山東省輸配電價改革實行方案根據省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔〕33號)、國家《有關印發電力體制改革配套文獻的告知》(發改經體〔〕2752號)、《有關全面推進輸配電價改革試點有關事項的告知》(發改價格〔〕號)等文獻規定，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，結合山東實際，制定本方案。一、輸配電價改革目的和原則(一)改革目的轉變政府監管電網企業方式，健全約束和鼓勵電網企業制度，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、增進電力顧客合理承擔、符合山東實際的輸配電價機制。(二)改革原則1.配套推進，強化監管。輸配電價改革應與本省電力體制改革互相適應、配套推進，以建立健全各項制度、規則、機制建設為關鍵，通過轉變政府價格監管方式，增進電網企業加強管理、提高效率。2.增進發展，公平承擔。輸配電價按"準許成本加合理收益"原則核定，引導電網企業合理投資，增進山東電網健康發展。同步，應逐漸反應各類顧客、各電壓等級輸配電成本，積極運用價格信號，引導顧客合理使用電力資源。3.積極穩妥，切合實際。輸配電價改革應妥善化解各有關利益方的影響，既著眼長遠，又符合山東實際，體現地方特色，推進改革順利實行。二、輸配電價核定(一)核價范圍國網山東省電力企業(如下簡稱"山東電網")為使用其經營范圍內共用網絡的顧客提供輸配電服務的價格。(二)核價基礎山東電網的輸配電資產和業務。(三)核價內容根據國家《省級電網輸配電價定價措施(試行)》規定，測算山東電網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+價內稅金2.輸配電價(1)山東電網平均輸配電價(含增值稅)=通過輸配電價回收的準許收入(含增值稅)÷省級電網共用網絡輸配電量。(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，相鄰電壓等級顧客較少的，電壓等級合適合并。(3)在分電壓等級輸配電價基礎上，考慮政策性交叉補助、顧客負荷特性、與現行銷售電價水平基本銜接等原因后，原則上按大工業用電、一般工商業及其他用電、居民用電和農業用電制定分顧客類別輸配電價。(四)核價程序山東電網輸配電價實行事前核定，監管周期為三年。山東電網應在每一監管周期開始前一年的6月30日前向省物價局提交申請及有關材料。省物價局受理后，經輸配電成本監審、測算準許收入和輸配電價水平，報國家發展改革委批復后，公布本監管周期內山東電網輸配電價水平。第一種監管周期為1月1日至12月31日，輸配電價核定期間按照國家規定執行。三、輸配電價監管(一)建立電網企業輸配電價偏差調整機制1.監管周期內山東電網新增投資、銷售電量變化較大的，在監管周期內對各年準許收入和輸配電價進行平滑處理。狀況特殊的，可在下一種監管周期平滑處理。2.監管周期內遇有國家重大政策調整、發生重大自然災害、不可抗力等原因導致山東電網實際成本和收入發生重大變化的，山東電網可提出輸配電價調整提議。3.監管周期內遇有國家重大政策調整，導致山東電網實際收入明顯提高的，省物價局可直接提出減少輸配電價意見。(二)建立電網企業運行成本鼓勵約束機制1.山東電網通過加強管理，提高效率，使其實際成本低于準許成本的，節省部分由電網企業和電力顧客各分享50%。2.山東電網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，由電網企業和電力顧客各分享50%。3.山東電網實際運行線損率超過國家核定值的，超過部分由電網企業承擔;低于國家核定值的，實際線損率與核定值的差額，由電網企業和電力顧客各分享50%。(三)建立電網企業供電服務質量績效考核機制山東電網供電可靠率、服務質量超過規定原則一定幅度的，可合適提高下一監管周期準許收入;達不到原則的，減少下一監管周期準許收入。詳細措施由省物價局會同有關部門研究制定。(四)建立電網企業監管周期新增投資定期校核機制自第一種輸配電價監管周期開始(即1月1日起)，山東電網根據規劃所投資的項目，在按權限報政府投資主管部門核準或立案的同步(企業自主安排項目在動工建設前)，應向省物價局報送投資項目與共用網絡輸配電服務有關性闡明(包括項目用途、投資金額、資金來源、工程進度安排、核準狀況等)，并定期上報投資完畢進度及狀況，作為下一監管周期輸配電價影響、測算、調整根據。(五)建立電網企業輸配電價執行狀況定期匯報和評估機制每月15日前，山東電網應向省物價局報送輸配電價執行狀況及企業月度經營狀況;每年3月31日前，提交上一監管年度有關財務報表和輸配電價改革實行狀況年度匯報。省物價局將會同省輸配電價改革工作協調小組組員、利益有關方和專家構成評估小組，定期對輸配電價改革實行狀況進行分析評估。四、配套改革措施(一)推進發電側和售電側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"的總體思緒，把輸配電價與發售電價在形成機制上分開。其中，輸配電價執行政府定價，公益性以外的發售電價由市場形成。1.參與電力市場的發電企業，其上網電價由顧客或售電企業與發電企業通過自愿協商、市場競價等方式自主確定。2.電網企業，按照政府核定的輸配電價(含線損和政策性交叉補助)收取過網費。3.參與電力市場的顧客，其用電價格由發電企業或售電企業與電力顧客協商確定市場交易價格、輸配電價(含線損和政策性交叉補助)、政府性基金及附加構成。4.未參與電力市場的發電企業上網電價和電力顧客用電價格，繼續執行政府定價。5.雙邊協商交易原則上不進行限價，集中競價交易中，確有必要時可以實行最高限價和最低限價。(二)推進電價交叉補助改革結合本省電價改革進程,逐漸減少工商業內部交叉補助,妥善處理居民、農業顧客交叉補助。過渡期間，由山東電網測算并申報既有各類顧客電價間交叉補助數額，經省物價局審核報國家發展改革委后，通過輸配電價回收。(三)推進增量配電業務改革增量配電區域內，參與電力市場交易的顧客用電價格，由發電企業或售電企業與電力顧客協商確定的市場交易價格、配電網接入電壓等級對應的山東電網共用網絡輸配電價(含線損和政策性交叉補助)、配電網的配電價格、政府性基金及附加構成;居民、農業、重要公用事業、公益性服務和其他未參與電力市場顧客的用電價格，繼續執行政府定價。配電區域內電力顧客應當承擔的政府性基金及附加，由配電企業代收，轉山東電網代繳。增量配電區域的配電價格由省物價局按照國家有關規定制定。配電價格核定前，暫按售電企業或電力顧客接入電壓等級對應的山東電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的山東電網共用網絡輸配電價執行。(四)推進自備電廠改革研究企業自備電廠關停和退出后，其向市場直接購電支持政策，鼓勵企業自備機組關停淘汰和轉型升級。研究余熱、余壓、余氣自備電廠交叉補助、系統備用費支持政策，推進企業工業余能回收運用。伴隨本省電力市場化改革逐漸推進，探索取消自備電廠系統備用費，以市場化機制替代?，F階段自備電廠繳納的系統備用費計入山東電網收入，由省物價局在測算準許收入和輸配電價水平時統籌平衡。五、職責分工在山東省電力體制改革領導小組統一領導下，省物價局負責會同有關部門制定輸配電價改革試點方案、進行輸配電成本監審、測算山東電網準許收入和輸配電價水平、開展輸配電價監管等工作;省發展改革委負責會同有關部門對山東電網監管周期預測新增固定資產投資的必要性進行審核;省經濟和信息化委負責會同有關部門對山東電網銷售電量的增減、構造變化狀況進行合理預測和跟蹤審核;山東能源監管辦根據職能開展有關監管工作;國網山東省電力企業負責根據方案規定做好有關配合工作。山東省電力市場建設實行方案根據省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔〕33號)，為著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，加緊推進全省電力市場化改革，制定本實行方案。一、總體規定堅持社會主義市場經濟改革方向，堅持兼顧改到位和保穩定原則，按照管住中間、放開兩頭體制架構，協調貫徹"三放開、一獨立、三強化"改革措施，公平無歧視開放電網，逐漸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新機制，加緊構建"有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效"的電力市場體系。