國家發展改革委、國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知
（發改經體[2015]2752號）
各省、自治區、直轄市人民政府，新疆生產建設兵團：
為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），推進電力體制改革實施工作，經報請國務院同意，現將國家發展改革委、國家能源局和中央編辦、工業和信息化部、財政部、環境保護部、水利部、國資委、法制辦等部門制定，并經經濟體制改革工作部際聯席會議（電力專題）審議通過的6個電力體制改革配套文件，印發給你們，請按照執行。
附件：1.《關于推進輸配電價改革的實施意見》
2.《關于推進電力市場建設的實施意見》
3.《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》
4.《關于有序放開發用電計劃的實施意見》
5.《關于推進售電側改革的實施意見》
6.《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》
國家發展改革委
國 家 能 源 局
2015年11月26日
附件1
關于推進輸配電價改革的實施意見
為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）有關要求，理順電價形成機制，現就推進輸配電價改革提出以下意見。
一、總體目標
建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系，形成保障電網安全運行、滿足電力市場需要的輸配電價形成機制。還原電力商品屬性，按照“準許成本加合理收益”原則，核定電網企業準許總收入和分電壓等級輸配電價，明確政府性基金和交叉補貼，并向社會公布，接受社會監督。健全對電網企業的約束和激勵機制，促進電網企業改進管理，降低成本，提高效率。
二、基本原則
試點先行，積極穩妥。輸配電資產龐大，關系復雜，歷史遺留的問題很多，各地情況千差萬別，要堅持試點先行、積極穩妥的原則，在條件相對較好、矛盾相對較小、地方政府支持的地區先行開展試點，認真總結試點經驗，逐步擴大試點范圍，確保改革平穩推進。
統一原則，因地制宜。輸配電價改革要遵循中發〔2015〕9號文件要求，在國家統一指導下進行，按照“準許成本加合理收益”原則，核定電網企業準許總收入和各電壓等級輸配電價，改變對電網企業的監管方式。同時，考慮到各地區實際情況，允許在輸配電價核定的相關參數、總收入監管方式等方面適當體現地區特點。
完善制度，健全機制。電價改革，要制度先行。需要制訂和完善輸配電成本監審、價格管理辦法，建立健全對電網企業的激勵和約束機制，制度和辦法要明確、具體、可操作。
突出重點，著眼長遠。輸配電價改革的重點是改革和規范電網企業運營模式。電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費，不再以上網電價和銷售電價價差作為主要收入來源。在輸配電價核定過程中，既要滿足電網正常合理的投資需要，保證電網企業穩定的收入來源和收益水平，又要加強成本約束，對輸配電成本進行嚴格監審，促進企業加強管理，降低成本，提高效率。在研究制定具體試點方案時，要著眼長遠，為未來解決問題適當留有余地。
三、主要措施
（一）逐步擴大輸配電價改革試點范圍。在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，將安徽、湖北、寧夏、云南、貴州省（區）列入先期輸配電價改革試點范圍，按“準許成本加合理收益”原則核定電網企業準許總收入和輸配電價。凡開展電力體制改革綜合試點的地區，直接列入輸配電價改革試點范圍。鼓勵具備條件的其他地區開展試點，盡快覆蓋到全國。
輸配電價改革試點工作主要可分為調研摸底、制定試點方案、開展成本監審、核定電網準許收入和輸配電價四個階段。鼓勵試點地區在遵循中發〔2015〕9號文件明確的基本原則基礎上，根據本地實際情況和市場需求，積極探索，勇于創新，提出針對性強、可操作性強的試點方案。試點方案不搞一刀切，允許在輸配電價核定的相關參數、價格調整周期、總收入監管方式等方面適當體現地區特點。
（二）認真開展輸配電價測算工作。各地要按照國家發展改革委和國家能源局聯合下發的《輸配電定價成本監審辦法》（發改價格〔2015〕1347號），扎實做好成本監審和成本調查工作。其中，國家發展改革委統一組織對各試點地區開展輸配電定價成本監審。各試點地區要配合做好成本監審具體工作，嚴格核減不相關、不合理的投資和成本費用。非試點地區同步開展成本調查，全面調查摸清電網輸配電資產、成本和企業效益情況。在此基礎上，以有效資產為基礎測算電網準許總收入和分電壓等級輸配電價。試點地區建立平衡賬戶，實施總收入監管與價格水平監管。非試點地區研究測算電網各電壓等級輸配電價，為全面推進電價改革做好前期準備工作。
（三）分類推進交叉補貼改革。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼，逐步減少工商業內部交叉補貼，妥善處理居民、農業用戶交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收；輸配電價改革后，根據電網各電壓等級的資產、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算并單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。鼓勵試點地區積極探索，采取多種措施保障交叉補貼資金來源。各地全部完成交叉補貼測算和核定工作后，統一研究提出妥善處理交叉補貼的政策措施。
（四）明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。已制定輸配電價的地區，電力直接交易按照核定的輸配電價執行；暫未單獨核定輸配電價的地區，可采取保持電網購銷差價不變的方式，即發電企業上網電價調整多少，銷售電價調整多少，差價不變。
四、組織實施
（一）建立輸配電價改革協調工作機制。國家發展改革委會同財政部、國資委、能源局等有關部門和單位成立輸配電價改革專項工作組。專項工作組要定期溝通情況，對改革涉及的重點難點問題充分討論，提出措施建議。
（二）加強培訓指導。國家發展改革委加強對各地輸配電價改革的指導，統一組織成本監審，審核試點方案和輸配電準許收入、水平，對試點效果及時總結，完善政策。同時，組織集中培訓、調研交流，提高各地價格主管部門業務能力，為順利推進改革奠定基礎。
（三）正確引導輿論。根據黨中央、國務院確定的改革方向，在中發〔2015〕9號文件框架內加強輸配電價改革宣傳和政策解釋工作，靈活采取多種方式進行宣傳，正確引導社會輿論，凝聚共識，穩定預期，在全社會形成推進改革的濃厚氛圍。
（四）夯實工作基礎。各地價格主管部門要加強與電力投資、運行及國家能源局派出機構等部門的合作，充分聽取各方意見，集中力量做好改革試點工作。加強上下溝通，健全信息溝通機制，對在方案研究、成本監審、電價測算等過程中遇到的重要情況和問題，及時向國家發展改革委反映。電網企業要積極配合輸配電價改革工作，客觀真實提供輸配電成本監審和價格核定所需的各種財務報表、資產清單等，主動適應輸配電價改革要求，改進核算方式，接受政府有關部門監督。
附件2
關于推進電力市場建設的實施意見
為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）有關要求，推動電力供應使用從傳統方式向現代交易模式轉變，現就推進電力市場建設提出以下意見。
一、總體要求和實施路徑
（一）總體要求。
遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律，積極培育市場主體，堅持節能減排，建立公平、規范、高效的電力交易平臺，引入市場競爭，打破市場壁壘，無歧視開放電網。具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制；逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。在全國范圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系。
