山西省发布售电侧改革实施方案 探索构建区域电网运营模式试点

       导读：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)及其相关配套文件精神，根据《国家发展改革委国家能源局关于同意山西省开展电力体制综合改革试点的复函》（发改经体〔2016〕176 号）有关要求，结合我省实际，制定本方案。

参考《2017-2022年中国电网市场产销调研及十三五发展定位研究报告》

       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)及其相关配套文件精神，根据《国家发展改革委国家能源局关于同意山西省开展电力体制综合改革试点的复函》（发改经体〔2016〕176 号）有关要求，结合我省实际，制定本方案。

       一、总体要求

       （一）指导思想

       理顺电价形成机制，还原电力的商品属性，推进电力市场建设，完善市场化交易机制。培育多元市场主体，向社会资本放开售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，形成多买多卖、公平开放、竞争有序的市场结构和市场体系，使市场在资源配置中起决定性作用。提升售电服务质量和用户用能水平，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。统筹推动省内、省外两个市场建设，更好地发挥国家综合能源基地优势，促进“黑色煤炭绿色发展、高碳资源低碳发展”

       （二）基本原则

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

       2.坚持安全高效。满足供电安全和节能减排要求，优先放开能效高、排放低、节水型的发电企业和分布式等可再生能源发电企业进入市场；允许符合国家产业政策和单位能耗、环保排放符合国家标准的用户参与交易。对按规定实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。

       3.鼓励改革创新。参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度，以注册认定代替行政审批，实行“一承诺、一公示、一注册、两备案”，构建有效的市场准入和退出机制，建立信息披露、信用评价机制，强化风险防范和市场监管。整合互联网、分布式发电、智能电网、储能、需求侧管理等新兴技术，加强新兴技术与售电侧市场的融合，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务，提高服务质量和水平。

       4.完善监管机制。保证电力市场公平开放，建立规范的购售电交易机制，对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体严格进行监管。

       二、售电侧市场主体职责及相关业务

       （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。电网企业应履行的职责及相关业务：

       1.基本供电。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。电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电。当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业按照规定的程序、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。若社会资本投资的配售电公司在其供电营业区内无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。

       2.普遍服务。对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电；无歧视地向用户提供报装、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，向用户提供输配电服务,公开相关区域内 10 千伏至 110 千伏电力设施基本情况，包含但不仅限于线路型号、变压器容量及使用容量、备用间隔数量、已批复待接入容量、实际接入容量等；在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定收购分布式电源发电；受委托承担供电营业区的有关电力统计工作。

       3.信息报送和披露。按照国家、省有关规定，按期向省级政府电力管理部门上报有关统计数据和信息，定期发布电力供需信息和电网安全约束相关信息。

       4.交易结算。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；按照山西电力交易机构出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。

       （二）售电企业

       售电企业是指以服务用户为核心，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、自我约束的售电公司。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配售电公司；第三类是无配电网资产、不拥有配电网运营权的独立售电公司，不承担保底供电服务。售电企业应履行的职责及相关业务：

       1.信息报送和披露。按照国家、省有关规定，按期向省级政府电力管理部门上报有关统计数据和信息；按照国家、省有关规定。定期真实公开或发布有关信息和公司年报。

       2.售电服务。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权利义务;可向用户提供包括合同能源管理、需求侧管理、综合节能与用能咨询等增值服务；有配电网经营权的售电公司可向用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务。

       （三）电力用户企业

       符合市场准入条件的电力用户企业，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。参与交易的电力用户企业应按照国家有关规定缴纳政府性基金；按照购售电合同约定的期限缴纳电费；按照国家有关规定，按期向省级政府电力管理部门上报有关统计数据和信息。一句城乡规划开展微电网业务，允许微网系统参加电力交易。

       三、售电侧市场规范

       （一）售电企业（公司）准入条件

       1.合法主体。售电公司应按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格。

       2.资产要求。售电公司资产总额应不低于 2000万元，且为实收资本。

       （1）资产总额在 2000 万元至 1 亿元人民币的(含 1 亿元)，可以从事年售电量不超过30亿千瓦时的售电业务；（2）资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的(含 2 亿元)，可以从事年售电量不超过 60 亿千瓦时的售电业务；（3）资产总额在 2 亿元人民币以上的，不限制售电量； （4）拥有配电网运营权的售电公司，其注册资本不低于配电网公司总资产的 20% 3.经营场所。售电公司应具有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、固定经营场所，拥有参与电力市场交易所需的通信信息系统及面向客户的服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订功能。

