电力体制改革配套文件：关于推进售电侧改革的实施意见

为认真贯彻《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，现就推进售电侧改革提出以下意见。

一、指导思想和基本原则、工作目标

(一)指导思想。

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，有利于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。售电侧改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进，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，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。

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。

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。

二、售电侧市场主体及相关业务

(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。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。

电网企业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;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。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企业相同的权利，并切实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。

(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。

三、售电侧市场主体准入与退出

(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。

(2)资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过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，有关要求另行制定。

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)。

(二)直接交易用户准入条件。

1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。

2.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。

3.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。

(三)市场主体准入。

1.符合准入条件的市场主体应向省级政府或由省级政府授权的部门申请，并提交相关资料。

2.省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体将市

场主体是否满足准入条件的信息及相关资料向社会公示。

3.省级政府或由省级政府授权的部门将公示期满无异议的市场主体纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。

4.列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。在新的交易机构组建前，市场主体可先行在省级政府或由省级政府授权的部门登记。有关市场主体准入、退出办法另行制定。

(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，不得再进入市场。退出市场的主体由省级政府或由省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册，向社会公示。

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。

四、市场化交易

(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。有关交易方式另行制定。

(二)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。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(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。

输配电价由政府核定，暂未单独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。

(四)结算方式。

发电公司、电网企业、售电公司和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，电网企业负责收费、结算，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支付电费。

五、信用体系建设与风险防范

(一)信息披露。

建立信息公开机制，省级政府或由省级政府授权的部门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。市场主体在省级政府指定网站和“信用中国”网站上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。

(二)信用评价。

建立市场主体信用评价机制，省级政府或由省级政府授权的部门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，评价结果应向社会公示。建立黑名单制度，对严重违法、违规的市场主体，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，不得再进入市场。

(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。市场发生严重异常情况时，政府可对市场进行强制干预。

(四)强化监管。

国家能源局和省级政府应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、组织实施

(一)分步推进。

在已核定输配电价的地区，鼓励社会资本组建售电公司，开展试点工作。在未核定输配电价的地区，因地制宜放开售电业务，可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。在及时对改革试点工作进行总结的基础上，逐步在全国范围内放开所有售电业务。

(二)加强组织指导。

国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、环境保护部、国家能源局等有关部门加强与试点地区的联系与沟通，通力合作、密切配

合，切实做好售电侧改革试点相关工作。各省级政府要高度重视，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，协调解决改革工作中的重大问题。试点地区要按照电力体制改革总体部署，编制工作方案、配套细则，报国家发展改革委、国家能源局备案。要对改革试点情况定期总结，及时上报，推动改革不断深入。国家发展改革委会同国家能源局要对全国试点地区改革工作总体情况进行及时总结，宣传典型做法，推广改革成功经验。

(三)强化监督检查。

国家发展改革委、国家能源局会同有关部门及时掌握试点地区改革动态，加强指导、协调和督促检查，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实施监管。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正，防止供应侧和需求侧能耗、排放双增高。

试点地区要及时检查指导各项试点探索工作。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，重大问题及时报告，确保改革的顺利进行。建立电力交易督查机制，对各类准入交易企业的能耗、电耗、环保排污水平定期开展专项督查，及时查处违规交易行为，情节严重的要追究相关责任。

国家能源局派出机构和省级有关部门依据相关法律法规，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。

2018电力市场入市承诺书(新模板)

入市承诺书为了更好的参与市场化交易，我公司根据《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)以及《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体﹝2015﹞2752号）电改配套文件精神及自治区电力主管部门和监管部门的相关政策、规定，作出如下承诺：一、我公司已充分了解有关电力交易的相关法律、法规、政策，仔细研读了政府批复或出台的相关交易的方案和实施细则及国网新疆电力有限公司发布的相关交易公告，同意上述相关文件作为交易依据，遵守其规定的交易规则，并随时关注交易规则的调整。国网新疆电力有限公司就我公司提出的相关问题做了全面细致的解释，我公司已知悉参与交易应负的责任和可能发生的风险，自愿参加交易活动。如交易情况异常，同意国网新疆电力有限公司采取相应的风险管理措施，包括但不限于发布交易规则临时条款、对有疑义的交易结果暂停执行、停市等。二、同意通过国网新疆电力有限公司提供的电力市场交易平台，按照生效的交易规则进行电力、电量市场化交易(包括但不限于疆电外送、发电权、电力用户与发电企业直接交易)，认可、履行电力市场交易平台发布的经政府确认的交易结果，自行承担一切交易风险。按已签订的（□购售电合同、□供用电合同（在□中划√）开展结算等业务。我公司同意在执行电力市场交易平台发布的交易出清结果出现偏差时，依据相关交易规则界定偏差电量和违约电量，并承担相应违约责任。三、承诺自领到初始密码后立即更改密码，并注意密码的保存、保密。自行承担使用账号和交易密码所完成的一切交易后果，自行承担密码保管不当或未更改初始密码引发的一切损失。四、为确保交易过程安全，防止交易数据被截取、篡改、顶替申报，规避网络安全风险，承诺使用第三方数字证书，自行保存和修改数字证书密码。在正确使用数字证书的情况下，由该第三方提供账户安全保障。

