橙電網(wǎng)電力網(wǎng)獲悉，近日山東省發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于印發(fā)山東省電力體制改革專項實施方案的通知》。文件共包含了8個電改實施方案，分別是《山東省輸配電價改革實施方案》、《山東省電力市場建設實施方案》、《山東省電力交易機構(gòu)組建實施方案》、《山東省有序放開發(fā)用電計劃改革實施方案》、《山東省售電側(cè)改革實施方案》、《山東省加強和規(guī)范自備電廠監(jiān)督管理實施方案》、《山東省推動分布式電源建設實施意見》、《山東省電力中長期交易規(guī)則(試行)》。具體情況如下：

關(guān)于印發(fā)山東省電力體制改革專項實施方案的通知

魯發(fā)改經(jīng)體〔2017〕788號

各市人民政府，省直有關(guān)部門：

根據(jù)省委、省政府《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)要求，省電力體制改革領(lǐng)導小組有關(guān)成員單位研究制定了《山東省輸配電價改革實施方案》、《山東省電力市場建設實施方案》、《山東省電力交易機構(gòu)組建實施方案》、《山東省有序放開發(fā)用電計劃改革實施方案》、《山東省售電側(cè)改革實施方案》、《山東省加強和規(guī)范自備電廠監(jiān)督管理實施方案》、《山東省推動分布式電源建設實施意見》、《山東省電力中長期交易規(guī)則(試行)》。。經(jīng)省政府同意，現(xiàn)印發(fā)給你們，請認真貫徹落實。

山東省發(fā)展和改革委員會 山東省經(jīng)濟和信息化委員會

山東省物價局 國家能源局山東監(jiān)管辦公室

2017年7月12日

山東省輸配電價改革實施方案

根據(jù)省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)、國家《關(guān)于印發(fā)電力體制改革配套文件的通知》(發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號)、《關(guān)于全面推進輸配電價改革試點有關(guān)事項的通知》(發(fā)改價格〔2016〕2018號)等文件規(guī)定，為探索建立科學合理的輸配電價形成機制，推進電力市場化改革，結(jié)合山東實際，制定本方案。

一、輸配電價改革目標和原則

(一)改革目標

轉(zhuǎn)變政府監(jiān)管電網(wǎng)企業(yè)方式，健全約束和激勵電網(wǎng)企業(yè)制度，建立規(guī)則明晰、水平合理、監(jiān)管有力、科學透明的獨立輸配電價體系，形成保障電網(wǎng)安全運行、滿足電力市場需要、促進電力用戶合理負擔、符合山東實際的輸配電價機制。

(二)改革原則

1.配套推進，強化監(jiān)管。輸配電價改革應與我省電力體制改革相互適應、配套推進，以建立健全各項制度、規(guī)則、機制建設為核心，通過轉(zhuǎn)變政府價格監(jiān)管方式，促進電網(wǎng)企業(yè)加強管理、提高效率。

2.促進發(fā)展，公平負擔。輸配電價按“準許成本加合理收益”原則核定，引導電網(wǎng)企業(yè)合理投資，促進山東電網(wǎng)健康發(fā)展。同時，應逐步反映各類用戶、各電壓等級輸配電成本，積極利用價格信號，引導用戶合理使用電力資源。

3.積極穩(wěn)妥，切合實際。輸配電價改革應妥善化解各相關(guān)利益方的影響，既著眼長遠，又符合山東實際，體現(xiàn)地方特色，推進改革順利實施。

二、輸配電價核定

(一)核價范圍

國網(wǎng)山東省電力公司(以下簡稱“山東電網(wǎng)”)為使用其經(jīng)營范圍內(nèi)共用網(wǎng)絡的用戶提供輸配電服務的價格。

(二)核價基礎

山東電網(wǎng)的輸配電資產(chǎn)和業(yè)務。

(三)核價內(nèi)容

根據(jù)國家《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法(試行)》規(guī)定，測算山東電網(wǎng)準許收入和輸配電價。其中：

1.準許收入

準許收入=準許成本+準許收益+價內(nèi)稅金

2.輸配電價

(1)山東電網(wǎng)平均輸配電價(含增值稅)=通過輸配電價回收的準許收入(含增值稅)÷省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電量。

(2)在平均輸配電價基礎上，原則上按220千伏及以上、110千伏、35千伏、10千伏、不滿1千伏五個電壓等級制定分電壓等級輸配電價，相鄰電壓等級用戶較少的，電壓等級適當合并。

(3)在分電壓等級輸配電價基礎上，考慮政策性交叉補貼、用戶負荷特性、與現(xiàn)行銷售電價水平基本銜接等因素后，原則上按大工業(yè)用電、一般工商業(yè)及其他用電、居民用電和農(nóng)業(yè)用電制定分用戶類別輸配電價。

(四)核價程序

山東電網(wǎng)輸配電價實行事前核定，監(jiān)管周期為三年。山東電網(wǎng)應在每一監(jiān)管周期開始前一年的6月30日前向省物價局提交申請及相關(guān)材料。省物價局受理后，經(jīng)輸配電成本監(jiān)審、測算準許收入和輸配電價水平，報國家發(fā)展改革委批復后，公布本監(jiān)管周期內(nèi)山東電網(wǎng)輸配電價水平。

第一個監(jiān)管周期為2017年1月1日至2019年12月31日，輸配電價核定時間按照國家規(guī)定執(zhí)行。

三、輸配電價監(jiān)管

(一)建立電網(wǎng)企業(yè)輸配電價偏差調(diào)整機制

1.監(jiān)管周期內(nèi)山東電網(wǎng)新增投資、銷售電量變化較大的，在監(jiān)管周期內(nèi)對各年準許收入和輸配電價進行平滑處理。情況特殊的，可在下一個監(jiān)管周期平滑處理。

2.監(jiān)管周期內(nèi)遇有國家重大政策調(diào)整、發(fā)生重大自然災害、不可抗力等因素造成山東電網(wǎng)實際成本和收入發(fā)生重大變化的，山東電網(wǎng)可提出輸配電價調(diào)整建議。

3.監(jiān)管周期內(nèi)遇有國家重大政策調(diào)整，造成山東電網(wǎng)實際收入顯著提高的，省物價局可直接提出降低輸配電價意見。

(二)建立電網(wǎng)企業(yè)運營成本激勵約束機制

1.山東電網(wǎng)通過加強管理，提高效率，使其實際成本低于準許成本的，節(jié)約部分由電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶各分享50%。

2.山東電網(wǎng)實際借款利率高于基準利率的，按基準利率測算債務資本收益率;低于基準利率的，實際借款利率與基準利率的差額，由電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶各分享50%。

3.山東電網(wǎng)實際運行線損率超過國家核定值的，超出部分由電網(wǎng)企業(yè)承擔;低于國家核定值的，實際線損率與核定值的差額，由電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶各分享50%。

(三)建立電網(wǎng)企業(yè)供電服務質(zhì)量績效考核機制

山東電網(wǎng)供電可靠率、服務質(zhì)量超出規(guī)定標準一定幅度的，可適當提高下一監(jiān)管周期準許收入;達不到標準的，降低下一監(jiān)管周期準許收入。具體辦法由省物價局會同有關(guān)部門研究制定。

(四)建立電網(wǎng)企業(yè)監(jiān)管周期新增投資定期校核機制

自第一個輸配電價監(jiān)管周期開始(即2017年1月1日起)，山東電網(wǎng)根據(jù)規(guī)劃所投資的項目，在按權(quán)限報政府投資主管部門核準或備案的同時(企業(yè)自主安排項目在開工建設前)，應向省物價局報送投資項目與共用網(wǎng)絡輸配電服務相關(guān)性說明(包括項目用途、投資金額、資金來源、工程進度安排、核準情況等)，并定期上報投資完成進度及情況，作為下一監(jiān)管周期輸配電價影響、測算、調(diào)整依據(jù)。

(五)建立電網(wǎng)企業(yè)輸配電價執(zhí)行情況定期報告和評估機制

每月15日前，山東電網(wǎng)應向省物價局報送輸配電價執(zhí)行情況及企業(yè)月度經(jīng)營狀況;每年3月31日前，提交上一監(jiān)管年度有關(guān)財務報表和輸配電價改革實施情況年度報告。

省物價局將會同省輸配電價改革工作協(xié)調(diào)小組成員、利益相關(guān)方和專家組成評估小組，定期對輸配電價改革實施情況進行分析評估。

四、配套改革措施

(一)推進發(fā)電側(cè)和售電側(cè)電價市場化改革

獨立輸配電價體系建立后，按照“管住中間，放開兩頭”的總體思路，把輸配電價與發(fā)售電價在形成機制上分開。其中，輸配電價執(zhí)行政府定價，公益性以外的發(fā)售電價由市場形成。

1.參與電力市場的發(fā)電企業(yè)，其上網(wǎng)電價由用戶或售電公司與發(fā)電企業(yè)通過自愿協(xié)商、市場競價等方式自主確定。

2.電網(wǎng)企業(yè)，按照政府核定的輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)收取過網(wǎng)費。

3.參與電力市場的用戶，其用電價格由發(fā)電企業(yè)或售電公司與電力用戶協(xié)商確定市場交易價格、輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、政府性基金及附加組成。

4.未參與電力市場的發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價和電力用戶用電價格，繼續(xù)執(zhí)行政府定價。

5.雙邊協(xié)商交易原則上不進行限價，集中競價交易中，確有必要時可以實施最高限價和最低限價。

(二)推進電價交叉補貼改革

結(jié)合我省電價改革進程,逐步減少工商業(yè)內(nèi)部交叉補貼,妥善處理居民、農(nóng)業(yè)用戶交叉補貼。過渡期間，由山東電網(wǎng)測算并申報現(xiàn)有各類用戶電價間交叉補貼數(shù)額，經(jīng)省物價局審核報國家發(fā)展改革委后，通過輸配電價回收。

(三)推進增量配電業(yè)務改革

增量配電區(qū)域內(nèi)，參與電力市場交易的用戶用電價格，由發(fā)電企業(yè)或售電公司與電力用戶協(xié)商確定的市場交易價格、配電網(wǎng)接入電壓等級對應的山東電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、配電網(wǎng)的配電價格、政府性基金及附加組成;居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)、公益性服務和其他未參與電力市場用戶的用電價格，繼續(xù)執(zhí)行政府定價。配電區(qū)域內(nèi)電力用戶應當承擔的政府性基金及附加，由配電公司代收，轉(zhuǎn)山東電網(wǎng)代繳。

增量配電區(qū)域的配電價格由省物價局按照國家有關(guān)規(guī)定制定。配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的山東電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應的山東電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價執(zhí)行。

(四)推進自備電廠改革

研究企業(yè)自備電廠關(guān)停和退出后，其向市場直接購電支持政策，鼓勵企業(yè)自備機組關(guān)停淘汰和轉(zhuǎn)型升級。研究余熱、余壓、余氣自備電廠交叉補貼、系統(tǒng)備用費支持政策，推動企業(yè)工業(yè)余能回收利用。

隨著我省電力市場化改革逐步推進，探索取消自備電廠系統(tǒng)備用費，以市場化機制代替?，F(xiàn)階段自備電廠繳納的系統(tǒng)備用費計入山東電網(wǎng)收入，由省物價局在測算準許收入和輸配電價水平時統(tǒng)籌平衡。

五、職責分工

在山東省電力體制改革領(lǐng)導小組統(tǒng)一領(lǐng)導下，省物價局負責會同有關(guān)部門制定輸配電價改革試點方案、進行輸配電成本監(jiān)審、測算山東電網(wǎng)準許收入和輸配電價水平、開展輸配電價監(jiān)管等工作;省發(fā)展改革委負責會同有關(guān)部門對山東電網(wǎng)監(jiān)管周期預測新增固定資產(chǎn)投資的必要性進行審核;省經(jīng)濟和信息化委負責會同有關(guān)部門對山東電網(wǎng)銷售電量的增減、結(jié)構(gòu)變化情況進行合理預測和跟蹤審核;山東能源監(jiān)管辦依照職能開展相關(guān)監(jiān)管工作;國網(wǎng)山東省電力公司負責根據(jù)方案要求做好相關(guān)配合工作。

山東省電力市場建設實施方案

根據(jù)省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)，為著力構(gòu)建主體多元、競爭有序的電力交易格局，加快推進全省電力市場化改革，制定本實施方案。

一、總體要求

堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向，堅持兼顧改到位和保穩(wěn)定原則，按照管住中間、放開兩頭體制架構(gòu)，協(xié)調(diào)落實“三放開、一獨立、三強化”改革措施，公平無歧視開放電網(wǎng)，逐步建立以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的市場化電力電量平衡新機制，加快構(gòu)建“有法可依、政企分開、主體規(guī)范、交易公平、價格合理、監(jiān)管有效”的電力市場體系。

二、工作目標和實施步驟

(一)建立和完善中長期電力市場(2018年底前)。協(xié)調(diào)推進有序放開競爭性環(huán)節(jié)電價，放開售電公司進入市場，有序向社會資本放開配電業(yè)務，培育多元化市場主體，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，組建相對獨立和規(guī)范運行的電力交易機構(gòu)，推進股份制改造，強化政府市場監(jiān)管，以年度雙邊協(xié)商和月度集中競價為基礎，逐步豐富交易品種，建立健全余缺電量調(diào)整考核機制，形成穩(wěn)定的中長期電力市場。

(二)深化電力市場建設，啟動和運行現(xiàn)貨市場交易(2019年-2020年)。建立優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電制度，電力市場體系健全時，除公益性、調(diào)節(jié)性電量以外發(fā)用電計劃全部進入市場，啟動和運行電力現(xiàn)貨交易、輔助服務交易和期貨等衍生品交易，逐步建立以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的電力電量平衡機制，最終形成以中長期交易穩(wěn)定市場、以現(xiàn)貨交易發(fā)現(xiàn)價格的電力市場機制。

三、主要任務

(一)推動各類市場主體進入市場

1.市場主體的范圍。市場主體包括各類發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)(含躉售地方電網(wǎng)，下同)、售電主體和電力用戶。

2.市場主體的基本條件

(1)各類市場主體的單位能耗、污染物排放應穩(wěn)定達到國家和地方相應階段標準，不符合國家產(chǎn)業(yè)政策以及產(chǎn)品和工藝屬于淘汰類的企業(yè)不得參與市場交易。

(2)中發(fā)〔2015〕9號文件頒布實施后核準、發(fā)改運行〔2017〕294文件印發(fā)后投產(chǎn)的煤電機組，原則上不再安排發(fā)電計劃，不再執(zhí)行政府定價，投產(chǎn)后一律納入市場化交易和由市場形成價格。新核準的水電、核電等機組根據(jù)相關(guān)政策安排一定優(yōu)先發(fā)電計劃外，參與電力市場交易，由市場形成價格。新增工業(yè)用戶原則上要參與市場交易。

3.市場主體準入與退出管理。省政府有關(guān)部門、能源監(jiān)管機構(gòu)制定市場主體準入與退出管理實施細則，按年度公布符合條件的發(fā)電企業(yè)和電力用戶準入目錄，并實施動態(tài)監(jiān)管。各類具備資格的市場主體自愿到電力交易機構(gòu)注冊成為市場交易主體。

4.協(xié)同推進發(fā)電、用電計劃放開。與發(fā)電側(cè)市場化電量放開規(guī)模相匹配，按電壓等級、用電規(guī)模分期分批放開無議價能力用戶以外的電力用戶等購電主體參與市場交易，逐步取消電壓等級限制。符合準入條件的用戶，選擇進入市場后全部電量參與交易，不再執(zhí)行政府定價。已參加市場交易的用戶又退出的，再次參與市場前，電網(wǎng)公司承擔保底供電責任，保底價格在輸配電價的基礎上，按照居民電價的1.2-2倍執(zhí)行。電力市場體系比較健全時，全部放開上網(wǎng)電價和公益性電量以外的銷售電價。

5.積極培育售電市場主體。按照“一注冊、一承諾、一公示、三備案”程序?qū)嵤┦垭娭黧w準入管理。中小用戶無法參與市場交易的，可由售電公司代理參與。加強對電力用戶參與市場意識的培育，大力發(fā)展電能服務產(chǎn)業(yè)。

(二)建立相對穩(wěn)定的中長期交易市場機制

1.組織開展多方交易。制定出臺中長期交易規(guī)則，完善省電力交易平臺功能，擴大進入市場的電力用戶與發(fā)電企業(yè)范圍，放開符合條件的售電公司進入市場，各類市場主體直接洽談合同，自主確定交易對象、方式、電量和價格，實現(xiàn)多方交易。

2.中長期交易市場構(gòu)成。市場主體通過自主協(xié)商或參加電力交易機構(gòu)組織的集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

3.建立規(guī)范高效的交易機制。交易雙方自主協(xié)商約定事項，簽訂有電網(wǎng)企業(yè)參加的多方合同;實行電子公章和網(wǎng)上合同，簡化交易流程;鼓勵簽訂長期穩(wěn)定的購售電合同(協(xié)議)，并實行余缺電量和約定價格調(diào)整，建立集中競價交易的價格調(diào)整機制，規(guī)避市場交易風險。

(三)推進跨省跨區(qū)送入電量進入市場

1.省內(nèi)外電力資源同步放開進入市場。國家規(guī)劃內(nèi)或政府間協(xié)議的跨省跨區(qū)送受電力電量，與省內(nèi)機組同步放開進入市場;省外臨時性的富裕水電、棄風等送入電量通過市場方式接受和消納，按照市場形成的價格結(jié)算。

2.推進國家規(guī)劃內(nèi)送受電計劃的市場化交易。建立與相關(guān)省區(qū)的送受電協(xié)商機制，按照市場化方向，將國家規(guī)劃內(nèi)送受電計劃逐步調(diào)整為中長期交易合同(協(xié)議)，推進跨省跨區(qū)交易和省內(nèi)機組統(tǒng)一市場競爭。

(四)開展合同電量交易(轉(zhuǎn)讓)

