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Approval for supply side reform pilot project in Jiangsu Province

Published on: February 28, 2017

Original title: 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)
Links: Original CN (link).

国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

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

江苏省发展改革委、国家能源局江苏监管办:
报来《江苏省售电侧改革试点方案》收悉。经研究,现函复如下:
一、同意江苏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《江苏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。国家能源局江苏监管办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。
附件:江苏省售电侧改革试点方案

国家发展改革委办公厅
国家能源局综合司
2017年2月28日

附件

江苏省售电侧改革试点方案

 

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)和电力体制改革配套文件精神,结合我省实际,制定本方案。

 

一、总体目标和基本原则

(一)总体目标。

按照“管住中间、放开两头”的体制架构,有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本放开配售电业务,多途径培育市场主体,加快构建投资多元、主体规范、交易公平、监管有效的配售电市场体系,还原电力商品属性,理顺价格形成机制,完善市场交易规则,降低社会用电成本,推进实现电力供应多元化、电力交易市场化。

(二)基本原则。

1.坚持市场方向。牢牢把握市场化改革方向,有序放开售电业务,规范存量和放开增量配电业务,培育独立市场主体,完善市场运行机制,加快形成适应市场要求的电价机制,促进售电侧有效竞争,使市场在电力资源配置中起决定性作用。

2.坚持安全高效。严格供电安全和节能减排要求,优先支持能效高、排放低、节水型发电企业,产业政策鼓励、单位能耗、环保排放达到或优于国家标准的电力用户参与售电侧改革和市场交易,鼓励市场化竞购绿色电力。

3.坚持创新驱动。创新准入方式,优化“注册、承诺、公示、备案”流程,以交易机构注册代替政府部门行政审批。推进互联网技术融合应用,鼓励售电公司创新增值业务。

4.坚持积极稳妥。加强电改政策宣传,凝聚社会各界共识。加强电改总体谋划,结合地方实际开展不同类型试点。在总结试点经验的基础上,及时组织面上推广复制。

5.坚持科学监管。完善监管体系和工作机制,强化电力输配、电力交易等重要环节过程监管,保障电力市场公平开放、电力交易规范有序。建立市场准入退出机制、信用评价机制和风险防范机制。

 

二、市场主体类别及其业务

售电侧市场主体包括售电公司、电力用户、电力企业和电网企业。

(一)售电公司。

售电公司是指提供售电或配售电服务的市场主体,分为三类。第一类为电网企业售电公司,是指电网企业依法成立或吸收社会资本设立,并取得售电注册资格,从事电力购售业务、承担保底供电责任的企业。第二类为新设配售电公司,是指由社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权,从事电力购售业务,相应承担保底供电责任的企业。第三类为独立售电公司,是指不拥有配电网运营权、不承担保底供电责任,从事电力购售业务的企业。除特别指明外,以下“售电公司”泛指前述三类公司。

1.电网企业售电公司。支持电网企业以混合所有制形式设立售电公司。电网公司设立的配售电公司,享有与新设配售电公司相同的权利,在其配电区域内与新设配售电公司承担相同的义务。

2.新设配售电公司。除法律法规禁止或限制的外,允许法人、自然人参与组建新设配售电公司。鼓励经批准设立的各类开发区、工业园区、电力用户、发电企业、电网企业参与新设配售电公司,开展增量配电业务。同一配电区域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。从事增量配电业务的新设配售电公司应申请调整配电区域范围,并与既有配售电公司衔接配电区域。具备条件的,可将配电业务和售电业务分开核算。

新设配售电公司在其配电区域内享有以下权利:

(1)独立售电公司享有的全部权利;

(2)负责配电网建设、改造、维护和运营,开展配电业务,并按照政府核定的配电价格收取过网费。

新设配售电公司在其配电区域内应当按照《售电公司准入与退出管理办法》的规定履行独立售电公司和电网企业的全部义务。

3.独立售电公司。除法律法规禁止或限制的外,允许法人、自然人参与组建独立售电公司。鼓励经批准设立的各类开发区、工业园区、电力用户、发电企业参与组建独立售电公司,开展售电业务。同一配电区域内可以有多个售电公司。

独立售电公司享有以下权利:

(1)按照市场规则与用户签订购售电合同,提供专业售电服务,依法履行合同约定;

(2)向用户提供合同能源管理、综合节能、用能咨询、设备维护等增值服务。

独立售电公司应当履行以下义务:

(1)执行合同约定,为用户提供售电服务,并保守客户秘密;

(2)执行交易规则,服从电力调度和有序用电管理;

(3)依规披露信息、报送数据、公告重大事项,按时公示、报备年度报告和信用承诺履行情况。

(二)电力用户。

用户是指符合国家产业政策、达到国家和省定单位能耗和污染物排放标准、符合电力市场准入条件,可以按照交易规则自主参与市场交易,并与售电公司或者发电企业签订购售电合同的电力用户。实行差别电价和惩罚性电价的企业,不参与售电侧改革试点。

上年度年用电量在4000万千瓦时且用电电压等级在35千伏及其以上的符合试点条件的用户,以及其他已参与双边协商直接交易的用户,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;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。用户选择售电主体以年为周期签订协议,至少为期一年,协议期满后可重新选择。

