電網企業應當履行以下義務：

 

(1)確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電。當獨立售電公司終止經營，或者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，按照政府規定收費。當新設配售電公司無法履行配售電義務時，電網企業根據政府調配代為履行;

 

(2)對配電區域內未參與市場交易的各類用戶無歧視地提供報裝、計量、抄表、維修、收費等電力普遍服務;因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在的電網企業承擔相應的經濟責任。

 

(3)保障電網公平開放，向電力用戶(包括未參與市場交易的用戶和獨立售電公司、新設配售電公司)提供輸配電服務，向售電公司、配售電公司公開輸配電網絡的可用容量和實際使用容量，按照有關規定收購分布式電源、可再生能源發電，受托承擔配電區域內的有關電力統計工作;

 

(4)按照國家、省有關規定，按期向省發展改革委(能源局)、省經濟和信息化委和國家能源局江蘇監管辦上報統計數據和信息，定期向社會發布電力供需信息和通用技術規程，定期公示企業年報和社會責任報告，及時公告重大事項;

 

(5)在配電區域內，代收政府性基金;

 

(6)按照江蘇省電力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。

 

三、市場準入

 

(一)準入條件。

 

1.工商注冊。

 

已經按照《中華人民共和國公司法》進行工商登記注冊，載明售電或者配售電業務，具有獨立法人資格。

 

2.資產要求。

 

獨立售電公司的資產總額不得低于2000 萬元。實行資產總額與年售電量掛鉤制度。

 

(1)資產總額2000 萬元以上、1 億元及以下的，可以從事年售電量6 億至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30 億至60 億千瓦時的售電業務;

 

(3)資產總額2 億元人民幣以上的，不限制售電量。擁有配電網經營權的售電公司的注冊資本不低于其總資產的20%。

 

3.經營場所。

 

獨立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報價掛單、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能。擁有配電網經營權的售電公司，除具備前述條件外，還應當具有與配電服務范圍、需求相適應，與配電標準規范相符合的設施設備和運維隊伍。

 

4.營業資格。

 

擁有配電網經營權的售電公司應當按照有關規定取得電力業務許可證(供電類)。

 

5.專業人員。

 

獨立售電公司應當擁有10 名及以上電力專業技術人員，掌握電力系統等專業知識，具備電能管理、節能管理、風險管理等能力，其中至少擁有一名高級職稱和三名中級職稱、非兼職掛靠的電力專業管理人員。擁有配電網經營權的售電公司，應當分設生產運行負責人、技術負責人、安全負責人，且均有五年以上輸配變電從業經歷;專事配電業務的專業技術人員不少于20 人，其中至少擁有兩名高級職稱和五名中級職稱、非兼職掛靠的電力專業管理人員。

 

6.信用要求。

 

無不良信用記錄，按照規定要求做出信用承諾。擁有配電網經營權的售電公司，必須主動承諾履行電力普遍服務、保底供電服務義務，承諾特定情況下按照政府有關部門要求，代為履行其他配售電公司無法履行的義務。

 

(二)準入程序。

 

1.符合準入條件的市場主體可自主選擇電力交易機構注冊，獲取交易資格。

 

2.辦理注冊時，自主交易市場主體應按固定格式簽署信用承諾書，并按規定提交相關資料。

 

3.接受注冊后，電力交易機構應通過“信用中國”網站和省政府指定網站，將自主交易市場主體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1 個月。

 

4.公示期滿無異議的自主交易市場主體，注冊手續自動生效。電力交易機構按照要求將公示期滿無異議的市場主體納入自主交易市場主體目錄，實行動態管理并向社會公布。

 

5.電力交易機構按月匯總自主交易市場主體注冊情況，并向國家能源局江蘇監管辦、省政府有關部門和政府引入的第三方征信機構備案。

 

四、市場退出

 

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，3 年內不得再進入市場，退出市場的電力用戶須向售電公司購電。退出市場的主體經公示后，由電力交易機構從自主交易市場主體目錄中刪除，并注銷市場交易注冊。

 

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。有關市場主體準入、退出辦法按照國家的規定執行。

 

五、市場交易

 

(一)交易主體。

 

符合市場準入條件，經過注冊、承諾、公示、備案程序，已經在電力交易機構注冊、具備交易資格的發電公司、售電公司、電力用戶等市場主體，可以開展購電、售電或者配售電業務，自主確定交易對象、電量、價格。自動退出的發電企業和獨立售電公司，自決定自動退出之日起，除處置未了事項外，不得開展新的購電、售電業務。強制退出的獨立售電公司、配售電公司，除處置未了事項外，不得開展新的售電、配售電業務。

 

(二)交易方式。

 

市場交易包括批發和零售交易，可以通過雙邊直接交易、交易中心集中交易。定價方式可以自主協商、集中撮合競價或者協商與競價相結合。具體交易方式另行制定。確定交易的有關各方應當依法依規簽訂購售電合同，明確權利義務，約定電量電價等事項。

 

(三)交易平臺。

 

江蘇省電力交易中心為政府監管下的電力交易平臺，不以盈利為目的，負責為市場主體提供公開透明、公平規范的電力交易服務。江蘇省電力交易中心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，負責市場主體的注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。電網調度機構開展安全校核，納入調度計劃。國家能源局江蘇監管辦、省發展改革委(能源局)、省經濟和信息化委根據職責對電力交易中心和調度機構實施監管。具體辦法另行制定。