（二）實施路徑。
有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，不斷擴大參與直接交易的市場主體范圍和電量規模，逐步建立市場化的跨省跨區電力交易機制。選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場；總結經驗、完善機制、豐富品種，視情況擴大試點范圍；逐步建立符合國情的電力市場體系。
非試點地區按照《關于有序放開發用電計劃的實施意見》開展市場化交易。試點地區可根據本地實際情況，另行制定有序放開發用電計劃的路徑。零售市場按照《關于推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。
二、建設目標
（一）電力市場構成。
主要由中長期市場和現貨市場構成。中長期市場主要開展多年、年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。
（二）市場模式分類。
主要分為分散式和集中式兩種模式。其中，分散式是主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節的電力市場模式；集中式是主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式。
各地應根據地區電力資源、負荷特性、電網結構等因素，結合經濟社會發展實際選擇電力市場建設模式。為保障市場健康發展和有效融合，電力市場建設應在市場總體框架、交易基本規則等方面保持基本一致。
（三）電力市場體系。
分為區域和省（區、市）電力市場，市場之間不分級別。區域電力市場包括在全國較大范圍內和一定范圍內資源優化配置的電力市場兩類。其中，在全國較大范圍內資源優化配置的功能主要通過北京電力交易中心（依托國家電網公司組建）、廣州電力交易中心（依托南方電網公司組建）實現，負責落實國家計劃、地方政府協議，促進市場化跨省跨區交易；一定范圍內資源優化配置的功能主要通過中長期交易、現貨交易，在相應區域電力市場實現。省（區、市）電力市場主要開展省（區、市）內中長期交易、現貨交易。同一地域內不重復設置開展現貨交易的電力市場。
三、主要任務
（一）組建相對獨立的電力交易機構。按照政府批準的章程和規則，組建電力交易機構，為電力交易提供服務。
（二）搭建電力市場交易技術支持系統。滿足中長期、現貨市場運行和市場監管要求，遵循國家明確的基本交易規則和主要技術標準，實行統一標準、統一接口。
（三）建立優先購電、優先發電制度。保障公益性、調節性發用電優先購電、優先發電，堅持清潔能源優先上網，加大節能減排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市場為主的電力電量平衡機制。
（四）建立相對穩定的中長期交易機制。鼓勵市場主體間開展直接交易，自行協商簽訂合同，或通過交易機構組織的集中競價交易平臺簽訂合同。優先購電和優先發電視為年度電能量交易簽訂合同。可中斷負荷、調壓等輔助服務可簽訂中長期交易合同。允許按照市場規則轉讓或者調整交易合同。
（五）完善跨省跨區電力交易機制。以中長期交易為主、臨時交易為補充，鼓勵發電企業、電力用戶、售電主體等通過競爭方式進行跨省跨區買賣電。跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電，承擔相應輔助服務義務，其他跨省跨區送受電參與電力市場。
（六）建立有效競爭的現貨交易機制。不同電力市場模式下，均應在保證安全、高效、環保的基礎上，按成本最小原則建立現貨交易機制，發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。
（七）建立輔助服務交易機制。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易。在現貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易，中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務。
（八）形成促進可再生能源利用的市場機制。規劃內的可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，鼓勵跨省跨區消納可再生能源。
（九）建立市場風險防范機制。不斷完善市場操縱力評價標準，加強對市場操縱力的預防與監管。加強調度管理，提高電力設備管理水平，確保市場在電力電量平衡基礎上正常運行。
四、市場主體
（一）市場主體的范圍。
市場主體包括各類發電企業、供電企業（含地方電網、躉售縣、高新產業園區和經濟技術開發區等，下同）、售電企業和電力用戶等。各類市場主體均應滿足國家節能減排和環保要求，符合產業政策要求，并在交易機構注冊。參與跨省跨區交易時，可在任何一方所在地交易平臺參與交易，也可委托第三方代理。現貨市場啟動前，電網企業可參加跨省跨區交易。
（二）發電企業和用戶的基本條件。
1．參與市場交易的發電企業，其項目應符合國家規定，單位能耗、環保排放、并網安全應達到國家和行業標準。新核準的發電機組原則上參與電力市場交易。
2．參與市場交易的用戶應為接入電壓在一定電壓等級以上，容量和用電量較大的電力用戶。新增工業用戶原則上應進入市場交易。符合準入條件的用戶，選擇進入市場后，應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。對于符合準入條件但未選擇參與直接交易或向售電企業購電的用戶，由所在地供電企業提供保底服務并按政府定價購電。用戶選擇進入市場后，在一定周期內不可退出。適時取消目錄電價中相應用戶類別的政府定價。
五、市場運行
（一）交易組織實施。電力交易、調度機構負責市場運行組織工作，及時發布市場信息，組織市場交易，根據交易結果制定交易計劃。
（二）中長期交易電能量合同的形成。交易各方根據優先購電發電、直接交易（雙邊或集中撮合）等交易結果，簽訂中長期交易合同。其中，分散式市場以簽訂實物合同為主，集中式市場以簽訂差價合同為主。
（三）日前發電計劃。分散式市場，次日發電計劃由交易雙方約定的次日發用電曲線、優先購電發電合同分解發用電曲線和現貨市場形成的偏差調整曲線疊加形成。集中式市場，次日發電計劃由發電企業、用戶和售電主體通過現貨市場競價確定次日全部發用電量和發用電曲線形成。日前發電計劃編制過程中，應考慮輔助服務與電能量統一出清、統一安排。
（四）日內發電計劃。分散式市場以5-15分鐘為周期開展偏差調整競價，競價模式為部分電量競價，優化結果為競價周期內的發電偏差調整曲線、電量調整結算價格、輔助服務容量、輔助服務價格等。集中式市場以5-15分鐘為周期開展競價，競價模式為全電量競價，優化結果為競價周期內的發電曲線、結算價格、輔助服務容量、輔助服務價格等。
（五）競爭性環節電價形成。初期主要實行單一電量電價。現貨市場電價由市場主體競價形成分時電價，根據地區實際可采用區域電價或節點邊際電價。為有效規避市場風險，對現貨市場以及集中撮合的中長期交易實施最高限價和最低限價。
（六）市場結算。交易機構根據市場主體簽訂的交易合同及現貨平臺集中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依據。建立保障電費結算的風險防范機制。
（七）安全校核。市場出清應考慮全網安全約束。電力調度機構負責安全校核，并按時向規定機構提供市場所需的安全校核數據。
（八）阻塞管理。電力調度機構應按規定公布電網輸送能力及相關信息，負責預測和檢測可能出現的阻塞問題，并通過市場機制進行必要的阻塞管理。因阻塞管理產生的盈利或費用按責任分擔。
