重庆市售电侧改革调研报告

第一篇：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)

第二篇：广东售电侧改革内部调研报告

广东售电侧改革内部调研报告

一、广东省电力体制改革进展情况

作为全国首批开展大用户直购电试点的省份，广东省于2006年启动该项工作，安排台山发电厂与6家电力大用户开展直接交易试点，年交易电量约2亿千瓦时。广东物价局为此专门核定了一个输配电价，为0.179元/千瓦时。此项交易与交易价格、输配电价格一直延续至今，未受后期扩大试点的影响。

2013年，《广东电力大用户与发电企业直接交易暂行办法》（南方电监市场〔2013〕162号），《广东省电力大用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》（粤经信电力〔2013〕355号），《广东电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》（粤经信电力〔2013〕550号）等政策文件连续出台。2013年，广东完成电力用户与发电企业直接交易电量23.87亿千瓦时，其中扩大试点交易电量21.92亿千瓦时。2014广东直接交易电量规模约150亿千瓦时，2015广东直接交易电量规模约227亿千瓦时。直接交易发电量占省内总发电量的比例持续提高，每年提高幅度在2%左右。2016年，广东省安排直接交易电量规模目标为420 亿千瓦时，占2015年全省统调发电量的8.3%左右。2013年12月27日，广东首次电力用户与发电企业集中竞争交易开市，至今已先后开展了十余次集中竞争交易。

2015年11月28日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点，结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点，规范售电侧市场主体准入与退出机制，多途径培育售电侧市场竞争主体，健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，为推进全国面上改革探索路径、积累经验。2015年底广东省经信委下发的《关于2016年电力大用户与发电企业直接交易工作有关事项的通知》（粤经信电力函〔2015〕3137号）中，明确了2016年将有12家售电公司进入电力直接交易市场，采用代理电力用户购电的方式，参与长期协议交易和竞争交易。

此后在政府有关部门的组织下，市场主体各方就售电公司如何参与直接交易进行了长期、反复地讨论。受此影响，2016年1、2月份直购电集中竞争交易均未开展。2016年3月1日，广州电力交易中心挂牌。3月22日广东经信委和南方能监局下发了《关于明确2016年售电公司参与直接交易有关事项的通知》（粤经信电力函〔2016〕84号，以下简称“粤经信84号文”）。3月25日，在广东电力市场交易系统上进行了有售电公司参加的首次集中竞争交易。

二、市场交易主体

随着电力直接交易的不断深化，市场交易主体群体在逐步扩大。目前广东省参与电力直接交易的市场主体情况：

（一）大用户1.年用电量8000万千瓦时以上的省内大型工业企业；列入《广东省主题功能区开发产业发展指导目录》的园区内年用电量800万千瓦时以上的企业；2015年用电量5000万千瓦时以上的商业用户；符合上述条件且已在广东电力交易中心注册的用户333家，2015年总用电量约240亿千瓦时；2.部分省级产业转移园区（共11家）内的工商业用户，2015年总用电量大约30亿千瓦时。此批11家园区内电力用户（不含第1条已确认的大用户），必须通过售电公司代理进行购电，目前园区内已注册用户168家。

（二）发电厂广东省内单机容量30万千瓦及以上的燃煤发电厂，现有符合条件的发电企业38家，均已注册，合计装机容量约5090万千瓦。

（三）售电公司“粤经信84号文”确定的并已完成注册的售电公司共12家，后增加一家“广州穗开电业有限公司”，到3月份竞争交易开市前，可参加交易的售电公司共13家。售电企业门槛，售电公司资产总额在5000万元以上，专职在岗员工10人以上（主要包括生产技术部、市场营销部、财务经营部和综合部），其中至少高级职称1人，中级职称3人等方可通过申请。

本次售电公司参与竞争性交易必须首先取得所代理客户的代理授权，已注册的大用户可以在交易系统中确认代理关系，园区用户必须有相关协议。据电力交易中心称，实际执行中园区用户也需要在交易系统注册并确认关系。

三、市场交易电量

根据“粤经信84号文”，广东省2016年直接交易电量目标为420亿千瓦时，其中长期协议交易电量280亿千瓦时，竞争交易电量140亿千瓦时。因1、2月份广东未进行电量竞争交易，因此140亿千瓦时竞争交易电量在剩余10个月内平均分配，每月14亿千瓦时。

根据“粤经信84号文”，2016年单月竞争电量大于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过总竞争电量的15%；单月竞争电量小于等于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过2.1亿千瓦时，单个售电公司年累计成交竞争电量不超过21亿千瓦时。

3月份广东经信委安排竞争电量14亿千瓦时，单一电力用户当月申报总电量上限为1.4亿千瓦时，单一售电公司当月申报总电量上限为2.1亿千瓦时。为形成竞争，发电企业当月申报上限按照竞争直购利用小时数的1.25倍（34.9小时）申报。

但在正式交易前的意向电量申报中，用户申报的总意向电量仅为11.2亿千瓦时。为保证竞争态势，广东经信委将3月份集中竞争电量规模调减至10.5亿千瓦时。发电企业申报电量上限按竞争直购利用小时数的1.25倍（26.2小时）执行，单一电力用户当月申报总电量上限调减为1.05亿千瓦时。但与此同时，维持了单一售电公司当月申报总电量上限不变（2.1亿千瓦时）。

