推荐第1篇：购售电合同
合同编号：_________
购电人：_________
售电人：_________
双方根据《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》以及国家其他有关法律法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，经协商一致，签订本合同。
第1章 定义和解释
1．1 本合同所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：
1．1．1 电厂：指位于由售电人拥有／兴建并／并将经营管理的一座总装机容量为_________兆瓦（单机容量为_________兆瓦，装机台数为_________台，分别为_________号机组）的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。
1．1．2 年实际上网电量：指售电人每年在计量点输送给购电人的电量。电量的计量单位为千瓦·时（kwh）。
1．1．3 年合同上网电量：指本合同第4．1条约定的每年的上网电量。
1．1．4 年（月）累计购电量：指本合同第4．4．1款规定的购电量。
1．1．5 调试运行期上网电量：指电厂不同机组首次并网开始，到正式交付商业运行前为止的上网电量。
1．1．6 计划停运：指电厂机组处于计划检修期内的状态，包括机组的大修、小修、公用系统计划检修及购电人（电力调度机构）要求的节假日检修、低谷消缺等。电厂每台机组每年允许的计划停运小时详见附件三。
1．1．7 非计划停运：指电厂机组处于不可用而又不是计划停运的状态。根据需要停运的紧急程度，非计划停运分为以下5类：第1类为立即停运；第2类为可短暂延迟但必须在6小时以内退出的停运；第3类为可延至6小时以后，但必须在72小时之内退出的停运；第4类为可延至72小时以后，但必须在下次计划停运以前退出的停运；第5类为超过计划停运期限的延长停运。
1．1．8 强迫停运：第1．1．7款中第
1、
2、3类非计划停运统称为强迫停运。
1．1．9 可用小时：指机组处于可用状态的小时数，为运行小时与备用小时之和。
1．1．10 降低出力等效停运小时：指机组降低出力小时数折合成按铭牌容量计算的停运小时数。
1．1．11 等效可用系数：指机组可用小时减去机组降低出力等效停运小时与机组的统计期间小时的比例。就本合同而言，_________号机组的等效可用系数的计划指标值在大修年度为，在无大修年度为；其他机组的等效可用系数分别为。
1．1．12 等效非计划停运小时：指非计划停运小时与非计划降低出力等效停运小时之和。
1．1．13 购电人原因：指由于购电人的要求或责任。包括因购电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。
1．1．14 售电人原因：指由于售电人的要求或责任。包括因售电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。
1．1．15 计量点：指附件二所示的安装电能计量装置的点。一般情况下，计量点位于双方产权分界点；不能在双方产权分界点安装电能计量装置的，由双方协商确定安装位置。
1．1．16 紧急情况：指电网发生事故或者发电、供电设备发生重大事故；电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超过规定值、主干线路功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运行，有可能破坏电网稳定，导致电网瓦解以至大面积停电等运行情况。
1．1．17 技术参数：指附件一所述的电力设施(包括电厂设备和并网设施)的技术限制条件。
1．1．18 工作日：指除法定节假日以外的公历日。如约定支付日不是工作日，则支付日顺延至下一工作日。
1．1．19 不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。
1．2 解释
1．2．1 本合同中的标题仅为阅读方便，不应以任何方式影响对本合同的解释。
1．2．2 本合同附件与正文具有同等的法律效力。
1．2．3 本合同对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。遇有本款约定的情形时，相关义务人应当依法履行必要的通知义务及完备的法律手续。
1．2．4 除上下文另有要求外，本合同所指的日、月、年均为公历日、月、年。
1．2．5 本合同中的“包括”一词指：包括但不限于_________。
第2章 双方陈述
2．1 本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本合同。
2．2 本方签署和履行本合同所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得营业执照和电力业务许可证等）均已办妥并合法有效。
2．3 在签署本合同时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本合同产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。
2．4 本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，本合同的签署人是本方法定代表人或委托代理人。本合同生效后即对合同双方具有法律约束力。
第3章 合同双方的义务
3．1 购电人的义务包括：
3．1．1 按照本合同的约定购买售电人电厂机组的电能。
3．1．2 遵守双方签署的并网调度协议，按照国家标准、电力行业标准运行、维护有关输变电设施，维护电力系统安全、优质、经济运行。
3．1．3 按照国家有关规定，公开、公正、公平地实施电力调度及信息披露，为履行本合同提供有关用电负荷、备用容量、输变电设施运行状况等信息。
3．1．4 依据国家有关规定或双方约定，向售电人提供重新启动电厂机组所需的电力。
3．1．5 按照国家有关规定向售电人补偿其按要求提供的有偿辅助服务所发生的合理费用。
3．2 售电人的义务包括：
3．2．1 按照本合同的约定向购电人出售符合国家标准和电力行业标准的电能。
3．2．2 遵守双方签署的并网调度协议，服从电力统一调度，按照国家标准、电力行业标准及调度规程运行和维护电厂，确保发电机组的运行能力达到国家有关部门颁发的技术标准和规则的要求，维护电力系统安全、优质、经济运行。
3．2．3 按月向购电人提供电厂机组可靠性指标和设备运行情况，及时提供设备缺陷情况，定期提供电厂机组检修计划，严格执行经购电人统筹安排、平衡并经双方协商确定的电厂机组检修计划。
3．2．4 按照国家有关规定向购电人补偿其按要求提供的有偿辅助服务所发生的合理费用。
3．2．5 未经国家有关部门批准，不经营直接对用户的供电业务。
第4章 电力电量购销
4．1 年合同上网电量：以政府定价电量和有关部门下达的年发电量预期调控目标为基础，由合同双方根据适用多年的购售电原则协议和当年预测的电力需求总量，按照同网同类型机组利用小时相当的原则协商确定。
双方据此确定年年合同上网电量为_________亿千瓦·时。
结合机组年度检修计划和电力供需规律，具体分解到每个月的合同上网电量为：_________。
4．2 等效可用系数
购电人根据本合同向售电人购买不低于第4．1条规定的年合同上网电量的前提是：根据电厂该年的年合同上网电量确定的电厂机组的计划等效可用系数应达到_________％以上。若电厂机组的实际等效可用系数达不到前述规定时，购电人应有权按其降低比例相应调减年合同上网电量。
4．3 实际发电功率允许偏差
在任何时段，电厂的实际发电功率与电力调度机构下达的日发电调度计划曲线（包括临时调整曲线）所定功率的允许偏差范围为：-3％～3％。
热电联产机组结合国家规定的“以热定电”原则下达日发电调度计划曲线并确定功率允许偏差范围。
4．4 累计购电量及超购或少购电量
4．4．1 电厂机组合同年（月）度在第4．3条规定的允许偏差范围内出力形成的发电量与由于购电人原因造成超出第4．3条规定的偏差范围出力形成的发电量之和，加上其他情况下电厂机组出力形成的发电量中符合调度指令要求的电量，为年（月）累计购电量。年（月）累计购电量与年（月）合同上网电量之差为购电人年（月）超购或少购电量。
4．4．2 年（月）累计购电量按第5．2条规定的上网电价结算。
4．4．3 到合同年度末，若购电人年累计购电量少于年合同上网电量，则购电人应依据下列公式计算结果向售电人支付年少购电量违约金，年少购电量＝年合同上网电量－年累计购电量－该年因售电人发生不可抗力而少发的电量－该年售电人违约少发电量[其中：累计购电量＝实际上网电量－售电人违约超发电量]；年少购电量违约金＝年少购电量×政府价格主管部门批准的上网电价
4．5 违约超发或少发电量
4．5．1 在任何时段，如果售电人违反调度指令发电、不发电或违反调度指令超出允许偏差范围发电，造成超发或少发的电量部分为售电人违约超发或少发电量。违约超发或少发电量包括以下三种情形：
（1）售电人未经购电人同意擅自开机或停机造成超发或少发的电量；
（2）电厂机组超出第4．3条规定的允许偏差范围发电经购电人警告无效，或者超出第4．3条规定的允许偏差范围连续超过2分钟造成超发或少发的电量；
（3）紧急情况下，售电人不听从调度要求减少或增加机组出力的指令造成超发或少发的电量。
4．5．2 对售电人违约超发电量部分，购电人不进行结算，同时售电人还应向购电人支付超发电量违约金，年超发电量违约金＝年违约超发电量×政府价格主管部门批准的上网电价×
24．5．3 对售电人违约少发电量部分，按非计划停运折算，同时售电人还应向购电人支付少发电量违约金，年少发电量违约金＝年违约少发电量×政府价格主管部门批准的上网电价
4．5．4 对售电人违反调度指令的行为，还应按照有关法律、法规的规定及并网调度协议的约定处理。
6．4 电能计量装置的校验
6．4．1 电能计量装置的故障排查和定期校验，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构承担，双方共同参加。由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担（或由供用电合同约定）。
6．4．2 任何一方可随时要求对电能计量装置进行定期校验以外的校验或测试，校验或测试由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构进行。若经过校验或测试发现电能计量装置误差达不到规定的精度，由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担（或由供用电合同约定）。若不超差，则由提出校验的一方承担。
6．5 计量异常处理
合同双方的任一方发现电能计量装置异常或出现故障而影响电能计量时，应立即通知对方和双方认可的计量检测机构，共同排查问题，尽快恢复正常计量。
正常情况下，结算电量以贸易结算计量点主表数据为依据；若主表出现异常，则以副表数据为准。如果贸易结算计量点主、副表均异常，则按对方主表数据确定；对方主表异常，则按对方副表数据为准。对其他异常情况，双方在充分协商的基础上，可根据失压记录、失压计时等设备提供的信息，确定异常期内的电量。
第7章 电量计算
7．1 上网电量或用网电量以月为结算期，实现日清月结，年终清算。双方以计量点计费电能表月末最后一天北京时间24：00时抄见电量为依据，经双方共同确认，据以计算电量。用网电量计量事项由供用电合同约定时，遵循供用电合同的约定。
7．2 结算电量数据的抄录
7．2．1 正常情况下，合同双方以主表计量的电量数据作为结算依据，副表的数据用于对主表数据进行核对或在主表发生故障或因故退出运行时，代替主表计量。
7．2．2 现场抄录结算电量数据。在购电人电能量远方终端投运前，利用电能表的冻结功能设定第7．1条所指24：00时的表计数为抄表数，由双方人员约定于次日现场抄表。
7．2．3 远方采集结算电量数据。在购电人电能量主站管理系统正式投入运行后，双方同意以该系统采集的电量为结算依据。若主站管理系统出现问题影响结算数据正确性，或双方电能量主站管理系统采集的数据不一致，或售电人未配置电能量主站管理系统时，以现场抄录数据为准。
7．3 电量计算
7．3．1 上网电量：上网电量为电厂机组向购电人送电、按第6．1条计量点抄见的所有输出电量（正向）的累计值。因购电人穿越功率引起的电厂联络变压器损耗由购电人承担。
7．3．2 用网电量：用网电量为电厂启动调试阶段或由于自身原因机组全停时，电网向电厂送电的电量。用网电量为按第6．1条计量点抄见的所有输入电量（反向）和所有启备变压器输入电量的累计值（或由供用电合同约定）。
7．4 上网电量和用网电量原则上分别结算，不应互相抵扣。
第8章 电费结算和支付
8．1 电费计算
8．1．1 电费以人民币结算。
8．1．2 上网电费按以下公式计算：上网电费＝累计购电量×对应的上网电价（含税）
8．2 电费结算
8．2．1 双方按第7．2条完成抄表后，售电人应按照抄表记录准确计算上网电量和电费，填制《电量结算单》和《电费计算单》后，于当日或下一个工作日将《电量结算单》和《电费计算单》传真给购电人，原件以特快专递同日寄出。
8．2．2 购电人在收到售电人传送的《电量结算单》和《电费计算单》后应尽快进行核对、确认，如有异议，在收到传真后3个工作日内通知售电人。经双方协商修正后，售电人将修正后的《电量结算单》和《电费计算单》传真给购电人，原件以特快专递同日寄出。如购电人在收到传真后3个工作日内不通知售电人有异议，则视同已经确认没有异议。
8．2．3 售电人根据购电人确认的《电费计算单》开具增值税发票，并送交给购电人。购电人收到正确的《电量结算单》、《电费计算单》和增值税发票原件后，分两次付清该期上网电费：（1）收到上述原件后的5个工作日内，支付该期上网电费的50％；（2）收到上述原件后的15个工作日内，付清该期上网电费剩余的50％。若购电人因故不能按照约定的期限付清上网电费，自逾期之日起，每日按照缓付部分的0.3‰～0．5‰加收违约金。经双方协商，本合同具体约定每日按照缓付部分的‰加收违约金。逾期天数从第二次支付截止日的下一日开始计算。
8．3 调试运行期上网电量的电费支付
电厂机组单机调试运行期结束后，购电人应在一个月内支付调试运行期上网电量的电费。具体支付办法和约定比照第8．2条进行。
8．4 有偿辅助服务费用的计算和支付
购电人电网或售电人电厂机组提供有偿辅助服务业务费用的计算和支付事宜，由双方根据国家有关规定执行。在国家有关规定正式施行之前，遵循现行办法。
8．5 临时电价与批复电价差额调整的电费支付
对于临时结算电价与批复电价之间的差异造成的结算电费差额部分，双方根据第5．3条的约定和批复文件的规定执行，并在双方确定差额后的一个月内清算完毕，多退少补。
8．6 计量差错调整的电费支付
根据本合同第6．5条约定，由于计量差错，购电人需向售电人增加支付款项或售电人需向购电人退还款项的，由合同双方达成书面协议后在次月电费结算中一并清算。
8．7 用网电费的支付
根据本合同第7．3．2款计算的电厂用网电量，在国家相关规定出台前，按电网平均销售电价标准核算电费，电厂应在下一个月内支付。电厂与当地供电企业另行签订供用电合同的，应按照该合同的约定支付用网电费。
8．8 违约金、补偿金的年度清算
对于没有按月结算的违约金、补偿金等，合同双方应于次年1月底以前完成上一年度的清算工作。
8．9 付款方式
任何一方根据本合同应付另一方的任何款项，均应直接汇入收款方在本合同中提供的银行帐户。当收款方书面通知另一方变更开户银行或帐号时，汇入变更后的银行帐户。
收款方增值税专用发票上注明的银行帐户应与本合同提供的或书面变更后的相同。
8．10 资料与记录
双方同意各自保存原始资料与记录，以备根据本合同在合理范围内对报表、记录检查或计算的精确性进行核查。
第9章 不可抗力
9．1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本合同项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：
（1）免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要；
（2）受不可抗力影响的一方应继续履行本合同项下未受不可抗力影响的其他义务，包括所有到期付款的义务；