（九）應急處置。當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經濟性。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況時，政府有關部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，政府有關部門、國家能源局及其派出機構可依照相關規定和程序暫停市場交易，臨時實施發用電計劃管理。當市場運營規則不適應電力市場交易需要，電力市場運營所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結果等情況時，國家能源局及其派出機構可依照相關規定和程序暫停市場交易。
（十）市場監管。切實加強電力行業及相關領域科學監管，完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段。充分發揮和加強國家能源局及其派出機構在電力市場監管方面的作用。國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場及區域電力交易機構實施監管；國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省（區、市）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。
六、信用體系建設
（一）建立完善市場主體信用評價制度。開展電力市場交易信用信息系統和信用評價體系建設。針對發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶等不同市場主體建立信用評價指標體系。建立企業法人及其負責人、從業人員信用記錄，將其納入統一的信息平臺，使各類企業的信用狀況透明，可追溯、可核查。
（二）建立完善市場主體年度信息公示制度。推動市場主體信息披露規范化、制度化、程序化，在指定網站按照指定格式定期發布信息，接受市場主體的監督和政府部門的監管。
（三）建立健全守信激勵和失信懲戒機制。加大監管力度，對于不履約、欠費、濫用市場操縱力、不良交易行為、電網歧視、未按規定披露信息等失信行為，要進行市場內部曝光，對有不守信行為的市場主體，要予以警告。建立并完善黑名單制度，嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，并向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，必要時可實施限制交易行為或強制性退出，并納入國家聯合懲戒體系。
七、組織實施
在電力體制改革工作小組的領導下，國家發展改革委、工業和信息化部、財政部、國務院國資委、國家能源局等有關部門，充分發揮部門聯合工作機制作用，組織協調發電企業、電網企業和電力用戶，通過聯合工作組等方式，切實做好電力市場建設試點工作。
（一）市場籌建。由電力體制改革工作小組根據電力體制改革的精神，制定區域交易機構設置的有關原則，由國家發展改革委、國家能源局會同有關省（區、市），擬定區域市場試點方案；省級人民政府確定牽頭部門并提出省（區、市）市場試點方案。試點方案經國家發展改革委、國家能源局組織專家論證后，修改完善并組織實施。
試點地區應建立領導小組和專項工作組，做好試點準備工作。根據實際情況選擇市場模式，選取組建區域交易機構或省（區、市）交易機構，完成電力市場（含中長期市場和現貨市場，下同）框架方案設計、交易規則和技術支持系統基本規范制定，電力市場技術支持系統建設，并探索通過電力市場落實優先購電、優先發電的途徑。適時啟動電力市場試點模擬運行和試運行，開展輸電阻塞管理。加強對市場運行情況的跟蹤了解和分析，及時修訂完善有關規則、技術規范。
（二）規范完善。一是對比分析不同試點面臨的問題和取得的經驗，對不同市場模式進行評估，分析適用性及資源配置效率，完善電力市場。二是繼續放開發用電計劃，進一步放開跨省跨區送受電，發揮市場機制自我調節資源配置的作用。三是視情況擴大試點范圍，逐步開放融合。滿足條件的地區，可試點輸電權交易。長期發電容量存在短缺風險的地區，可探索建設容量市場。
（三）推廣融合。一是在試點地區建立規范、健全的電力市場體系，在其他具備條件的地區，完善推廣電力市場體系。進一步放開競爭性環節電價，在具備條件的地區取消銷售電價和上網電價的政府定價；進一步放開發用電計劃，并完善應急保障機制。二是研究提出促進全國范圍內市場融合實施方案并推動實施，實現不同市場互聯互通，在全國范圍內形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系。三是探索在全國建立統一的電力期貨、衍生品市場。
附件3
關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見
為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）有關要求，推進構建有效競爭的市場結構和市場體系，建立相對獨立、規范運行的電力交易機構（以下簡稱交易機構），現就電力交易機構組建和規范運行提出以下意見。
一、總體要求
（一）指導思想。
堅持市場化改革方向，適應電力工業發展客觀要求，以構建統一開放、競爭有序的電力市場體系為目標，組建相對獨立的電力交易機構，搭建公開透明、功能完善的電力交易平臺，依法依規提供規范、可靠、高效、優質的電力交易服務，形成公平公正、有效競爭的市場格局，促進市場在能源資源優化配置中發揮決定性作用和更好發揮政府作用。
（二）基本原則。
平穩起步，有序推進。根據目前及今后一段時期我國電力市場建設目標、進程及重點任務，立足于我國現有網架結構、電源和負荷分布及其未來發展，著眼于更大范圍內資源優化配置，統籌規劃、有序推進交易機構組建工作，建立規范運行的全國電力交易機構體系。
相對獨立，依規運行。將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構管理運營與各類市場主體相對獨立。依托電網企業現有基礎條件，發揮各類市場主體積極性，鼓勵具有相應技術與業務專長的第三方參與，建立健全科學的治理結構。各交易機構依規自主運行。
依法監管，保障公平。交易機構按照政府批準的章程和規則，構建保障交易公平的機制，為各類市場主體提供公平優質的交易服務，確保信息公開透明，促進交易規則完善和市場公平。政府有關部門依法對交易機構實施監管。
二、組建相對獨立的交易機構
（一）職能定位。
交易機構不以營利為目的，在政府監管下為市場主體提供規范公開透明的電力交易服務。交易機構主要負責市場交易平臺的建設、運營和管理；負責市場交易組織，提供結算依據和相關服務，匯總電力用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同；負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。
（二）組織形式。
將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，按照政府批準的章程和規則組建交易機構。交易機構可以采取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等組織形式。其中，電網企業相對控股的公司制交易機構，由電網企業相對控股，第三方機構及發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體參股。會員制交易機構由市場主體按照相關規則組建。
（三）市場管理委員會。
為維護市場的公平、公正、公開，保障市場主體的合法權益，充分體現各方意愿，可建立由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等組成的市場管理委員會。按類別選派代表組成，負責研究討論交易機構章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事項等。市場管理委員會實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，國家能源局及其派出機構和政府有關部門可以派員參加市場管理委員會有關會議。市場管理委員會審議結果經審定后執行，國家能源局及其派出機構和政府有關部門可以行使否決權。