电力用户享有以下权利:

(1)自主选择交易对象(包括发电企业、售电公司);

(2)自主选择交易方式(包括直接交易、委托交易);

(3)自主选择进入或者退出交易市场;

(4)按照合同约定依法索赔。电力用户应当履行以下义务:

(1)按照合同约定的期限、金额、方式等支付购电费、输配电费;

(2)按照国家有关规定缴纳政府性基金;

(3)在进行市场交易前申明电量用途,并保证交易电量用于申明的用途;

(4)执行调度指令和有序用电计划。

(三)电网企业。

电网企业是指拥有输电网、配电网运营权,承担其配电区域保底供电服务的企业。

电网企业享有以下权利:

(1)按照价格主管部门核定的电价向不参与市场交易的电力用户收取电费;

(2)按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)。

电网企业应当履行以下义务:

(1)确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。当独立售电公司终止经营,或者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,按照政府规定收费。当新设配售电公司无法履行配售电义务时,电网企业根据政府调配代为履行;

(2)对配电区域内未参与市场交易的各类用户无歧视地提供报装、计量、抄表、维修、收费等电力普遍服务;因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时,由电力调度机构所在的电网企业承担相应的经济责任。

(3)保障电网公平开放,向电力用户(包括未参与市场交易的用户和独立售电公司、新设配售电公司)提供输配电服务,向售电公司、配售电公司公开输配电网络的可用容量和实际使用容量,按照有关规定收购分布式电源、可再生能源发电,受托承担配电区域内的有关电力统计工作;

(4)按照国家、省有关规定,按期向省发展改革委(能源局)、省经济和信息化委和国家能源局江苏监管办上报统计数据和信息,定期向社会发布电力供需信息和通用技术规程,定期公示企业年报和社会责任报告,及时公告重大事项;

(5)在配电区域内,代收政府性基金;

(6)按照江苏省电力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。

 

三、市场准入

(一)准入条件。

1.工商注册。已经按照《中华人民共和国公司法》进行工商登记注册,

载明售电或者配售电业务,具有独立法人资格。

2.资产要求。

独立售电公司的资产总额不得低于2000万元。实行资产总额与年售电量挂钩制度。

(1)资产总额2000万元以上、1亿元及以下的,可以从事年售电量6亿至30亿千瓦时的售电业务;

(2)资产总额1亿元以上、2亿元及以下的,可以从事年售电量30亿至60亿千瓦时的售电业务;

(3)资产总额2亿元人民币以上的,不限制售电量。拥有配电网经营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。

3.经营场所。

独立售电公司应当拥有固定营业场所,具备与售电规模、服务范围相适应的技术信息支持系统、客户服务平台,能够满足参加市场交易的报价挂单、信息报送、合同签订、客户服务等功能。

拥有配电网经营权的售电公司,除具备前述条件外,还应当具有与配电服务范围、需求相适应,与配电标准规范相符合的设施设备和运维队伍。

4.营业资格。拥有配电网经营权的售电公司应当按照有关规定取得

电力业务许可证(供电类)。

5.专业人员。

独立售电公司应当拥有10名及以上电力专业技术人员,掌握电力系统等专业知识,具备电能管理、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。

拥有配电网经营权的售电公司,应当分设生产运行负责人、技术负责人、安全负责人,且均有五年以上输配变电从业经历;专事配电业务的专业技术人员不少于20人,其中至少拥有两名高级职称和五名中级职称、非兼职挂靠的电力专业管理人员。

6.信用要求。

无不良信用记录,按照规定要求做出信用承诺。拥有配电网经营权的售电公司,必须主动承诺履行电力普遍服务、保底供电服务义务,承诺特定情况下按照政府有关部门要求,代为履行其他配售电公司无法履行的义务。

(二)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。电力交易机构按照要求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,

并向国家能源局江苏监管办、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,退出市场的电力用户须向售电公司购电。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。

 

五、市场交易

(一)交易主体。

符合市场准入条件,经过注册、承诺、公示、备案程序,已经在电力交易机构注册、具备交易资格的发电公司、售电公司、电力用户等市场主体,可以开展购电、售电或者配售电业务,自主确定交易对象、电量、价格。

自动退出的发电企业和独立售电公司,自决定自动退出之日起,除处置未了事项外,不得开展新的购电、售电业务。强制退出的独立售电公司、配售电公司,除处置未了事项外,不得开展新的售电、配售电业务。

(二)交易方式。

市场交易包括批发和零售交易,可以通过双边直接交易、交易中心集中交易。定价方式可以自主协商、集中撮合竞价或者协商与竞价相结合。具体交易方式另行制定。确定交易的有关各方应当依法依规签订购售电合同,明确权利义务,约定电量电价等事项。

