关于印发广东省售电侧改革试点实施方案及相关配套改革方案的通知

发布时间：2017年01月21日  来源：广东省能源局

关于印发广东省售电侧改革试点实施方案及相关配套改革方案的通知

粤发改能电〔2017〕48号

各地级以上市人民政府、顺德区人民政府，省深化电力体制改革部门间联席会议各成员单位，南方电网公司，广东电网有限责任公司、广州供电局有限公司、深圳供电局有限公司，省粤电集团公司，各发电企业、售电公司，广东电力交易中心：

经省人民政府同意，现将《广东省售电侧改革试点实施方案》和《广东省有序放开发用电计划和推进节能低碳电力调度实施方案》、《广东省有序放开配电网业务实施方案》、《广东电力市场建设实施方案》、《广东电力交易机构组建方案》印发给你们，请认真贯彻执行。

广东省发展改革委

广东省经济和信息化委员会

国家能源局南方监管局

2017年1月19日

广东省售电侧改革试点实施方案

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)、《中共广东省委广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(粤发〔2015〕14号)文件精神，按照国家发展改革委、能源局《关于推进售电侧改革的实施意见》(发改经体〔2015〕2752号)、《售电公司准入与退出管理办法》(发

改经体〔2016〕2120号)要求，有序向社会资本开放售电业务，培育售电侧市场，提升能源利用效率和用能水平，发挥市场配置资源的决定性作用，实现能源消费革命，制订本实施方案。

一、基本原则和目标

(一)基本原则。

坚持市场主导。通过逐步放开售电市场，充分引入竞争，完善电力市场运行机制，引导理性电力消费。用户自愿参与，过程公平开放、规范透明。

坚持安全高效。售电侧改革满足供电安全和节能、环保政策要求。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。市场主体必须服从电力调度管理，保障电力可靠供应和电网安全运行。

鼓励改革创新。通过整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，向用户提供智能综合能源服务，形成电力生产和消费的互动，促进需求侧管理，提升用户用能水平，实现电力消费的优化和进步。

坚持科学监管。保证售电市场公平开放，建立规范的购售电交易机制，完善市场主体信用体系。对电网输配等自然垄断环节和市场主体严格监管，规范市场主体行为。

(二)工作目标。

逐步向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场主体，提高用户的参与度，赋予电力用户用电选择权。

分阶段建立健全售电侧市场机制，通过电力市场竞争和需求侧管理，提升能源利用效率；通过为用户提供综合能源服务，促进互联网、节能服务等技术的应用。第一步(2016年—2017年)，放开第一阶段用户进入售电侧市场，培育一批规范运作的售电公司，初步形成有序运转的售电侧市场机制；第二步(2017年—2018年)，放开第二阶段用户进入售电侧市场；第三步(2019年—2020年)，放开第三阶段用户进入售电侧市场，建立信息公开、透明，信用体系完备，风险总体可控的监管体系；第四步(2020年后)，全面放开售

电侧市场，建成竞争有序、具有活力的市场机制，实现形成电力生产和消费的互动，提升用户用能水平。

协调推进售电侧改革与输配电价改革及发用电计划改革，形成有效竞争的市场结构和市场体系。

二、售电侧市场主体、运营机构及权责

(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、趸售区域供电公司)，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的用户供电，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。

电网企业承担供电营业区内的电力普遍服务，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所发电量；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公司相同的权利，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(含电网企业成立的混合所有制企业)，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。

发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式能源的用户，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。允许电网企业组建独立法人、独立运作的售电公司。拥有分布式能源电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。

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。售电公司应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，除按规定履行信息披露义务外，不得泄露用户其它信息，服从电力统一调度管理，科学管理用户负荷，逐步形成一定比例的需求响应能力。

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，通过创新综合能源服务商业模式，提升社会能源利用综合效率和用户用能水平。