（四）體系框架。
有序組建相對獨立的區域和省（區、市）交易機構。區域交易機構包括北京電力交易中心（依托國家電網公司組建）、廣州電力交易中心（依托南方電網公司組建）和其它服務于有關區域電力市場的交易機構。鼓勵交易機構不斷擴大交易服務范圍，推動市場間相互融合。
（五）人員和收入來源。
交易機構應具有與履行交易職責相適應的人、財、物，日常管理運營不受市場主體干預，接受政府監管。交易機構人員可以電網企業現有人員為基礎，根據業務發展需要，公開選聘，擇優選取，不斷充實；高級管理人員由市場管理委員會推薦，依法按組織程序聘任。交易機構可向市場主體合理收費，主要包括注冊費、年費、交易手續費。
（六）與調度機構的關系。
交易機構主要負責市場交易組織，調度機構主要負責實時平衡和系統安全。日以內即時交易和實時平衡由調度機構負責。日前交易要區別不同情形，根據實踐運行的情況和經驗，逐步明確、規范交易機構和調度機構的職能邊界。
交易機構按照市場規則，基于安全約束，編制交易計劃，用于結算并提供調度機構。調度機構向交易機構提供安全約束條件和基礎數據，進行安全校核，形成調度計劃并執行，公布實際執行結果，并向市場主體說明實際執行與交易計劃產生偏差的原因。交易機構根據市場規則確定的激勵約束機制要求，通過事后結算實現經濟責任分擔。
三、形成規范運行的交易平臺
（一）擬定交易規則。
根據市場建設目標和市場發展情況，設計市場交易品種。編制市場準入、市場注冊、市場交易、交易合同、交易結算、信息披露等規則。
（二）交易平臺建設與運維。
逐步提高交易平臺自動化、信息化水平，根據市場交易實際需要，規劃、建設功能健全、運行可靠的電力交易技術支持系統。加強技術支持系統的運維，支撐市場主體接入和各類交易開展。
（三）市場成員注冊管理。
省級政府或由省級政府授權的部門，按年度公布當地符合標準的發電企業和售電主體，對用戶目錄實施動態監管。進入目錄的發電企業、售電主體和用戶可自愿到交易機構注冊成為市場交易主體。交易機構按照電力市場準入規定，受理市場成員遞交的入市申請，與市場成員簽訂入市協議和交易平臺使用協議，辦理交易平臺使用賬號和數字證書，管理市場成員注冊信息和檔案資料。注冊的市場成員可通過交易平臺在線參與各類電力交易，簽訂電子合同，查閱交易信息等。
（四）交易組織。
發布交易信息，提供平臺供市場成員開展雙邊、集中等交易。按照交易規則，完成交易組織準備，發布電力交易公告，通過交易平臺組織市場交易，發布交易結果。
（五）交易計劃編制與跟蹤。
根據各類交易合同編制日交易等交易計劃，告知市場成員，并提交調度機構執行，跟蹤交易計劃執行情況，確保交易合同和優先發用電合同得到有效執行。
（六）交易結算。
根據市場交易發展情況及市場主體意愿，逐步細化完善交易結算相關辦法，規范交易結算職能。
交易機構根據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。交易機構組建初期，可在交易機構出具結算憑證的基礎上，保持電網企業提供電費結算服務的方式不變。
（七）信息發布。
按照信息披露規則，及時匯總、整理、分析和發布電力交易相關數據及信息。
（八）風險防控。
采取有效風險防控措施，加強對市場運營情況的監控分析，當市場出現重大異常時，按規則采取相應的市場干預措施，并及時報告。
四、加強對交易機構的監管
（一）市場監管。
切實加強電力行業及相關領域科學監管，完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段。充分發揮和加強國家能源局及其派出機構在電力市場監管方面的作用。國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場及區域電力交易機構實施監管；國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省（區、市）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。
（二）外部審計。
試點交易機構應依法依規建立完善的財務管理制度，按年度經具有證券、期貨相關業務資格的會計師事務所進行外部財務審計，財務審計報告應向社會發布。
（三）業務稽核。
可根據實際需要，聘請第三方機構對交易開展情況進行業務稽核，并提出完善規則等相關建議。
五、組織實施
（一）加強領導。
為促進不同電力市場的有機融合，逐步形成全國電力市場體系，在電力體制改革工作小組的領導下，國家發展改革委、工業和信息化部、財政部、國務院國資委、國家能源局等有關部門和企業，發揮好部門聯合工作機制作用，切實做好交易機構組建試點工作。
（二）試點先行。
在試點地區，結合試點工作，組建相對獨立的交易機構，明確試點交易機構發起人及籌備組班子人選。籌備組參與擬定交易機構組建方案，試點方案經國家發展改革委、國家能源局組織論證后組織實施。
（三）組織推廣。
總結交易機構組建試點經驗，根據各地市場建設實際進展，有序推動其它交易機構相對獨立、規范運行相關工作。
附件4
關于有序放開發用電計劃的實施意見
為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）有關要求，推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用，逐步建立競爭有序、保障有力的電力運行機制，現就有序放開發用電計劃提出以下意見。
一、總體思路和主要原則
（一）總體思路。
通過建立優先購電制度保障無議價能力的用戶用電，通過建立優先發電制度保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃。在保證電力供需平衡、保障社會秩序的前提下，實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，并促進節能減排。
（二）主要原則。
堅持市場化。在保證電力安全可靠供應的前提下，通過有序縮減發用電計劃、開展發電企業與用戶直接交易，逐步擴大市場化電量的比例，加快電力電量平衡從以計劃手段為主向以市場手段為主轉變，為建設電力市場提供空間。
堅持保障民生。政府保留必要的公益性、調節性發用電計劃，以確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電。在有序放開發用電計劃的過程中，充分考慮企業和社會的承受能力，保障基本公共服務的供給。常態化、精細化開展有序用電工作，有效保障供需緊張情況下居民等重點用電需求不受影響。
堅持節能減排和清潔能源優先上網。在確保供電安全的前提下，優先保障水電和規劃內的風能、太陽能、生物質能等清潔能源發電上網，促進清潔能源多發滿發。
堅持電力系統安全和供需平衡。按照市場化方向，改善電力運行調節，統籌市場與計劃兩種手段，引導供應側、需求側資源積極參與調峰調頻，保障電力電量平衡，提高電力供應的安全可靠水平，確保社會生產生活秩序。
堅持有序推進。各地要綜合考慮經濟結構、電源結構、電價水平、送受電規模、市場基礎等因素，結合本地實際情況，制定發用電計劃改革實施方案，分步實施、有序推進。
二、建立優先購電制度
（一）優先購電基本內容。優先購電是指按照政府定價優先購買電力電量，并獲得優先用電保障。優先購電用戶在編制有序用電方案時列入優先保障序列，原則上不參與限電，初期不參與市場競爭。
（二）優先購電適用范圍。一產用電，三產中的重要公用事業、公益性服務行業用電，以及居民生活用電優先購電。重要公用事業、公益性服務包括黨政軍機關、學校、醫院、公共交通、金融、通信、郵政、供水、供氣等涉及社會生活基本需求，或提供公共產品和服務的部門和單位。
