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四、市场化交易
(一)交易方式。
市场交易包括批发和零售交易。在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易,也可以通过交易中心集中交易。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。有关交易方式另行制定。
(二)交易要求。
参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定,到交易机构注册成为市场交易主体。市场有关各方应依法依规签订合同,明确相应的权利义务关系,约定交易、服务等事项。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定,交易结果应报有关交易机构备案。
(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,未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。
输配电价由政府核定,暂未单独核定输配电价的地区,可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。
(四)结算方式。
发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则,按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据,电网企业负责收费、结算,负责归集交叉补贴,代收政府性基金,并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。
五、信用体系建设与风险防范
(一)信息披露。
建立信息公开机制,省级政府或由省级政府授权的部门定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺,对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报。
(二)信用评价。
建立市场主体信用评价机制,省级政府或由省级政府授权的部门依据企业市场履约情况等市场行为建立市场主体信用评价制度,评价结果应向社会公示。建立黑名单制度,对严重违法、违规的市场主体,提出警告,勒令整改。拒不整改的列入黑名单,不得再进入市场。
(三)风险防范。
强化信用评价结果应用,加强交易监管等综合措施,努力防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时,政府可对市场进行强制干预。
(四)强化监管。
国家能源局和省级政府应加强市场主体和交易机构的市场行为的监管,建立完善的监管组织体系,及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为。
六、组织实施
(一)分步推进。
在已核定输配电价的地区,鼓励社会资本组建售电公司,开展试点工作。在未核定输配电价的地区,因地制宜放开售电业务,可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。在及时对改革试点工作进行总结的基础上,逐步在全国范围内放开所有售电业务。
(二)加强组织指导。
国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、环境保护部、国家能源局等有关部门加强与试点地区的联系与沟通,通力合作、密切配合,切实做好售电侧改革试点相关工作。各省级政府要高度重视,加强领导,建立健全工作机制,全面负责本地区改革试点工作,协调解决改革工作中的重大问题。试点地区要按照电力体制改革总体部署,编制工作方案、配套细则,报国家发展改革委、国家能源局备案。要对改革试点情况定期总结,及时上报,推动改革不断深入。国家发展改革委会同国家能源局要对全国试点地区改革工作总体情况进行及时总结,宣传典型做法,推广改革成功经验。
(三)强化监督检查。
国家发展改革委、国家能源局会同有关部门及时掌握试点地区改革动态,加强指导、协调和督促检查,依据相关法律法规和监管要求对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正,防止供应侧和需求侧能耗、排放双增高。
试点地区要及时检查指导各项试点探索工作。对在改革过程中出现的新情况、新问题,要积极研究探索解决的办法和途径,重大问题及时报告,确保改革的顺利进行。建立电力交易督查机制,对各类准入交易企业的能耗、电耗、环保排污水平定期开展专项督查,及时查处违规交易行为,情节严重的要追究相关责任。
国家能源局派出机构和省级有关部门依据相关法律法规,对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管,依法查处违法违规行为。
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