浙江省售电侧改革方案(征求意见稿)（写写帮整理）

第一篇：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)公布的年度售电公司目录，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。

第二篇：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。

标签：江苏 售电侧改革试点 配电网 配电业务

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：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)

第五篇：浅谈售电侧改革售电商的核心竞争力(定稿)

电 力 市 场 理 论 与 技 术

浅谈售电侧改革下售电商的核心竞争力

丁晓彬

（1152201370，研电1510）

摘要：本文通过电力体制改革在国内外的研究现状基础上，对比了国内的近年来的两次电力改革，传统的电力市场已经不能适应新型的“互联网”环境，需要全方位的变革。本文主要从市场化改革的低电价和优质服务两方面阐述了售电商的核心竞争力，根据核心竞争力的的方向提出了相关制度建设、监管建议及降低电价的措施。该研究能够促进电网技术进步，提升售电服务质量，实现“圈用户”，进而丰富售电业务。关键词：市场化改革；低电价；优质服务；核心竞争力

ABSTRACT：This paper compared the power reform of China in the past two years based on the current research situation of the power system reform at home and abroad, we know that the traditional power market has been unable to adapt to the new “Internet” environment, which needs reform in all domains.This paper mainly expounded the core competitiveness of the sale of electricity suppliers from low price and high quality service for market reform.We put forward to the related system construction, supervision suggestions and measures to reduce the price of electricity according to the direction of the core competitiveness.The research can promote the power grid technology progress, improve the quality of the sale of electricity service, realize the circle of users, and then enrich the sale of electricity business.KEY WORDS:Market-oriented reform;low price;high quality service;core competitiveness

0 引言

1990年4月开始，英国率先推行全面的电力市场改革并取得一定的成果。之后许多国家，如美国、澳大利亚、新西兰、挪威、瑞典、德国、日本、新加坡、泰国以及中国等相继开展了不同程度的电力市场改革。接触垄断、引入竞争机制、增强电力工业活力、优化资源配置、提高效益，已经成为现代电力工业发展的必然趋势。美国是最早进行电力需求侧管理的国家，随着智能电网技术的发展、需求侧可控资源的增多，近年来美国售电公司对电力需求侧管理进行了多种技术上、模式上的创新[1]。德国售电公司电力需求侧管理的开展很大程度上依靠推出的售电侧衍生服务——能源互联网[2]。

我国从2002年3月，国务院批准了《电力体制改革方案》（即“5 号文”）[3]，5 号文要求通过“厂网分开、竞价上网、输配分开、竞争供电”，最终建立规范、公正和高效竞争的电力市场体系。自从此次电力体制改革以来，电力体制改革取得了重大进展，政企分开、厂网分开、主辅分离已基本

实现，发电侧竞争格局初步形成。同时，相关交易机制不断完善，对放开大用户选择权进行了积极探索，大用户与发电企业直接交易试点范围不断扩大，取得一定进展。2015年3月15日中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着我国时隔13年新一轮的电力体制改革拉开了序幕。其中，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，下称9号文)[4]，明确指出了中国电力行业市场交易机制缺失、价格关系没有理顺等关键问题，提出了有序推进电价改革、完善市场化交易机制、稳步推进售电侧改革等重点改革任务。新一轮电力体制改革方案以体制与机制改革并重，力图构建“公平、开放、有序、竞争、完整”的电力市场体系，重点在于还原电力的商品属性，以市场机制优化配置电力资源。此次电改方案最大的亮点在于，在“放开两头，监管中间”的体制架构下有序推进售电侧放开，鼓励社会资本进入售电市场，形成“多买方-多卖方”的电力市场格局。电力改革的十年历程先后进行政

电 力 市 场 理 论 与 技 术

企分开，厂网和主辅分离，完成电力企业重组的同时，也出台电价改革方案和系列配套措施，探索市场路径，积累了经验和教训。

在“放开两边、管住中间”的电力体制构架中，售电侧改革作为“两边”之一，在整个电力体制改革中占据着举足轻重的地位。同时，售电侧改革不是孤立的改革，它与新一轮电力体制改革中的电价改革、交易体制改革、分布式能源发展等改革任务紧密联系、互相作用，并将对电网安全可靠运行产生重要的影响。因此，在设计改革步骤、推进改革进程之前，必须研究售电侧改革在电力体制改革中的定位和影响，从而能够站在电力体制改革全局的高度，科学地制定售电侧改革的配套措施及与其他改革的衔接环节，确保新一轮电力体制改革的整体成功。其中，售电侧改革能够开放市场，还原电力商品基本属性，培育市场主体，实现公平竞争。