1.促進市場電量余缺調(diào)整。由電力交易機構(gòu)組織合同電量交易，各類市場主體通過雙邊協(xié)商、集中競價轉(zhuǎn)讓合同電量。合同電量包括雙邊協(xié)商市場電量和集中競價交易電量，調(diào)整市場電量余缺。

2.穩(wěn)步擴大交易參與范圍。市場初期，允許發(fā)電企業(yè)進入合同電量交易市場，參與轉(zhuǎn)讓交易;待市場條件成熟后，放開電力用戶和售電企業(yè)參與合同電量轉(zhuǎn)讓交易。

3.確保節(jié)能減排和電網(wǎng)安全。合同電量轉(zhuǎn)讓應滿足公益性電力熱力需求、電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻和系統(tǒng)安全要求，有利于節(jié)能減排和可再生能源保障性收購。

4.允許優(yōu)先發(fā)電計劃指標有條件市場化轉(zhuǎn)讓。屬于市場化方式形成價格的優(yōu)先發(fā)電計劃，如不能實現(xiàn)簽約，指標可以轉(zhuǎn)讓給其他優(yōu)先機組代發(fā)。

(五)建立電力現(xiàn)貨交易市場

1.開展現(xiàn)貨交易試點。開展現(xiàn)貨市場交易機制研究，制定現(xiàn)貨交易市場規(guī)則，強化市場人員業(yè)務培訓，完善市場平臺交易功能。視條件成熟情況，選擇具備條件的發(fā)電企業(yè)、售電主體和電力用戶開展日內(nèi)現(xiàn)貨市場和實時平衡市場試點。

2.建立現(xiàn)貨市場交易機制。在保證安全、高效、環(huán)保的前提下，建立完善現(xiàn)貨交易市場機制，啟動日前、日內(nèi)、實時電能量交易，形成發(fā)現(xiàn)電力價格新機制，促進電力平衡，引導電力投資。

(六)完善市場輔助服務機制

1.實施機組輔助服務考核獎懲。根據(jù)電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和用戶可中斷負荷等輔助服務需求，根據(jù)《可再生能源調(diào)峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》(發(fā)改運行〔2016〕1558號)、《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監(jiān)市場〔2006〕43號)，建立完善機組輔助服務考核獎懲機制。

2.建立輔助服務分擔共享機制。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，用戶可以結(jié)合自身負荷特性，自愿選擇與發(fā)電企業(yè)或電網(wǎng)企業(yè)簽訂保供電協(xié)議、可中斷負荷協(xié)議等合同，約定輔助服務權(quán)利與義務。

3.推進輔助服務市場建設。根據(jù)市場建設需要和條件，開展可中斷負荷、備用、調(diào)頻、調(diào)壓等輔助服務交易，協(xié)調(diào)推進跨省跨區(qū)輔助服務交易。

(七)建立市場風險防范機制

1.完善制度建設。建立完善市場操縱力評價標準和工作機制，加強對市場操縱力的預防與監(jiān)管。

2.加大技術(shù)投入。加大調(diào)度管理和技術(shù)投入，提高電力系統(tǒng)發(fā)、供、輸、配、用電環(huán)節(jié)的協(xié)同調(diào)節(jié)能力，兼顧電力市場化交易到位和電網(wǎng)穩(wěn)定運行。

(八)推動自備機組規(guī)范管理和轉(zhuǎn)型升級

1.研究現(xiàn)有自備機組關(guān)停和退出后，其向市場直接購電的過渡性電價支持政策。參照服役年限和機組類型確定合理期限，給予過渡性電價支持政策，緩解用電成本上升問題，推動老舊燃煤自備機組關(guān)停淘汰。新建自備機組必須符合電力規(guī)劃，納入建設規(guī)模。

2.允許自備機組規(guī)范進入市場。自備電廠成為合格市場主體后，允許在公平承擔發(fā)電企業(yè)社會責任的條件下參與電力市場交易。

(九)建立健全電力行業(yè)市場主體信用體系

1.實施市場主體信用監(jiān)管。引入第三方征信機構(gòu)建立市場主體信用記錄及信用信息數(shù)據(jù)庫，建設電力行業(yè)市場信用體系，開展信用備案、信用評價、信用監(jiān)測、風險預警;將市場主體的信用記錄納入全國公共信用信息平臺，確保信用狀況透明，可追溯、可核查。

2.發(fā)布市場主體信用信息。第三方征信機構(gòu)定期向省政府有關(guān)部門、能源監(jiān)管機構(gòu)和電力交易機構(gòu)，報告市場主體企業(yè)法人及其負責人、從業(yè)人員的市場交易信用監(jiān)測等信息，并在指定網(wǎng)站定期發(fā)布，接受市場主體的監(jiān)督。

3.建立失信聯(lián)合懲戒機制。對于不履約、拖欠電費、竊電、濫用市場力、電網(wǎng)歧視、未按規(guī)定披露信息等違法失信行為予以公開。對違法違規(guī)、嚴重失信的市場主體，納入失信黑名單，在全國范圍內(nèi)對其經(jīng)營活動依法實施懲戒措施;嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，實行嚴格的行業(yè)禁入措施。

四、市場建設與運行

(一)交易組織

1.中長期市場交易階段，電力交易機構(gòu)負責市場運行組織工作，發(fā)布市場信息，組織市場主體參與中長期交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易，根據(jù)交易結(jié)果制定下達年度、月度交易計劃;負責交易合同管理。

電力調(diào)度機構(gòu)負責系統(tǒng)安全和實時平衡，對各類交易電量開展安全校核，公布校核結(jié)果;組織日前市場交易，根據(jù)月度交易計劃下達日交易計劃并執(zhí)行實施，公布交易計劃執(zhí)行結(jié)果和偏差原因。協(xié)助提供交易管理所需的基礎材料及信息。

2.啟動現(xiàn)貨交易后，按照平穩(wěn)銜接、責權(quán)對等的原則，逐步明確、界定電力交易機構(gòu)和調(diào)度機構(gòu)在日前交易工作中的職責邊界。

(二)中長期交易合同形成

1.年度雙邊協(xié)商交易通過市場主體自主協(xié)商，確定成交電量和成交價格。

2.月度集中競價交易通過在統(tǒng)一交易平臺的集中撮合競價，確定成交的電量和價格。

3.在市場電量占比較低的市場初期，中長期電能量交易合同為實物合同，經(jīng)安全校核后執(zhí)行;市場中后期，中長期交易逐步過渡為金融合同。

(三)日前發(fā)電計劃形成。根據(jù)雙方約定的協(xié)商交易合同日分解電量、月度競價交易日分解電量和日前市場成交電量編制日交易計劃，根據(jù)基數(shù)電量計劃、日交易計劃電量、日前偏差調(diào)整電量編制日發(fā)電調(diào)度計劃，經(jīng)安全校核后下達執(zhí)行。

(四)競爭性環(huán)節(jié)電價形成。競爭性環(huán)節(jié)主要指月度集中競價交易、日前競價交易，競爭性環(huán)節(jié)的電價形成機制：

1.輸配電價核定前，保持電網(wǎng)購銷差價不變，競爭性環(huán)節(jié)電價主要實行單一電量電價，采取發(fā)用雙方集中競價撮合方式。

參與集中競價的機組均統(tǒng)一采用全省按容量加權(quán)平均上網(wǎng)電價(不包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價，下同)作為申報價差的報價基準，用戶以自身執(zhí)行的目錄電量電價為基準。

2.輸配電價核定后，月度集中競價電量價格成交機制按照雙邊撮合或統(tǒng)一出清。

(五)合同執(zhí)行偏差處理

1.市場建設初期，統(tǒng)籌組織雙邊交易和集中競價交易等方式，建立健全交易電量月度調(diào)整和考核機制，通過在發(fā)電側(cè)采用預掛牌平衡偏差等方式處理合同執(zhí)行偏差。

2.市場建設中后期，建立用戶間合同電量轉(zhuǎn)讓、現(xiàn)貨交易機制，解決偏差問題;鼓勵年度及以上的中長期電能量交易簽訂金融合同。

(六)市場結(jié)算

1.電力交易機構(gòu)根據(jù)市場主體簽訂的交易合同及平臺集中競價和執(zhí)行結(jié)果，出具市場交易結(jié)算依據(jù)。建立市場風險防范機制，規(guī)范交易結(jié)算流程，保障電費安全。

2.售電公司進入市場后，交易機構(gòu)根據(jù)交易執(zhí)行結(jié)果出具結(jié)算憑據(jù)，電網(wǎng)企業(yè)與電力用戶結(jié)算電費，并向用戶開具發(fā)票;電網(wǎng)企業(yè)向發(fā)電廠支付上網(wǎng)電費，電廠向電網(wǎng)企業(yè)開具發(fā)票;售電公司應得的電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，售電公司向電網(wǎng)企業(yè)開具發(fā)票。

3.輸配電價核定前，參與交易機組集中競價成交電量的上網(wǎng)電價，根據(jù)其脫硫、脫硝、除塵和超低排放完成情況按標準相應提高。峰谷電價電力用戶電費結(jié)算，在政府規(guī)定的電價基礎上，按現(xiàn)有峰平谷比價政策算出峰谷電價后，再執(zhí)行市場交易電價降幅。

輸配電價核定后，采用中長期方式交易的電量，可以繼續(xù)執(zhí)行峰谷電價，市場交易電價作為平段電價，峰、谷電價按峰平谷比價計算;也可以按交易電價結(jié)算，通過輔助服務考核與補償機制分攤調(diào)峰費用或者直接購買調(diào)峰服務。用戶側(cè)單邊執(zhí)行峰谷電價造成的損益單獨記賬，在以后電價調(diào)整中統(tǒng)籌考慮。采用發(fā)用電調(diào)度曲線一致方式交易的電量，不再執(zhí)行峰谷電價，按交易電價結(jié)算。

(七)安全校核與阻塞管理。電力調(diào)度機構(gòu)負責安全校核，按規(guī)定向各相關(guān)方提供市場所需的安全校核數(shù)據(jù)，公布電網(wǎng)輸送能力、阻塞預警及相關(guān)信息。條件成熟時，通過市場機制進行阻塞管理，因此產(chǎn)生的盈利或費用按責任分享、分擔。

(八)市場交易應急暫停。當系統(tǒng)發(fā)生緊急事故時，省級電力調(diào)度機構(gòu)應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經(jīng)濟性。由此帶來的成本由相關(guān)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或出現(xiàn)重大自然災害、突發(fā)事件時，省經(jīng)濟和信息化委、山東能源監(jiān)管辦可依照相關(guān)規(guī)定和程序暫停市場交易，組織或臨時實施發(fā)用電計劃管理。當市場運行規(guī)則不適應電力市場交易需要，電力市場運行所必須的軟硬件條件發(fā)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(fā)生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結(jié)果等情況時，省經(jīng)濟和信息化委、山東能源監(jiān)管辦可依照相關(guān)規(guī)定和程序暫停市場交易。

(九)市場交易監(jiān)管。省經(jīng)濟和信息化委、省物價局、山東能源監(jiān)管辦根據(jù)職能分工，對市場主體有關(guān)市場操縱力、公平競爭、電網(wǎng)公平開放、交易行為等情況，對電力交易機構(gòu)、電力調(diào)度機構(gòu)和市場主體實施監(jiān)管。

五、組織實施

在省電力體制改革領(lǐng)導小組的領(lǐng)導下，充分發(fā)揮聯(lián)合工作機制作用，各成員單位要明確職責，密切配合，加強協(xié)調(diào)聯(lián)動，形成工作合力。省經(jīng)濟和信息化委牽頭組織實施本方案，協(xié)調(diào)落實交易機構(gòu)組建、市場主體培育、優(yōu)先發(fā)電權(quán)和優(yōu)先購電權(quán)管理、市場信用體系建設等具體改革措施;建立常態(tài)化問題反映機制，及時發(fā)現(xiàn)和解決市場建設中出現(xiàn)的新問題。山東能源監(jiān)管辦會同省經(jīng)濟和信息化委、省物價局等有關(guān)部門，負責制定電力市場中長期交易規(guī)則和現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，并根據(jù)職能依法實施市場監(jiān)管，按照國家部署開展市場信用體系建設。省電力交易機構(gòu)負責建設山東省電力市場交易技術(shù)支持平臺，根據(jù)工作需要完善相應交易功能，為全省電力市場建設提供支撐。

山東省電力交易機構(gòu)組建實施方案

根據(jù)省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)，為構(gòu)建現(xiàn)代電力市場體系，推進全省電力市場化交易，結(jié)合我省電力行業(yè)實際，制定本實施方案。

一、總體要求

堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向，以構(gòu)建主體多元、運行規(guī)范、富有活力的現(xiàn)代電力市場體系為目標，建立功能完善、競爭有序、依法監(jiān)管、相對獨立運行的電力交易平臺，為全省提供公平、規(guī)范、高效、優(yōu)質(zhì)的電力交易服務，更好地發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用。

二、機構(gòu)及職能定位

按照國家要求，對現(xiàn)有批準成立的山東電力交易中心有限公司(以下簡稱“交易中心”)進行股份制改造，制定落實改造方案，引入部分發(fā)電公司、售電公司和電力用戶等多元股東，進一步完善公司治理結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)交易中心的相對獨立運行。

交易中心作為全省電力交易的市場平臺，主要負責電力交易系統(tǒng)的建設、運營、管理，按照政府批準的章程、規(guī)則和有關(guān)技術(shù)標準依法依規(guī)開展省內(nèi)外電力交易業(yè)務，做好與電力調(diào)度的銜接，并接受省政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)的監(jiān)管。

交易中心屬于依法設立的企業(yè)組織，可根據(jù)承擔的職責任務設立相應內(nèi)設機構(gòu)，工作人員以國網(wǎng)山東省電力交易中心現(xiàn)有人員為主體。待股份制改造完成后，根據(jù)業(yè)務發(fā)展需要和任職標準，多渠道公開選聘人才，高級管理人員按規(guī)定聘任。

交易中心實行獨立核算，不以盈利為目的，組建和運行初期，不收取交易相關(guān)費用，所需資金由國網(wǎng)山東省電力公司予以保障。完成股份制改造后，按照省物價局核定的標準收取交易手續(xù)費，實現(xiàn)收支平衡，確保交易中心有效運轉(zhuǎn)。

三、主要職責

(一)編制市場建設與運營細則。根據(jù)國家和省關(guān)于電力市場建設的政策規(guī)定，擬定市場注冊、市場交易、交易合同、交易結(jié)算、信息披露等運營工作規(guī)則;結(jié)合市場發(fā)展情況，設計交易品種，完善市場體系;開展電力市場研究，提出我省電力市場發(fā)展規(guī)劃建議。

(二)交易平臺建設與運營維護。建設市場服務場所，維護電力交易技術(shù)支持系統(tǒng)運營，提高交易平臺自動化、信息化水平，確保交易平臺功能健全、運行可靠、使用便捷，支撐市場主體接入和各類交易的開展。

(三)市場成員注冊管理。受理審核售電主體入市申請，與市場成員簽訂入市協(xié)議及交易平臺使用協(xié)議，管理注冊信息和檔案資料。按照規(guī)定監(jiān)督管理市場成員的市場交易行為，對違反市場規(guī)則或不符合準入條件的，按照有關(guān)規(guī)定予以清退。

交易中心與電網(wǎng)企業(yè)交互、核驗市場主體的核批、結(jié)算、用電、并網(wǎng)等信息。售電企業(yè)與其服務用戶的有關(guān)用電信息的綁定、調(diào)整由電網(wǎng)企業(yè)完成，相關(guān)信息提供交易中心。

(四)市場分析預測。依據(jù)電力市場供應能力、市場需求情況、輸電通道利用等信息，對市場供需走勢進行分析，與電網(wǎng)企業(yè)交互新增裝機、負荷變化預測、運行方式、輸電通道可用容量、電力銷售市場分析預測、年度及中長期市場分析預測、短期平衡分析預測等信息，為市場主體提供相關(guān)信息服務。

(五)交易組織。交易中心負責定期發(fā)布交易信息及交易公告，完成交易組織準備;按照交易規(guī)則，通過交易平臺組織市場交易，發(fā)布交易結(jié)果。根據(jù)市場交易品種和實際需要，按照平穩(wěn)銜接、責權(quán)對等原則，逐步明確、界定交易中心和電力調(diào)度機構(gòu)有關(guān)日前交易的職能邊界。在多年、年度、月度交易組織中，交易中心與電網(wǎng)企業(yè)及電力調(diào)度機構(gòu)交互輸配電價、安全約束和檢修等信息。電力調(diào)度機構(gòu)負責系統(tǒng)安全、實時平衡、日以內(nèi)即時交易及年度、月度交易的執(zhí)行落實。

(六)交易合同管理。交易中心負責各類交易合同的管理，通過交易平臺為市場成員提供合同生成、簽署等服務，負責合同的匯總歸檔。電網(wǎng)企業(yè)作為輸電方或購電方，與其他市場主體簽署交易合同。

(七)交易計劃編制與跟蹤。交易中心負責根據(jù)市場交易結(jié)果、市場規(guī)則和安全約束條件，編制年度、月度市場交易電量計劃，用于電費結(jié)算并向電力調(diào)度機構(gòu)提供。電力調(diào)度機構(gòu)負責向交易中心提供安全約束條件和基礎數(shù)據(jù)，進行安全校核，形成調(diào)度計劃，并將實際執(zhí)行結(jié)果和偏差原因提交交易中心。交易中心負責計劃執(zhí)行情況的跟蹤，向市場主體公布執(zhí)行結(jié)果和有關(guān)情況說明，并根據(jù)市場規(guī)則確定的激勵約束機制要求，通過事后結(jié)算實現(xiàn)經(jīng)濟責任分擔。

(八)交易結(jié)算。根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)提供的表計信息，交易中心進行交易電量電費結(jié)算，出具電量電費、輔助服務費及輸電服務費等結(jié)算憑證。

