售電丨河南長協結果出爐：成交電量163.8億千瓦時 遠超預期

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河南：年度雙邊協商電力交易成交電量163.8億千瓦時

據晶見工作室獨家獲悉，河南省2017年度雙邊協商電力直接交易的成交量為163.8億千瓦時，參與本次交易的共有82家用戶和25家發電企業。

在之前晶選文章中，曾經對河南電力市場的2017年年度交易做過一個大概的預測，在發電集團抱團聯合、用電企業受環保等政策法規限制與用戶對價格期待過高的情況下，本次交易遠超文章預期的100億千瓦時，達到163.8億千瓦時。具體原因請留意明天的晶見復盤。

河南年度成交量概況：2月7日進行的年度集中撮合成交電力51.8億千瓦時，年度雙邊協商電力交易成交電量163.8億千瓦時，合計215.6億千瓦時，對比2016年成交總量270億還有一段距離。

以下附上通知原文

各相關市場主體：

按照《關於河南省2017年開展電力直接交易有關事項的通知》（豫發改運行〔2017〕45號）文件，經安全校核后，對2017年度雙邊協商電力直接交易進行出清，總成交電量163.8億千瓦時。現將成交結果公告如下：

河南電力交易中心有限公司關於公示受理註冊的售電公司相關信息的公告

根據國家發改委、國家能源局《售電公司准入與退出管理辦法》（發改經體﹝2015﹞2752號），按照《河南省發展和改革委員會關於開展售電公司市場註冊工作的通知》（豫發改能源﹝2017﹞7號）的要求，河南電力交易中心有限公司對售電公司提交的市場註冊材料進行了受理，現將有關情況予以公示。公示的售電公司名單，見附表。請登錄河南電力交易平台（網址：https://pmos.ha.sgcc.com.cn）查看售電公司公示信息。

公示時間：2017年3月8日至2017年4月7日。

公示期間，任何單位或個人如有異議，可通過來電、來信、來訪等方式，進行實名反映。

2017年3月7日

備註：上述排名不分先後。

江蘇售電側方案獲批，今年選擇一批省級增量配網改革試點

國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關於同意江蘇省開展售電側改革試點的復函

發改辦經體〔2017〕343號

江蘇省發展改革委、國家能源局江蘇監管辦：

報來《江蘇省售電側改革試點方案》收悉。經研究，現函復如下：

一、同意江蘇省開展售電側改革試點。原則同意你省對試點工作的總體考慮。經徵求有關部門意見匯總修改形成的《江蘇省售電側改革試點方案》附后。

二、加強組織領導，細化試點方案。請你省加強對售電側改革試點工作的組織領導，建立健全工作體系和工作機制，明確牽頭單位和相關部門職責分工。按照《中共中央 國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號，以下簡稱中發9號文件）和《關於推進售電側改革的實施意見》精神，結合實際細化試點方案、完善配套細則、突出工作重點，規範售電側市場主體准入與退出機制，多途徑培育售電側市場競爭主體，健全電力市場化交易機制、加強信用體系建設與風險防範，加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，並在試點基礎上及時總結經驗，儘快擴大改革覆蓋面。

三、把握改革方向，規範推進試點。售電側改革社會關注度高、影響面廣、情況複雜，試點地區要堅持正確的改革方向，確保在中發9號文件和配套文件框架內推進試點，防止試點工作方向走偏。試點工作要始終堅持三條原則：一是堅持市場定價的原則，避免採取行政命令等違背改革方向的辦法，人為降低電價；二是堅持平等競爭的原則，發電企業通過投資建設專用線路等形式向用戶直接供電的，應當符合規劃，履行社會責任，按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費；三是堅持節能減排的原則，對按規定應實行差別電價和懲罰性電價的企業，不得藉機變相對其提供優惠電價和電費補貼。

四、穩妥推進改革，確保電力安全。試點地區要建立問題發現和糾錯機制，切實防範試點過程中可能出現的風險，靈活應對試點工作中出現的問題，保證電網安全，保障民生用電。國家能源局江蘇監管辦和省級有關部門根據職能依法履行電力監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。加強與電網企業、發電企業等相關方面的協調溝通，搞好工作銜接，形成工作合力，重大問題及時報告經濟體制改革工作部際聯席會議（電力專題），確保改革順利進行。國家發展改革委、國家能源局將會同有關部門加強對試點的指導協調和督促檢查，共同做好試點工作。