（3）一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本合同。
9．2 若任何一方因不可抗力而不能履行本合同，则该方应立即告知另一方，并在3日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本合同的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。
应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日（如遇通讯中断，则自通讯恢复之日）起30日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。
9．3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施以减少或消除不可抗力的影响。
如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。
9．4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过_________日，双方应协商决定继续履行本合同的条件或终止本合同。如果自不可抗力发生后_________日，双方不能就继续履行合同的条件或终止本合同达成一致意见，任何一方有权通知另一方解除合同，本合同另有规定除外。
9．5 因政府行为、法律变更或电力市场发生较大变化，导致售电人或购电人不能完成本合同项下的售、购电义务，双方应本着公平合理的原则尽快协商解决。必要时，适当修改本合同。
第10章 非计划停运
10．1 双方商定，该年度由于售电人原因造成的电厂机组等效非计划停运小时允许值累计为_________小时。如由于售电人原因，电厂机组该年度实际累计等效非计划停运小时超过该年度允许值，则按照机组铭牌容量乘以超过的小时数计算的电量扣减当月结算电量。
10．2 双方商定，该年度由于售电人原因造成的电厂机组非计划停运中，机组强迫停运允许次数为_________次。如由于售电人原因，电厂机组该年度实际累计强迫停运次数超过该年度机组强迫停运允许次数，则每超过1次，按照机组铭牌容量乘以2小时计算的电量扣减当月结算电量。
10．3 由于购电人原因造成电厂机组非计划停运（包括非计划降低出力）而少购的电量，按照第4．4．3款执行。
10．4 由于购电人原因造成电厂机组强迫停运，则每停运1次，按照机组铭牌容量乘以2小时计算的电量增加当年年合同上网电量。
第11章 违约责任
11．1 任何一方违反本合同约定条款视为违约，另一方有权要求违约方赔偿因违约造成的经济损失。
11．2 除本合同其他各章约定以外，双方约定购电人应当承担的违约责任还包括：_________。
11．3 除本合同其他各章约定以外，双方约定售电人应当承担的违约责任还包括：_________。
11．4 一旦发生违约行为，非违约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本合同的约定支付违约金的书面通知。违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本合同的约定确认违约行为、支付违约金或赔偿另一方的损失。
11．5 在本合同规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可要求对方承担违约责任。
第12章 合同的生效和期限
12．1 本合同经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章，在并网调度协议生效后生效。
12．2 本合同期限，自_________年_________月_________日至_________年_________月_________日止。
12．3 在本合同期满前个_________月，双方应就续签本合同的有关事宜进行商谈。
第13章 适用法律
13．1 本合同的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。
第14章 合同变更、转让和终止
14．1 本合同的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第12．1条。
14．2 售电人和购电人明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本合同项下所有或部分的权利或义务。
14．3 在本合同的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本合同进行相应调整和修改：
（1）国家有关法律、法规、规章以及政策变动；
（2）国家电力监管机构颁布实施有关规则、办法、规定等；
（3）双方约定的其他情形：_________。
14．4 合同解除
如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知_________日后终止本合同：
（1）一方破产、清算，一方或电厂被吊销营业执照或电力业务许可证；
（2）一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本合同项下的所有义务；
（3）双方签订的并网调度协议终止；
（4）由于售电人原因，电厂机组持续_________日不能按照本合同安全发送电；
（5）由于购电人原因，购电人持续_________日未能按照本合同正常接受电力电量；
（6）双方约定的其他解除合同的事项：_________。
第15章 争议的解决
15．1 凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请电力监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第条处理：
（1）双方同意提请仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。
（2）任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。
第16章 其他
16．1 保密
双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。
16．2 合同附件
附件一：电厂主要技术参数
附件二：电厂主接线图及计量点图示
附件三：电厂每台机组每年允许的计划停运小时
本合同的附件是本合同不可缺少的组成部分，与本合同具有同等法律效力。当合同正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按合同目的协商确定。
16．3 合同全部
本合同及其附件构成双方就本合同标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本合同所进行的任何讨论、谈判、协议和合同。
16．4 通知与送达
任何与本合同有关的通知、文件和合规的帐单等均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达；若以传真方式发出并被接收，即视为送达。所有通知、文件和合规的帐单等均在送达或接收后方能生效。一切通知、帐单、资料或文件等应发往本合同提供的地址。当该方书面通知另一方变更地址时，发往变更后的地址。
16．5 双方约定的其他事项：_________。
16．6 本合同共_________页，一式_________份，双方各执_________份，送电力监管委员会／局备案贰份。
购电人（盖章）：_________售电人（盖章）：_________
法定代表人（签字）：_________法定代表人（签字）：_________
委托代理人（签字）：_________委托代理人（签字）：_________
_________年____月____日 _________年____月____日
签订地点：_________ 签订地点：_________
附件
附件一电厂主要技术参数（略）
附件二电厂主接线图及计量点图示（略）
附件三电厂每台机组每年允许的计划停运小时（略）
推荐第2篇：售电员岗位职责
1.根据中心安排，每周固定时间内对学生进行售电。2.负责每学期两次对本校区内全部宿舍充加免费电。3.负责对电费的临时性保管，并定期将现金及账目通过中心上交集团财务。4.负责对购电卡进行常规性的维护。5.负责对售电系统进行日常维护以及损坏后的报修。6.完成校区管理部主任及中心领导安排的其他工作。
推荐第3篇：售电员岗位职责
售电员岗位职责
1.认真贯彻执行学校水电管理办法，严格遵守科的各项管理制度。
2.熟悉、了解微机的基本操作知识，能进行一般的文字录入和打印，熟练操作科内相应的管理软件，特别是水电收费软件。
3.熟悉、掌握水、电、气及相关收费项目的收费类别、标准，严格按照学校和科的规定进行收费和录入。
4.熟悉、了解智能表（电）、卡的基本功能，熟练进行智能表软件的操作，能解决和排除智能表、卡的一般故障。
5.每天将收费总额与同岗收费员核对，核对后打单三份，每单必须有售电和收费员的共同签字，此单除售电、收费员各存一份外，每周将另一份连同缴款单交经费管理员存档，并每月与经费管理员进行一次汇总核对，核对清单应一式二份，核对完毕，双方必须在清单上签字，并各执一份，以此作为核对的文字依据。
6.本岗收费员必须严格按照学校财务的规定收、缴、保管现金，按规定填写缴款单，不得擅自挪用所收现金。
7.本岗收费员应认真做好现金日记帐，坚持日清月结的原则。
8.搞好相关人员间的工作协作和互助，不得在相互的工
作中设置障碍。
9.工作热情、主动，做到文明用语、礼貌待人，真诚为用户服务、耐心回答用户咨询，做到有问必答，不得刁难、怠慢用户。
10.严格遵守劳动纪律，服从工作安排，积极、认真完成上级交给的其他任务。
基建后勤处能源管理科
二OO八年二月
推荐第4篇：大庆油田售电调研报告
大庆油田售电调研报告
大庆是石油圣地，因油而生,石油勘探开发领先城市建设20年。在广袤的黑土地上，一台台“磕头机”与大地的对话持续了57年。殊不知，这些“磕头机”在成就大庆油田的同时，还创造了每年150亿千瓦时的电力市场。
在企业办社会的历史渊源中，大庆油田电力集团不仅承载百年油田的电力需求，且为油田周边近30万户居民、工商业提供保障用电服务。数年来，工商业用电、居民用电等交叉在一起，油田开发与社会公共服务之间的界限模煳。
溯本清源。大庆电力集团是电力行业老兵，其发源于1959年松辽石油勘探处维修队电工班，经过57年发展，集发电、供电（热）、电力工程设计施工、电力营销、生产技术于一体，成员单位11家，拥有全国最大的企业电网和中国石油最大的自备电厂。
在电力体制改革的大潮下，油田电力开始焕发新生，一是改革赋予其合法供电的资格（在改革前油田电力不具备供电资质）；二是改革赋予其拓展电力市场空间的条件，可以从黑龙江境内拓展到全国石油系统，甚至石油系统之外；三是在油价下行的格局下，电力购销及增值服务将是石油企业自我救赎的新途径。 大庆油田售电公司具备同类企业不可比拟的优势。其一，背后是中国石油提供投资、决策、市场开拓、石油系统内资源调度等保障支持；其二，地处油城大庆，本地油田每年150亿千瓦时电力市场是售电公司起步阶段的家底；其三，具备发电、配电、售电一体化的优势，在大庆供区内具备先天的排他性；其四，中石油明确未来石油系统电力购销由大庆售电公司承担，电力业务异地扩张空间大、可操作性强。
一、大庆油田售电公司基本元素
（1）大庆油田售电有限责任公司成立于2016年9月1日，是中国石油天然气集团公司首家售电公司，位于黑龙江省大庆市让胡路区长庆街47号，大庆石油管理局下属公司。
大庆油田售电有限责任公司投资主体为中国石油天然气集团公司，隶属大庆油田电力集团，注册资本金22000万元。
图表一：中国石油与大庆油田售电公司产权关系隶属
经营范围：电能购销，配电网投资、建筑、检修和运营业务管理；电力节能技术的投资、开发和服务；电动汽车充电站系统建设、运营和咨询；清洁能源项目开发和投资建设、技术咨询和服务；智能综合能源和用电增值咨询服务；新能源技术开发、技术咨询、技术转让、技术服务；工程项目管理；合同能源管理。
从售电公司的经营范围看，售电板块正在不断“去油化”，油味儿越来越淡，电力的生意才能越做越大。与一般的售电公司不同，除电力外，大庆售电公司的业务版图将电动汽车、清洁能源开发、合同能源管理等服务业纳入其中。根据计划，大庆油田售电公司已成立项目开发机构，实施启动风电、光伏发电及生物质发电等项目。
（2）大庆油田电力集团是大庆油田电力行业的专业化、集团化公司，主要为矿区石油石化生产和部分城市工商业与居民用户提供全产业链电热服务，年供电量150亿千瓦时（自发电量50亿千瓦时左右，采购电量100亿千瓦时），占黑龙江省用电量的近1/5；发电装机119.7万千瓦，年发电能力86亿千瓦时，拥有全国最大的企业电网和中国石油最大的企业自备电厂。
大庆油田电力集团现有11个成员单位，包括油田热电厂、宏伟热电厂、燃机电厂、供电公司、供电二公司、电力工程技术服务公司、电力调度中心、电力营销公司、电力工程设计院、物资管理中心、培训中心，集“发、供、配、用、售和电力工程设计与施工”于一体。
从发电资产看，目前电力集团主要有2座燃煤电厂、1座燃气电厂,发电装机119.7万千瓦。其中，油田热电厂是大庆油田重要的电源点和黑龙江省西部电网重要支撑点，并承担大庆东部地区基本热负荷；宏伟热电厂作为大庆炼化公司及油田化工区的自备电厂，还是油田矿区的主要热源；燃机电厂主要保障喇嘛甸油田供电，承担油田天然气的调峰任务。
大庆油田电力集团拥有全国最大的企业电网。目前，管辖110千伏及35千伏变电所51座，6千伏及以上电压等级输电线路1326条4787.5千米，变电容量360.5万千伏安，同时承担了采油厂313座35千伏变电所的检修任务。
油田电网的可靠率和电压合格率不断提高，分别达99.96%、98%，无人值守覆盖率72%、状态检修覆盖率100%，安全经济调度28年，星火一次变等34座变电所连续安全运行5000天以上。
图表
二、大庆油田电力集团业务构成
图表三：大庆油田电网组成结构
（3）大庆油田是我国第一大油田，年产石油约4000万吨。在创下连续27年高产稳产原油5000万吨以上的记录后,大庆油田又连续12年实现原油4000万吨以上持续稳产。大庆油田年用电量达到150亿千瓦时，其中自发50亿千瓦时(由于所属119.7万千瓦装机受到电网调度,发电小时数受控,不能满发)，需要从电网公司购100亿千瓦时，大庆油田是大庆本地重要耗能大户,是黑龙江省经济和能源发展的重要支撑。
二、顺电改大势，大庆油田售电公司应运而生
（1）成立售电筹备机构，获得中国石油集团、黑龙江各级政府支持 在新一轮电改推进的背景下，2016年1月13日，大庆油田电力集团成立售电公司筹备机构。组建售电公司，推进电改的相关工作得到中国石油集团、黑龙江省政府、大庆市政府的支持。
2016年7月5日，黑龙江省委副书记、省长陆昊到大庆油田考察调研，明确表示支持大庆电力体制改革；7月12日，黑龙江省委常委、常务副省长郝会龙到大庆油田调研，针对大庆油田电力体制改革与趸售电价格作出重要批示；同日大庆市委、市政府、大庆油田有限责任公司召开地企座谈会，将大庆油田电力体制改革列入地企重点推进落实工作之一，大庆市政府全力支持。
7月14日大庆市委常委、常务副市长于洪涛，在大庆油田有限责任公司副总经理、大庆石油管理局副局长朱国文陪同下，到黑龙江省物价监管局汇报趸售价格问题，省物价监管局明确表示支持。
（2）获得东北地区第一张企业电网电力业务许可证
7月26日，国家能源局东北监管局向大庆油田颁发东北地区第一张企业电网《电力业务许可证》(供电类)，为大庆油田售电有限责任公司运行配电网奠定法律基础，对推动新一轮电力体制改革在东北落地生根发挥了重要的示范作用。 获得电力业务许可证具有重要价值：
1、结束了大庆油田多年来无供电许可的历史，为其合法经营提供保障；
2、可以使大庆油田更好地接受监管，承担与电网企业同等的供电责任。
3、为黑龙江省政府多年来比较关心的保底供电问题提供了政策性依据。由于大庆石油管理局年供用电量将近占黑龙江省全省电量的五分之一，对其营业区域内的用户和上游电网均影响较大，将其纳入保供电体系，可以使该营业区内的用户获得与国家电网用户同等的用电权利，有助于地区稳定发展。
4、由于发证对象是非国家电网的大型企业，对推动电力体制改革精神在东北区域落地生根也有着重要的示范作用。
（3）列入全国首批增量配电示范项目
9月1日，大庆油田售电有限责任公司完成工商注册。