(九)信息發(fā)布。交易中心負責發(fā)布電力市場交易執(zhí)行的有關(guān)信息，配合省政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)對市場主體信息披露實施監(jiān)管。電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、用電企業(yè)、售電企業(yè)應按照交易規(guī)則，及時向交易中心提供相關(guān)信息。

(十)合規(guī)管理。按照市場主體信用評價有關(guān)規(guī)定，協(xié)助采集和管理市場主體和從業(yè)人員信用記錄，報告和查證違反交易規(guī)則、擾亂交易秩序等違規(guī)行為，推動山東電力市場交易行為和業(yè)務依法依規(guī)開展。做好交易中心工作人員行為自律管理，配合省政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)開展外部審計及業(yè)務稽核工作。

(十一)市場服務。組織開展業(yè)務培訓，開通熱線電話，接受投訴舉報和政策咨詢，為我省發(fā)電、用電和售電企業(yè)等市場主體提供便捷、高效、優(yōu)質(zhì)的服務。

(十二)市場評估與風險防控。建立并完善電力市場風險防控體系，加強對市場運營情況的監(jiān)控分析。當市場出現(xiàn)重大異常、影響電力穩(wěn)定供應時，依規(guī)采取相應的市場干預措施，暫?；蛉∠娏灰?。

四、監(jiān)督管理

(一)政府監(jiān)管。省政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)按各自職責，依法依規(guī)對交易中心實施監(jiān)管。交易中心按照授權(quán)對市場主體和相關(guān)從業(yè)人員違反交易規(guī)則、擾亂市場秩序等違規(guī)行為進行調(diào)查、取證。

(二)行業(yè)自治。組建山東省電力市場管理委員會(組建方案見附件)。市場管理委員會屬市場主體的自治性議事協(xié)調(diào)機構(gòu)，辦事機構(gòu)設在交易中心，主要負責向交易中心提出電力市場方面的專業(yè)建議，參與研究討論交易中心的章程、運營規(guī)則和相關(guān)實施細則，推薦交易中心高級管理人員，聽取和反映市場主體訴求，提出涉及市場主體利益的重要事項和意見建議，不干涉交易中心的日常運營。市場管理委員會成員由電力市場主體按類別推薦代表組成，不從交易中心領(lǐng)取薪酬。

(三)社會監(jiān)督。交易中心應依法依規(guī)建立完善的財務管理制度，委托具有相關(guān)業(yè)務資格的會計師事務所按年度進行外部財務審計，財務審計報告應向社會發(fā)布。交易中心每年向市場成員公示山東省電力市場發(fā)展與運行、交易組織、風險防控、重大事項說明等相關(guān)情況，接受社會各界監(jiān)督。

五、組織實施

(一)加強組織領(lǐng)導。在省電力體制改革領(lǐng)導小組的統(tǒng)一領(lǐng)導下，省經(jīng)濟和信息化委會同省發(fā)展改革委、山東能源監(jiān)管辦等單位，負責牽頭指導交易中心和電力市場管理委員會的組建，跟蹤交易中心和市場管理委員會的運行情況，協(xié)調(diào)解決出現(xiàn)的問題。

(二)機構(gòu)組建和運行。國網(wǎng)山東省電力公司負責交易中心具體籌備組建，根據(jù)省政府批復要求依法注冊成立交易中心。成立后的交易中心，要根據(jù)國家和省電力市場建設的有關(guān)部署要求，制定交易中心運營工作規(guī)則和市場交易細則，經(jīng)電力市場管理委員會審議，并報省政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)審查通過后組織實施。每年1月31日前，交易中心要將上一年度全省電力市場交易情況，報省政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)。

附件：《山東省電力市場管理委員會組建方案》

附件

山東省電力市場管理委員會組建方案

根據(jù)省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)，制定山東省電力市場管理委員會(以下簡稱“市場管理委員會”)組建方案。

一、制定依據(jù)

(一)《中共中央 國務院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號);

(二)《關(guān)于電力交易機構(gòu)組建和規(guī)范運行的實施意見》(發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號);

(三)《中共山東省委 山東省人民政府關(guān)于印發(fā)<山東省電力體制改革綜合試點方案>的通知》(魯發(fā)〔2016〕33號)。

二、職責定位

山東省電力交易機構(gòu)(以下簡稱“交易機構(gòu)”)按照政府批準的章程和規(guī)則組建運營。交易機構(gòu)董事會、管理層依據(jù)《公司法》，負責交易機構(gòu)重大事項決策和日常運營。市場管理委員會是由電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶等電力市場參與方和第三方代表組成的協(xié)商議事機構(gòu)，由各市場參與方按類別選派代表組成，目的是維護市場的公開、公平、公正，充分體現(xiàn)各方意愿，保障市場主體的合法權(quán)益。

市場管理委員會的主要職責包括：

(一)研究討論交易機構(gòu)組建章程;

(二)研究討論交易機構(gòu)市場交易和運營規(guī)則，根據(jù)市場發(fā)展情況，研究提出對市場交易和運營規(guī)則的修改意見;

(三)推薦交易機構(gòu)高級管理人員，由交易機構(gòu)依法按組織程序聘任;

(四)協(xié)調(diào)電力市場相關(guān)事項。

三、組織機構(gòu)

(一)市場管理委員會。市場管理委員會由電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶等電力市場參與方和第三方等類別派出代表組成，人數(shù)37人。市場管理委員會成員不從交易機構(gòu)領(lǐng)取薪酬，實行任期制，任期3年。

市場管理委員會成員應具備如下條件：從事電力行業(yè)相關(guān)工作5年以上，具有履行職責所需的管理能力，最近3年無違法違規(guī)記錄。

市場管理委員會設主任1人，首任推薦國網(wǎng)山東省電力公司代表擔任，以后由市場管理委員會成員按規(guī)則推選各類別代表。市場管理委員會主任負責召集和主持市場管理委員會會議。

(二)秘書處。市場管理委員會在交易機構(gòu)設立秘書處，負責市場管理委員會日常工作。秘書處設秘書長1人，由交易機構(gòu)負責人擔任，工作場所、辦公設備等辦公設施由交易機構(gòu)提供，工作人員由交易機構(gòu)人員兼任。市場管理委員會成員單位可選派2-3人協(xié)助有關(guān)工作，定期輪換。除交易機構(gòu)工作人員以外，其他工作人員不從交易機構(gòu)領(lǐng)取薪酬。

(三)專業(yè)工作組。市場管理委員會可根據(jù)需要設若干專業(yè)工作組，負責處理市場管理委員會交辦的某一方面專門工作。

專業(yè)工作組成員由市場管理委員會成員單位推薦，不從交易機構(gòu)領(lǐng)取薪酬。

(四)專家委員會。市場管理委員會下設專家委員會，由相關(guān)領(lǐng)域?qū)＜液偷谌阶稍冄芯繖C構(gòu)代表等組成。專家委員會成員按程序?qū)κ袌龉芾砦瘑T會工作提出意見建議。專家委員會人選由市場管理委員會確定。

四、成員構(gòu)成

市場管理委員會成員初期暫按以下方式產(chǎn)生;正式運行后，根據(jù)交易電量變化以及電力市場發(fā)展，可調(diào)整完善成員數(shù)量及構(gòu)成。

(一)發(fā)電方代表。中央駐魯發(fā)電公司代表7位，地方發(fā)電企業(yè)代表4位，共11位。

(二)購電方代表。電力用戶及售電公司代表11位，市場初期可以電力用戶為主，隨著市場主體發(fā)育，逐步增加售電公司份額。

(三)電網(wǎng)企業(yè)代表。11位。

(四)交易機構(gòu)代表。1位。

(五)第三方代表。3位。

省政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)可以派員參加市場管理委員會會議，可依法依規(guī)對市場管理委員會的審議結(jié)果行使否決權(quán)。

五、議事規(guī)則

市場管理委員會議事規(guī)則，由組建后的市場管理委員會負責制定，實行按類別投票表決等議事機制。交易機構(gòu)和第三方代表不參加投票表決。

六、組織落實

省經(jīng)濟和信息化委按本組建方案，推動組建市場管理委員會，做好相關(guān)指導工作。

山東省有序放開發(fā)用電計劃改革實施方案

根據(jù)省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)，為有序放開公益性、調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，加快推進電力市場建設，制定本實施方案。

一、總體要求

堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向，堅持兼顧改到位和保穩(wěn)定原則，建立優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電制度，有序放開公益性、調(diào)節(jié)性電量以外發(fā)用電計劃，推動電力電量平衡從計劃手段為主平穩(wěn)過渡到以市場手段為主，使市場在資源配置中起決定性作用和更好發(fā)揮政府作用。

二、建立優(yōu)先購電制度

(一)基本要求。享有優(yōu)先購電權(quán)的用戶按照政府定價優(yōu)先購買電力電量，由電網(wǎng)企業(yè)予以保障;在編制有序用電方案時列入優(yōu)先保障序列，原則上不參與限電;市場初期，不參與市場競爭。

(二)適用范圍。第一產(chǎn)業(yè)、居民生活，以及第三產(chǎn)業(yè)中的重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)用電享有優(yōu)先購電權(quán)。重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)主要包括黨政機關(guān)、學校、醫(yī)院、公共交通、金融、通信、郵政、供水和供氣等涉及社會生活基本需求，或提供公共產(chǎn)品和服務的部門和單位。

(三)保障措施

1.各類機組合理分擔。優(yōu)先購電權(quán)計劃電量首先由可再生能源機組、余能機組、熱電聯(lián)產(chǎn)機組、核電機組、可再生能源調(diào)峰機組等優(yōu)先發(fā)電機組承擔，不足部分由其他公用機組按節(jié)能低碳發(fā)電原則，根據(jù)差別發(fā)電量計劃或發(fā)電序位分擔，相應的銷售電價、上網(wǎng)電價執(zhí)行政府定價。

2.加強電力需求側(cè)管理。推廣應用電蓄能技術(shù)，形成一定規(guī)模的常態(tài)削峰能力。組織開展需求響應，以經(jīng)濟手段推動用電企業(yè)與電網(wǎng)協(xié)同調(diào)峰，保障輕微缺電情況下的電力平衡。鼓勵售電公司創(chuàng)新服務方式，為用戶提供電力需求側(cè)管理、用電運行檢測、電能服務管理等增值服務。

3.常態(tài)化、精細化開展有序用電。制定有序用電方案并嚴格落實。出現(xiàn)電力缺口時，通過組織工業(yè)企業(yè)有序錯避峰生產(chǎn)，保障嚴重缺電情況下的供用電秩序和具有優(yōu)先購電權(quán)用戶的供電。

4.建立用戶管理機制。建立優(yōu)先購電用戶目錄，實行目錄動態(tài)管理，做好用戶身份甄別、信息確認和電量統(tǒng)計，予以用電優(yōu)先保障。

三、建立優(yōu)先發(fā)電制度

(一)基本要求。享有優(yōu)先發(fā)電權(quán)的機組按照政府定價或同等優(yōu)先原則，優(yōu)先上網(wǎng)或出售電力電量。優(yōu)先發(fā)電容量通過安排基礎發(fā)電量計劃予以保障;優(yōu)先發(fā)電電量原則上由政府定價和市場化方式形成價格兩部分組成，其中，政府定價部分由電網(wǎng)企業(yè)保障收購;市場形成價格部分，發(fā)電企業(yè)參與市場交易時同等情況優(yōu)先成交。分布式風能太陽能發(fā)電由電網(wǎng)企業(yè)足額收購保障。

(二)適用范圍

1.一類優(yōu)先保障：

(1)規(guī)劃內(nèi)的風能、太陽能、生物質(zhì)能等可再生能源發(fā)電;

(2)為滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電;

(3)可再生能源調(diào)峰機組發(fā)電;

(4)實行“以熱定電”，供熱方式合理、實現(xiàn)在線監(jiān)測并符合環(huán)保要求的熱電聯(lián)產(chǎn)機組在采暖期內(nèi)發(fā)電。

2.二類優(yōu)先保障：

(1)跨省跨區(qū)送我省的配套清潔能源發(fā)電;

(2)水電，核電，天然氣發(fā)電機組;

(3)余能發(fā)電;

(4)涉外機組在合同期內(nèi)按合同約定發(fā)電。

(三)落實原則

1.規(guī)劃內(nèi)風能、太陽能、生物質(zhì)能、水能等可再生能源發(fā)電，按照資源條件預測的發(fā)電量安排優(yōu)先發(fā)電計劃，原則上保障性收購。

2.調(diào)峰調(diào)頻電量，按年度全社會用電量(扣除孤網(wǎng)自備機組發(fā)電量)的適當比例安排優(yōu)先發(fā)電計劃;可再生能源調(diào)峰機組按照高出本年度同類型機組平均利用小時的10%-20%安排優(yōu)先發(fā)電計劃，原則上全部執(zhí)行政府定價。

3.實施熱力負荷在線監(jiān)測的熱電聯(lián)產(chǎn)機組，在供熱期根據(jù)“以熱定電”政策安排優(yōu)先發(fā)電計劃，原則上全部執(zhí)行政府定價。其中，背壓機組根據(jù)實際熱負荷放開發(fā)電，不再下達機組發(fā)電量計劃;抽凝式熱電聯(lián)產(chǎn)燃煤機組和燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)機組，供熱量按照上年度實際供熱量并考慮當年變化核定，超出“以熱定電”政策標準外的電量通過市場交易解決。

4.跨省跨區(qū)送受電量的優(yōu)先發(fā)電計劃及執(zhí)行政府定價的比例，在貫徹國家能源戰(zhàn)略的前提下，由送方參照我省同類型機組協(xié)商確定。優(yōu)先發(fā)電計劃電量原則上優(yōu)先消納，清潔能源送電比例原則上不低于25%。

國家規(guī)劃內(nèi)的既有大型水電、核電、風電、太陽能發(fā)電等清潔能源發(fā)電，以及網(wǎng)對網(wǎng)送受清潔能源的地方政府協(xié)議，通過優(yōu)先發(fā)電計劃予以保障。優(yōu)先發(fā)電計劃電量不低于上年實際水平或多年平均水平，按發(fā)改價格〔2015〕962號文件精神，由送受雙方協(xié)商或通過市場化交易方式確定價格;優(yōu)先發(fā)電計劃電量以外部分參與我省市場化競爭。

國家規(guī)劃內(nèi)的既有燃煤機組，鼓勵簽訂中長期協(xié)議(合同)。采用點對網(wǎng)或類似點對網(wǎng)專線輸電方式送(分)電的，視同省內(nèi)發(fā)電機組，統(tǒng)一納入全省電力電量平衡，并與省內(nèi)機組同比例放開參與市場。

國家規(guī)劃內(nèi)且在中發(fā)〔2015〕9號文頒布實施后核準的清潔能源機組，優(yōu)先發(fā)電計劃中市場化方式形成價格部分的比例應逐步擴大。

國家規(guī)劃內(nèi)且在中發(fā)〔2015〕9號文頒布實施后核準、發(fā)改運行〔2017〕294文件印發(fā)后投產(chǎn)的燃煤機組，視同省內(nèi)發(fā)電機組管理。

5.核電機組，按照國家有關(guān)規(guī)定安排優(yōu)先發(fā)電電量，其中，執(zhí)行政府定價計劃高于省內(nèi)燃煤機組平均利用小時一定比例安排，其他優(yōu)先發(fā)電電量由市場化方式形成價格。

6.余能發(fā)電，參照企業(yè)生產(chǎn)實際和前3年實際發(fā)電量安排優(yōu)先發(fā)電計劃，原則上全部執(zhí)行政府定價。

7.涉外機組，按照合同約定安排優(yōu)先發(fā)電計劃，原則上全部執(zhí)行政府定價。

(四)保障措施

1.分類安排優(yōu)先發(fā)電計劃。年初編制年度平衡方案時，整體預留規(guī)劃內(nèi)風電、太陽能、生物質(zhì)、背壓供熱機組、余能機組、水能發(fā)電電量空間，不再下達具體機組計劃?？稍偕茉凑{(diào)峰機組、其他調(diào)峰調(diào)頻電量、核電、天然氣發(fā)電，以及熱電比符合熱電聯(lián)產(chǎn)政策標準的熱電機組采暖期內(nèi)發(fā)電、涉外機組等優(yōu)先發(fā)電計劃，建立完善運行考核和技術(shù)監(jiān)督手段，據(jù)此編制機組發(fā)電量計劃。

2.消納省外來電規(guī)劃內(nèi)電量。省經(jīng)濟和信息化委確定跨省跨區(qū)送受電優(yōu)先發(fā)電計劃規(guī)模建議，報國家發(fā)展改革委備案后優(yōu)先安排發(fā)電。

3.組織實施替代發(fā)電?？稍偕茉凑{(diào)峰機組因調(diào)峰無法完成的優(yōu)先發(fā)電計劃，可通過替代發(fā)電交易給其他機組。市場化方式形成價格的優(yōu)先發(fā)電計劃，可替代轉(zhuǎn)讓給其他優(yōu)先發(fā)電機組。電量替代價格由雙方協(xié)商確定。執(zhí)行標桿價格部分的優(yōu)先發(fā)電計劃原則上不得進行替代發(fā)電。

電力交易機構(gòu)制定優(yōu)先發(fā)電權(quán)計劃指標市場交易辦法，報省經(jīng)濟和信息化委同意后實施。

四、平衡年度電量供需

(一)編制年度電量供需平衡方案。省經(jīng)濟和信息化委會同有關(guān)單位根據(jù)全省國民經(jīng)濟社會發(fā)展計劃和各市預測，分析全省電力電量需求，制定年度全省電力電量平衡方案，提出優(yōu)先發(fā)電計劃編制和市場電量安排建議，報國家發(fā)展改革委備案。

(二)實施節(jié)能低碳發(fā)電調(diào)度。未進入市場的電量，按照節(jié)能低碳環(huán)保原則編制差別發(fā)電量計劃或安排機組發(fā)電序位，提高能效和環(huán)保指標領(lǐng)先機組的利用小時。

