第一篇：售电公司准入退出办法、配电网放开管理办法最新解读
售电公司准入退出办法、配电网放开管理办法最新解读（王秀强）
千呼万唤，在历经半年多起草、征求意见、利益博弈后，事关电改全局的两则核心配套文件终于出台。10月11日，国家发改委、能源局公布《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》。
两则文件是新一轮电改进程中的重要催化剂，为售电、配网改革制定游戏规则。重点回答了电网企业是否可以参与竞争性售电、发（配）售一体售电模式是否可行、如何界定增量配网、发电企业是否可以建专线等核心问题。
目前，在中央决策层、中央督查组等力量自上而下强力推进下，电改试点（全国20个省区）正在全面铺开，两个配套文件的下发使改革试点有章可循、有“法”可依，标志改革进入政策落地的第二阶段。
一、电网企业可以参与竞争性售电
售电和配网是本轮改革的两大红利，国家在政策层面为配、售电服务商设置了相对较低的准入条件和程准入序。不完全统计，目前全国已有1400余家售电公司注册成立。
在准入条件上，只要符合资产规模、人员、场地设备、信用等级等要求，按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的要求，通过当地电力交易机构及能源管理部门申请即可完成注册。
图表 1售电公司资产与售电量关系
国家鼓励发电企业、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开展售电业务，拥有配网资产的产业园区等主体亦可以转为拥有配电业务的售电公司。
目前售电公司主要分三类：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。
售电公司的商业模式，除代理电量买卖外，还可以向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务，并收取相应费用；受委托代理用户与电网企业的涉网事宜。
不可忽视的是，本次配套文件再次明确“电网企业也可以成立售电公司”，其竞争性售电业务，也将逐步实现由独立的售电公司承担。
可以预见，电网所属售电公司、发电企业售电公司和第三方独立售电公司将在同一市场竞争，基于电网企业多年电力市场运营经验、人才储备和大量数据支撑，电网所属售电企业将成为某个区域的龙头。
二、发（配）售一体模式获得政策许可
对于配售一体、发配售一体的售电模式，行业内一直有不同的争议。反对者认为，尤其是发配售一体形成新的“小垄断”，与放开两头、关注中间的思路不符合；支持者认为，在电力市场培育阶段，应该允许不同经营方式的主体存在，以激活电力市场。
显然，后者得到了支持，两份配套文件支持配售一体、发配售一体售电模式。并特别提出，除电网 企业存量资产外，拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等均可以开展售电业务。《售电公司准入与退出管理办法》在为售电公司定义时，特指提供售电服务或配售电服务的市场主体。从售电公司的业务模式界定上，即认同配售一体服务模式。
在电力体制的复杂发展进程中，我国配网资产所有权一部分归属国家电网、南方电网，除此之外还有存量配网资产由地方电力公司、工业园区管委会等投资建设。新一轮电改给后者带来运营配网、经营售电的机会。尤其是地方电力公司，凭借其固有的地域优势、用户资源、配网资产，可以率先成长为配售一体化售电公司。
图表 2 不同售电公司竞争力分析
此外“同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权，不得跨配电区域从事配电业务”的政策又为配售一体的公司提供了天然的屏障，即便是电网企业也不能跨界供电。而在征求意见阶段，电网一直在谋求跨区配电的特权。《放开配网》征求意见稿曾提出“配电网运营者不得跨配电区域从事配电业务，电网企业除外”，但最终被删除。
对于拥有发电资产的地方电力公司可以延伸“发配售一体”的经营模式，负责配电区域内竞争性售电和保底供电服务。在《放开配网》征求意见稿中，特别提出“配电网运营者不得同时经营配电区域内发电企业”，但正式文件被删除。这一变化为发电企业参与配网建设、售电公司运营提供可能。
当然不可忽略的是，文件提出“拥有配电网运营权的售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算。”“具备条件”这一概念又将改革的时间轴拉长，德国、澳大利亚将配售电完全分开也花了十余年时间，可以预见在5-10内年“发配售一体化”的售电公司仍然能获得政策支持。
图表 3 国外售电公司经营模式
三、配网是稀缺资源，配售一体售电公司拥有结算权 配网是稀缺资源，解决电力交易执行最后一公里的问题。售电公司缺少配网作为保障，交易合同可能因电网通道资源有限、调度安全校核不达标等问题无法执行。
此外，根据国家发改委政策，除电网所属售电公司外，只有拥有配电网运营权的售电公司可以向供电用户开具发票，并承担配电区域内结算业务。
具体而言，（1）按照政府核定的配电价格收取配电费；（2）按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票；（3）代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政；（4）代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业。
而独立售电公司或平台类售电公司不具有电费结算权限，仍延续电网代结算的做法。当然，与一般售电公司相比，拥有配电网经营权的售电公司在准入上有更高的要求：（1）注册资本不低于其总资产20%；（2）专业技术等人员不少于20人；（3）应取得电力业务许可证（供电类）；（4）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任（注：与征求意见相比是新增职责）。
四、非国网所属增量配网资产将炙手可热
电改9号文提出“放开增量配电投资业务”，但一直以来对于增量配网的概念不一。目前主要有按照电压等级、时间、产权、功能等多种分类方法，在山西、重庆等地改革方案中各有不同的切分依据。
《有序放开配电网业务管理办法》则提出，增量配网“原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用本办法。”
配套文件综合了电压等级、电网功能、产权三个维度，对配网进行了切分。据此依据，我们认为增量配网无非有两种（1）完全新建的配电网络，从无到有；（2）非电网企业所属配网资产。
根据电改9号文精神，发改委鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网；鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网。在具体实施过程中，前者倾向以ppp模式撬动配网投资，发改委并提出批复100个增量配网试点；后者则以贵安新区、前海蛇口为代表，推进混改。
但我们在调研中了解到，社会资本与电网企业合资或完全新建配网项目存在一定难度。（1）电网经常以配网应由国有独资或绝对控股为由，对社会资本投资的增量配电网提供接入服务不积极，不愿意参建非全资的项目；（2）社会资本必须与电网签订供电协议，作为获得供电许可证的前置条件。
在这种条件下，非电网企业所属的配网资产正成为炙手可热的资产。为获得稀缺的配网资源，社会资本和电网企业将更倾向于对存量配网资产的重组并购，随之而来的是配网升级改造的市场需求。
五、发电企业不能建专线向用户直接供电
发电企业建专线向隔壁邻居直接供电的设想暂时被打破。按照现有政策：“发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。”
专线直供指发电厂通过专线向大用户输送电能，不需要电网提供输电服务。
至于国家对专线下发禁令的缘由，一方面是专线点对点供电对电网利益不利，反对声音大，另一方面现有政策与专线建设需求冲突。具体而言，（1）投资配网需要行政许可，企业自行建设受到约束；（2）配电网络依然具有一定的自然垄断性，同一地区只允许一家拥有配电网经营权的售电公司；（3）按照大用户直购电要求，原电监会规定交易必须通过公用网络实现，不允许直接建设供电线路。
图表 4 配套文件正式稿与征求意见稿主要变化
第二篇：售电公司准入与退出管理办法
《售电公司准入与退出管理办法》
第一章
总则
第一条
为积极稳妥推进售电侧改革，建立健全有序竞争的市场秩序，保护各类市场主体的合法权益，依据《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）和电力体制改革配套文件，制定本办法。
第二条
售电公司准入与退出，坚持依法依规、开放竞争、安全高效、改革创新、优质服务、加强监管的原则。
第三条
本办法所指售电公司是指提供售电服务或配售电服务的市场主体。售电公司可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电公司购电等，并将所购电量向用户或其他售电公司销售。电网企业的售电公司适用本办法。
第四条
电力、价格主管部门和监管机构依法对售电公司市场行为实施监管和开展行政执法工作。第二章
准入条件
第五条
售电公司准入条件。
（一）依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。
（二）资产要求
1．资产总额不得低于2千万元人民币。
2．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6至30亿千瓦时的售电业务。3．资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量30至60亿千瓦时的售电业务。
4．资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
