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Published on: September 2, 2016

Original title: 关于同意福建省开展售电侧改革试点的复函(发改经体[2016]1855号)
Links: Original CN (url).

National Development and Reform Commission

National Energy Administration

关于同意福建省开展售电侧改革试点的复函

发改经体[2016]1855号

福建省发展改革委、国家能源局福建监管办：

报来《福建省发展和改革委员会 国家能源局福建监管办公室关于开展售电侧改革试点的请示》（闽发改能源〔2016〕358号）收悉。经经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）审议，现函复如下：

一、同意福建省开展售电侧改革试点。原则同意福建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《福建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。试点地区要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。国家能源局派出机构和地方政府电力管理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。

Annex：福建省售电侧改革试点方案

National Development and Reform Commission

National Energy Administration

2016年8月26日

Annex

 

福建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）精神和配套文件《关于推 进售电侧改革的实施意见》的工作要求，推动福建省售电侧改 革，结合福建省情及电力发展现状，制定以下方案。

 

1、指导思想、基本原则和总体目标

(1) Guiding principles

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》及国家发展改革委、能源局出台的六个核心配套 文件精神，按照“管住中间，放开两头”的体制架构，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，推进福 建电力直接交易升级，促进更多的用户拥有选择权，提升售电 服务质量和用户用能水平，更好地服务福建经济社会发展。

(2) Basic principles

1.坚持市场方向。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，并注意售电侧 改革与电力体制其它领域改革相衔接、相配合。

2.坚持安全高效。售电侧改革应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。

3.坚持改革创新。结合推进电力直接交易升级，创新参与 市场主体准入及退出制度。探索供电业务管理新模式,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。加强和创新监管，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监管。

4.坚持试点先行。按照整体设计、重点突破、以点带面、 分步实施的要求，从各地市选择条件成熟地区或园区作为改革 试点，探索售电侧改革经验，条件成熟后开放全省售电业务。

(iii) Overall objectives

从服务电力用户，促进经济发展和推进节能减排出发，积 极培育多元化售电市场主体，多种方式发展增量配电投资业务， 全面放开电力用户购电选择权，规范市场行为，构建公平公正、 有序竞争的售电市场运行机制，初步建立“多买方、多卖方” 的售电市场结构和体系，激发售电市场活力，提升售电服务和 供电质量水平，推动全省配售电行业清洁、高效、安全、可持 续发展。

 

二、改革试点内容

（一）加快培育售电侧市场主体

1.售电公司

（1）售电公司的分类

福建境内的售电公司分为三类。包括电网企业的售电公司；社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司；不 拥有配电网运营权的独立售电公司。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配电网运营权，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。

允许发电企业及其他社会资本投资成立售电公司，从事售 电业务；允许符合条件的高新产业园区、经济技术开发区等， 组建售电公司参与市场交易；允许拥有分布式电源或微电网的 用户、公共服务行业、节能服务公司等，从事售电业务。

拥有配电网运营权的售电公司，在其经营区域内提供保底 供电服务；电网企业投资成立的售电公司，必须具有独立法人 资格、独立运营，确保市场化售电业务与输配电业务、非市场 化售电业务分开；发电企业投资成立的售电公司，必须具有独 立法人资格、独立运营，确保与发电业务分开。

（2）售电公司的准入条件

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：资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的，可 以从事年售电量不超过 6 至 30 亿千瓦时的售电业务；资产总额 在 1 亿元至 2 亿元人民币的，可以从事年售电量不超过 30 至 60亿千瓦时的售电业务；资产总额在 2 亿元人民币以上的，不限制其售电量；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，具体参照国家发布的相关规定。

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)。

（3）售电公司相关业务

售电公司核心业务是购售电交易，并鼓励提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。 售电公司可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业直接购电、通过市场竞价购电或向其他售电商购电等。

2.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、趸售县供电公司），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 基本责任。

电网企业应对供电范围内的各类用户提供电力普遍服务， 保障基本供电；无歧视地向售电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。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 用户供电，按照政府规定收费。

3.电力用户

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，参 与交易的电力用户不得随意退出。

 

（二）开放用户购电选择权

逐步放开 10 千伏及以上工商业用户购电选择权，条件成熟 后全面放开用户的购电选择权，并采用负面清单方式，实行动 态管理。

全省选择条件比较成熟的园区或部分地区开展售电侧改革 试点。条件成熟后，在全省范围内放开所有售电业务。鼓励发 展用户侧分布式电源，准许接入各电压等级的配电网或终端用 电系统。

 

（三）放开增量配电投资业务

鼓励社会资本有序投资、运营增量配网，促进配网建设发 展，提高配网运营效率。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，在供电营业区内拥有与电网企业相同的 权利，并切实履行相同的责任和义务。加强配网统筹规划，增 强规划的透明度和公众参与度。配网布局必须严格按照规划有 序组织实施。加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运营效率监管。鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务，以高新产业园区、经济开发区、循环经济园区、工业园区及农村 电网为重点，向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。 新建的供电范围清晰且相对独立的配电网络，可列入配电投资 业务放开范围。对于历史形成的国网公司以外的存量配电资产， 可视同为增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。试 点园区的原有配电网资产，可以资产入股或折价转让给售电公 司。

 

（四）完善市场化交易机制

1.交易组织

由电力交易机构负责市场交易组织，披露和发布市场信息，提供结算依据和服务，根据交易结果制定交易实施计划，对市 场主体及交易合同等进行备案。

组建股份制福建电力交易中心，对现有的交易中心进行股 份制改造。

为维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权 益，充分体现各方意愿，建立由电网企业、发电企业、售电公 司、电力用户等组成的市场管理委员会，负责研究讨论电力交 易规则，协调市场运行相关事项等。市场管理委员会实行按市 场主体类别投票表决等合理议事机制。