四、竞争报价及撮合办法报价差：竞争交易报价采用价差报价的方式，即电力用户申报与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报与上网电价的差价。电价下浮为负，电价上浮为正。申报价差最小单位为0.1厘/千瓦时。分段报价：用户和发电企业报价最多可分成三段报价，各段电量总和不能超过允许申报上限，电力大用户允许申报最少电量为10万千瓦时，发电企业允许申报最少电量为100万千瓦时。采用三段报价，是降低用户和发电企业不中标风险的一种有效措施。价差对：将发电企业与用户报价配对，用发电企业申报价差减去大用户申报价差，计算生成竞争交易价差对。

交易撮合：价差对为正值时不能成交，为负值或零时价差对小者优先中标交易；价差对相同时，按申报价差相应电量比例确定中标电量。因采用分段报价，因此按量价段撮合交易，而非按厂撮合。

无限次报量报价：集中竞价中，在总电量不超过上限的条件下，用户和发电企业可以无限次修改报量和报价。从去年底竞价情况来看，发电企业一般会进行3-5轮量价修改，但用户修改频率低，大部分首次报价后不再修改。

价差电费返还和成交价格：成交的大用户与发电企业，两家报价可能存在差异，结合成交电量计算将产生价差电费。此部分电费，75%返还给发电企业，25%返还给用户，并由此计算产生最终成交价格。

不干预原则：竞争报价一旦启动，整个过程中交易机构不进行任何干预。且报价信息在整个过程中都是屏蔽的，仅在中间进行撮合计算时临时解密，随后再次锁定屏蔽。不管撮合计算结果如何，均不能作为干预交易过程的理由。

五、3、4月份交易过程简述

（一）3月份交易情况

1、交易过程3月23日，广东电力交易中心下发了关于开展3月集中竞争交易的通知，明确竞争申报时间为3月25日9:00—12:00，同时要求各交易主体在3月24日17:00前首先填报意向申报电量。

3月24日下午，根据意向申报统计，发现用户侧申报总量大幅低于安排竞争电量。为确保形成竞争态势，避免发生用户竞价全中情况。广东电力交易中心发出了《关于2016年3月份集中竞争交易申报时间推迟的紧急通知》，竞价申报时间调整到3月25日的10:00—12:00。随后又根据经信委的调整结果，发出了《关于调整2016年3月份集中竞争电量规模的通知》,下调了总竞争交易电量和大用户、发电企业的申报电量上限。

报价过程中，20分钟间隔的供需报量比情况请见下图：

从图中可以看出，购电用户大多在11:20前完成了报价，而发电企业报量报价主要集中在11:40后的20分钟内，表明申报电量上限调整后，发电企业进行了较长时间的对策研究和分析。

2、交易结果2016年3月份集中竞争交易集中撮合，竞价规模为105000万千瓦时。

供应方：共有36家参与报价，总申报电量为129767万千瓦时，异常报价剔除量为0万千瓦时，其中29家最终成交，成交的供应方平均申报价差为-429.023024厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-240.3厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。

需求方：共有81家参与报价，总申报电量为112180万千瓦时，其中80家最终成交，成交的需求方平均申报价差-24.397363厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-0.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-38.4厘/千瓦时。其中售电公司9家参与，8家成交，成交电量为68096万千瓦时，成交的售电企业平均申报价差为-29.430188厘/千瓦时，平均成交价差为-151.453719厘/千瓦时。

全网总成交电量为105000万千瓦时，最终结算的平均价差为-125.553778厘/千瓦时。

3、售电公司成交情况已注册13家售电公司中，本次共有9家参与了竞争交易报价，最终成交8家，合计成交电量为68096万千瓦时，占总成交电量的64.85%。各售电公司成交电量请见下表。

由上表可见，广州发展电力销售有限责任公司未中标成交，而广东粤电电力销售有限公司和广州恒运综合能源销售有限公司合计成交电量占到售电公司总购电量的一半以上。

目前各家分段报量报价情况仍然保密，估计粤电售电公司、恒运能源销售公司申报电量总额可能达到了上限，但有小报量段降价期望值较高而未能成交。

（二）4月份交易结果 1、4月份竞价情况本次交易为 2016年4月集中竞争集中撮合，竞价规模为145000万千瓦时。竞价申报时间为2016-04-26 14:00至 2016-04-26 16:00。供应方：共有 36家参与报价，总申报电量为 179299万千瓦时，异常报价剔除量为 0万千瓦时，其中33家最终成交，平均申报价差为-436.944191厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-371厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。需求方：共有 81家参与报价，总申报电量为 160734万千瓦时，其中 79家最终成交，成交的需求方平均申报价差-51.58659厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-1.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-76厘/千瓦时。

全网总成交电量为 145000万千瓦时，最终结算的平均价差为-147.92599厘/千瓦时。

2、售电公司成交情况售电公司方面，共有11家售电公司参与了竞价交易。国家电投深圳售电公司、深圳市兆能供电服务有限公司2家未参与报价。参与报价的售电公司全部达成了交易，合计成交电量99589万千瓦时，占总交易单量的68.68%。各家成交电量情况请见下表。