售电公司准入与退出管理办法

售电公司准入与退出管理办法(全文) 发布时间:2016-10-20 编辑:莹莹手机版为积极稳妥推进售电侧改革，建立健全有序竞争的市场秩序，保护各类市场主体的合法权益，国家制定了《售电公司准入与退出管理办法》，以下为您带来《售电公司准入与退出管理办法》的全文，欢迎浏览! 售电公司准入与退出管理办法第一章总则第一条为积极稳妥推进售电侧改革，建立健全有序竞争的市场秩序，保护各类市场主体的合法权益，依据《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，制定本办法。第二条售电公司准入与退出，坚持依法依规、开放竞争、安全高效、改革创新、优质服务、加强监管的原则。第三条本办法所指售电公司是指提供售电服务或配售电服务的市场主体。售电公司可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电公司购电等，并将所购电量向用户或其他售电公司销售。电网企业的售电公司适用本办法。第四条电力、价格主管部门和监管机构依法对售电公司市场行为实施监管和开展行政执法工作。第二章准入条件第五条售电公司准入条件。 (一)依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。 (二)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。

3.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。 4.资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。 (三)从业人员。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。 (四)经营场所和设备。应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，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。 (五)信用要求。无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。 (六)法律、法规规定的其他条件。第六条拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条件外，还需具备以下条件： (一)拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。 (二)按照有关规定取得电力业务许可证(供电类)。 (三)增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有两名高级职称和五名中级职称的专业管理人员。 (四)生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。 (五)具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。 (六)具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。对外委托有资质的承装(修、试)队伍的，要承担监管责任。

解读《电力体制改革方案》

解读《电力体制改革方案》近日,国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,这是继2002年国务院下发《电力体制改革方案》、时隔13年之后重新开启的针对电力行业的新一轮改革.新电改强调“管住中间、放开两头”,其中有序向社会资本放开配售电业务,成为本轮电改方案的最大亮点,标志着我国一直以来电网公司的传统盈利模式被打破.受此影响,一些工商业者盘算着新电改施行之后用电成本下降会为企业节省不少成本,而受新电改方案冲击较大的电网公司,一些中层干部动了心思,有人准备抓住机会下海搏一搏. □方案放开配售电业务成最大亮点新电改方案概括起来是“三放开、一独立、三加强”,即: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、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划,推进交易机构相对独立、规范运行,进一步强化政府监管、进一步强化电力统筹规划、进一步强化电力安全高效运行和可靠供应. 国家发展改革委体改司巡视员王强表示,管住中间是指对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价,确保电网公平开放、市场公平交易,并更好地实现电网科学规划,充分发挥电网规模效益、提高管理效率.放开两头是指在发电侧和售电侧实行市场开放准入,引入竞争,放开用户选择权,形成多买多卖的市场格局, 价格由市场形成,发挥市场配置资源的决定性作用.管住中间、放开两头的体制构架符合国际电力市场化改革的基本特征,符合我国的基本国情和发展阶段,也是兼顾市场手段和政府作用在电力行业发挥功能的最佳方式.

外界普遍认为,新电改方案最大的亮点是“三放开”当中的“有序向社会资本放开配售电业务”,尤其是其中的售电业务,这是电力行业的终端环节,也是与广大用电者、用电市场联系最为紧密的环节,当然也是各方利益盘根错节、难度颇大的一环.此外,新电改方案界定了发电、输电、配电、售电四个环节的性质,尤其是对输电环节也就是电网企业的性质界定,这是所谓的“管住中间”,也值得期待. □样本深圳成电改首个试点今年1月,深圳正式启动电改试点工作,为全国首个试点城市.试点工作的一个关键是对输配电电价成本进行厘清,也就是明确哪些是真正的电力成本,对电网线路、变电设备及其他输配电业务进行成本核算,算出一个“合理”的电价. 根据深圳电改的初步估算,未来三年深圳输配电电价每度将下降 1分多钱,未来三年电网公司在深圳将累计减少收益24亿元.而最新的消息是,深圳方面正在组建民营售电主体,要参与到新电改方案的售电市场开放改革中,这意味着深圳终端电价还有可能进一步下降. 实际上电力系统改革的一个难点就在于输配电电价成本核算,这被外界称为是一个暗箱地带,电网公司不愿说清楚,某种程度上也确实说不清楚.因为输配电电价存在着大量的交叉补贴,难以厘清. 简单点说,工商业用电户一般都比较集中,电压等级也高,这对于电网公司来说电网线路铺设省力、降压也容易、电力传输损耗也少,所以供电成本就低.而居民用电分布分散,尤其是一些农村,可能要专门铺设电网线路,而且居民用电电压等级最低,所以供电成本就很高.所以如果完全由市场决定的话,工商业电价应该便宜,居民电价则贵,但是我们的做法是工商业电价高,以此通过政府统筹调节来补贴居民用电,这中间就存在着大量的交叉补贴,比如工商业用电对城市居民用电的反哺、城市电网对农村电网的反哺等.