为此，本文通过研究售电商的核心竞争力，从不同方面提出了推进售电侧改革的制度设计及监管的建议，进而促进电网技术进步，提升售电服务质量，加强售电商与高新科技业务融合，丰富售电业务。

成本、运维成本，降低自身在系统运行上面的支出，才能降低电价。但当两家售电机构的电价没有本质区别的情况下，用户再去选择就要看优质服务了。优质服务又包含传统的电力服务和新型的增值服务，售电商与服务业或其他相关产业的融合，增强了对用户的服务性能，加强了买卖双方的纽带关系，拉拢用户的力度也更强一些，这就达到了争取用户的目的。

当然上述的竞争方向还需要一定的政策去监管及引导，这就需要建立相关的制度机制。同时，增值服务也并不是能在短期内实现巨大收益的业务，往往只有“细水长流”，才能体现出其中的收益。短期内可能不会有显著成效，但是从长远看，将是售电机构占领市场的必要手段。推进售电侧改革的制度设计及监管。

2.1 构建“规划、政策、规则、监管”协调一致的监管体系，规范市场秩序并为用户选择提供参考

在售电侧市场中，多元化的售电商面临着激烈的市场竞争环境，不乏会有售电商会利用其与电力用户（尤其是普通居民用户）之间的信息不对称损害用户利益；在利益受到损害时，电力用户虽然有更换售电商的权利，也有向电力监管部门投诉的渠道，但仍要承受转换成本和低质量服务所带来的损失。电力是关系国计民生的重要商品，因此其损失往往也是巨大的；用户如果因此被动的频繁转换售电商，那么用户对参与售电侧市场的积极性也将随之淡化，同时对售电侧市场的发展也起到不良影响。为了鼓励售电商通过改善服务质量进行良性竞争，抵制售电商利用信息不对称损害用户利益，电力监管部门应建立公平透明的售电监管和信息披露制度[6,7]。例如：售电商的被投诉率、被转换率（用户从该售电商转换到其他售电商）等可作为监管售电商的指标，由电力监管部门收集并定期向用户公布。一方面，电力监管部门可据此对服务不合格的售电商进行警告、责令整改甚至吊销执照，从而规范市场秩序、确保市场健康发展；另一方面，电力用户可据此选择投诉率低、服务评价较好的售电商，更好地保证其用电安全和服务质量。2.2 采用市场化机制鼓励售电商与其他相关产业融合，增加增值服务

售电侧改革不仅是向社会开放传统的售电业1 售电商的核心竞争力

中国电力市场长期处于垄断经济状态，对于发电方和地区能源公司来讲争地盘、抢资源便是首要任务。但是当前我国已经处于发电资源过量的阶段，售电侧市场一旦打开，便成为了不折不扣的买方市场，如果再去一味地追求高容量、多项目，那么便会出现发了电却无人购买无人可用的窘境，资本无法回收，投资便将成为企业的累赘[5]。所以要适应市场化改革，首要做的就是将目标从资源转移到用户，通过多种营销手段去争取用户，谁能争取到更多的用户，谁的电就能卖出去，努力为自己寻找多元化可持续发展的销路，回收资产的同时获得收益。那么如何才能争取到更多的用户呢?买卖双方考虑的都是自己的获益程度，所以只有让用户尝到了甜头，用户才会买你的电。对于用户来说，所谓的“甜头”主要有两种：低电价和优质服务。

售电机构生存的根本就是低电价，对于发电企业的售电机构，要降低发电成本、运营成本、管理成本，让自己的电比其他发电企业的电更便宜；而对于电网企业的售电机构，要降低自己线路的投资

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务，还将促进售电商与其他相关产业融合，为售电商提供多样化的增值服务。未来售电方案中除了包含电力交易的内容外，还可提供如下的增值服务：