2.交易方式

市场交易包括批发和零售交易。在电力交易机构注册的发电公司、售电公司、电力用户等市场主体可以自主双边交易，也可以参与交易机构组织的集中交易。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。

3.交易要求

参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定，到电力交易机构注册成为市场交易主体。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。鼓励用户与售电主体自主签订中长期双边交易合同。参与 双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报电 力交易机构备案。

符合准入条件的电力用户，选择进入市场后，原则上应全 部电量参与市场交易，不再按政府定价购电，且在一年内不可 退出，初期可以根据电力用户实际情况自主确定进入市场的电 量。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电公司购 电的用户，由所在地电网企业提供保底供电服务并按政府定价 购电。

4.交易价格

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 续执行福建省的目录销售电价。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福建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。

5.结算方式

发电公司、电网企业、售电公司和电力用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据。电网企业的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；拥有配电网运营权的售电公司，可向其供电 的用户收费并开具发票；独立的售电公司，由电网企业负责电 费结算并开具发票。条件成熟时，探索多种电费结算模式。

负责收费、结算的电网企业和拥有配电网运营权的售电公 司，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有 关发电公司和售电公司、电力用户结算电费。

 

三、保障措施

（一）建立售电市场主体准入和退出机制

根据国家有关规定，研究制定福建省售电市场主体管理办 法，明确售电市场主体的市场准入、退出程序和规则。售电市 场主体准入不实行行政审批，采取“一注册、一承诺、一公示、 三备案”方式。

“一注册”，就是符合准入条件的自主交易市场主体选择电 力交易机构办理注册，获取交易资格。

“一承诺”，就是申请获取交易资格时，自主交易市场主体 应按要求提交与准入条件相应的材料，并按固定格式签署信用 承诺书。

“一公示”，就是电力交易机构通过政府指定网站将市场主 体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。 电力交易机构将公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目 录，实行动态管理并向社会公布。

“三备案”，就是电力交易机构按月汇总注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案。 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，不得再进入市场。强 制退出的市场主体由福建省政府或省政府授权部门在目录中删 除，电力交易机构取消注册，相关部门按照职能做出相应处理， 向社会公示。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。

（二）建立售电市场信用体系

研究建立售电市场主体信用评价机制，将市场主体信用体 系纳入全省社会信用体系建设统筹安排。建立市场主体信用评 价制度，建立完善市场主体企业法定代表人或主要负责人、从 业人员信用记录，纳入全省统一的公共信用信息平台。建立健 全守信激励和失信惩戒机制，建立完善黑名单制度，对严重失 信行为且影响电力安全的，可实施限制交易或强制性退出，并 与其他相关部门共享信息，实施联合惩戒。

（三）建立售电市场风险防范机制

根据不同层次的售电公司类别，探索交易保证金制度，研 究建立零售市场风险防范机制，防范售电业务违约风险。市场 发生严重异常情况时，能源监管机构及福建省或省政府授权部 门可对市场进行强制干预。

（四）建立售电市场信息公开和披露机制

建立信息公开机制，福建省政府或省政府授权部门、能源监管机构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、行政执法等信息。市场主体在政府指 定网站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，依据规定报送企业有关生产经营等 信息。

（五）探索新的供电业务管理模式

能源监管机构会同福建省政府授权部门，研究适应电力体 制改革新形势的电力业务许可证（供电类）及营业区管理办法， 改进省内供电营业区制度，加强供电类电力业务许可证的管理， 维护电力市场秩序，保障电力用户安全供电及合法权益，落实 保底供电服务制度。

（六）进一步完善电力市场交易平台

按照国家有关规定，抓紧成立福建电力交易中心。修订完 善交易规则，明确市场主体职责、交易方式、交易执行等规定， 对交易平台加强监管。完善现有电力市场交易技术支持系统， 充实电力交易机构人员队伍，满足市场运行要求。遵守售电业 务放开要求，完善现有电力营销业务技术支持系统，调整业务 流程，更新业务表单，满足市场化售电业务办理要求。

（七）加强配网规划

优化电源、电网布局，提高规划的透明度和公众参与度， 做好电源规划、电网规划及有关规划的有效衔接，避免重复建设和联网障碍，建立相应的监督检查和评估考核机制，确保配电网建设按照规划组织实施。

（八）加强政府监管

能源监管机构和福建省政府授权部门，依据职责，加强市 场主体和交易机构的市场行为监管，建立完善的监管组织体系， 规范市场主体交易行为；制定零售市场监管办法，对零售市场 力、电网无歧视公平开放、交易过程及结果执行等实施监管。

 

4、组织实施

为加强领导，推动试点工作顺利开展，在国家发展改革委、 国家能源局的领导和指导下，由福建省发改委牵头，省经信委、 省物价局、福建能源监管办、国网福建省电力有限公司等单位， 按照分工做好各自职责范围内工作。

福建省发改委牵头负责售电侧改革试点方案及实施细则的 制定，试点工作的总体组织、协调和推进，以及试点区域选择 等工作；省经信委牵头负责电力运行管理、发用电计划放开、 信用体系建设、售电主体的准入和退出等相关工作；省物价局 牵头负责输配电价等工作；福建能源监管办牵头负责市场规则 制订，对市场秩序和交易行为、市场主体准入等实施监管；国 网福建省电力有限公司负责电网安全稳定运行、普遍服务、电 网无歧视开放等工作，在相对独立的电力交易机构成立之前， 承担电力交易组织和平台完善工作。各部门按照职能分工配合 牵头部门做好有关工作。