9月2日，黑龙江省政府经严格考核，推荐大庆油田配电网投资建设运营项目申报全国100个增量配电业务试点项目。12月1日，国家发改委、能源局发文公布首批105个增量配网项目名单，大庆油田售电公司是试点项目之一。
图表四：大庆油田售电公司成立重要节点
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三、大庆油田售电改革再下一城
（1）电改第一笔红利：获得社会供电批发电价
目前，售电公司从事配电业务合理合法；13亿千瓦时居民及工商业售电业务也从电力集团划转到大庆售电公司，并在黑龙江省政府支持下获得合理购电价格。
大庆油田售电公司积极与黑龙江发改委、物价局沟通，申请到了营业区内合理购电价格。2016年12月15日，黑龙江省物价监督管理局下发《关于大庆油田售电有限责任公司购电价格的通知》，为支持大庆油田改革，明确自12月1日起大庆油田售电公司向社会供电量购电享受“批发”价格，解决了大庆油田历史上形成的向社会用户供电亏损问题。
大庆油田售电公司向社会供电13.02亿千瓦时，购电价格由上网电价、电网输配电价及损耗、政府性基金附加组成。在输配电价改革前，上网电价暂按照黑龙江省燃煤发电标杆上网电价执行，输配电价及损耗暂按我省相应电压等级的大工业直接交易电度输配电价及损耗率执行；输配电价改革后，按照国家有关规定执行。
由于大庆油田早于城市建设，大庆市近30万户居民、社会企事业单位及商业用户用电由大庆电力集团转供。由于未取得《电力业务许可证》（供电类），电力集团一直没有享受到地方供电局购电执行的趸售电价，购电价格每千瓦时比趸售电价高出0.2元以上，仅电量购售价差年达1600万元。再加上人工成本和设备维护等费用，每年承担政策性亏损在1.5亿元以上。
在此之前，大庆油田电力集团按照0.65元/千瓦时的平均价格向电网企业购电，居民用户按照0.51元/千瓦时的目录电价销售，购销倒挂、加之线损、人工成本、折旧、电网运维费等，社会供电处于亏损状态。改革后，大庆油田售电公司购电价格=燃煤电厂上网电价（0.3723元/千瓦时，含税，含脱硫、脱硝、除尘)）+电网输配电价及损耗+政府性基金附加（0.5分左右），测算大庆油田售电公司购电价格为0.5617元/千瓦时。 图表五：大庆售电公司购电价格构成
这是大庆油田在国家新一轮电力体制改革中获得第一笔“红利”。根据测算，仅居民用电需求每年可减少电费支出1.3亿元。从产业链上分析，让利主体为国家电网黑龙江电力公司。
（2）参与黑龙江电力直接交易
黑龙江省政府在获准售电侧改革之后，近期启动了2017年第一批电力直接交易，交易规模80亿千瓦时。按照老用户顺延、新用户分批次准入、各地市间均衡考虑、鼓励风电参加的原则，黑龙江确定了2017年新准入参加电力直接交易企业(第一批)名单，其中用电企业26户，风电企业59个风场，其中大庆石油管理局(大庆油田公司)2017年交易规模13亿千瓦时)。
（3）拟推动电力集团整体上市
根据国务院批转的《关于2016年深化经济体制改革重点工作的意见》，国有企业混合所有制改革是重要任务之一。在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信等重点领域，选择一批国有企业开展混合所有制改革试点示范，推动集团公司整体上市，支持具备条件的上市企业引入合格战略投资者，进一步放大国有资本功能，提高国有资本配置和运行效率。
目前，大庆油田电力集团正在根据中国石油集团公司统一部署，安排整体上市工作。
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四、从大庆售电到全国：“三步走”战略
大庆油田售电公司目前提出三步走战略：立足现有油田市场、放眼中国石油用电市场、逐步参与全国售电市场”的“三步走”战略。
图表六：大庆油田售电公司三步走战略
在第一阶段，首先解决因无《电力业务许可证》造成的配电网电价不合理、电力批发价格低等问题，更好为居民、社会企事业单位和商业用户提供保底供电服务；参与黑龙江省内电力市场交易，在大庆油田内部提供大用户购电服务，降低油田用电成本。目前，大庆油田每年外购电量100亿千瓦时，按照每度电降价0.01元的降幅，油田成本可以节约1亿元。
随着黑龙江电力市场不断成熟，依托整体业务优势，代表黑龙江省内中国石油企业与当地发电企业议价，争取较低电价。
在第二阶段，面向中国石油内部企业，从东北、西北区域起步，代表石油企业与当地发电企业议价，争取有竞争力的电价，并将售电业务拓展到中国石油全部业务区域。
第三个阶段，借助中国石油销售平台和油田矿区物业服务等资源优势，拓展售电业务模式、扩大售电市场规模。同时，借助国家鼓励电动汽车的政策，拓展充电桩业务。
推荐第5篇：组建售电公司流程
如何组建售电公司
按照我国现行法律法规，新成立的配售电公司如何才能拿到这个电力业务许可证核发（供电类）呢？需要满足哪些条件？需要准备哪些材料？需要什么流程？
一、售电公司分三类
售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。
二、设立售电公司的准入门槛
考虑改革初期配套政策、监管机制和信用体系还有待持续完善，为培育合格的售电主体，保障改革有序推进，应设置必要的准入门槛。改革初期，准入门槛的设置不宜过低，确保其具备从事售电业务相适应的财务、技术、人员等条件。售电公司准入资产设定一定的水平，是为了防范改革初期售电市场的风险。从国外售电侧放开的经验来看，售电公司均需经过注册，在市场中应遵循准入和退出机制，确保售电市场规范运行。综合各方意见，《关于推进售电侧改革的实施意见》适当提高售电公司资产水平，并明确不同资产水平对应的年可售电量规模。可以经过一段改革实践后再进一步深化和细化准入机制。
三、售电公司的资产要求
四、售电公司组建程序
按照简政放权的原则，《实施意见》对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排，这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。准入机制方面，将以注册认定代替行政许可的准入方式，以降低行政成本，实现有效监管，提升工作效率，重点是“一承诺、一公示、一注册、两备案”。
五、电网公司参与竞争性售电业务，如何保证售电公司间公平竞争？
〔2015〕9号文提出多途径培育市场主体，并未禁止电网企业参与市场化售电业务。从国际经验来看，已实施售电侧放开的国家，一些国家允许配电网企业从事市场化售电业务。售电侧改革试点阶段，允许各地探索电网企业投资成立独立法人资格的售电公司，参与市场化售电业务，并在总结试点经验基础上，修订完善电网企业参与市场化售电业务相关政策。
六、电力业务许可证核发（供电类）去哪个部门申领？ 国家能源局在各地的派出机构，如各地能源监管局、能源监管办。
七、最硬性条件——供电营业区
根据《中华人民共和国电力法》第二十五条规定，供电企业在批准的供电营业区内向用户供电。供电营业区的划分，应当考虑电网的结构和供电合理性等因素。一个供电营业区内只设立一个供电营业机构。省、自治区、直辖市范围内的供电营业区的设立、变更，由供电企业提出申请，经省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门会同同级有关部门审查批准后，由省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门发给《供电营业许可证》。跨省、自治区、直辖市的供电营业区的设立、变更，由国务院电力管理部门审查批准并发给《供电营业许可证》。
八、下列从事供电业务的企业应当申请供电类电力业务许可证：
1、省辖市、自治州、盟、地区供电企业；
2、县、自治县、县级市供电企业；
3、电监会规定的其他企业。
九、申请供电类电力业务许可证的企业，应当具备下列基本条件：
1、具有法人资格；
2、具有与申请从事的电力业务相适应的财务能力；
3、生产运行负责人、技术负责人、安全负责人和财务负责人具有3年以上与申请从事的电力业务相适应的工作经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书；
4、具有经有关主管部门批准的供电营业区；
5、具有与申请从事供电业务相适应的供电网络和营业网点；
6、承诺履行电力社会普遍服务义务；
7、供电项目符合环境保护的有关规定和要求。
8、法律、法规规定的其他条件。
十、申请电力业务许可证的，应当提供下列材料：
1、法定代表人签署的许可证申请表；
2、法人营业执照副本及其复印件；
3、企业最近2年的年度财务报告；成立不足2年的，出具企业成立以来的年度财务报告或者验资报告；
4、由具有合格资质的会计师事务所出具的最近2年的财务状况审计报告和对营运资金状况的说明；成立不足2年的，出具企业成立以来的财务状况审计报告和对营运资金状况的说明；
5、企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人、财务负责人的简历、专业技术任职资格证书等有关证明材料。
6、供电营业区域的证明材料及其地理平面图；
7、供电网络分布概况；
8、设立的供电营业分支机构及其相应的供电营业区域概况；
9、履行电力社会普遍服务义务的承诺书；
10、供电项目符合环境保护有关规定和要求的证明材料。十
一、申请流程：
1.受理阶段：对申请人提出的许可申请，根据下列情况分别作出处理：申请事项不属于职权范围的，即时作出不予受理的决定，向申请人发出《不予受理通知书》，并告知申请人向有关行政机关申请；申请材料存在可以当场更正的错误的，允许申请人当场更正；申请材料不齐全或者不符合法定形式的，当场或者在5日内一次告知申请人需要补正的全部内容，逾期不告知的，自收到申请材料之日起即为受理；申请材料齐全、符合法定形式的，向申请人发出《受理通知书》。 2.审查阶段：对照许可条件对申请人提交的申请材料进行审查。根据需要，对申请材料的实质内容进行核实。 3.决定阶段：自受理申请之日起20日内作出许可决定。20日内不能作出决定的，经批准，可以延长10日，并将延长期限的理由告知申请人。作出许可决定，依法需要举行听证的，按照有关规定举行听证。
4.送达阶段：作出准予许可决定的，自作出决定之日起10日内向申请人颁发、送达许可证。作出不予许可决定的，自作出决定之日起10日内以书面形式通知申请人，说明不予许可的理由，并告知申请人享有依法申请行政复议或者提起行政诉讼的权利。
5.公告阶段：公告许可结果，提供许可信息查询。6.事后监管阶段：监管被许可人是否持续保持许可条件；监管被许可人是否按照许可制度要求开展生产经营活动；监管被许可人是否按要求进行许可证变更、延续、注销；监管被许可人是否严格执行电力业务许可证（发电类）标注、豁免制度等。
推荐第6篇：售电公司注册步骤
一、工商登记 材料准备：
1、公司名称(N个公司备选名称)
2、公司注册地址的房产证及房主身份证复印件(单位房产需在房产证复印件及房屋租赁合同上加盖产权单位的公章居民住宅房需要提供房产证原件给工商局进行核对)
3、全体股东身份证原件(如果注册资金是客户自己提供，只需要提供身份证复印件;如果法人是外地户口的需要提供暂住证原件)
4、全体股东出资比例(股东占公司股份的安排)
5、公司经营范围(公司主要经营什么，有的范围可能涉及到办理资质或许可证)
注册流程：
1、申请企业名称预先核
1）准备好相应材料向市工商行政管理局核名窗口提出企业名称预先核准申请。
2）或根据经营所在地辖区内的区工商行政管理局核名窗口提出企业名称预先核准申请。
2、办理企业法人营业执照
1）准备好相应材料向市工商行政管理局企业登记窗口提出设立登记申请。
2）或根据经营所在地辖区内的区工商行政管理局企业登记窗口提出设立登记申请。
3、申请上网印章
注：准备好相应材料找专业刻章公司向市公安局提出刻制上网印章申请。
4、办理组织机构代码证
1)准备好相应材料向市质量技术监督局提出办理组织机构代码证申请。 2)或经营所在地辖区内的区质量技术监督局提出办理组织机构代码证申请。
5、办理税务登记证
1）准备好相应材料向省国家税务局、市地方税务局提出办理国、地税税务登记证申请。2）或经营所在地辖区内的区国家税务局、地方税务局提出办理国、地税税务登记证申请。
6、办理银行基本存款账户
1）准备好相应材料向所选银行提出开立银行基本存款账户申请。
2）待银行基本存款账户开立后，可以签署税务代扣协议，找代理机构帮您代理记账处理每月纳税申报，税务做账等。
二、申请备案
1、注册：
电力交易机构负责售电公司注册服务。符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理注册，获取交易资格。各电力交易机构对注册信息共享，无须重复注册。（附件1）
2、承诺：
售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料：营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等级、供电范围、电力业务许可证（供电类）等相关资料。（附件
2、附件
3、附件4）
3、备案：
电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
三、公示
1、接受注册后，电力交易机构要通过“信用中国”（www.daodoc.com）等政府指定网站，将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。
2、公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。
3、公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由省级政府有关部门或能源监管机构核实处理。
推荐第7篇：售电公司市场调研报告
售电市场调研报告
(草稿)
一、调研背景
随着江苏省售电市场的放开，售电细则即将出台。为了最大程度的了解未来售电市场的状况，为企业用户讲解江苏售电政策。于2017年7月24至今日，在40℃的高温下，与总经理外出对苏州周边的昆山、常熟、张家港三地进行了售电业务的调研。
二、具体案例
本次调研例举四家用户，分别为世硕电子（昆山）有限公司（20KV）、常熟泰光化纤有限公司（110KV）、苏州晶樱光电科技有限公司（10KV，明年上110KV）、松下（苏州）半导体有限公司。 1.世硕电子（昆山）有限公司
7月25日，受世硕电子（昆山）有限公司（以下简称“世硕电子”）邀请，与刘美云总经理、华能江苏能源销售有限公司施主任一同前往昆山进行详谈。会议过程中，我们详细向世硕电子解读了江苏省售电政策，讲述了用户参与日后电力交易的方式以及我司给出的三个售电方案（即
1、固定价格
2、比例分成
3、固定价格+比例分成）。同时，我们也了解到目前昆山暂无国资背景的售电公司，我司在昆山市场具有相当强的竞争力。对于售电方案方面，世硕电子倾向于按比例分成，其也将在下半年增产并将于明年扩张基地，今年用电量将达到2亿度。
2.常熟泰光化纤有限公司
7月27日，一同拜访了位于常熟高新技术开发区的常熟泰光化纤有限公司（以下简称“泰光化纤”），公司性质为韩企，年用电量7000万度。会谈过程中我们对泰光化纤提出的疑惑进行了耐心、详细的解答，并对我司的售电业务和报价做了介绍。通过会谈了解到，泰光化纤倾向于比例分成，并优先考虑国资、发电企业背景的售电公司。同时，中电投常熟电厂也成立了售电公司，报价较低，对我司在常熟开发项目不利。
3.苏州晶樱光电科技有限公司
7月28日，一同拜访了位于张家港韩国工业园的晶樱光电科技有限公司。该公司年用电量2400万度，明年公司扩产用电量大约在3600万度～4000万度之间，并且准备上110KV。该公司对售电政策比较熟悉，其参与的直购电电量满足其一年的消耗。约10家售电公司前来拜访过（其中有江苏能投售电公司、张家港沙洲电力有限公司），给出的方案都是按比例分成，在4:6和2:8之间。会谈过程中该公司多次提及江苏省能投售电公司，谈话具有倾向性，我司被选中的可能性不大。
4.松下（苏州）半导体有限公司
7月31日，一同拜访了松下（苏州）半导体有限公司（以下简称“松下半导体”），公司性质为日企，年用电量3000万度，5台变压器按需量计费。通过会谈，松下半导体希望我司能给出关于智能平台和售电业务的具体方案。我司对该公司报价为4:6分成，在诸多来访的售电公司中，我司的价格具有竞争力。
三、调研小结