(三)加強機組調(diào)峰調(diào)頻考核獎懲。各類直調(diào)發(fā)電機組均等承擔電力平衡和調(diào)峰調(diào)頻任務，調(diào)峰調(diào)頻能力原則上不得低于50%。根據(jù)機組調(diào)峰調(diào)頻貢獻大小，按節(jié)能低碳調(diào)度原則進行調(diào)峰調(diào)頻電量考核獎懲。

(四)適時調(diào)整年度電量平衡方案。每年底前，根據(jù)全省電力供需平衡實際和市場電量情況，調(diào)整年度電力電量平衡方案，做好各類電量的收口工作。市場交易電量原則上按時間先后順序優(yōu)先落實、優(yōu)先結(jié)算。

五、有序放開發(fā)用電計劃

(一)用電逐步放開

1.市場建設初期，逐步放開年用電量達到一定規(guī)模的10千伏及以上電壓等級的工商業(yè)用戶參與直接交易。重點向市場前景好、發(fā)展?jié)摿Υ蟆a(chǎn)品附加值高、創(chuàng)新能力強、轉(zhuǎn)型升級示范作用大的企業(yè)傾斜。

2.市場建設中后期,電力市場體系比較健全時，除公益性、調(diào)節(jié)性電量以外的電量全部進入市場。鼓勵無議價能力用戶進入市場，可保留一定交叉補貼，確保電價合理;電網(wǎng)企業(yè)或擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電企業(yè)提供保障供電服務，滿足市場交易應急暫停時的用戶生產(chǎn)用電。

(二)發(fā)電有序放開

1.市場建設初期，保留規(guī)劃內(nèi)可再生能源發(fā)電、可再生能源調(diào)峰機組發(fā)電、余能發(fā)電、調(diào)峰調(diào)頻電量、熱電比在政策范圍內(nèi)的熱電機組發(fā)電，以及水電、核電、涉外機組合同期內(nèi)的優(yōu)先發(fā)電計劃。在可再生能源消納受限時，安排保障性收購小時落實優(yōu)先發(fā)電計劃。其他發(fā)電機組市場化電量逐步擴大規(guī)模，原則上經(jīng)安全校核，燃煤發(fā)電企業(yè)只要不超過年度燃煤機組發(fā)電小時的最高上限，電網(wǎng)企業(yè)保障執(zhí)行;如因發(fā)用電計劃放開不同步產(chǎn)生的電費結(jié)算盈虧，計入本地輸配電價平衡賬戶，可用于政策性交叉補貼、輔助服務費用等。

對中發(fā)〔2015〕9號文件頒布實施后核準、發(fā)改運行〔2017〕294文件印發(fā)后投產(chǎn)的燃煤機組，原則上不再安排發(fā)電計劃，不再執(zhí)行政府定價，但交易電量不應超過年度燃煤機組發(fā)電小時最高上限。

2.市場建設中后期,電力市場體系比較健全時，除公益性和調(diào)節(jié)性電量以外的其他電量全部進入市場。自備電廠成為合格市場主體后，允許在公平承擔發(fā)電企業(yè)社會責任的條件下參與電力市場交易。接入電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)、實現(xiàn)熱力負荷或資源綜合利用在線監(jiān)測的地調(diào)公用機組發(fā)電，同步放開參與市場交易。

(三)跨省跨區(qū)送受電同步放開

1.市場建設初期，規(guī)劃內(nèi)跨省跨區(qū)送電電量與省內(nèi)機組電量同步放開，其中，配套電源中規(guī)劃內(nèi)清潔能源執(zhí)行優(yōu)先保障消納;其他送受電量全部按市場方式接納。

2.市場建設中后期，電力市場體系比較健全時，逐步形成以中長期交易為主、臨時交易為補充的跨省跨區(qū)交易機制。配套電源中規(guī)劃內(nèi)清潔能源執(zhí)行優(yōu)先發(fā)電計劃，其他機組電量全部由市場化方式形成價格。

(四)加快建立完善市場交易機制。凡是參加電力市場交易的用戶，均不再執(zhí)行政府定價。除優(yōu)先發(fā)電計劃執(zhí)行政府定價的電量外，機組其他電量價格主要由用戶、售電主體與發(fā)電企業(yè)通過自主協(xié)商、市場競價等方式確定。隨著市場體系的不斷健全，逐步放開公益性、調(diào)節(jié)性計劃以外電量的上網(wǎng)電價和銷售電價。已參加市場交易的用戶又退出的，再次參與市場前，電網(wǎng)公司承擔保底供電責任，保底價格在輸配電價的基礎上，按照居民電價的1.2-2倍執(zhí)行。

(五)積極引導各類購電主體參與市場交易。新增大工業(yè)用戶原則上通過簽訂中長期電力市場交易協(xié)議(合同)保障供電，鼓勵其他新增用戶參與電力交易。售電公司可視同電力用戶參與電力市場，也可以代理中小用戶參與電力交易。加快發(fā)展電能服務商，推動用戶提升科學用電能力和市場化意識，逐步實現(xiàn)電力直接交易雙方發(fā)用電曲線實時對應。

六、加強組織領(lǐng)導和措施落實

在省電力體制改革領(lǐng)導小組的領(lǐng)導下，各有關(guān)部門明確職責、相互配合，推動有序放開發(fā)用電計劃各項改革措施的落實。發(fā)用電計劃放開過程中，要綜合改革條件、放開幅度和企業(yè)承受力，兼顧改到位和保穩(wěn)定，根據(jù)市場建設需要，合理確定計劃放開時間節(jié)點和規(guī)模，適時開展工作評估，完善措施，促進全省電網(wǎng)穩(wěn)定運行和電力市場建設有序推進。省經(jīng)濟和信息化委牽頭負責本方案組織實施。

山東省售電側(cè)改革實施方案

根據(jù)省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)，為有序向社會資本開放配售電業(yè)務，培育多元化售電主體，結(jié)合我省實際，制定本方案。

一、總體要求

堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向，按照整體設計、試點先行、協(xié)調(diào)推進、分步實施原則，有序向社會資本開放配售電業(yè)務，多途徑培育售電主體進入市場，強化政府監(jiān)管和社會監(jiān)督，加快形成多買多賣、規(guī)范高效、競爭有序的交易機制，更好地發(fā)揮市場配置資源的決定性作用。

二、售電側(cè)市場主體及職責定位

(一)電網(wǎng)企業(yè)。電網(wǎng)企業(yè)是指擁有輸電網(wǎng)、配電網(wǎng)運營權(quán)，承擔其供電營業(yè)區(qū)保底供電服務的企業(yè)，履行確保居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務等用電的基本責任。電網(wǎng)企業(yè)系指國網(wǎng)山東省電力公司及其所屬企業(yè)。

1.提供普遍服務。依法依規(guī)取得相關(guān)業(yè)務許可，為營業(yè)區(qū)內(nèi)的各類用戶提供電力普遍服務，保障基本供電。

2.無歧視開放電網(wǎng)。無歧視地向各類市場主體提供報裝、計量、抄表、維修、收費等供電服務，提供輸配電服務。公開輸配電網(wǎng)絡的可用容量和實際使用容量、影響市場交易的電網(wǎng)約束等信息，保障電網(wǎng)公平無歧視開放。

3.履行社會責任。當售電公司終止經(jīng)營或無法提供售電服務時，電網(wǎng)企業(yè)在保障電網(wǎng)安全和不影響其他用戶供電的前提下，向相關(guān)用戶供電并按照政府規(guī)定的電價收費。社會資本投資的配電公司在其營業(yè)區(qū)內(nèi)無法履行責任時，若無其他公司履行責任，由政府指定電網(wǎng)企業(yè)代為履行。在保證電網(wǎng)安全運行的前提下，按照有關(guān)規(guī)定收購分布式電源發(fā)電。受委托承擔省內(nèi)電力行業(yè)統(tǒng)計工作。

4.收費和結(jié)算。按規(guī)定向交易主體收取輸配電費用(含線損和交叉補貼)，按規(guī)定代收的政府性基金及附加;按照電力交易機構(gòu)出具的結(jié)算依據(jù)，承擔相關(guān)市場主體的電費結(jié)算責任，保障交易電費資金安全。

(二)售電公司。售電公司以服務用戶為核心，以經(jīng)濟、優(yōu)質(zhì)、安全、環(huán)保為經(jīng)營原則，實行自主經(jīng)營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。

1.售電區(qū)域。同一供電營業(yè)區(qū)內(nèi)可以有多個售電公司，同一售電公司可在多個供電營業(yè)區(qū)內(nèi)售電。

同一供電營業(yè)區(qū)只能有一家公司擁有該區(qū)域配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)，提供保底供電服務，供電營業(yè)區(qū)域范圍根據(jù)市場發(fā)展情況進行調(diào)整，不得跨供電營業(yè)區(qū)域從事配電業(yè)務。本方案中配電網(wǎng)原則上系指110千伏及以下電壓等級電網(wǎng)和220千伏及以下電壓等級工業(yè)園區(qū)(經(jīng)濟開發(fā)區(qū))等局域電網(wǎng)。

2.售電服務和社會責任。提供優(yōu)質(zhì)專業(yè)的售電服務，履行合同約定的權(quán)利義務，維護電力市場秩序，服從電力調(diào)度管理和有序用電管理。

社會資本投資增量配電網(wǎng)，且擁有該區(qū)域配電網(wǎng)絕對控股權(quán)的，可向政府主管部門申請并獲準開展配電網(wǎng)經(jīng)營業(yè)務，嵌入電網(wǎng)企業(yè)及其他配電網(wǎng)營業(yè)區(qū)域內(nèi)的新增220千伏配電線路，經(jīng)審核主要承擔與主網(wǎng)聯(lián)絡作用的，應納入省電力調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度;按照國家和省有關(guān)規(guī)定，在供電營業(yè)區(qū)內(nèi)擁有與電網(wǎng)企業(yè)相同的權(quán)利，履行相同的社會責任。具體負責區(qū)域內(nèi)電力統(tǒng)計工作，并按有關(guān)規(guī)定報電網(wǎng)企業(yè)。

3.綜合服務。鼓勵開展合同能源管理、需求側(cè)管理、綜合節(jié)能和用電咨詢等增值服務，豐富和拓展售電業(yè)務內(nèi)涵。

(三)電力用戶。符合市場準入條件的電力用戶，可以直接與發(fā)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。任何單位和個人不得干涉用戶自由選擇售電市場主體的權(quán)利。

三、售電公司培育與管理

(一)多途徑培育售電公司

1.允許電網(wǎng)企業(yè)投資組建售電公司。電網(wǎng)企業(yè)組建的售電公司應獨立開展競爭性售電業(yè)務，與電網(wǎng)企業(yè)的輸配電業(yè)務、調(diào)度業(yè)務及其他非市場化業(yè)務分開，確保公平競爭，鼓勵電網(wǎng)企業(yè)與社會資本通過股權(quán)合作等方式成立產(chǎn)權(quán)多元化公司經(jīng)營配電網(wǎng)。

2.允許發(fā)電企業(yè)投資組建配電、售電公司。發(fā)電企業(yè)組建的配電、售電公司從事的配電業(yè)務、競爭性售電業(yè)務，須與發(fā)電業(yè)務分開。電力用戶或售電公司向發(fā)電企業(yè)購電，應通過現(xiàn)有公用電網(wǎng)線路實現(xiàn);確需新建、改建或擴建線路的，應遵照電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，符合增量配電業(yè)務的按照增量配電網(wǎng)項目管理。發(fā)電企業(yè)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(wǎng)絡相連的專用線路。

3.鼓勵各類社會資本投資從事售電業(yè)務。已具有法人資格且符合售電公司準入條件的工業(yè)園區(qū)、高新產(chǎn)業(yè)園區(qū)、經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)區(qū)、節(jié)能服務公司和供水、供氣、供熱等公共服務行業(yè)等可以到工商部門申請業(yè)務增項，按規(guī)定履行相關(guān)程序后開展售電業(yè)務。鼓勵社會資本和個人投資成立售電公司。

4.規(guī)范電網(wǎng)外存量配電業(yè)務。電網(wǎng)企業(yè)存量資產(chǎn)外，擁有配電網(wǎng)存量資產(chǎn)絕對控股權(quán)的公司，包括建設、運營配電網(wǎng)的高新產(chǎn)業(yè)園區(qū)、經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)區(qū)和其他企業(yè)，按照國家和省開展配電網(wǎng)業(yè)務有關(guān)規(guī)定完備手續(xù)后，可自愿轉(zhuǎn)為擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司，視為增量配電業(yè)務統(tǒng)一管理。配電網(wǎng)并網(wǎng)運行的售電公司，供電營業(yè)區(qū)內(nèi)220千伏線路配電業(yè)務可自主調(diào)度管理，也可委托電力調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度。孤立于全省電網(wǎng)主網(wǎng)運行的配電網(wǎng)須具備必要的應急備用電源、黑啟動等技術(shù)能力，確保供電穩(wěn)定可靠和普遍服務落實。

5.配電、售電及相關(guān)業(yè)務分開核算。電網(wǎng)企業(yè)成立或其他擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司，其競爭性售電業(yè)務應逐步實現(xiàn)由獨立的售電公司承擔，人員、資金、信息等方面應與配電業(yè)務及其他非市場化業(yè)務分開。發(fā)電企業(yè)成立的配電、售電公司，配電業(yè)務、競爭性售電業(yè)務和發(fā)電業(yè)務均應相互獨立，人員、資金、信息等方面分開。

(二)售電公司準入條件

1.按照《中華人民共和國公司法》登記注冊的企業(yè)法人。

2.資產(chǎn)要求。資產(chǎn)總額不得低于2千萬元人民幣。

(1)資產(chǎn)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6億至30億千瓦時的售電業(yè)務。

(2)資產(chǎn)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30億至60億千瓦時的售電業(yè)務。

(3)資產(chǎn)總額在2億元人民幣以上(不含2億元人民幣)的，不限制其售電量。

(4)擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司其注冊資本不低于其總資產(chǎn)的20%。

3.經(jīng)營場所與設備要求。擁有與申請售電規(guī)模和業(yè)務范圍相適應的經(jīng)營場所，及電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)需要的信息系統(tǒng)和客戶服務平臺，能夠滿足參加市場交易的報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能，具備開展電能管理服務的技術(shù)能力。擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司，應具有與配電業(yè)務相匹配并符合調(diào)度標準要求的場地設備，具有與承擔配電業(yè)務相適應的機具設備和維修人員，對外委托有資質(zhì)的承裝(修、試)隊伍的，承擔相應監(jiān)管責任。

4.專業(yè)人員條件

(1)無配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司。擁有10名及以上專業(yè)人員，掌握電力系統(tǒng)基本技術(shù)、經(jīng)濟專業(yè)知識，具備電力需求側(cè)管理、綜合節(jié)能管理等能力，有三年及以上工作經(jīng)驗。至少擁有1名高級職稱和3名中級職稱的專業(yè)管理人員。

(2)有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司。擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司應增加與從事配電業(yè)務相適應的專業(yè)技術(shù)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(yè)管理人員。生產(chǎn)運行負責人、技術(shù)負責人、安全負責人應具有5年以上與配電業(yè)務相適應的經(jīng)歷，具有中級及以上專業(yè)技術(shù)任職資格或者崗位培訓合格證書。

5.信用要求。無不良信用記錄，并按照規(guī)定做出信用承諾，確保誠實守信經(jīng)營。

6.相關(guān)資質(zhì)條件

(1)存量配電業(yè)務。除電網(wǎng)企業(yè)存量資產(chǎn)外，擁有配電網(wǎng)存量資產(chǎn)絕對控股權(quán)的公司，按照國家增量配電業(yè)務管理規(guī)定，按照基本建設程序要求，向發(fā)展改革部門申請補充相關(guān)核準手續(xù)，符合上述資金、場所、設備和人員條件的，應按政策規(guī)定申請辦理相關(guān)業(yè)務許可，明確供電營業(yè)區(qū)、取得許可后方可開展配電業(yè)務。

(2)增量配電業(yè)務。增量配電業(yè)務須納入全省配電網(wǎng)建設規(guī)劃，符合條件的市場主體向省發(fā)展改革委申請作為增量配電網(wǎng)項目的業(yè)主。省發(fā)展改革委通過招標等市場化機制公開、公平、公正優(yōu)選確定項目業(yè)主，明確項目建設內(nèi)容、工期、供電范圍并簽訂協(xié)議;政府有關(guān)部門和能源監(jiān)管機構(gòu)按規(guī)定頒發(fā)相關(guān)業(yè)務許可，賦予相應資格。

擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司，應具有健全有效的安全生產(chǎn)組織和制度，按照相關(guān)法律規(guī)定開展安全培訓工作，配備安全監(jiān)督人員;承諾履行電力社會普遍服務義務。

7.法律法規(guī)規(guī)定的其他條件。

(三)準入和退出管理

1.準入管理

(1)一注冊。省電力交易機構(gòu)負責售電公司注冊服務。符合準入條件的售電公司自主選擇電力交易機構(gòu)辦理注冊，獲得交易資格。省電力交易機構(gòu)收到市場主體入市注冊申請后，應在10個工作內(nèi)完成正式注冊，與市場主體簽訂交易平臺使用協(xié)議，辦理交易平臺使用賬戶及數(shù)字證書，并組織相關(guān)專業(yè)培訓。

市場主體注冊信息發(fā)生變化時，應在5個工作日向相應的省電力交易機構(gòu)申請變更。業(yè)務范圍、公司股東等有重大變化的，應再次予以承諾、公示。

(2)一承諾。售電主體辦理注冊時，應按固定格式簽署信用承諾書，并向省電力交易機構(gòu)提交以下資料：營業(yè)執(zhí)照、法人代表、資產(chǎn)證明、從業(yè)人員、經(jīng)營場所和設備等基本信息和銀行賬戶等交易信息。

擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的，還需提供配電網(wǎng)電壓等級、供電范圍、相關(guān)業(yè)務許可等相關(guān)資料。

