吉林省售电侧改革试点方案获批 

近日国家发展改革委办公厅国家能源局综合司对《吉林省开展售电侧改革试点方案》作出批复。电力体制改革方案密集式发布，证明新一轮电力体制改革进入了快速发展时期。

 国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于同意吉林省开展售电侧改革试点的复函

发改办经体[2016]2236号

吉林省发展改革委、吉林省能源局：

报来《吉林省能源局关于上报〈吉林省售电侧改革试点实施方案〉的请示》（吉能电力〔2016〕182号）收悉。经研究，现函复如下：

一、同意吉林省开展售电侧改革试点。原则同意你省对试点工作的总体考虑。经征求有关部门意见汇总修改形成的《吉林省售电侧改革试点方案》附后。

二、加强组织领导，细化试点方案。请你省加强对售电侧改革试点工作的组织领导，建立健全工作体系和工作机制，明确牵头单位和相关部门职责分工。按照《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，以下简称中发9号文件）和《关于推进售电侧改革的实施意见》精神，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，并在试点基础上及时总结经验，尽快扩大改革覆盖面。

三、把握改革方向，规范推进试点。售电侧改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，试点地区要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持三条原则：一是坚持市场定价的原则，避免采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价；二是坚持平等竞争的原则，发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的，应当符合规划，履行社会责任，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；三是坚持节能减排的原则，对按规定应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。

四、稳妥推进改革，确保电力安全。试点地区要建立问题发现和纠错机制，切实防范试点过程中可能出现的风险，灵活应对试点工作中出现的问题，保证电网安全，保障民生用电。国家能源局东北监管局和省级有关部门根据职能依法履行电力监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。加强与电网企业、发电企业等相关方面的协调沟通，搞好工作衔接，形成工作合力，重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议（电力专题），确保改革顺利进行。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调和督促检查，共同做好试点工作。

吉林省售电侧改革试点方案

为认真贯彻落实《 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)和电力体制改革配套文件精神， 有序做好售电侧改革工作， 结合吉林省电力市场实际， 制定本实施方案。

一、 指导思想、 基本原则和工作目标

( 一) 指导思想

有序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， 为用户提供更多的用电选择权， 提升售电服务质量和用户用能水平。 逐步形成有效竞争的市场结构和市场体系， 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。

( 二) 基本原则

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， 鼓励多种市场主体参与售电市场。

坚持安全高效。 售电侧改革必须满足供电安全和节能减排要求， 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。

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， 不实行行政审批。 整合互联网、 分布式发电、 智能电网等新兴技术， 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。

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， 在改进政府定价机制、 放开发电侧和售电侧两端后， 对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体严格监管， 进一步强化政府监管。

( 三) 工作目标

通过向社会资本开放售电业务， 培育多元化的售电侧市场主体， 提高用户的参与度。 通过电力市场竞争和需求侧管理， 提升能源利用效率， 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。 以售电侧改革为突破口， 加快电力体制改革进程， 形成有效竞争的市场结构和市场体系， 建成规范、 高效、 公平的吉林省电力市场。 3 至 5 年内，除保留必要的公益性发用电计划之外， 放开全部发用电计划。

二、 售电侧市场主体及权责

( 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， 按照政府规定的目录电价执行。 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发电; 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， 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， 新增配电公司与电网企业拥有同等的市场主体地位。 逐步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， 并履行相同的责任和义务。 国网吉林省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业务， 按照实际覆盖范围划分配电区域。

( 二) 售电公司

售电公司种类： 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， 不拥有配电网运营权， 不承担保底供电服务。

售电公司定位： 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。 售电公司可以作为用户参与电力市场交易， 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，不得泄露用户其他信息， 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。

配售电公司的区别： 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。

鼓励发展方向： 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。

( 三) 电力市场交易用户

电力市场交易用户分为直接交易用户和一般用户， 直接交易用户指进入吉林省年度电力直接交易准入目录的电力用户; 一般用户指除直接交易用户以外政策允许进入市场交易的其他电力用户。

电力市场交易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。

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》， 进行工商注册， 具有独立法人资格。

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 千万元人民币的， 可以从事年售电量亿千瓦时的售电业务， 资产总额每增加 1 千万元， 准许售电量可增加 3 亿千瓦时。

(3) 资产总额在 2 亿元人民币及以上的， 不限制售电量。

(4) 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. 拥有一定数量的专职管理人员和掌握电力系统基本技术经济特征的专业人员。 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。 人员和设备的具体数量、 标准按照国家有关规定执行。