电力行业—新能源介绍

电力行业——新能源一、宏观分析（一）行业概况 1.行业简介电力主要应用于生活办公、高耗能行业等传统领域以及目前兴起的电动汽车充电领域，火电为电能的主要获取方式，而随着资源的枯竭以及社会对于环保问题的关注度越来越高，可再生及新能源发电的占比正在越来高。从发电到用电中间需要经过输电、变电、配电，完全由国家电网、南方电网掌控，整个过程都牵涉到了电力设备行业，两大电网是电力唯一的收购者和出售者，而电价则由发改委进行行政审批，发电侧和售电侧的电价无法由市场决定，整个电力行业处于一种垄断经济状态，未来电力行业的发展如何，主要取决于电力市场化改革的进程以及电能替代的程度。(来自：百度百科）我国的发电方式以火电为主，最主要的上游资源为煤炭，每年大型煤炭企业会与大型电力集团根据煤价指数或中转地煤价进行煤电谈判，以确定一段时间的电厂煤炭采购协议价。煤价作为火电企业的主要成本导致电力企业与煤炭企业的毛利率成反向变化。主要电力来源：

Wind资讯2.主要发电方式及优缺点分析

参考：wind资讯 3.太阳能发电技术太阳能光伏发电系统由太阳能电池组、太阳能控制器、蓄电池（组）组成。如输出电源为交流220V或110V，还需要配臵逆变器。各部分的作用为：（一）太阳能电池板：太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分，也是太阳能发电系统中价值最高的部分。其作用是将太阳的辐射能力转换为电能，或送往蓄电池中存储起来，或推动负载工作。（二）太阳能控制器：太阳能控制器的作用是控制整个系统的工作状态，并对蓄电池起到过充电保护、过放电保护的作用。在温差较大的地方，合格的控制器还应具备温度补偿的功能。其他附加功能如光控开关、时控开关都应当是控制器的可选项；（三）蓄电池：一般为铅酸电池，小微型系统中，也可用镍氢电池、镍镉电池或锂电池。其作用是在有光照时将太阳能电池板所发出的电能储存起来，到需要的时候再释放出来。（四）逆变器：太阳能的直接输出一般都是12VDC、24VDC、48VDC。为能向220VAC的电器提供电能，需要将太阳能发电系统所发出的直流电能转换成交流电能，因此需要使用DC-AC逆变器。

关于设立售电公司的可行性研究报告新

关于组建配售电公司的可行性研究报告 2015年3月，中共中央国务院印发了《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9号文），揭开了深化电力体制改革（以下简称电改）的序幕，此后国家发展改革委员会同有关部门研究出台了《关于推进输配电价改革的实施意见》《关于推进电力市场建设的实施意见》等6个配套文件，分别对输配电价改革、电力市场建设、交易机构组建与运行、发电计划放开、售电主体培育等重要改革任务提出了明确要求，制订了具体的操作和实施意见。为响应国家电改政策，抓住电力体制改革的机遇加快发展，在确保电力资源最大化配置的基础上，积极拓展浦口区售电业务，引入竞争机制，打破区域垄断，为浦口江北新区创造更好的用电环境。我公司现建议尽快组建配售电公司，现将有关情况报告如下：一、设立售电公司的背景分析在新电改文件发布之前，主要的售电主体是我国电网系企业，而9号文件发布之后，允许社会资本成立售电公司，进入售电侧市场。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，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。目前至少有270家售电公司成立，其中包含五大发电集团及中电投、华润电力、桂东电力、中孚事业等上市公司，客户资源的重要性日益凸现，市场前景广阔，优化供电服务，大力拓展新兴市场，加速营销模式的转变成为发展的必然选择。二、设立售电公司的必要性由中央9号文开始，新一轮电改已迅速推进，售电则改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革是此次电力体制改革的核心内容，在售电环节，将打破原有“独买独卖”的垄断局面，允许社会资本进入新增配电售电市场等竞争环节，形成多元化的市场主体。2015年3月14日国家新增12个省开展输配电价改革试点，试点在各省份快速推进，国家层面的配套文件已经覆盖到电改的方方面面，江苏这样地处华东的用电大省潜力巨大。