(3)一公示。接受注冊后，省電力交易機構(gòu)要通過“信用中國”等政府指定網(wǎng)站，將滿足準入條件的信息、材料和信用承諾書向社會公示，公示期為1個月。公示期滿無異議的，注冊手續(xù)自動生效。省電力交易機構(gòu)將公示期滿無異議的售電公司納入市場交易主體目錄，向社會公布并實行動態(tài)管理。

公示期間存在異議的，注冊暫不生效，暫不納入交易市場主體目錄。售電公司可自愿提交補充材料并申請再次公示;經(jīng)兩次公示仍存在異議的，由省經(jīng)濟和信息化委會同山東能源監(jiān)管辦核實相關(guān)情況后裁決。

(4)三備案。省電力交易機構(gòu)按月匯總售電公司注冊情況，向省經(jīng)濟和信息化委、山東能源監(jiān)管辦和政府引入的第三方征信機構(gòu)備案，并通過“信用中國”網(wǎng)站和電力交易平臺向社會公布。

2.退出管理

(1)強制退出。售電公司有下列情形之一的，應強制退出市場并取消注冊，原則上3年內(nèi)不得進入市場。

①隱瞞有關(guān)情況或者以提供虛假申請材料等方式違法違規(guī)進入市場，且拒不整改的;

②嚴重違反市場交易規(guī)則，且拒不整改的;依法被撤銷、解散，依法宣告破產(chǎn)、歇業(yè)的;

③違反信用承諾且拒不整改或信用評價降低為不適合繼續(xù)參與市場交易的;

④被有關(guān)部門和社會組織依法依規(guī)對其他領(lǐng)域失信行為做出處理，并被納入嚴重失信主體“黑名單”的;

⑤法律法規(guī)規(guī)定的其他情形。

(2)自愿退出。售電公司可以自愿申請退出售電市場，需提前30個工作日向相應的電力交易機構(gòu)提出申請。擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司申請自愿退出時，應妥善處置配電資產(chǎn)。

(3)退出后善后處理。退出市場的售電公司由交易機構(gòu)在目錄中刪除并取消注冊，向社會公示10個工作日，公示期滿無異議，方可對該售電公司實施強制退出或辦理退出市場手續(xù)。

強制退出的售電公司，其所有已簽訂但尚未履行的購售電合同由省經(jīng)濟和信息化委征求合同購售電各方意愿，通過電力交易平臺轉(zhuǎn)讓給其他售電公司或交由電網(wǎng)企業(yè)供電服務，并處理好其他相關(guān)事宜。自愿退出的售電公司退出之前應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉(zhuǎn)讓，并處理好相關(guān)事宜。擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司退出的，若無其他公司承擔該地區(qū)配電業(yè)務，由電網(wǎng)企業(yè)接收并提供供電服務。

交易機構(gòu)應及時將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，向省經(jīng)濟和信息化委、山東能源監(jiān)管辦和政府引入的第三方征信機構(gòu)備案，并通過“信用中國”網(wǎng)站和電力交易平臺網(wǎng)站向社會公布。

四、電費結(jié)算

發(fā)電公司、電網(wǎng)企業(yè)、售電公司和用戶應根據(jù)相關(guān)交易規(guī)則，按照自愿原則簽訂三方合同，電力交易機構(gòu)負責提供結(jié)算依據(jù)，電網(wǎng)企業(yè)負責歸集交叉補貼，代收政府性基金及附加，并按規(guī)定及時向有關(guān)發(fā)電企業(yè)和售電公司支付電費。擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司，參照電網(wǎng)企業(yè)，承擔本供電營業(yè)區(qū)范圍內(nèi)的收費、結(jié)算。

電網(wǎng)企業(yè)和擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司可以結(jié)算并開具發(fā)票。擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司，還應代收政府性基金及附加，交電網(wǎng)企業(yè)匯總后上繳財政;代收政策性交叉補貼，按照國家有關(guān)規(guī)定支付給電網(wǎng)企業(yè)。市場建設初期，沒有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司進入市場后，交易機構(gòu)根據(jù)交易執(zhí)行結(jié)果出具結(jié)算憑據(jù)，電網(wǎng)企業(yè)與電力用戶結(jié)算電費，并向用戶開具發(fā)票;電網(wǎng)企業(yè)向發(fā)電企業(yè)支付上網(wǎng)電費，發(fā)電企業(yè)向電網(wǎng)企業(yè)開具發(fā)票;售電公司應得的電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，售電公司向電網(wǎng)企業(yè)開具發(fā)票。

配電區(qū)域內(nèi)的售電公司或電力用戶可以不受配電區(qū)域限制購電。輸配電價核定前，配電區(qū)域內(nèi)居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)、公益性服務以外的市場購電價格，按照省政府確定的電網(wǎng)環(huán)節(jié)輸配價格暫不作調(diào)整的原則執(zhí)行;輸配電價核定后，用電價格由發(fā)電企業(yè)或售電公司與電力用戶協(xié)商確定的市場交易價格、配電網(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、配電網(wǎng)的配電價格、以及政府性基金及附加組成。居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)、公益性服務等用電，繼續(xù)執(zhí)行政府規(guī)定的電價。

五、實施步驟

(一)市場建設初期(2018年底前)

1.放開售電公司參與市場交易。依據(jù)售電公司的資產(chǎn)、場所、設備、人員、信用等各類資質(zhì)條件，按照“一注冊、一承諾、一公示、三備案”的準入程序，讓符合條件的售電公司進入市場。制定出臺售電公司準入和退出管理實施細則。售電公司可代理用戶、發(fā)電企業(yè)參與交易，也可以相互間購電;可跨行業(yè)從事供水供氣供熱等公共服務，為電力用戶提供綜合能源服務。

2.開展增量配電業(yè)務試點。選取部分具備條件的單位開展增量配電業(yè)務試點，探索擁有配電網(wǎng)經(jīng)營權(quán)的售電公司運營機制及服務方式。

(二)市場建設中后期(2019年-2020年)

1.有序放開增量配電業(yè)務?？偨Y(jié)配電業(yè)務放開試點經(jīng)驗，制定配電網(wǎng)投資及運營管理辦法。

2.建立電力行業(yè)信用體系。按照國家的統(tǒng)一部署，加快建設電力市場信用體系，建立健全失信聯(lián)合懲戒機制，增強各類市場主體契約精神和履約意識，對發(fā)生失信行為的市場主體納入重點觀察名單，對違法違規(guī)嚴重失信的市場主體，納入失信黑名單，通過信用監(jiān)管減少投機現(xiàn)象，促進市場規(guī)范有序發(fā)展。

六、組織實施

省電力體制改革領(lǐng)導小組辦公室加強售電側(cè)改革的指導,及時協(xié)調(diào)解決售電側(cè)改革工作中的問題，重大問題向領(lǐng)導小組報告。省經(jīng)濟和信息化委負責售電側(cè)市場主體的準入與退出管理、售電側(cè)改革工作的組織實施。省發(fā)展改革委負責有序放開配電網(wǎng)業(yè)務，做好增量配電網(wǎng)項目規(guī)劃、實施等工作。省物價局根據(jù)職能依法履行價格監(jiān)管職責。山東能源監(jiān)管辦負責對電網(wǎng)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(jiān)管。國網(wǎng)山東省電力公司要做好公平開放電網(wǎng)、電量結(jié)算和統(tǒng)計等相關(guān)工作。省電力交易機構(gòu)負責售電主體注冊管理。各單位要密切配合、通力協(xié)作，推動我省售電側(cè)改革不斷深入。

售電側(cè)改革是一項涉及面廣、工作量大的系統(tǒng)工程。各有關(guān)部門要依據(jù)相關(guān)法律法規(guī)和監(jiān)管要求，對售電市場公平競爭、信息公開、合同履行、合同結(jié)算及信用情況進行監(jiān)管，加強對售電側(cè)改革進展及售電市場的跟蹤，及時分析評估試點情況，協(xié)調(diào)解決出現(xiàn)的問題，切實防范存在風險，推動我省售電側(cè)改革工作順利有序推進。

山東省加強和規(guī)范自備電廠監(jiān)督管理實施方案

根據(jù)《中共中央國務院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)和國家有關(guān)配套文件精神，按照省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)的部署要求，為進一步規(guī)范我省自備電廠的建設和運營，制定本實施方案。

一、指導思想

貫徹落實中發(fā)9號文件及其配套文件精神，堅持市場化改革方向，統(tǒng)籌規(guī)劃自備電廠建設，規(guī)范自備電廠運營，促進平等參與市場競爭和資源綜合利用，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，提升電力系統(tǒng)整體安全水平，維護電力市場秩序，推動我省自備電廠規(guī)范有序發(fā)展。

二、基本原則

(一)統(tǒng)籌規(guī)劃，有序發(fā)展。強化電力發(fā)展規(guī)劃的引領(lǐng)作用，統(tǒng)籌能源資源和市場需求，科學規(guī)劃建設自備電廠，促進自備電廠有序發(fā)展。

(二)分類指導，確保穩(wěn)定。對燃煤自備電廠和資源綜合利用自備電廠進行分類指導，充分發(fā)揮自備電廠作用，提升自備電廠運行管理水平，維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

(三)節(jié)能減排，提質(zhì)增效。嚴格新建機組能效、環(huán)保準入門檻，落實水資源管理“三條紅線”控制指標。持續(xù)升級改造和淘汰落后火電機組，提升自備電廠能效和環(huán)保水平。

(四)公平負擔，平等競爭。加強自備電廠系統(tǒng)備用費、基本電費等政策研究，執(zhí)行統(tǒng)一的產(chǎn)業(yè)政策和市場規(guī)則，促進自備電廠公平負擔，推動自備電廠成為合格的市場主體，公平參與市場交易。

(五)加強監(jiān)管，規(guī)范運行。構(gòu)建規(guī)劃、政策、規(guī)則、監(jiān)管協(xié)調(diào)一致的監(jiān)管體系，強化對自備電廠的監(jiān)督管理，維護電力建設運行秩序。

三、加強建設管理，促進規(guī)范有序發(fā)展

(一)嚴格控制新上燃煤自備電廠規(guī)模

1.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(tǒng)籌納入國家依據(jù)總量控制制定的火電建設規(guī)劃，并按程序核準。除國家、省規(guī)劃的重點園區(qū)、重大項目外，原則上不再新(擴)建燃煤自備電廠項目。

2.自備電廠機組要合理選擇機型和裝機規(guī)模，項目開工建設前要按規(guī)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(zhí)行國家和省有關(guān)火電建設產(chǎn)業(yè)政策和能效、水效、環(huán)保、安全、質(zhì)量等標準。嚴禁未批先建、批建不符及以余熱、余壓、余氣名義建設常規(guī)燃煤機組等違規(guī)行為。

(二)鼓勵資源綜合利用自備電廠發(fā)展

鼓勵企業(yè)回收利用工業(yè)生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的余熱、余壓、余氣等建設相應規(guī)模的自備電廠,其生產(chǎn)的電力、熱力在滿足本企業(yè)自身需求的基礎上，鼓勵其上網(wǎng)銷售或按有關(guān)規(guī)定參與電力市場交易、向周邊供熱。此類項目可按有關(guān)規(guī)定減免政策性交叉補貼和系統(tǒng)備用費。

(三)鼓勵自備電廠并網(wǎng)運行

1.電網(wǎng)企業(yè)應對符合規(guī)定的自備電廠無歧視開放電網(wǎng)，按照新建電源接入電網(wǎng)的有關(guān)規(guī)定做好系統(tǒng)接入服務。

2.自備電廠并網(wǎng)應符合山東電網(wǎng)并網(wǎng)運行安全、技術(shù)條件，按要求配置繼電保護、安全自動裝置以及調(diào)度自動化、通信、計量和熱力在線監(jiān)測等裝置，確保并網(wǎng)安全。

四、加強生產(chǎn)運行管理，規(guī)范企業(yè)運營

(一)加強生產(chǎn)管理

并網(wǎng)自備電廠要按照電力行業(yè)有關(guān)法規(guī)和標準，加強設備管理，承擔維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的責任和義務，嚴格執(zhí)行調(diào)度紀律，服從電力調(diào)度機構(gòu)的運行安排，按調(diào)度指令啟停機組、接帶負荷，合理組織設備檢修。

(二)加強自備機組并網(wǎng)運行管理

全省直調(diào)自備電廠余電上網(wǎng)的應參與并網(wǎng)運行管理和輔助服務考核與補償，根據(jù)自身負荷和機組特性提供調(diào)峰、調(diào)壓等輔助服務，嚴格按照調(diào)度指令和發(fā)電上網(wǎng)曲線安排機組生產(chǎn)，維護電網(wǎng)運行安全。利用余熱、余壓、余氣發(fā)電的自備電廠，原則上不參與電網(wǎng)調(diào)峰;確需調(diào)峰的機組，不得因調(diào)峰引起余熱、余氣對空排放。

(三)鼓勵自備電廠企業(yè)實施改制

自備電廠企業(yè)可以與國有電力企業(yè)等社會資本合資組建股份制企業(yè)，或由社會資本收購，或由原投資企業(yè)全資經(jīng)營。改制后，可以保留原自備電廠性質(zhì)，也可以自愿轉(zhuǎn)為公用電廠。

(四)加強計量和統(tǒng)計管理

1.擁有自備電廠的企業(yè)應按國家有關(guān)規(guī)定在發(fā)電機出口、上網(wǎng)關(guān)口安裝電能計量裝置，在用電側(cè)安裝用電信息采集裝置，并具備遠程實時自動采集功能，接入電網(wǎng)企業(yè)相關(guān)信息采集系統(tǒng)。關(guān)口計量點的設置和變更按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

2.擁有自備電廠的企業(yè)所安裝的電能計量裝置應符合國家電能計量相關(guān)規(guī)范和標準，滿足計量和計費要求，并能夠分別計量發(fā)電量、廠用電量、分類用電量和上網(wǎng)電量等。

3.計量裝置安裝要求。2017年12月31日前完成10萬千瓦及以上自備發(fā)電機組的電能計量裝置安裝工作，2018年12月31日前完成所有自備發(fā)電機組的電能計量裝置安裝工作。

4.自備電廠應按國家統(tǒng)計制度及山東省電力統(tǒng)計相關(guān)規(guī)定和程序，按期上報有關(guān)統(tǒng)計報表。

五、加強規(guī)費征收管理，公平承擔社會責任

(一)擁有自備電廠的企業(yè)自發(fā)自用電量應按規(guī)定繳納國家依法合規(guī)設立的政府性基金以及政策性交叉補貼。

(二)擁有并網(wǎng)自備電廠的企業(yè)應與電網(wǎng)協(xié)商確定備用容量，并按約定備用容量向電網(wǎng)企業(yè)支付系統(tǒng)備用費。根據(jù)電力市場化改革需要，探索研究取消系統(tǒng)備用費。

六、推進升級改造，淘汰落后機組

(一)推進環(huán)保改造。自備電廠應嚴格執(zhí)行環(huán)保排放標準，安裝污染物自動監(jiān)控設備，并與環(huán)保部門聯(lián)網(wǎng)。污染物排放不達標的自備電廠要限期完成改造。2017年6月底前，全省單機10萬千瓦及以上燃煤電廠必須全部實現(xiàn)超低排放;2017年10月底前，7個傳輸通道城市單機10萬千瓦以下燃煤電廠完成超低排放改造;2017年年底前，其余10個市單機10萬千瓦以下燃煤電廠力爭完成超低排放改造。

(二)提高能效水平。自備電廠運行要符合國家、省有關(guān)能效標準要求。供電煤耗、水耗高于同類機組平均水平5克/千瓦時、0.5千克/千瓦時及以上的自備燃煤發(fā)電機組，要實施節(jié)能、節(jié)水升級改造。2017年底前，全省常規(guī)燃煤自備機組能耗、水耗水平要與公用機組相當，達到《常規(guī)燃煤發(fā)電機組單位產(chǎn)品能源消耗限額》(GB21258-2013)標準要求。

(三)鼓勵自備電廠實施容量替代。煤電小機組較多的企業(yè)，可通過新建背壓供熱機組或容量替代新建高效煤電機組等方式對現(xiàn)有機組進行整合，優(yōu)先支持容量替代比例高的項目列入煤電發(fā)展規(guī)劃。

(四)淘汰落后機組。對機組類型屬于《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整目錄》等相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策規(guī)定淘汰類的，予以強制淘汰關(guān)停。能耗和污染物排放不符合國家和我省最新標準的自備電廠應限期實施升級改造，到期不能完成改造的一律予以關(guān)停。關(guān)停機組相應設備應就地拆除報廢，不得轉(zhuǎn)供電或解列運行，不得易地建設。關(guān)停的自備機組在一定補償期內(nèi)給予發(fā)電量計劃補償，通過替代發(fā)電方式由高效、環(huán)保大機組代發(fā)。補償期限最長不超過3年，補償電量計劃按本機組近3年的平均發(fā)電利用小時數(shù)確定。

(五)推動燃煤消減。采用市場化機制引導擁有燃煤自備電廠的企業(yè)減少自發(fā)自用電量，增加市場購電量，逐步實現(xiàn)可再生能源替代燃煤發(fā)電。

七、明確市場主體，參與市場交易

(一)確定市場主體。擁有并網(wǎng)自備電廠的獨立法人企業(yè)(或授權(quán)企業(yè))成為發(fā)電主體參與市場，應符合國家產(chǎn)業(yè)政策，達到能效、環(huán)保要求，按規(guī)定承擔國家依法合規(guī)設立的政府性基金以及與產(chǎn)業(yè)政策相符合的政策性交叉補貼，進入政府公布的交易主體目錄并在交易機構(gòu)注冊。

(二)有序參與市場交易。擁有自備電廠的企業(yè)成為發(fā)電市場主體后，其自用有余的電量可按電力市場交易規(guī)則與售電企業(yè)、電力用戶開展直接交易，或通過交易機構(gòu)集中交易平臺交易。

(三)平等參與購電。擁有自備電廠但仍需使用公用電網(wǎng)電力電量的企業(yè)，按規(guī)定承擔國家依法合規(guī)設立的政府性基金，以及與產(chǎn)業(yè)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。