附件：江蘇省售電側改革試點方案

國家發展改革委辦公廳

國家能源局綜合司

2017年2月28日

江蘇省售電側改革試點方案

為貫徹落實《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）和電力體制改革配套文件精神，結合我省實際，制定本方案。

一、總體目標和基本原則

（一）總體目標。

按照「管住中間、放開兩頭」的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，多途徑培育市場主體，加快構建投資多元、主體規範、交易公平、監管有效的配售電市場體系，還原電力商品屬性，理順價格形成機制，完善市場交易規則，降低社會用電成本，推進實現電力供應多元化、電力交易市場化。

（二）基本原則。

1．堅持市場方向。牢牢把握市場化改革方向，有序放開售電業務，規範存量和放開增量配電業務，培育獨立市場主體，完善市場運行機制，加快形成適應市場要求的電價機制，促進售電側有效競爭，使市場在電力資源配置中起決定性作用。

2．堅持安全高效。嚴格供電安全和節能減排要求，優先支持能效高、排放低、節水型發電企業，產業政策鼓勵、單位能耗、環保排放達到或優於國家標準的電力用戶參與售電側改革和市場交易，鼓勵市場化競購綠色電力。

3．堅持創新驅動。創新准入方式，優化「註冊、承諾、公示、備案」流程，以交易機構註冊代替政府部門行政審批。推進互聯網技術融合應用，鼓勵售電公司創新增值業務。

4．堅持積極穩妥。加強電改政策宣傳，凝聚社會各界共識。加強電改總體謀划，結合地方實際開展不同類型試點。在總結試點經驗的基礎上，及時組織面上推廣複製。

5．堅持科學監管。完善監管體系和工作機制，強化電力輸配、電力交易等重要環節過程監管，保障電力市場公平開放、電力交易規範有序。建立市場准入退出機制、信用評價機制和風險防範機制。

二、市場主體類別及其業務

售電側市場主體包括售電公司、電力用戶、電力企業和電網企業。

（一）售電公司。

售電公司是指提供售電或配售電服務的市場主體，分為三類。第一類為電網企業售電公司，是指電網企業依法成立或吸收社會資本設立，並取得售電註冊資格，從事電力購售業務、承擔保底供電責任的企業。第二類為新設配售電公司，是指由社會資本投資增量配電網、擁有配電網運營權，從事電力購售業務，相應承擔保底供電責任的企業。第三類為獨立售電公司，是指不擁有配電網運營權、不承擔保底供電責任，從事電力購售業務的企業。除特別指明外，以下「售電公司」泛指前述三類公司。

1．電網企業售電公司。支持電網企業以混合所有制形式設立售電公司。電網公司設立的配售電公司，享有與新設配售電公司相同的權利，在其配電區域內與新設配售電公司承擔相同的義務。

2．新設配售電公司。除法律法規禁止或限制的外，允許法人、自然人參與組建新設配售電公司。鼓勵經批准設立的各類開發區、工業園區、電力用戶、發電企業、電網企業參與新設配售電公司，開展增量配電業務。同一配電區域只能有一家公司擁有該配電網經營權，並提供保底供電服務。

從事增量配電業務的新設配售電公司應申請調整配電區域範圍，並與既有配售電公司銜接配電區域。具備條件的，可將配電業務和售電業務分開核算。

新設配售電公司在其配電區域內享有以下權利：

（1）獨立售電公司享有的全部權利；

（2）負責配電網建設、改造、維護和運營，開展配電業務，並按照政府核定的配電價格收取過網費。

新設配售電公司在其配電區域內應當按照《售電公司准入與退出管理辦法》的規定履行獨立售電公司和電網企業的全部義務。

3．獨立售電公司。除法律法規禁止或限制的外，允許法人、自然人參與組建獨立售電公司。鼓勵經批准設立的各類開發區、工業園區、電力用戶、發電企業參與組建獨立售電公司，開展售電業務。同一配電區域內可以有多個售電公司。

獨立售電公司享有以下權利：

（1）按照市場規則與用戶簽訂購售電合同，提供專業售電服務，依法履行合同約定；

（2）向用戶提供合同能源管理、綜合節能、用能諮詢、設備維護等增值服務。

獨立售電公司應當履行以下義務：

（1）執行合同約定，為用戶提供售電服務，並保守客戶秘密；

（2）執行交易規則，服從電力調度和有序用電管理；

（3）依規披露信息、報送數據、公告重大事項，按時公示、報備年度報告和信用承諾履行情況。

（二）電力用戶。

用戶是指符合國家產業政策、達到國家和省定單位能耗和污染物排放標準、符合電力市場准入條件，可以按照交易規則自主參與市場交易，並與售電公司或者發電企業簽訂購售電合同的電力用戶。實行差別電價和懲罰性電價的企業，不參與售電側改革試點。