2015年电力体制改革配套文件：关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见

关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见为贯彻落实《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)有关要求，推进构建有效竞争的市场结构和市场体系，建立相对独立、规范运行的电力交易机构(以下简称交易机构)，现就电力交易机构组建和规范运行提出以下意见。一、总体要求 (一)指导思想。坚持市场化改革方向，适应电力工业发展客观要求，以构建统一开放、竞争有序的电力市场体系为目标，组建相对独立的电力交易机构，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，形成公平公正、有效竞争的市场格局，促进市场在能源资源优化配置中发挥决定性作用和更好发挥政府作用。 (二)基本原则。平稳起步，有序推进。根据目前及今后一段时期我国电力市场建设目标、进程及重点任务，立足于我国现有网架结构、电源和负荷分布及其未来发展，着眼于更大范围内资源优化配置，统筹规划、有序推进交易机构组建工作，建立规范运行的全国电力交易机构体系。相对独立，依规运行。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构管理运营与各类市场主体相对独立。依托电网企业现有基础条件，发挥各类市场主体积极性，鼓励具有相应技术与业务专长的第三方参与，建立健全科学的治理结构。各交易机构依

规自主运行。依法监管，保障公平。交易机构按照政府批准的章程和规则，构建保障交易公平的机制，为各类市场主体提供公平优质的交易服务，确保信息公开透明，促进交易规则完善和市场公平。政府有关部门依法对交易机构实施监管。二、组建相对独立的交易机构 (一)职能定位。交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构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，提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同;负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。 (二)组织形式。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，按照政府批准的章程和规则组建交易机构。交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。其中，电网企业相对控股的公司制交易机构，由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。会员制交易机构由市场主体按照相关规则组建。 (三)市场管理委员会。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，可建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用

电力最新政策分析.doc

电力工业体制改革最新政策分析近日出台的《关于电力工业体制改革有关问题的通知》（以下简称《通知》）今年下半年已在业内已广为人知，该〈通知〉指出国家电力体制改革工作将由国家计委牵头，与经贸委、财政部、国电公司等有关部门组成电力体制改革协调领导小组。这表明下一步的国家电力体制改革，将很有可能不按照原国家电力公司自己提出的“四步走”的改革方案来进行，我国电力工业改革将在更广更高的层次上来展开，在我国电力工业内打破垄断，真正引入竞争机制，将是一种必然趋势。而且，我们估计，这种电力改革进程将会加快。那么，下一步，很有可能将原国家电力和各省市地方政府所属的电网资产，分离出来由国家来管理，在更大的网省范围内形成几家电力公司，国家电力公司将有可能被分拆成几家。这对国电及国电系统的上市公司，也将是一个大的不确定性因素。不过，可以肯定的是，不管将来将实行何种电力市场模式，电力上市公司的壳资源，仍然是宝贵的，目前，国电系统的上市公司的资产规模，相对于国家电力的资产来讲，其规模仍然是相对较小的，大的变革或许会给这些国电上市公司，带来更大的发展机会。《通知》提到“地方各级政府不再相应设置电力体制改革领导机构，也不得自行制订或出台本地区电力体制改革方案。”同时“除按照《意见》确定的辽宁、吉林、黑龙江、上海、浙江、山东6省（市）外，其余各省、自治区、直辖市一律暂停执行地方政府或电力企业自行制订、实施的“竞价上网”发电调度方式。”我们认为，部分电力体制改革走的比较快的省份，受到的影响较小，由于前几年，个别省份通过对区内电力资产的整合，强化管理，发展多种经营等方式，已经积聚了实力，取得了较快的发展，目前在人员安置、债务问题等方面负担较轻。但对于某些正准备通过电力改革，来解决多年以来积累下来的问题的省电力公司，将产生不利的影响，其所属的上市公司相应也会受到一定的影响。《通知》指出“为规范运作，防止国有资产流失，除正常生产经营外，有关各级国有电力企业资产重组、电站出售和其他资产处置问题，将纳入电力体制改革总体方案统筹考虑。目前除按国家规定程序审批的资产重组、电站出售、盘活存量项目外，停止其他任何形式的国有电力资产的流动，包括电力资产的重组、上市、转让、划拨及主业外的投资等；凡项目未经国家批准的，其已经变现所得的资金应停止使用并予以暂时冻结。” 我们理解，各级国有电力资产，是指除了国家电力的所属的电力资产之外，各地方政府投资的电厂，也应该包括在内。这一项政策对目前的电力上市的资产重组，将有较大的影响。国家出台这样的规定，我们估计，这与前期各地的电力改革有很大的关系，某些地方电力出于地方集团利益的考虑，为避免国家将原统配电厂直接划拨出去，采取了通过出售、资产重组等多种方式来套现。同时，国家电力公司也采取了，把分布在各地方的优质电厂，向国家电力集中的作法。这些行为，应该引起了国家有关部门的重视。此〈通知〉应该是在这样一种背景下出台的。〈通知〉中指“目前除按国家规定程序审批的资产重组、电站出售、盘活存量项目外，停止其他任何形式的国有电力资产的流动，包括电力资产的重组、上市、转让、划拨及主业外的投资等。”这对某些已经完成资产重组申报立项的电力企业影响较小，而对某项只提出了策划方案，但没有申报立项的电力企业，将受较大的影响。目前，国家对国有电力资产的流动将严格的限制。不过，我们认为，符合国家产业政策趋向的电力资产的重组，仍会得到有关方面的认可，比如，涉及到西部大开发，“西电东送”工程、实现水电的流域开发等的有关电力资产的重组。同时，我们认为，目前暂时的冻结，是