（三）優先購電保障措施。一是發電機組共同承擔。優先購電對應的電力電量由所有公用發電機組共同承擔，相應的銷售電價、上網電價均執行政府定價。二是加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側管理評價，積極培育電能服務，建立完善國家電力需求側管理平臺。在前期試點基礎上，推廣需求響應，參與市場競爭，逐步形成占最大用電負荷3%左右的需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。三是實施有序用電。常態化、精細化開展有序用電工作。制定有序用電方案，進行必要演練，增強操作能力。出現電力缺口或重大突發事件時，對優先購電用戶保障供電，其他用戶按照有序用電方案確定的順序及相應比例分擔限電義務。通過實施有序用電方案，保障嚴重缺電情況下的社會秩序穩定。四是加強老少邊窮地區電力供應保障。加大相關投入，確保無電人口用電全覆蓋。
三、建立優先發電制度
（一）優先發電基本內容。優先發電是指按照政府定價或同等優先原則，優先出售電力電量。優先發電容量通過充分安排發電量計劃并嚴格執行予以保障，擁有分布式風電、太陽能發電的用戶通過供電企業足額收購予以保障，目前不參與市場競爭。
（二）優先發電適用范圍。為便于依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電優先發電；為滿足調峰調頻和電網安全需要，調峰調頻電量優先發電；為保障供熱需要，熱電聯產機組實行“以熱定電”，供熱方式合理、實現在線監測并符合環保要求的在采暖期優先發電，以上原則上列為一類優先保障。為落實國家能源戰略、確保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電；為減少煤炭消耗和污染物排放，水電、核電、余熱余壓余氣發電、超低排放燃煤機組優先發電，以上原則上列為二類優先保障。各省（區、市）可根據本地區實際情況，按照確保安全、兼顧經濟性和調節性的原則，合理確定優先順序。
（三）優先發電保障措施。一是留足計劃空間。各地安排年度發電計劃時，充分預留發電空間。其中，風電、太陽能發電、生物質發電、余熱余壓余氣發電按照資源條件全額安排發電，水電兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用要求確定發電量，核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發電。二是加強電力外送和消納。跨省跨區送受電中原則上應明確可再生能源發電量的比例。三是統一預測出力。調度機構統一負責調度范圍內風電、太陽能發電出力預測，并充分利用水電預報調度成果，做好電力電量平衡工作，科學安排機組組合，充分挖掘系統調峰潛力，合理調整旋轉備用容量，在保證電網安全運行的前提下，促進清潔能源優先上網；面臨棄水棄風棄光情況時，及時預告有關情況，及時公開相關調度和機組運行信息。可再生能源發電企業應加強出力預測工作，并將預測結果報相應調度機構。四是組織實施替代，同時實現優先發電可交易。修訂火電運行技術規范，提高調峰靈活性，為消納可再生能源騰出調峰空間。鼓勵開展替代發電、調峰輔助服務交易。
四、切實保障電力電量平衡
未建立現貨市場的地區，應以現有發用電計劃工作為基礎，堅持公開、公平、公正，參照以下步驟做好年度電力電量平衡工作。
（一）做好供需平衡預測。每年年底，各地預測來年本地區電力供需平衡情況，預測總發用電量，測算跨省跨區送受電電量（含優先發電部分、市場交易部分），測算本地區平均發電利用小時數，點對網發電機組視同為受電地區發電企業。
（二）安排優先發電。優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電；根據電網調峰調頻需要，合理安排調峰調頻電量；按照以熱定電原則安排熱電聯產機組發電；兼顧資源條件、系統需要，合理安排水電發電；兼顧調峰需要，合理安排核電發電；安排余熱余壓余氣發電；考慮節能環保水平，安排高效節能、超低排放的燃煤機組發電。
（三）組織直接交易。組織符合條件的電力用戶和發電企業，通過雙邊交易或多邊交易等方式，確定交易電量和交易價格；盡可能確保用戶用電負荷特性不得惡化，避免加大電網調峰壓力；盡可能避免非理性競爭，保障可持續發展。其中，供熱比重大的地區，直接交易不得影響低谷電力平衡和保障供熱需要；水電比重大的地區，直接交易應區分豐水期、枯水期電量。
（四）扣除相應容量。為促進直接交易價格合理反映電力資源產品價值，在安排計劃電量時，原則上應根據直接交易情況，相應扣除發電容量。為調動發電企業參與積極性，直接交易電量折算發電容量時，可根據對應用戶最大負荷利用小時數、本地工業用戶平均利用小時數或一定上限等方式折算。
（五）安排好年度電力電量平衡方案。扣除直接交易的發電量、發電容量后，剩余發電量、發電容量可以按照現行的差別電量計劃制定規則，考慮年度檢修計劃后，確定發電計劃。計劃電量執行政府定價。電力企業應根據年度電力電量平衡方案協商簽訂購售電合同。
（六）實施替代發電。發電計劃確定后，在滿足安全和供熱等約束條件下，組織發電企業通過自主協商或集中撮合等方式實施替代發電，促進節能減排。計劃電量和直接交易電量，均可按照有關規定實施替代發電。
（七）保障電力平衡。所有統調發電機組均承擔電力平衡和調峰調頻任務，對應的電量為調峰調頻電量，計入計劃電量，原調度方式不變。
（八）適時調整年度電力電量平衡方案。通過調整方案，確保交易電量得以執行。可于四季度，根據直接交易電量變化、用電增速變化，以及有關獎懲因素等，按照上述規則調整年度電力電量平衡方案，并簽訂調整補充協議。
五、積極推進直接交易
通過建立、規范和完善直接交易機制，促進中長期電力交易的發展，加快市場化改革進程。
（一）用戶準入范圍。允許一定電壓等級或容量的用戶參與直接交易；允許售電公司參與；允許地方電網和躉售縣參與；允許產業園區和經濟技術開發區等整體參與。落后產能、違規建設和違法排污項目不得參與。各地可結合本地區實際情況、產業政策，以及能耗、環保水平等完善準入條件，并盡可能采用負面清單、注冊制方式。選擇直接交易的用戶，原則上應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。
（二）發電準入范圍。允許火電、水電參與直接交易；鼓勵核電、風電、太陽能發電等嘗試參與；火電機組中，超低排放的燃煤發電機組優先參與。不符合國家產業政策、節能節水指標未完成、污染物排放未達到排放標準和總量控制要求、違規建設等電源項目不得參與。各地可結合本地區實際情況、發電產業政策，以及發電機組容量、能耗、環保水平等完善準入條件，并盡可能采用負面清單方式。發電機組參與直接交易的容量應保持合理比例，以便保持調峰調頻能力、避免影響供需平衡。
（三）交易方式和期限。符合條件的發電企業、售電企業和用戶可以自愿參與直接交易，協商確定多年、年度、季度、月度、周交易量和交易價格。既可以通過雙邊交易，也可以通過多邊撮合交易實現；一旦參與，不得隨意退出。年度交易量確定后，可以根據實際情況進行月度電量調整。直接交易合同原則上至少為期一年，雙方必須約定違約責任，否則合同不得中途中止。具備條件的，允許部分或全部轉讓合同，即賣電方可以買電、買電方也可以賣電，以降低參與方的違約風險。
（四）直接交易價格。對于發電企業與用戶、售電企業直接交易的電量，上網電價和銷售電價初步實現由市場形成，即通過自愿協商、市場競價等方式自主確定上網電價，按照用戶、售電主體接入電網的電壓等級支付輸配電價（含線損、交叉補貼）、政府性基金等。暫未單獨核定輸配電價的地區、擴大電力直接交易參與范圍的地區，可采取保持電網購銷差價不變的方式，即發電企業上網電價調整多少，銷售電價調整多少，差價不變。
（五）保持用電負荷特性。為保持用戶用電特性，避免加大系統調峰壓力，初期，直接交易電量應區分峰谷電量，實行峰谷電價，峰谷電價比值應不低于所在省份峰谷電價比值；有條件的地區，鼓勵發用電雙方提供負荷曲線。中期，在直接交易中努力實現電力基本匹配，發用電雙方均需提供負荷曲線，但不嚴格要求兌現。后期，所有賣電方均需提供預計出力曲線；所有買電方均需提供預計用電曲線。