二、工作目的和實行環節(一)建立和完善中長期電力市場(底前)。協調推進有序放開競爭性環節電價，放開售電企業進入市場，有序向社會資本放開配電業務，培育多元化市場主體，有序放開公益性和調整性以外的發用電計劃，組建相對獨立和規范運行的電力交易機構，推進股份制改造，強化政府市場監管，以年度雙邊協商和月度集中競價為基礎，逐漸豐富交易品種，建立健全余缺電量調整考核機制，形成穩定的中長期電力市場。(二)深化電力市場建設，啟動和運行現貨市場交易(-)。建立優先發電、優先購電制度，電力市場體系健全時，除公益性、調整性電量以外發用電計劃所有進入市場，啟動和運行電力現貨交易、輔助服務交易和期貨等衍生品交易，逐漸建立以中長期交易為主、現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定市場、以現貨交易發現價格的電力市場機制。三、重要任務(一)推進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電企業、電網企業(含躉售地方電網，下同)、售電主體和電力顧客。2.市場主體的基本條件(1)各類市場主體的單位能耗、污染物排放應穩定到達國家和地方對應階段原則，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬于淘汰類的企業不得參與市場交易。(2)中發〔〕9號文獻頒布實行后核準、發改運行〔〕294文獻印發后投產的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價，投產后一律納入市場化交易和由市場形成價格。新核準的水電、核電等機組根據有關政策安排一定優先發電計劃外，參與電力市場交易，由市場形成價格。新增工業顧客原則上要參與市場交易。3.市場主體準入與退出管理。省政府有關部門、能源監管機構制定市場主體準入與退出管理實行細則，按年度公布符合條件的發電企業和電力顧客準入目錄，并實行動態監管。各類具有資格的市場主體自愿到電力交易機構注冊成為市場交易主體。4.協同推進發電、用電計劃放開。與發電側市場化電量放開規模相匹配，按電壓等級、用電規模分期分批放開無議價能力顧客以外的電力顧客等購電主體參與市場交易，逐漸取消電壓等級限制。符合準入條件的顧客，選擇進入市場后所有電量參與交易，不再執行政府定價。已參與市場交易的顧客又退出的，再次參與市場前，電網企業承擔保底供電責任，保底價格在輸配電價的基礎上，按照居民電價的1.2-2倍執行。電力市場體系比較健全時，所有放開上網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、一公告、三立案"程序實行售電主體準入管理。中小顧客無法參與市場交易的，可由售電企業代理參與。加強對電力顧客參與市場意識的培育，大力發展電能服務產業。(二)建立相對穩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則，完善省電力交易平臺功能，擴大進入市場的電力顧客與發電企業范圍，放開符合條件的售電企業進入市場，各類市場主體直接洽談協議，自主確定交易對象、方式、電量和價格，實現多方交易。2.中長期交易市場構成。市場主體通過自主協商或參與電力交易機構組織的集中競價等市場化方式，開展的數年、年、季、月、周等日以上的電力交易。3.建立規范高效的交易機制。交易雙方自主協商約定事項，簽訂有電網企業參與的多方協議;實行電子公章和網上協議，簡化交易流程;鼓勵簽訂長期穩定的購售電協議(協議)，并實行余缺電量和約定價風格整，建立集中競價交易的價風格整機制，規避市場交易風險。(三)推進跨省跨區送入電量進入市場1.省內外電力資源同步放開進入市場。國家規劃內或政府間協議的跨省跨區送受電力電量，與省內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算。2.推進國家規劃內送受電計劃的市場化交易。建立與有關省區的送受電協商機制，按照市場化方向，將國家規劃內送受電計劃逐漸調整為中長期交易協議(協議)，推進跨省跨區交易和省內機組統一市場競爭。(四)開展協議電量交易(轉讓)1.增進市場電量余缺調整。由電力交易機構組織協議電量交易，各類市場主體通過雙邊協商、集中競價轉讓協議電量。協議電量包括雙邊協商市場電量和集中競價交易電量，調整市場電量余缺。2.穩步擴大交易參與范圍。市場初期，容許發電企業進入協議電量交易市場，參與轉讓交易;待市場條件成熟后，放開電力顧客和售電企業參與協議電量轉讓交易。3.保證節能減排和電網安全。協議電量轉讓應滿足公益性電力熱力需求、電網調峰調頻和系統安全規定，有助于節能減排和可再生能源保障性收購。4.容許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓。屬于市場化方式形成價格的優先發電計劃，如不能實現簽約，指標可以轉讓給其他優先機組代發。(五)建立電力現貨交易市場1.開展現貨交易試點。開展現貨市場交易機制研究，制定現貨交易市場規則，強化市場人員業務培訓，完善市場平臺交易功能。視條件成熟狀況，選擇具有條件的發電企業、售電主體和電力顧客開展日內現貨市場和實時平衡市場試點。2.建立現貨市場交易機制。在保證安全、高效、環境保護的前提下，建立完善現貨交易市場機制，啟動日前、日內、實時電能量交易，形成發現電力價格新機制，增進電力平衡，引導電力投資。(六)完善市場輔助服務機制1.實行機組輔助服務考核獎懲。根據電網調峰、調頻、調壓和顧客可中斷負荷等輔助服務需求，根據《可再生能源調峰機組優先發電試行措施》(發改運行〔〕1558號)、《并網發電廠輔助服務管理暫行措施》(電監市場〔〕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，建立電力顧客參與的輔助服務分擔共享機制，顧客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、可中斷負荷協議等協議，約定輔助服務權利與義務。3.推進輔助服務市場建設。根據市場建設需要和條件，開展可中斷負荷、備用、調頻、調壓等輔助服務交易，協調推進跨省跨區輔助服務交易。(七)建立市場風險防備機制1.完善制度建設。建立完善市場操縱力評價原則和工作機制，加強對市場操縱力的防止與監管。2.加大技術投入。加大調度管理和技術投入，提高電力系統發、供、輸、配、用電環節的協同調整能力，兼顧電力市場化交易到位和電網穩定運行。(八)推進自備機組規范管理和轉型升級1.研究既有自備機組關停和退出后，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，予以過渡性電價支持政策，緩和用電成本上升問題，推進破舊燃煤自備機組關停淘汰。新建自備機組必須符合電力規劃，納入建設規模。2.容許自備機組規范進入市場。自備電廠成為合格市場主體后，容許在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。(九)建立健全電力行業市場主體信用體系1.實行市場主體信用監管。引入第三方征信機構建立市場主體信用記錄及信用信息數據庫，建設電力行業市場信用體系，開展信用立案、信用評價、信用監測、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，保證信用狀況透明，可追溯、可核查。2.公布市場主體信用信息。第三方征信機構定期向省政府有關部門、能源監管機構和電力交易機構，匯報市場主體企業法人及其負責人、從業人員的市場交易信用監測等信息，并在指定網站定期公布，接受市場主體的監督。3.建立失信聯合懲戒機制。對于不履約、拖欠電費、竊電、濫用市場力、電網歧視、未按規定披露信息等違法失信行為予以公開。對違法違規、嚴重失信的市場主體，納入失信黑名單，在全國范圍內對其經營活動依法實行懲戒措施;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，電力交易機構負責市場運行組織工作，公布市場信息，組織市場主體參與中長期交易、協議電量轉讓交易，根據交易成果制定下達年度、月度交易計劃;負責交易協議管理。