每年年初，售电公司向广东省经济和信息化委员会、国家能源局南方监管局提交上一年度报告，报告内容包括但不限于售电服务范围、用户情况、经营状况、以及履行义务和遵守规定等情况。

(三)用户。

电力用户分为大用户和一般用户，大用户指进入广东省直接交易准入电力大用户目录的用电企业，一般用户指除大用户以外政策允许进入市场的其他用电企业。

电力用户应和其他相关方依法签订合同，明确相应权利义务，约定交易、服务、收费、结算等事项，并依法履行合同。

(四)广东电力交易中心。

广东电力交易中心是广东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，依照广东电力市场交易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、市场主体准入及退出

(一)售电公司准入条件。

1。按照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。

2。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2亿元人民币及以上的，不限制其售电量。

3。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。

4。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，具备用户管理、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。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，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。

6。国家法律、法规等规定的其他要求。

(二)拥有配电网运营权的售电公司准入条件。

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：

1。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%。

2。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。

3。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。

4。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。

5。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。

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、保底供电服务义务。

8。应按要求获得电力业务许可证(供电类)和供电营业区域。

(三)电力用户准入条件。

电力用户应具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任；经法人单位授权内部核算的独立机构用户，其授权法人单位应满足上述要求。符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准。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。微电网用户应满足微电网接入系统的条件。

根据售电侧市场建设情况，分阶段放开电力用户准入。

第一阶段：放开的大用户包括：

1。年用电量在800万千瓦时及以上，且属于省级大型骨干工业或位于省产业转移工业园内的企业。

2。年用电量在8000万千瓦时及以上的其他大型工业企业。

3。年用电量在5000万千瓦时及以上的商业电力大用户。

放开的一般用户包括：年用电量在800万千瓦时以下，且位于省产业转移工业园内的企业。

第二阶段：放开110千伏、35千伏及以上电压等级工商业用户，及部分10千伏及以上电压等级工商业用户参与。

第三阶段：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。

(四)市场主体准入程序。

市场主体资格采取注册制度，不实行行政审批。市场主体对照准入条件，按照“一注册、一承诺、一公示、四备案”的程序，列入政府市场主体目录后即可获得参与市场资格，在广东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。广东电力交易中心负责广东省内售电公司注册服务。

符合准入条件的售电公司赴广东电力交易中心办理注册，获取交易资格。

2。符合准入条件的售电公司应向广东电力交易中心提交相关资料，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、可以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。

3。广东电力交易中心通过“信用中国”网和广东电力交易平台将售电公司信息、相关资料和信用承诺向社会公示1个月，公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，并在“信用中国”网和广东电力交易平台上全部公开，实行动态管理。

4。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，由广东省经济和信息化委会省发展改革委和能源监管机构核实处理。

5。售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向广东电力交易中心申请变更。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。

6。广东电力交易中心按月汇总售电公司注册情况向省经济和信息化委、发展改革委、国家能源局南方监管局和第三方征信机构备案。

7。在广东电力交易中心按照股份制形式组建及市场管理委员会正常运转前，售电公司先行在省经济和信息化委登记。

8。电力用户分为两类管理：大用户及一般用户。大用户。电力大用户参照《广东省直接交易扩大试点电力大用户准入及退出管理暂行办法》(粤经信电力〔2013〕355号)有关程序和要求管理。

一般用户。一般用户在广东电力交易中心注册后，即可参与市场交易。用户有关信息在广东电力交易平台公开。

(五)市场主体退出。

1。市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、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、严重违反市场规则、不能保持准入条件要求、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，由广东省经济和信息化委员会、国家能源局南方监管局组织调查确认，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，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，不得再进入市场。

市场主体依法被撤销、解散的或依法宣告破产、歇业的，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，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，由广东省经济和信息化委员会、国家能源局南方监管局组织调查确认，强制退出市场，并不得再进入市场。

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天通知国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会、广东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。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，由电网公司接收并提供保底供电服务。