广西电力体制改革综合试点实施方案

附件广西电力体制改革综合试点实施方案为贯彻落实《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《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）精神，进一步深化广西电力体制改革，着力解决电力体制运行过程中的突出矛盾和深层次问题，推动全区经济结构调整和产业转型升级，提高电力普遍服务水平，制定本方案。一、当前广西电力体制运行中存在的突出问题广西一次能源匮乏，缺煤少油乏气，能源问题一直是制约广西发展的瓶颈。近年来，广西电力行业有了长足发展，为经济社会发展提供了有力的能源支撑，但随着市场化改革的不断推进，电力体制运行过程中的一些弊端愈发凸显，主要表现在：一是电价传导机制不顺。广西水电装机容量占比高，电网企业综合购电成本会随水电出力情况发生变化。由于售电价格相对固定，购电成本不能有效向售电侧传导，售电价格不能客观体现实际购电成本的变化。二是市场化的价格形成机制不健全，电力直接交易机制没有有效建立。工业企业特别是部分资源型优势特色产业因电价相对较高而“用不起电”与火力发电企业因没有发电容量而“发不出电”的矛盾日益

突出。三是电力统购统销体制下，电网企业低买高卖的盈利模式受到多方诟病，输配电价改革亟需推进。四是多网并存的供电管理体制下，地方电网主要通过趸售获得电量、赚取差价，不仅一定程度上推高全区电价水平，而且造成电力市场无序竞争、电网重复建设问题突出。五是前期电力改革不彻底，地方电网主辅不分、厂网不分现象仍然存在，一定程度上造成电价传导不顺、电力市场混乱，等等。解决这些突出问题，必须进一步深化电价形成机制、电力交易机制、供电体制、电力建设和管理体制等方面的改革，实现电力与其他产业协同发展，推动经济结构调整和产业转型升级。二、广西电力体制改革的总体目标、基本原则总体目标：以中发9号文件精神为指导，按照管住中间、放开两头的体制架构，以市场化改革为导向，合理核定输配电价，构建新的电网企业盈利模式。加强销售电价与购电成本联动，理顺各类政府定价，减少中间环节，建立公平公正、传导有序、能够反映电力实际成本的电价形成机制。加快建立相对独立的电力交易平台，完善电力交易机制，构建发电企业、配售电企业、电力用户之间有序竞争的市场交易机制。推进售电侧改革，放开售电市场，丰富售电侧市场主体。推进发用电计划改革，严格电力调度，落实政企分开、厂网分开、主辅分开等改革要求，加强电源和电网规划建设，建立健全有序高效的电力管理体制。

水电站机组启动并网验收流程及相关文件大全

一、机组启动验收（一）机组启动验收应具备的条件（二）机组启动验收委员会机构组成（三）机组启动验收委员会的主要工作（四）机组启动试运行（五）机组72h带负荷连续运行及可靠性运行（六）验收鉴定书（八）说明二、电网新设备投运前期工作附录一：新建发电机组进入商业运营相关规定附录二：发电机组并网安全评价相关规定附录三：水电站机组启动验收规程附录四：新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料附录五：新建电厂（机组）并网继电保护专业必备的技术条件附录六：新建电厂（机组）并网通信专业必备的技术条件附录七：新建电厂（机组）并网自动化专业必备的技术条件附录八：新建电厂（机组）并网调试项目附录九：新建电厂（机组）并网相关的法规、标准、规程规定

1、《关于印发〈新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）〉的通知》（国家电监委办市场〔2007〕40号）， 2、关于四川省新建发电机组进入商业运营有关事项的通知 3、四川电网新设备投运管理办法(试行)（四川省电力公司）附录二：发电机组并网安全评价相关规定 1、关于印发《发电机组并网安全性评价管理办法》的通知（国家电监委电监安全〔2007〕45号） 2、机组并网安全性评价申请表 3、发电机组并网安全性评价登记表 4、关于开展发电机组并网安全性评价的通知（成电监[2008]63号） 5、四川发电机组并网安全性评价标准附录三：水电站机组启动验收规程 1、《水电站基本建设工程验收规程》（DL/T5123－2000） 2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507—2002）附录四新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料附录五：