六、3、4月份交易情况分析初步分析广东省3、4月份竞价交易，其主要特点如下：

（一）市场交易主体对交易认知度存在较大差距

1、用户侧购电意愿不足一是用户参与比例低。广东现有可以参与竞价的大用户和售电公司合计346家，而参与此次竞价的仅有81家，比例仅为23%。二是注册比例低。11个产业转移园区内工商业用户1000多家，而目前到交易中心注册的仅有167家，仍有800余家未注册。三是降价期望值低。最小降价期望值仅为0.1厘/千瓦时，最高也只有38.4厘/千瓦时，可见用户并未充分意识到目前发电企业的电量销售压力，对市场总体趋势认识不足。四是用户参与主动性差。一些可以直接参与交易的大用户，也交给售电公司代理购电，且代理购电占比达到64.85%，说明被代理的大用户用电比重还比较高。

从广州电力交易中心了解到，为形成有效竞争避免恶性杀价，在安排竞价时，希望申报电量与成交电量比例为1.1:1。但3月份竞价实际申报意愿电量明显低于预期，导致广东省经信委调低竞争电量并推迟报价时间，实际最终形成的意愿电量和成交电量比例为1.09:1，仍未完全达到1.1:1。

2、发电企业市场意识强烈在利用小时数持续下滑的情况下，发电企业普遍具有紧迫感，市场意识觉醒较早也较强。3月份发电企业所申报的降价额度令人惊讶，也从一个侧面体现了发电企业抢占电量的积极性很高、决心很大。

（二）价差电费返还规则，对交易结果影响较大以往历次竞价中，价差电费100%返还给发电企业，3月份开始竞价中调整为75%返还给发电企业，25%返还给用户。这一规则影响十分重大。

1.发电企业和用户报价走向两个极端作为发电企业，报出较高的降价意愿值可以有效提高中标概率，而在交易达成后，通过价差电费返还计算确定的最终成交价，很可能比发电企业自己报出的电价高得多，电厂仍可保证边际收益。而用户则恰恰相反，都通过报出比较小的降价期望值来保证自己拿到电量，而后通过价差电费返还取得更大收益。正是由于上述原因，3、4月份竞争交易供需双方走向两个报价极端。以三月份为例发电企业报出429.02厘/千瓦时的平均降价意愿值，而用户平均降价期望值仅为24.40厘/千瓦时，两者差距达到0.4元/千瓦时。2.售电企业获取暴利，被代理用户吃了大亏售电企业在参与竞争性报价前，与被代理用户首先签订了协议，明确了降价额度。此额度如参照3月份竞价中需方最高降价期望值来考虑，也不超过38.4厘/千瓦时，而售电公司实际成交平均降价额度为151.45厘/千瓦时，因此每度电在售电公司一进一出差价最少113厘。如按此测算，粤电售电公司本次最少也可得到2100万元的毛利，可谓收益惊人。本次竞价后，被售电公司代理的大用户普遍惊呼“亏大了”。

（三）加强规则研究和合理报价策略对中标率至关重要除前面所述的价差电费返还外，三段式报价等一系列规则对报价策略、中标率影响非常重大。1.发电企业可以按照竞争直购利用小时数的1.25倍申报电量，且报价可以分为三段（3月份36家发电企业报出90多个价段）。那么发电企业就可以先用较高的降价意愿值来争取一块较大的基础电量，而后用多出来的0.25倍来报个较低的降价意愿值，尝试争取一下高电价中标。2.发电企业要在低电价争取中标率，可能拿到的价差电费返还收益，发电边际成本等几个因素中进行综合衡量，寻找平衡点，难度很大，且不可测因素较多。

（四）交易对后期市场产生一定影响

1、对交易规则影响3、4月份竞争交易过程和结果出乎各方预料，各方反响均较强烈，特别是售电公司获得巨大利益，与市场改革初衷存在一定差距，后期的市场竞争交易中，有关政府部门必然会对交易规则有所调整。

2、对大用户影响交易结果是被代理的大用户感到震惊，从长期利益看，可以直接参与交易的大用户找售电公司代理相当于放弃应有市场主体地位，这种情况长期存在的可能性低。目前已与售电公司签订代理协议的大用户在一年内无法解除协议，但后期继续委托代理的大用户可能减少。3.售电公司代理对象发生变化为控制市场交易秩序，必须对市场主体数量进行控制，因此从长期来看中小用户也只能通过售电公司代理购电。这就为售电公司保留了一块市场蛋糕。从11家产业转移园区来看，尚有800多家中小用户未进行购电委托，所以这块蛋糕总体量还是不小的。

4.售电公司挑肥拣瘦的习惯要改目前来看，售电公司普遍将精力放在大用户身上，原因一是只要做成几单大用户总体的交易量就可以有保障了；二是中小用户数量众多，事情繁杂琐碎，交易管理难度大，形成大的交易总量比较困难。但从目前来看，售电公司必须采取措施适应和解决与中小用户交易中存在的困难，这是市场所决定的，售电公司完全无法选择。

五、对于公司相关建议作为新一轮电改的最大亮点，售电侧放开从一开始就受到各界的高度关注，据不完全统计，目前国内注册成立的售电公司已经超过400余家，包括央企、地方国资企业、民营企业和混合制企业。由于各地售电政策不同，售电公司业务开展的进度也千差万别。当前，广东推动售电侧改革试点工作，允许售电公司作为市场主体参与交易，并成为交易市场中最活跃单元，其代理成交交易电量占广东省交易总量的60%以上。作为央企，我们更应该积极参与售电侧业务，拓展公司业务范围，为公司实现可持续发展奠定基础。