電力調度機構負責系統安全和實時平衡，對各類交易電量開展安全校核，公布校核成果;組織日前市場交易，根據月度交易計劃下達日交易計劃并執行實行，公布交易計劃執行成果和偏差原因。協助提供交易管理所需的基礎材料及信息。2.啟動現貨交易后，按照平穩銜接、責權對等的原則，逐漸明確、界定電力交易機構和調度機構在日前交易工作中的職責邊界。(二)中長期交易協議形成1.年度雙邊協商交易通過市場主體自主協商，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，中長期電能量交易協議為實物協議，經安全校核后執行;市場中后期，中長期交易逐漸過渡為金融協議。(三)日前發電計劃形成。根據雙方約定的協商交易協議日分解電量、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，根據基數電量計劃、日交易計劃電量、日前偏差調整電量編制日發電調度計劃，經安全校核后下達執行。(四)競爭性環節電價形成。競爭性環節重要指月度集中競價交易、日前競價交易，競爭性環節的電價形成機制：1.輸配電價核定前，保持電網購銷差價不變，競爭性環節電價重要實行單一電量電價，采用發用雙方集中競價撮合方式。參與集中競價的機組均統一采用全省按容量加權平均上網電價(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，顧客以自身執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一出清。(五)協議執行偏差處理1.市場建設初期，統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整和考核機制，通過在發電側采用預掛牌平衡偏差等方式處理協議執行偏差。2.市場建設中后期，建立顧客間協議電量轉讓、現貨交易機制，處理偏差問題;鼓勵年度及以上的中長期電能量交易簽訂金融協議。(六)市場結算1.電力交易機構根據市場主體簽訂的交易協議及平臺集中競價和執行成果，出具市場交易結算根據。建立市場風險防備機制，規范交易結算流程，保障電費安全。2.售電企業進入市場后，交易機構根據交易執行成果出具結算憑據，電網企業與電力顧客結算電費，并向顧客開具發票;電網企業向發電廠支付上網電費，電廠向電網企業開具發票;售電企業應得的電費由電網企業支付，售電企業向電網企業開具發票。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電價，根據其脫硫、脫硝、除塵和超低排放完畢狀況按原則對應提高。峰谷電價電力顧客電費結算，在政府規定的電價基礎上，按既有峰平谷比價政策算出峰谷電價后，再執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，可以繼續執行峰谷電價，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算，通過輔助服務考核與賠償機制分攤調峰費用或者直接購置調峰服務。顧客側單邊執行峰谷電價導致的損益單獨記賬，在后來電價調整中統籌考慮。采用發用電調度曲線一致方式交易的電量，不再執行峰谷電價，按交易電價結算。(七)安全校核與阻塞管理。電力調度機構負責安全校核，按規定向各有關方提供市場所需的安全校核數據，公布電網輸送能力、阻塞預警及有關信息。條件成熟時，通過市場機制進行阻塞管理，因此產生的盈利或費用按責任分享、分擔。(八)市場交易應急暫停。當系統發生緊急事故時，省級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。由此帶來的成本由有關責任主體承擔，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狀況或出現重大自然災害、突發事件時，省經濟和信息化委、山東能源監管辦可根據有關規定和程序暫停市場交易，組織或臨時實行發用電計劃管理。當市場運行規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成果等狀況時，省經濟和信息化委、山東能源監管辦可根據有關規定和程序暫停市場交易。(九)市場交易監管。省經濟和信息化委、省物價局、山東能源監管辦根據職能分工，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等狀況，對電力交易機構、電力調度機構和市場主體實行監管。五、組織實行在省電力體制改革領導小組的領導下，充足發揮聯合工作機制作用，各組員單位要明確職責，親密配合，加強協調聯動，形成工作合力。省經濟和信息化委牽頭組織實行本方案，協調貫徹交易機構組建、市場主體培育、優先發電權和優先購電權管理、市場信用體系建設等詳細改革措施;建立長期化問題反應機制，及時發現和處理市場建設中出現的新問題。山東能源監管辦會同省經濟和信息化委、省物價局等有關部門，負責制定電力市場中長期交易規則和現貨市場交易規則，并根據職能依法實行市場監管，按照國家布署開展市場信用體系建設。省電力交易機構負責建設山東省電力市場交易技術支持平臺，根據工作需要完善對應交易功能，為全省電力市場建設提供支撐。山東省電力交易機構組建實行方案根據省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔〕33號)，為構建現代電力市場體系，推進全省電力市場化交易，結合本省電力行業實際，制定本實行方案。一、總體規定堅持社會主義市場經濟改革方向，以構建主體多元、運行規范、富有活力的現代電力市場體系為目的，建立功能完善、競爭有序、依法監管、相對獨立運行的電力交易平臺，為全省提供公平、規范、高效、優質的電力交易服務，更好地發揮市場在電力資源配置中的決定性作用。二、機構及職能定位按照國家規定，對既有同意成立的山東電力交易中心有限企業(如下簡稱"交易中心")進行股份制改造，制定貫徹改造方案，引入部分發電企業、售電企業和電力顧客等多元股東，深入完善企業治理構造，實現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，重要負責電力交易系統的建設、運行、管理，按照政府同意的章程、規則和有關技術原則依法依規開展省內外電力交易業務，做好與電力調度的銜接，并接受省政府有關部門和能源監管機構的監管。交易中心屬于依法設置的企業組織，可根據承擔的職責任務設置對應內設機構，工作人員以國網山東省電力交易中心既有人員為主體。待股份制改造完畢后，根據業務發展需要和任職原則，多渠道公開選聘人才，高級管理人員按規定聘任。交易中心實行獨立核算，不以盈利為目的，組建和運行初期，不收取交易有關費用，所需資金由國網山東省電力企業予以保障。完畢股份制改造后，按照省物價局核定的原則收取交易手續費，實現收支平衡，保證交易中心有效運轉。三、重要職責(一)編制市場建設與運行細則。根據國家和省有關電力市場建設的政策規定，確定市場注冊、市場交易、交易協議、交易結算、信息披露等運行工作規則;結合市場發展狀況，設計交易品種，完善市場體系;開展電力市場研究，提出本省電力市場發展規劃提議。(二)交易平臺建設與運行維護。建設市場服務場所，維護電力交易技術支持系統運行，提高交易平臺自動化、信息化水平，保證交易平臺功能健全、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)市場組員注冊管理。受理審核售電主體入市申請，與市場組員簽訂入市協議及交易平臺使用協議，管理注冊信息和檔案資料。按照規定監督管理市場組員的市場交易行為，對違反市場規則或不符合準入條件的，按照有關規定予以清退。交易中心與電網企業交互、核驗市場主體的核批、結算、用電、并網等信息。售電企業與其服務顧客的有關用電信息的綁定、調整由電網企業完畢，有關信息提供交易中心。(四)市場分析預測。根據電力市場供應能力、市場需求狀況、輸電通道運用等信息，對市場供需走勢進行分析，與電網企業交互新增裝機、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，為市場主體提供有關信息服務。(五)交易組織。交易中心負責定期公布交易信息及交易公告，完畢交易組織準備;按照交易規則，通過交易平臺組織市場交易，公布交易成果。