可再生能源消纳。纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电。

三是有序放开发用电计划，促进市场化交易。除纳入优先购电制度和优先发电制度的发用电计划外，逐步放开其他发用电计划，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。

五、关于推进售电侧改革的实施意见

售电侧改革是培育合格市场主体的基础，对于推动能源消费革命具有重要意义。这项改革有三个亮点：

一是向社会资本开放售电业务和增量配电业务。社会资本及其他企业均可投资成立售电公司，个人也可以投资成立售电公司，只要符合准入条件即可。

二是售电准入不搞行政审批。参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度。社会比较关注的售电公司“牌照”问题，文件明确不搞行政许可的准入方式，而是建立“一承诺、一公示、一注册、两备案”的准入制度。

三是建立保底服务制度。拥有输电网、配电网的电力企业承担其供电营业区保底供电服务，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，按照政府规定收费。当竞争性售电公司不能提供售电服务时，拥有输电网、配电网的电力企业按规定向相关用户供电。

六、关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见

自备电厂在降低企业生产成本，促进资源富集地区的资源优势转化等方面发挥了积极作用，但其建设和运营也存在不少问题，需要进一步规范管理。

一是将自备电厂纳入统一规划管理。通过明确自备电厂规划建设程序、标准和管理要求，推动自备电厂有序发展。

二是明确了自备电厂的社会责任。自备电厂自发自用电量要缴纳国家依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴，合理缴纳系统备用费，与公用电厂平等参与市场竞争。

三是有利于节能减排。自备电厂要实施环保改造，提高能效水平，淘汰落后机组，有利于节能减排。

以上是我对6个配套文件重点内容的简单介绍。