 

(四)交易價格。

 

放開發用電計劃的電量通過市場交易形成價格，未放開發用電計劃的電量執行政府定價。按照國家電改工作部署，逐步縮小政府定價的發用電比重，擴大市場定價的發用電比重，鼓勵政府定價電量自愿參與市場交易。市場交易價格可以通過自主協商、集中撮合、市場競價方式確定。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)、政府性基金組成。在正式核定不同電壓等級輸配電價標準之前，大用戶直接交易輸配電價暫按現行有關規定執行。

 

(五)結算方式。

 

發電企業、電網企業、售電公司和電力用戶應當根據電力交易規則，自愿簽訂三方合同。電力交易機構負責提供結算依據，電網企業和擁有配電網經營權的售電公司負責電費收取和結算業務，并承擔欠費風險，保障交易電費資金安全。擁有配電網經營權的售電公司代收政府性基金及附加，交電網企業匯總后上繳財政;代收政策性交叉補貼，按照國家有關規定支付給電網企業。

 

六、信息披露、信用評價與風險防范

 

(一)信息披露。

 

市場主體承擔信息披露主體責任，在省級政府部門指定網站和“信用中國”網站上公示企業有關情況、信用承諾，定期公示企業年報，依法公告重大事項。交易機構在承擔市場主體信息保密義務的同時，應當主動公布交易信息，及時提示市場異動，建立交易電價指數體系，以及本方案規定的其他事項。省發展改革委(能源局)、省經濟和信息化委和國家能源局江蘇監管辦定期在省級政府部門網站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。

 

(二)信用評價。

 

開展政府主導的信用評價。省經濟和信息化委、省發展改革委(能源局)、國家能源局江蘇監管辦建立市場主體信用評價制度，重點評價執行交易規則、合同履約、用戶反饋等情況，并向社會公示。建立舉報受理和“黑名單”制度，對嚴重違法違規、違反交易規則且拒不整改或者整改不到位的市場主體，采取強制退出和限期禁入措施，其直接出資人三年內不得申請從事售電業務，五年內不得申請從事配售電業務。探索第三方獨立評價制度。積極引導第三方征信機構利用大數據分析等手段獨立開展市場信用評價，鼓勵市場主體運用基本信用信息和第三方評價結果，并將其作為選擇交易對象、簽訂合同、接受服務的重要依據。

 

(三)風險防范。

 

建立交易過程管理制度，逐步構建線上動態風險預警系統，實時分析市場異常波動，著力防范售電業務違約風險。制定退出市場管理細則和未了事項善后處置方案示范文本，完善市場風險應對預案。市場發生嚴重異常情況時，依照相關法規對市場實施臨時干預。

 

七、方案實施

 

(一)強化組織，協同推進。在省政府統一領導下，省發展改革委(能源局)會同省經濟和信息化委、物價局、國家能源局江蘇監管辦加強橫向聯動，形成工作合力，協同推進全省售電側改革工作。對改革中出現的新情況、新問題，省發展改革委(能源局)會同有關部門研究應對措施，提出解決方案，推動售電側改革不斷深入。省電力公司強化大局意識、民生意識、服務意識，切實做好保底服務、配網開放、公平接入等相關工作。各級地方政府按照國家和省售電側改革部署，制定工作方案，推動試點落實。

 

(二)試點先行，逐步深化。按照總體謀劃、分類推進，試點先行、及時推廣的基本思路，積極穩妥地推進售電側改革。堅持總體謀劃、分類推進，既開展獨立售電公司試點，也開展新設配售電公司試點，促進售電改革、配電改革協同并進。堅持試點先行、及時推廣，在推動各類市場主體組建售電公司的同時，指導業務開展，及時總結經驗，組織推廣復制。總體上，售電側改革按三個階段有序進行。局部試點階段(2016—2017 年)：積極培育市場主體，有序引導市場主體開展售電側交易。以國家批準的增量配網業務試點等為重點，采取混合所有制方式推進改革。結合實施國家和省重大戰略規劃、重大生產力布局調整，結合新能源發展和微電網試點示范，結合補齊農林場圃配電網短板和處置農網歷史遺留問題等，擇機選擇一批省級增量配網改革試點。對歷史形成的、國網江蘇省電力公司以外的存量配電資產，視同增量配電業務，履行相關管理程序。推廣應用階段(2018—2019年)：在13 個設區市各選擇2—3 個具備條件的省級以上經濟技術開發區、高新產業園區以及配電網薄弱的農林場圃等，進行配售電改革試點，探索園區型區域電網運營模式。盡快完成省級電力交易中心股份制改造。全面放開階段(2020 年)：在全省范圍內全面放開售電業務和增量配電投資業務，建立市場化的輔助服務分擔機制和區外電力交易。

 

(三)依規監管，及時完善。國家能源局江蘇監管辦、省發展改革委(能源局)、經濟和信息化委依據相關法律法規和改革推進情況，及時出臺并完善有關配套細則，構建更加完善的制度體系。結合部門職能，對售電市場準入標準、公平競爭、電力安全、供電服務、信息公開、合同履行、電價結算、信用體系等實施監管，依法查處違法違規、違反交易規則的行為。