4。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、广东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。

5。退出市场的售电公司由广东省经济和信息化委员会在“信用中国”网和政府网站、广东电力交易平台向社会公示，公示期满后无异议从市场主体目录中删除。

五、市场化交易

(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电力大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。

用户应全电量参与电力市场，大用户可自主选择向售电公司或发电企业购电，一般用户必须全电量进入市场，只可选择一家售电公司购电。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。

(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，并到交易机构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。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。

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时，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。

交易机构根据市场主体签订的交易合同及现货平台竞争交易结果和执行结果，出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算凭证。

发电企业、电网企业、售电公司和用户应根据市场交易规则，按照自愿原则签订合同。

直接参与市场的大用户结算，其价差电费由电网企业在其应缴电费中抵扣。

与售电公司有委托协议的用户按照电网企业、售电公司、电力用户三方合同约定向电网企业缴费，电网企业向电力用户开具增值税发票；发电企业按照交易结果从电网企业获取上网电费，向电网企业开具增值税发票；电网公司按实际购售电合同履行情况，向售电公司支付或收取价差电费，售电公司向电网公司开具或获取相应的增值税发票。

(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用电，由指定的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；参与电力市场后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。广东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经常性信息披露公示制度，推动电力市场主体信息披露规范化、制度化、程序化。市场主体成员有责任义务按照要求及时、准确和完整的提供信息。信息公开事项接受市场主体监督，接受国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会的监管。

2。市场主体成员按照指定格式，在广东电力交易平台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，可由广东电力交易中心组织相关责任方负责解释。

3。广东电力交易中心必须严格按照公示制度披露允许公开的信息，但不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息，并保障信息安全。涉及市场主体电价、合同内容等私有信息的，广东电力交易中心应保证私有数据信息在保密期限内的保密性。因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会等组织调查并追究责任。

(二)信用体系。

1。建立电力市场信用体系。将电力市场信用体系纳入全省社会信用体系建设统筹安排，针对不同电力市场主体建立信用评价指标体系。建立电力市场信用评价制度，建立完善电力企业法定代表人或主要负责人、从业人员信用记录，将其纳入全省统一的公共信用信息平台，促进电力市场中各类企业信用状况透明、可追溯、可核查。

2。实行市场主体年度信息公示制度，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，建立完善黑名单制度，对于不履约、欠费、滥用市场操纵力、不良交易行为、未按规定披露信息的电力市场主体，纳入不良信用记录；对严重违法、违规的电力市场主体提出警告并勒令整改，拒不整改的纳入黑名单，不再进入市场。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。政府部门可通过协议、招标等形式逐步确定一批具备资格的第三方征信机构参与电力市场主体信用评价工作。电力市场主体自行选择具备资格的第三方征信机构进行注册备案。第三方征信机构定期向政府主管部门、国家能源局南方监管局和交易机构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，国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会可对市场强制干预。

(四)加强监管。

省政府有关部门和国家能源局南方监管局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、机制保障和组织实施

(一)加强领导，明确责任。在省深化电力体制改革部门间联席会议的统筹部署下，不断完善省售电侧改革试点工作协调机制，省经济和信息化委牵头，推进售电侧改革试点具体工作；省发展改革委牵头推进输配电价改革、发用电计划有序放开、配电改革等配套支持政策；国家能源局南方监管局牵头开展售电侧市场监管。

(二)统筹协调，政策衔接。各牵头部门既要加紧制定负责领域配套政策和实施细则，也要注重各项政策之间的配合、衔接，尤其是科学合理地处理售电侧改革和发用电计划、输配电价和配电改革之间的进度和关系，齐力推进各项改革任务落到实处。推进售电侧改革的重大问题报送省深化电力体制改革部门间联席会议审议。

(三)加强宣传，正确引导。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，最大程度凝聚各方共识，形成改革合力，为推进我省售电侧改革营造良好舆论环境。