XX售电有限公司业务计划书知识交流

XX售电有限公司业务计划书一、XX售电有限公司业务计划书概况随着江西省售电侧改革视点的获批，我司也积极响应江西省发改委、能源局的号召，依据江西省售电侧改革的现行政策开展售电业务。经过总公司多年电力行业多年的拓展沉淀，在电力运维、节能、设计上取得了令人瞩目的成绩，我司将依托总公司的行业资源，以“售电服务为平台，工程服务为支撑，智能信息化系统为助力”，形成创新性、高效性的特色售电业务服务。二、XX售电有限公司业务开展的指导思想根据江西售电侧改革试点方案的指导思想，我司也在指导思想上因地制宜的制定出我司售电业务开展的指导思想，XX售电有限公司的售电业务指导思想为“三个统筹”思想。 1、统筹发电端、电网输送端与售电公司的协调发展推行电力的市场化运动，主要原因之一就是改革较为单一的政府干预的电能运作模式，解决发电企业与电网公司的固化的电力运行模式，同时能从根本上改善能源产业布局，促进社会经济和社会坏境的协调发展。售电业务最关键的就是对电力市场的变化有提前的判断能力，能预见市场的变化因数，提高自身的防范风险能力。发电端作为电源主体，对市场有决定性作用。所以我司要和电厂建立高效的、实时的沟通机制，与电厂端签订双边战略合作机制，主动应对电厂端所

带来的业务风险。电网公司作为今后电力市场服务部门，对发电端与售电工作有积极促进作用。要与电网公司建立长期意见备忘录，共同维护好、服务好电力客户。 2、统筹需求侧客户和售电公司的协调发展电力客户作为电力改革的最终受惠群体，也是我司的利益来源的主体。首先要保证客户的得到充分保证，得到电力客户的信任。在售电公司的发展的前期，在抢占电改红利的同时，要充分满足客户的需求。与客户签订长期合作协议，代理客户进行电力交易中心竞价交易，共同享受或承担竞价红利与风险，成为电改获益的共同体。 3、统筹工程售后服务、信息化智能服务与售电服务的统筹发展售电服务作为今后我司今后开展的核心业务，要合理利用行业优势，整合行业资源。电力工程服务是我司今后开展的主要业务之一，依据XX科技有限公司在江西省内已经取得了令人瞩目的成绩，也得到省内外各大发电端客户的认可，也成为江西省内民营企业的标杆品牌。XX科技有限公司在电力工程服务方面，已经为华能井冈山发电有限责任公司，华能瑞金发电有限责任公司，华能安源发电有限责任公司，国电九江、丰城、黄金埠发电有限公司，江西中电投新昌、景德镇、贵溪、分宜、发电有限公司，江西大唐国际抚州发电有限责任公司等公司建立长足的业务联系。我司也立志依托母公司资源，为今

增量配电网知识汇总(持续更新)

增量配电网知识汇总（持续更新中）一、什么是增量配电网增量：顾名思义就是原来没有，现在有了，就叫增量；配电网：由、电缆、、、、及一些附属等组成的，在电力网中起重要分配电能作用的网络。增量配电网，也就是新增加的配电网。通俗的话语：只要不在电网企业手中的配电网，不管现在有没有存在，只要电压在220千伏及以下，都属于增量配电网。官方注释：增量配电网指的是“除当地国网（南网）电力公司以外存量配电资产视同增量配电业务”即，除电网企业存量资产外，拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新园区、经济技术开发区、地方电网、趸（dun）售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务，符合售电公司准入条件的，发行售电公司准入程序后，可开展售电业务。趸售县：中国现有电力体制所决定的一种特有售电形式。国有央企大电网之外，部分地方电网(主要是县级)仍属地方资产，即县级供电公司，这些县级供电公司大部分在其供电区域内电源较少不能满足用电需求，只能向大电网购电，也就是他们从大电网买来电以后，再卖给区域内的用户，大电网卖给县公司的电就用一块电表计量，这种售电方式就称为趸售，并享受国家规定的趸售电价。趸售电价：售电价根据当时实际执行的用电电价优惠30%的原则来确定(其中农业排灌电价优惠40%左右)；

存量配电资产：指电网企业所拥有的全部可确指的资产，企业的、其他应收款、无形资产都属于企业的存量资产。二、为什么要开放增量配电网为了促进配电网建设发展，提高配电网运营效率，按照“管住中间，放开两头”的体制架构，结合输配电价改革和电力市场建设，有序放开配电网业务，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，通过竞争创新，为用户提供安全、方便、快捷的供电服务。 “管住中间，放开两头”：管住中间是指对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，确保电网公平开放、市场公平交易，有利于更好实现电网科学规划，发挥电网规模效益、提高管理效率，避免拆分式改革增加大量管理成本和协调成本。放开两头是指在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局，价格由市场形成，发挥市场配置资源的决定性作用。三、申请增量配电网大体分哪几个步骤增量配电业务项目管理流程有8个步骤——项目规划、业主确定、项目核准、项目建设、公网接入、价格核定、许可申请、配电运营。