（六）避免非理性競爭。為了建立長期穩定的交易關系，促進可持續發展，參與直接交易的發電能力和用電量應保持合理比例、基本匹配，避免出現非理性競爭，影響市場化改革進程。具體比例可參考本地區可供電量與用電量的比值確定。
六、有序放開發用電計劃
根據實際需要，在不影響電力系統安全、供需平衡和保障優先購電、優先發電的前提下，全國各地逐步放開一定比例的發用電計劃，參與直接交易，促進電力市場建設。
（一）逐步放大直接交易比例。
用電逐步放開。現階段可以放開110千伏（66千伏）及以上電壓等級工商業用戶、部分35千伏電壓等級工商業用戶參與直接交易。下一步可以放開全部35千伏及以上電壓等級工商業用戶，甚至部分10千伏及以上電壓等級工商業用戶參與；允許部分優先購電的企業和用戶自愿進入市場。具備條件時，可以放開全部10千伏及以上電壓等級用戶，甚至允許所有優先購電的企業和用戶自愿進入市場；也可以通過保留一定交叉補貼，使得無議價能力用戶價格比較合理，在市場上具有一定競爭力，通過市場解決；供電企業仍承擔保底供電責任，確保市場失靈時的基本保障。
發電相應放開。隨著用電逐步放開，相應放開一定比例的發電容量參與直接交易。目前保留各類優先發電，鼓勵優先發電的企業和用戶自愿進入市場。具備條件時，調峰調頻電量、供熱發電、核電、余熱余壓余氣發電等優先發電盡可能進入電力市場。
跨省跨區送受電逐步放開。現階段，國家計劃、地方政府協議送電量優先發電；其他跨省跨區送受電可給予一定過渡期，在歷史均值基礎上，年電量變化幅度應控制在一定比例范圍內，或可通過跨省跨區替代發電實現利益調節。下一步，鼓勵將國家計劃、地方政府協議送電量轉變為中長期合同；其他跨省跨區送受電由送受電各方自行協商確定，鼓勵簽訂中長期合同。逐步過渡到主要通過中長期交易、臨時交易實現；既可以是政府間中長期交易，電力企業、用戶間中長期交易，也可以是電力企業、用戶間臨時交易。
（二）促進建立電力市場體系。
通過建立、規范和完善直接交易機制，促進電力中長期交易的發展。首先，選取試點地區開展現貨市場試點，探索建立電力電量平衡新機制。然后，在現貨市場試點基礎上，豐富完善市場品種，探索實施途徑、積累經驗、完善規則，嘗試建立比較完整的電力市場體系，為全國范圍推廣奠定基礎。鼓勵需求側資源參與各類市場競爭，促進分布式發電、電動汽車、需求響應等的發展。后期，進一步完善各類電力市場和交易品種，并逐步在全國范圍推廣、建立比較完善的電力市場體系，使得電力電量平衡能夠主要依靠電力市場實現，市場在配置資源中發揮決定性作用。
結合直接交易用戶的放開，適時取消相應類別用戶目錄電價，即用戶必須自行參與市場或通過售電公司購電。逐步取消部分上網電量的政府定價。除優先發電、優先購電對應的電量外，發電企業其他上網電量價格主要由用戶、售電主體與發電企業通過自主協商、市場競價等方式確定。在電力市場體系比較健全的前提下，全部放開上網電價和銷售電價。
（三）不斷完善應急保障機制。
通過實施需求響應和有序用電方案，完善電力電量平衡的應急保障機制和體系。在面臨重大自然災害和突發事件時，省級以上人民政府依法宣布進入應急狀態或緊急狀態，暫停市場交易，全部或部分免除市場主體的違約責任，發電全部或部分執行指令性交易，包括電量、電價，用電執行有序用電方案。
七、因地制宜組織實施
（一）切實加強組織領導。各地區要建立工作機制，有關部門要分工協作、相互配合，結合本地區實際情況，制定實施方案并報國家發展改革委和國家能源局；對于過渡時期可能出現的各種問題，早做考慮、早做預案；認真落實本指導意見提出的各項任務，遇有重大問題及時反映。國家發展改革委和國家能源局將會同有關部門加強對各地區實施方案制定和具體工作推進的指導和監督；適時組織評估有序放開發用電計劃工作，總結經驗、分析問題、完善政策。
（二）因地制宜開展工作。鑒于我國不同地區間電源電網結構、實際運行特點以及經濟結構等均存在較大差異，改革過程中面臨的困難各不相同、同步實施難度較大，各地可根據工作基礎、實施難度和實際進展等因素，在本地區實施方案中確定主要時間節點，并制定不同階段的放開比例和具體工作方案。建立現貨市場的試點地區，可以根據需要另行設計發用電計劃改革路徑。
（三）充分發揮市場作用。無論是制定、實施本地區實施方案，還是組織開展試點工作，各地都要堅持發揮市場的作用，注重制定完善規則，按規則辦事，避免自由裁量空間過大。特別是在直接交易等實施過程中，不得指定交易對象、交易電量、交易價格。國家能源局派出機構應加強對此類情況的監督檢查。如經核實出現類似情況，將暫停該地區試點工作或改革推進工作，待整改完畢后再行推進。
附件5
關于推進售電側改革的實施意見
為認真貫徹《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）精神，現就推進售電側改革提出以下意見。
一、指導思想和基本原則、工作目標
（一）指導思想。
向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體，有利于更多的用戶擁有選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平。售電側改革與電價改革、交易體制改革、發用電計劃改革等協調推進，形成有效競爭的市場結構和市場體系，促進能源資源優化配置，提高能源利用效率和清潔能源消納水平，提高供電安全可靠性。
（二）基本原則。
堅持市場方向。通過逐步放開售電業務，進一步引入競爭，完善電力市場運行機制，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，鼓勵越來越多的市場主體參與售電市場。
堅持安全高效。售電側改革應滿足供電安全和節能減排要求，優先開放能效高、排放低、節水型的發電企業，以及單位能耗、環保排放符合國家標準、產業政策的用戶參與交易。
鼓勵改革創新。參與交易的市場主體采用公示和信用承諾制度，不實行行政審批。整合互聯網、分布式發電、智能電網等新興技術，促進電力生產者和消費者互動，向用戶提供智能綜合能源服務，提高服務質量和水平。
完善監管機制。保證電力市場公平開放，建立規范的購售電交易機制，在改進政府定價機制、放開發電側和售電側兩端后，對電網輸配等自然壟斷環節和市場其他主體嚴格監管，進一步強化政府監管。
二、售電側市場主體及相關業務
（一）電網企業。
電網企業是指擁有輸電網、配電網運營權（包括地方電力公司、躉售縣供電公司），承擔其供電營業區保底供電服務的企業，履行確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電的基本責任。當售電公司終止經營或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，并向不參與市場交易的工商業用戶和無議價能力用戶供電，按照政府規定收費。若營業區內社會資本投資的配電公司無法履行責任時，由政府指定其他電網企業代為履行。
電網企業對供電營業區內的各類用戶提供電力普遍服務，保障基本供電；無歧視地向市場主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修、收費等各類供電服務；保障電網公平無歧視開放，向市場主體提供輸配電服務，公開輸配電網絡的可用容量和實際使用容量等信息；在保證電網安全運行的前提下，按照有關規定收購分布式電源發電；受委托承擔供電營業區內的有關電力統計工作。
電網企業按規定向交易主體收取輸配電費用（含線損和交叉補貼），代國家收取政府性基金；按照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。
鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務。社會資本投資增量配電網絕對控股的，即擁有配電網運營權，同時擁有供電營業區內與電網企業相同的權利，并切實履行相同的責任和義務。
（二）售電公司。
售電公司分三類，第一類是電網企業的售電公司。第二類是社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司。第三類是獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。