通过一周的外出调研，听取了多家企业的意向，我们了解到：多数大工业用户倾向于拥有发电、国资背景的售电公司，这样的售电公司能够给予用户稳定放心的服务，不会出现跑路的情况发生；方案方面，大多数用户倾向于比例分成，少数用户因为当地电厂售电公司的介入选择全电量优惠；常熟、张家港地区因为有当地国资售电公司的介入，不排除会有捆绑的可能性；昆山暂无国资背景的售电公司，我司可将精力集中于高新区、吴中区、昆山企业。
推荐第8篇：售电公司怎么公示
2018售电公司怎么公示
2018又是全新的一年
更多的售电系统、售电条件、资质证明、要求的材料、审核的时间等等都在发生变化，这也是首都电力交易中心又一轮的大筛选。 新的一年各种材料增加 （联 I38 ) 交易中心的审核期变长 ( 系 1076 ) 严格审批通过几率变小 ( 人 7995 )
那下面就先说下当下成立售电公司的变化
1 软件：目前已经落实，因政策收紧原因，国网对做售电公示所有提交材料的售电公司 ，增加了新的规定要求，提供售电软件的购买合同及证明文件。
2 人员：跟之前相关的是一样的。但是注意：挂靠人员不能重复使用 3 公示时间：现在审查的材料比以前多了些步骤，所以我们现在公示期一般在 2 到 4 个月；（以前是当月提交，次月
7、
8、9公示结果） 4 公示省份 ：只要在国家电网公司经营的区域内， 北京电力交易中心和各省电力交易中心都遵循“一地注册、信息共享”的原则， 对售电公司的注册信息进行共享。 北京电力交易中心受理售电公司的注册公示后， 会将售电公司的注册申请、注册信息推送至售电公司实际开展业务的省电力交易中心， 所以无须重复注册。 建议选择在多个省开展业务的售电公司到北京电力交易中心进行注册公示， 选择在一个省开展业务的到该省的电力交易中心注册公示。
特别提醒：
1 以避免在注册过程以及材料准备中出现不必要的误差，拖延提交材料的进度，严格按照材料清单提供材料。
2 之前的知识已经过时很久了，公示政策已经调整，不要参考之前的材料， （政策越来越严格，后期会更难。并且现在材料审核时间比以前略长） 各省差异化要求
提供社保和劳动合同：四川、陕西、辽宁、重庆、江苏
当地注册且有办公地点：蒙东、辽宁、福建、湖北、四川、吉林、江苏 尚未开放售电市场的城市：北京、天津、浙江、西藏（可以公示并成功）
【李金栋】
【I38-IO76-7995微信同号】
【公司地址：北京朝阳大望路现代城A座1509经典世纪】
人员职称要求：
a.江苏———拥有职称的专业人员必须有 2 名电气专业人员。
b.福建———拥有职称的专业人员要求有 1 名经济、会计类，1名电气类职称。 c.陕西———拥有职称的专业人员要求职称中必须有电气专业，
至少拥有 1 名电力工程类高级职称和 3 名电力工程类中级职称专职管理人员，拥有 10 名以上掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。
推荐第9篇：广东售电公司运营模式
广东售电公司运营模式
2016-07-04长江环保能源
广东电力交易市场交易规则解读，价差对匹配制度、返还机制和交易规模限制共同决定市场现状
广 东省首次集中竞价交易发生在2013年12月27日，交易对象为2014年一季度的电量。因此，早在2013年，广东省经信委及能源局南方监管局就已经印 发了《广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》(粤经信电力[2013]550号)，设立了相对报价的机制，构成了现在广东电力交易市场交易规 则的核心内容。
在 相对报价的体系中，参与电力市场交易的双方在市场上报出的是对目录电价（发电方为上网电价，用电方为对应的销售电价）的变化幅度，代表着双方降/涨价销售 和购买的意愿。与相对报价体系所对应的是绝对报价体系，在绝对报价体系中，供需双方报出的价格为各自愿意或者希望接受的电价本身而非变化幅度。两种体系相 比，绝对报价更加直观和通俗易懂，然而绝对报价体系需要完整的、系统的输配电价支撑，就好比人们在网上购物时需要有运费体系支撑一样。然而截至目前，广东 省输配电价改革尚未开展，输配电价本身并不透明，因此相对报价体系更加适合广东电力市场交易的开展。
广 东电力交易系统当前的间接报价系统最大的优势在于可以绕开输配电价进行交易，前提是所有参与交易的发电厂之间、大用户之间拥有相同的目录电价。因此，当前 参与广东电力集中交易的发电厂均为本地火电厂（拥有相同的标杆上网电价），购电方的最终用户均为工业大用户。由此可见，广东电力交易体系仍是一个比较初级 的系统，限制条件较多，与当前欧美各国成熟的电力市场比起来，尚存在不少缺陷： 1.需要相同目录电价体系支撑，由于目录电价不同，暂时无法实现多电源种类、多用户种类集中交易；
2.报价系统不直观，理解上容易出现差异；3.出清价格存在剪刀差补贴，从不同方向上改变了供给方和需求方的博弈形势；
4.设置交易规模上限，改变了需求侧的供需状态，一定程度上影响了报价策略；
5.缺少平衡市场、电力金融市场等，异常报价状态响应机制不足。广东电力交易系统目前尚处在较为初期的阶段，是售电侧改革初期的特殊形态，未来尚有很大的发展和改善空间。因此，本报告所作出的交易系统解析仅适用于当前时期，随着电力体制改革的推进及电力市场完善度的发展，相关分析与解读将不再适用。
价差对匹配原则及优先级原则
根据《广东省经济和信息化委国家能源局南方监管局印发广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则的通知》(粤经信电力[2013]550号)，以及后续发布的《关于电力大用户与发电企业集中竞争交易的实施细则（试行）》，广东省电力直接交易将发电企业申报价差、购电主体申报价差配对，形成竞争交易价差对。计算公式如下： 价差对=发电企业申报价差-购电主体申报价差
价差对为正值时不能成交；价差对为负或零值时，按照价差对小者优先中标的原则进行交易。价差对相同时，按申报价差相应电量比例确定中标电量。
此类价差配对方法决定了对发电方来说，若想增大成交的几率，则需要尽可能的低报价；对购电方来说，则需要尽可能的高报价。然而，更低的供方报价意味着电厂需要出让更多的利益，更高的需方报价意味着用户需要承担更多的用电成本。在此类价格匹配体系之下，供需双方均需要通盘考虑各自电量和电价的平衡点，以决定最终的报价策略。
价差返还确定结算电价机制形成交易剪刀差
由于供需双方报价到成交时并不一定能够完全匹配，广东交易市场引进了价差返还制度，即按一定的比例将价差对的额度返还到发电企业及购电企业，以形成最终的成交价格。根据广东省经信委发布的《关于集中竞争交易规则调整有关事项的通知》（粤经信电力函[2015]1136号）规定结算：
一是引入价差返还系数β。成交的发电企业与电力大用户的申报价差电费（绝对值，下同）差额，按照一定比例分别返回给成交的电力大用户和发电企业，目前暂定β值取25%：即当成交发电企业申报价差电费大于电力大用户时，差额部分的25%返还给成交的电力大用户，75%返还给成交的发电企业。
二是大用户成交价格形成。电力大用户的最终成交价差（设为P）根据其中标电量、申报价差、成交发电企业与电力大用户的申报价差电费差额（设为ΔE）、返回价差电费（设为E返）综合确定。具体为：该大用户中标电量的申报价差电费（设为E申）加上返回价差电费（E返），除以中标电量（设为Q），即为该大用户最终成交价差。其中，返回价差电费（E返）为该大用户中标电量申报价差电费（E申）占所有中标大用户申报价差电费总额（ΣE申）的比重乘以返还给电力大用户的价差电费总额（ΣE返）。公式为： P=(E申+E返)/Q E返=ΣE返×E申/ΣE申 ΣE返=β×ΔE
三是发电企业成交价格形成。目前电力供应宽松的情况下，发电企业的最终成交价差参照上述方法计算，差异在于返还给发电企业的价差电费总额ΣE返=(1-β)×ΔE。
此处，若将供应方中标电量的申报价差电费总额设为ΣE申（供应），将需求方中标电量的申报价差电费总额设为ΣE申（需求）；单个电厂的申报电价为Pi申，成交电量为Qi；单个购电主体申报电价为Pj申，成交电量为Qj；单个电厂成交电价为Pi，单个购电主体成交电价为Pj，则：
ΔE=ΣE申（供应）-ΣE申（需求）（为负值） ΣE申（供应）=Σ(Pi申×Qi) ΣE申（需求）=Σ(Pj申×Qj) 合并以上公式可得：
（供应方）Pi=Pi申+E返/Q=β×Pi申+Pi申×(1-β)×ΣE申（需求）/ΣE申（供应）
（需求方）Pj=Pj申-E返/Q=(1-β)×Pj申+Pj申×β×ΣE申（供应）/ΣE申（需求）
由上面两个式子可以看出，在供应与需求的申报价差电费总额确定以后，各主体的成交价格仅与各自的申报电价和返还系数有关，与申报电量、中标电量、交易对标方申报电价无关。 此处引入模拟交易例子说明：假设市场上供需双方各有5个参与主体，发电公司A、B、C、D、E与购电主体甲、乙、丙、丁、戊。以上10个市场参与主体为市场全部参与主体，并假设正好凑成5对价差对，则撮合交易后结果如下：
依据上例，成交的五对公司中，供需双方的成交价格并不相等：其中“A-甲”、“B-乙”、“C-丙”三对公司成交价中仍旧存在差价，而“D-丁”、“E-戊”成交价格存在需方降价幅度大于供方的情况。这说明广东省交易模式中存在补偿机制，即价差对小的优先成交，但成交价格之间存在差值，该差值将以剪刀差的形式补偿到成交优先度靠后的公司。
补偿机制对于供应侧和需求侧存在不同的影响：根据各公司所分配的价差确定公式，E返=ΣE返×E申/ΣE申可以看出，各公司所得的价差总额E返由总可分配价差金额（ΣE返）和公司申报降低电费额度占中标电量电费额度之比（E申/ΣE申）共同决定。返还的电费将平均分配到每度中标电量上，即P返=P申×ΣE返/ΣE申。因此，在一场已经撮合完成的交易中（供需两侧总电费金额确定，返还总额确定），则申报的降价幅度越大（即报价越低），分配到的返还电价越多，与中标电量无关。 对于需求侧而言，高报价（低降价幅度）可提高成交几率，然而却会导致电费偏高（报价高，返还电价也少）；低报价（高降价幅度）可降低电费（低报价，返还电价也高），相应地成交几率和成交电量也会降低。因此，购电侧最终成交电价之差大于报价之差，电价返还机制加剧了需求侧电价与电量的博弈。
从前面模拟举例的数据可以看出，购电主体“甲”申报降幅最小，为10厘/千瓦时，最终结算降幅为23.64厘/千瓦时；购电主体“戊”申报降幅最大，为150厘/千瓦时，最终结算降幅为354.55厘/千瓦时。甲与戊申报价之间相差140厘/千瓦时，而最终结算价之差被返还机制扩大到330.91厘/千瓦时。因此对于购电方来讲，激进地报低价可以得到更多的返还电价“奖励”，拉大与其他竞争对手的价差，但是却要承担更大的不能成交的风险；保守地报高价可以提高中标几率，但是相应地能够获得的返还电价也将减少。购电方的量价博弈被复杂化。 而对于供电方而言，低报价（高降价幅度）虽然使电厂加大了主动让利，但是返还电价上升，部分弥补了报价降低带来的电价下降，同时提高了成交量和成交几率；高报价（低降价幅度）则减少了主动让利，相对的返还电价也相应减少，而成交量和成交几率也同步降低。因此，电价返还机制使得供给方最终成交电价之差小于报价之差，高报价与低报价策略之间对最终成交电价影响减小，低价策略呈现优势。
从前面模拟举例的数据可以看出，发电厂A报价降幅最大，达到500厘/千瓦时，最终成交降幅为183.1厘/千瓦时；发电厂E报价降幅最小，为300厘/千瓦时，最终成交降幅为109.86厘/千瓦时。A与E的报价之间相差200厘/千瓦时，而最终成交价之间仅相差73.24厘/千瓦时。对于发电厂A来讲，尽管报出电价比E低2毛钱，但是最终成交价却仅比E低7分钱，且由于报价很低，成交的几率要比E大得多。因此，发电厂量价博弈被简单化，报价策略出现“最优解”，即在保证成交电价能够覆盖发电边际成本的前提下，尽量报低价以争取成交。 返还机制对于供需双方影响不同的主因为：返还电价对购电方的作用机制为“奖励”，而对于发电方的作用机制为“补偿”，从电价层面均“鼓励”双方报出更低的价格。然而对于需求方来讲，低报价意味着承担更高不能成交的风险，而对于供应方来讲，低报价则提升了成交的几率。因此需求方的量价博弈更显激烈，发电方则是削弱了此类博弈。在3-5月的集中交易中，由于返还系数设置为25%，电厂方能够获得较多的返还电费，出现了发电厂报价策略向地板价单方面倾斜的现象。
经信委设立交易容量上限，供需双方均以单侧竞争为主
广东电力交易中心为响应中发9号文“逐步放开工商业集中竞价交易”原则，自2014年首次竞价交易开始便设置的交易容量上限，并采取逐年放开的方式。根据《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，广东20
14、2015和2016年直接交易电量规模分别为150亿、227亿、306亿千瓦时，达到上一年内发电量的4%、6%和8%。其中，2014及2015年集中竞价撮合交易电量规模分别为20亿和57亿千瓦时，2015年单月交易上限为5.7亿千瓦时，2016年3-6月交易电量上限提升至10.5亿、14亿、14.5亿和18.7亿千瓦时。
尽管广东经信委不断上调集中交易容量限制，仍无法满足市场的需求。2016年3-6月集中竞价中，供需双方申报容量均超过了允许成交的电量上限。
由于交易电量的限制，致使供需双方均以单侧竞争为主：在供应方看来，市场上的发电能力超过了交易规模，市场呈现供大于求的状态；在需求方看来，购电主体的购电需求量也超过了交易规模，市场呈现供不应求的状态。因此，供需双方的实际对应关系被交易规模限制硬生生隔开，双方报价均主要围绕本侧其他竞争对手而展开。
广东省乃至全国的实际供需情况均为供应大于需求，电源严重过剩。由于真实情况确为供大于求，因此经信委及南方监管局设置的交易上限对发电厂的竞价策略影响不大，供应侧反映了实际的供需情况。而需求侧的情况较为特殊，成交规模上限的设置使得需求侧呈现供不应求的状态，与现实情况相悖，导致需求侧报价策略较为保守，不利于实现通过供需调节价格。
广东省集中竞价交易流程解析
为方便理解，此处模拟举例说明广东省电力交易中心供需双方竞价、配对、成交以及最终结算情况：
模拟申报阶段：假设供应方共有4家参与报价，总申报电量6500万千瓦时，最高申报价差为-400厘/千瓦时，最低申报价差为-200厘/千瓦时；需求方共4家参与报价，总申报电量为7000万千瓦时，最高申报价差为-10厘/千瓦时，最低申报价差为-100厘千瓦时。本次交易规模上限为6000万千瓦，具体数据如下表：
价差对配对阶段：对于各方申报数据，交易中心首先生成价差对匹配。由于供需双方各有4家主体参与报价，故最终将形成4*4=16对价差对，并按照从低到高的成交优先顺序排列。
集中撮合阶段：交易中心按照价差对从低到高依次撮合。
成交一：根据上表，首先撮合价差对相同的第
1、2对，即发电企业A、B与购电企业甲的交易撮合。由于A、B报价相同，则按申报电量比例满足甲的购电需求。其中，A申报电量为1000万千瓦时，B申报电量为1500万千瓦时，则A与B的电量比例为2:3，即A与甲成交40%的电量，B与甲成交60%的电量。甲的申报电量为1500万千瓦时，则A与甲成交600万千瓦时，B与甲成交900万千瓦时。本次成交中，甲所有申报电量成交，A、B剩余400万和600万千瓦时电量尚未成交。由于甲的需求得到满足，第
9、13对价差对失效。
成交二：由于A、B尚有电量剩余，则撮合第
3、4对价差对，即A、B与乙的交易。A、与B仍然按照电量比例进行成交，A、B剩余电量为400万和600万千瓦时，乙需求1500万千瓦时，故本次成交量为1000万千瓦时。至此，A、B所有电量均已成交，第
5、
6、
7、8对价差对失效；乙尚余500万千瓦时电量需求未成交，截至目前市场总成交量为2500万千瓦时。
成交三：由于价差对5-9均已失效，则撮合第10对价差对，即C与乙的交易。C申报电量为2000万千瓦时，乙尚余500万千瓦时电量，故本次成交500万千瓦时。至此，乙所申报电量均已成交，第14价差对失效；C尚余1500万千瓦时电量未成交，目前市场总成交量为3000万千瓦时。
成交四：撮合第11对价差对，即C与丙的交易。C尚余1500万千瓦时电量，丙申报电量为1000万千瓦时，故本次成交1000万千瓦时。至此，丙所申报电量均已成交，第15对价差对失效；C尚余500万千瓦时电量未成交，目前市场总成交量为4000万千瓦时。
成交五：撮合第12对价差对，即C与丁的交易。C尚余500万千瓦时电量，丁申报电量为3000万千瓦时，故本次成交500万千瓦时。至此，C申报电量均已成交，丁尚余2500万千瓦时电量未成交，目前市场总成交量为4500万千瓦时，距离交易规模上限仅余1000万千瓦时。 成交六：第
13、