关于设立爱众售电公司的可行性介绍

设立爱众售电公司的可行性研究报告 AAA public 四川广安爱众股份有限公司电力事业部二〇一六年三月

目录一、设立售电公司的背景分析 (4) （一）外部环境分析 (4) （二）内部环境分析 (6) 1、发电端独立电站电量销售异常困难。 (6) 2、售电端工业用电大幅萎缩，供电量增长趋缓。 (7) 二、设立售电公司的必要性 (7) （一）电力体制改革的迫切需求 (7) （二）实现爱众战略的重要途径 (8) （三）构建新型商业模式的突破口 (8) （四）优化资源配置的有效手段 (9) （五）参与电力市场竞争的主体 (9) （六）培养现代销售人员的平台 (9) 三、设立售电公司的可行性分析 (10) （一）政策上国家积极鼓励支持 (10) （二）法律上配套法律法规日渐完善 (10) （三）管理上优势明显 (10) （四）经济效益上收益巨大 (10) （五）风险上总体可控 (11) 四、设立售电公司方案 (11) （一）设立目的 (11) （二）方案概述 (11)

五、经营模式与发展规划 (13) （一）经营模式：贴近电力用户的多元化能源服务商 (13) （二）发展规划 (14) 1、发展初期 (14) 2、远期规划（2019-2021） (15) 六、效益分析 (15) 1、近期收益 (15) 2、远期收益 (16) 七、风险分析及应对措施 (16) （一）政策保障风险 (16) （二）销售风险 (16) （三）调度交易风险 (17) (四）竞争风险 (17) 八、设立售电公司的工作计划 (17) 九、结语 (18)

四川广安爱众股份有限公司电力事业部关于设立爱众售电公司的可行性研究报告 2015年3月，中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发［2015］9号），揭开了深化电力体制改革（以下简称电改）的序幕，此后国家发展改革委员会同有关部门研究出台了《关于推进输配电价改革的实施意见》《关于推进电力市场建设的实施意见》等6个配套文件，分别对输配电价改革、电力市场建设、交易机构组建与运行、发电计划放开、售电主体培育等重要改革任务提出了明确要求，制订了具体的操作和实施意见。为响应国家电改政策，抓住电力体制改革的机遇加快发展，在确保公司电力资源最大化配置的基础上，积极拓展外部售电业务，培育新的利润增长点，为公司实现中长期发展战略提供支撑，经事业部反复研究，建议公司尽快设立四川省爱众售电有限公司（暂定名，以工商行政管理局核准登记为准，下称售电公司），现将有关情况报告如下：一、设立售电公司的背景分析（一）外部环境分析在新电改《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》文件发布之前，主要的售电主体是我国电网系企业，而9号文件发布之后，允许社会资本成立售电公司，进入售电侧市场。政策指出要建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。此后国家发改委发布配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》，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，鼓励越来越多的市场主体参与手电市场，重点对售电侧市场主体及相关业务、主体准入与退出、市场化交易等作了具体的

电力体制改革文件汇编

目录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 (1) 关于推进输配电价改革的实施意见 (14) 关于推进电力市场建设的实施意见 (19) 关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见 (29) 关于有序放开发用电计划的实施意见 (36) 关于推进售电侧改革的实施意见 (47) 关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见 (56)

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（2015年3月15日）为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神及中央财经领导小组第六次会议，国家能源委员会第一次会议精神，进一步深化电力体制改革，解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构转型和产业升级，现提出以下意见。一、电力体制改革的重要性和紧迫性自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。一是促进了电力行业快速发展。2014年全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，发电量达到5.5万亿千瓦时，电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米，220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安，电网规模和发电能力位列世界第一。二是提高了电力普遍服务水平，通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到了解决。

三是初步形成了多元化市场体系。在发电方面，组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业；在电网方面，除国家电网和南方电网，组建了内蒙古电网等地方电网企业；在辅业方面，组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业。四是电价形成机制逐步完善。在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。五是积极探索了电力市场化交易和监管。相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累了重要经验。同时，电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题，主要有：一是交易机制缺失，资源利用效率不高。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。

电力体制改革方案

电力体制改革方案一、加快电力体制改革的必要性（一）改革开放以来，我国电力工业发展迅速，电力建设取得了巨大成就。发电装机容量和年发电量均已跃居世界第二位，大部分地区形成了跨省的区域性高电压等级的主网架，缺电状况得到明显改善，电力工业有力地支持了国民经济的快速发展。（二）在电力市场供求状况发生明显变化之后，现行的电力体制暴露出一些不适应社会主义市场经济体制要求的弊端。垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置，现行管理方式不适应发展要求。为了促进电力工业发展，提高国民经济整体竞争能力，必须加快深化电力体制改革的进程。（三）经过几十年发展，我国电力工业形成了强大的生产能力，许多国家进行电力体制改革的经验和教训为我们提供借鉴，国内先期实行的多家办电以及改革试点工作为进一步深化改革积累了经验。党中央、国务院十分重视电力体制改革，社会各界要求加快改革。这些都为电力体制改革创造了良好的条件。二、电力体制改革的指导思想和目标