       4.专业人员。售电公司应拥有与申请的售电规模相适应的掌握电力系统技术经济相关知识、具备 2 年以上相关工作经验的专业人员。

       （1）资产总额在 2000 万元至 1 亿元人民币(含 1 亿元)的售电公司，应拥有 10 名以上专业人员； （2）资产总额在 1 亿至 2 亿元人民币(含 2 亿元)的售电公司，应拥有 15 名以上专业人员；3）资产总额在 2 亿元人民币以上的售电公司，应拥有 20名以上专业人员。

       5.信用记录。售电公司及其负责人无不良金融、司法记录和不良经营记录。

       6.营业资格。拥有配电网经营权的售电公司应取得省级政府电力管理部门颁发的供电营业许可证，确定供电营业区。

       （二）电力用户企业准入条件

       1.产业政策。用电项目建设核准（备案）手续齐全，符合国家产业政策要求，列入国家行业准入公告（未实行行业准入的除外）2.能源消耗。能源消耗达到国家标准。

       3.环保排放。环保排放达到国家标准。

       4.信用等级。用户及其负责人无不良金融、司法记录和拖欠电费记录，信用良好。

       5.自备用户。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被用费6.微电网用户。应满足微电网接入系统的条件（有关微电网接入系统标准和条件另行研究确定）。

       准入的电力用户企业，应未列入国家及省级政府负面清单，不属于实行差别电价和惩罚性电价的企业。

       （三）市场主体准入

       市场主体准入步骤如下：

       1.承诺。按照属地管理的原则，由符合准入条件的市场主体向所在市电力管理部门提出申请，提交相关材料，并对申报材料的真实性进行承诺，各市电力管理部门将符合申报条件的企业汇总，并上报省级政府电力管理部门。

       2.公示。省级政府电力管理部门在收到市场主体申请表及其相关资料后的 15 个工作日内通过政府网站予以公示。公示期一般为 5 个工作日。在公示期满后，将无异议的市场主体在5个工作日纳入年度公布的市场主体目录。并实行动态管理。

       3.注册。列入目录的市场主体向电力交易机构提交入市交易注册申请。电力交易机构收到市场主体入市交易注册申请后，应在 10 个工作日内完成正式注册，与市场主体签订入市协议和交易平台使用协议，办理交易平台使用账号和数字证书，并进行相关专业培训。

       4.两备案。注册完成的市场主体，需同时在省级政府电力管理部门和省政府授权的电力监管部门备案。

       （四）市场主体退出

       1.强制退出。市场主体违反国家有关法律法规的、严重违反交易规则和破产倒闭的需强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。

       2.取消注册。退出市场主体名单，经省政府授权的电力监管部门审核确认后，交易机构取消注册，向社会公示。

       3.妥善处理。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、售电侧改革实施步骤

       (一）第一阶段（2016 年-2017 工作内容）。

       1.完成电力市场框架方案设计，培育多元化售电主体。

       2.完成输配电价核定，逐步实现公益性以外的发售电价由市场形成。

       3.完善山西省电力直接交易机制，电力直接交易规模达到全社会用电量 30%。开展跨省跨区电力直接交易试点，初步实现外送电规模化直接交易。

       4.开展以铝循环园区为重点的园区型售电主体直接交易，探索园区型区域电网运营模式。

       5.以煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。

       6.建立完善调峰补偿市场机制。

       7.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）第二阶段（2018 年-2020工作内容）。

       1.全面放开符合电力直接交易用户参与中长期交易。

       2.争取更多的跨省跨区市场化电力直接交易份额，鼓励省内发电企业与省外电力用户企业简历中长期电力合作关系。

       3.逐步丰富交易类型，适时开展现货交易，启动日前、日内、实时电能量交易和备用、辅助服务等现货交易品种。

       4.探索建立市场化的辅助服务分担机制。

       5.探索建立山西电力金融交易平台，逐步将电力容量市场、电力期货和衍生品等纳入交易体系。

       五、多途径培育市场主体

       试点先行，逐步放开售电侧市场准入，多途径培育市场主体，赋予用户更多的选择权，形成有效的市场竞争结构和市场体系，健全购电交易机制。同一售电公司可以在多个营业区内开展售电业务，同一营业区内可以有多个售电公司并存开展售电业务，但只能有一家拥有该配有电网经营权的配售电公司，并成为该营业区提供保底供电服务。

       （一）培育多元化独立售电公司

       鼓励社会资本投资组建独立售电公司，向社会资本放开售电业务，允许其从发电企业购买电量向用户售电；允许发电企业、拥有分布式电源的用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司等成立独立售电公司，从事售电业务；允许符合条件的高新技术园区、经济技术开发区、循环经济园区等各类园区组建独立售电公司，从事售电服务。