（三）从业人员。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。
（四）经营场所和设备。应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，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。
（五）信用要求。无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。
（六）法律、法规规定的其他条件。
第六条
拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条件外，还需具备以下条件：
（一）拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。
（二）按照有关规定取得电力业务许可证（供电类）。
（三）增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有两名高级职称和五名中级职称的专业管理人员。
（四）生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。
（五）具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。
（六）具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。对外委托有资质的承装（修、试）队伍的，要承担监管责任。
（七）具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。
（八）承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
第七条
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。
除电网企业存量资产外，现有符合条件的高新产业园区、经济技术开发区和其他企业建设、运营配电网的，履行相应的准入程序后，可自愿转为拥有配电业务的售电公司。
第三章
准入程序
第八条
“一注册”。电力交易机构负责售电公司注册服务。符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理注册，获取交易资格。各电力交易机构对注册信息共享，无须重复注册。
第九条
“一承诺”。售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料：营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。
拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等级、供电范围、电力业务许可证（供电类）等相关资料。
第十条 “一公示”。接受注册后，电力交易机构要通过“信用中国”（www.xiexiebang.com）等政府指定网站，将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。
第十一条 公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。
第十二条 公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由省级政府有关部门或能源监管机构核实处理。
第十三条 “三备案”。电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
第十四条 售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向相应的电力交易机构申请变更。业务范围、公司股东、股权结构等有重大变化的，售电公司应再次予以承诺、公示。第四章
权利与义务
第十五条 售电公司享有以下权利并履行以下义务：
（一）可以采取多种方式通过电力市场购售电，可以自主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。参与双边交易的售电公司应将交易协议报交易机构备案并接受安全校核。
售电公司可以自主选择交易机构跨省跨区购电。
（二）同一配电区域内可以有多个售电公司。同一售电公司可在省内多个配电区域内售电。
（三）可向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务，并收取相应费用。
（四）承担保密义务，不得泄漏用户信息。
（五）服从电力调度管理和有序用电管理，执行电力市场交易规则。
（六）参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同，提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务，并获取合理收益。合同范本由国家能源主管部门另行制定。
（七）受委托代理用户与电网企业的涉网事宜。
（八）按照国家有关规定，在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
（九）任何单位与个人不得干涉用户自由选择售电公司的权利。
第十六条 拥有配电网运营权的售电公司享有以下权利并履行以下义务：
（一）拥有并承担售电公司全部的权利与义务。
（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍服务。
（三）承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价收取配电费；按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票；代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政；代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业。
（四）承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量。
（五）按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网，负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司。
（六）同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。不得跨配电区域从事配电业务。
（七）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
第五章
退出方式
第十七条 售电公司有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：
（一）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的；
（二）严重违反市场交易规则，且拒不整改的；
（三）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的；
（四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的；
（五）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的；
（六）法律、法规规定的其他情形。
第十八条 售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未履行的购售电合同由地方政府主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。
第十九条 省级政府或省级政府授权的部门在确认售电公司符合强制退出条件后，应通过省级政府指定网站和“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。
第二十条 售电公司可以自愿申请退出售电市场，并提前30个工作日向相应的电力交易机构提交退出申请。申请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。
第二十一条 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。
第二十二条 电力交易机构收到售电公司自愿退出市场的申请后，应通过省级政府指定网站和“信用中国”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。
第二十三条 电力交易机构应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除，同时注销市场交易注册，向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
第六章
售电公司信用体系建设
第二十四条 建立完善售电公司信用评价制度。依托政府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用中国”网站和第三方征信机构，开发建设售电公司信用信息系统和信用评价体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入全国信用信息共享平台，确保各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。
第二十五条 第三方征信机构定期向政府有关部门和电力交易机构报告售电公司信用评价和有关情况，并向社会公布。
第二十六条