(三)交易平台。

江苏省电力交易中心为政府监管下的电力交易平台,不以盈利为目的,负责为市场主体提供公开透明、公平规范的电力交易服务。江苏省电力交易中心主要负责市场交易平台的建设、运营和管理,负责市场交易组织,提供结算依据和服务,汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同,负责市场主体的注册和相应管理,披露和发布市场信息等。电网调度机构开展安全校核,纳入调度计划。国家能源局江苏监管办、省发展改革委(能源局)、省经济和信息化委根据职责对电力交易中心和调度机构实施监管。具体办法另行制定。

(四)交易价格。

放开发用电计划的电量通过市场交易形成价格,未放开发用电计划的电量执行政府定价。按照国家电改工作部署,逐步缩小政府定价的发用电比重,扩大市场定价的发用电比重,鼓励政府定价电量自愿参与市场交易。市场交易价格可以通过自主协商、集中撮合、市场竞价方式确定。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)、政府性基金组成。在正式核定不同电压等级输配电价标准之前,大用户直接交易输配电价暂按现行有关规定执行。

(五)结算方式。

发电企业、电网企业、售电公司和电力用户应当根据电力交易规则,自愿签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据,电网企业和拥有配电网经营权的售电公司负责电费收取和结算业务,并承担欠费风险,保障交易电费资金安全。拥有配电网经营权的售电公司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。

 

六、信息披露、信用评价与风险防范

(一)信息披露。

市场主体承担信息披露主体责任,在省级政府部门指定网站和“信用中国”网站上公示企业有关情况、信用承诺,定期公示企业年报,依法公告重大事项。

交易机构在承担市场主体信息保密义务的同时,应当主动公布交易信息,及时提示市场异动,建立交易电价指数体系,以及本方案规定的其他事项。

省发展改革委(能源局)、省经济和信息化委和国家能源局江苏监管办定期在省级政府部门网站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。

(二)信用评价。

开展政府主导的信用评价。省经济和信息化委、省发展改革委(能源局)、国家能源局江苏监管办建立市场主体信用评价制度,重点评价执行交易规则、合同履约、用户反馈等情况,并向社会公示。建立举报受理和“黑名单”制度,对严重违法违规、违反交易规则且拒不整改或者整改不到位的市场主体,采取强制退出和限期禁入措施,其直接出资人三年内不得申请从事售电业务,五年内不得申请从事配售电业务。

探索第三方独立评价制度。积极引导第三方征信机构利用大数据分析等手段独立开展市场信用评价,鼓励市场主体运用基本信用信息和第三方评价结果,并将其作为选择交易对象、签订合同、接受服务的重要依据。

(三)风险防范。

建立交易过程管理制度,逐步构建线上动态风险预警系统,实时分析市场异常波动,着力防范售电业务违约风险。制定退出市场管理细则和未了事项善后处置方案示范文本,完善市场风险应对预案。市场发生严重异常情况时,依照相关法规对市场实施临时干预。

 

七、方案实施

(一)强化组织,协同推进。在省政府统一领导下,省发展改革委(能源局)会同省经济和信息化委、物价局、国家能源局江苏监管办加强横向联动,形成工作合力,协同推进全省售电侧改革工作。对改革中出现的新情况、新问题,省发展改革委(能源局)会同有关部门研究应对措施,提出解决方案,推动售电侧改革不断深入。省电力公司强化大局意识、民生意识、服务意识,切实做好保底服务、配网开放、公平接入等相关工作。各级地方政府按照国家和省售电侧改革部署,制定工作方案,推动试点落实。

(二)试点先行,逐步深化。按照总体谋划、分类推进,试点先行、及时推广的基本思路,积极稳妥地推进售电侧改革。坚持总体谋划、分类推进,既开展独立售电公司试点,也开展新设配售电公司试点,促进售电改革、配电改革协同并进。坚持试点先行、及时推广,在推动各类市场主体组建售电公司的同时,指导业务开展,及时总结经验,组织推广复制。

总体上,售电侧改革按三个阶段有序进行。局部试点阶段(2016—2017年):积极培育市场主体,有序引导市场主体开展售电侧交易。以国家批准的增量配网业务试点等为重点,采取混合所有制方式推进改革。结合实施国家和省重大战略规划、重大生产力布局调整,结合新能源发展和微电网试点示范,结合补齐农林场圃配电网短板和处置农网历史遗留问题等,择机选择一批省级增量配网改革试点。对历史形成的、国网江苏省电力公司以外的存量配电资产,视同增量配电业务,履行相关管理程序。推广应用阶段(2018—2019年):在13个设区市各选择2—3个具备条件的省级以上经济技术开发区、高新产业园区以及配电网薄弱的农林场圃等,进行配售电改革试点,探索园区型区域电网运营模式。

尽快完成省级电力交易中心股份制改造。全面放开阶段(2020年):在全省范围内全面放开售电业务和增量配电投资业务,建立市场化的辅助服务分担机制和区外电力交易。

(三)依规监管,及时完善。国家能源局江苏监管办、省发展改革委(能源局)、经济和信息化委依据相关法律法规和改革推进情况,及时出台并完善有关配套细则,构建更加完善的制度体系。结合部门职能,对售电市场准入标准、公平竞争、电力安全、供电服务、信息公开、合同履行、电价结算、信用体系等实施监管,依法查处违法违规、违反交易规则的行为。

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