14、15对价差对失效，则撮合第16对价差对，即D与丁的交易。D申报电量为2000万千瓦时，丁尚余2500万千瓦时电量未成交，由于交易规模上限为6000万千瓦时而此前已经完成了4500万千瓦时，则本次仅能成交1500万千瓦时。发电企业D和购电企业丁剩余的500万及1000万千瓦时电量无法成交。撮合交易完成，总成交量为6000万千瓦时。供给方中标电量申报降价电费总额为1900万元，需求方中标电量申报降价电费总额为295万元，返还价差总额1605万元。其中，返还给供电方1203.75万元，返还给购电方401.25万元，根据各公司降价电费占比计算出各公司返还电价。
至此，本次集中撮合竞价交易完成，可得出最终交易数据：
供应方：共有4家参与报价，总申报电量为6500万千瓦时，其中4家最终成交（A、B、C全部成交，D部分成交），成交的发电企业平均申报价差为-307.69厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-200厘/千瓦时，最低成交申报价为-400厘/千瓦时。
需求方：共有4家参与报价，总申报电量为7000万千瓦时，其中4家最终成交（甲、乙、丙全部成交，丁部分成交），成交的发电企业平均申报价差为-56.43厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-10厘/千瓦时，最低成交申报价为-100厘/千瓦时。 全网总成交电量为6000万千瓦时，最终结算的平均价差为-116.04厘/千瓦时。
6月份竞价数据：返还系数调整，电厂反应激烈，需方出现分歧 6月15日，广东电力交易中心组织开展了2016年6月份集中竞争交易，竞价规模为187000万千瓦时。
供应方：共有37家参与报价，总申报电量为233606万千瓦时，其中30家最终成交，成交的发电企业平均申报价差为-162.14厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-60.6厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。
需求方：共有100家参与报价，总申报电量为230255万千瓦时，其中97家最终成交，成交的需求方平均申报价差-25.66厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-0.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-45厘/千瓦时。 全网总成交电量为187000万千瓦时，最终结算的平均价差为-93.89993厘/千瓦时，交易过程由国家能源局南方监管局现场监管，省经信委现场见证。6月，虽然广东上调市场竞价容量到18.7亿千瓦时，供需双方申报电量仍然超出规模限制，竞价仍以单边竞争为主。6月交易规则出现变化，返还系数调整为50%，电厂方返还电费额度变小。对于此番变化，发电侧反应较为激烈：由于价差返还幅度变小，若持续采用3-5月一味追求低报价争取电量和价差返还的策略，发电企业有可能无法覆盖其发电边际成本。6月份供应方平均申报价格上升至-162.14厘/千瓦时（3-5月分别为-429.0
2、-436.94和-494.12厘/千瓦时），供应方报价降价幅度缩小，同时也带动了平均成交价差上升至-93.90厘/千瓦时（3-5月分别为-125.
55、-147.9
3、-133.28厘/千瓦时）。需求方平均报价申报价格下降至-25.66厘/千瓦时，报价策略分歧扩大：部分购电主体回归保守报价以争取更多成交发电量，最高成交申报价回归3月的-0.1厘/千瓦时；部分企业则开始尝试更加激进的报价方式，承担电量成交风险以获取更高的价差返还，最低成交申报价下降到-45厘/千瓦时。本次返还系数的调整，使得发电方近乎“无脑”的地板价报价策略失效，发电企业的报价政策更加谨慎。
售电公司：高额利润存在各式风险 交易电量占比决定利润水平
2016年3月广东省的集中竞价交易首次引入售电公司为新的市场参与主体，经过3-5月的三次交易之后，由于发电侧让利远超预期，一时之间售电主体受到广泛关注，被认为拥有“暴利”潜质。
此类“暴利”的主要源头由售电公司运营模式决定：作为发电企业与用户之间的分销商，其利润来自于出售给用户的电价与收购自发电企业电价的差值。由于售电公司于用户签订长期供电协议的时候，用户仍以2015年交易市场的结算数据为推测依据，没有预料到发电企业的让利幅度会达到0.13元/千瓦时，故签订的供电协议往往为目录电价降低0.01-0.02元/千瓦时左右。由于长期协议往往持续一年以上，故认为售电公司的“暴利”至少可以持续到2016年末。
然而该“暴利”却存在一定的风险，主要源自每月竞得电量的不确定性，以前文模拟交易中购电主体“丁”为例：假设“丁”为售电公司，与用户签订的长期供电协议为3000万千瓦时/月，协议价格为-20厘/千瓦时。在上例中，丁最终成交电量为2000万千瓦时，结算价格为-236.02厘/千瓦时。此部分电量供给到用户，度电利润为216.02厘/千瓦时（暂时忽略其他成本），总利润为432.04万元。而未成交的1000万千瓦时电量则必须从电网公司按目录价格购买后供给用户，度电利润为-20厘/千瓦时，总亏损20万元，部分对冲掉了市场电的利润，公司平均度电利润缩水36.53%。因此，售电公司能够盈利与否，关键在于市场电占总供给电量的比例。然而由于售电公司每月能够竞得的电量存在不确定性，可能数月都竞不到任何电量，因此售电公司的利润风险较大。
返还电价剪刀差补偿机制及单侧竞争压制售电公司利润：对于售电公司而言，报价过于激进则导致公司存在发电量上的不确定性，若报价过于保守，则由于剪刀差补偿机制的存在，使得分配到公司的返还电价额度减小。由于市场电量在售电公司盈利中占据着重要地位，售电公司的报价策略更加偏向于保守以换取更多的电量，并寄希望于发电侧激进的报价策略来换取高额返还价差。然而随着6月返还系数调整到50%，发电企业的激进策略遭受打压，纷纷抬高报价避免损失。发电企业让利意愿的减少，让售电公司出现了两种分歧的报价策略：1）尝试以激进报价方式以压低价差和赚取补偿，尽量增加度电利润，以弥补电量上的风险；2）继续采用“保守压倒一切”的竞价策略，实现薄利多销。 2016年6月8日，广东经信委网站公布了第二批拟参与集中竞价交易的售电公司目录，总计54家。第二批售电公司正式参与竞价交易之后，售电公司总量从13家扩展到67家，需求方主体数量将扩张到154家，每家企业平均能够竞标到的电量将大幅度减少，不利于售电公司利润的维持。
售电公司无交易结算能力，独立经营能力面临风险售电公司在整个市场交易的环节中，没有结算能力。广东省经信委及能源局南方监管局在《关于明确2016年售电公司参与直接交易有关事项的通知》中提到：广东电力交易中心根据交易执行结果出具结算凭据，其中电力用户按目录电价向电网企业缴费。发电企业按照交易结果从电网企业获取上网电费。直接向发电企业购电的电力大用户，其价差电费由电网企业在其应缴电费中抵扣;售电公司价差电费由电网企业支付，售电公司根据合同与其签约用户结算。
在广东首次直接集中交易之后，某家售电公司向当地税务机关报送开票请示，结果被当地税务机关拒绝，税务机关回复如下：
“根据《中华人民共和国增值税暂行条例》(中华人民共和国国务院令2008年第538号)第一条规定：“在中华人民共和国境内销售货物或者提供加工、修理修配劳务以及进口货物的单位和个人，未增值税的纳税人，应当依照本条例缴纳增值税”;同时《国务院关于修改〈中华人民共和国发票管理办法〉的决定》(中华人民共和国国务院令587号)第十九条规定明确：“销售商品、提供服务以及从事其他经营活动的单位和个人，对外发生经营业务收取款项，收款方应当向付款方开具发票;特殊情况下，由付款方向收款方开具发票”、《中华人民共和国发票管理办法实施细则》(国家税务总局令第25号)第二十四条规定：“《办法》第十九条所称特殊情况下，由付款方向收款方开具发票，是指下列情况：(一)收购单位和扣缴义务人支付个人款项时;(二)国家税务总局认为其他需要由支付方向收款方开具发票的”;《国家税务总局关于修订〈增值税专用发票使用规定〉的通知》(国税发(2006)156号)第二条规定：“专用发票，是增值税一般纳税人(以下简称一般纳税人)销售货物或者提供应税劳务开具的发票，是购买方支付增值税额并可按照增值税有关规定据以抵扣增值税进项税额的凭证”。
因此，根据上述文件内容，你司请示中的交易结算流程方案不符合现有增值税专用发票使用管理规定，不同意你司执行请示中的交易结算流程方案。”
（以上内容出自“电力法律观察”）
由此可见，售电公司的运营模式虽然为“从发电企业处购电，销售给用电客户并赚取差价”，然而现金流的流向却与运营模式相反：电网向售电公司按照竞标结果支付价差电费，而售电公司向客户支付合同规定的价差电费。因此售电公司的运营模式不具备法定的“由付款方向收款方开具发票”地条件，无法开具发票进行结算。
此后国家发改委在《关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》中将售电公司分为三类：第一类是电网企业的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；第二类是拥有配电网运营权的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；第三类是独立的售电公司，保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。而参与广东集中竞价交易的公司均为第三类公司，按照发改委精神将不具备开具发票的条件，结算程序牢牢把握在电网手中。
因此，当前售电公司所谓的“暴利”均停留在账面上，在电网企业结算以前，售电公司得不到真正的现金流，且面临着一定程度上的坏账可能，售电公司的独立经营能力存在较大的风险。
售电公司需完成贸易商向服务商的过渡作为电力“发输配售”四大环节的一环，当前参与广东省集中竞价交易的电力公司不为电力产业链增加任何产业附加值，仅仅利用了电力市场的实际情况与用户预期之差赚取了短期的高额利润，不符合产业链逻辑和改革逻辑。随着参与电力集中竞价交易的售电公司增多、电力市场竞争的逐步成熟以及用户端市场意识的觉醒，售电公司的电力购销差价空间将逐渐缩水，售电公司贸易性质减弱。而根据国外成熟电力交易市场的经验，售电公司最终将通过提供各式各样的增值服务，在零售市场上展开竞争抢占市场份额，彻底贯彻“薄利多销”的盈利模式。 国外成熟的售电市场中，售电公司的经营模式为“从电力交易市场上购买电力——附加上增值服务——于零售市场上向用户售电”，即电力商品在售电公司手中经过一次“再加工”后销售给最终客户。主要的增值服务内容包括电价优惠套餐服务、综合能源提供及管理服务、节能服务、能源信息服务、绿色能源套餐服务等。
售电公司能够开展的增值服务业务不仅限于某一种类，其服务的实质是通过优惠、节能等手段帮助客户进一步节省能源开支，其根本目的是抢占市场份额，在购销差价被市场稳定之后实现薄利多销。我们认为售电公司未来需完成由电力贸易商向能源服务商的过渡，依据其大股东的资源背景提供增值服务，如电价优惠套餐服务、综合能源提供及管理服务、节能服务、能源信息服务、绿色能源套餐服务等。增值服务的质量、客户资源以及客户忠诚度将成为未来售电公司发展的核心竞争力。
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根据江西售电侧改革试点方案的指导思想，我司也在指导思想上因地制宜的制定出我司售电业务开展的指导思想，XX售电有限公司的售电业务指导思想为“三个统筹”思想。
1、统筹发电端、电网输送端与售电公司的协调发展
推行电力的市场化运动，主要原因之一就是改革较为单一的政府干预的电能运作模式，解决发电企业与电网公司的固化的电力运行模式，同时能从根本上改善能源产业布局，促进社会经济和社会坏境的协调发展。售电业务最关键的就是对电力市场的变化有提前的判断能力，能预见市场的变化因数，提高自身的防范风险能力。发电端作为电源主体，对市场有决定性作用。所以我司要和电厂建立高效的、实时的沟通机制，与电厂端签订双边战略合作机制，主动应对电厂端所带来的业务风险。
电网公司作为今后电力市场服务部门，对发电端与售电工作有积极促进作用。要与电网公司建立长期意见备忘录，共同维护好、服务好电力客户。
2、统筹需求侧客户和售电公司的协调发展
电力客户作为电力改革的最终受惠群体，也是我司的利益来源的主体。首先要保证客户的得到充分保证，得到电力客户的信任。在售电公司的发展的前期，在抢占电改红利的同时，要充分满足客户的需求。与客户签订长期合作协议，代理客户进行电力交易中心竞价交易，共同享受或承担竞价红利与风险，成为电改获益的共同体。
3、统筹工程售后服务、信息化智能服务与售电服务的统筹发展
售电服务作为今后我司今后开展的核心业务，要合理利用行业优势，整合行业资源。电力工程服务是我司今后开展的主要业务之一，依据XX科技有限公司在江西省内已经取得了令人瞩目的成绩，也得到省内外各大发电端客户的认可，也成为江西省内民营企业的标杆品牌。XX科技有限公司在电力工程服务方面，已经为华能井冈山发电有限责任公司，华能瑞金发电有限责任公司，华能安源发电有限责任公司，国电九江、丰城、黄金埠发电有限公司，江西中电投新昌、景德镇、贵溪、分宜、发电有限公司，江西大唐国际抚州发电有限责任公司等公司建立长足的业务联系。我司也立志依托母公司资源，为今后的售电客户提供售服务，包括节能技改、电表核准安装、电网线路检修，电力设备紧急抢修等方面提供增值服务。
随着互联网信息的快速发展，售电加互联网的模式已经渐渐成为将来售电业务开展的主流模式。我司已经和江西百电科技公司联合开发出一款售电服务平台，售电服务将会插上互联网信息化的翅膀，为售电客户提供快速。、迅捷、高效的服务。售电服务平台主要依托信息化大数据的方式，了解需求侧的问题，通过收集客户的需求动态，了解客户的需求产品，进行快速响应。同时在平台上搭建快速沟通的实效机制，能够快速响应。售电信息平台也会因地制宜的为客户量身定制套餐系统，为客户提供全方位，体现客户特色的套餐服务。
三、售电业务开展的主要实施步骤
针对现有江西售电市场的发展阶段，我司也因时制宜的制定了相应实施方案，核心内容为“三步走”
第一步：完善公司内部机制，健全公司具体组织结构管理，配合电力交易中心做好开展售电业务的准备工作。
江西售电改革市场尚处于初步阶段，同是也处于快速发展的增长阶段，我司要江西电力交易中心的领导基础上，快速整合行业资源，完善公司内部系统管理，提高自身有业务水平，在电力改革的前沿试点广州、重庆的基础上，学习其宝贵的售电经验，同时要结合江西省内售电市场的特点，抓住机遇，提高自身售电实力，开展多渠道，多产品的售电业务，立足江西省售电市场。
第二步：利用信息化、网络化的售电平台，在三个统筹的基础上，签订省内电力客户，与各大工业园区签订长期协议，通过江西电力交易平台实现最大电量交易。
随着江西售电市场的逐步开展，我司将以“三个统筹”为核心的指导思想，将发电端、电网输送端结合起来，对电力市场对远见的市场规划，预见市场的变化因数，提高自身抗冲击能力。在电改的正式实施阶段，要提高自身的业务水平，丰富产品套餐，改善产品结构组成，为客户提供多元化的产品服务，提高中标数量，完成客户的供电需求。努力提高增值服务的业务水平，提高公司的综合服务能力。 第三步：放眼清洁能源市场，布局节能发电业务，同步开展配电业务，开展跨省售电交易，将公司打造成为全国性的配售电一体机的知名综合能源服务公司。
随着售电侧改革的不对深入，清洁能源市场将未来发展的主攻市场，也是电力改革的重要改革内容。我司将在太阳能光伏发电，综合风力发电市场布局电源市场，组成自主拥有的发电端。同时跟随江西城市发展的步伐，在增量配售电地区开展配售电试点工作，结合配售电服务，清洁能源服务，打造新型的增量配售电园区。
四、售电业务计划书结语
在立足江西售电市场的基础上，跨省交易也将作为公司今后发展的重要战略，开展跨省交易，布局国内配售电市场，立志成为国内知名的综合能源服务公司，为中国电力改革事业添上浓墨重彩的一笔！
第11篇：工作指导卡售电员
售电员工作指导卡
单位：供电所；职务（岗位）：售电员；姓名：
一、工作内容与工作标准
1、年、季度重点工作之一：在所长的领导下，协助、配合、营销管理员做好行风建设、优质服务工作，搞好供电所便民服务活动，协助营销管理员做好相关记录，提高供电服务水平和服务质量。
2、年、季度重点工作之二：参加营销业务培训和政治文化理论学习，提高业务能力和政治、文化、理论素质。
3、年、季度重点工作之三：在所长的领导下，协助、配合、营销管理员做好营业普查和供用电合同签订工作中的相关工作。
4、月份重点工作之一：按时参加经营（经济）、线损分析会，对营销指标的完成情况和存在的问题提出建议和整改措施，保证指标完成。