国家能源局派出机构和省级政府有关部门根据职责对售电公司进行监管，对违反交易规则和失信行为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单。强制退出的售电公司直接纳入黑名单。
第二十七条
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：
（一）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。
（二）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。
（三）限制当事人取得政府资金支持。
（四）对当事人申请公开发行企业债券的行为进行限制。
（五）工商行政管理、总工会、行业协会等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。
（六）按照相关法律法规进行处罚。
第七章
附则
第二十八条 各省级政府可依据本办法制定实施细则。
第二十九条
本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。
第三十条
本办法所称的电网企业特指国家电网公司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司和各地方电网企业。
第三十一条
本办法自发布之日起施行，有效期3年。
售电公司信用承诺书
（参考范本）
（市场成员名称），系一家具有法人资格/经法人单位授权的（售电/配售电）企业，企业所在地为 ______，在_______ 工商行政管理局登记注册，统一社会信用代码：________，法定代表人：________，住所：________，资产总额：______，年售电量不超过_______亿千瓦时/不限制，供电电压等级_______千伏（拥有配电网运营权的售电公司填写），供电范围_________（拥有配电网运营权的售电公司填写）。
本企业严格遵循国家/______ 省参与电力市场的各项准入条件，严格按要求配备参与电力市场交易的人员、技术条件，自愿参与电力市场交易，并公开作出如下承诺：
1．本企业是按照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。2．本企业严格按照准入条件规定的售电量范围开展售电业务。
3．本企业拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验；拥有一名及以上高级职称和三名及以上中级职称的专业管理人员。
4．本企业具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，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．本企业将按时办理完成和正确使用电力交易平台第三方数字证书认证，保障账户和电力交易平台数据安全。
6．本企业严格按照规定向电力交易机构报送相关资料和信息，保证公示和提交的材料信息完整、准确、真实，不存在弄虚作假、误导性陈述或者重大遗漏的情况。
7．本企业对参与电力市场交易相关政策和规则已进行了全面了解，知悉参与电力市场交易应负的责任和可能发生的风险，并将严格按照国家法律法规和相关文件规定、市场规则和交易机构有关规定从事交易活动。8．本企业承担保密义务，不泄露客户信息。9．本企业服从电力调度管理和有序用电管理。10．本企业严格参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同，提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务。
11．本企业按照国家有关规定，在政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，按要求提供信用评价相关资料和信息，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
12．本企业自愿接受政府监管部门的依法检查，发生违法违规行为，接受政府执法部门及其授权机构依照有关法律、行政法规规定给予的行政处罚，并依法承担赔偿责任。
13．本企业严格执行国家、省级政府或政府相关部门、监管机构、电力交易机构制定的各项制度、规则，保证诚实守信、遵纪守法，积极履行企业社会责任和职责义务。本企业及其负责人无不良信用记录。
售电公司须对1—13条内容作出承诺，拥有配电网运营权的售电公司在1—13条基础上还须对以下14—22条内容作出承诺： 14．本企业注册资本不低于资产总额的20%。15．本企业拥有20名及以上与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，其中拥有2名及以上高级职称和5名及以上中级职称的专业管理人员。
16．本企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。17．本企业承担经营区域内配电网安全责任，确保承诺的供电质量。
18．本企业按照规划、国家技术规范和标准投资建设经营区域内配电网，按照政府核定的配电区域从事配电业务，负责经营区内配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不干预用户自主选择售电公司。19．本企业具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。20．本企业具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员，承担对外委托有资质的承装（修、试）队伍的监管责任。
21．本企业具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。22．本企业承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
以上承诺如有违反，本企业愿意承担相应责任，并接受处罚和相关惩戒措施。
承诺单位（盖章）： 法人代表（签字）：
承诺时间：
《有序放开配电网业务管理办法》
第一章
总则
第一条
为落实《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），鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，提高配电网运营效率，制定本办。
第二条
本办法所称的配电网业务是指满足电力配送需要和规划要求的增量配电网投资、建设、运营及以混合所有制方式投资配电网增容扩建。
配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用本办法。
第三条
按照管住中间、放开两头的体制架构，结合输配电价改革和电力市场建设，有序放开配电网业务，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，通过竞争创新，为用户提供安全、方便、快捷的供电服务。拥有配电网运营权的售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算。
第四条
有序放开配电网业务要遵循以下基本原则：
（一）规划引领。增量配电网络应符合省级配电网规划，保证增量配电网业务符合国家电力发展战略、产业政策和市场主体对电能配送的要求。
（二）竞争开放。鼓励社会资本积极参与增量配电网业务，通过市场竞争确定投资主体。
（三）权责对等。社会资本投资增量配电网业务并负责运营管理，应遵守国家有关技术规范标准，在获取合理投资收益同时，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务。
（四）创新机制。拥有配电网运营权的售电公司应创新运营机制和服务方式，以市场化、保底供电等多种方式向受托用户售电，并可为用户提供综合能源服务，利用现代信息技术，向用户提供智能用电、科学用电的服务，促进能源消费革命。
第二章
增量配电网项目管理
第五条
增量配电网项目管理包括规划编制、项目论证、项目核准及项目建设等。
地方政府能源管理部门负责增量配电网项目管理，制定增量配电网项目管理的相关规章制度，做好项目建设过程中的指导和协调，根据需要开展项目验收和后评价。
第六条
增量配电网项目须纳入地方政府能源管理部门编制的配电网规划。
第七条
符合条件的市场主体依据规划向地方政府能源管理部门申请作为增量配电网项目的业主。地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。
第八条
项目业主完成可行性论证并获得所有支持性文件，具备核准条件后向地方政府能源管理部门申请项目核准。地方政府能源管理部门按照核准权限核准项目，国家能源局派出机构向项目业主颁发电力业务许可证（供电类）或赋予相应业务资质，不得附加其他前置条件。
第九条
项目业主遵循“整体规划、分步实施”的原则，依据电力建设管理相关规章制度和技术标准，按照项目核准要求组织项目设计、工程招投标、工程施工等，开展项目投资建设。
第十条
电网企业按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。
第三章
配电网运营 第十一条
向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务的项目业主，拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。符合售电公司准入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。
第十二条
除电网企业存量资产外，拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务。符合售电公司准入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。