（四）电力体制改革的指导思想是：按照党的十五大和十五届五中全会精神，总结和借鉴国内外电力体制改革的经验和教训，从国情出发，遵循电力工业发展规律，充分发挥市场配置资源的基础性作用，加快完善现代企业制度，促进电力企业转变内部经营机制，建立与社会主义市场经济体制相适应的电力体制。改革要有利于促进电力工业的发展，有利于提高供电的安全可靠性，有利于改善对环境的影响，满足全社会不断增长的电力需求。要按照总体设计、分步实施、积极稳妥、配套推进的原则，加强领导，精心组织，有步骤、分阶段完成改革任务。（五）改革的总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。（六）“十五”期间电力体制改革的主要任务是：实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。

“售电公司”与“配售电公司”的区别

“售电公司”与“配售电公司”的区别一、对于没有配网的售电公司的市场准入，实行注册认定，不需要取得行政许可。根据电改配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》，对市场主体采取以注册认定代替行政许可的准入方式，售电公司在完成工商登记后，只需要“一承诺、一公示、一注册、两备案”即可进入电力市场。 “一承诺”，就是符合准入条件（取得法人资格，且符合资产、人员、场所等要求）的售电公司应向省级政府或省级政府授权的部门提出申请，按规定提交相关资料，并做出信用承诺。从各地试点方案看，管理部门多为省经信委；“相关资料”主要包括营业执照、法人身份证明、资产证明、从业人员资质、经营场所和设备、可以提供购售电服务的财务状况、技术条件、信用情况等基本信息；“信用承诺”包括履行购售电合同、遵守市场秩序、保障供电服务等内容。 “一公示”，就是省级政府或省级政府授权的部门通过“信用中国”等政府指定网站将售电公司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。公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。结合各地电改试点方案看，该工作多由省经信委承担，公示期多为15天。 “一注册”，就是列入目录的售电公司到电力交易机构注册，获准参与交易。有的地方规定，电力交易机构应在10个工作日内完成注册。“两备案”，就是在能源监管机构和征信机构备案。从各地公布的方案来看，有的采取将备案工作交由电力交易机构统一完成的做法，观茶君觉得这是一个好主意：一是减少了售电公司的重复工作量，二是保障了信息的统一性。在完成上述工作后，售电公司就可以开展业务了。观茶君提醒小伙伴注意的是：这类没有配网的售电公司不需要取得供电营业许可证或其他的许可证！二、有配网的售电公司，即配售电公司需要取得《供电营业许可证》和《电力业务许可证》。能力越大，责任越大，受到的限制也就越多——观茶君非常赞同从《蝙蝠侠》中引申出来的这句话。有配网意味着需要承担更多的责任，比如该区域的保底供电义务、普遍供电义务等等，因此，对配售电公司自然要另加限制。

江苏省售电侧改革试点实施细则(征求意见稿)

江苏省售电侧改革试点实施细则(征求意见稿) 国家发展改革委以《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)批准了我省售电侧改革试点工作方案。为推进我省售电侧改革试点工作，根据国家发展改革委《关于印发<售电公司准入与退出管理办法>和<有序放开配电网业务管理办法>的通知》(发改经体〔2016〕2120 号)、《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)等要求，结合我省实际情况，制定本实施方案。一、总体要求 (一)售电侧改革要坚持市场化方向，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，提升售电服务质量和用户用能水平，形成有效竞争的市场结构和市场体系，使市场在电力资源配置中起决定性作用。 (二)售电侧改革要坚持规范、公开、透明，市场准入、电力交易和信用监管等流程都集中在电力交易平台网站和信息系统进行，市场主体、供需信息、交易模式、电力价格等主要信息按照规则向社会各方发布。 (三)售电侧改革要切实体现“放管服”，在依法依规、加强监管的基础上，简化审批流程，通过电子商务、交易平台等方式，推进市场主体资格注册制和信用评价工作，以“履约保函”、“互保协议”等方式，发挥市场主体积极性和自律性，构建开放竞争的售电市场。 (四)售电侧改革要确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，充分考虑企业承受能力和社会合理预期，防范电力交易违约风险，保证基本公共服务的供给，确保电力市场相对平稳，促进我省电力工业可持续发展。 (五)本细则适用范围为进入我省售电市场交易的售电公司和选择售电公司委托交易的电力用户。二、准入条件 (一)不拥有配电网运营权的售电公司。 1、已经按照《中华人民共和国公司法》进行工商登记注册，经营范围包含售电业务，具有独立法人资格。 2、资产要求。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2000万元及以上、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，不限制其售电量。 3、经营场所。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，能按照有关要求定期将代理电力用户的电力、电量等信息上传至电力交易平台网站。 4、专业人员。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。 5、信用要求。无不良信用记录，按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。 6、售电公司代理电力用户的年度用电总量为4000万千瓦时及以上，具备参与我省售电市场交易的资格。 7、为规避电量偏差考核风险，售电公司应依照合同电量，采取银行履约保函制度，具体根据我省电力交易规则执行。 8、法律、法规规定的其他条件。