5、月份重点工作之二：协助、配合所长、营销管理员共同做好客户接待工作，认真听取客户意见，解答客户提出的用电问题，对客户来访和投诉等问题为所长答复和处理提供依据和建议。
6、月份重点工作之三：在所长的领导下，做好电费收缴工作，保证收费数据准确、合理，账目清晰、无差错。
7、月份重点工作之四：在所长的领导下，协助、配合营销管理员共同做好营销、财务、信息等记录和软件及相关资料的整理和上报工作，做到信息准确，数字真实，保证工作质量。
8、每日重点工作：随时做好日常售电收费和所务等相关工作，保质保量地按时完成上级部门和所长交办的各项工作。
二、职责
l、认真贯彻执行党和国家有关电力建设，财经制度等方面的方针政策以及上级的指令、指示。
2、负责办理用户购电业务及有关方面的咨询解答工作。
3、根据用户购电凭条打印购电收据收取购电款。
4、妥善保管和使用购电现金收讫章。
5、每日汇总售电情况，填记电费个人收费日志。
6、在购电单上加盖名章，将购电凭条、购电收据购电款转交收款员。
7、每日与微机员核对售电户及售电金额，并逐项与购电凭条对照。
8、每月按时打印总电费日志。
9、及时核对购电信息，发现问题应立即提出并协助解决。
10、负责计算机应用及日常使用和维护管理工作。
11、办理好业扩报装登记工作，对客户热情服务，使用文明用语。
12、完成领导交办的临时工作任务。
三、工作流程
1、工作例会流程：组织供电所工作例会→召开供电所工作例会→对工作中存在的问题进行讨论，对提出的问题制定整改措施→布置落实。
2、培训管理工作流程：制定培训工作计划→实施培训和参加上级组织的培训→组织考试→汇总成绩→兑现奖惩→总结。
3、安全活动流程：每周由所长或安全员主持，全所人员参加，进行安全活动→由供电所所长或安全员通报上周安全情况及存在的问题→由所长组织总结分析、研究，针对存在问题提出整改措施→所长按整改措施及上级安全生产要求，布置本周安全工作重点→主管部门签字及意见。
4、低压业扩用电工作流程：受理客户申请→填写用电申请书→现场勘查用电设备情况→确定供电方案、答复客户→客户采购工程材料→工程施工→竣工验收→与客户签订供用电合同、送电→资料归档。
5、低压变更用电工作流程：受理客户申请→现场勘查调查→制定方案并审批→竣工验收→重签合同→登记合同→资料归档。
6、电费回收工作流程：电费管理中心发行电费数据→领取电费票据和高低压客户电费清单→逐户逐项审核电费票据的内容→填写《票据领用登记表》，下达电费通知单，通知客户交费→收取客户电费，并提供电费票据→供电所电费管理人员与财务部对账、转帐，上报实收、未收明细→电费管理中心根据欠费明细计算违约金，制定催费措施→收费人员催费，转《欠费催收、停电、复电工作流程》。
7、欠费催收、停电、复电工作流程：营业班根据电费收取情况，填写《拖欠电费统计表》→对超过收费日期的客户填写《电费催缴及欠费停电限电通知单》，提前通知客户→营业班填写《欠费客户停（限）电审批单》，由所长审批后，对客户依法停电，填写《停（送）电记录》→经催缴客户交清电费的，营业班及时办理恢复供电手续，恢复客户送电，填写《停（送）电记录》→形成的文本资料存档。
8、用电检查（普查）工作流程：根据县（市）局计划，制定本所年度用电检查（营业普查）计划、月度用电检查工作计划→供电所长审批→填写《用电检查记录》→现场检（普）查是否正常→填写各种检（普）查表→营业班进行用电检查总结分析→形成的文本资料存档。
9、电能计量器具管理工作流程（县（市）局资产）：县（市）局电能计量专责制定计量装置周检（轮换）及现场检验计划→电能计量主任审批→电能计量配表（轮、更换登记）→供电所营销管理员配合现场检验（外勤）班装拆及现场检验电能计量装置→供电所更新电能计量装置信息台账→电能计量中心旧表入库→资料归档。
10、电能计量器具管理工作流程（客户资产）：供电所营销管理员制定本供电区域计量装置周期检定计划并上报计量中心→电能计量中心电能计量专责汇总计量中心主任审批→供电所营销管理员配合现场检验（外勤）班拆卸计量装置→现场检验或进入实验室检定→计量装置安装，更新计量装置电子信息库→相关信息传入电费管理中心、抄表中心。
11、计量器具故障处理工作流程（县（市）局资产）：巡视检查、抄表发现电能计量装置故障→报电能计量中心审批→电能计量中心配表→供电所电能计量岗位配合现场检验（外勤）班拆旧换新→计量装置校验→资料归档。
12、计量器具故障处理工作流程（客户资产）：巡视检查、抄表及客户发现计量装置异常或故障→供电所计量管理人员配合计量中心现场检验（外勤）班现场校验→判断故障→计量中心现场检验（外勤）班现场校验并故障处理→电费管理中心计算需追退电量电费，并打
印电费票据→供电所营业班负责收取电费→相关数据转入电费管理中心、抄表中心。
13、电费风险控制工作流程：搜集集预警依据→客户电费风险档案→预警分析→采取相应措施。
14、线损管理工作流程：供电所将公司下达的“10kV线路、台区线损指标”责任到人→供电所制定年、月降损工作计划→供电所实施降损计划→按月统计线损率完成情况→月度线损分析→线损工作考核→改进提高。
15、优质服务工作流程：根据县（市）局安排制定出本所优质服务和行风建设实施方案→认真按照“供电所优质服务和行风建设实施方案”组织具体实施→阶段总结，考核记录→问题反馈，限期整改→年终总结。
16、故障报（抢）修工作流程：接到报修，填写记录→安排抢修任务→现场处理→告知客户处理情况，记录客户意见→各种记录归档。
第12篇：某售电运营制度方案
XX售电运营制度方案
因公司成初期大家对本行业务了解不深，所以我们迫在眉睫需要解决的问题有一下几点。
1， 公司人员培训内容包括（政策的研究及理解，营销人员应掌握相关电力基础知识，与客户谈判方法）公司应拟定长期培训计划于经费支持。
2， 人员奖惩机制，如：销售人员与客户可达成什么样的返点政策，销售人员有哪些权限。
3， 销售人员分工机制现在公司已有受电测客户资源的应专人专管，及时跟踪客户，了解客户需要并及时作出调整。毎周作出工作总结。暂定毎周五下午进行工作总结会议
4， 5， 在供电侧客户也应有相应的对应人员对供电侧客户资源进行专人专管。 公司应有相应的财务机制，在销售人员和客户讨论利益分配时可以作出相应的解答。
第13篇：甘肃省售电侧改革试点工作实施方案
甘肃省售电侧改革试点工作实施方案(全文) 国际电力网来源：深度能源观察作者：马建胜日期：2016-07-07
关键词：甘肃电力售电侧改革电改 甘肃省售电侧改革试点工作实施方案(讨论稿) 为深入贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)和中共甘肃省委办公厅、甘肃省人民政府办公厅《关于印发〈甘肃省电力体制改革实施方案〉的通知》(甘办发〔2015〕26号)文件精神，按照国家发展改革委、国家能源局《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)要求，为有序向社会资本放开售电业务，加快培育多元售电主体，促进电力竞争性业务的公平竞争，进一步发挥电力工业对全省经济社会发展的支撑和带动作用，制定本实施方案。
一、指导思想
根据中央总体部署和我省电力体制改革的具体安排，结合省情实际，坚持市场化改革方向，按照“管住中间、放开两头”的体制框架，首先在试点区域内向社会资本开放售电业务和增量配网业务，培育售电侧市场竞争主体，激发市场活力，逐步推广到全省，促进我省能源资源优化配置和企业转型升级，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。
二、基本原则
(一)坚持立足省情，务求实效。立足我省电力装机规模大，发电侧新能源占比高，用电侧工业占比高的实际，从售电侧改革入手寻求化解发展中问题和矛盾的办法和途径，促进甘肃工业结构转型升级。
(二)坚持市场导向，试点先行。选择基础条件好、改革意愿强的试点区域放开配售电业务，引入多元竞争主体，在售电侧形成市场化竞争，以竞争促进解决实际问题，发挥市场在电价形成中的决定性作用。
(三)坚持科学监管，有序推进。建立规范化的购售电交易机制和市场主体信用体系，对整个交易环节进行系统化监管，明确市场主体责任，规范市场主体行为，杜绝违法违规等不正当行为影响改革进程。
三、组织实施方案
选择易于开展工作，具有代表性的区域作为售电侧改革试点，逐步推广到全省。
(一)确定试点区域
我省售电侧改革首批试点单位以园区型企业(国家级新区、省级重点经济开发区及资源综合项目集聚区)为主，经过地方申报、省上甄选，确定兰州新区(含国家级兰州经济技术开发区、兰州高新技术产业开发区两个融合发展区域)、平凉工业园区和酒泉市瓜州资源综合利用产业园进行售电侧改革试点。
兰州新区位于甘肃省中部，是西北地区首个、我国第五个国家级新区，规划面积1700多平方公里，入驻企业1500多户，主要发展战略性新兴产业、高新技术产业、石油化工、装备制造、新材料、生物医药、现代农林业、现代物流仓储和劳动密集型产业等，2015年完成生产总值125.53亿元。已并网集中式光伏、屋顶光伏及小型分布式光伏电站合计容量10.6万千瓦。现有330千伏、110千伏、35千伏变电站1座、5座、5座，变电容量分别为216万、41.15万、5.79万千伏安。2015年总用电量3.98亿千瓦时，最大负荷18.55万千瓦。预计到2020年总用电量38.56亿千瓦时，最大用电负荷87.57万千瓦。
平凉工业园区位于甘肃省东部，是国家发展改革委在《陕甘宁革命老区振兴规划(2012—2020年》中确定的首个重点推进的产业集聚区。规划面积66.36平方公里，主要发展新型煤化工、新能源新材料、现代装备制造、商贸物流、特色农产品加工等产业，2015年，完成生产总值近20亿元、工业总产值36亿元、固定资产投资48.9亿元，入驻企业近500户。园区现有1座750千伏开关站、1座330千伏变电站、2座110千伏变电站、1座企业自用110千伏变电站。2015年园区总用电量约2亿千瓦时，用电负荷为4.17万千瓦。预计到2020年，年用电量达到10亿千瓦时，最大负荷约20.2万千瓦。
酒泉市瓜州资源综合利用产业园位于甘肃省西部，规划面积150.38平方公里，由北大桥装备制造与农副产品加工、柳园高载能和柳沟综合物流产业园区组成。2015年完成工业增加值16亿元、固定资产投资142亿元，入园企业173户。是酒泉市承接东中部产业转移示范区。瓜州县已投运风电场36个，风电装机并网645万千瓦。建成光伏发电场5个，光伏项目总装机容量130兆瓦。园区内建有750千伏变电站1座、330千伏变电站及升压站14座、110千伏变电站及升压站10座、35千伏变电站18座，输配电线路460公里。2015年用电量2.9亿千瓦时，预计到2020年，年用电量达到9.23亿千瓦时，最大负荷约19.26万千瓦。
(二)售电侧市场主体、运营机构及权责
1、电网企业
是指拥有输电网、配电网运营权、承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电基本责任。对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电;向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等供电服务;保障电网公平开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息。
当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的情况下，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力的用户供电，按照政策规定收费。若营业区内社会资本投资的配售电公司无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。
2、售电公司
售电公司分为电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司和不拥有配网运营权，不承担保底供电服务的独立售电公司。发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司。同一供电营业区内只能有一家企业拥有配电网经营权，并提供保底供电服务;同一售电公司可在多个供电营业区内售电;同一供电营业区内可有多家售电公司售电。
售电公司应以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。遵守电力市场交易规则及有关管理规定，严格履行购售电合同，承担保密义务，服从调度管理。
3、进入市场的电力用户 电力用户是指进入甘肃省电力直接交易大用户准入目录的用电企业和除大用户以外政策允许进入市场的其他用电企业。
试点区域内符合市场准入条件的用户，具有自主选择权，可以直接与发电企业交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。
4、甘肃电力交易中心
甘肃电力交易中心是甘肃省电力市场业务的组织实施机构，不以营利为目的，在政府监管下，依照政府批准的章程和规则为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，履行电力市场交易管理职能，负责全省电力市场交易组织，并提供结算依据和相关服务。
(三)市场主体准入与退出
1、售电公司的准入条件。
(1)按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格。 (2)符合国家配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中售电公司准入条件中的资产要求。
(3)应至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专职管理人员，拥有10名及以上掌握电力系统基本技术经济特征的专业人员，有供电服务、电能管理、节能管理或需求侧管理等相关电力业务3年以上工作经历。
(4)企业拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备和固定经营场所，具有用户管理、交易、结算等功能的技术支持系统，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
(5)企业财务状况良好、具备风险承担能力;信用记录良好，无不良金融、司法记录和不良经营记录，满足信用等级要求，未列入黑名单。 (6)申请配电网经营权的售电公司应按照要求获取电力业务许可证(供电类)和供电营业许可证。
2、电力用户的准入条件。
按照《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》对电力用户准入条件规定执行。微电网用户应满足国家能源局《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》(国能新能[2015]265号)规定的接入系统条件。
3、市场主体准入程序
试点初期，试点区域的市州(兰州新区)发展改革部门在上报的试点实施方案中明确实施试点的售电侧主体，省发展改革委审核符合国家配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中售电公司准入条件，即确认成为获得参与市场资格的市场主体。
条件成熟后，对市场主体资格实行注册制度，政府定期发布市场主体目录，不实行行政审批。市场主体对照准入条件，按照“一承诺、一公示、一注册、两备案”的程序，列入政府市场主体目录后即可获得参与市场资格，在甘肃电力交易中心注册后参与电力市场交易。承诺、公示、注册、备案应该遵循自主自愿、公平诚信、公开管理、科学监管的原则。
(1)符合准入条件的售电公司应向省发展改革委提交相关资料，主要包括：营业执照、法人身份证明、资产证明、从业人员资质、经营场所和设备、可提供购售电服务的财务状况、技术条件、信用情况等基本信息，同时做出履行购售电合同、遵守市场秩序、保障供电服务等义务的书面信用承诺。申请从事配电业务的售电公司要提供《电力业务许可证(供电类)》和《供电营业许可证》等相关材料。
(2)省发展改革委收到材料审核后，通过“信用中国网”和省发展改革委网站将售电公司信息、相关资料和信用承诺向社会公示15个工作日，公示期满无异议的售电公司纳入年度公布的售电公司目录，在上述网站全部公开，实行动态管理。
(3)注册登记：列入目录的售电公司向甘肃电力交易中心提出注册申请，交易中心应在10个工作日内完成注册。甘肃电力交易中心按月汇总市场主体注册情况，通过网上系统向省发展改革委、省工信委、甘肃能监办和征信机构备案。售电公司有关信息在甘肃电力交易平台公开。