第十三条
拥有配电网运营权的项目业主须依法取得电力业务许可证（供电类）。
第十四条 符合准入条件的项目业主，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网企业或符合条件的售电公司，自主签订委托协议。
第十五条
电网企业控股增量配电网拥有其运营权，在配电区域内仅从事配电网业务。其竞争性售电业务，应逐步实现由独立的售电公司承担。鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网。
第十六条
配电网运营者在其配电区域内从事供电服务，包括：
（一）负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。
（二）负责配电网建设与改造。
（三）向各类用户无歧视开放配电网络，负责用户用电设备的报装、接入和增容。
（四）向各类用户提供计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠费等服务。
（五）承担其电力设施保护和防窃电义务。
（六）向各类用户提供电力普遍服务。公开配电网络的运行、检修和供电质量、服务质量等信息。受委托承担电力统计工作。
（七）向市场主体提供配电服务、增值服务。
（八）向非市场主体提供保底供电服务。在售电公司无法为其签约用户提供售电服务时，直接启动保底供电服务。
（九）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
（十）法律、法规、规章规定的其他业务。
第十七条
配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域限制购电。配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的用电价格，由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成；居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电，继续执行所在省（区、市）的目录销售电价。配电区域内电力用户承担的国家规定的政府性基金及附加，由配电公司代收、省级电网企业代缴。
增量配电区域的配电价格由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
第十八条
配电网运营者向配电区域内用户提供的配电网服务包括：
（一）向市场主体提供配电网络的可用容量、实际容量等必要的市场信息。
（二）与市场主体签订经安全校核的三方购售电合同。
（三）履行合同约定，包括电能量、电力容量、辅助服务、持续时间、供电安全等级、可再生能源配额比例、保底供电服务内容等。
（四）承担配电区域内结算业务，按照政府核定的配电价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金和交叉补贴，按合同向各方支付相关费用。
第十九条
配电网运营者向居民、农业、重要公用事业和公益性服务等电力用户，具备市场交易资格选择不参与市场交易的电力用户，售电公司终止经营、无法提供售电服务的电力用户，以及政府规定暂不参与市场交易的其他电力用户实行保底供电服务。包括：
（一）按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠的电力供应。
（二）履行普遍供电服务义务。
（三）按政府定价或有关价格规则向电力用户收取电费。
（四）按政府定价向发电企业优先购电。
第二十条
配电网运营者可有偿为各类用户提供增值服务。包括但不限于：
（一）用户用电规划、合理用能、节约用能、安全用电、替代方式等服务。
（二）用户智能用电、优化用电、需求响应等。
（三）用户合同能源管理服务。
（四）用户用电设备的运行维护。
（五）用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务。
第二十一条
配电网运营者不得超出其配电区域从事配电业务。
发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。
第四章
配电网运营者的权利与义务
第二十二条
配电网运营者拥有以下权利：
（一）享有公平接入电网的权利。
（二）享有配电区域内投资建设、运行和维护配电网络的权利。
（三）享受公平通过市场安全校核、稳定购电的权利。
（四）公平获得电网应有的信息服务。
（五）为用户提供优质专业的配售电服务，获得配电和相关增值服务收入。
（六）参与辅助服务市场。
（七）获取政府规定的保底供电补贴。
第二十三条
配电网运营者须履行以下义务：
（一）满足国家相关技术规范和标准。
（二）遵守电力交易规则和电力交易机构有关规定，按要求向电力交易机构提供电力交易业务所需的各项信息。
（三）执行电网规划，服从并网管理。
（四）服从电力调度管理，遵守调度指令，提供电力调度业务所需的各项信息。
（五）保证配电网安全、可靠供电。
（六）无歧视开放电网，公平提供电源（用户）接入等普遍服务和保底供电服务。
（七）代国家收取政府性基金及政策性交叉补贴。
（八）接受监管机构监管。
第五章
附则
第二十四条
本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。
第二十五条
本办法所称的电网企业特指国家电网公司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司和各地方电网企业。
第二十六条
本规则自发布之日起施行，有效期3年。
第三篇：【聚焦电改】售电公司入场安徽公布电力直接交易规则和交易主体准入退出细则(附全文)
【聚焦电改】售电公司入场安徽公布电力直接交易规则和交易主体准入退出细则（附全文）
11月25日，安徽省能源局公布《安徽省电力直接交易规则》和《安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则》，同时也公布《安徽省电力市场管理委员会组建方案》。根据公布的文件显示，售电公司将正式进入安徽电力交易市场。电力直接交易规则要点如下：
电力用户准入条件
(一)电压等级10千伏及以上、年用电量100 万千瓦时及以上，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业。
(二)年用电量在100万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与;年用电量1000万千瓦时及以上的企业，可直接或委托售电公司代理参与。
售电公司准入条件：
代理电力用户的总用电量1000万千瓦时以上。
特别指出的是：市场主体退出后，3年内不得重新进入市场。
交易方式：
直接交易按周期分为多年双边交易(三年及以上)、双边和集中交易、月度集中交易等。
多年双边交易和交易的标的物为全年电量，月度集中交易的标的物为月度电量。
多年双边交易的电力用户和售电公司，年用电量须在6亿千瓦时及以上;双边交易的电力用户和售电公司，年用电量在5000万千瓦时至6亿千瓦时之间;5000万千瓦时以下的电力用户和售电公司参与集中交易。
月度集中交易主要对交易电量进行补充，所有的电力用户和售电公司均可参与。
集中交易价格按统一出清方式形成。统一出清价与火电上网标杆电价最大上下偏差为±20%，超过20%时按20%确定。按照市场主体报价与统一出清价的接近程度依次匹配成交，差价相同时按电量多少依次成交。
以下为文件全文：安徽省能源局 安徽省物价局 国家能源局华东监管局关于印发《安徽省电力直接交易规则》和《安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则》的通知
各市发展改革委、物价局，省电力公司、发电企业、电力用户、售电公司，省电力交易中心有限公司：
为贯彻落实中共中央、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）和省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔2016〕31号）等文件精神，进一步完善我省电力市场建设，省能源局会同省物价局、华东能源监管局制订了《安徽省电力直接交易规则》和皖能源电力〔2016〕78号文件《安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则》。现印发给你们，请遵照执行。附件：1.安徽省电力直接交易规则2.安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则
安徽省能源局 安徽省物价局国家能源局华东监管局2016 年11 月23 日安徽省电力直接交易规则 第一章 总 则
第一条 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）及安徽省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔2016〕31号）等文件精神，为进一步规范全省电力直接交易（以下简称“直接交易”），实现交易的公开、公平、公正，促进电力市场健康、有序发展，制定本规则。
第二条 直接交易是指符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司等市场交易主体（以下简称“市场主体”），依托市场运营机构和电网企业，通过双边协商交易（以下简称“双边交易”）、集中竞价交易（以下简称“集中交易”）等市场化方式开展的电力交易。现阶段，暂不开展跨省跨区电力直接交易。