1)提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务；

2)与供水、供气、供热等公共服务行业以及节能服务公司等相融合，从事市场化售电业务；

3)与智能家居、智能表计等相关产业合作，鼓励用户安装智能家居和智能表计，提升用户的用电管理水平，降低电量损耗；

4)与风电、光伏等新能源产业合作，向用户推出分布式新能源的咨询、安装、维护和计量等服务，推动用户侧分布式电源的发展等。

2.3 制定无电网资源与有电网资源的售电商之间公平竞争的保障制度

在售电侧市场开放初期，必然是无电网资源与有电网资源的售电商的竞争格局，如何保障这两者的公平竞争关系在售电侧市场中健康发展，主要问题是如何防止有电网资产的售电商利用其在电力市场中的优势地位开展不公平的竞争。因此，需要一定的制度保障[8]。

1)应在制度上规定拥有电网资源的售电商应确保其输配电业务和售电业务在财务上完全独立。输配电业务按照独立输配电价格机制核定电价，售电业务通过市场竞争获得收益。

2)成立独立、公平开放的电力调度与交易机构，并确保所有售电商无差别地使用电网资源，防止有电网资产的售电商利用其优势地位垄断电网资源。

3)要求电网公司向所有售电商无歧视发布电网投资、运行、用户用电等数据，防止信息不对称降低无电网资产售电商的竞争力。

4)确保结算的独立性，坚持交易与结算的统一性。无电网资产的售电商直接与其用户结算，避免有电网资产的售电商以电网负责结算的优势推迟对无电网资产售电商的支付。

再生能源”，如水力发电、风力发电、太阳能、生物能（沼气）、地热能（包括地源和水源）海潮能等能源。我国拥有丰富的能源资源总量，同时也拥有较为丰富的可再生能源资源，然而我国能源的现状是[9]：1)能源的生产量不能满足能源消费需求的增长，据测算，到2050年，中国能源生产总量可达到35.4亿吨标准煤，其中，原煤33.5亿吨，占67.7%；原油2.3亿吨，占9.3%；天然气1500亿立方米，占5.6%，水电11540亿千瓦小时，占4.5%。同时我国国内能源供应有着严重的缺口量，据测算在21世纪初期将超过1亿吨标准煤，2030年约为2.5亿吨标准煤，到2050年约为4.6亿吨标准煤，规模约占年能源需求量的1/10；2)在我国的能源消费结构当中，煤炭占到了67%以上，而新能源，包括天然气、可再生能源、核电等，比例都很低。随着煤炭等不可再生资源的逐渐匮乏，以及长期消耗化石燃料带来的污染和温室气体排放对环境的影响，开发清洁能源迫在眉睫。

由于清洁能源大部分需要通过电力来实现，所以清洁能源发展中电力企业必然是主力军。但是我国弃水弃风弃光情况严重，我国电力系统灵活调节能力较弱，同时也没有完全落实可再生资源电力消纳市场和机制。所以现在需要处理好我国现行电力运行机制和电力市场体制的深层次矛盾，把精力集中在发展安全、稳定、经济性能好的清洁能源，统筹兼顾推进电网与清洁能源协调可持续发展，有利于能源多样化，有利于改善环境，也符合售电侧改革应节能减排的要求，让更多的清洁能源变成用户生产和生活所需的能量。

3.2 加快特高压同步电网建设发展

特高压电网，指1000kV交流或±800kV直流电网。输电网建设过程中，主要考虑的是经济性。特高压输电提高了传输容量大和传输距离，减少线路的功率损耗，减少线路走廊。同时构建特高压电网将电网坚强的连接起来，使建在不同地点的不同发电厂能够互相补充支援[10]。所以有这样的比喻，超高压输电是省级公路，而特高压输电是“电力高速公路”。

我国人口地区分布的总特点是：东部多,西部少；平原、盆地多,山地、高原少；农业地区多,林牧业地区少；温湿地区多,干寒地区少；开发早的地区多,开发迟的地区少；沿江、海、交通线的地3 加强智能电网建设，提高科学技术减小线损，降低电价

