山西省发布售电侧改革实施方案 探索构建区域电网运营模式试点

         1.产业政策。用电项目建设核准（备案）手续齐全，符合国家产业政策要求，列入国家行业准入公告（未实行行业准入的除外）

         2.能源消耗。能源消耗达到国家标准。

         3.环保排放。环保排放达到国家标准。

         4.信用等级。用户及其负责人无不良金融、司法记录和拖欠电费记录，信用良好。

         5.自备用户。拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统被用费6.微电网用户。应满足微电网接入系统的条件（有关微电网接入系统标准和条件另行研究确定）。

         准入的电力用户企业，应未列入国家及省级政府负面清单，不属于实行差别电价和惩罚性电价的企业。

         （三）市场主体准入

         市场主体准入步骤如下：

         1.承诺。按照属地管理的原则，由符合准入条件的市场主体向所在市电力管理部门提出申请，提交相关材料，并对申报材料的真实性进行承诺，各市电力管理部门将符合申报条件的企业汇总，并上报省级政府电力管理部门。

         2.公示。省级政府电力管理部门在收到市场主体申请表及其相关资料后的 15 个工作日内通过政府网站予以公示。公示期一般为 5 个工作日。在公示期满后，将无异议的市场主体在5个工作日纳入年度公布的市场主体目录。并实行动态管理。

         3.注册。列入目录的市场主体向电力交易机构提交入市交易注册申请。电力交易机构收到市场主体入市交易注册申请后，应在 10 个工作日内完成正式注册，与市场主体签订入市协议和交易平台使用协议，办理交易平台使用账号和数字证书，并进行相关专业培训。

         4.两备案。注册完成的市场主体，需同时在省级政府电力管理部门和省政府授权的电力监管部门备案。

         （四）市场主体退出

         1.强制退出。市场主体违反国家有关法律法规的、严重违反交易规则和破产倒闭的需强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。

         2.取消注册。退出市场主体名单，经省政府授权的电力监管部门审核确认后，交易机构取消注册，向社会公示。

         3.妥善处理。市场主体退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

         四、售电侧改革实施步骤

         (一）第一阶段（2016 年-2017 工作内容）

         1.完成电力市场框架方案设计，培育多元化售电主体。

         2.完成输配电价核定，逐步实现公益性以外的发售电价由市场形成。

         3.完善山西省电力直接交易机制，电力直接交易规模达到全社会用电量 30%。开展跨省跨区电力直接交易试点，初步实现外送电规模化直接交易。

         4.开展以铝循环园区为重点的园区型售电主体直接交易，探索园区型区域电网运营模式。

         5.以煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。

         6.建立完善调峰补偿市场机制。

         7.拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。

         （二）第二阶段（2018 年-2020工作内容）

         1.全面放开符合电力直接交易用户参与中长期交易。

         2.争取更多的跨省跨区市场化电力直接交易份额，鼓励省内发电企业与省外电力用户企业简历中长期电力合作关系。

         3.逐步丰富交易类型，适时开展现货交易，启动日前、日内、实时电能量交易和备用、辅助服务等现货交易品种。

         4.探索建立市场化的辅助服务分担机制。

         5.探索建立山西电力金融交易平台，逐步将电力容量市场、电力期货和衍生品等纳入交易体系。

         五、多途径培育市场主体

         试点先行，逐步放开售电侧市场准入，多途径培育市场主体，赋予用户更多的选择权，形成有效的市场竞争结构和市场体系，健全购电交易机制。同一售电公司可以在多个营业区内开展售电业务，同一营业区内可以有多个售电公司并存开展售电业务，但只能有一家拥有该配有电网经营权的配售电公司，并成为该营业区提供保底供电服务。

         （一）培育多元化独立售电公司

         鼓励社会资本投资组建独立售电公司，向社会资本放开售电业务，允许其从发电企业购买电量向用户售电；允许发电企业、拥有分布式电源的用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司等成立独立售电公司，从事售电业务；允许符合条件的高新技术园区、经济技术开发区、循环经济园区等各类园区组建独立售电公司，从事售电服务。

         （二） 开展放开增量配电投资业务试点

         1.  增量配电网。增量配电网资产包括两部分：一是对于历史形成的、国网山西省电力公司和山西晋能国际能源集团有限公司以外的存量配电资产，可视为增量配电业务。二是纳入全省“十三五”或年度政府电网建设规划，电压等级在 110 千伏及以下的新增  配电网。

         2.  试点范围。以煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务，有序向社会资本放开配售电业务，促进配电网建设，提高配电运营效率。

         3.试点要求。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，由省级政府电力管理部门颁发供电营业许可证，成立拥有配电网资产的配售电公司。此类拥有配电网资产的配售电公司在其供电营业区内拥有与电网企业相同的权责，承担其供电营业区内用户的保底供电服务。

         （三）探索构建区域电网运营模式试点

         1.试点范围。发挥市场主体调节和政府监管作用，以铝循环产业园区为试点，吸收社会资本，按照现代企业制度，建设以增量配网为主的园区型区域电网。

         2.运营模式。探索自备电厂承担社会责任、市场决定区域电网价格的发供用运营模式，实现对园区的低价、便捷、可靠供电，促进山西铝产业稳定健康发展3.远期目标。随着改革的推进，按照“煤—电—X”一体化产业发展思路，延伸煤电产业链，形成以园区、趸售县为主的区域电网，实现园区内就近直接交易、发—售—用良性循环经济链。

         六、市场化交易

         （一）交易方式。以自主协商交易为主、集中撮合竞价交易为辅，协商和竞价相结合的交易方式进行。拥有分布式电源或微电网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。

         （二）交易电量。每年12月前，省级政府电力管理部门确定次年度直接交易电量规模，参照一年以上长期交易年度合同电量、其他准入电力用户企业上年用电量及当年新增项目用电量的一定比例，参照电力平衡预测进行确定。推进电力市场化进程，逐步放开发用电计划，“十三五”末符合条件的电力用户企业全部进入市场交易，取消规模限制。

（三）交易价格。放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开