一是对于各单位售电公司成立时间进度应有明确要求。目前广东省仅有13家售电公司可以参与售电业务，还有40多家售电公司被堵在围墙之外无法获取市场主体地位。我们各三级单位要及早成立售电公司并取得工商营业执照，这样至少在区域发放牌照时我们还有对应公司存在，不然就无法入围售电业务范围。二是要加强售电公司人才队伍培养。从广东售电公司注册门槛看，每家售电公司公司至少要有4个部门，全职人员至少10人以上，此外对于人才的职称等级都有明确要求。中电国际目前已成立的售电公司（或综合能源服务公司）主要以发展项目为主，售电侧改革工作开展主要以营销人员为主，目前各单位营销人员配备远不能达到要求，对业务开展十分不利。建议公司增加各单位市场营销人员编制，储备优质市场化人才，为适应各区域售电侧工作开展打基础。

三是加强售电侧改革研究学习。目前全国仅有广东和重庆开展售电侧改革试点，允许售电公司参与市场交易，但两个地方交易模式存在较大差别。各区域要开展售电侧改革，必将以上述两个地方作为参照，各单位要密切关注区域售电侧改革动向，加强售电侧改革调研学习和研究，争取在区域售电市场占有一席之地。中电国际利用二级单位有利条件，积极组织各单位进行售电侧改革政策学习研讨，开展售电侧改革调研，有条件时可以参与系统内售电公司交易工作。只有学习和了解游戏规则，才能有效制定应对策略，获取最大收益。四是加强用户侧管理和梳理。在电力市场化改革不断推进的前提下，各单位要详细梳理区域内大用户的情况，加强用户信息档案管理工作，有针对性的甄选用户，做好市场风险方案预控措施。同时要不断提高市场服务意识，了解用户需求，全方位、多渠道与用户沟通合作，锁定优质用户。

五是加强营销体系建设。目前营销范围的变化和售电侧业务开展，对人员配备、团队建设和培训育人方面，都必须有一个能有更细化的要求与措施。必须建设一支精干的电力营销和后续售电综合能源服务的专业人才团队，结合信息化建立电力市场信息支撑系统，对用户市场进行有效整理，规范市场业务流程，有效进行风险防控。同时要制定研究激励机制，防止骨干业务人员流失。

第三篇：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。

第四篇：大庆油田售电调研报告

大庆油田售电调研报告

大庆是石油圣地，因油而生,石油勘探开发领先城市建设20年。在广袤的黑土地上，一台台“磕头机”与大地的对话持续了57年。殊不知，这些“磕头机”在成就大庆油田的同时，还创造了每年150亿千瓦时的电力市场。

在企业办社会的历史渊源中，大庆油田电力集团不仅承载百年油田的电力需求，且为油田周边近30万户居民、工商业提供保障用电服务。数年来，工商业用电、居民用电等交叉在一起，油田开发与社会公共服务之间的界限模煳。

溯本清源。大庆电力集团是电力行业老兵，其发源于1959年松辽石油勘探处维修队电工班，经过57年发展，集发电、供电（热）、电力工程设计施工、电力营销、生产技术于一体，成员单位11家，拥有全国最大的企业电网和中国石油最大的自备电厂。

在电力体制改革的大潮下，油田电力开始焕发新生，一是改革赋予其合法供电的资格（在改革前油田电力不具备供电资质）；二是改革赋予其拓展电力市场空间的条件，可以从黑龙江境内拓展到全国石油系统，甚至石油系统之外；三是在油价下行的格局下，电力购销及增值服务将是石油企业自我救赎的新途径。大庆油田售电公司具备同类企业不可比拟的优势。其一，背后是中国石油提供投资、决策、市场开拓、石油系统内资源调度等保障支持；其二，地处油城大庆，本地油田每年150亿千瓦时电力市场是售电公司起步阶段的家底；其三，具备发电、配电、售电一体化的优势，在大庆供区内具备先天的排他性；其四，中石油明确未来石油系统电力购销由大庆售电公司承担，电力业务异地扩张空间大、可操作性强。

一、大庆油田售电公司基本元素

（1）大庆油田售电有限责任公司成立于2016年9月1日，是中国石油天然气集团公司首家售电公司，位于黑龙江省大庆市让胡路区长庆街47号，大庆石油管理局下属公司。

大庆油田售电有限责任公司投资主体为中国石油天然气集团公司，隶属大庆油田电力集团，注册资本金22000万元。

图表一：中国石油与大庆油田售电公司产权关系隶属

经营范围：电能购销，配电网投资、建筑、检修和运营业务管理；电力节能技术的投资、开发和服务；电动汽车充电站系统建设、运营和咨询；清洁能源项目开发和投资建设、技术咨询和服务；智能综合能源和用电增值咨询服务；新能源技术开发、技术咨询、技术转让、技术服务；工程项目管理；合同能源管理。

从售电公司的经营范围看，售电板块正在不断“去油化”，油味儿越来越淡，电力的生意才能越做越大。与一般的售电公司不同，除电力外，大庆售电公司的业务版图将电动汽车、清洁能源开发、合同能源管理等服务业纳入其中。根据计划，大庆油田售电公司已成立项目开发机构，实施启动风电、光伏发电及生物质发电等项目。