(四)市场主体退出程序
1、市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场秩序、不再符合准入条件要求、发生重大违约行为，恶意扰乱市场秩序、未尽定期报告披露义务、拒绝接受监督检查的，由省发展改革委、省工信委、国家能源局甘肃监管办组织调查确认，强制退出市场，有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，5年之内不得再进入市场。
2、售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少45天告知甘肃能监办、省发展改革委、省工信委、甘肃电力交易中心以及电网企业和用户等相关方。退出之前，售电公司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，否则不得再参与市场。
3、退出市场的售电公司，由省发展改革委在“信用中国”网和政府网站向社会公示，公示期满后无异议后在目录内删除;甘肃电力交易中心取消注册资格，收回相关证书函件，并在电力交易平台进行公告。
4、电力用户自进入市场之日起，原则上在3年内不得自行退出市场，否则对其用电价格给予一定的惩罚。电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、甘肃电力交易中心以及其他相关方，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、交易管理 (一)交易方式。
发电企业可采取双边协商交易、竞争交易或其他类型交易向具备直接交易资格的电力用户或售电公司售电。
售电公司可以采取向发电企业协商购电、通过竞争交易市场购电、向其他售电公司购电等多种方式在电力市场购电。
具备直接交易资格的电力用户参与电力市场继续按照《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》执行。在竞争交易过程中，可直接向发电企业购电或委托一家售电公司购电，不可两种兼有。
(二)交易要求。
参与市场交易的各方必须符合电力市场建设的有关要求，并到甘肃电力交易中心注册成为市场交易主体，按照经政府批准的市场规则开展电力交易，服从统一调度管理和市场运营管理。有关各方依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。采取双边交易方式的买卖双方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。
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。在我省未单独核定输配电价前，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。
发电企业、售电公司、电网企业和用户根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订合同。甘肃电力交易中心负责依据交易合同及执行结果，出具各种交易电量结算凭据证。电网企业负责收费、结算、归集交叉补贴、代收政府性基金，并按规定及时向发电公司和售电公司支付电费。
(五)保底服务。
为确保无议价能力和不参与电力市场的，以及参与电力市场后签约售电公司无法履约的用户，由电网企业提供保底供电，价格按照政府核定的目录电价或政府确定的定价规则执行;签约售电公司无法履约的用户，应选择新售电公司购电，否则将由提供保底服务的电网企业按照政府确定的价格执行，直至用户与新售电公司达成购电协议。
五、信用体系建设与风险防范 (一)信息公开。
1、甘肃电力交易中心负责电力市场信息的管理和发布，并建立完善电力市场主体信息披露公示制度。市场主体成员有责任和义务按照要求，及时、准确和完整的提供信息，接受甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委的监管。
2、市场主体成员要按照规定要求，公示电力交易有关信息和征信机构的信用评级。市场主体对披露的相关信息有异议及疑问，可由甘肃电力交易中心组织相关责任方负责解释。
3、甘肃电力交易中心必须严格遵守信息公示制度，披露允许公开的信息，保障信息安全。因信息泄露造成损失的，由甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委等组织调查并追究责任。
(二)信用体系。
1、逐步建立电力市场主体的信用评价指标体系和电力市场信用评价制度，纳入全省社会信用体系建设统筹安排，促进电力市场中各类企业信用状况透明。
2、实行市场主体年度信息公示制度，加大失信行为信息公开力度，建立健全守信激励和失信惩戒机制，对于有违约、欠费、滥用市场操纵力等行为的市场主体，纳入不良信用记录。(本文来源：深度能源观察)同时根据有关规定与其他相关部门共享信息，实施联合惩戒。
3、政府部门可通过第三方征信机构参与电力市场主体信用评价工作，第三方征信机构定期向政府主管部门和甘肃电力交易中心报告市场主体信用评级和有关情况。
(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，探索建立银行授信、保函、保险等保障电费安全的风险防范机制，避免出现欠费、逃费现象。市场发生严重异常情况时，甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委可对市场强制干预。
(四)加强监管。
甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委负责市场主体和交易机构市场行为的监管，建立完善的监管体系，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、机制保障和组织实施
(一)加强组织领导。省电力体制改革工作小组统筹全省售电侧改革试点实施工作，省发展改革委(能源局)、省工信委、甘肃能监办、省电力公司等各司其职，加强协调，(本文来源：深度能源观察)特别要注重各项政策和发用电计划、输配电价等改革之间的进度和关系。
(二)落实具体责任。试点区域市州(兰州新区)发展改革部门负责具体落实售电侧改革的指导协调工作，及时了解并协调解决实施过程中出现的问题。甘肃电力交易中心负责及时与售电公司进行业务衔接，主动作为，支持售电公司尽快开展业务。
(三)加强宣传引导。加大对我省售电侧改革的宣传报道，及时发布改革信息和政策文件，做好政策措施解读工作，积极回应社会关切，确保售电侧改革在国家政策体系框架内顺利推进。
第14篇：北京售电公示所需材料清单
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第15篇：售电公司准入与退出管理办法
《售电公司准入与退出管理办法》
第一章
总则
第一条
为积极稳妥推进售电侧改革，建立健全有序竞争的市场秩序，保护各类市场主体的合法权益，依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和电力体制改革配套文件，制定本办法。
第二条
售电公司准入与退出，坚持依法依规、开放竞争、安全高效、改革创新、优质服务、加强监管的原则。
第三条
本办法所指售电公司是指提供售电服务或配售电服务的市场主体。售电公司可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电公司购电等，并将所购电量向用户或其他售电公司销售。 电网企业的售电公司适用本办法。
第四条
电力、价格主管部门和监管机构依法对售电公司市场行为实施监管和开展行政执法工作。 第二章
准入条件
第五条
售电公司准入条件。
（一）依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。
（二）资产要求
1．资产总额不得低于2千万元人民币。
2．资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量6至30亿千瓦时的售电业务。 3．资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量30至60亿千瓦时的售电业务。
4．资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
（三）从业人员。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。 至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。
（四）经营场所和设备。应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
（五）信用要求。无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。
（六）法律、法规规定的其他条件。
第六条
拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条件外，还需具备以下条件：
（一）拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。
（二）按照有关规定取得电力业务许可证（供电类）。
（三）增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有两名高级职称和五名中级职称的专业管理人员。
（四）生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。
（五）具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。
（六）具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。对外委托有资质的承装（修、试）队伍的，要承担监管责任。
（七）具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。
（八）承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
第七条
已具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业、高新产业园区、经济技术开发区、供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司可到工商部门申请业务范围增项，并履行售电公司准入程序后，开展售电业务。
除电网企业存量资产外，现有符合条件的高新产业园区、经济技术开发区和其他企业建设、运营配电网的，履行相应的准入程序后，可自愿转为拥有配电业务的售电公司。
第三章
准入程序
第八条
“一注册”。电力交易机构负责售电公司注册服务。符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理注册，获取交易资格。 各电力交易机构对注册信息共享，无须重复注册。
第九条
“一承诺”。售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料：营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。
拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等级、供电范围、电力业务许可证（供电类）等相关资料。
第十条 “一公示”。接受注册后，电力交易机构要通过“信用中国”（www.daodoc.com）等政府指定网站，将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。
第十一条 公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。
第十二条 公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由省级政府有关部门或能源监管机构核实处理。
第十三条 “三备案”。电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
第十四条 售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向相应的电力交易机构申请变更。业务范围、公司股东、股权结构等有重大变化的，售电公司应再次予以承诺、公示。 第四章
权利与义务
第十五条 售电公司享有以下权利并履行以下义务：
（一）可以采取多种方式通过电力市场购售电，可以自主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。参与双边交易的售电公司应将交易协议报交易机构备案并接受安全校核。
售电公司可以自主选择交易机构跨省跨区购电。
（二）同一配电区域内可以有多个售电公司。同一售电公司可在省内多个配电区域内售电。
（三）可向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务，并收取相应费用。
（四）承担保密义务，不得泄漏用户信息。
（五）服从电力调度管理和有序用电管理，执行电力市场交易规则。
（六）参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同，提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务，并获取合理收益。合同范本由国家能源主管部门另行制定。
（七）受委托代理用户与电网企业的涉网事宜。
（八）按照国家有关规定，在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
（九）任何单位与个人不得干涉用户自由选择售电公司的权利。
第十六条 拥有配电网运营权的售电公司享有以下权利并履行以下义务：
（一）拥有并承担售电公司全部的权利与义务。
（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍服务。
（三）承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价收取配电费；按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票；代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政；代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业。
（四）承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量。
（五）按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网，负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司。
（六）同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。不得跨配电区域从事配电业务。
（七）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
第五章
退出方式
第十七条 售电公司有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：
（一）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的；
（二）严重违反市场交易规则，且拒不整改的；
（三）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的；
（四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的；
（五）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的；
（六）法律、法规规定的其他情形。