八、落實主體責任，加強監(jiān)督管理

(一)明確主體責任。擁有自備電廠的企業(yè)要嚴格落實國家和我省的電力產(chǎn)業(yè)政策和環(huán)保政策等要求，積極參與電力體制改革和電力市場建設，加強自備電廠管理，主動履行自備電廠的安全、環(huán)保等主體責任，嚴格執(zhí)行能效、環(huán)保標準，切實維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，公平承擔社會責任。

(二)加強監(jiān)督管理，形成工作合力。省發(fā)展改革委、省經(jīng)濟和信息化委、省環(huán)保廳、省物價局、財政部駐山東專員辦、山東能源監(jiān)管辦、國網(wǎng)山東省電力公司等相關(guān)部門、單位要根據(jù)各自職責范圍，加強對自備電廠的規(guī)范和管理。省發(fā)展改革委負責自備電廠項目規(guī)劃管理等工作;省經(jīng)濟和信息化委負責將自備電廠納入全省電力電量平衡，做好供需銜接等工作;省環(huán)保廳負責對自備電廠環(huán)保設施建設、改造、環(huán)保指標管理等工作;省物價局負責自備電廠價格政策制定、價格監(jiān)管等相關(guān)工作;財政部駐山東專員辦負責自備電廠繳納中央政府性基金情況的征收和監(jiān)督檢查等工作;山東能源監(jiān)管辦負責自備電廠并網(wǎng)運行和輔助服務管理、自備電廠市場主體認定等工作;國網(wǎng)山東省電力公司負責并網(wǎng)自備電廠的調(diào)度管理、政府性基金代征和電量計量、統(tǒng)計等工作。各地政府要加強屬地管理，落實國家和省有關(guān)自備電廠的政策、要求。自備電廠所屬企業(yè)要承擔其安全生產(chǎn)的主體責任。各部門、單位要加強協(xié)調(diào)，齊抓共管，形成工作合力，確保自備電廠規(guī)范有序發(fā)展。

山東省推動分布式電源建設實施意見

根據(jù)省委、省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發(fā)〔2016〕33號)等文件精神，為加快推動分布式電源建設，形成分布式電源發(fā)展新機制，結(jié)合我省實際，制定本實施意見。

一、重要意義

分布式電源是指在電力用戶所在場地或附近區(qū)域建設，運行方式以用戶端自發(fā)自用為主、多余電量上網(wǎng)為輔，且在配電網(wǎng)系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)為特征的發(fā)電設施或有電力輸出的能量綜合梯級利用多聯(lián)供設施，包括天然氣、太陽能、生物質(zhì)能、風能、地熱能、海洋能及余熱余壓余氣等資源綜合利用電源項目。與傳統(tǒng)集中式發(fā)電相比，分布式電源遵循因地制宜、分散布局、就近消納的原則，并具有直接面向終端用戶、能源綜合利用效率高、能耗低污染少等特點。在資源環(huán)境約束日益趨緊、儲能和智能電網(wǎng)技術(shù)快速發(fā)展的新形勢下，抓住推進電力體制改革的重大機遇，通過開放電網(wǎng)公平接入，建立分布式電源發(fā)展新機制，推動分布式電源建設發(fā)展，既有利于增強能源供應能力、提高能源系統(tǒng)綜合利用效率，也有利于增加清潔能源供給、促進節(jié)能減排、減少大氣污染。同時，還能帶動相關(guān)技術(shù)進步和設備制造行業(yè)發(fā)展，拓展新的經(jīng)濟增長點。

二、指導思想、基本原則和主要目標

(一)指導思想

認真貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會精神，按照中央和省委、省政府電力體制改革的統(tǒng)一部署要求，堅持市場主導、政府引導、政策支持，堅持自發(fā)自用、余量上網(wǎng)、電網(wǎng)調(diào)節(jié)，加快推進分布式電源建設，完善并網(wǎng)運行服務，著力提升清潔能源在終端能源消費中的比重，著力提升分布式電源在電力應用中的比重，著力提升能源系統(tǒng)綜合利用效率，積極構(gòu)建公正開放、競爭有序、健全完善的現(xiàn)代電力市場體系。

(二)基本原則

分散布局、就近利用。依據(jù)區(qū)域能源發(fā)展規(guī)劃，統(tǒng)籌各類能源資源，因地制宜、科學合理布局分布式電源項目，建立健全供需協(xié)調(diào)的用能系統(tǒng)，提高系統(tǒng)消納能力和能源利用效率。

優(yōu)先發(fā)電、全額保障。建立優(yōu)先發(fā)電制度，保障規(guī)劃內(nèi)的風能、太陽能、生物質(zhì)能等發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)，促進清潔能源多發(fā)滿發(fā);全面放開用戶側(cè)分布式電源建設，實現(xiàn)新能源和可再生能源發(fā)電無歧視、無障礙接入。

機制創(chuàng)新、科技支撐。積極創(chuàng)新政策環(huán)境和體制機制，鼓勵多種主體參與分布式電源建設、運營和管理;加強技術(shù)研發(fā)，推動產(chǎn)學研結(jié)合，加快推進技術(shù)進步和裝備制造能力升級。

先行試點、逐步推廣。積極開展分布式電源項目的各類試點和示范，深入探索各種新技術(shù)、新業(yè)態(tài)、新模式，總結(jié)積累試點經(jīng)驗，促進分布式電源健康有序發(fā)展。

(三)目標任務

通過推動分布式電源建設發(fā)展，到“十三五”末，全省新能源和可再生能源占能源消費比重達到7%;新能源和可再生能源發(fā)電由集中式為主向集中式與分散式并舉轉(zhuǎn)變，新增新能源和可再生能源發(fā)電裝機中分布式發(fā)電占三分之一左右;建成50個左右具備各類典型特征的分布式電源示范項目，以此帶動全省能源生產(chǎn)和消費變革。

三、主要應用領(lǐng)域和相關(guān)技術(shù)

(一)主要應用領(lǐng)域

1.各類企業(yè)、工業(yè)園區(qū)、經(jīng)濟開發(fā)區(qū)等;

2.政府機關(guān)和事業(yè)單位的建筑物或設施;

3.文化、體育、醫(yī)療、教育、交通樞紐等公共建筑物或設施;4.商場、賓館、寫字樓等商業(yè)建筑物或設施;

5.城市居民小區(qū)、住宅樓及獨立的住宅建筑物;

6.農(nóng)村地區(qū)村莊和鄉(xiāng)鎮(zhèn);

7.偏遠海島;

8.適合分布式發(fā)電的其他領(lǐng)域。

(二)主要技術(shù)

1.與建筑物結(jié)合的用戶側(cè)光伏發(fā)電技術(shù);

2.分散布局建設的并網(wǎng)型風電、太陽能發(fā)電技術(shù);

3.小型風光儲等多能互補發(fā)電技術(shù);

4.工業(yè)余熱余壓余氣發(fā)電及多聯(lián)供技術(shù);

5.以農(nóng)林剩余物、畜禽養(yǎng)殖廢棄物、有機廢水和生活垃圾等為原料的氣化、直燃和沼氣發(fā)電及多聯(lián)供技術(shù);

6.地熱能、海洋能發(fā)電及多聯(lián)供技術(shù);

7.天然氣多聯(lián)供技術(shù)、煤層氣(煤礦瓦斯)發(fā)電技術(shù);

8.微電網(wǎng)、“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源(能源互聯(lián)網(wǎng))、儲能技術(shù);9.其他分布式發(fā)電技術(shù)。

四、工作重點任務

(一)擴大分布式電源推廣應用規(guī)模

充分發(fā)揮我省電網(wǎng)接入和市場消納優(yōu)勢，放開用戶側(cè)分布式電源建設，支持企業(yè)、機構(gòu)、社區(qū)和家庭根據(jù)各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質(zhì)能發(fā)電以及燃氣“熱電冷”聯(lián)產(chǎn)等各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網(wǎng)絡和終端用電系統(tǒng)。在城鎮(zhèn)、工業(yè)園區(qū)、大型公用設施(機場、車站、醫(yī)院、學校等)、商務區(qū)等重點區(qū)域，加強終端供能系統(tǒng)統(tǒng)籌規(guī)劃和一體化建設，優(yōu)化發(fā)展布局，通過天然氣熱電冷三聯(lián)供、分布式可再生能源和能源互聯(lián)網(wǎng)等方式實現(xiàn)多能互補及協(xié)同供應，推動能源就地清潔生產(chǎn)和就近消納，提高能源綜合利用效率。在農(nóng)村新型社區(qū)建設、舊村改造、農(nóng)村改暖等工程中，按照“新農(nóng)村、新能源、新生活”的總體思路，統(tǒng)籌規(guī)劃沼氣、光伏、生物質(zhì)等分布式發(fā)電系統(tǒng)，改善農(nóng)村供電狀況和用能水平;堅持精準扶貧、精準脫貧，加快推進以小型村級電站為主的光伏扶貧項目建設，讓貧困群眾獲得長期穩(wěn)定收益。

(二)增強電網(wǎng)消納保障能力

加強城鄉(xiāng)配電網(wǎng)規(guī)劃建設，堅持統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一標準、統(tǒng)籌城鄉(xiāng)、協(xié)同推進，加大資金項目投入，著力解決城鄉(xiāng)配電網(wǎng)薄弱問題，優(yōu)化城鄉(xiāng)網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)，組織實施好新一輪農(nóng)村電網(wǎng)改造升級工程，推進配電網(wǎng)轉(zhuǎn)型升級，全面提升配電網(wǎng)信息化、智能化、自動化水平，構(gòu)建安全可靠、經(jīng)濟高效、技術(shù)先進、環(huán)境友好的現(xiàn)代配電網(wǎng)，滿足分布式電源接入電網(wǎng)的需要。充分挖掘電網(wǎng)調(diào)峰能力，統(tǒng)籌推進抽水蓄能、燃機發(fā)電等調(diào)峰電源建設，強化需求側(cè)管理，提高電網(wǎng)調(diào)峰能力和消納能力。加強電源與電網(wǎng)規(guī)劃的有機銜接，統(tǒng)籌考慮土地資源、電網(wǎng)消納能力等因素，合理確定分布式電源開發(fā)規(guī)模和建設時序，保障分布式電源與配套電網(wǎng)同步建設、及時并網(wǎng)，促進分布式電源與電網(wǎng)協(xié)調(diào)有序發(fā)展。

(三)加快推進技術(shù)創(chuàng)新

堅持將科技創(chuàng)新驅(qū)動作為促進分布式電源持續(xù)健康發(fā)展的基本動力，建立完善以市場為導向、政府為引導、企業(yè)為主體、科研單位為支撐、各類用戶廣泛參與的產(chǎn)學研用技術(shù)創(chuàng)新體系，不斷提高分布式電源利用效率，降低項目建設和運行成本，增強分布式電源技術(shù)經(jīng)濟綜合競爭力。以提高光伏電池轉(zhuǎn)換效率、生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)集成、儲能設施能量密度、智能微網(wǎng)等關(guān)鍵技術(shù)為核心，加大技術(shù)及裝備研發(fā)投入和攻關(guān)力度，提高科技創(chuàng)新能力和核心競爭力。適應分布式電源發(fā)展和多元化用戶需求，優(yōu)化電力需求側(cè)管理，積極發(fā)展融合先進儲能技術(shù)、信息技術(shù)的微電網(wǎng)和智能電網(wǎng)技術(shù)，提高電網(wǎng)與發(fā)電側(cè)、需求側(cè)的交互響應能力。

(四)著力構(gòu)建標準規(guī)范體系

貫徹落實國家分布式電源項目規(guī)劃設計、裝備制造、電網(wǎng)接入、并網(wǎng)運行等技術(shù)標準及規(guī)范，確保分布式電源項目合理合規(guī)建設。根據(jù)發(fā)展需要建設分布式電源并網(wǎng)運行監(jiān)測、功率預測和優(yōu)化運行相結(jié)合的綜合技術(shù)體系，采用先進運行控制技術(shù)，實現(xiàn)分布式電源高效利用和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。充分發(fā)揮市場配置資源的決定性作用，提高分布式電源相關(guān)產(chǎn)品市場準入標準，鼓勵和支持采用高效節(jié)能產(chǎn)品和先進技術(shù)，促進技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)升級。積極引導省內(nèi)企業(yè)參與分布式電源相關(guān)標準規(guī)范的制訂(修訂)，引領(lǐng)和帶動本行業(yè)加快發(fā)展。

(五)加快推進“互聯(lián)網(wǎng)+”分布式電源建設

充分發(fā)揮互聯(lián)網(wǎng)在分布式電源生產(chǎn)、傳輸、存儲、消費中的作用，促進分布式電源發(fā)展與互聯(lián)網(wǎng)、物聯(lián)網(wǎng)、云計算、大數(shù)據(jù)等技術(shù)深度融合，建設“源-網(wǎng)-荷-儲”協(xié)調(diào)發(fā)展、集成互補的分布式電源綜合系統(tǒng)，推動能源使用朝著設備智能、多能協(xié)同、信息對稱、供需分散、交易開放的方向發(fā)展，激活能源供給端和消費端潛力，形成新型的能源生產(chǎn)消費體系和管控體制，帶動能源互聯(lián)網(wǎng)新技術(shù)、新模式、新業(yè)態(tài)發(fā)展。加快構(gòu)建基于互聯(lián)網(wǎng)的分布式能源信息化服務平臺，為用戶提供開放共享、靈活智能的能源供應及增值服務。

(六)搞好試點示范項目

鼓勵具備條件的地區(qū)、部門和企業(yè)，因地制宜地開展各類分布式電源試點示范。圍繞多能協(xié)同互補、高比例清潔能源利用、新能源微電網(wǎng)、儲能、“互聯(lián)網(wǎng)+”等重點領(lǐng)域，積極開展分布式能源利用城市、園區(qū)、項目三級示范體系創(chuàng)建工作，形成一批可復制、可推廣的發(fā)展模式，促進各類分布式電源發(fā)展。積極探索分布式電源與農(nóng)業(yè)、工業(yè)、交通、旅游以及充電基礎設施、新型城鎮(zhèn)化、新農(nóng)村建設等不同行業(yè)融合發(fā)展的新途徑。

五、保障措施

(一)加強規(guī)劃引導

堅持規(guī)劃先行、統(tǒng)籌布局，根據(jù)能源資源稟賦、當?shù)赜媚苄枨?、社會承受能力、科技裝備水平、行業(yè)發(fā)展趨勢等因素，科學規(guī)劃分布式電源發(fā)展，明確不同技術(shù)類型的分布式電源發(fā)展目標、建設規(guī)模和空間布局，引導分布式電源均衡、有序發(fā)展。加強與經(jīng)濟社會發(fā)展、城鎮(zhèn)化、城鄉(xiāng)、土地利用、天然氣管網(wǎng)、電網(wǎng)發(fā)展等規(guī)劃的有機銜接，增強規(guī)劃的一致性、協(xié)調(diào)性和可操作性。

(二)規(guī)范項目管理

按照簡政放權(quán)、放管結(jié)合、優(yōu)化服務的要求，各類別分布式電源項目按照簡化審批程序辦理。根據(jù)新修訂的政府核準的投資項目目錄，小水電、分布式燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)、農(nóng)林生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)、垃圾焚燒發(fā)電、風電項目由市級投資主管部門核準;光伏發(fā)電項目由各級發(fā)展改革部門按照屬地原則實行分級備案管理;其他不在核準目錄范圍的分布式電源項目實行備案管理。如國家或省對基本建設項目審批政策作出調(diào)整，按照新規(guī)定執(zhí)行。

(三)做好并網(wǎng)服務和電量消納

對于符合規(guī)劃的分布式電源項目，按照優(yōu)化并網(wǎng)流程、簡化并網(wǎng)手續(xù)、提高服務效率的原則，完善分布式電源接網(wǎng)服務程序，為分布式電源提供便捷高效的接網(wǎng)服務。結(jié)合分布式電源發(fā)展需求，加強電網(wǎng)適應性和消納能力等關(guān)鍵技術(shù)研究，完善電網(wǎng)接入技術(shù)標準、工程規(guī)范和相關(guān)管理辦法，不斷提升分布式電源并網(wǎng)管理水平。電網(wǎng)企業(yè)負責分布式發(fā)電外部接網(wǎng)設施及由接入引起公共電網(wǎng)改造部分的投資建設。認真落實國家可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度，加強分布式電源統(tǒng)一調(diào)度管理，提升新能源功率預測水平，優(yōu)先保障分布式電源運行，解決好無歧視、無障礙上網(wǎng)問題，并確保按期及時結(jié)算電費、轉(zhuǎn)付補貼。

(四)完善財稅支持政策

積極爭取中央財政資金、基建投資資金、相關(guān)產(chǎn)業(yè)專項建設基金以及示范項目獎補資金，對分布式電源項目建設、技術(shù)研發(fā)、運營管理等給予支持;優(yōu)化各級財政資金使用方向，采取政府購買服務、補助、獎勵、貼息等方式，加大傾斜支持力度。對分布式光伏發(fā)電自發(fā)自用電量免收可再生能源電價附加、國家重大水利工程建設基金、大中型水庫移民后期扶持基金、農(nóng)網(wǎng)還貸資金等4項針對電量征收的政府性基金，以及系統(tǒng)備用容量費和相關(guān)服務費用。各地要結(jié)合實際，研究制定相關(guān)財政支持政策，落實國家對各類分布式電源項目的增值稅、所得稅等優(yōu)惠政策，不得以各種名義向分布式發(fā)電企業(yè)收取法律法規(guī)規(guī)定之外的費用，合力推動分布式電源項目發(fā)展。

(五)加大價格支持力度

貫徹落實國家分布式可再生能源發(fā)電價格支持政策。對符合條件的項目，按國家有關(guān)規(guī)定及時申報可再生能源電價資金附加補助目錄，經(jīng)國家審核、確認后，按期支付補貼。對新投產(chǎn)天然氣分布式發(fā)電機組在企業(yè)自發(fā)自用或直接交易有余，并由電網(wǎng)企業(yè)收購的電量，其上網(wǎng)電價原則上參照當?shù)匦峦懂a(chǎn)天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電上網(wǎng)電價執(zhí)行。支持分布式電源項目建設單位通過技術(shù)進步、效率提升和運營創(chuàng)新等，探索降低發(fā)電成本。按照國家統(tǒng)一部署，積極開展分布式發(fā)電市場化交易試點工作。