（2）大庆油田电力集团是大庆油田电力行业的专业化、集团化公司，主要为矿区石油石化生产和部分城市工商业与居民用户提供全产业链电热服务，年供电量150亿千瓦时（自发电量50亿千瓦时左右，采购电量100亿千瓦时），占黑龙江省用电量的近1/5；发电装机119.7万千瓦，年发电能力86亿千瓦时，拥有全国最大的企业电网和中国石油最大的企业自备电厂。

大庆油田电力集团现有11个成员单位，包括油田热电厂、宏伟热电厂、燃机电厂、供电公司、供电二公司、电力工程技术服务公司、电力调度中心、电力营销公司、电力工程设计院、物资管理中心、培训中心，集“发、供、配、用、售和电力工程设计与施工”于一体。

从发电资产看，目前电力集团主要有2座燃煤电厂、1座燃气电厂,发电装机119.7万千瓦。其中，油田热电厂是大庆油田重要的电源点和黑龙江省西部电网重要支撑点，并承担大庆东部地区基本热负荷；宏伟热电厂作为大庆炼化公司及油田化工区的自备电厂，还是油田矿区的主要热源；燃机电厂主要保障喇嘛甸油田供电，承担油田天然气的调峰任务。

大庆油田电力集团拥有全国最大的企业电网。目前，管辖110千伏及35千伏变电所51座，6千伏及以上电压等级输电线路1326条4787.5千米，变电容量360.5万千伏安，同时承担了采油厂313座35千伏变电所的检修任务。

油田电网的可靠率和电压合格率不断提高，分别达99.96%、98%，无人值守覆盖率72%、状态检修覆盖率100%，安全经济调度28年，星火一次变等34座变电所连续安全运行5000天以上。

图表

二、大庆油田电力集团业务构成

图表三：大庆油田电网组成结构

（3）大庆油田是我国第一大油田，年产石油约4000万吨。在创下连续27年高产稳产原油5000万吨以上的记录后,大庆油田又连续12年实现原油4000万吨以上持续稳产。大庆油田年用电量达到150亿千瓦时，其中自发50亿千瓦时(由于所属119.7万千瓦装机受到电网调度,发电小时数受控,不能满发)，需要从电网公司购100亿千瓦时，大庆油田是大庆本地重要耗能大户,是黑龙江省经济和能源发展的重要支撑。

二、顺电改大势，大庆油田售电公司应运而生

（1）成立售电筹备机构，获得中国石油集团、黑龙江各级政府支持 在新一轮电改推进的背景下，2016年1月13日，大庆油田电力集团成立售电公司筹备机构。组建售电公司，推进电改的相关工作得到中国石油集团、黑龙江省政府、大庆市政府的支持。

2016年7月5日，黑龙江省委副书记、省长陆昊到大庆油田考察调研，明确表示支持大庆电力体制改革；7月12日，黑龙江省委常委、常务副省长郝会龙到大庆油田调研，针对大庆油田电力体制改革与趸售电价格作出重要批示；同日大庆市委、市政府、大庆油田有限责任公司召开地企座谈会，将大庆油田电力体制改革列入地企重点推进落实工作之一，大庆市政府全力支持。

7月14日大庆市委常委、常务副市长于洪涛，在大庆油田有限责任公司副总经理、大庆石油管理局副局长朱国文陪同下，到黑龙江省物价监管局汇报趸售价格问题，省物价监管局明确表示支持。

（2）获得东北地区第一张企业电网电力业务许可证

7月26日，国家能源局东北监管局向大庆油田颁发东北地区第一张企业电网《电力业务许可证》(供电类)，为大庆油田售电有限责任公司运行配电网奠定法律基础，对推动新一轮电力体制改革在东北落地生根发挥了重要的示范作用。获得电力业务许可证具有重要价值：

1、结束了大庆油田多年来无供电许可的历史，为其合法经营提供保障；

2、可以使大庆油田更好地接受监管，承担与电网企业同等的供电责任。

3、为黑龙江省政府多年来比较关心的保底供电问题提供了政策性依据。由于大庆石油管理局年供用电量将近占黑龙江省全省电量的五分之一，对其营业区域内的用户和上游电网均影响较大，将其纳入保供电体系，可以使该营业区内的用户获得与国家电网用户同等的用电权利，有助于地区稳定发展。

4、由于发证对象是非国家电网的大型企业，对推动电力体制改革精神在东北区域落地生根也有着重要的示范作用。

（3）列入全国首批增量配电示范项目

9月1日，大庆油田售电有限责任公司完成工商注册。

9月2日，黑龙江省政府经严格考核，推荐大庆油田配电网投资建设运营项目申报全国100个增量配电业务试点项目。12月1日，国家发改委、能源局发文公布首批105个增量配网项目名单，大庆油田售电公司是试点项目之一。