第三条 在安徽省内开展直接交易的市场主体、市场运营机构和电网企业，均应严格遵守本交易规则，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第四条 省能源局会同有关单位负责全省直接交易工作，组织制定直接交易工作方案，发布直接交易总规模和比例、机组市场电量限额、用户平均利用小时等参数，提出具体工作要求。省物价局负责监管全省直接交易价格。华东能源监管局负责全程监管全省直接交易工作。第二章 市场成员
第五条 直接交易市场成员由市场主体、电网企业和市场运营机构等组成。市场主体为在省电力交易中心有限公司（以下简称“省电力交易中心”）注册的发电企业、售电公司和电力用户。电网企业指拥有输电网、配电网运营权，并承担供电营业区保底供电服务的企业。市场运营机构为省电力交易中心和电力调度机构。
第六条 发电企业权利和义务
（一）按规则参与直接交易，签订和履行市场化交易形成的购售电合同；
（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，按规定提供辅助服务；
（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）法律法规规定的其他权利和义务。
第七条 电力用户、售电公司的权利和义务：
（一）按规则参与直接交易，签订和履行购售电协议、输配电合同，提供直接交易电力电量需求、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，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等；
（三）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；
（四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下按调度机构要求安排用电；
（五）遵守有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第八条 拥有配电网运营权售电公司的权利和义务：
（一）拥有并承担售电公司全部的权利与义务；
（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍服务；
（三）开展配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价收取配电费；按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票；代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政；代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业；
（四）承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量；
（五）按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网，负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司；
（六）同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。不得跨配电区域从事配电业务；
（七）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
第九条 电网企业的权利和义务：
（一）保障输配电设备的安全稳定运行；
（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；
（三）服从电力调度机构、交易机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统；
（四）向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务；
（五）按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等；
（六）按政府定价向优先购电用户、不参与市场交易用户提供售电服务；
（七）按规定披露和提供信息；
（八）法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 省电力交易中心的权利和义务：
（一）负责市场主体的注册管理；
（二）组织市场主体开展直接交易活动；
（三）编制市场主体月度电量计划；
（四）提供电力交易结算依据及相关服务；
（五）监测分析市场运行情况；
（六）经授权在特定情况下实施市场干预；
（七）建设、运营和维护电力市场交易平台；
（八）按规定披露和发布信息；
（九）法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 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）向省电力交易中心提供安全约束条件和基础数据，配合省电力交易中心履行市场运营职能；
（四）合理安排电网运行方式，保障电力交易合同的执行；
（五）经授权暂停执行市场交易合同；
（六）按规定披露和提供电网运行的相关信息；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场主体准入与退出
第十二条 进入直接交易的市场主体应符合产业政策，满足国家节能环保要求，具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
第十三条 发电企业准入条件
（一）符合国家基本建设审批程序和产业政策，单位能耗、环保达标排放的单机容量30 万千瓦及以上的省调发电企业，取得发电类的电力业务许可证。
（二）公平承担发电企业社会责任，承担政府性基金、政策性交叉补贴，并足额支付系统备用费的单机容量30 万千瓦及以上的自备电厂。
第十四条 电力用户准入条件
（一）电压等级10 千伏及以上、年用电量100 万千瓦时及以上，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业。
（二）年用电量在100 万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与；年用电量1000 万千瓦时及以上的企业，可直接或委托售电公司代理参与。
（三）执行阶梯电价、差别性和惩罚性电价的电力用户不得参与。第十五条 售电公司准入条件
（一）符合规定的资产、设备、经营场所、从业人员要求。
（二）财务状况良好、具备风险承担能力、无不良经营、不良金融、不良司法等记录。
（三）申请配电网经营权的须获取供电类电力业务许可证。
（四）代理电力用户的总用电量1000 万千瓦时以上。
第十六条 市场主体准入原则上按季度办理，省能源局、华东能源监管局、省电力交易中心、各市发展改革委依据《安徽省电力市场主体准入退出管理实施细则》开展审核、注册、公示、备案等工作。
第十七条 市场主体变更或者撤销注册，应向省电力交易中心提出申请，经同意后办理相关手续；强制退出的市场主体，由省电力交易中心撤销注册，并向社会公告。市场主体退出后，3 年内不得重新进入市场。第十八条 退出的市场主体未执行的合同可以转让，并按合同约定履行违约责任。第四章 交易方式
第十九条 直接交易按周期分为多年双边交易（三年及以上）、双边和集中交易、月度集中交易等。多年双边交易和交易的标的物为全年电量，月度集中交易的标的物为月度电量。多年双边交易的电力用户和售电公司，年用电量须在6 亿千瓦时及以上；双边交易的电力用户和售电公司，年用电量在5000 万千瓦时至6 亿千瓦时之间；5000 万千瓦时以下的电力用户和售电公司参与集中交易。月度集中交易主要对交易电量进行补充，所有的电力用户和售电公司均可参与。
第二十条 双边交易的价格和电量由市场主体自主协商，并签订双边交易意向书。每年11 月20 日至30 日，省电力交易中心受理市场主体提交的双边交易意向书，于5 个工作日内完成双边交易上限的审查，初步确定协议电量，经省电力调度中心安全校核后，通过交易平台发布双边交易结果。12 月31 日前组织市场主体签订购售电协议，随后组织签订输配电合同。
第二十一条 双边交易须签订购售电协议。多年双边交易协议还须明确分交易价格和交易电量；协议期内，分交易电量须在交易中予以确认，分年交易价格原则上不得调整。签订的输配电合同电量，变动幅度原则上不得超过相应协议电量的15％；如不签订分输配电合同，电力用户、售电公司不得参与当年直接交易，发电企业扣减当年合同电量对应的市场份额。
第二十二条 参加集中交易的市场主体，于每年12 月10—15 日，通过省电力交易平台申报次年电量、电价。省电力交易中心于每年12 月20 日前，按统一出清原则竞价形成匹配结果送省电力调度中心进行安全校核，12 月31 日前通过交易平台发布成交结果，组织签订输配电合同。第二十三条 参加月度集中交易的市场主体，于每月15—20 日通过省电力交易平台申报次月电量、电价，省电力交易中心于每月25 日前，按统一出清原则竞价形成匹配结果送省电力调度中心进行安全校核，月底前通过交易平台发布成交结果，并通过交易平台发布成交结果，组织签订输配电合同。第二十四条 集中交易价格按统一出清方式形成。统一出清价与火电上网标杆电价最大上下偏差为±20％，超过20％时按20％确定。按照市场主体报价与统一出清价的接近程度依次匹配成交，差价相同时按电量多少依次成交。
第二十五条 多年和交易输配电合同，由电网公司与市场主体按签署，合同内容包括交易电量、交易价格、分月用电安排、线路关口等。省电力交易中心、电力调度机构严格执行合同电量，合理安排电网运行方式，均衡完成各类交易及计划电量。第五章 交易价格
第二十六条 电力用户、售电公司的直接交易购电价格，由市场交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。双边交易的市场交易价格由市场主体自主协商确定，集中交易的市场交易价格根据市场主体报价统一出清确定。市场主体应根据发用电成本理性报价，严禁恶意竞争。第二十七条 参与直接交易的电力用户，继续执行国家规定的峰谷分时电价政策和功率因数调整电费标准。