(六)拓寬多元化融資渠道

積極引導社會資本投資建設分布式發(fā)電項目，支持采取政府和社會資本合作模式(PPP)建設分布式發(fā)電項目。鼓勵專業(yè)化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源管理”模式，投資建設和運營管理分布式電源項目。鼓勵銀行等金融機構(gòu)創(chuàng)新產(chǎn)品和服務，對技術(shù)先進、市場需求大、發(fā)展?jié)摿Υ蟮姆植际桨l(fā)電企業(yè)給予信貸支持;支持分布式發(fā)電企業(yè)通過在多層次資本市場掛牌交易、私募股權(quán)投資、發(fā)行債券、融資租賃等方式拓寬融資渠道;積極推廣股權(quán)、項目收益權(quán)、特許經(jīng)營權(quán)等質(zhì)押方式融資;鼓勵融資性擔保機構(gòu)為分布式電源項目提供貸款和債務融資擔保。

(七)創(chuàng)造良好的市場環(huán)境

進一步加大對分布式電源的科學技術(shù)普及和輿論宣傳工作力度，營造有利于加快分布式電源發(fā)展的社會氛圍。加大與省內(nèi)外先進地區(qū)和企業(yè)的交流合作，加強對地市和企業(yè)對分布式電源項目相關(guān)技術(shù)、標準、流程的培訓和指導。國家能源局派出機構(gòu)要加強后續(xù)監(jiān)管，對分布式電源項目接入電網(wǎng)、并網(wǎng)運行、補貼和電費結(jié)算強化監(jiān)督檢查，確保項目建設合法合規(guī)有序推進。

山東省電力中長期交易規(guī)則(試行)

第一章 總 則

第一條 為規(guī)范我省電力中長期市場交易，依法維護電力市場主體的合法權(quán)益，保證電力市場的開放、競爭、有序，根據(jù)《中共中央國務院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》及其配套文件、省委省政府印發(fā)的《山東省電力體制改革綜合試點方案》、國家《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)》以及有關(guān)政策規(guī)定，結(jié)合山東實際，制定本規(guī)則。

第二條 本規(guī)則適用于山東省電力直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易和輔助服務交易。

第三條 本規(guī)則所稱電力中長期交易主要是指符合準入條件的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過市場化方式，開展的多年、年、月等日以上的電力直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易和輔助服務交易。

第四條 電力市場成員應嚴格遵守市場規(guī)則，自覺自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。

任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

第二章 市場成員

第五條 市場成員包括發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、電網(wǎng)企業(yè)、電力交易機構(gòu)、電力調(diào)度機構(gòu)和獨立輔助服務提供者等。

第六條 發(fā)電企業(yè)的權(quán)利和義務：

(一)按規(guī)則參與電力市場交易，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同，執(zhí)行優(yōu)先發(fā)電和基數(shù)電量等合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網(wǎng)接入服務;

(三)執(zhí)行并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，服從電力調(diào)度機構(gòu)的統(tǒng)一調(diào)度，按規(guī)定提供輔助服務;

(四)按規(guī)定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關(guān)信息;

(五)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務。

第七條 售電企業(yè)、電力用戶的權(quán)利和義務：

(一)按規(guī)則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同，提供直接交易電力電量需求及其他生產(chǎn)信息;

(二)獲得公平的輸配電服務和電網(wǎng)接入服務，按規(guī)定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等;

(三)按規(guī)定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關(guān)信息;

(四)服從電力調(diào)度機構(gòu)的統(tǒng)一調(diào)度，在系統(tǒng)特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調(diào)度機構(gòu)要求安排用電;

(五)遵守政府電力管理部門有關(guān)電力需求側(cè)管理規(guī)定，執(zhí)行有序用電管理，配合開展錯避峰;

(六)已確定由售電企業(yè)代理的電力用戶，不得再進入市場參與交易;

(七)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務。

第八條 獨立輔助服務提供者的權(quán)利和義務：

(一)按規(guī)則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網(wǎng)接入服務;

(三)服從電力調(diào)度機構(gòu)的統(tǒng)一調(diào)度，按調(diào)度指令和合同約定提供輔助服務;

(四)按規(guī)定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關(guān)信息;

(五)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務。

第九條 電網(wǎng)企業(yè)的權(quán)利和義務：

(一)保障輸配電設施的安全穩(wěn)定運行;

(二)向市場主體提供公平的輸配電服務和電網(wǎng)接入服務;

(三)服從電力調(diào)度機構(gòu)的統(tǒng)一調(diào)度，建設、運行、維護和管理電網(wǎng)配套技術(shù)支持系統(tǒng);

(四)向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務;

(五)按規(guī)定收取輸配電費(含交叉補貼、線損)，代收代付電費和政府性基金與附加等;

(六)按照交易機構(gòu)出具的結(jié)算依據(jù)，承擔市場主體的電費結(jié)算責任，保障交易電費資金安全;

(七)預測并確定優(yōu)先購電電力用戶的電量需求，執(zhí)行廠網(wǎng)間優(yōu)先發(fā)電、基數(shù)電量等合同;

(八)按政府定價向優(yōu)先購電用戶及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同，與發(fā)電企業(yè)簽訂和履行購售電合同;

(九)按規(guī)定披露和提供信息;

(十)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務。

第十條 電力交易機構(gòu)的權(quán)利和義務：

(一)組織和管理各類交易;

(二)根據(jù)本規(guī)則擬定相應電力交易實施細則;

(三)編制年度和月度交易計劃;

(四)負責市場主體的注冊管理;

(五)提供電力交易結(jié)算依據(jù)(包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等)及相關(guān)服務;

(六)監(jiān)視和分析市場運行情況;

(七)經(jīng)授權(quán)在特定情況下實施市場干預;

(八)建設、運營和維護電力市場交易技術(shù)支持系統(tǒng);

(九)配合分析評估市場規(guī)則，提出修改建議;

(十)按規(guī)定披露和發(fā)布信息;

(十一)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務。

第十一條 電力調(diào)度機構(gòu)的權(quán)利和義務：

(一)負責安全校核;

(二)按調(diào)度規(guī)程實施電力調(diào)度，負責系統(tǒng)實時平衡，確保電網(wǎng)運行安全;

(三)向電力交易機構(gòu)提供安全約束條件和基礎數(shù)據(jù)，配合電力交易機構(gòu)履行市場運營職能;

(四)合理安排電網(wǎng)運行方式，保障電力交易結(jié)果的執(zhí)行(因電力調(diào)度機構(gòu)自身原因造成實際執(zhí)行與交易結(jié)果偏差時，由電力調(diào)度機構(gòu)所在電網(wǎng)企業(yè)承擔相應的經(jīng)濟責任);

(五)經(jīng)授權(quán)，暫停執(zhí)行市場交易結(jié)果;

(六)按規(guī)定披露和提供電網(wǎng)運行的相關(guān)信息;

(七)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務。

第三章 市場準入與退出

第十二條 參加市場交易的發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電企業(yè)以及獨立輔助服務提供者，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經(jīng)濟實體。非獨立法人的電力用戶、發(fā)電企業(yè)(電網(wǎng)企業(yè)保留的調(diào)峰調(diào)頻電廠除外)經(jīng)法人單位授權(quán)，可參與相應電力交易。

第十三條 電力直接交易的市場準入條件:

(一)發(fā)電企業(yè)準入條件

1.依法取得《電力業(yè)務許可證》(發(fā)電類)，新投產(chǎn)機組達到商業(yè)運營的條件;

2.符合產(chǎn)業(yè)政策、安全生產(chǎn)和環(huán)保標準要求;

3.并網(wǎng)自備電廠在公平承擔發(fā)電企業(yè)社會責任、承擔國家依法合規(guī)設立的政府性基金以及與產(chǎn)業(yè)政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統(tǒng)備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

(二)電力用戶準入條件

1.符合產(chǎn)業(yè)政策及節(jié)能環(huán)保要求;

2.符合電網(wǎng)接入規(guī)范，滿足電網(wǎng)安全技術(shù)要求;

3.擁有自備電源的用戶應當按規(guī)定承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統(tǒng)備用費;

4.符合省政府有關(guān)部門制定的其他準入條件，鼓勵優(yōu)先購電的電力用戶自愿進入市場。

(三)售電企業(yè)準入條件

按照《售電企業(yè)準入與退出管理辦法》(發(fā)改經(jīng)體〔2016〕2120號)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

(四)準入目錄

市場建設初期，暫對參與直接交易的發(fā)電企業(yè)和電力用戶實行目錄管理。省經(jīng)濟和信息化委對申請進入或退出電力直接交易的電力用戶審核，山東能源監(jiān)管辦對申請進入或退出電力直接交易的發(fā)電企業(yè)審核。符合準入條件的目錄應實行動態(tài)管理。

進入電力直接交易目錄且完成注冊的市場主體方可參與交易。

第十四條 具有直接交易資格的電力用戶和售電企業(yè)可以參與跨省跨區(qū)直接交易，電力用戶也可以委托售電企業(yè)或者電網(wǎng)企業(yè)代理參與跨省跨區(qū)交易，由市場主體自主決定。在市場建設初期，暫對參與跨省跨區(qū)直接交易的電力用戶實行目錄管理。

第十五條 合同電量轉(zhuǎn)讓交易的市場準入條件：

(一)擁有基數(shù)電量合同、直接交易合同的發(fā)電企業(yè)可參與合同轉(zhuǎn)讓交易;

(二)直接交易合同僅限于符合市場準入條件的發(fā)電企業(yè)之間進行轉(zhuǎn)讓交易;

(三)優(yōu)先發(fā)電電量原則上不得轉(zhuǎn)讓。

第十六條 獨立輔助服務提供者的市場準入條件:

(一)具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經(jīng)電力調(diào)度機構(gòu)進行技術(shù)測試通過后，方可參與交易;

(二)鼓勵電儲能設備運營商、參與市場的用戶等參與輔助服務市場。

第十七條 售電企業(yè)參與電力市場交易，按照《售電企業(yè)準入與退出管理辦法》(發(fā)改經(jīng)體〔2016〕2120號)有關(guān)規(guī)定履行注冊、承諾、公示、備案等相關(guān)手續(xù)。發(fā)電企業(yè)、電力用戶等市場主體參與電力市場交易，參照《售電企業(yè)準入與退出管理辦法》辦理有關(guān)手續(xù)。

售電企業(yè)注冊生效后，省內(nèi)售電企業(yè)須在注冊地地級市供電公司開立電費結(jié)算賬戶，省外售電企業(yè)須到濟南供電公司開立電費結(jié)算賬戶。

電力交易機構(gòu)根據(jù)市場主體注冊情況按月匯總形成市場主體目錄，向山東能源監(jiān)管辦、省政府有關(guān)部門和第三方征信機構(gòu)備案，并通過“信用中國”網(wǎng)站和電力交易機構(gòu)網(wǎng)站向社會公布。

第十八條 參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消政府定價。

符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(yè)購電，也可向所在地供電企業(yè)購電。其他未參與市場的電力用戶由所在地供電企業(yè)提供供電服務。

第十九條 參與市場交易的用戶可以直接與發(fā)電企業(yè)進行交易，也可以選擇售電企業(yè)代理交易，兩種方式只能選擇其一。

選擇代理交易的用戶只能由一家售電企業(yè)代理，且同一年內(nèi)不得變更代理關(guān)系。電力用戶由售電企業(yè)代理后，不得再直接與發(fā)電企業(yè)進行雙邊交易，也不得直接參與集中競價交易。

第二十條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照電力市場交易規(guī)則的規(guī)定，向電力交易機構(gòu)提出變更或撤銷注冊;經(jīng)公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續(xù)滿足市場準入條件時，經(jīng)山東能源監(jiān)管辦核實予以撤銷注冊。

第二十一條 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(wǎng)企業(yè)承擔保底供電責任。電網(wǎng)企業(yè)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，由省物價局按照政府核定的居民電價的1.2-2倍確定。

市場主體進入市場后被列入黑名單的，原則上3年內(nèi)不得參與電力市場交易，列入黑名單的用戶可通過售電公司購電或由電網(wǎng)企業(yè)保底供電，相關(guān)信息通過信用信息平臺公布。

第二十二條 市場主體被強制退出或自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任。電力交易機構(gòu)、電力調(diào)度機構(gòu)不再繼續(xù)執(zhí)行涉及的合同電量。

第四章 交易品種、周期和方式

第二十三條 電力中長期交易品種包括電力直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易和輔助服務交易。

直接交易電量為電力用戶使用的大工業(yè)與一般工商業(yè)用電量，不含政府公用事業(yè)、居民生活等保障性電量。合同電量是指發(fā)電企業(yè)的基數(shù)合同電量、直接交易合同電量，用戶和售電企業(yè)的合同電量暫不交易。輔助服務是指自動發(fā)電控制(AGC)、有償調(diào)峰等。

第二十四條 電力中長期交易主要按年度和月度開展。鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶之間建立長期穩(wěn)定的合作關(guān)系，簽訂一年以上長期雙邊合同。

第二十五條 電力中長期交易可以采取雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌交易等方式。

(一)雙邊協(xié)商交易是指市場主體之間自主協(xié)商交易電量、電價，形成雙邊協(xié)商交易初步意向后，經(jīng)安全校核和相關(guān)方確認后形成交易結(jié)果。

(二)集中競價交易是指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構(gòu)考慮安全約束進行市場出清，經(jīng)電力調(diào)度機構(gòu)安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量(輔助服務)與成交價格等。向我省送電的跨省跨區(qū)電能交易原則上應在我省電力交易平臺與省內(nèi)集中競價交易同時開展。

(三)掛牌交易是指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數(shù)量和價格等信息對外發(fā)布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經(jīng)安全校核和相關(guān)方確認后形成交易結(jié)果。

第二十六條 我省電力直接交易以雙邊協(xié)商交易方式為主、集中競價交易方式為輔，現(xiàn)階段主要開展年度雙邊協(xié)商交易、月度雙邊協(xié)商交易、月度集中競價交易;合同電量轉(zhuǎn)讓交易以月度雙邊協(xié)商交易方式為主、月度掛牌交易方式為輔;輔助服務交易采取月度集中競價交易方式。

第五章 價格機制

第二十七條 電力中長期交易的成交價格原則上由市場主體通過自主協(xié)商、集中競價等市場化方式形成，第三方不得干預正常交易形成的價格。

第二十八條 核定輸配電價前，電力直接交易采取電網(wǎng)購銷差價不變、價差傳導的方式。核定輸配電價后，電力直接交易按照核定的輸配電價執(zhí)行。相關(guān)政府性基金與附加按國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

第二十九條 跨省跨區(qū)輸電價格和輸電損耗按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

第三十條 雙邊協(xié)商交易價差或價格按照雙方合同約定執(zhí)行，集中競價交易按照統(tǒng)一出清價差或價格確定，掛牌交易以掛牌成交價差或價格結(jié)算。

輸配電價核定前，集中競價交易采用交易雙方分別申報交易電量和價差，按市場邊際成交價差作為全部成交電量價差的統(tǒng)一出清模式。若發(fā)電企業(yè)與用戶(售電企業(yè))的邊際成交價差不一致，則按兩個價差的算術(shù)平均值執(zhí)行。

輸配電價核定后，集中競價交易采用交易雙方分別申報交易電量和電價，按市場邊際成交電價作為全部成交電量價格的統(tǒng)一出清模式。若發(fā)電企業(yè)與用戶(售電企業(yè))的邊際成交電價不一致，則按兩個電價的算術(shù)平均值執(zhí)行。

第三十一條 在輸配電價核定前，發(fā)電企業(yè)申報電力直接交易上網(wǎng)價差，統(tǒng)一以參加直接交易的公用機組按容量加權(quán)平均上網(wǎng)電價為基準。用戶以自身執(zhí)行的、物價部門確定的電度電價為基準。售電企業(yè)以其代理用戶執(zhí)行的、物價部門確定的電度電價為基準。公用機組按容量加權(quán)平均上網(wǎng)電價由省物價局確定、公布。上網(wǎng)電價不包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放等環(huán)保電價。如遇電價調(diào)整,按照平均調(diào)價幅度相應調(diào)整并由省物價局確定、公布。

第三十二條 輸配電價核定前，直接交易用戶和售電企業(yè)結(jié)算電價計算公式：P=Pc+△P

其中：P是指用戶或售電企業(yè)的直接交易結(jié)算電價;

Pc是指用戶或售電企業(yè)代理用戶對應的物價部門確定的電度電價;

△P是指用戶或售電企業(yè)與發(fā)電企業(yè)直接交易成交價差。

輸配電價核定后，電力用戶、售電企業(yè)購電價格由直接交易成交電價、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基金和附加等組成。

第三十三條 參與電力直接交易用戶的功率因數(shù)調(diào)整電費和執(zhí)行兩部制電價用戶的基本電價政策保持不變。

第三十四條 參與電力直接交易且符合執(zhí)行峰谷分時電價的用戶，繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價。核定輸配電價前，先按峰谷分時電價政策計算峰谷電價，再執(zhí)行直接交易價差。核定輸配電價后，直接交易電價作為平段電價，峰谷電價按分時電價政策確定。電力用戶不參與分攤調(diào)峰服務費用。電力用戶側(cè)單邊執(zhí)行峰谷分時電價造成的損益單獨記賬，在今后電價調(diào)整中統(tǒng)籌考慮。

第三十五條 雙邊協(xié)商交易原則上不限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，在確有必要時，對市場交易價格實行最高、最低限價，限價標準由省物價局根據(jù)國家有關(guān)規(guī)定確定。