图表四：大庆油田售电公司成立重要节点

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三、大庆油田售电改革再下一城

（1）电改第一笔红利：获得社会供电批发电价

目前，售电公司从事配电业务合理合法；13亿千瓦时居民及工商业售电业务也从电力集团划转到大庆售电公司，并在黑龙江省政府支持下获得合理购电价格。

大庆油田售电公司积极与黑龙江发改委、物价局沟通，申请到了营业区内合理购电价格。2016年12月15日，黑龙江省物价监督管理局下发《关于大庆油田售电有限责任公司购电价格的通知》，为支持大庆油田改革，明确自12月1日起大庆油田售电公司向社会供电量购电享受“批发”价格，解决了大庆油田历史上形成的向社会用户供电亏损问题。

大庆油田售电公司向社会供电13.02亿千瓦时，购电价格由上网电价、电网输配电价及损耗、政府性基金附加组成。在输配电价改革前，上网电价暂按照黑龙江省燃煤发电标杆上网电价执行，输配电价及损耗暂按我省相应电压等级的大工业直接交易电度输配电价及损耗率执行；输配电价改革后，按照国家有关规定执行。

由于大庆油田早于城市建设，大庆市近30万户居民、社会企事业单位及商业用户用电由大庆电力集团转供。由于未取得《电力业务许可证》（供电类），电力集团一直没有享受到地方供电局购电执行的趸售电价，购电价格每千瓦时比趸售电价高出0.2元以上，仅电量购售价差年达1600万元。再加上人工成本和设备维护等费用，每年承担政策性亏损在1.5亿元以上。

在此之前，大庆油田电力集团按照0.65元/千瓦时的平均价格向电网企业购电，居民用户按照0.51元/千瓦时的目录电价销售，购销倒挂、加之线损、人工成本、折旧、电网运维费等，社会供电处于亏损状态。改革后，大庆油田售电公司购电价格=燃煤电厂上网电价（0.3723元/千瓦时，含税，含脱硫、脱硝、除尘)）+电网输配电价及损耗+政府性基金附加（0.5分左右），测算大庆油田售电公司购电价格为0.5617元/千瓦时。图表五：大庆售电公司购电价格构成

这是大庆油田在国家新一轮电力体制改革中获得第一笔“红利”。根据测算，仅居民用电需求每年可减少电费支出1.3亿元。从产业链上分析，让利主体为国家电网黑龙江电力公司。

（2）参与黑龙江电力直接交易

黑龙江省政府在获准售电侧改革之后，近期启动了2017年第一批电力直接交易，交易规模80亿千瓦时。按照老用户顺延、新用户分批次准入、各地市间均衡考虑、鼓励风电参加的原则，黑龙江确定了2017年新准入参加电力直接交易企业(第一批)名单，其中用电企业26户，风电企业59个风场，其中大庆石油管理局(大庆油田公司)2017年交易规模13亿千瓦时)。

（3）拟推动电力集团整体上市

根据国务院批转的《关于2016年深化经济体制改革重点工作的意见》，国有企业混合所有制改革是重要任务之一。在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信等重点领域，选择一批国有企业开展混合所有制改革试点示范，推动集团公司整体上市，支持具备条件的上市企业引入合格战略投资者，进一步放大国有资本功能，提高国有资本配置和运行效率。

目前，大庆油田电力集团正在根据中国石油集团公司统一部署，安排整体上市工作。

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四、从大庆售电到全国：“三步走”战略

大庆油田售电公司目前提出三步走战略：立足现有油田市场、放眼中国石油用电市场、逐步参与全国售电市场”的“三步走”战略。

图表六：大庆油田售电公司三步走战略

在第一阶段，首先解决因无《电力业务许可证》造成的配电网电价不合理、电力批发价格低等问题，更好为居民、社会企事业单位和商业用户提供保底供电服务；参与黑龙江省内电力市场交易，在大庆油田内部提供大用户购电服务，降低油田用电成本。目前，大庆油田每年外购电量100亿千瓦时，按照每度电降价0.01元的降幅，油田成本可以节约1亿元。

随着黑龙江电力市场不断成熟，依托整体业务优势，代表黑龙江省内中国石油企业与当地发电企业议价，争取较低电价。

在第二阶段，面向中国石油内部企业，从东北、西北区域起步，代表石油企业与当地发电企业议价，争取有竞争力的电价，并将售电业务拓展到中国石油全部业务区域。

第三个阶段，借助中国石油销售平台和油田矿区物业服务等资源优势，拓展售电业务模式、扩大售电市场规模。同时，借助国家鼓励电动汽车的政策，拓展充电桩业务。

第五篇：江苏省售电侧改革试点实施细则(征求意见稿)

江苏省售电侧改革试点实施细则

(征求意见稿)来源：江苏省发改委

国家发展改革委以《关于同意江苏省开展售电侧改革试点的复函》(发改办经体〔2017〕343 号)批准了我省售电侧改革试点工作方案。为推进我省售电侧改革试点工作，根据国家发展改革委《关于印发<售电公司准入与退出管理办法>和<有序放开配电网业务管理办法>的通知》(发改经体〔2016〕2120 号)、《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源本实施方案。〔2016〕2784号)等要求，结合我省实际情况，制定

一、总体要求

(一)售电侧改革要坚持市场化方向，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，提升售电服务质量和用户用能水平，形成有效竞争的市场结构和市场体系，使市场在电力资源配置中起决定性作用。(二)售电侧改革要坚持规范、公开、透明，市场准入、电力交易和信用监管等流程都集中在电力交易平台网站和信息系统进行，市场主体、供需信息、交易模式、电力价格等主要信息按照规则向社会各方发布。(三)售电侧改革要切实体现“放管服”，在依法依规、加强监管的基础上，简化审批流程，通过电子商务、交易平台等方式，推进市场主体资格注册制和信用评价工作，以“履约保函”、“互保协议”等方式，发挥市场主体积极性和自律性，构建开放竞争的售电市场。