       （二） 开展放开增量配电投资业务试点

       1. 增量配电网。增量配电网资产包括两部分：一是对于历史形成的、国网山西省电力公司和山西晋能国际能源集团有限公司以外的存量配电资产，可视为增量配电业务。二是纳入全省“十三五”或年度政府电网建设规划，电压等级在 110 千伏及以下的新增 配电网。

       2. 试点范围。以煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务，有序向社会资本放开配售电业务，促进配电网建设，提高配电运营效率。

       3.试点要求。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，由省级政府电力管理部门颁发供电营业许可证，成立拥有配电网资产的配售电公司。此类拥有配电网资产的配售电公司在其供电营业区内拥有与电网企业相同的权责，承担其供电营业区内用户的保底供电服务。

       （三）探索构建区域电网运营模式试点

       1.试点范围。发挥市场主体调节和政府监管作用，以铝循环产业园区为试点，吸收社会资本，按照现代企业制度，建设以增量配网为主的园区型区域电网。

       2.运营模式。探索自备电厂承担社会责任、市场决定区域电网价格的发供用运营模式，实现对园区的低价、便捷、可靠供电，促进山西铝产业稳定健康发展3.远期目标。随着改革的推进，按照“煤—电—X”一体化产业发展思路，延伸煤电产业链，形成以园区、趸售县为主的区域电网，实现园区内就近直接交易、发—售—用良性循环经济链。

       六、市场化交易

       （一）交易方式。以自主协商交易为主、集中撮合竞价交易为辅，协商和竞价相结合的交易方式进行。拥有分布式电源或微电网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。

       （二）交易电量。每年12月前，省级政府电力管理部门确定次年度直接交易电量规模，参照一年以上长期交易年度合同电量、其他准入电力用户企业上年用电量及当年新增项目用电量的一定比例，参照电力平衡预测进行确定。推进电力市场化进程，逐步放开发用电计划，“十三五”末符合条件的电力用户企业全部进入市场交易，取消规模限制。

       （三）交易价格。放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合竞价确定。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。在国家正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价暂执行我省现行大用户直接交易输配电价标准。鼓励发用电双方建立长期稳定的交易关系，科学规避市场风险，防止出现非理性竞争。

       （四）结算方式。发电企业、电网企业、售电企业和电力用户企业应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费。拥有配电网资产的配售电公司，参照电网企业，承担本供电营业区范围内的收费、结算。随着改革的推进，逐步过渡到由交易机构依据交易结果出具电量结算依据，按照“谁销售谁开票、向谁销售对谁开票、对谁开票与谁结算”的原则开展结算工作。

     七、市场监管和信用体系建设

       （一）信息披露。建立信息公开机制，省级政府电力管理部门定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体应在指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。

       （二）信用评价。建立市场主体信用评价机制，省级政府电力管理部门会同相关部门建立市场主体信用评价制度，委托第三方机构对相关市场主体开展信用等级评价，评价结果向社会公示。建立“黑名单”制度，对严重违规、违法的市场主体，提出警告、责令整改，拒不整改的列入“黑名单”，不得再进入市场。

       （三）风险防范。强化信用评价结果的应用，加强交易监管，防范违约风险。市场发生严重异常情况时，省级政府电力管理部门会同相关部门依据职责分工可对市场进行强制干预。为有效防范风险，对拥有配电网资产的配售电公司引入第三方金融机构，缴纳售电保证金，实行保证金额度与允许售电规模联动制度。

       能源行业领先的垂直门户网站——北极星更换全新LOGO（四）强化监管。省级政府电力管理部门会同省政府授权的电力监管部门，依据相关法律法规和职责分工，对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管，依法查处违法违规行为。

        八、组织实施

       （一）有序推进。售电侧改革涉及领域较多，情况复杂。改革的推进应在确保供电可靠和电网运行安全稳定的前提下，结合我省实际，先易后难，试点先行，积极稳妥，有序推进。对改革过程中出现的新情况、新问题，要积极研究探索解决的办法和途径，确保改革顺利进行。

       （二）加强组织指导。省级政府电力管理部门及其他相关部门要加强联系与沟通，通力合作、密切配合，切实做好售电侧改革的指导和统筹协调工作，并及时向省电力体制改革领导小组汇报，协调解决改革工作中的重大问题，推动改革不断深入。

       （三）强化监督检查。省级政府电力管理部门会同省政府授权的电力监管部门依据相关法律法规和监管要求，对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正，防止供应侧和需求侧能耗、排放双增高。加强日常督促检查，对工作成效进行跟踪评价，确保改革的顺利进行。

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