3.1 统筹兼顾推动电网与清洁能源协调可持续发展

清洁能源，即绿色能源，是指不排放污染物、能够直接用于生产生活的能源，它包括核能和“可

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区多,交通不便的地区少。经济较发达、人口众多的中东部地区对能源的需求量必然要更多一下。而我国能源主要集中在西北地区。特高压电网的建设实现了西部资源的集约化开发，保证了中东部地区不断增长的电力需求，促进电网与电源协调发展，在更大范围内实现资源能源的优化配置。

容、变更用电客户的报装供电方案，对客户用电状况进行监督检查，加大对用户违章用电、窃电行为的监管和查处力度，收集客户受电装置、计量装置及其新产品开发应用中存在的问题并提出改进意见[12]。并做好企业文化建设工作，根据电力法及有关法规向客户宣传、解释办电、用电常识。提升电力企业工作效率，制定专项的配抢工作流程，减小损失电量。

4.3 能效提升服务与合同能源管理

售电机构的目的是给卖电，而给用户提供能效提升服务则会降低用户的用电量，从表面上看这和售电商的目的是相反的，但在售电商为用户提供的能效提升服务中，用户从中获利，便加强了用户与售电商双方的纽带关系，售电机构虽然电卖的少了点，但拉拢了用户，获得了“回头客”，很显然，逮住一家用户使劲卖比多卖几家但每家都卖的少要好的多。

4.4 完善智能监控系统，加强电网运行监控，实现配调一体化

电力监控系统是以计算机、通讯设备、测控单元为基本工具，为变配电系统的实时数据采集、开关状态检测及远程控制提供了基础平台，它可以和检测、控制设备构成任意复杂的监控系统，在变配电监控中发挥了核心作用，可以帮助电力企业降低运作成本，提高生产效率，加快变配电过程中异常的反应速度。但目前部分电力企业所应用的监控系统只能监控到线路开关运行状态，无法对用电用户台区及变压器进行监控，在电网运行过程中若发生故障，便无法在第一时间对故障点进行判定及修复，造成电量损失，用户满意度下降。其次，无法对大用户用电量进行实时监控，由于峰谷电价有差，许多大用户选择峰时停产，谷时运作，计算电价时由于对用电量无具体实时数据，容易造成客户与用电企业的矛盾，影响双方收益。因此，完善开发监控系统，便可对各个台区、大用户数据进行实时监控，降低电力企业工作量的同时，减少了电量损失及与用电用户的冲突。

4.5 丰富“互联网+电力营销”内涵，加快智能用电的研究、开发和商业化运用

“互联网+”就是利用信息通信技术以及互联网平台，让互联网与传统行业进行深度融合，创造新的发展形态。开展“互联网+”计划，构建智能4 提升售电服务质量，实现“圈用户”

4.1 提高电能表采集率，实现用电量监测零误差

采集器是微处理器控制的智能设备，是本集抄系统的主要设备之一。其作用是采集多个表计的电脉冲信号，接收集中器发来的各种命令，并转换成数字数据信息记录保存，向集中器传送所记录的用户表计数据及状态。但由于现在的采集器适应环境的能力与实际应用当中的要求还存在很大差异，有可能因为天气、温度等原因舍得电子元件遭到破坏，影响采集数据的准确性，然而全国现在有很多终端所使用的数据采集器仍是使用机械表或是机电一体式的电能表，其出现电能表停止工作的可能性会更大[11]。为了提高采集器的采集率，整合采集块，保证用户对谷、平、峰、尖不同费率计费的情况掌握，可采取的措施有：

1)将机械表或是机电一体式的电能表全部更换成全电子式的电能表，这不仅保证了计量的精度，同时也减少了系统的维护量，加强了对数据进行自动监测的方式，同时在具有负控功能的智能电能表实现预付费功能的基础上努力实现对大用电客户的远程付费进行控制；

2)为保证终端运行的安全性与可靠性，应提前告知供应商该地区的气候及产品的工作环境，以便供应商提供的电能表能满足所需要的技术要求。同时应提高采集器的灵敏性，使其能够准确判断出电表故障的具体原因。另外特别要注意安装于户外的电能表，尤其对比较偏远的地区，一定要注意使用定制的计量箱，并且要做好相关的防高温及防寒措施，以保证电能表在户外也能正常、稳定工作；