上年度年用電量在 4000 萬千瓦時且用電電壓等級在 35千伏及其以上的符合試點條件的用戶，以及其他已參與雙邊協商直接交易的用戶，可以直接與發電企業交易，也可以自主選擇與售電公司交易，或選擇不參與市場交易；適時將准入電力用戶的電壓等級放開至 10 千伏。其他符合試點條件的電力用戶，可以自主選擇與售電公司交易，或選擇不參與市場交易。用戶選擇售電主體以年為周期簽訂協議，至少為期一年，協議期滿后可重新選擇。

電力用戶享有以下權利：

（1）自主選擇交易對象（包括發電企業、售電公司）；

（2）自主選擇交易方式（包括直接交易、委託交易）；

（3）自主選擇進入或者退出交易市場；

（4）按照合同約定依法索賠。

電力用戶應當履行以下義務：

（1）按照合同約定的期限、金額、方式等支付購電費、輸配電費；

（2）按照國家有關規定繳納政府性基金；

（3）在進行市場交易前申明電量用途，並保證交易電量用於申明的用途；

（4）執行調度指令和有序用電計劃。

（三）電網企業。

電網企業是指擁有輸電網、配電網運營權，承擔其配電區域保底供電服務的企業。

電網企業享有以下權利：

（1）按照價格主管部門核定的電價向不參與市場交易的電力用戶收取電費；

（2）按規定向交易主體收取輸配電費用（含線損和交叉補貼）。

電網企業應當履行以下義務：

（1）確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電。當獨立售電公司終止經營，或者無力提供售電服務時，電網企業在保障電網安全和不影響其他用戶正常供電的前提下，按照規定的程序、內容和質量要求向相關用戶供電，按照政府規定收費。當新設配售電公司無法履行配售電義務時，電網企業根據政府調配代為履行；

（2）對配電區域內未參與市場交易的各類用戶無歧視地提供報裝、計量、抄表、維修、收費等電力普遍服務；因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在的電網企業承擔相應的經濟責任。

（3）保障電網公平開放，向電力用戶（包括未參與市場交易的用戶和獨立售電公司、新設配售電公司）提供輸配電服務，向售電公司、配售電公司公開輸配電網路的可用容量和實際使用容量，按照有關規定收購分散式電源、可再生能源發電，受託承擔配電區域內的有關電力統計工作；

（4）按照國家、省有關規定，按期向省發展改革委（能源局）、省經濟和信息化委和國家能源局江蘇監管辦上報統計數據和信息，定期向社會發布電力供需信息和通用技術規程，定期公示企業年報和社會責任報告，及時公告重大事項；

（5）在配電區域內，代收政府性基金；

（6）按照江蘇省電力交易中心出具的結算依據，承擔市場主體的電費結算責任，保障交易電費資金安全。

三、市場准入

（一）准入條件。

1．工商註冊。

已經按照《中華人民共和國公司法》進行工商登記註冊，載明售電或者配售電業務，具有獨立法人資格。

2．資產要求。

獨立售電公司的資產總額不得低於 2000 萬元。實行資產總額與年售電量掛鉤制度。

（1）資產總額 2000 萬元以上、1 億元及以下的，可以從事年售電量 6 億至 30 億千瓦時的售電業務；

（2）資產總額 1 億元以上、2 億元及以下的，可以從事年售電量 30 億至 60 億千瓦時的售電業務；

（3）資產總額 2 億元人民幣以上的，不限制售電量。

擁有配電網經營權的售電公司的註冊資本不低於其總資產的 20%。

3．經營場所。

獨立售電公司應當擁有固定營業場所，具備與售電規模、服務範圍相適應的技術信息支持系統、客戶服務平台，能夠滿足參加市場交易的報價掛單、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能。

擁有配電網經營權的售電公司，除具備前述條件外，還應當具有與配電服務範圍、需求相適應，與配電標準規範相符合的設施設備和運維隊伍。

4．營業資格。

擁有配電網經營權的售電公司應當按照有關規定取得

電力業務許可證（供電類）。

5．專業人員。

獨立售電公司應當擁有 10 名及以上電力專業技術人員，掌握電力系統等專業知識，具備電能管理、節能管理、風險管理等能力，其中至少擁有一名高級職稱和三名中級職稱、

非兼職掛靠的電力專業管理人員。

擁有配電網經營權的售電公司，應當分設生產運行負責人、技術負責人、安全負責人，且均有五年以上輸配變電從業經歷；專事配電業務的專業技術人員不少於 20 人，其中至少擁有兩名高級職稱和五名中級職稱、非兼職掛靠的電力專業管理人員。