根據市場交易品種和實際需要，按照平穩銜接、責權對等原則，逐漸明確、界定交易中心和電力調度機構有關日前交易的職能邊界。在數年、年度、月度交易組織中，交易中心與電網企業及電力調度機構交互輸配電價、安全約束和檢修等信息。電力調度機構負責系統安全、實時平衡、日以內即時交易及年度、月度交易的執行貫徹。(六)交易協議管理。交易中心負責各類交易協議的管理，通過交易平臺為市場組員提供協議生成、簽訂等服務，負責協議的匯總歸檔。電網企業作為輸電方或購電方，與其他市場主體簽訂交易協議。(七)交易計劃編制與跟蹤。交易中心負責根據市場交易成果、市場規則和安全約束條件，編制年度、月度市場交易電量計劃，用于電費結算并向電力調度機構提供。電力調度機構負責向交易中心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，并將實際執行成果和偏差原因提交交易中心。交易中心負責計劃執行狀況的跟蹤，向市場主體公布執行成果和有關狀況闡明，并根據市場規則確定的鼓勵約束機制規定，通過事后結算實現經濟責任分擔。(八)交易結算。根據電網企業提供的表計信息，交易中心進行交易電量電費結算，出具電量電費、輔助服務費及輸電服務費等結算憑證。(九)信息公布。交易中心負責公布電力市場交易執行的有關信息，配合省政府有關部門和能源監管機構對市場主體信息披露實行監管。電網企業、發電企業、用電企業、售電企業應按照交易規則，及時向交易中心提供有關信息。(十)合規管理。按照市場主體信用評價有關規定，協助采集和管理市場主體和從業人員信用記錄，匯報和查證違反交易規則、擾亂交易秩序等違規行為，推進山東電力市場交易行為和業務依法依規開展。做好交易中心工作人員行為自律管理，配合省政府有關部門和能源監管機構開展外部審計及業務稽核工作。(十一)市場服務。組織開展業務培訓，開通熱線電話，接受投訴舉報和政策征詢，為本省發電、用電和售電企業等市場主體提供便捷、高效、優質的服務。(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，加強對市場運行狀況的監控分析。當市場出現重大異常、影響電力穩定供應時，依規采用對應的市場干預措施，暫?；蛉∠娏灰?。四、監督管理(一)政府監管。省政府有關部門和能源監管機構按各自職責，依法依規對交易中心實行監管。交易中心按照授權對市場主體和有關從業人員違反交易規則、擾亂市場秩序等違規行為進行調查、取證。(二)行業自治。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調機構，辦事機構設在交易中心，重要負責向交易中心提出電力市場方面的專業提議，參與研究討論交易中心的章程、運行規則和有關實行細則，推薦交易中心高級管理人員，聽取和反應市場主體訴求，提出波及市場主體利益的重要事項和意見提議，不干涉交易中心的平常運行。市場管理委員會組員由電力市場主體按類別推薦代表構成，不從交易中心領取薪酬。(三)社會監督。交易中心應依法依規建立完善的財務管理制度，委托具有有關業務資格的會計師事務所按年度進行外部財務審計，財務審計匯報應向社會公布。交易中心每年向市場組員公告山東省電力市場發展與運行、交易組織、風險防控、重大事項闡明等有關狀況，接受社會各界監督。五、組織實行(一)加強組織領導。在省電力體制改革領導小組的統一領導下，省經濟和信息化委會同省發展改革委、山東能源監管辦等單位，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狀況，協調處理出現的問題。(二)機構組建和運行。國網山東省電力企業負責交易中心詳細籌辦組建，根據省政府批復規定依法注冊成立交易中心。成立后的交易中心，要根據國家和省電力市場建設的有關布署規定，制定交易中心運行工作規則和市場交易細則，經電力市場管理委員會審議，并報省政府有關部門和能源監管機構審查通過后組織實行。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狀況，報省政府有關部門和能源監管機構。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省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔〕33號)，制定山東省電力市場管理委員會(如下簡稱"市場管理委員會")組建方案。一、制定根據(一)《中共中央國務院有關深入深化電力體制改革的若干意見》(中發〔〕9號);(二)《有關電力交易機構組建和規范運行的實行意見》(發改經體〔〕2752號);(三)《中共山東省委山東省人民政府有關印發"山東省電力體制改革綜合試點方案"的告知》(魯發〔〕33號)。二、職責定位山東省電力交易機構(如下簡稱"交易機構")按照政府同意的章程和規則組建運行。交易機構董事會、管理層根據《企業法》，負責交易機構重大事項決策和平常運行。市場管理委員會是由電網企業、發電企業、售電企業、電力顧客等電力市場參與方和第三方代表構成的協商議事機構，由各市場參與方按類別選派代表構成，目的是維護市場的公開、公平、公正，充足體現各方意愿，保障市場主體的合法權益。市場管理委員會的重要職責包括：(一)研究討論交易機構組建章程;(二)研究討論交易機構市場交易和運行規則，根據市場發展狀況，研究提出對市場交易和運行規則的修改意見;(三)推薦交易機構高級管理人員，由交易機構依法按組織程序聘任;(四)協調電力市場有關事項。三、組織機構(一)市場管理委員會。市場管理委員會由電網企業、發電企業、售電企業、電力顧客等電力市場參與方和第三方等類別派出代表構成，人數37人。市場管理委員會組員不從交易機構領取薪酬，實行任期制，任期3年。市場管理委員會組員應具有如下條件：從事電力行業有關工作5年以上，具有履行職責所需的管理能力，近來3年無違法違規記錄。市場管理委員會設主任1人，首任推薦國網山東省電力企業代表擔任，后來由市場管理委員會組員按規則推選各類別代表。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設置秘書處，負責市場管理委員會平常工作。秘書處設秘書長1人，由交易機構負責人擔任，工作場所、辦公設備等辦公設施由交易機構提供，工作人員由交易機構人員兼任。市場管理委員會組員單位可選派2-3人協助有關工作，定期輪換。除交易機構工作人員以外，其他工作人員不從交易機構領取薪酬。(三)專業工作組。市場管理委員會可根據需要設若干專業工作組，負責處理市場管理委員會交辦的某首先專門工作。專業工作組組員由市場管理委員會組員單位推薦，不從交易機構領取薪酬。(四)專家委員會。市場管理委員會下設專家委員會，由有關領域專家和第三方征詢研究機構代表等構成。專家委員會組員按程序對市場管理委員會工作提出意見提議。專家委員會人選由市場管理委員會確定。四、組員構成市場管理委員會組員初期暫按如下方式產生;正式運行后，根據交易電量變化以及電力市場發展，可調整完善組員數量及構成。(一)發電方代表。中央駐魯發電企業代表7位，地方發電企業代表4位，共11位。(二)購電方代表。電力顧客及售電企業代表11位，市場初期可以電力顧客為主，伴隨市場主體發育，逐漸增長售電企業份額。(三)電網企業代表。11位。(四)交易機構代表。1位。(五)第三方代表。3位。省政府有關部門和能源監管機構可以派員參與市場管理委員會會議，可依法依規對市場管理委員會的審議成果行使否決權。五、議事規則市場管理委員會議事規則，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。交易機構和第三方代表不參與投票表決。六、組織貫徹省經濟和信息化委按本組建方案，推進組建市場管理委員會，做好有關指導工作。山東省有序放開發用電計劃改革實行方案根據省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔〕33號)，為有序放開公益性、調整性以外的發用電計劃，加緊推進電力市場建設，制定本實行方案。一、總體規定堅持社會主義市場經濟改革方向，堅持兼顧改到位和保穩定原則，建立優先發電、優先購電制度，有序放開公益性、調整性電量以外發用電計劃，推進電力電量平衡從計劃手段為主平穩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揮政府作用。二、建立優先購電制度(一)基本規定。