3)在技术未达到要求的情况下，需加强人员对电能表的巡查、巡视工作，争取第一时间发现问题，解决问题，保证用户的正常用电。

4.2 加强电力企业队伍建设，规范工作流程

为了保证在电力市场中用户用电的公平公开性，电力企业应结合电网规划，负责制定新装、增

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化的用电服务互动平台，既满足了客户需求，推进了新型服务模式，提升客户用电服务体验，也满足了电力企业适应新常态，实现电源、电网、用户三方的线上线下一体化互动。目前我国互联网覆盖客户已接近6.5亿户，为发展“互联网+电力营销”提供了广阔空间。大数据、云计算、物联网等互联网技术和理念，为电力企业提升营销策略，丰富营销手段提供了解决方案。“互联网+电力营销”不仅是将供电服务业务上网，同时要融合互联网思维方法和技术，以客户为中心，以市场需求为向导，以大数据分析为依据，通过微信、手机App等线上平台，以及与其他相关系统厂家的合作，打造一条前端触角敏锐、后端高度协同的服务链，推动服务渠道之间、前端后台之间、相关专业之间的无缝衔接，实现电网企业从产品供应商到服务提供商的角色转变、从管理向运营的机制转变、从单一向多元的服务转变，实现市场营销能力、客户关系管理能力、渠道运营能力、资源协同能力、技术应用能力的综合提升，成功塑造“安全、便捷、智能”的电力服务品牌。

4.6 提高科技水平，发展增值服务，丰富售电业务

在能源互联网的背景下，“固步自封”的售电模式难以长久，只有转变观念，将电力市场与新型科技能源相融合，才能提升售电业务。4.6.1 推广智能家居，方便用户生活

现阶段，随着清洁能源、节能减排理念的提出，结合人工智能等控制技术的智能家居出现在广大用户生活中。智能家居（英文：smart home, home automation）是以住宅为平台，利用综合布线技术、网络通信技术、安全防范技术、自动控制技术、音视频技术将家居生活有关的设施集成，构建高效的住宅设施与家庭日程事务的管理系统，提升家居安全性、便利性、舒适性、艺术性，并实现环保节能的居住环境。智能家居的出现，将家庭生活智能化，优化了人们的生活方式和居住环境。4.6.2 推进电动汽车产业化，节能减排，提高售电量

随着市场经济的发展，碳排放量不断增大，其中汽车尾气的排放是首位。电动汽车的诞生，可以有效解决汽车碳排放量的问题。电动汽车是以车载电源为动力，用电机驱动车轮行驶，符合道路交通、安全法规各项要求的车辆。由于其对环境污染小、噪音低、高效率、结构简单等优点，前景被广泛看好。由于电动汽车有控制性、稳定性、安全性能好，具有很高的能源利用率，零排放、无污染，性价比高等特点，推进小型电动汽车的产业化发展，它不仅加快了市场经济发展，也满足了节能减排的目的，同时增加了售电量。4.6.3 传统电力与服务业相融合

目前我国电力系统对电力设备产权划分界限到电力用户“门前”，电力用户“门内”的设备运维属于用户资产，需要其自己负责维护。随着配电网络的不断发展，大用户及专变用户用电负荷逐年增加，工业园区、学校、医院以及居民小区等对供电可靠性的要求也越来越高，但这些产业缺乏电力专业人才及设备的支持，一旦配电网设备发生故障，对设备的维修和维护工作也是一笔不小的开支。此时售电商便可以开始拓展业务，为大用户及专变用户等提供专业的电力维护及更新保养业务。最终不仅栓牢了客户源，也提高了业务量。

5结论

电力是我国国民经济及人民稳定生活的保障，新电改方案明确改革路径和重点任务，核心是构建有效竞争的电力市场体系，售电侧放开是市场建设的关键，电力售电行业的发展直接影响着我国国民经济的发展和人民生活的安稳、健康，因此必然加快发展我国电力销售行业。本文通过对售电侧改革中售电商的核心竞争力的剖析发现，在电力市场化改革中，售电侧改革的制度设计及监管是基础，低电价和优质服务是“圈用户”的核心，只有通过降低电价、提升服务，才能在电改的浪潮中占有有利的地位。

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