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2017年江蘇省售電側改革試點實施細則
發布日期:2017-12-20 15:12:23.0 信息來源:江蘇省人民政府

 為推進我省售電側改革試點工作,根據國家發展改革委、國家能源局《關于印發〈售電公司準入與退出管理辦法〉和〈有序放開配電網業務管理辦法〉的通知》(發改經體〔20162120號)、《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔20162784號)以及江蘇電力中長期交易規則等要求,結合我省實際情況,制定本實施細則。

 一、總體要求

(一)售電側改革要堅持市場化方向,向社會資本開放售電業務,多途徑培育售電市場競爭主體,提升售電服務質量和用戶用能水平,形成有效競爭的市場結構和市場體系,使市場在電力資源配置中起決定性作用。

(二)售電側改革要堅持規范公開,市場準入、電力交易和信用監管等流程都集中在電力交易平臺系統進行,市場主體、供需信息、電力價格等信息按照規則公開。

(三)售電側改革要切實按照“放管服”要求,簡化審批流程,通過電子商務、交易平臺、履約保函等方式,推進市場主體資格注冊制和信用評價工作。

(四)售電側改革要確保電力安全運行和可靠供應,充分考慮企業承受能力和社會合理預期,保證基本公共服務供給,確保電力市場相對平穩,促進我省電力工業可持續發展。

(五)本細則適用范圍為全省售電市場主體。

 二、準入條件

(一)不擁有配電網運營權的售電公司。

 1.已經按照《中華人民共和國公司法》進行工商登記注冊,經營范圍包含售電業務,具有獨立法人資格。

 2.資產要求。售電公司資產總額不得低于2000萬元。實行資產總額與年售電量掛鉤制度。

1)資產總額2000萬元及以上、1億元及以下的,可以從事年售電量不高于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,可以從事年售電量不高于60億千瓦時的售電業務。

3)資產總額2億元人民幣以上的,不限制其售電量。

 3.經營場所。售電公司應當擁有固定營業場所,具備與售電規模、服務范圍相適應的技術信息支持系統、客戶服務平臺,能夠滿足參加市場交易的信息報送、報價掛單、合同簽訂、客戶服務等功能,能按照要求定期將簽約電力用戶的電量等信息上傳至電力交易中心和政府部門網站。

 4.專業人員。售電公司應當擁有10名及以上非兼職掛靠的電力等專業人員,具備電能管理、節能管理、市場經營等能力,其中至少有1名高級職稱和3名中級職稱的專業管理人員。

 5.信用要求。無不良信用記錄,按照規定要求做出信用承諾,確保誠實守信經營。

 6.售電公司簽約的所有電力用戶年度用電量總和達到4000萬千瓦時及以上,具備參與售電市場交易的資格。

 7.售電公司在參與售電市場交易前,應根據簽約用戶年度用電量總和,向電力交易中心提供銀行履約保函。其中,簽約電量低于6億千瓦時的售電公司需提供不低于200萬人民幣的銀行履約保函;簽約電量達到6億千瓦時、低于30億千瓦時的售電公司需提供不低于500萬人民幣的銀行履約保函;簽約電量不低于30億千瓦時的售電公司需提供不低于2000萬人民幣的銀行履約保函。

 8.發電企業及其他社會資本均可投資成立售電公司。電網企業可依法成立或吸收社會資本設立售電公司。已具有法人資格且符合售電公司準入條件的發電企業、電力建設企業、高新產業園區、經濟技術開發區、供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司可到工商部門申請業務范圍增項,并履行售電公司準入程序后,開展售電業務。鼓勵售電公司提供智能用電、綜合節能和合同能源管理等增值服務。

(二)擁有配電網運營權的售電公司。

 擁有配電網運營權的售電公司除上述準入條件外,還需具備以下條件:

 1.經營范圍包含配售電或電力供應等業務。具有與配電網投資規模相適應的投資能力,注冊資本不低于其總資產的20%

 2.按有關規定取得電力業務許可證(供電類)。

 3.與從事配電業務相適應、非兼職掛靠的電力技術人員、營銷人員、財務人員等不少于20人,其中至少擁有2名高級職稱和5名中級職稱的專業管理人員。

 4.生產運行負責人、技術負責人、安全負責人應具有5年以上與配電業務相適應的經歷,具有中級及以上專業技術任職資格或者崗位培訓合格證書。

 5.具有健全有效的安全生產組織和制度,按照相關法律規定開展安全培訓工作,配備安全監督人員。

 6.具有與承擔配電業務相適應的機具設備和維修人員。對外委托有資質的承裝(修、試)隊伍的,要承擔監管責任。

 7.具有與配電業務相匹配并符合調度標準要求的場地設備和人員。

 8.承諾履行電力社會普遍服務、保底供電服務義務。

 (三)電力用戶。

 1.具有獨立法人資格,財務獨立核算,信用良好,能夠獨立承擔民事責任,在電網企業獨立開戶、單獨計量的企業;經法人單位授權內部核算的獨立機構用戶,其授權法人單位應滿足上述要求。電力用戶以工商營業執照注冊的單位進行管理,并以在電網企業登記的用電戶為單位參與市場購電。