享有優先購電權的顧客按照政府定價優先購置電力電量，由電網企業予以保障;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;市場初期，不參與市場競爭。(二)合用范圍。第一產業、居民生活，以及第三產業中的重要公用事業、公益性服務行業用電享有優先購電權。重要公用事業、公益性服務行業重要包括黨政機關、學校、醫院、公共交通、金融、通信、郵政、供水和供氣等波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)保障措施1.各類機組合理分擔。優先購電權計劃電量首先由可再生能源機組、余能機組、熱電聯產機組、核電機組、可再生能源調峰機組等優先發電機組承擔，局限性部分由其他公用機組按節能低碳發電原則，根據差異發電量計劃或發電序位分擔，對應的銷售電價、上網電價執行政府定價。2.加強電力需求側管理。推廣應用電蓄能技術，形成一定規模的常態削峰能力。組織開展需求響應，以經濟手段推進用電企業與電網協同調峰，保障輕微缺電狀況下的電力平衡。鼓勵售電企業創新服務方式，為顧客提供電力需求側管理、用電運行檢測、電能服務管理等增值服務。3.長期化、精細化開展有序用電。制定有序用電方案并嚴格貫徹。出現電力缺口時，通過組織工業企業有序錯避峰生產，保障嚴重缺電狀況下的供用電秩序和具有優先購電權顧客的供電。4.建立顧客管理機制。建立優先購電顧客目錄，實行目錄動態管理，做好顧客身份甄別、信息確認和電量記錄，予以用電優先保障。三、建立優先發電制度(一)基本規定。享有優先發電權的機組按照政府定價或同等優先原則，優先上網或發售電力電量。優先發電容量通過安排基礎發電量計劃予以保障;優先發電電量原則上由政府定價和市場化方式形成價格兩部分構成，其中，政府定價部分由電網企業保障收購;市場形成價格部分，發電企業參與市場交易時同等狀況優先成交。分布式風能太陽能發電由電網企業足額收購保障。(二)合用范圍1.一類優先保障：(1)規劃內的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電;(2)為滿足電網安全穩定運行的調峰調頻發電;(3)可再生能源調峰機組發電;(4)實行"以熱定電"，供熱方式合理、實目前線監測并符合環境保護規定的熱電聯產機組在采暖期內發電。2.二類優先保障：(1)跨省跨區送本省的配套清潔能源發電;(2)水電，核電，天然氣發電機組;(3)余能發電;(4)涉外機組在協議期內按協議約定發電。(三)貫徹原則1.規劃內風能、太陽能、生物質能、水能等可再生能源發電，按照資源條件預測的發電量安排優先發電計劃，原則上保障性收購。2.調峰調頻電量，按年度全社會用電量(扣除孤網自備機組發電量)的合適比例安排優先發電計劃;可再生能源調峰機組按照高出本年度同類型機組平均運用小時的10%-20%安排優先發電計劃，原則上所有執行政府定價。3.實行熱力負荷在線監測的熱電聯產機組，在供熱期根據"以熱定電"政策安排優先發電計劃，原則上所有執行政府定價。其中，背壓機組根據實際熱負荷放開發電，不再下達機組發電量計劃;抽凝式熱電聯產燃煤機組和燃氣熱電聯產機組，供熱量按照上年度實際供熱量并考慮當年變化核定，超過"以熱定電"政策原則外的電量通過市場交易處理。4.跨省跨區送受電量的優先發電計劃及執行政府定價的比例，在貫徹國家能源戰略的前提下，由送方參照本省同類型機組協商確定。優先發電計劃電量原則上優先消納，清潔能源送電比例原則上不低于25%。國家規劃內的既有大型水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電，以及網對網送受清潔能源的地方政府協議，通過優先發電計劃予以保障。優先發電計劃電量不低于上年實際水平或數年平均水平，按發改價格〔〕962號文獻精神，由送受雙方協商或通過市場化交易方式確定價格;優先發電計劃電量以外部分參與本省市場化競爭。國家規劃內的既有燃煤機組，鼓勵簽訂中長期協議(協議)。采用點對網或類似點對網專線輸電方式送(分)電的，視同省內發電機組，統一納入全省電力電量平衡，并與省內機組同比例放開參與市場。國家規劃內且在中發〔〕9號文頒布實行后核準的清潔能源機組，優先發電計劃中市場化方式形成價格部分的比例應逐漸擴大。國家規劃內且在中發〔〕9號文頒布實行后核準、發改運行〔〕294文獻印發后投產的燃煤機組，視同省內發電機組管理。5.核電機組，按照國家有關規定安排優先發電電量，其中，執行政府定價計劃高于省內燃煤機組平均運用小時一定比例安排，其他優先發電電量由市場化方式形成價格。6.余能發電，參照企業生產實際和前3年實際發電量安排優先發電計劃，原則上所有執行政府定價。7.涉外機組，按照協議約定安排優先發電計劃，原則上所有執行政府定價。(四)保障措施1.分類安排優先發電計劃。年初編制年度平衡方案時，整體預留規劃內風電、太陽能、生物質、背壓供熱機組、余能機組、水能發電電量空間，不再下達詳細機組計劃?？稍偕茉凑{峰機組、其他調峰調頻電量、核電、天然氣發電，以及熱電比符合熱電聯產政策原則的熱電機組采暖期內發電、涉外機組等優先發電計劃，建立完善運行考核和技術監督手段，據此編制機組發電量計劃。2.消納省外來電規劃內電量。省經濟和信息化委確定跨省跨區送受電優先發電計劃規模提議，報國家發展改革委立案后優先安排發電。3.組織實行替代發電?？稍偕茉凑{峰機組因調峰無法完畢的優先發電計劃，可通過替代發電交易給其他機組。市場化方式形成價格的優先發電計劃，可替代轉讓給其他優先發電機組。電量替代價格由雙方協商確定。執行標桿價格部分的優先發電計劃原則上不得進行替代發電。電力交易機構制定優先發電權計劃指標市場交易措施，報省經濟和信息化委同意后實行。四、平衡年度電量供需(一)編制年度電量供需平衡方案。省經濟和信息化委會同有關單位根據全省國民經濟社會發展計劃和各市預測，分析全省電力電量需求，制定年度全省電力電量平衡方案，提出優先發電計劃編制和市場電量安排提議，報國家發展改革委立案。(二)實行節能低碳發電調度。未進入市場的電量，按照節能低碳環境保護原則編制差異發電量計劃或安排機組發電序位，提高能效和環境保護指標領先機組的運用小時。(三)加強機組調峰調頻考核獎懲。各類直調發電機組均等承擔電力平衡和調峰調頻任務，調峰調頻能力原則上不得低于50%。根據機組調峰調頻奉獻大小，按節能低碳調度原則進行調峰調頻電量考核獎懲。(四)適時調整年度電量平衡方案。每年終前，根據全省電力供需平衡實際和市場電量狀況，調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準時間先后次序優先貫徹、優先結算。五、有序放開發用電計劃(一)用電逐漸放開1.市場建設初期，逐漸放開年用電量到達一定規模的10千伏及以上電壓等級的工商業顧客參與直接交易。重點向市場前景好、發展潛力大、產品附加值高、創新能力強、轉型升級示范作用大的企業傾斜。2.市場建設中后期,電力市場體系比較健全時，除公益性、調整性電量以外的電量所有進入市場。鼓勵無議價能力顧客進入市場，可保留一定交叉補助，保證電價合理;電網企業或擁有配電網運行權的售電企業提供保障供電服務，滿足市場交易應急暫停時的顧客生產用電。(二)發電有序放開1.市場建設初期，保留規劃內可再生能源發電、可再生能源調峰機組發電、余能發電、調峰調頻電量、熱電比在政策范圍內的熱電機組發電，以及水電、核電、涉外機組協議期內的優先發電計劃。在可再生能源消納受限時，安排保障性收購小時貫徹優先發電計劃。其他發電機組市場化電量逐漸擴大規模，原則上經安全校核，燃煤發電企業只要不超過年度燃煤機組發電小時的最高上限，電網企業保障執行;如因發用電計劃放開不一樣步產生的電費結算盈虧，計入當地輸配電價平衡賬戶，可用于政策性交叉補助、輔助服務費用等。對中發〔〕9號文獻頒布實行后核準、發改運行〔〕294文獻印發后投產的燃煤機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價，但交易電量不應超過年度燃煤機組發電小時最高上限。2.市場建設中后期,電力市場體系比較健全時，除公益性和調整性電量以外的其他電量所有進入市場。自備電廠成為合格市場主體后，容許在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。接入電網調度自動化系統、實現熱力負荷或資源綜合運用在線監測的地調公用機組發電，同步放開參與市場交易。(三)跨省跨區送受電同步放開1.