第二十八条 输配电合同有效期内，电网输配电价、政府性基金及附加等随国家电价政策调整。多年双边交易商务协议的分年市场交易价格，可根据火电上网标杆电价变动情况统一进行调整。第六章 计量与结算
第二十九条 市场主体根据市场运行需要，安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，应考虑相应的损耗。
第三十条 电网企业向电力用户、发电企业提供电费结算、收费及发票开具等服务。售电公司结算细则由市场管理委员会组织制定。
第三十一条 多年、直接交易输配电合同电量合同月结年清，月度直接交易输配电合同电量月结月清。1.偏差电量=实际完成电量-合同电量2.电力用户、售电公司的偏差电量，大于零时按目录电价结算；小于零且合同完成率低于95％时，须支付违约金。违约金 =（合同电量× 95％—实际执行电量）×全省市场交易平均降价额度。3.发电企业的偏差电量，大于零时按国家批复上网电价结算并视为计划基本电量，小于零时须支付违约金。违约金 =（合同电量-实际执行电量）×全省市场交易平均降价额度。4.电力用户或发电企业因电量偏差造成另一方损失，违约赔偿由双方在购售电协议中约定。5.违约金由电网企业代收，纳入省电力交易中心账户。由省电力交易中心制定资金使用和管理办法，报电力市场管理委员会审定，按规定用途使用。第七章 交易电量
第三十二条 根据节能发电调度原则，设定直接交易机组的市场电量上限。每台机组全年集中与双边交易电量之和，不得超过其市场电量上限。30 万级常规、60 万级常规和超临界、60 万级超超临界、100万级超超临界机组利用系数分别为1.0、1.2、1.5、1.7。机组市场电量上限=市场电量平均利用小时×装机容量×机组利用系数。市场电量平均利用小时= 发布的直接交易规模/直接交易准入装机容量。
第三十三条 签订双边和集中交易输配电合同的发电机组，按全省电力用户平均利用小时数和机组容量系数剔除容量，剔除的容量不再纳入发电计划。签订月度集中交易输配电合同的发电机组不剔除发电容量。30 万级常规、60 万级常规和超临界、60 万级超超临界、100万级超超临界机组容量系数分别为1、0.95、0.9、0.85。机组剔除容量=交易电量/全省电力用户平均利用小时数×机组容量系数。第三十四条 电力市场管理委员会可根据每年电力供需平衡、安全保障、优先购电、优先发电、购售电协议执行情况等，研究提出直接交易总规模、双边与集中交易比例等建议，提交省能源局会同有关部门审定。
第三十五条 当年双边市场交易规模，首先执行已备案的多年协议电量，其次按多年意向电量、意向电量的顺序进行安全校核、签订购售电协议。双边市场交易规模无法满足意向电量时，按照成交顺序依次折扣后签订购售电协议，剩余意向电量可进入集中交易。第八章 争议和违约处理
第三十六条 直接交易协议、合同履约发生争议时，原则上由市场主体自行协商，或者提请电力市场管理委员会调解。必要时由省政府有关主管部门或能源监管机构根据市场主体要求依法进行调处。
第三十七条 市场主体、电网企业和运营机构等市场成员应遵守相关管理规定，对于无理阻碍、拖延和扰乱直接交易的行为，由电力市场管理委员会负责处置，必要时省政府有关主管部门或能源监管机构依法进行处理。
第三十八条 各类市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，通过电力市场交易平台和有关网站披露信息，并对披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
第三十九条 省电力交易中心负责市场信息的管理和发布，建设和管理电力市场交易平台，及时会同电力调度机构等发布市场成员信息、市场需求信息、市场交易信息等。第四十条 对于市场主体违反国家节能减排政策、不服从电力调度管理、不执行交易规则、不正当竞争、提供虚假信息和材料等行为，一经发现，由电力市场管理委员会指出并要求整改，直至省政府主管部门、能源监管机构依法依规进行处理，严重的将强制退出市场。强制退出的市场主体，3 年内不得重新申请进入市场。第四十一条 出现紧急情况导致交易难以正常进行时，省能源局、华东能源监管局可会同相关部门进行市场干预，或授权电力市场管理委员会和省电力交易中心制订本规则的临时条款。进行市场干预时，应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。
第四十二条 发生下列情况可进行市场干预：
（一）市场主体滥用市场影响力、串谋及其它严重违约、不能履约等，致使市场秩序受到严重扰乱。
（二）省电力交易平台发生故障，交易无法正常运行。
（三）不可抗力因素造成电网运行方式发生重大变化。
（四）确需进行市场干预的其它情况。第四十三条 市场干预包括但不限于临时取消相关市场主体资格、调整市场交易时间、调整直接交易电量规模、暂缓或终止市场交易等措施。第九章 附 则
第四十四条 省电力交易中心根据以上条款组织制定集中交易出清、电力市场信息披露、售电公司结算等细则，编制双边交易意向书、购售电协议和输配电合同范本，报市场管理委员会审查。
第四十五条 省电力交易中心及时将购售电协议和输配电合同汇总报省能源局、省物价局、华东能源监管局备案。第四十六条 华东能源监管局负责制定并实施安徽省直接交易监管办法。第四十七条 本规则由省能源局、省物价局、华东能源监管局根据职能负责解释，自印发之日起执行，有效期5 年。《安徽省能源局安徽省物价局国家能源局华东监管局关于印发安徽省电力用户与发电企业直接交易规则的通知》（皖能源电力〔2014〕188 号）同时废止。安徽省电力交易市场主体准入退出管理实施细则 第一章 总 则
第一条 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）和安徽省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔2016〕31号）精神，按照国家发展改革委、国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）等文件要求，积极推动我省售电侧改革，完善电力市场准入条件，制定本细则。
第二条 本细则所指市场交易主体（以下简称市场主体）包括发电企业、电力用户和售电公司。
第三条 市场主体应以服务对象为核心，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，遵守电力直接交易规则及有关管理规定，严格履行合同，承担保密义务，服从交易和调度管理。第二章 准入条件
第四条 市场主体应是符合产业政策，满足国家节能环保要求，具有独立法人资格，财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
第五条 发电企业
（一）符合国家基本建设审批程序和产业政策，单位能耗、环保达标排放的单机容量30万千瓦及以上的省调发电企业，取得发电类的电力业务许可证。
（二）公平承担发电企业社会责任，承担政府性基金、政策性交叉补贴，并足额支付系统备用费的单机容量30 万千瓦及以上的自备电厂。
第六条 电力用户
（一）电压等级10 千伏及以上、年用电量100 万千瓦时及以上，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业。
（二）年用电量在100 万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与；年用电量1000 万千瓦时及以上的企业，可直接参与或委托售电公司代理参与。
（三）执行差别性和惩罚性电价的电力用户不得参与。
第七条 售电公司
（一）资产总额应不低于2000 万元人民币。拥有配电网经营权的售电公司注册资本应不低于其总资产的20%。资产总额 = 2000万元人民币，可以从事的年售电量≤6亿千瓦时。2000万元人民币<资产总额≤20000万元人民币，可以从事的年售电量 ==“" 资产总额×（30=”">资产总额 >20000 万元人民币，不限制售电量。
（二）拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有3年及以上工作经验。至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专业管理人员。
（三）具有与售电规模相适应的固定经营场所、电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，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。
（四）无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。满足法律法规规定的其他条件。
（五）拥有配电网经营权的售电公司除满足上述条件外，还应满足以下条件：1.取得供电类的电力业务许可证。2.专业人员不少于20人，增加与配电业务相适应的专业技术、营销和财务人员等。至少拥有2 名高级职称和5名中级职称的专业管理人员。3.生产运行、技术和安全负责人，应具有5年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。4.具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。5.具备与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。承担对外委托有资质的承装、修、试队伍的监管责任。6.具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。7.承诺履行电力社会普遍服务、保底供电义务。