 2.符合國家和省產業政策,單位能耗、污染物排放均應達到國家和省規定的標準。實行差別電價和懲罰性電價的企業,不得參與售電市場交易。

 3.擁有自備電源的用戶應按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金及附加,以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費。擁有分布式電源或微網的用戶可以委托售電公司代理購售電業務。微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件。

 4.上年度年用電量在4000萬千瓦時且用電電壓等級在35千伏及以上的符合準入條件的用戶,以及已參與2017年電力直接交易的用戶,可以自主選擇與售電公司交易,也可以直接與發電企業交易,或選擇不參與市場交易。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。適時將準入電力用戶的電壓等級放開至10千伏。選擇與售電公司交易的用戶,在合同周期內不得再與發電企業進行直接交易。

 (四)發電企業。

 1.符合國家基本建設審批程序并取得電力業務許可證(發電類)的省內發電機組,按照自愿原則參與售電市場。

 2.發電企業應具有獨立法人資格,財務獨立核算,能夠獨立承擔民事責任。內部核算的發電企業經法人單位授權,可參與售電市場。

 3.參與售電市場的發電企業必須正常投運環保設施,符合國家和省的污染物排放、煤炭消費總量控制等要求。能按照要求定期將售電交易相關電量等信息上傳至電力交易中心和政府部門網站。

 4.并網自備電廠參與售電市場,須公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金及附加以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費。

 三、準入流程

 (一)售電公司。

 1.不擁有配電網運營權的售電公司應向電力交易中心提交以下注冊申請資料和信息證明資料。

 (1)售電公司信用承諾書。在電力交易平臺網站下載并按固定格式準確填寫相關信息,由本單位法人代表簽署并加蓋單位公章。

 (2)售電公司注冊申請書。

 (3)售電公司注冊信息表。

 (4)售電公司基本情況說明表。

 (5)售電公司營業執照復印件。營業執照中經營范圍應包含“售電”或“電力銷售”等內容。

 (6)售電公司法人代表身份證明復印件。

 (7)售電公司資產證明。近期由具備資質的會計師事務所出具的審計報告、驗資報告等能夠證明企業資產的文件等。

 (8)售電公司經營場所證明。

 (9)售電公司技術信息支持系統等證明材料。

 (10)售電公司專業人員證明文件。包括專業人員資質表、專業人員身份證復印件及學歷證書、職稱證書復印件。所列專業技術人員為該售電公司全職人員的證明文件復印件等。

 (11)售電公司相關授權委托書。

 (12)售電公司其他資料。售電公司認為有必要提供并向社會公示,以證明公司實力和信譽的有關證明資料。

 (13)售電公司公示信息。

 2.擁有配電網運營權的售電公司,除上述條件外,還應向電力交易中心提交以下注冊申請資料和信息證明資料。

 (1)營業執照中經營范圍應包含“電力供應”或“配售電”等內容。

 (2)經過法定驗資機構出具的驗資報告,以及加蓋公司公章的企業財務報告。

 (3)電力業務許可證(供電類)復印件。

 (4)公司安全生產制度復印件。

 (5)特殊崗位人員(生產運行負責人、技術負責人、安全負責人)的簡歷、職稱證書復印件或崗位培訓合格證書復印件。

 (6)配電區域的證明資料及地理平面圖。

 (7)配電網絡分布圖。

 (8)其他相關資料。

 3.售電公司對提供資料的真實性負責,提交資料未注明提交復印件的,應當提交原件;提交復印件的,應當注明“與原件一致”并加蓋公章。所有資料需向電力交易中心提交紙質報告5份,并同時提供PDF格式的電子掃描文檔,按照相應要求上傳到電力交易平臺網站。

 4.電力交易中心收到售電公司提交的資料后,在5個工作日內完成提交資料條款和格式的校核工作并提交。省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦會同省經濟和信息化委,在設區市部門協助下,10個工作日內完成有關資料的評估工作。對于資料不全或不符合規范的,售電公司應及時補充和整改。

 5.電力交易中心每月定期匯總通過評估的售電公司公示信息,通過“信用江蘇”網站和電力交易平臺網站向社會公示,公示期為1個月。

 6.“信用江蘇”網站和電力交易平臺網站在公示期滿5個工作日內記錄公示結果。電力交易中心將公示結果報省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委。

 7.對于公示期滿無異議的售電公司,注冊手續自動生效,可與電力交易中心簽訂入市協議。同時,省發展改革委(能源局)會同江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委定期將其列入我省售電公司目錄,通過電力交易平臺等網站向社會公布。售電公司獲得市場準入后,可與獲得售電市場準入的電力用戶正式簽訂購售電合同等。