市場建設初期，規劃內跨省跨區送電電量與省內機組電量同步放開，其中，配套電源中規劃內清潔能源執行優先保障消納;其他送受電量所有按市場方式接納。2.市場建設中后期，電力市場體系比較健全時，逐漸形成以中長期交易為主、臨時交易為補充的跨省跨區交易機制。配套電源中規劃內清潔能源執行優先發電計劃，其他機組電量所有由市場化方式形成價格。(四)加緊建立完善市場交易機制。但凡參與電力市場交易的顧客，均不再執行政府定價。除優先發電計劃執行政府定價的電量外，機組其他電量價格重要由顧客、售電主體與發電企業通過自主協商、市場競價等方式確定。伴隨市場體系的不停健全，逐漸放開公益性、調整性計劃以外電量的上網電價和銷售電價。已參與市場交易的顧客又退出的，再次參與市場前，電網企業承擔保底供電責任，保底價格在輸配電價的基礎上，按照居民電價的1.2-2倍執行。(五)積極引導各類購電主體參與市場交易。新增大工業顧客原則上通過簽訂中長期電力市場交易協議(協議)保障供電，鼓勵其他新增顧客參與電力交易。售電企業可視同電力顧客參與電力市場，也可以代理中小顧客參與電力交易。加緊發展電能服務商，推進顧客提高科學用電能力和市場化意識，逐漸實現電力直接交易雙方發用電曲線實時對應。六、加強組織領導和措施貫徹在省電力體制改革領導小組的領導下，各有關部門明確職責、互相配合，推進有序放開發用電計劃各項改革措施的貫徹。發用電計劃放開過程中，要綜合改革條件、放開幅度和企業承受力，兼顧改到位和保穩定，根據市場建設需要，合理確定計劃放開時間節點和規模，適時開展工作評估，完善措施，增進全省電網穩定運行和電力市場建設有序推進。省經濟和信息化委牽頭負責本方案組織實行。山東省售電側改革實行方案根據省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔〕33號)，為有序向社會資本開放配售電業務，培育多元化售電主體，結合本省實際，制定本方案。一、總體規定堅持社會主義市場經濟改革方向，按照整體設計、試點先行、協調推進、分步實行原則，有序向社會資本開放配售電業務，多途徑培育售電主體進入市場，強化政府監管和社會監督，加緊形成多買多賣、規范高效、競爭有序的交易機制，更好地發揮市場配置資源的決定性作用。二、售電側市場主體及職責定位(一)電網企業。電網企業是指擁有輸電網、配電網運行權，承擔其供電營業區保底供電服務的企業，履行保證居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電的基本責任。電網企業系指國網山東省電力企業及其所屬企業。1.提供普遍服務。依法依規獲得有關業務許可，為營業區內的各類顧客提供電力普遍服務，保障基本供電。2.無歧視開放電網。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。公開輸配電網絡的可用容量和實際使用容量、影響市場交易的電網約束等信息，保障電網公平無歧視開放。3.履行社會責任。當售電企業終止經營或無法提供售電服務時，電網企業在保障電網安全和不影響其他顧客供電的前提下，向有關顧客供電并按照政府規定的電價收費。社會資本投資的配電企業在其營業區內無法履行責任時，若無其他企業履行責任，由政府指定電網企業代為履行。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。受委托承擔省內電力行業記錄工作。4.收費和結算。按規定向交易主體收取輸配電費用(含線損和交叉補助)，按規定代收的政府性基金及附加;按照電力交易機構出具的結算根據，承擔有關市場主體的電費結算責任，保障交易電費資金安全。(二)售電企業。售電企業以服務顧客為關鍵，以經濟、優質、安全、環境保護為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。1.售電區域。同一供電營業區內可以有多種售電企業，同一售電企業可在多種供電營業區內售電。同一供電營業區只能有一家企業擁有該區域配電網經營權，提供保底供電服務，供電營業區域范圍根據市場發展狀況進行調整，不得跨供電營業區域從事配電業務。本方案中配電網原則上系指110千伏及如下電壓等級電網和220千伏及如下電壓等級工業園區(經濟開發區)等局域電網。2.售電服務和社會責任。提供優質專業的售電服務，履行協議約定的權利義務，維護電力市場秩序，服從電力調度管理和有序用電管理。社會資本投資增量配電網，且擁有該區域配電網絕對控股權的，可向政府主管部門申請并獲準開展配電網經營業務，嵌入電網企業及其他配電網營業區域內的新增220千伏配電線路，經審核重要承擔與主網聯絡作用的，應納入省電力調度機構統一調度;按照國家和省有關規定，在供電營業區內擁有與電網企業相似的權利，履行相似的社會責任。詳細負責區域內電力記錄工作，并按有關規定報電網企業。3.綜合服務。鼓勵開展協議能源管理、需求側管理、綜合節能和用電征詢等增值服務，豐富和拓展售電業務內涵。(三)電力顧客。符合市場準入條件的電力顧客，可以直接與發電企業交易，也可以自主選擇與售電企業交易，或選擇不參與市場交易。任何單位和個人不得干涉顧客自由選擇售電市場主體的權利。三、售電企業培育與管理(一)多途徑培育售電企業1.容許電網企業投資組建售電企業。電網企業組建的售電企業應獨立開展競爭性售電業務，與電網企業的輸配電業務、調度業務及其他非市場化業務分開，保證公平競爭，鼓勵電網企業與社會資本通過股權合作等方式成立產權多元化企業經營配電網。2.容許發電企業投資組建配電、售電企業。發電企業組建的配電、售電企業從事的配電業務、競爭性售電業務，須與發電業務分開。電力顧客或售電企業向發電企業購電，應通過既有公用電網線路實現;確需新建、改建或擴建線路的，應遵照電網發展規劃，符合增量配電業務的按照增量配電網項目管理。發電企業及其資本不得參與投資建設電廠向顧客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絡相連的專用線路。3.鼓勵各類社會資本投資從事售電業務。已具有法人資格且符合售電企業準入條件的工業園區、高新產業園區、經濟技術開發區、節能服務企業和供水、供氣、供熱等公共服務行業等可以到工商部門申請業務增項，按規定履行有關程序后開展售電業務。鼓勵社會資本和個人投資成立售電企業。4.規范電網外存量配電業務。電網企業存量資產外，擁有配電網存量資產絕對控股權的企業，包括建設、運行配電網的高新產業園區、經濟技術開發區和其他企業，按照國家和省開展配電網業務有關規定完備手續后，可自愿轉為擁有配電網經營權的售電企業，視為增量配電業務統一管理。配電網并網運行的售電企業，供電營業區內220千伏線路配電業務可自主調度管理，也可委托電力調度機構統一調度。孤立于全省電網主網運行的配電網須具有必要的應急備用電源、黑啟動等技術能力，保證供電穩定可靠和普遍服務貫徹。5.配電、售電及有關業務分開核算。電網企業成立或其他擁有配電網經營權的售電企業，其競爭性售電業務應逐漸實現由獨立的售電企業承擔，人員、資金、信息等方面應與配電業務及其他非市場化業務分開。發電企業成立的配電、售電企業，配電業務、競爭性售電業務和發電業務均應互相獨立，人員、資金、信息等方面分開。(二)售電企業準入條件1.按照《中華人民共和國企業法》登記注冊的企業法人。2.資產規定。資產總額不得低于2千萬元人民幣。(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6億至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30億至60億千瓦時的售電業務。(3)資產總額在2億元人民幣以上(不含2億元人民幣)的，不限制其售電量。(4)擁有配電網經營權的售電企業其注冊資本不低于其總資產的20%。3.經營場所與設備規定。擁有與申請售電規模和業務范圍相適應的經營場所，及電力市場技術支持系統需要的信息系統和客戶服務平臺，可以滿足參與市場交易的報價、信息報送、協議簽訂、客戶服務等功能，具有開展電能管理服務的技術能力。擁有配電網經營權的售電企業，應具有與配電業務相匹配并符合調度原則規定的場地設備，具有與承擔配電業務相適應的機具設備和維修人員，對外委托有資質的承裝(修、試)隊伍的，承擔對應監管責任。4.專業人員條件(1)無配電網經營權的售電企業。擁有10名及以上專業人員，掌握電力系統基本技術、經濟專業知識，具有電力需求側管理、綜合節能管理等能力，有三年及以上工作經驗。