第三十六條 跨省跨區(qū)電能交易的受電落地價格由成交價格(送電價格)、輸電價格(費用)和輸電損耗構(gòu)成。成交價格根據(jù)雙邊協(xié)商交易、集中競價交易和掛牌交易等方式確定。

第三十七條 合同電量轉(zhuǎn)讓交易價格為合同電量的雙方協(xié)商或掛牌成交價格。原有合同的結(jié)算價格保持不變。省內(nèi)合同電量轉(zhuǎn)讓、回購以及跨省跨區(qū)合同回購不收取輸電費和線損?？缡】鐓^(qū)合同轉(zhuǎn)讓按照潮流實際情況收取輸電費和線損。

第三十八條 參與AGC服務的機組按照調(diào)用機組報價的加權(quán)平均價格補償，參與調(diào)峰服務的機組按照調(diào)用機組每檔報價的加權(quán)平均價格補償。

第六章 電力直接交易組織

第一節(jié) 交易時序安排

第三十九條 開展年度交易時，首先根據(jù)市場放開要求確定年度電力直接交易電量規(guī)模，然后組織開展年度雙邊交易。

隨著市場化程度的提高，逐步過渡到按照用電類別放開用戶，根據(jù)進入市場用戶的用電需求預測確定交易規(guī)模。

第四十條 開展月度交易時，首先開展月度雙邊交易，其次開展月度集中競價交易。

第四十一條 在年度交易、月度交易結(jié)束后，電力交易機構(gòu)在2個工作日內(nèi)將省內(nèi)和跨省跨區(qū)雙邊交易和集中競價交易結(jié)果進行匯總，發(fā)布年度、月度匯總后的交易結(jié)果和分項交易結(jié)果。電力調(diào)度機構(gòu)應按該交易結(jié)果合理安排電網(wǎng)運行方式，保障交易結(jié)果的執(zhí)行。

第二節(jié) 年度雙邊交易

第四十二條 每年12月初，電力交易機構(gòu)應通過交易平臺發(fā)布次年雙邊交易相關(guān)市場信息，包括但不限于：

(一)次年關(guān)鍵輸電通道剩余可用輸電能力情況;

(二)次年直接交易電量需求預測;

(三)次年跨省跨區(qū)交易電量需求預測;

(四)次年各機組可發(fā)電量上限;

(五)年度雙邊交易開市及閉市時間。交易時間原則上不超過10個工作日。

第四十三條 售電企業(yè)應在交易開始前5個工作日之前，將與代理用戶簽訂的代理協(xié)議(或合同)報送電力交易機構(gòu)(或通過技術(shù)支持系統(tǒng)確定雙方代理關(guān)系)。

代理協(xié)議(或合同)應標明代理的用戶名稱、電費結(jié)算戶頭等。用戶名稱應與其供用電合同保持一致，存在多個結(jié)算戶頭的應全部列明。

第四十四條 電力用戶與售電企業(yè)年購電量小于2億千瓦時的，只允許提交一個年度雙邊交易合同。

第四十五條 簽訂一年以上長期合同的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶，應在每年雙邊協(xié)商交易開市前簽訂該年度的雙邊協(xié)商交易意向書(或合同)，并將意向書(或合同)通過技術(shù)支持系統(tǒng)報送電力交易機構(gòu)優(yōu)先進行確認，逾期不予受理。

第四十六條 簽訂一年以上長期合同的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶，在合同期內(nèi)不得隨意解除合同，如確需解除，由主動解除方將解除協(xié)議書面報送電力交易機構(gòu)。解除長期合同后，3年內(nèi)不再接受主動解除方簽訂一年以上長期合同。

第四十七條 市場主體經(jīng)過雙邊協(xié)商達成年度雙邊直接交易意向后，應將交易電量參照《山東省電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接(雙邊)交易年度/月度合約交易意向書(示范文本)》按月分解到機組，并在年度雙邊交易市場閉市前，通過技術(shù)支持系統(tǒng)向電力交易機構(gòu)提交意向電量。

第四十八條 電力交易機構(gòu)在閉市后2個工作日內(nèi)完成交易意向電量的審查、匯總、計算，確定分機組意向電量，轉(zhuǎn)送電力調(diào)度機構(gòu)進行安全校核。電力調(diào)度機構(gòu)應在3個工作日內(nèi)完成安全校核。如果存在未通過安全校核的機組，提出調(diào)減電量意見并將校核結(jié)果交由交易機構(gòu)。

第四十九條 電力交易機構(gòu)在接到電力調(diào)度機構(gòu)安全校核結(jié)果的下一個工作日將雙邊交易結(jié)果向所有市場主體公開發(fā)布。

市場主體對交易結(jié)果有異議的，應在結(jié)果發(fā)布當日向電力交易機構(gòu)提出，由電力交易機構(gòu)會同電力調(diào)度機構(gòu)在當日給予解釋和協(xié)調(diào)。市場主體對交易結(jié)果無異議的，應當在結(jié)果發(fā)布當日通過技術(shù)支持系統(tǒng)返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

第五十條 建立電子合同系統(tǒng)。交易機構(gòu)發(fā)布交易結(jié)果后，由技術(shù)支持系統(tǒng)自動生成年度雙邊直接交易合同，相關(guān)市場主體應在成交信息發(fā)布后的3個工作日內(nèi)，通過技術(shù)支持系統(tǒng)簽訂電子合同。

第五十一條 跨省跨區(qū)年度雙邊交易的流程與省內(nèi)年度雙邊交易相同，具備條件時同時組織開展。送電省參與跨省跨區(qū)年度雙邊交易發(fā)電企業(yè)的安全校核由該省電力調(diào)度機構(gòu)負責，輸電通道的安全校核由承擔調(diào)度責任的相應電力調(diào)度機構(gòu)負責。

第三節(jié) 月度雙邊交易

第五十二條 每月上旬，電力交易機構(gòu)應通過交易平臺發(fā)布次月雙邊交易相關(guān)市場信息，包括但不限于：

(一)次月關(guān)鍵輸電通道剩余可用輸電能力情況;

(二)次月直接交易電量需求預測;

(三)次月跨省跨區(qū)交易電量需求預測;

(四)次月各機組可發(fā)電量上限;

(五)月度雙邊交易開市及閉市時間。交易時間原則上不超過5個工作日。

第五十三條 市場主體經(jīng)過雙邊協(xié)商達成月度雙邊直接交易意向后，應將交易電量分解到機組，并在月度雙邊交易市場閉市前，通過技術(shù)支持系統(tǒng)向電力交易機構(gòu)提交意向電量。

第五十四條 電力交易機構(gòu)在閉市后2個工作日內(nèi)完成交易意向電量的審查、匯總、計算，確定分機組意向電量，轉(zhuǎn)送電力調(diào)度機構(gòu)進行安全校核。電力調(diào)度機構(gòu)應在3個工作日內(nèi)完成安全校核。如果存在未通過安全校核的機組，提出調(diào)減電量意見并將校核結(jié)果交由交易機構(gòu)。

第五十五條 電力交易機構(gòu)在接到電力調(diào)度機構(gòu)安全校核結(jié)果的下一個工作日將雙邊交易結(jié)果向所有市場主體公開發(fā)布。

市場主體對交易結(jié)果有異議的，應在結(jié)果發(fā)布當日向電力交易機構(gòu)提出，由電力交易機構(gòu)會同電力調(diào)度機構(gòu)在當日給予解釋和協(xié)調(diào)。市場主體對交易結(jié)果無異議的，應當在結(jié)果發(fā)布當日通過技術(shù)支持系統(tǒng)返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

第五十六條 交易機構(gòu)發(fā)布交易結(jié)果后，由技術(shù)支持系統(tǒng)自動生成月度雙邊直接交易合同，相關(guān)市場主體應在成交信息發(fā)布后的3個工作日內(nèi)，通過技術(shù)支持系統(tǒng)簽訂電子合同。

第五十七條 跨省跨區(qū)月度雙邊交易的流程與省內(nèi)月度雙邊交易相同，具備條件時同時組織開展。送電省參與跨省跨區(qū)月度雙邊交易發(fā)電企業(yè)的安全校核由該省電力調(diào)度機構(gòu)負責，輸電通道的安全校核由承擔調(diào)度責任的相應電力調(diào)度機構(gòu)負責。

第四節(jié) 月度集中競價交易

第五十八條 每月中下旬，電力交易機構(gòu)通過技術(shù)支持系統(tǒng)發(fā)布次月集中競價交易相關(guān)市場信息，包括但不限于：

(一)次月關(guān)鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)次月集中競價直接交易電量需求預測;

(三)次月集中競價跨省跨區(qū)交易電量需求預測;

(四)次月各機組可發(fā)電量上限;

(五)月度集中競價交易開市及閉市時間。交易時間原則上不超過2個工作日。

第五十九條 月度集中競價交易開始后，發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶通過技術(shù)支持系統(tǒng)申報電量、價差(或電價)。技術(shù)支持系統(tǒng)對申報數(shù)據(jù)進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。市場主體對所申報的數(shù)據(jù)負責。

發(fā)電企業(yè)按機組申報次月上網(wǎng)電量和上網(wǎng)價差(或上網(wǎng)電價)，用戶和售電企業(yè)申報次月用電量和用電價差(或電價)。發(fā)電企業(yè)申報的電量應包括總電量和分解到機組的電量，每臺機組只能申報一個電量和一個價差(或電價)。用戶和售電企業(yè)只能申報一個電量和一個價差(或電價)。

申報電量的最小單位為10兆瓦時，價差或電價的最小單位為1元/兆瓦時。價差為負數(shù)(正數(shù))時，表明直接交易的發(fā)電上網(wǎng)電價低于(高于)參與直接交易公用機組按容量加權(quán)平均上網(wǎng)電價，直接交易的用戶和售電企業(yè)用電價格低于(高于)物價部門確定的電度電價(或電度電價加權(quán)平均值)。

第六十條 集中競價交易按市場邊際成交價差(或電價)作為全部成交電量價差(或電價)的統(tǒng)一出清模式執(zhí)行。若發(fā)電企業(yè)與用戶(售電企業(yè))的邊際成交價差(或電價)不一致，則按兩個價差的算術(shù)平均值執(zhí)行。

輸配電價出臺前，將發(fā)電企業(yè)、電力用戶和售電企業(yè)申報價差配對，形成競價交易價差對：

價差對=發(fā)電企業(yè)申報價差-電力用戶(售電企業(yè))申報價差;

當價差對數(shù)值為正值時，雙方不能成交。當價差對數(shù)值為0或負值時，按照價差對數(shù)值由低到高排序，對相應申報電量依次匹配成交，直至成交電量達到一方可成交電量全部匹配完成。

輸配電價出臺后，將發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶申報電價配對，當發(fā)電企業(yè)報價高于用戶、售電企業(yè)報價時，雙方不能成交;發(fā)電企業(yè)報價低于或等于用戶、售電企業(yè)報價時，可以成交。發(fā)電企業(yè)按照報價由低到高排序，用戶、售電企業(yè)按照報價由高到低排序，依次匹配成交，直至成交電量達到一方可成交電量全部匹配完成。

當成交的一方存在多個價差(電價)數(shù)值相同的主體時，按等比例原則確定各自中標電量。

市場出清結(jié)果應包含：成交總電量，各電力用戶、售電企業(yè)、發(fā)電企業(yè)(分解到機組)成交電量，市場出清價差(電價)。

第六十一條 報價結(jié)束后，技術(shù)支持系統(tǒng)考慮安全約束自動生成初始交易結(jié)果，由電力交易機構(gòu)在當日提交電力調(diào)度機構(gòu)并向市場主體公布。電力調(diào)度機構(gòu)應在2個工作日內(nèi)完成安全校核，返回電力交易機構(gòu)形成最終交易結(jié)果。電力交易機構(gòu)在收到安全校核結(jié)果的當日，通過技術(shù)支持系統(tǒng)向市場主體發(fā)布最終交易結(jié)果和安全校核說明。集中競價交易以交易機構(gòu)發(fā)布的最終結(jié)果為準，不再簽訂合同。

第六十二條 跨省跨區(qū)月度集中競價交易的流程與省內(nèi)月度集中競價交易相同，具備條件時同時、同平臺組織開展。送電省參與跨省跨區(qū)月度集中競價交易發(fā)電企業(yè)的安全校核由該省電力調(diào)度機構(gòu)負責，輸電通道的安全校核由承擔調(diào)度責任的相應電力調(diào)度機構(gòu)負責。

第七章 合同電量轉(zhuǎn)讓交易組織

第一節(jié) 交易時序安排

第六十三條 在年度合同分解到月的基礎上，發(fā)電企業(yè)內(nèi)部機組間或各發(fā)電企業(yè)間可開展基數(shù)合同電量、月度直接交易合同電量轉(zhuǎn)讓交易。首先開展月度雙邊交易，其次開展月度掛牌交易。月度雙邊交易已成交的發(fā)電企業(yè)，當月不得參與反向月度掛牌交易。

第六十四條 電力交易機構(gòu)在月度交易結(jié)束后，應于2個工作日內(nèi)將雙邊交易和掛牌交易的結(jié)果進行匯總，發(fā)布月度匯總后的交易結(jié)果。電力調(diào)度機構(gòu)應按該交易結(jié)果合理安排電網(wǎng)運行方式，保障交易結(jié)果的執(zhí)行。

第六十五條 同電量轉(zhuǎn)讓交易應在當月集中競價交易前完成，出讓電量的發(fā)電企業(yè)(機組)原則上不得參與月度集中競價交易。

第二節(jié) 交易信息提交及發(fā)布

第六十六條 每月上旬，有掛牌轉(zhuǎn)讓意向的發(fā)電企業(yè)向電力交易機構(gòu)提交月度基數(shù)合同電量、月度直接交易合同電量的掛牌轉(zhuǎn)讓信息，列明轉(zhuǎn)讓電量的品種、數(shù)量、價格等。

第六十七條 每月上旬，電力交易機構(gòu)通過交易平臺發(fā)布次月基數(shù)合同電量、月度直接交易合同電量等掛牌轉(zhuǎn)讓交易相關(guān)市場信息，包括但不限于：

(一)關(guān)鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況;

(二)發(fā)電企業(yè)各合同電量轉(zhuǎn)讓交易需求規(guī)模;

(三)各機組可發(fā)電量上限;

(四)月度雙邊合同交易開市及閉市時間，交易時間原則上不超過5個工作日;掛牌交易開市及閉市時間，交易時間原則上不超過3個工作日。

第三節(jié) 合同電量轉(zhuǎn)讓月度雙邊交易

第六十八條 有合同電量轉(zhuǎn)讓意向的發(fā)電企業(yè)經(jīng)過雙邊協(xié)商，形成合同電量轉(zhuǎn)讓月度雙邊交易意向協(xié)議，確定合同電量轉(zhuǎn)讓的品種、數(shù)量、價格。在月度雙邊交易閉市前，通過技術(shù)支持系統(tǒng)向電力交易機構(gòu)提交意向協(xié)議。

第六十九條 合同電量轉(zhuǎn)讓雙方以發(fā)電量為基礎，按照上網(wǎng)電量不變原則，根據(jù)轉(zhuǎn)讓雙方綜合廠用電率折算確定轉(zhuǎn)讓電量，電量分解到機組、到月份。

第七十條 電力交易機構(gòu)應在雙邊交易閉市后1個工作日內(nèi)完成交易意向協(xié)議的審查、匯總，轉(zhuǎn)送電力調(diào)度機構(gòu)進行安全校核。

第七十一條 電力交易機構(gòu)應在接到調(diào)度機構(gòu)安全校核結(jié)果的當日將合同電量轉(zhuǎn)讓雙邊交易結(jié)果向所有市場主體公開發(fā)布。市場主體如對交易結(jié)果有異議，應在結(jié)果發(fā)布當日向電力交易機構(gòu)提出，由電力交易機構(gòu)會同電力調(diào)度機構(gòu)在當日給予解釋和協(xié)調(diào)。市場主體對交易結(jié)果無異議的，應在結(jié)果發(fā)布當日通過技術(shù)支持系統(tǒng)返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

第七十二條 交易結(jié)果確認后，由技術(shù)支持系統(tǒng)自動生成月度合同電量轉(zhuǎn)讓雙邊交易合同，相關(guān)市場主體應在成交信息發(fā)布后的3個工作日內(nèi)，通過技術(shù)支持系統(tǒng)簽訂電子合同。

第四節(jié) 合同電量轉(zhuǎn)讓月度掛牌交易

第七十三條 掛牌交易開市后，由市場主體在交易平臺上發(fā)布月度轉(zhuǎn)讓電量的品種、數(shù)量和價格，發(fā)布要約持續(xù)時間不超過3個工作日。符合條件的發(fā)電企業(yè)通過技術(shù)支持系統(tǒng)提出接受該要約的申請，技術(shù)支持系統(tǒng)對申請數(shù)據(jù)進行確認。開市期間，在申請數(shù)據(jù)未接受要約前，出讓方可多次修改申報數(shù)據(jù)。掛牌交易申報的電量應包括總電量和分解到機組的電量。

第七十四條 閉市后，電力交易機構(gòu)根據(jù)接受要約情況確定成交電量和價格，形成出清結(jié)果，并在1個工作日內(nèi)交由電力調(diào)度機構(gòu)進行安全校核。調(diào)度機構(gòu)應在3個工作日內(nèi)完成掛牌交易出清結(jié)果的安全校核，并轉(zhuǎn)交電力交易機構(gòu)。

第七十五條 電力交易機構(gòu)接到電力調(diào)度機構(gòu)安全校核結(jié)果后，應在當日將最終出清結(jié)果和安全校核說明在交易平臺一并發(fā)布。發(fā)電企業(yè)對交易結(jié)果有異議的，應當在當日向電力交易機構(gòu)提出，由電力交易機構(gòu)會同電力調(diào)度機構(gòu)進行解釋和協(xié)調(diào)。發(fā)電企業(yè)對交易結(jié)果無異議的，應當在結(jié)果發(fā)布當日通過技術(shù)支持系統(tǒng)返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。各方以最終交易結(jié)果為準，不再另行簽訂合同。