 8.公示期間存在異議的售電公司,注冊暫不生效,暫不納入我省售電公司目錄。售電公司可自愿提交補充資料并申請再次公示;經兩次公示仍存在異議的,由省發展改革委(能源局)會同江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委核實處理。

 9.售電公司注冊信息發生變化時,應在5個工作日內向電力交易中心申請變更。業務范圍、公司股東等有重大變化的,售電公司應再次予以承諾、公示。

 10.在省外電力交易機構注冊的售電公司有關準入手續在國家明確具體操作要求后另行辦理。

 (二)電力用戶。

 1.已獲準參與大用戶直購電交易的用戶直接獲得售電市場準入,有關信息在電力交易平臺等網站上公開。

 2.其他符合準入條件且自主選擇與售電公司交易的電力用戶,通過電力交易平臺網站向電力交易中心提交準入申請資料。省經濟和信息化委、省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦結合準入條件,以負面清單的方式進行評估,通過評估后獲得售電市場準入,有關信息在電力交易平臺等網站公開。

 3.電力用戶獲得市場準入后,可自主選擇售電公司,并與獲得售電市場準入的售電公司正式簽訂購售電合同。

 (三)發電企業。

 1.已獲準參與大用戶直購電交易的省內發電企業直接獲得售電市場準入,有關信息在電力交易平臺等網站上公開。

 2.其他符合準入條件且自愿參與售電市場的發電企業,通過電力交易平臺網站向電力交易中心提交準入申請,省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦會同省經濟和信息化委結合準入條件進行評估。通過評估后獲得售電市場準入,有關信息在電力交易平臺等網站公開。

 3.發電企業獲得售電市場準入后,可參與我省售電市場交易。

 (四)售電市場主體的權利、義務等按照國家發展改革委、國家能源局《關于印發〈售電公司準入與退出管理辦法〉和〈有序放開配電網業務管理辦法〉的通知》《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于同意江蘇省開展售電側改革試點的復函》(發改辦經體〔2017343號)等規定執行。

 四、市場交易

(一)交易方式。

 1.售電市場交易嚴格按照國家《電力中長期交易基本規則(暫行)》和江蘇電力中長期交易規則等執行。售電市場初期,售電公司交易主要按年度和月度為周期開展,合同偏差電量調整交易主要按月度開展。

 2.售電市場交易方式可采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行,電力交易雙方供需信息等均在電力交易平臺上公開發布。

 3.交易方式的選擇根據市場規模、交易需求、交易雙方意愿等實際情況確定。

(二)交易要求。

 1.根據國家《電力中長期交易基本規則(暫行)》和江蘇電力中長期交易規則等要求,自愿參與市場交易的電力用戶,須全部電量進入市場,不再執行目錄電價,合同偏差電量考核按月清算、結賬。

 2.參與售電市場交易各方須到電力交易中心注冊,獲得售電市場準入,成為合規市場主體,按照交易規則開展電力交易,服從統一調度管理和市場運營管理。

 3.市場有關各方應按照江蘇能源監管辦制定的合同范本依法簽訂購售電合同和供用電合同等,明確相應的權利義務關系,約定交易、服務等事項,交易結果應依規報電力交易中心備案。

 4.自愿選擇與售電公司進行簽約交易的電力用戶,在合同周期內只可委托1家售電公司進行簽約交易,須以年為周期依法簽訂購售電合同,約定交易、服務、收費、結算等事項至少為期1年,協議期滿后可重新選擇簽約。

 5.售電公司與其簽約電力用戶、電網企業簽訂三方供用電合同,依規向電力交易中心進行報備后,其簽約的電力用戶即視為已自愿選擇參與市場交易,不得隨意退出市場。

 6.按照國家中長期交易規則和有序放開發用電計劃等要求,除優先發電等基數電量外,市場化電量均通過市場交易實現。20172019年,發電企業在售電市場實際成交的市場化電量,應逐步減少扣除其基數電量比例,2020年起不再扣減其基數電量,以實現獨立的市場化定價。其中燃煤發電企業年度實際發電利用小時不超過我省年度燃煤機組發電小時數的最高上限。

 7.售電公司自主承擔合同電量偏差考核風險,簽約用戶實際用電量總和在3%偏差以內不征收偏差調整費用。合同電量偏差處理、偏差調整費用、電量轉讓等具體要求按照江蘇電力中長期交易規則執行。鼓勵售電公司和電力用戶通過智能電表、儲能、負控管理等提高電力、電量管理水平。

 8.省內一個配電區域內可以有多個售電公司。同一售電公司可在省內多個配電區域內售電。

 9.支持省內核電、燃機、風電、光伏等發電企業參與售電市場,適時開展專項市場交易,促進清潔能源發展。鼓勵售電公司與清潔能源發電企業進行電力交易,積極開展風電、光伏等綠色能源證書認購等工作。根據電力市場條件,適時組織開展跨省電力參與售電市場交易。