4. 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。

5. 申请配电网经营权的售电公司应按要求获得电力业务许可证(供电类)。

6. 国家法律、 法规等规定的其他要求。

( 二) 电力市场交易用户准入条件

电力市场交易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。

直接交易用户： 每年年初， 省能源局会同国家能源局东北监管局、 省物价局根据全省经济发展和电力运行的实际情况， 确定年度直接交易准入标准并向社会公布， 符合准入标准的工业企业、 省级及地方重点支持的产业园区和经济技术开发区、 地方电网和电采暖企业可自愿申请参加直接交易。

经审核并纳入吉林省年度电力直接交易准入目录后， 直接交易用户可以与发电企业开展市场交易， 也可以委托售电公司开展市场交易。

一般用户： 每年年初， 省能源局会同国家能源局东北监管局、 省物价局根据全省经济发展和电力运行的实际情况，确定一般用户年度准入标准并向社会公布， 符合标准的电力用户须委托售电公司开展市场交易。 被委托的售电公司承担一般用户准入初审职责， 弄虚作假的， 取消售电公司年度交易资格。

吉林省电力交易中心负责对一般用户准入进行复审公示。

( 三) 市场主体准入程序

1. 符合准入条件的市场主体可自主选择电力交易机构注册， 获取交易资格。

2. 办理注册时， 自主交易市场主体应按固定格式签署信用承诺书， 并按规定提交相关资料。

3. 接受注册后， 电力交易机构应通过 “ 信用中国” 网站和省政府指定网站， 将自主交易市场主体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 1 个月。

4. 公示期满无异议的自主交易市场主体， 注册手续自动生效。 电力交易机构将公示期满无异议的市场主体纳入自主交易市场主体目录， 实行动态管理并向社会公布。

5. 电力交易机构按月汇总自主交易市场主体注册情况，向国家能源局东北监管局、 省政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案。

( 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， 3 年内不得再进入市场。 退出市场的主体经公示后， 由电力交易机构从自主交易市场主体目录中删除， 并注销市场交易注册。

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。

有关市场主体准入、 退出办法按照国家的规定执行。

四、 市场交易

( 一) 交易方式

市场交易包括批发和零售交易。 在交易机构注册的发电公司、 售电公司、 用户等市场主体可以自主双边交易， 也可以通过交易中心集中交易。 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。

直接交易用户可以选择向一家或多家售电公司、 发电企业购电， 一般用户只可选择一家售电公司购电。

( 二) 交易要求

组建股份制吉林电力交易中心， 对现有的交易中心进行股份制改造。 参与市场交易的各方必须符合电力市场建设的有关要求， 到交易机构注册成为市场交易主体， 按照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

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、 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、 政府性基金三部分组成。 输配电价由政府核定， 我省未单独核定输配电价之前， 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

发电企业、 电网企业、 售电公司和用户应根据市场交易规则， 按照自愿原则签订三方合同。 吉林省电力交易中心负责提供结算凭证， 电网企业负责收费、 结算， 代收政府性基金， 并按规定及时向有关发电企业和售电公司支付电费。 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。

( 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， 价格按照政府规定的目录电价执行; 凡是参加电力市场交易的电力用户， 均不再执行对应的目录电价。 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规定的保底价格执行， 直至用户与新售电公司达成购电协议。

电网企业与电力用户交易的保底价格， 在电力用户交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， 具体水平由吉林省价格主管部门按照上述原则确定。

五、 信用体系建设与风险防范

( 一) 信息披露

吉林省电力交易中心负责电力市场信息的管理和发布，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， 接受国家能源局东北监管局、 省能源局的监管。

( 二) 信用评价

省能源局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， 评价结果定期向社会公示。 充分发挥第三方征信机构在信用体系建设中的作用， 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。

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。

( 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， 省能源局、 国家能源局东北监管局可对市场强制干预。

( 四) 强化监管

国家能源局东北监管局会同省能源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。 在省政府的统筹领导下，不断完善售电侧改革试点工作协调机制。 省发改委负责协调重大事项， 省能源局具体负责售电侧改革等电力体制改革工作; 省物价局牵头推进输配电价改革工作; 国家能源局东北监管局负责监管方面工作。

( 二) 统筹协调， 强化监督。 省发改委、 省能源局、 省物价局要及时掌握改革动态， 加强协作， 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进行管理。 对在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， 确保改革的顺利进行。 国家能源局东北监管局、 省能源局依据相关法律法规， 对电网公平开放、 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。

( 三) 加强宣传， 正确引导。 加大对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。

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