能管理、节能管理、风险管理等能力，其中至少拥有一名高级职称和三名中级职称、非兼职挂靠的电力专业管理人员。

5、信用要求。无不良信用记录，按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。

6、售电公司代理电力用户的用电总量为4000万千瓦时及以上，具备参与我省售电市场交易的资格。

7、为规避电量偏差考核风险，售电公司应依照合同电量，采取银行履约保函制度，具体根据我省电力交易规则执行。

8、法律、法规规定的其他条件。

9、发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。已具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业、高新产业园区、经济技术开发区、供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司可到工商部门申请业务范围增项，并履行售电公司准入程序后，开展售电业务。鼓励售电公司提供智能用电、综合节能和合同能源管理等增值服务。

(二)拥有配电网运营权的售电公司。

拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条件

1、经营范围包含配售电或电力供应等业外，还需具备以下条件：

务。具有与配电网投资规模相适应的投资能力，注册资本不低于其总资产的20%。类)。

法合规设立的政府性基金及附加，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。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。微电网用户应满足微电网接入系统的条件。

4、上年用电量在4000万千瓦时且用电电压等级在35 千伏及以上的符合试点条件的用户，可以自主选择与售电公司交易，也可以直接与发电企业交易，或选择不参与市场交易;适时将准入电力用户的电压等级放开至10 千伏。其他符合试点条件的电力用户，可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。

5、自愿选择与售电公司进行交易的电力用户，须依据我省电力交易规则的要求，全部电量进入市场，不得随意退出市场。

6、自愿选择与售电公司进行交易的电力用户，在合同周期内只可委托一家售电公司进行交易，须以结算等事项，至少为期一年，协议期满后可重新选择。

(四)发电企业。

1、符合国家基本建设审批程序并取得电力业年为周期依法签订合同，约定交易、服务、收费、务许可证(发电类)的省内发电机组，按照自愿原则参与售电侧市场。

2、发电企业应具有独立法人资格、财务独立核算、能够独立承担民事责任。内部核算的发电企业经法人单位授权，可参与售电侧市场。

3、参与试点的发电企业必须正常投运环保设施，符合国家和省的污染物排放要求，符合国家和省的煤炭消费总量控制有关要求。能按照有关要求定期将售电

(4)售电公司基本情况说明表(详见附件4)。

(5)售电公司营业执照复印件。营业执照中经营(6)售电公司法人代表身份证明复印件(详见附件范围应包含“售电”或“电力销售”等内容(详见附件5)。6)。

(7)售电公司资产证明。近期由具备资质的会计师事务所出具的审计报告、验资报告等能够证明企业资产的文件等(详见附件7)。

(8)售电公司经营场所证明(详见附件8)。

(9)售电公司技术信息支持系统等证明材料(详见附件9)。

(10)售电公司专业人员证明文件。包括专业人员资质表、专业人员身份证复印件及学历证书、职称证书复印件。所列专业技术人员为该售电公司全职人员的证明文件复印件等(详见附件10)。

(11)售电公司相关授权委托书(详见附件11)。

(12)售电公司其他资料。售电公司认为有必要提供并向社会公示，以证明公司实力和信誉的有关证明资料(详见附件12)。

(13)售电公司公示信息(详见附件13)。

2、拥有配电网运营权的售电公司，除以上条件外，还应向电力交易中心提交以下注册申请资料和信息证明资料。

(1)营业执照中经营范围应包含“电力供应”或“配售电”等内容。

(2)经过法定验资机构出具的验资报告，以及加盖公司公章的企业财务报告。

入我省售电公司目录，通过电力交易平台等网站向电力用户公布。列入目录的售电公司取得准入资格，可与电力交易中心签订入市协议，与电力用户洽谈、签订售电委托代理服务协议。

8、公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入我省售电公司目录。售电公司可自愿提交补充资料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的，由省发展改革委(能源局)和江苏能源监管办核实处理。

9、售电公司注册信息发生变化时，应在5 个工作日内向电力交易中心申请变更(注册信息变更申请书详见附件13)。业务范围、公司股东等有重大变化的，售电公司应再次予以承诺、公示。

10、在省外电力交易机构办理注册售电公司的有关手续待国家确定相关操作细则后另行办理。

(二)电力用户

1、已获准参与双边协商直接交易的用户直接取得售电市场准入资格，在电力交易平台等网站上公示。

2、其他符合准入条件且自主选择与售电公司交易的电力用户，通过电力交易平台网站上向电力交易中心提交准入申请资料(详见附件14)，按照属地管理原则经设区市发展改革委初评后，上报省发展改革委(能源局)和江苏能源监管办进行评估。通过评估后取得售电市场准入资格，有关信息在电力交易平台等网站公示。

3、取得售电市场准入资格的电力用户可自主选择售电公司，签订售电委托代理服务协议。

(三)发电企业

主体之间自主协商交易电量(电力)、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形成交易结果。集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等，竞价可以采取高低匹配或者边际出清方式进行。挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。挂牌交易的组织，按照供方挂牌、需方挂牌两轮进行。交易参与方成交前可以随时调整挂牌价格。在需方挂牌轮次，清洁能源机组具有优先认购权。