 10.根據我省電網運行情況,每年12月初由售電公司上報下年度的簽約電量等信息,由電力交易中心組織開展售電年度交易。售電月度交易根據市場情況適時開展。售電年度交易和月度交易有關工作由省經濟和信息化委、省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦、省物價局等部門組織開展,省電力交易中心負責具體運作。

(三)交易價格。

1.凡是參與售電市場交易的電力用戶,均不再執行對應的目錄電價。售電市場交易成交價格由市場主體通過自主協商、平臺競價、掛牌等市場化方式形成,第三方不得干預。

2.參與售電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)、政府性基金及附加三部分組成。

3.輸配電價由價格主管部門核定,在國家核定我省輸配電價前,可采取電網購銷差價不變的方式執行;輸配電價核定后,按照核定的輸配電價執行。

4.簽約售電交易的峰谷電價電力用戶,可繼續執行峰谷電價,具體按照我省交易規則要求執行。

5.市場主體應根據發用電成本理性報價,嚴禁惡意競爭。掛牌和雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中,為避免市場操縱及惡性競爭,可以對報價設置上限,參與交易機組發電能力明顯大于用電需求時,可對報價設置下限。

6.已參加市場交易的用戶又退出的,在通過售電公司購電或再次參與市場交易前,由電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上,按照政府核定的居民電價的1.22倍執行。具體保底價格水平由省級價格主管部門確定。

(四)結算方式。

1.發電企業、電網企業、售電公司和用戶應根據江蘇電力中長期交易規則和有關合同要求開展計量結算等工作。

2.電力交易中心根據市場主體簽訂的交易合同、交易結果和執行結果,出具電量電費、輔助服務費及輸電服務費等結算憑證。

3、與售電公司簽約的用戶按照電網企業、售電公司、電力用戶三方合同約定向電網企業繳費,電網企業向電力用戶開具增值稅發票。發電企業按照交易結果從電網企業獲取上網電費,向電網企業開具增值稅發票。電網公司按實際購售電合同履行情況,向售電公司支付或收取價差電費。具體結算流程按照我省交易規則要求執行。

五、退出方式

(一)售電公司有下列情形之一的,應強制退出售電市場并注銷注冊:

1.隱瞞有關情況或者以提供虛假申請資料等方式違法違規進入市場,且拒不整改的。

2.嚴重違反市場交易規則,且拒不整改的。

3.依法被撤銷、解散,依法宣告破產、歇業的。

4.企業違反信用承諾且拒不整改或信用評價降低為不適合繼續參與市場交易的。

5.被有關部門和社會組織依法依規對其他領域失信行為作出處理,并被納入嚴重失信主體“黑名單”的。

6.法律、法規規定的其他情形。

(二)經江蘇能源監管辦會同省發展改革委(能源局)、省經濟和信息化委審定,確認售電公司符合強制退出條件后,通過電力交易平臺網站和“信用江蘇”網站向社會公示10個工作日。公示期滿無異議的,方可對該售電公司實施強制退出。

(三)售電公司被強制退出,其省內已簽訂但未履行的交易合同由省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委會同電力交易中心征求合同購售電各方意愿,通過電力交易平臺轉讓給其他售電公司。未達成一致意見或未完成交易轉讓的,可交由電網企業保底供電,并處理好其他相關事宜。

(四)售電公司可以自愿申請退出售電市場,并提前30個工作日向原受理注冊的電力交易中心提交退出申請。申請退出之前應將所有已簽訂的交易合同履行完畢或轉讓,并處理好相關事宜。

(五)擁有配電網運營權的售電公司申請自愿退出時,應妥善處置配電資產。若無其他公司承擔該地區配電業務,由電網企業接收并提供保底供電服務。

(六)售電公司自愿申請退出市場時,應向電力交易中心提交以下注銷注冊申請相關資料:

1.售電公司注銷注冊申請書。

2.授權委托書。

3.尚未履行的市場交易合同及對未履行合同的轉讓處理協議。

(七)電力交易中心在收到售電公司自愿退出市場的申請后,5個工作日內完成對注銷注冊申請和相關資料的審查,并通知售電公司審查結果。對于資料不全或不符合規范的,售電公司需及時補充更正。

(八)對于審查合格的售電公司注銷申請資料,電力交易中心通過電力交易平臺網站和“信用江蘇”網站向社會公示,公示期10個工作日。公示期滿無異議的,方可辦理退出市場手續。

(九)電力交易中心及時將強制退出和自愿退出且公示期滿無異議的售電公司從自主交易市場主體目錄中刪除,同時注銷市場交易注冊,向省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委和政府引入的第三方征信機構備案,并通過“信用江蘇”網站和電力交易平臺網站向社會公布。