至少擁有1名高級職稱和3名中級職稱的專業管理人員。(2)有配電網經營權的售電企業。擁有配電網經營權的售電企業應增長與從事配電業務相適應的專業技術人員、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名中級職稱的專業管理人員。生產運行負責人、技術負責人、安全負責人應具有5年以上與配電業務相適應的經歷，具有中級及以上專業技術任職資格或者崗位培訓合格證書。5.信用規定。無不良信用記錄，并按照規定做出信用承諾，保證誠實守信經營。6.有關資質條件(1)存量配電業務。除電網企業存量資產外，擁有配電網存量資產絕對控股權的企業，按照國家增量配電業務管理規定，按照基本建設程序規定，向發展改革部門申請補充有關核準手續，符合上述資金、場所、設備和人員條件的，應按政策規定申請辦理有關業務許可，明確供電營業區、獲得許可后方可開展配電業務。(2)增量配電業務。增量配電業務須納入全省配電網建設規劃，符合條件的市場主體向省發展改革委申請作為增量配電網項目的業主。省發展改革委通過招標等市場化機制公開、公平、公正優選確定項目業主，明確項目建設內容、工期、供電范圍并簽訂協議;政府有關部門和能源監管機構按規定頒發有關業務許可，賦予對應資格。擁有配電網經營權的售電企業，應具有健全有效的安全生產組織和制度，按照有關法律規定開展安全培訓工作，配置安全監督人員;承諾履行電力社會普遍服務義務。7.法律法規規定的其他條件。(三)準入和退出管理1.準入管理(1)一注冊。省電力交易機構負責售電企業注冊服務。符合準入條件的售電企業自主選擇電力交易機構辦理注冊，獲得交易資格。省電力交易機構收到市場主體入市注冊申請后，應在10個工作內完畢正式注冊，與市場主體簽訂交易平臺使用協議，辦理交易平臺使用賬戶及數字證書，并組織有關專業培訓。市場主體注冊信息發生變化時，應在5個工作日向對應的省電力交易機構申請變更。業務范圍、企業股東等有重大變化的，應再次予以承諾、公告。(2)一承諾。售電主體辦理注冊時，應按固定格式簽訂信用承諾書，并向省電力交易機構提交如下資料：營業執照、法人代表、資產證明、從業人員、經營場所和設備等基本信息和銀行賬戶等交易信息。擁有配電網經營權的，還需提供配電網電壓等級、供電范圍、有關業務許可等有關資料。(3)一公告。接受注冊后，省電力交易機構要通過"信用中國"等政府指定網站，將滿足準入條件的信息、材料和信用承諾書向社會公告，公告期為1個月。公告期滿無異議的，注冊手續自動生效。省電力交易機構將公告期滿無異議的售電企業納入市場交易主體目錄，向社會公布并實行動態管理。公告期間存在異議的，注冊暫不生效，暫不納入交易市場主體目錄。售電企業可自愿提交補充材料并申請再次公告;經兩次公告仍存在異議的，由省經濟和信息化委會同山東能源監管辦核算有關狀況后裁決。(4)三立案。省電力交易機構按月匯總售電企業注冊狀況，向省經濟和信息化委、山東能源監管辦和政府引入的第三方征信機構立案，并通過"信用中國"網站和電力交易平臺向社會公布。2.退出管理(1)強制退出。售電企業有下列情形之一的，應強制退出市場并取消注冊，原則上3年內不得進入市場。1隱瞞有關狀況或者以提供虛假申請材料等方式違法違規進入市場，且拒不整改的;2嚴重違反市場交易規則，且拒不整改的;依法被撤銷、解散，依法宣布破產、歇業的;3違反信用承諾且拒不整改或信用評價減少為不適合繼續參與市場交易的;4被有關部門和社會組織依法依規對其他領域失信行為做出處理，并被納入嚴重失信主體"黑名單"的;5法律法規規定的其他情形。(2)自愿退出。售電企業可以自愿申請退發售電市場，需提前30個工作日向對應的電力交易機構提出申請。擁有配電網經營權的售電企業申請自愿退出時，應妥善處置配電資產。(3)退出后善后處理。退出市場的售電企業由交易機構在目錄中刪除并取消注冊，向社會公告10個工作日，公告期滿無異議，方可對該售電企業實行強制退出或辦理退出市場手續。強制退出的售電企業，其所有已簽訂但尚未履行的購售電協議由省經濟和信息化委征求協議購售電各方意愿，通過電力交易平臺轉讓給其他售電企業或交由電網企業供電服務，并處理好其他有關事宜。自愿退出的售電企業退出之前應將所有已簽訂的購售電協議履行完畢或轉讓，并處理好有關事宜。擁有配電網經營權的售電企業退出的，若無其他企業承擔該地區配電業務，由電網企業接受并提供供電服務。交易機構應及時將退出且公告期滿無異議的售電企業從自主交易市場主體目錄中刪除，同步注銷市場交易注冊，向省經濟和信息化委、山東能源監管辦和政府引入的第三方征信機構立案，并通過"信用中國"網站和電力交易平臺網站向社會公布。四、電費結算發電企業、電網企業、售電企業和顧客應根據有關交易規則，按照自愿原則簽訂三方協議，電力交易機構負責提供結算根據，電網企業負責歸集交叉補助，代收政府性基金及附加，并按規定及時向有關發電企業和售電企業支付電費。擁有配電網經營權的售電企業，參照電網企業，承擔本供電營業區范圍內的收費、結算。電網企業和擁有配電網運行權的售電企業可以結算并開具發票。擁有配電網經營權的售電企業，還應代收政府性基金及附加，交電網企業匯總后上繳財政;代收政策性交叉補助，按照國家有關規定支付給電網企業。市場建設初期，沒有配電網運行權的售電企業進入市場后，交易機構根據交易執行成果出具結算憑據，電網企業與電力顧客結算電費，并向顧客開具發票;電網企業向發電企業支付上網電費，發電企業向電網企業開具發票;售電企業應得的電費由電網企業支付，售電企業向電網企業開具發票。配電區域內的售電企業或電力顧客可以不受配電區域限制購電。輸配電價核定前，配電區域內居民、農業、重要公用事業、公益性服務以外的市場購電價格，按照省政府確定的電網環節輸配價格暫不作調整的原則執行;輸配電價核定后，用電價格由發電企業或售電企業與電力顧客協商確定的市場交易價格、配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價(含線損和政策性交叉補助)、配電網的配電價格、以及政府性基金及附加構成。居民、農業、重要公用事業、公益性服務等用電，繼續執行政府規定的電價。五、實行環節(一)市場建設初期(底前)1.放開售電企業參與市場交易。根據售電企業的資產、場所、設備、人員、信用等各類資質條件，按照"一注冊、一承諾、一公告、三立案"的準入程序，讓符合條件的售電企業進入市場。制定出臺售電企業準入和退出管理實行細則。售電企業可代理顧客、發電企業參與交易，也可以互相間購電;可跨行業從事供水供氣供熱等公共服務，為電力顧客提供綜合能源服務。2.開展增量配電業務試點。選用部分具有條件的單位開展增量配電業務試點，探索擁有配電網經營權的售電企業運行機制及服務方式。(二)市場建設中后期(-)1.有序放開增量配電業務。總結配電業務放開試點經驗，制定配電網投資及運行管理措施。2.建立電力行業信用體系。按照國家的統一布署，加緊建設電力市場信用體系，建立健全失信聯合懲戒機制，增強各類市場主體契約精神和履約意識，對發生失信行為的市場主體納入重點觀測名單，對違法違規嚴重失信的市場主體，納入失信黑名單，通過信用監管減少投機現象，增進市場規范有序發展。六、組織實行省電力體制改革領導小組辦公室加強售電側改革的指導,及時協調處理售電側改革工作中的問題，重大問題向領導小組匯報。省經濟和信息化委負責售電側市場主體的準入與退出管理、售電側改革工作的組織實行。省發展改革委負責有序放開配電網業務，做好增量配電網項目規劃、實行等工作。省物價局根據職能依法履行價格監管職責。山東能源監管辦負責對電網公平開放、市場秩序、市場主體交易行為、電力普遍服務等實行監管。國網山東省電力企業要做好公平開放電網、電量結算和記錄等有關工作。省電力交易機構負責售電主體注冊管理。各單位要親密配合、通力協作，推進本省售電側改革不停深入。售電側改革是一項波及面廣、工作量大的系統工程。各有關部門要根據有關法律法規和監管規定，對售電市場公平競爭、信息公開、協議履行、協議結算及信用狀況進行監管，加強對售電側改革進展及售電市場的跟蹤，及時分析評估試點狀況，協調處理出現的問題，切實防備存在風險，推進本省售電側改革工作順利有序推進。山東省加強和規范自備電廠監督管理實行方案根據《中共中央國務院有關深入深化電力體制改革的若干意見》(中發〔〕9號)和國家有關配套文獻精神，按照省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔〕33號)的布署規定，為深入規范本省自備電廠的建設和運行，制定本實行方案。