6．信用要求。

無不良信用記錄，按照規定要求做出信用承諾。擁有配電網經營權的售電公司，必須主動承諾履行電力普遍服務、保底供電服務義務，承諾特定情況下按照政府有關部門要求，代為履行其他配售電公司無法履行的義務。

（二）准入程序。

1．符合準入條件的市場主體可自主選擇電力交易機構註冊，獲取交易資格。

2．辦理註冊時，自主交易市場主體應按固定格式簽署信用承諾書，並按規定提交相關資料。

3．接受註冊后，電力交易機構應通過「信用」網站和省政府指定網站，將自主交易市場主體滿足准入條件的信息、材料和信用承諾書向社會公示，公示期 1 個月。

4．公示期滿無異議的自主交易市場主體，註冊手續自動生效。電力交易機構按照要求將公示期滿無異議的市場主體納入自主交易市場主體目錄，實行動態管理並向社會公布。

5．電力交易機構按月匯總自主交易市場主體註冊情況，並向國家能源局江蘇監管辦、省政府有關部門和政府引入的第三方徵信機構備案。

四、市場退出

1．市場主體違反國家有關法律法規、嚴重違反交易規則和破產倒閉的須強制退出市場，列入黑名單，3 年內不得再進入市場，退出市場的電力用戶須向售電公司購電。退出市場的主體經公示后，由電力交易機構從自主交易市場主體目錄中刪除，並註銷市場交易註冊。

2．市場主體退出之前應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，並處理好相關事宜。

有關市場主體准入、退出辦法按照國家的規定執行。

五、市場交易

（一）交易主體。

符合市場准入條件，經過註冊、承諾、公示、備案程序，已經在電力交易機構註冊、具備交易資格的發電公司、售電公司、電力用戶等市場主體，可以開展購電、售電或者配售電業務，自主確定交易對象、電量、價格。

自動退出的發電企業和獨立售電公司，自決定自動退出之日起，除處置未了事項外，不得開展新的購電、售電業務。

強制退出的獨立售電公司、配售電公司，除處置未了事項外，不得開展新的售電、配售電業務。

（二）交易方式。

市場交易包括批發和零售交易，可以通過雙邊直接交易、交易中心集中交易。定價方式可以自主協商、集中撮合競價或者協商與競價相結合。具體交易方式另行制定。確定交易的有關各方應當依法依規簽訂購售電合同，明確權利義務，約定電量電價等事項。

（三）交易平台。

江蘇省電力交易中心為政府監管下的電力交易平台，不以盈利為目的，負責為市場主體提供公開透明、公平規範的電力交易服務。江蘇省電力交易中心主要負責市場交易平台的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總電力用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體的註冊和相應管理，披露和發布市場信息等。電網調度機構開展安全校核，納入調度計劃。國家能源局江蘇監管辦、省發展改革委（能源局）、省經濟和信息化委根據職責對電力交易中心和調度機構實施監管。具體辦法另行制定。

（四）交易價格。

放開發用電計劃的電量通過市場交易形成價格，未放開發用電計劃的電量執行政府定價。按照國家電改工作部署，逐步縮小政府定價的發用電比重，擴大市場定價的發用電比重，鼓勵政府定價電量自願參與市場交易。市場交易價格可以通過自主協商、集中撮合、市場競價方式確定。參與市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損和交叉補貼）、政府性基金組成。在正式核定不同電壓等級輸配電價標準之前，大用戶直接交易輸配電價暫按現行有關規定執行。

（五）結算方式。

發電企業、電網企業、售電公司和電力用戶應當根據電力交易規則，自願簽訂三方合同。電力交易機構負責提供結算依據，電網企業和擁有配電網經營權的售電公司負責電費收取和結算業務，並承擔欠費風險，保障交易電費資金安全。