(十)退出電力市場未滿3年的售電企業,不得再次進入電力市場。

六、信用管理和監管

(一)建立完善售電公司信用評價制度。依托政府部門網站、電力交易平臺網站和政府引入的第三方信用服務機構,開發建設售電公司信用信息系統和信用評價體系。建立企業法人及其負責人、從業人員信用記錄,將其納入全國信用信息共享平臺,確保各類企業的信用狀況透明、可追溯、可核查。

(二)省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委(能源局)根據職責對售電公司進行信用管理和監管,對違反交易規則和失信的行為按規定進行處罰,記入信用記錄;情節特別嚴重或拒不整改的,經公示等有關程序后納入涉電嚴重失信企業黑名單。強制退出的售電公司直接納入黑名單。

(三)參與我省售電市場交易的售電公司,應在每年2月底前,通過電力交易平臺網站向省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委、電力交易中心提交上一年度公司年報和自查報告,主要內容包括公司資產、售電服務范圍、用戶情況、經營狀況、重大事項以及履行義務和遵守規定等情況。

(四)政府引入的第三方信用服務機構定期向省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委(能源局)、電力交易中心報告售電公司信用評價和有關情況,向社會公布,并依照信用評價結果,調整履約保函的金額。

(五)建立電力行業違法失信行為聯合懲戒機制,對納入涉電嚴重失信企業黑名單的售電公司及負有責任的法定代表人、自然人股東、其他相關人員(以下簡稱當事人)采取以下懲戒措施:

1.電力交易機構3年內不再受理該企業注冊申請,其法定代表人3年內不得擔任售電公司的法定代表人、董事、監事、高級管理人員。

2.對當事人違法違規有關信息向金融機構提供查詢服務,作為融資授信活動中的重要參考因素。

3.限制當事人取得政府資金支持。

4.對當事人申請公開發行企業債券的行為進行限制。

5.工商行政管理、總工會、行業協會等部門和單位在法定代表人任職資格、授予榮譽、評比先進等方面,依法依規對其進行限制。

6.按照相關法律法規進行處罰。

七、組織實施

(一)強化組織協同。售電側改革試點工作在省電力體制改革領導小組統籌指導下推進,省發展改革委(能源局)和江蘇能源監管辦作為售電側改革牽頭部門,總體負責售電側改革方案及有關政策的制定、協調和監管等工作;省經濟和信息化委、省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦共同組織售電市場交易的實施工作。省發展改革委(能源局)和江蘇能源監管辦負責售電公司的準入與退出等工作。省經濟和信息化委負責組織電力市場運行管理,制定《江蘇省電力市場組織實施方案》等工作。江蘇能源監管辦負責制定電力中長期交易規則和監管辦法。省物價局負責核定輸配電價,并對電力交易價格進行監測。省電力公司負責電力交易的安全校核、計量結算、保底供電等工作。省電力交易中心負責完善交易平臺系統模塊,開展市場主體的注冊、培訓等日常工作,依照交易規則組織交易服務。

(二)逐步深化推進。按照總體謀劃、試點先行、及時推廣的思路,穩步推進售電側改革。

第一階段:起步培育期(20172018年)。用電電壓等級20千伏及以上、執行大工業和一般工商業電價的符合準入的用戶,可自主選擇售電公司進行交易;已獲準參與2017年電力直接交易的10千伏用戶可自主選擇與售電公司交易。售電市場交易電量規模根據售電公司簽約購售電合同電量確定(根據總體進度,2017年也可不開展月度電量交易,直接開展2018年度電量交易)。此階段要完成電力交易平臺相應系統的建設完善,開展市場主體的注冊培訓、合同交易等,逐步培育售電公司參與市場。

第二階段:推廣建設期(20192020年)。進一步放開用戶范圍,用電電壓等級10千伏及以上、執行大工業和一般工商業電價的符合準入的用戶,可自主選擇售電公司進行交易。售電市場交易電量規模根據售電公司簽約購售電合同電量確定。此階段要形成比較成熟、可復制的售電改革模式,適時組織開展清潔能源發電專項市場交易和綠色能源認證認購等工作。

第三階段:全面提升期(2020年后)。根據國家部署,全面放開合規用戶準入,允許優先購電的企業和用戶自愿進入市場。加強零售市場的充分競爭,完善市場交易機制,進一步豐富市場交易品種,形成較為完整的售電市場交易體系和有效競爭的市場結構,有效引導電力生產、消費和投資。

(三)確保安全穩定。省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦要會同省經濟和信息化委、物價局等部門及時掌握售電側改革動態,組織協調相關問題,對改革不到位或政策執行有偏差的及時進行糾正,并向國家主管部門和省政府報告相關情況。省電力公司要強化大局意識,主動適應改革、支持改革、參與改革,切實做好電力供應、安全穩定等相關工作。


 