一、指導思想貫徹貫徹中發9號文獻及其配套文獻精神，堅持市場化改革方向，統籌規劃自備電廠建設，規范自備電廠運行，增進平等參與市場競爭和資源綜合運用，實現資源優化配置，提高電力系統整體安全水平，維護電力市場秩序，推進本省自備電廠規范有序發展。二、基本原則(一)統籌規劃，有序發展。強化電力發展規劃的引領作用，統籌能源資源和市場需求，科學規劃建設自備電廠，增進自備電廠有序發展。(二)分類指導，保證穩定。對燃煤自備電廠和資源綜合運用自備電廠進行分類指導，充足發揮自備電廠作用，提高自備電廠運行管理水平，維護電力系統安全穩定運行。(三)節能減排，提質增效。嚴格新建機組能效、環境保護準入門檻，貫徹水資源管理"三條紅線"控制指標。持續升級改造和淘汰落后火電機組，提高自備電廠能效和環境保護水平。(四)公平承擔，平等競爭。加強自備電廠系統備用費、基本電費等政策研究，執行統一的產業政策和市場規則，增進自備電廠公平承擔，推進自備電廠成為合格的市場主體，公平參與市場交易。(五)加強監管，規范運行。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、加強建設管理，增進規范有序發展(一)嚴格控制新上燃煤自備電廠規模1.新(擴)建燃煤自備電廠項目(除背壓機組和余熱、余壓、余氣運用機組外)要統籌納入國家根據總量控制制定的火電建設規劃，并按程序核準。除國家、省規劃的重點園區、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模，項目動工建設前要按規定獲得核準文獻和必要的支持性文獻，建設過程中要嚴格執行國家和省有關火電建設產業政策和能效、水效、環境保護、安全、質量等原則。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。(二)鼓勵資源綜合運用自備電廠發展鼓勵企業回收運用工業生產過程中產生的余熱、余壓、余氣等建設對應規模的自備電廠,其生產的電力、熱力在滿足本企業自身需求的基礎上，鼓勵其上網銷售或按有關規定參與電力市場交易、向周圍供熱。此類項目可按有關規定減免政策性交叉補助和系統備用費。(三)鼓勵自備電廠并網運行1.電網企業應對符合規定的自備電廠無歧視開放電網，按照新建電源接入電網的有關規定做好系統接入服務。2.自備電廠并網應符合山東電網并網運行安全、技術條件，按規定配置繼電保護、安全自動裝置以及調度自動化、通信、計量和熱力在線監測等裝置，保證并網安全。四、加強生產運行管理，規范企業運行(一)加強生產管理并網自備電廠要按照電力行業有關法規和原則，加強設備管理，承擔維護電力系統安全穩定運行的責任和義務，嚴格執行調度紀律，服從電力調度機構的運行安排，按調度指令啟停機組、接帶負荷，合理組織設備檢修。(二)加強自備機組并網運行管理全省直調自備電廠余電上網的應參與并網運行管理和輔助服務考核與賠償，根據自身負荷和機組特性提供調峰、調壓等輔助服務，嚴格按照調度指令和發電上網曲線安排機組生產，維護電網運行安全。運用余熱、余壓、余氣發電的自備電廠，原則上不參與電網調峰;確需調峰的機組，不得因調峰引起余熱、余氣對空排放。(三)鼓勵自備電廠企業實行改制自備電廠企業可以與國有電力企業等社會資本合資組建股份制企業，或由社會資本收購，或由原投資企業全資經營。改制后，可以保留原自備電廠性質，也可以自愿轉為公用電廠。(四)加強計量和記錄管理1.擁有自備電廠的企業應按國家有關規定在發電機出口、上網關口安裝電能計量裝置，在用電側安裝用電信息采集裝置，并具有遠程實時自動采集功能，接入電網企業有關信息采集系統。關口計量點的設置和變更按照國家有關規定執行。2.擁有自備電廠的企業所安裝的電能計量裝置應符合國家電能計量有關規范和原則，滿足計量和計費規定，并可以分別計量發電量、廠用電量、分類用電量和上網電量等。3.計量裝置安裝規定。12月31日前完畢10萬千瓦及以上自備發電機組的電能計量裝置安裝工作，12月31日前完畢所有自備發電機組的電能計量裝置安裝工作。4.自備電廠應按國家記錄制度及山東省電力記錄有關規定和程序，按期上報有關記錄報表。五、加強規費征收管理，公平承擔社會責任(一)擁有自備電廠的企業自發自用電量應按規定繳納國家依法合規設置的政府性基金以及政策性交叉補助。(二)擁有并網自備電廠的企業應與電網協商確定備用容量，并按約定備用容量向電網企業支付系統備用費。根據電力市場化改革需要，探索研究取消系統備用費。六、推進升級改造，淘汰落后機組(一)推進環境保護改造。自備電廠應嚴格執行環境保護排放原則，安裝污染物自動監控設備，并與環境保護部門聯網。污染物排放不達標的自備電廠要限期完畢改造。6月底前，全省單機10萬千瓦及以上燃煤電廠必須所有實現超低排放;10月底前，7個傳播通道都市單機10萬千瓦如下燃煤電廠完畢超低排放改造;年終前，其他10個市單機10萬千瓦如下燃煤電廠力爭完畢超低排放改造。(二)提高能效水平。自備電廠運行要符合國家、省有關能效原則規定。供電煤耗、水耗高于同類機組平均水平5克/千瓦時、0.5公斤/千瓦時及以上的自備燃煤發電機組，要實行節能、節水升級改造。底前，全省常規燃煤自備機組能耗、水耗水平要與公用機組相稱，到達《常規燃煤發電機組單位產品能源消耗限額》(GB21258-)原則規定。(三)鼓勵自備電廠實行容量替代。煤電小機組較多的企業，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既有機組進行整合，優先支持容量替代比例高的項目列入煤電發展規劃。(四)淘汰落后機組。對機組類型屬于《產業構造調整目錄》等有關產業政策規定淘汰類的，予以強制淘汰關停。能耗和污染物排放不符合國家和本省最新原則的自備電廠應限期實行升級改造，到期不能完畢改造的一律予以關停。關停機組對應設備應就地拆除報廢，不得轉供電或解列運行，不得易地建設。關停的自備機組在一定賠償期內予以發電量計劃賠償，通過替代發電方式由高效、環境保護大機組代發。賠償期限最長不超過3年，賠償電量計劃按本機組近3年的平均發電運用小時數確定。(五)推進燃煤消減。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，增長市場購電量，逐漸實現可再生能源替代燃煤發電。七、明確市場主體，參與市場交易(一)確定市場主體。擁有并網自備電廠的獨立法人企業(或授權企業)成為發電主體參與市場，應符合國家產業政策，到達能效、環境保護規定，按規定承擔國家依法合規設置的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補助，進入政府公布的交易主體目錄并在交易機構注冊。(二)有序參與市場交易。擁有自備電廠的企業成為發電市場主體后，其自用有余的電量可按電力市場交易規則與售電企業、電力顧客開展直接交易，或通過交易機構集中交易平臺交易。(三)平等參與購電。擁有自備電廠但仍需使用公用電網電力電量的企業，按規定承擔國家依法合規設置的政府性基金，以及與產業政策相符合的政策性交叉補助后，可視為一般電力顧客，平等參與市場購電。八、貫徹主體責任，加強監督管理(一)明確主體責任。擁有自備電廠的企業要嚴格貫徹國家和本省的電力產業政策和環境保護政策等規定，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，積極履行自備電廠的安全、環境保護等主體責任，嚴格執行能效、環境保護原則，切實維護電力系統安全穩定運行，公平承擔社會責任。(二)加強監督管理，形成工作合力。省發展改革委、省經濟和信息化委、省環境保護廳、省物價局、財政部駐山東專人辦、山東能源監管辦、國網山東省電力企業等有關部門、單位要根據各自職責范圍，加強對自備電廠的規范和管理。省發展改革委負責自備電廠項目規劃管理等工作;省經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;省環境保護廳負責對自備電廠環境保護設施建設、改造、環境保護指標管理等工作;省物價局負責自備電廠價格政策制定、價格監管等有關工作;財政部駐山東專人辦負責自備電廠繳納中央政府性基金狀況的征收和監督檢查等工作;山東能源監管辦負責自備電廠并網運行和輔助服務管理、自備電廠市場主體認定等工作;國網山東省電力企業負責并網自備電廠的調度管理、政府性基金代征和電量計量、記錄等工作。各地政府要加強屬地管理，貫徹國家和省有關自備電廠的政策、規定