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Published on: September 29, 2016

Original title: 关于同意河北省开展售电侧改革试点的复函(发改办经体[2016]2131号)
Links: Original CN (url).

 

National Development and Reform Commission, General Affairs Dept.

National Energy Administration, General Affairs Dept.

关于同意河北省开展售电侧改革试点的复函

发改办经体[2016]2131号

河北省发展改革委：
报来《河北省发展和改革委员会关于呈报河北省售电侧改革试点实施方案的请示》（冀发改能源〔2016〕964号）收悉。经研究，现函复如下：
一、同意河北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《河北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。国家能源局华北监管局和省级政府电力管理部门要依据相关法律法规，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。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。
Annex：河北省售电侧改革试点方案

National Development and Reform Commission, General Affairs Dept.
National Energy Administration, General Affairs Dept.
2016年9月29日

 

Annex

河北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）及相关配套文件精 神，积极推进我省售电侧改革试点工作，制定本方案。

 

一、指导思想和基本原则

(1) Guiding principles

在中发 9 号文件及电力体制改革配套文件的框架下，建 立有效竞争的市场体系,优化能源资源配置。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，使用户拥有选 择权，提升售电服务质量和用户用能水平。向符合条件的市 场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展 配电业务，促进配电网建设发展和提高配电网运营效率。

(2) Basic principles

坚持市场方向。培育售电业务主体、增量配电业务主体， 进一步引入市场竞争，完善电力市场运行机制，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。

坚持安全高效。落实电网供电安全的保底责任，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。坚持改革创新。建立以注册服务代替行政许可的售电业务市场准入机制。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，提高服务质量和水 平。

完善监管机制。建立规范的购售电交易机制和完善的监 管组织体系，保证电力市场公平开放，对市场主体和电网输 配等自然垄断环节严格监管。

 

二、实施路径

有序放开售电业务，鼓励社会资本成立售电公司开展售 电业务。选择条件适宜的区域向社会资本放开增量配电业 务，培育拥有配电网运营权的售电公司。允许用户自由选择 售电公司进行交易或与发电企业直接交易，不参与交易的用 户，由电网企业提供保底服务并执行政府定价。

 

三、售电侧主体及其业务

（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，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；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；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及附加；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。

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，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。同一供电营业区内可以有多个售电公司，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。

发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有 分布式电源的用户，供水、供气、供热、发电公司等公共服 务行业，节能服务公司等在工商部门申请业务范围增项的， 均可从事市场化售电业务。

（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。

 

四、售电公司的管理

（一）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）资产总额在 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。

（2）资产总额在 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。

（3）资产总额在 2 亿元人民币以上的，不限制其售电量。

（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。

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）。

（二）准入程序

1．符合准入条件的售电公司可自主选择电力交易机构注册，获取交易资格。

2．售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺 书，并向电力交易机构提交以下资料：营业执照、法人代表、 资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账 户、售电范围等交易信息。

拥有配电网运营权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 ． 接 受 注 册 后 ， 电 力 交 易 机 构 应 通 过 “ 信 用 中 国 ”（www.creditchina.gov.cn）等政府指定网站，将售电公司满 足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期 为 1 个月。

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

5．公示期间存在异议的售电公司，暂不纳入自主交易 市场主体目录，在交易机构的注册暂不生效，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，由省发展改革委或华北能源监管局核实处理。

6．电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向华北能 源监管局、省发展改革委和政府引入的第三方征信机构备 案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。

7．售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向相应的电力交易机构申请变更。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。

（三）退出程序

1．有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册： 一是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，且拒不整改的；二是严重违反市场交易规则， 且拒不整改的；三是依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇 业的；四是企业违反信用承诺且拒不整改或信用评级降低为 不适合继续参与市场交易的；五是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；六是法律、法规规定的其他情形。

2．售电公司被强制退出，其所有已签订的但尚未履行 的购售电合同由省发展改革委征求合同购售电各方意愿，通 过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网公司 保底供电，并处理好其他相关事宜。

3．售电公司自愿退出售电市场的，应提前30个工作日 向相应的电力交易机构提交退出申请。申请退出之前应将所 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。

4．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。

5．电力交易机构收到售电公司自愿退出市场的申请后，应通过“信用中国”等政府指定网站向社会公示10个工作日，公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。省发展改革委 在确认售电公司符合强制退出条件后，应通过“信用中国”等 政府指定网站向社会公示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。