售電公司以服務用戶為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。鼓勵售電公司提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等增值服務。同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，并提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。
發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。
（三）用戶。
符合市場準入條件的電力用戶，可以直接與發電公司交易，也可以自主選擇與售電公司交易，或選擇不參與市場交易。
三、售電側市場主體準入與退出
（一）售電公司準入條件。
1．按照《中華人民共和國公司法》，進行工商注冊，具有獨立法人資格。
2．資產要求。
（1）資產總額在2千萬元至1億元人民幣的，可以從事年售電量不超過6至30億千瓦時的售電業務。
（2）資產總額在1億元至2億元人民幣的，可以從事年售電量不超過30至60億千瓦時的售電業務。
（3）資產總額在2億元人民幣以上的，不限制其售電量。
（4）擁有配電網經營權的售電公司其注冊資本不低于其總資產的20%。
3．擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職專業人員，有關要求另行制定。
4．擁有配電網經營權的售電公司應取得電力業務許可證（供電類）。
（二）直接交易用戶準入條件。
1．符合國家產業政策，單位能耗、環保排放均應達到國家標準。
2．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，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費。
3．微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件。
（三）市場主體準入。
1．符合準入條件的市場主體應向省級政府或由省級政府授權的部門申請，并提交相關資料。
2．省級政府或由省級政府授權的部門通過政府網站等媒體將市場主體是否滿足準入條件的信息及相關資料向社會公示。
3．省級政府或由省級政府授權的部門將公示期滿無異議的市場主體納入年度公布的市場主體目錄，并實行動態管理。
4．列入目錄的市場主體可在組織交易的交易機構注冊，獲準參與交易。在新的交易機構組建前，市場主體可先行在省級政府或由省級政府授權的部門登記。
有關市場主體準入、退出辦法另行制定。
（四）市場主體退出。
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，不得再進入市場。退出市場的主體由省級政府或由省級政府授權的部門在目錄中刪除，交易機構取消注冊，向社會公示。
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，并處理好相關事宜。
四、市場化交易
（一）交易方式。
市場交易包括批發和零售交易。在交易機構注冊的發電公司、售電公司、用戶等市場主體可以自主雙邊交易，也可以通過交易中心集中交易。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。有關交易方式另行制定。
（二）交易要求。
參與交易的有關各方應符合電力市場建設的有關規定，到交易機構注冊成為市場交易主體。市場有關各方應依法依規簽訂合同，明確相應的權利義務關系，約定交易、服務等事項。參與雙邊交易的買賣雙方應符合交易的有關規定，交易結果應報有關交易機構備案。
（三）交易價格。
放開的發用電計劃部分通過市場交易形成價格，未放開的發用電計劃部分執行政府規定的電價。市場交易價格可以通過雙方自主協商確定或通過集中撮合、市場競價的方式確定。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）、政府性基金三部分組成。
輸配電價由政府核定，暫未單獨核定輸配電價的地區，可按現行電網購銷價差作為電力市場交易輸配電價。
（四）結算方式。
發電公司、電網企業、售電公司和用戶應根據有關電力交易規則，按照自愿原則簽訂三方合同。電力交易機構負責提供結算依據，電網企業負責收費、結算，負責歸集交叉補貼，代收政府性基金，并按規定及時向有關發電公司和售電公司支付電費。
五、信用體系建設與風險防范
（一）信息披露。
建立信息公開機制，省級政府或由省級政府授權的部門定期公布市場準入退出標準、交易主體目錄、負面清單、黑名單、監管報告等信息。市場主體在省級政府指定網站和“信用中國”網站上公示公司有關情況和信用承諾，對公司重大事項進行公告，并定期公布公司年報。
（二）信用評價。
建立市場主體信用評價機制，省級政府或由省級政府授權的部門依據企業市場履約情況等市場行為建立市場主體信用評價制度，評價結果應向社會公示。建立黑名單制度，對嚴重違法、違規的市場主體，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名單，不得再進入市場。
（三）風險防范。
強化信用評價結果應用，加強交易監管等綜合措施，努力防范售電業務違約風險。市場發生嚴重異常情況時，政府可對市場進行強制干預。
（四）強化監管。
國家能源局和省級政府應加強市場主體和交易機構的市場行為的監管，建立完善的監管組織體系，及時研究、分析交易情況和信息以及公布違反規則的行為。
六、組織實施
（一）分步推進。
在已核定輸配電價的地區，鼓勵社會資本組建售電公司，開展試點工作。在未核定輸配電價的地區，因地制宜放開售電業務，可采取電網購銷差價不變的方式開展用戶直接交易。在及時對改革試點工作進行總結的基礎上，逐步在全國范圍內放開所有售電業務。
（二）加強組織指導。
國家發展改革委、工業和信息化部、財政部、環境保護部、國家能源局等有關部門加強與試點地區的聯系與溝通，通力合作、密切配合，切實做好售電側改革試點相關工作。各省級政府要高度重視，加強領導，建立健全工作機制，全面負責本地區改革試點工作，協調解決改革工作中的重大問題。
試點地區要按照電力體制改革總體部署，編制工作方案、配套細則，報國家發展改革委、國家能源局備案。要對改革試點情況定期總結，及時上報，推動改革不斷深入。國家發展改革委會同國家能源局要對全國試點地區改革工作總體情況進行及時總結，宣傳典型做法，推廣改革成功經驗。
（三）強化監督檢查。
國家發展改革委、國家能源局會同有關部門及時掌握試點地區改革動態，加強指導、協調和督促檢查，依據相關法律法規和監管要求對售電市場公平競爭、信息公開、合同履行、合同結算及信用情況實施監管。對改革不到位或政策執行有偏差的及時進行糾正，防止供應側和需求側能耗、排放雙增高。
試點地區要及時檢查指導各項試點探索工作。對在改革過程中出現的新情況、新問題，要積極研究探索解決的辦法和途徑，重大問題及時報告，確保改革的順利進行。
建立電力交易督查機制，對各類準入交易企業的能耗、電耗、環保排污水平定期開展專項督查，及時查處違規交易行為，情節嚴重的要追究相關責任。
國家能源局派出機構和省級有關部門依據相關法律法規，對市場主體準入、電網公平開放、市場秩序、市場主體交易行為、電力普遍服務等實施監管，依法查處違法違規行為。
附件6
關于加強和規范燃煤自備電廠
監督管理的指導意見
為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）精神，加強和規范燃煤自備電廠監督管理，現提出如下意見：
一、重要意義
燃煤自備電廠（以下簡稱“自備電廠”）是我國火電行業的重要組成部分，在為工業企業生產運營提供動力供應、降低企業生產成本的同時，還可兼顧周邊企業和居民用電用熱需求。隨著自備電廠裝機規模持續擴大和火電行業能效、環保標準不斷提高，進一步加強和規范自備電廠監督管理，逐步推進自備電廠與公用電廠同等管理，有利于加強電力統籌規劃，推動自備電廠有序發展；有利于促進清潔能源消納，提升電力系統安全運行水平；有利于提高能源利用效率，降低大氣污染物排放；有利于維護市場公平競爭，實現資源優化配置。