（六）其他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，向工商部门申请业务范围增项，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。除电网企业存量资产外，建设、运营配电网的现有高新产业园区、经济技术开发区和其他企业，符合拥有配电业务售电公司准入条件的，在履行相应准入程序后，可转为拥有配电业务的售电公司。同一供电营业区内只能有一家企业拥有该配电网运营权。第三章 准入流程
第八条 市场主体根据准入条件，履行“承诺、公示、注册、备案”等程序。
第九条 省电力交易中心承担市场主体准入服务。第十条 准入程序
（一）符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司，分别到省能源局、各地市发展改革委和省电力交易中心提出申请，按固定格式签署信用承诺书，并提交营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户等资料。
（二）通过初审后，省电力交易中心每季度将符合要求的市场主体信息、材料和信用承诺书等，通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公示，公示期为10个工作日。
（三）公示期满无异议的市场主体，由省电力交易中心办理注册手续，获取市场交易资格，进入市场主体目录，注册过程中需要完成基本信息注册。注册基本信息应包括： 1.电力用户：企业基本信息、交易员信息、生产规模等生产基础信息，报装容量（最大需量）、电压等级、年用电量、年用电负荷、用电负荷率等用电技术信息。2.售电公司：营业执照、法人代表、资产证明、交易员信息、经营场所等基本信息，代理企业名录，银行账户等交易信息。
3.发电企业：企业基本信息、交易员信息、项目核准文件、发电业务许可证、机组详细技术参数等。公示期间存在异议的市场主体，可在提交补充材料并申请下批次公示。两次公示后仍存在异议的，省电力交易中心当年不再受理注册申请。
（四）省电力交易中心应及时将市场主体注册情况报省能源局、省物价局、华东能源监管局和征信机构备案。第十一条 有下列情况之一，市场主体应进行注册变更：
（一）已注册市场主体因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等原因，发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，应再次予以承诺、公示，符合准入条件的，重新办理注册。
（二）已注册市场主体更名但未发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，通过省电力交易中心变更注册，省电力交易中心将变更情况报省能源局、华东能源监管局。第四章 退出方式
第十二条 市场主体有下列情形之一的，依据国家有关规定，由省电力交易中心在市场主体目录中删除并取消注册，3年内不得重新申请进入市场：
（一）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的；
（二）严重违反市场交易规则，不服从电力调度指令，且拒不整改的；
（三）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的；
（四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的；
（五）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的；
（六）法律、法规规定的其他情形。第十三条 市场主体被强制退出，其所有已签订但尚未履行的购售电协议由地方政府主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由省电力公司保底供电，并处理好其他相关事宜。
第十四条 省能源局确认市场主体符合强制退出条件后，由省电力交易中心通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公示，公示期为10 个工作日。公示期满无异议的，方可对该市场主体实施强制退出。第十五条 市场主体可以自愿申请退出电力市场，但合同期内原则上不得退出，如确需退出，须提前30 个工作日向省电力交易中心提交退出申请，并将签订的所有购售电协议履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
第十六条 拥有配电网经营权的售电公司自愿申请退出电力市场时，还须妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由省电力公司接收并提供保底供电任务。第十七条 省电力交易中心收到市场主体自愿退出市场的申请后，通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公示，公示期为10 个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。
第十八条 省电力交易中心应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的市场主体从目录中删除，同时注销市场注册资格，向省能源局、省物价局、华东能源监管局和第三方征信机构备案，并通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公布。第五章 信用体系建设
第十九条 建立完善市场主体信用评价制度。依托政府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用安徽”网站和第三方征信机构，开发建设市场主体信用信息系统和信用评价体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入全省信用信息共享平台，确保各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。
第二十条 第三方征信机构定期向省能源局、省物价局、华东能源监管局和省电力交易中心报告市场主体信用评价和有关情况。
第二十一条 华东能源监管局、省能源局、省物价局根据职责对市场主体进行监管，对违反交易规则和失信行为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单。强制退出的市场主体直接纳入黑名单。
第二十二条 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市场主体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：
（一）省电力交易中心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。
（二）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。
（三）限制当事人取得政府资金支持。
（四）对当事人申请公开发行企业债券的行为进行限制。
（五）工商行政管理、总工会、行业协会等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。
（六）按照相关法律法规进行处罚。第五章 附 则
第二十三条 市场主体准入和退出等相关工作由省能源局牵头负责实施，华东能源监管局依法依规实施监管和开展行政执法工作。
第二十四条 本细则由安徽省能源局、华东能源监管局会同相关部门负责解释，根据国家电力体制改革有关政策及售电侧改革工作推进情况适时修订调整。第二十五条 本细则自发布之日起执行，有效期5 年。安徽省能源局 2016 年11 月25 日印发
安徽省能源局国家能源局华东监管局关于印发安徽省电力市场管理委员会组建方案的通知
省电力公司，有关发电企业、售电公司、电力用户，电力交易中心有限公司：
根据省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(皖发〔2016〕31号)文件精神，省能源局会同华东能源监管局研究制订了《安徽省电力市场管理委员会组建方案》，现印发给你们，并就有关事项要求如下：
一、请省电力公司、发电企业、售电公司、电力用户等市场成员主动参与省电力市场管理委员会的组建和各类别市场代表的推选工作，共同推进我省电力市场化建设。
二、请省电力市场管理委员秘书处(省电力交易中心有限公司)起草安徽省电力市场管理委员会议事规则，筹备召开省电力市场管理委员成立会议，争取2016年12月底前完成省电力市场管理委员会组建工作。
三、省电力市场管理委员会组建过程中，应充分维护电力市场公平、公正、公开，体现各方意愿，保障市场主体合法权益。
安徽省能源局国家能源局华东监管局
2016年11月23日
安徽省电力市场管理委员会组建方案 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)及其配套文件精神，按照安徽省进一步深化电力体制改革实施意见有关要求，为维护电力市场公平、公正、公开，保障市场主体合法权益，充分体现各方意愿，特制定本方案。
一、组织框架
安徽省电力市场管理委员会(简称“委员会”)，为安徽电力市场的自治性议事协调机构，由发电方、购电方和电网企业等3个类别和省内研究机构推选的成员单位，以及固定成员单位省电力交易中心等组成。
(一)委员会成员初期，委员会成员单位为10个，其中发电方3个、购电方4个(大中小电力用户和售电公司各1个)、电网企业1个、省内研究机构1个、省电力交易中心1个。除固定成员单位外，其余成员单位每3年推选一次，成员单位推选办法由委员会秘书处另行制定。(二)委员会委员 委员会暂设委员13人，由推选成员单位和固定成员单位选派的代表和独立专家组成。其中，发电方、购电方和研究机构成员单位各选派1位代表担任委员，电网企业成员单位选派3位代表担任委员(包括调度机构人员1位)，省电力交易中心主要负责人担任委员，委员会邀请1位独立专家担任委员。担任委员的人员应具备履行职责所需管理、研究和综合协调能力，从事电力行业相关工作5年以上，最近3年无违法违规记录。(三)委员会主任和秘书长委员会设主任1名，主要负责主持委员会全体会议。首任推荐省电力公司代表担任，以后每3年由发电方、购电方、电网企业依次推荐1名委员轮流担任。