6．电力交易机构应及时将强制退出和自愿退出且公示 期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除，同 时注销市场交易注册，向华北能源监管局、省发展改革委和 政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和 电力交易平台网站向社会公布。

 

五、增量配网的投资和运营

鼓励社会资本有序投资、运营增量配网。社会投资方与 当地政府签署配网投资意向后，可向省发展改革委申请增量 配网投资业务。获得批复后，由投资方组织成立拥有配电网 经营权的售电公司（以下简称配售电企业）。配售电企业与 当地政府签订特许经营协议，并按当地配网规划开展区域内 的配电网建设。对于历史形成的国网河北省电力公司和冀北 电力有限公司以外的存量配电资产，视同增量配电业务，并 按实际电网覆盖范围确定配电区范围。

当地政府要加强配网统筹规划，增强规划的透明度和公 众参与度，配网建设必须严格按照规划有序组织实施。配售 电企业要与上一级电网企业签署并网协议。允许配售电企业 经营区域整体参与直接交易。

配售电企业营业区域内，新增电力用户向配售电企业提交用电报装申请。配售电企业应为用户高效办理电网接入手 续。任何单位和个人不得设置障碍阻碍用户接入电网。

配售电企业应客观及时地公开相关区域内 10 千伏至 110 千伏电力设施线路型号、变压器容量及使用容量、备用间隔 数量、已批复待接入容量、实际接入容量等基本情况。配售 电企业应向其他售电企业公平开放其配电网。

配售电企业无法履行基本社会责任时，由省发展改革委 指定其他电网企业代为履行。

 

六、交易要求

市场交易主体可以自主双边交易，也可以通过交易机构 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。市场交易主体应依规签订电网公司参与的 交易合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事 项。交易合同和交易结果应向交易机构、省发展改革委、华 北能源监管局备案。

交易机构负责交易组织，提供结算依据和服务。电网企 业负责收费、结算，代收政府性基金及附加，并按合同规定 及时向有关发电企业和售电公司支付电费。

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 合同规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电。

七、交易价格及方式

放开的发用电计划电量通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划电量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。

配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域 限制购电。向配电区域外电源购电的，购电价格由发电企业 的交易价格、对应配电网电压等级的输电价格（含线损和政 策性交叉补贴）、配电价格以及政府性基金及附加等四部分 组成。配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务 以外的用电价格，由发电企业或售电公司与电力用户协商确 定市场交易价格,配电网接入电压等级对应的省级电网共用 网络输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、配电网的配电 价格，以及政府性基金及附加组成；居民、农业、重要公用 事业、公益性服务等用电，继续执行河北省的目录销售电价。 配电区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及 附加，由配电公司代收、省级电网企业代缴。暂未核定输配 电价的地区，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配 电价。

增量配电区域的配电价格由河北省价格主管部门依据 国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备 案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等 级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电 压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。妥善处理电价交叉补贴，过渡期间由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，也可由省级价格主管部门明确过渡期标准或 处理方式，纳入下一步输配电价改革统筹平衡。

按照国家有关要求，在推进用户与发电企业直接交易的 同时，支持售电主体参与交易。允许配售电企业经营区域整 体参与交易，鼓励售电公司向用户和发电企业提供增值服 务。根据交易需要，用户、配售电企业、售电公司、电网公 司、发电企业之间可采取多种方式签订交易合同。电网企业 的售电公司和拥有配电网运营权的售电公司，可向其供电的 用户收费并开具电费发票，独立的售电公司，保持电网企业 向用户收费并开具发票的方式不变。

 

8. Safeguard measures

（一）加强组织领导。省深化电力体制改革领导小组办 公室密切跟踪试点动态，协调解决改革工作中存在的问题， 对售电侧改革工作总体情况及时进行总结，宣传典型做法， 推广成功经验。各地方政府加强领导，建立健全工作机制， 全面负责本地区改革试点工作，改革试点情况及时总结上 报。

（二）推进信用体系建设。建立信息公开机制和市场主 体信用评价机制，省发展改革委会同华北能源监管局定期公 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，并依据企业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。

（三）强化市场监管。华北能源监管局会同省发展改革委进一步完善市场监管体系，及时研究、分析电力交易情况 和信息，公布违反规则的行为。制定适用于配售电市场不同 业务形态的交易合同范本、用户并网技术协议范本等，规范 市场主体交易行为。根据不同层次的配售电企业类别，探索 交易保证金制度，防范售电业务违约风险。市场发生严重异 常情况下，政府可对市场进行强制干预。