二、基本原則
堅持統籌規劃的原則。強化電力發展規劃的引領約束作用，統籌能源資源和市場需求，科學規劃建設自備電廠。
堅持安全可靠的原則。嚴格執行電力行業相關規章，提升自備電廠運行水平，維護電力系統安全穩定運行。
堅持節能減排的原則。嚴格新建機組能效、環保準入門檻，落實水資源管理“三條紅線”控制指標。持續升級改造和淘汰落后火電機組，切實提升自備電廠能效、環保水平。
堅持公平競爭的原則。執行統一的產業政策和市場規則，推動自備電廠成為合格市場主體，公平參與市場交易。
堅持科學監管的原則。構建“規劃、政策、規則、監管”協調一致的監管體系，強化對自備電廠的監督管理，維護電力建設運行秩序。
三、強化規劃引導，科學規范建設
（一）統籌納入規劃。新（擴）建燃煤自備電廠項目（除背壓機組和余熱、余壓、余氣利用機組外）要統籌納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃，由地方政府依據《政府核準的投資項目目錄》核準，禁止以各種名義在總量控制規模外核準。
（二）公平參與優選。新（擴）建燃煤自備電廠要符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求，與公用火電項目同等條件參與優選。京津冀、長三角、珠三角等區域禁止新建燃煤自備電廠。裝機明顯冗余、火電利用小時數偏低地區，除以熱定電的熱電聯產項目外，原則上不再新（擴）建自備電廠項目。
（三）科學規范建設。自備電廠要按照以熱定電、自發自用為主的原則合理選擇機型和裝機規模。開工建設前要按規定取得核準文件和必要的支持性文件，建設過程中要嚴格執行火電建設相關產業政策和能效、水效、環保、安全質量等各項標準。嚴禁未批先建、批建不符及以余熱、余壓、余氣名義建設常規燃煤機組等違規行為。禁止公用電廠違規轉為企業自備電廠。
（四）做好電網接入。電網企業應對符合規定的自備電廠無歧視開放電網，做好系統接入服務。并網自備電廠應按要求配置必要的繼電保護與安全自動裝置以及調度自動化、通信和電量計量等設備，切實做好并網安全等相關工作。鼓勵有條件并網的自備電廠按自愿原則并網運行。
四、加強運行管理，參與輔助服務
（一）加強運行管理。并網自備電廠要嚴格執行調度紀律，服從電力調度機構的運行安排，合理組織設備檢修和機組啟停。全面落實電力行業相關規章和標準，進一步加強設備維護，做好人員培訓，主動承擔維護電力系統安全穩定運行的責任和義務。
（二）參與輔助服務。并網自備電廠要按照“兩個細則”參與電網輔助服務考核與補償，根據自身負荷和機組特性提供調峰等輔助服務，并按照相關規定參與分攤，獲得收益。
五、承擔社會責任，繳納各項費用
（一）承擔社會責任。企業自備電廠自發自用電量應承擔并足額繳納國家重大水利工程建設基金、農網還貸資金、可再生能源發展基金、大中型水庫移民后期扶持基金和城市公用事業附加等依法合規設立的政府性基金以及政策性交叉補貼，各級地方政府均不得隨意減免或選擇性征收。
（二）合理繳納備用費。擁有并網自備電廠的企業應與電網企業協商確定備用容量，并按約定的備用容量向電網企業支付系統備用費。備用費標準分省統一制定，由省級價格主管部門按合理補償的原則制定，報國家發展改革委備案。向企業自備電廠收取的系統備用費計入電網企業收入，并由政府價格主管部門在核定電網企業準許收入和輸配電價水平時統籌平衡。隨著電力市場化改革逐步推進，探索取消系統備用費，以市場化機制代替。
六、加強綜合利用，推動燃煤消減
（一）加強綜合利用。鼓勵企業回收利用工業生產過程中產生可利用的熱能、壓差以及余氣等建設相應規模的余熱、余壓、余氣自備電廠。此類項目不占用當地火電建設規模，可按有關規定減免政策性交叉補貼和系統備用費。
（二）鼓勵對外供熱供電。余熱、余壓、余氣自備電廠生產的電力、熱力，在滿足所屬企業自身需求的基礎上，鼓勵其按有關規定參與電力交易并向周邊地區供熱。
（三）推動燃煤消減。推動可再生能源替代燃煤自備電廠發電。在風、光、水等資源富集地區，采用市場化機制引導擁有燃煤自備電廠的企業減少自發自用電量，增加市場購電量，逐步實現可再生能源替代燃煤發電。
七、推進升級改造，淘汰落后機組
（一）推進環保改造。自備電廠應安裝脫硫、脫硝、除塵等環保設施，確保滿足大氣污染物排放標準和總量控制要求，并安裝污染物自動監控設備，與當地環保、監管和電網企業等部門聯網。污染物排放不符合環保要求的自備電廠要采取限制生產、停產改造等措施，限期完成環保設施升級改造。對于國家要求實施超低排放改造的自備燃煤機組，要在規定期限內完成相關改造工作。鼓勵其他有條件的自備電廠實施超低排放改造。
（二）提高能效水平。自備電廠運行要符合相關產業政策規定的能效標準要求。供電煤耗、水耗高于本省同類型機組平均水平5克/千瓦時、0.5千克/千瓦時及以上的自備燃煤發電機組，要因廠制宜，實施節能節水升級改造。
（三）淘汰落后機組。對機組類型屬于《產業結構調整目錄》等相關產業政策規定淘汰類的，由地方政府明確時間表，予以強制淘汰關停。能耗和污染物排放不符合國家和地方最新標準的自備電廠應實施升級改造，拒不改造或不具備改造條件的由地方政府逐步淘汰關停。淘汰關停后的機組不得轉供電或解列運行，不得易地建設。主動提前淘汰自備機組的企業，淘汰機組容量和電量可按有關規定參與市場化交易。
八、確定市場主體，參與市場交易
（一）確定市場主體。滿足下列條件的擁有并網自備電廠的企業，可成為合格發電市場主體。
1．符合國家產業政策，達到能效、環保要求；
2．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；
3．公平承擔發電企業社會責任；
4．進入各級政府公布的交易主體目錄并在交易機構注冊；
5．滿足自備電廠參與市場交易的其他相關規定。
（二）有序參與市場交易。擁有自備電廠的企業成為合格發電市場主體后，有序推進其自發自用以外電量按交易規則與售電主體、電力用戶直接交易，或通過交易機構進行交易。
（三）平等參與購電。擁有自備電廠但無法滿足自身用電需求的企業，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后，可視為普通電力用戶，平等參與市場購電。
九、落實責任主體，加強監督管理
（一）明確主體責任。擁有自備電廠的企業，要承擔加強和規范自備電廠管理的主體責任，強化自備電廠內部管理，嚴格執行能效、環保標準，切實維護電力系統安全穩定運行，公平承擔社會責任。
（二）加強組織協調。各省級發改（能源）、經信（工信）、價格、環保等相關部門以及國家能源局派出機構要進一步明確責任分工，加強協調，齊抓共管，形成工作合力，確保自備電廠規范有序發展。
（三）開展專項監管。國家能源局會同有關部門按規定開展自備電廠專項監管和現場檢查，形成監管報告，對存在的問題要求限期整改，將拒不整改的企業納入黑名單，并向社會公布。
（四）強化項目管理。各省級能源主管部門要進一步加強對本地區新（擴）建自備電廠項目的管理。國家能源局及其派出機構要加強對未核先建、批建不符、越權審批等違規建設項目及以余熱、余壓、余氣名義建設常規燃煤機組等問題的監管，一經發現，交由地方能源主管部門責令其停止建設，并會同相關部門依法依規予以處理。
（五）規范運行改造。各省級發改（能源）、經信（工信）、環保等主管部門會同國家能源局派出機構，按照職責分工對燃煤自備電廠安全生產運行、節能減排、淘汰落后產能等工作以及余熱、余壓、余氣自備電廠運行中的弄虛作假行為開展有效監管。對安全生產運行不合規，能效、環保指標不達標，未按期開展升級改造和淘汰落后等工作的自備電廠，要依法依規予以嚴肅處理，并視情況限批其所屬企業新建項目。
（六）加強監督檢查。財政部駐各省（區、市）監察專員辦事處加強對擁有自備電廠企業繳納政府性基金情況的監督檢查。各省級價格、能源主管部門及國家能源局派出機構加強對擁有自備電廠繳納政策性交叉補貼情況的監督檢查。對存在欠繳、拒繳問題的，要通報批評、限期整改，并依法依規予以處理。