江蘇省增量配電業務改革試點實施細則

省發展改革委  江蘇能源監管辦

 

為推進我省增量配電業務改革試點工作,根據國家發展改革委、國家能源局《關于印發〈售電公司準入與退出管理辦法〉和〈有序放開配電網業務管理辦法〉的通知》(發改經體〔20162120號)等要求,結合我省實際情況,制定本實施細則。

一、總體要求

(一)本細則所稱的增量配電業務是指滿足電力配送需要和規劃要求的增量配電網投資、建設、運營,以及以混合所有制方式投資配電網增容擴建。配電網原則上是指110千伏及以下電壓等級電網和220千伏及以下電壓等級工業園區(經濟開發區)等局域電網,不涉及220千伏及以上輸電網建設。除電網企業存量資產外,其他企業投資、建設和運營的存量配電網適用本細則。

(二)增量配電業務改革試點項目須符合省級電網規劃和地區配電網規劃,符合國家和省有關技術規范要求,履行安全可靠供電、保底供電和社會普遍服務等義務。試點區域配電網應加強智能電網建設,適應可再生能源和分布式能源接入要求。

(三)增量配電業務改革試點項目業主應為獨立法人,具有配電網建設運營的業務資質和投資能力,無不良信用記錄。鼓勵各類社會資本投資增量配電業務。鼓勵電網企業與社會資本通過股權合作等方式成立產權多元化公司參與競爭。

(四)電網企業按照電網接入管理的有關規定以及電網運行安全的要求,向增量配電業務改革試點項目業主無歧視開放電網,提供及時、便捷、高效的并網服務。

(五)增量配電業務改革試點應與輸配電價改革、售電側改革和電力市場建設協調推進,鼓勵推進配電網混合所有制改革,促進社會資本投資、建設、運營配電網。

(六)為保障增量配電網用戶安全、可靠、穩定用電,與增量配電業務相關的規劃設計、工程建設、設備運維、調度運行、客戶服務、供電安全等方面工作均應依據《江蘇省增量配電業務技術規范綱要》(另行編制發布)等開展。

二、主體條件

(一)申請擁有配電網運營權的項目業主,須具備以下準入條件:

1具有與配電網投資規模相適應的投資能力,資產總額不低于2千萬元人民幣,注冊資本不低于其總資產的20%

2.營業執照中“經營范圍”項應包含“電力供應”或“配售電”等內容。

3.專事配電業務、非兼職掛靠的專業技術人員不少于20人,其中至少擁有2名高級職稱和5名中級職稱的電力專業管理人員。

4.應分設生產運行負責人、技術負責人、安全負責人,且需有5年以上配電業務從業經歷,具有中級及以上專業技術任職資格或者崗位培訓合格證書。

5.具有健全有效的安全生產組織和制度,按照相關法律規定開展安全培訓工作,配備安全監督人員。

6.具有與承擔配電業務相適應的機具設備和維修人員。對外委托有資質的承裝(修、試)隊伍的,要承擔監管責任。

7.具有與配電業務相匹配并符合調度標準要求的場地設備和人員。

8.承諾履行電力社會普遍服務、保底供電服務義務。

(二)鼓勵設區市政府在優選項目業主時,把配電價格作為優選條件,可通過招標等市場化機制公開、公平、公正確定配電價格。配電價格不得高于用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價的差值。國家出臺相應政策后,按照國家政策執行。

(三)鼓勵設區市政府在優選項目業主時,把承擔配電網內到戶接入線路工程作為優選條件,即由配電網運營者根據相關協議和規范負責建設申請用電企業的客戶接入工程,以用電企業圍墻作為產權分界點,用電企業圍墻外配電設施由配電網運營者負責建設運營,并通過加快業擴報裝、優化招標流程、運用EPC建設等保證合理工期和工程質量。由配電網運營者負責建設、運營的接入工程資產納入配電網有效資產,通過配電價格回收,電力用戶承擔到戶電價。

(四)鼓勵設區市政府在優選項目業主時,把配電業務獨立核算作為優選條件,即擁有增量配電業務經營權的售電公司,應將配電業務和競爭性售電業務分開核算,便于進行監管和考核。

(五)增量配電網應與公用電網相連。除鼓勵發展可再生能源等就近消納的微電網外,發電企業及其資本不得參與投資建設電廠向用戶直接供電的專用線路,也不得參與投資建設電廠與其參與投資的增量配電網絡相連的專用線路。禁止將公用電廠轉為自備電廠。

三、管理流程

(一)根據國家和省統一部署,具備條件、自愿申請進行增量配電業務試點的地區,由設區市政府或其授權部門組織編制增量配電業務試點項目實施方案,經設區市發展改革部門報送省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦,提出改革試點申請。試點實施方案應包括以下主要內容:

1.試點項目概況。

2.配電區域范圍劃分(配電區域的劃分協議書或意見作為附件報送,具體根據國家能源局國能資質〔2016353號文有關要求辦理)。

3配電網運營項目業主的優選條件及優選方式。

4.項目建設總體規模及建設進度安排。

5.項目投資規模及配電價格測算。

6.建設運行、經營管理等措施。

7.保底供電責任及安全穩定保障等措施。

8.組織機構和配套支持政策等。

9.試點區域配電網規劃報告的評審意見(試點區域配電網規劃報告作為附件報送)。

其中,由設區市發展改革部門按照電網技術標準和規劃設計規范等要求,委托具有相應資質的咨詢設計機構,組織編制試點區域配電網規劃報告,并通過省能源規劃研究中心等組織的評審。配電網規劃報告應包括以下主要內容:

1.試點區域產業規劃、用電需求及電源發展規劃。

2配電網規劃目標及主要技術原則。

3配電網項目規模、布局及建設時序。

4.配電網與公共電網的銜接。

5.配電網項目投資估算及分析

6配電網配電價格測算。

7配電網潮流、短路等電氣計算及可靠性提升相關措施。

8.配電網與土地、環保、交通等規劃的銜接。

(二)省發展改革委(能源局)會同江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委等有關部門對試點項目實施方案進行評估。通過評估后,設區市政府或其授權部門有序推進試點項目實施方案。

(三)符合準入條件的市場主體根據試點項目實施方案的要求,編制試點項目申請報告等資料,依照規定程序向設區市政府或其授權的部門申請作為增量配電網項目的業主。

(四)設區市政府或其授權部門按照優選方式,通過招標等市場化機制公平、公開、公正確定配電網運營者,明確項目建設內容、工期、供電范圍、配電價格、責任措施和提供公共服務的標準等經濟、技術內容,并簽訂相應協議。在協議簽訂10個工作日后報省發展改革委(能源局)。協議應包括以下附件:

1.配電網運營者營業執照復印件。營業執照中經營范圍應包含電力供應或配售電等內容。

2.配電網運營者經過法定驗資機構出具的驗資報告,以及加蓋公司公章的企業財務報告。

3配電網運營者安全生產制度復印件。

4.配電網運營者特殊崗位人員(生產運行負責人、技術負責人、安全負責人)的簡歷、職稱證書復印件或崗位培訓合格證書復印件。

5.配電區域的證明資料及地理平面圖。

6.配電網絡地理接線圖。

7承諾履行電力社會普遍服務、保底供電服務義務和無歧視提供配電服務義務的承諾書;退出配電服務時,履行配電網運營權移交義務的承諾書。

8.其他相關資料。

(五)配電網運營者規向江蘇能源監管辦申請電力業務許可證(供電類)。

(六)配電網運營者根據試點區域配電網規劃,依法開展電網項目前期工作,取得相關支持性文件具備核準條件后,按照項目核準管理規定向主管部門申請電網項目的核準。各設區市發展改革部門出具的電網項目核準文件,需同時報送省發展改革委(能源局)。

四、運營服務

(一)同一配電區域內只能有1家公司擁有該配電網運營權。配電網運營者不得超出其配電區域從事配電業務。

(二)配電網運營者可以只擁有投資收益權,配電網運營權可委托電網企業或其他符合條件的配售電公司,自主簽訂委托協議。

(三)配電網運營者應遵循“整體規劃、分步實施”的原則,依據電力建設管理相關規章制度和技術標準,按照項目核準要求組織項目設計、招投標、工程施工等,開展項目投資建設。

(四)配電區域內的售電公司或電力用戶可以不受配電區域限制購電。配電區域內居民、農業、重要公用事業、公益性服務以外的用電價格,由發電企業或售電公司與電力用戶協商確定的市場交易價格、配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、配電網的配電價格、政府性基金及附加組成;居民、農業、重要公用事業、公益性服務等用電,繼續執行目錄銷售電價。具備市場交易準入條件的電力用戶,也可以選擇不參與市場交易,執行目錄電價。配電區域內電力用戶承擔的國家規定的政府性基金及附加,由配電公司代收、省級電網企業代繳。

(五)配電網運營者在其配電區域內從事供電服務,包括:

1.負責配電網絡的調度、運行、維護和故障消除。

2.負責配電網建設與改造。

3.向各類用戶無歧視開放配電網絡,負責用戶用電設備的報裝、接入和增容。

4.向各類用戶提供計量、抄表、收費、開具發票和催繳欠費等服務。

5.承擔其電力設施保護和防竊電義務。

6.向各類用戶提供電力普遍服務。公開配電網絡的運行、檢修和供電質量、服務質量等信息。受委托承擔電力統計工作。

7.向市場主體提供配電服務、增值服務。

8.向非市場主體提供保底供電服務。在售電公司無法為其簽約用戶提供售電服務時,直接啟動保底供電服務。

9.承擔代付其配電網內使用的可再生能源電量補貼的責任。

10.法律、法規、規章規定的其他業務。

(六)配電網運營者向配電區域內用戶提供的配電網服務包括:

1.向市場主體提供配電網絡的可用容量、實際容量等必要的市場信息。

2.與市場主體簽訂經安全校核的三方購售電合同。

3.履行合同約定,包括電能量、電力容量、輔助服務、持續時間、供電安全等級、可再生能源配額比例、保底供電服務內容等。

4.承擔配電區域內結算業務,收取配電費,按照國家有關規定代收政府性基金及附加和交叉補貼,按合同向各方支付相關費用。

(七)配電網運營者向居民、農業、重要公用事業和公益性服務業等電力用戶,具備市場交易資格選擇不參與市場交易的電力用戶,售電公司終止運營、無法提供售電服務的電力用戶,以及政府規定暫不參與市場交易的其他電力用戶實行保底供電服務。包括:

1.按照國家標準和電力行業標準提供安全、可靠的電力供應。

2.履行普遍供電服務義務。

3.按有關價格政策向電力用戶收取電費。

4.按政府定價向發電企業優先購電。

(八)配電網運營者可有償為各類用戶提供增值服務。包括但不限于:

1.用戶用電規劃、合理用能、節約用能、安全用電、替代方式等服務。

2.用戶智能用電、優化用電、需求響應等。

3.用戶合同能源管理服務。

4.用戶用電設備的運行維護。

5.用戶多種能源優化組合方案,提供發電、供熱、供冷、供氣、供水等智能化綜合能源服務。

五、權利義務

(一)配電網運營者權利。

1.享有公平接入電網的權利。

2.享有配電區域內投資建設、運行和維護配電網絡的權利。

3.享受公平通過市場安全校核、穩定購電的權利。

4.公平獲得電網應有的信息服務。

5.為用戶提供及時、優質、專業的配售電服務,獲得配電和相關增值服務收入。

6.參與輔助服務市場。

7.獲取政府規定的保底供電補貼。

(二)配電網運營者義務。

1.滿足國家和省相關技術規范和標準。

2.遵守電力交易規則和電力交易機構有關規定,按要求向電力交易機構提供電力交易業務所需的各項信息。

3.執行電網規劃,服從并網管理。

4.服從電力調度管理,遵守調度指令,提供電力調度業務所需的各項信息。

5.保證配電網安全、可靠供電。

6.無歧視開放配電網和提供配電服務,公平提供電源(用戶)接入,擁有配電網的售電公司不得干預用戶自主選擇售電公司,不得限制其他售電公司向區域內用戶售電。

7.代國家收取政府性基金及附加及政策性交叉補貼。

8.根據有關規定,向政府主管部門定期傳送有關配電網電力電量和生產運行等信息系統數據。

9.接受各級政府主管部門及江蘇能源監管辦的監督管理。

六、組織措施

(一)工作機制。全省增量配電業務改革試點工作在省電力體制改革領導小組統籌指導下推進。省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦為改革試點牽頭部門,及時組織協調相關問題并向國家主管部門和省政府報告相關情況。省各相關部門、各設區市政府要加強配合溝通,及時解決改革中的重大問題。

(二)責任分工。設區市政府要切實承擔起主體責任,負責組織編制試點實施方案,設區市發展改革委負責組織編制試點區域配電網規劃報告,在社會資本控股投資建設運營配電網的區域對配電網建設運營負總責,協調推進配電網工程建設,保障配電網公共服務有效履行。省發展改革委(能源局)負責組織推進增量配電業務改革試點工作,組織評估增量配電業務試點項目實施方案和試點區域配電網規劃報告,組織制定配電網投資建設運營的相關技術規范。省經濟和信息化委負責做好增量配電業務與電力市場建設的銜接。省物價局負責做好增量配電網服務價格管理。江蘇能源監管辦負責開展配電網業務監管,制定監管規則,向配電網項目業主頒發電力業務許可證(供電類)。省電力公司負責配合政府部門制定配電網相關技術標準和接入規范。電力調度機構負責對配電網運行的安全校核。配電網運營企業嚴格執行調度規則,配合做好相關支撐系統建設。

(三)分步推進。按照國家發展改革委發改辦經體〔20162480號文件要求,積極穩妥推進增量配電業務放開,目前先開展國家已批準的第一批5個增量配電業務試點項目(南京江北新區玉帶片區、連云港徐圩新區、南通通州灣、宿遷運河宿遷港產業園、鎮江揚中高新技術產業開發區),這5個增量配電業務試點項目可在本細則發布后編制試點項目實施方案,按流程提出申請。根據第一批改革試點情況,適時有序推進其他增量配電業務項目和其他企業投資、建設和運營的存量配電業務項目。如今后有配電業務改革試點項目跨設區市區域,由省發展改革委(能源局)負責協調明確牽頭設區市和部門。

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