3、为丰富电力交易模式，充分发现电力商品的价格，体现发电机组边际成本和售电公司竞争优势，引导电力项目科学合理布局，售电市场交易可以挂牌交易为主、双边协商为辅等方式开展，月度交易可以挂牌交易为主、集中竞价为辅等方式开展。具体交易方式根据电力市场建设情况在工作安排中明确。

(二)交易要求。

1、参与售电市场交易各方须到电力交易中心注册，取得准入交易的资格，成为合规市场主体，按照我省电力交易规则开展电力交易，服从统一调度管理和市场运营管理。

2、市场有关各方应依法依规按照江苏能源监管办制定的合同范本签订合同，明确相应的权利义务关

1划。

(三)交易价格。

1、凡是参与售电市场交易的电力用户，均不再执行对应的目录电价。售电市场交易成交价格由市场主体通过自主协商、平台竞价等市场化方式形成，第三方不得干预。

2、参与售电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)、政府性基金及附加三部分组成。

3、输配电价由价格主管部门核定，在国家核定我省输配电价前，可采取电网购销差价不变的方式执行;输配电价核定后，按照核定的输配电价执行。

4、参与售电交易的峰谷电价电力用户，继续

5、市场主体应根据发用电成本理性报价，严执行峰谷电价，具体按照我省电力交易规则等执行。

禁恶意竞争。挂牌和双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上限，参与交易机组发电能力明显大于用电需求时，可对报价设置下限。

6、已参加市场交易的用户又退出的，在通过售电公司购电或再次参与市场交易前，由电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的居民电价的1.2-2 倍执行。具体保底价格水平由省级价格主管部门确定。

(四)结算方式。

1、发电企业、电网企业、售电公司和用

6、法律、法规规定的其他情形。

(二)经省发展改革委(能源局)和江苏能源监管办的审定，确认售电公司符合强制退出条件后，通过电力交易平台网站和“信用中国”网站向社会公示10 个工作日。公示期满无异议的，方可对该售电公司实施强制退出。(三)售电公司被强制退出，其省内已签订但未履行的交易合同由省发展改革委(能源局)、江苏能源监管办和电力交易中心征求合同购售电各方意愿，通过电力交易平台转让给其他售电公司。未达成一致意见或未完成交易转让的，可交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。(四)售电公司可以自愿申请退出售电市场，并提前30个工作日向原受理注册的电力交易中心提交退出申请。申请退出之前应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。(五)拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。

易中心提交以下注销申请相关资料：

2、授权委托书。(六)售电公司自愿申请退出市场时，应向电力交

1、售电公司注销申请书(详见附件15)。

3、尚未履行的市场交易合同及对未履行合同 的转让处理协议。

(七)电力交易中心在收到售电公司自愿退出市场的申请后，5 个工作日内完成对注销申请和相关资料的审查，并通知售电公司审查结果。对于资料不全或不符合

5年报和自查报告，主要内容包括公司资产、售电服务范围、用户情况、经营状况、重大事项以及履行义务和遵守规定等情况。(四)政府引入的第三方征信机构定期向江苏能源监管办、省发展改革委(能源局)和电力交易中心报告售电公司信用评价和有关情况，并向社会公布。(五)建立电力行业违法失信行为联合惩戒机制，对纳入涉电严重失信企业黑名单的售电公司及负有责任的法定代表人、自然人股东、其他相关人员(以下简称“当事人”)采取以下惩戒措施：

1、电力交易机构3年内不再受理该企业注册申请，其法定代表人3年内不得担任售电公司的法定代表人、董事、监事、高级管理人员。

2、对当事人违法违规有关信息向金融机构提供查询服务，作为融资授信活动中的重要参考因素。

3、限制当事人取得政府资金支持。

4、对当事人申请公开发行企业债券的行为进

5、工商行政管理、总工会、行业协会等行限制。

部门和单位在法定代表人任职资格、授予荣誉、评比先进等方面，依法依规对其进行限制。

七、组织实施

6、按照相关法律法规进行处罚。

(一)强化组织协同。售电侧改革试点工作在省电力体制改革领导小组统筹指导下推进，省发展改革委(能源局)和江苏能源监管办作为售电侧改革牵头部门，会同省经济和信息化委、物价局等部门加强横向联动，形成工

7一般工商业电价的用户可自主选择售电公司进行交易。时考虑，具体规模根据售电公司托管合同申报电量情况，结合电力市场建设进度在工作安排中确定。第三阶段为全面提升期(2020年后)：根据国家部署，全面放开10 千伏及以上电压等级用户，允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。加强零售市场的充分竞争，完善市场交易机制，进一步丰富市场交易品种，形成较为完整的售电市场交易体系和有效竞争的市场结构，有效引导电力生产、消费和投资。(三)确保安全稳定。省发展改革委(能源局)、江苏能源监管办等部门要及时掌握试点地区改革动态，组织协调相关问题，对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正，并向国家主管部门和省政府报告相关情况。省电力公司要强化大局意识，主动适应改革、支持改革、参与改革，切实做好电力供应、安全稳定等相关工作。

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