委员会设秘书长1名，由省电力交易中心主要负责人担任，主要负责委员会和秘书处日常工作，并受主任委托主持委员会会议。(四)委员会秘书处、专业工作组、专家委员会委员会秘书处设在省电力交易中心，主要承担委员会日常工作，联络成员单位和注册的市场主体，收集各方意见和会议议题，组织市场委员会会议、专业工作会议，承担委员会审议事项的相关工作。省电力交易中心指派2—3名人员专职承担秘书处工作。
委员会根据工作需要设立专业工作组、专家委员会。
二、主要职能
委员会是全省电力市场建设运营和监督管理的协商议事机构。(一)研究电力市场化建设有关问题，提出对策建议。(二)负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则。(三)对贯彻落实国家有关市场化改革政策、市场监督办法、维护市场主体合法权益、防范恶性竞争等提出建议和意见。(四)参与市场运行监督，提出市场干预建议，协调电力市场参与方在交易运营中发生的争议及其他相关事项。
(五)评估全省电力市场交易情况，提出电力市场化交易规模、品种、规则等工作建议。
(六)研究提出省电力交易中心高级管理人员建议。(七)承担省能源局、华东能源监管局等政府有关部门委托开展的电力市场建设、秩序维护等相关事项。
三、工作机制
委员会议事方式主要采用全体会议和专题会议形式，相关意见或决议须经全体会议审议后方可作出。
(一)会议制度1.全体会议。每年召开不少于2次，参会委员不少于三分之二。必要时，由主任、秘书长或三分之一以上委员联名提议可临时召开。2.专题会议。委员会、类别组、专业工作组、专家委员会根据需要召开。省能源局、华东能源监管局等有关部门可派员参加会员会有关会议。(二)表决机制
会员会审议的事项，一般事项由半数以上参会委员同意;重大事项由发电方、购电方和电网企业3个类别中参会的五分之三以上委员同意。
第四篇：对于拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证(供电类)有关事项的通知
国家能源局关于对拥有配电网运营权的售电公司
颁发管理电力业务许可证（供电类）
有关事项的通知
各派出能源监管机构，各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力集团有限责任公司，华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司，有关电力企业：
为落实《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）及电力体制改革配套文件，积极稳妥推进售电侧改革，维护电力市场秩序，依据《电力业务许可证管理规定》、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<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）以及相关法律、法规，现就对拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证（供电类）有关事项通知如下：
一、许可证颁发
（一）拥有配电网运营权的售电公司，应当依法取得电力业务许可证（供电类）。
本通知所指配电网的范围依据《有序放开配电网业务管理办法》确定；除电网企业存量资产外,其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用本通知。
（二）国家能源局派出机构负责组织实施辖区内电力业务许可证（供电类）的颁发和管理工作。国家能源局负责对全国许可实施情况进行监督管理。
（三）取得电力业务许可证（供电类）的拥有配电网运营权售电公司(以下简称被许可人)，接受国家能源局及其派出机构（以下简称能源监管机构）的监督管理。被许可人依法开展电力业务，受法律保护。
二、许可条件和申请材料
（四）拥有配电网运营权的售电公司申请电力业务许可证（供电类）的，应当具备下列条件：
1.具有法人资格；
2.配电网项目经有关政府主管部门核准或审批；
3.具有与申请从事的电力业务相适应的财务能力，其中资产总额不得低于2千万元人民币；注册资本不低于总资产的20%；
4.生产运行负责人、技术负责人、安全负责人和财务负责人具有3年以上与申请从事的电力业务相适应的工作经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书；
5.具有配电区域的划分协议书或意见；
6.具有与申请从事的电力业务相适应的配电网络和营业网点；
7.履行电力社会普遍服务、保底供电服务和无歧视提供配电服务义务，退出配电业务时履行配电网运营权移交义务；
8.无严重失信信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营；
9.法律、法规规定的其他条件。
（五）拥有配电网运营权的售电公司申请电力业务许可证（供电类）的，应当提供下列材料：
1.法定代表人签署的许可证申请表；
2.法人营业执照副本及其复印件；
3.配电网项目经有关政府主管部门核准或审批的文件；
4.企业最近2年的财务报告；成立不足2年的，出具企业成立以来的财务报告；
5.企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人、财务负责人的简历、专业技术任职资格证书等有关证明材料；
6.配电区域的证明材料及地理平面图；
7.配电网络分布概况；
8.设立的配电营业分支机构及其相应的配电营业区域概况；
9.履行电力社会普遍服务、保底供电服务和无歧视提供配电服务义务的承诺书；退出配电业务时，履行配电网运营权移交义务的承诺书；
10.信用承诺书。
三、许可申请及审查
（六）拥有配电网运营权的售电公司在正式经营配售电业务前，应当向国家能源局派出机构申请电力业务许可证（供电类），取得许可后方可从事相关电力业务。
（七）拥有配电网运营权的售电公司需要从事竞争性售电业务的，应当在交易机构注册前取得电力业务许可证（供电类）。
（八）拥有配电网运营权的售电公司在提交电力业务许可申请前，应当取得配电区域的划分协议书或意见。
无法达成配电区域划分协议或意见的，由国家能源局派出机构根据配电网项目核准内容、电网实际覆盖范围，并综合考虑电网结构、电网安全、供电能力、供电质量、供电的经济合理性等因素，确定配电区域。
（九）国家能源局派出机构应当对申请人提交的申请材料进行审查，并根据需要对申请材料的实质内容进行核实。
（十）国家能源局派出机构在做出行政许可决定之日起7个工作日内，应当通过国家能源局派出机构的门户网站进行公示，并同步将公示内容推送至有关部门的门户网站、能源信用建设平台等。尚未建立相关信息系统或网站的部门，可通过数据拷贝或建立数据接口等方式，与能源信用建设平台保持数据报送与更新。
四、持证企业监督与管理
（十一）能源监管机构对被许可人是否持续符合许可证法定条件的情况实施监督管理。被许可人的注册资本和资产总额、生产经营场所、供电能力、主要管理人员等发生变化，不符合许可证法定条件的，国家能源局派出机构应当责令其限期整改，并对整改情况予以复查。逾期未整改或者整改后仍然不符合许可证法定条件的，撤销许可。
（十二）被许可人不得超越许可范围开展配电业务。
（十三）实行自查制度。被许可人应当每年开展自查并向国家能源局派出机构提交以下材料：
1.自查报告，内容包括：基本信息、主要管理人员情况、配售电业务经营情况、安全生产基本情况、配电设施情况、分支机构情况、遵守许可证制度情况等；
2.电力业务许可证副本或副本复印件；
3.企业法人营业执照副本或者营业执照副本复印件；
4.企业上一的资产负债表和利润表；
5.受到能源监管机构以及其他政府部门表彰或者行政处罚的证明材料；
6.按照电网企业安全生产标准化规范开展自查的报告；
7.能源监管机构要求报送的其他材料。
（十四）国家能源局派出机构应对被许可人自查情况进行监督和检查。
（十五）被许可人其名称、法定代表人、住所发生变更的应在工商登记变更之日起30日内向国家能源局派出机构申请登记事项变更。
（十六）被许可人配电区域发生变化的，应当自发生变化之日起30日内向国家能源局派出机构申请许可事项变更。
（十七）被许可人所经营的主要配电线路或者变配电设施发生变化的，应及时向国家能源局派出机构报送信息。
（十八）被许可人自愿终止配电业务的，应提前6个月向社会公示，妥善处理配电资产、债权债务及合同约定事项，并与承接其配电网运营权的公司完成交接后，向国家能源局派出机构提出申请，经批准后办理许可证注销手续。
（十九）被许可人有下列行为之一的，能源监管机构和有关部门应责令其整改，对拒不整改的，要将其纳入企业不良信用记录或黑名单，并依法予以处罚。
1.超出许可范围或者超过许可期限从事相关电力业务的；
2.未按照国家规定的电能质量和供电服务质量标准向用户提供服务的；
3.未在规定的期限内申请许可变更的；
4.严重违反市场交易规则的；
5.不再具备许可条件仍从事相关电力业务，且限期未完成整改的；
6.未经批准,擅自停业、歇业的；
7.其他违反法律法规和本办法规定的行为。
（二十）对纳入黑名单的售电公司，按照能源信用体系惩戒管理制度，采取惩戒措施。
五、其它事项
（二十一）本通知未尽事宜，按照《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》、《电力业务许可证管理规定》和有关法律、法规及有关规定执行。
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