擁有配電網經營權的售電公司代收政府性基金及附加，交電網企業匯總後上繳財政；代收政策性交叉補貼，按照國家有關規定支付給電網企業。

六、信息披露、信用評價與風險防範

（一）信息披露。

市場主體承擔信息披露主體責任，在省級政府部門指定網站和「信用」網站上公示企業有關情況、信用承諾，定期公示企業年報，依法公告重大事項。

交易機構在承擔市場主體信息保密義務的同時，應當主動公布交易信息，及時提示市場異動，建立交易電價指數體系，以及本方案規定的其他事項。

省發展改革委（能源局）、省經濟和信息化委和國家能源局江蘇監管辦定期在省級政府部門網站公布市場准入退出標準、交易主體目錄、負面清單、黑名單、監管報告等。

（二）信用評價。

開展政府主導的信用評價。省經濟和信息化委、省發展改革委（能源局）、國家能源局江蘇監管辦建立市場主體信用評價制度，重點評價執行交易規則、合同履約、用戶反饋等情況，並向社會公示。建立舉報受理和「黑名單」制度，對嚴重違法違規、違反交易規則且拒不整改或者整改不到位的市場主體，採取強制退出和限期禁入措施，其直接出資人三年內不得申請從事售電業務，五年內不得申請從事配售電業務。

探索第三方獨立評價制度。積極引導第三方徵信機構利用大數據分析等手段獨立開展市場信用評價，鼓勵市場主體運用基本信用信息和第三方評價結果，並將其作為選擇交易對象、簽訂合同、接受服務的重要依據。

（三）風險防範。

建立交易過程管理制度，逐步構建線上動態風險預警系統，實時分析市場異常波動，著力防範售電業務違約風險。

制定退出市場管理細則和未了事項善後處置方案示範文本，完善市場風險應對預案。市場發生嚴重異常情況時，依照相關法規對市場實施臨時干預。

七、方案實施

（一）強化組織，協同推進。在省政府統一領導下，省發展改革委（能源局）會同省經濟和信息化委、物價局、國家能源局江蘇監管辦加強橫向聯動，形成工作合力，協同推進全省售電側改革工作。對改革中出現的新情況、新問題，省發展改革委（能源局）會同有關部門研究應對措施，提出解決方案，推動售電側改革不斷深入。省電力公司強化大局意識、民生意識、服務意識，切實做好保底服務、配網開放、公平接入等相關工作。各級地方政府按照國家和省售電側改革部署，制定工作方案，推動試點落實。

（二）試點先行，逐步深化。按照總體謀划、分類推進，試點先行、及時推廣的基本思路，積極穩妥地推進售電側改革。堅持總體謀划、分類推進，既開展獨立售電公司試點，也開展新設配售電公司試點，促進售電改革、配電改革協同並進。堅持試點先行、及時推廣，在推動各類市場主體組建售電公司的同時，指導業務開展，及時總結經驗，組織推廣

複製。

總體上，售電側改革按三個階段有序進行。

局部試點階段（2016—2017 年）：積極培育市場主體，有序引導市場主體開展售電側交易。以國家批准的增量配網業務試點等為重點，採取混合所有制方式推進改革。結合實施國家和省重大戰略規劃、重大生產力布局調整，結合新能源發展和微電網試點示範，結合補齊農林場圃配電網短板和處置農網歷史遺留問題等，擇機選擇一批省級增量配網改革試點。對歷史形成的、國網江蘇省電力公司以外的存量配電資產，視同增量配電業務，履行相關管理程序。

推廣應用階段（2018—2019年）：在 13 個設區市各選擇 2—3 個具備條件的省級以上經

濟技術開發區、高新產業園區以及配電網薄弱的農林場圃等，進行配售電改革試點，探索園區型區域電網運營模式。儘快完成省級電力交易中心股份制改造。

全面放開階段（2020 年）：在全省範圍內全面放開售電業務和增量配電投資業務，建立市場化的輔助服務分擔機制和區外電力交易。

（三）依規監管，及時完善。國家能源局江蘇監管辦、省發展改革委（能源局）、經濟和信息化委依據相關法律法規和改革推進情況，及時出台並完善有關配套細則，構建更加完善的制度體系。結合部門職能，對售電市場准入標準、公平競爭、電力安全、供電服務、信息公開、合同履行、電價結算、信用體系等實施監管，依法查處違法違規、違反交易規則的行為。

北京電力交易中心於2017年2月7日至2017年3月6日對華強電力有限公司等31家售電公司市場註冊申請材料進行了公示。

公示期間，山西易晟綠能售電有限公司已在山西電力交易中心完成註冊，不需在北京電力交易中心重複註冊。市場有關方面未對其他售電公司提出異議，按照國家發改委、國家能源局《售電公司准入與退出管理辦法》有關規定，另30家售電公司在北京電力交易中心的註冊手續自動生效。

北京電力交易中心

2017年3月7日