第十八条 售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未履行的购售电合同由地方政府主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。
第十九条 省级政府或省级政府授权的部门在确认售电公司符合强制退出条件后，应通过省级政府指定网站和“信用中国”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可对该售电公司实施强制退出。
第二十条 售电公司可以自愿申请退出售电市场，并提前30个工作日向相应的电力交易机构提交退出申请。申请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。
第二十一条 拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。
第二十二条 电力交易机构收到售电公司自愿退出市场的申请后，应通过省级政府指定网站和“信用中国”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。
第二十三条 电力交易机构应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除，同时注销市场交易注册，向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
第六章
售电公司信用体系建设
第二十四条 建立完善售电公司信用评价制度。依托政府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用中国”网站和第三方征信机构，开发建设售电公司信用信息系统和信用评价体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入全国信用信息共享平台，确保各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。
第二十五条 第三方征信机构定期向政府有关部门和电力交易机构报告售电公司信用评价和有关情况，并向社会公布。
第二十六条
国家能源局派出机构和省级政府有关部门根据职责对售电公司进行监管，对违反交易规则和失信行为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单。强制退出的售电公司直接纳入黑名单。
第二十七条
建立电力行业违法失信行为联合惩戒机制，对纳入涉电严重失信企业黑名单的售电公司及负有责任的法定代表人、自然人股东、其他相关人员（以下简称“当事人”）采取以下惩戒措施：
（一）电力交易机构3年内不再受理该企业注册申请，其法定代表人3年内不得担任售电公司的法定代表人、董事、监事、高级管理人员。
（二）对当事人违法违规有关信息向金融机构提供查询服务，作为融资授信活动中的重要参考因素。
（三）限制当事人取得政府资金支持。
（四）对当事人申请公开发行企业债券的行为进行限制。
（五）工商行政管理、总工会、行业协会等部门和单位在法定代表人任职资格、授予荣誉、评比先进等方面，依法依规对其进行限制。
（六）按照相关法律法规进行处罚。
第七章
附则
第二十八条 各省级政府可依据本办法制定实施细则。
第二十九条
本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。
第三十条
本办法所称的电网企业特指国家电网公司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司和各地方电网企业。
第三十一条
本办法自发布之日起施行，有效期3年。
售电公司信用承诺书
（参考范本）
（市场成员名称），系一家具有法人资格/经法人单位授权的（售电/配售电）企业，企业所在地为 ______，在_______ 工商行政管理局登记注册，统一社会信用代码：________，法定代表人：________，住所：________，资产总额：______，年售电量不超过_______亿千瓦时/不限制，供电电压等级_______千伏（拥有配电网运营权的售电公司填写），供电范围_________（拥有配电网运营权的售电公司填写）。
本企业严格遵循国家/______ 省参与电力市场的各项准入条件，严格按要求配备参与电力市场交易的人员、技术条件，自愿参与电力市场交易，并公开作出如下承诺：
1．本企业是按照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。 2．本企业严格按照准入条件规定的售电量范围开展售电业务。
3．本企业拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验；拥有一名及以上高级职称和三名及以上中级职称的专业管理人员。
4．本企业具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
5．本企业将按时办理完成和正确使用电力交易平台第三方数字证书认证，保障账户和电力交易平台数据安全。
6．本企业严格按照规定向电力交易机构报送相关资料和信息，保证公示和提交的材料信息完整、准确、真实，不存在弄虚作假、误导性陈述或者重大遗漏的情况。
7．本企业对参与电力市场交易相关政策和规则已进行了全面了解，知悉参与电力市场交易应负的责任和可能发生的风险，并将严格按照国家法律法规和相关文件规定、市场规则和交易机构有关规定从事交易活动。 8．本企业承担保密义务，不泄露客户信息。 9．本企业服从电力调度管理和有序用电管理。 10．本企业严格参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同，提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务。
11．本企业按照国家有关规定，在政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，按要求提供信用评价相关资料和信息，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
12．本企业自愿接受政府监管部门的依法检查，发生违法违规行为，接受政府执法部门及其授权机构依照有关法律、行政法规规定给予的行政处罚，并依法承担赔偿责任。
13．本企业严格执行国家、省级政府或政府相关部门、监管机构、电力交易机构制定的各项制度、规则，保证诚实守信、遵纪守法，积极履行企业社会责任和职责义务。本企业及其负责人无不良信用记录。
售电公司须对1—13条内容作出承诺，拥有配电网运营权的售电公司在1—13条基础上还须对以下14—22条内容作出承诺： 14．本企业注册资本不低于资产总额的20%。 15．本企业拥有20名及以上与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，其中拥有2名及以上高级职称和5名及以上中级职称的专业管理人员。
16．本企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。 17．本企业承担经营区域内配电网安全责任，确保承诺的供电质量。
18．本企业按照规划、国家技术规范和标准投资建设经营区域内配电网，按照政府核定的配电区域从事配电业务，负责经营区内配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不干预用户自主选择售电公司。 19．本企业具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。 20．本企业具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员，承担对外委托有资质的承装（修、试）队伍的监管责任。
21．本企业具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。 22．本企业承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
以上承诺如有违反，本企业愿意承担相应责任，并接受处罚和相关惩戒措施。
承诺单位（盖章）： 法人代表（签字）：
承诺时间：
《有序放开配电网业务管理办法》
第一章
总则
第一条
为落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，提高配电网运营效率，制定本办。
第二条
本办法所称的配电网业务是指满足电力配送需要和规划要求的增量配电网投资、建设、运营及以混合所有制方式投资配电网增容扩建。
配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。 除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用本办法。
第三条
按照管住中间、放开两头的体制架构，结合输配电价改革和电力市场建设，有序放开配电网业务，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，通过竞争创新，为用户提供安全、方便、快捷的供电服务。拥有配电网运营权的售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算。
第四条
有序放开配电网业务要遵循以下基本原则：
（一）规划引领。增量配电网络应符合省级配电网规划，保证增量配电网业务符合国家电力发展战略、产业政策和市场主体对电能配送的要求。
（二）竞争开放。鼓励社会资本积极参与增量配电网业务，通过市场竞争确定投资主体。
（三）权责对等。社会资本投资增量配电网业务并负责运营管理，应遵守国家有关技术规范标准，在获取合理投资收益同时，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务。
（四）创新机制。拥有配电网运营权的售电公司应创新运营机制和服务方式，以市场化、保底供电等多种方式向受托用户售电，并可为用户提供综合能源服务，利用现代信息技术，向用户提供智能用电、科学用电的服务，促进能源消费革命。
第二章
增量配电网项目管理
第五条
增量配电网项目管理包括规划编制、项目论证、项目核准及项目建设等。
地方政府能源管理部门负责增量配电网项目管理，制定增量配电网项目管理的相关规章制度，做好项目建设过程中的指导和协调，根据需要开展项目验收和后评价。
第六条
增量配电网项目须纳入地方政府能源管理部门编制的配电网规划。
第七条
符合条件的市场主体依据规划向地方政府能源管理部门申请作为增量配电网项目的业主。地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。
第八条
项目业主完成可行性论证并获得所有支持性文件，具备核准条件后向地方政府能源管理部门申请项目核准。地方政府能源管理部门按照核准权限核准项目，国家能源局派出机构向项目业主颁发电力业务许可证（供电类）或赋予相应业务资质，不得附加其他前置条件。
第九条
项目业主遵循“整体规划、分步实施”的原则，依据电力建设管理相关规章制度和技术标准，按照项目核准要求组织项目设计、工程招投标、工程施工等，开展项目投资建设。
第十条
电网企业按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。
第三章
配电网运营 第十一条
向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务的项目业主，拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。符合售电公司准入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。
第十二条
除电网企业存量资产外，拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务。符合售电公司准入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。
第十三条
拥有配电网运营权的项目业主须依法取得电力业务许可证（供电类）。
第十四条 符合准入条件的项目业主，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网企业或符合条件的售电公司，自主签订委托协议。
第十五条
电网企业控股增量配电网拥有其运营权，在配电区域内仅从事配电网业务。其竞争性售电业务，应逐步实现由独立的售电公司承担。鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网。
第十六条
配电网运营者在其配电区域内从事供电服务，包括：
（一）负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。
（二）负责配电网建设与改造。
（三）向各类用户无歧视开放配电网络，负责用户用电设备的报装、接入和增容。
（四）向各类用户提供计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠费等服务。
（五）承担其电力设施保护和防窃电义务。
（六）向各类用户提供电力普遍服务。公开配电网络的运行、检修和供电质量、服务质量等信息。受委托承担电力统计工作。
（七）向市场主体提供配电服务、增值服务。
（八）向非市场主体提供保底供电服务。在售电公司无法为其签约用户提供售电服务时，直接启动保底供电服务。
（九）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
（十）法律、法规、规章规定的其他业务。
第十七条
配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域限制购电。配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的用电价格，由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成；居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电，继续执行所在省（区、市）的目录销售电价。配电区域内电力用户承担的国家规定的政府性基金及附加，由配电公司代收、省级电网企业代缴。
增量配电区域的配电价格由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
第十八条
配电网运营者向配电区域内用户提供的配电网服务包括：
（一）向市场主体提供配电网络的可用容量、实际容量等必要的市场信息。
（二）与市场主体签订经安全校核的三方购售电合同。
（三）履行合同约定，包括电能量、电力容量、辅助服务、持续时间、供电安全等级、可再生能源配额比例、保底供电服务内容等。
（四）承担配电区域内结算业务，按照政府核定的配电价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金和交叉补贴，按合同向各方支付相关费用。
第十九条
配电网运营者向居民、农业、重要公用事业和公益性服务等电力用户，具备市场交易资格选择不参与市场交易的电力用户，售电公司终止经营、无法提供售电服务的电力用户，以及政府规定暂不参与市场交易的其他电力用户实行保底供电服务。包括：
（一）按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠的电力供应。
（二）履行普遍供电服务义务。
（三）按政府定价或有关价格规则向电力用户收取电费。
（四）按政府定价向发电企业优先购电。
第二十条
配电网运营者可有偿为各类用户提供增值服务。包括但不限于：
（一）用户用电规划、合理用能、节约用能、安全用电、替代方式等服务。
（二）用户智能用电、优化用电、需求响应等。
（三）用户合同能源管理服务。
（四）用户用电设备的运行维护。
（五）用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务。
第二十一条
配电网运营者不得超出其配电区域从事配电业务。
发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。
第四章
配电网运营者的权利与义务
第二十二条
配电网运营者拥有以下权利：
（一）享有公平接入电网的权利。
（二）享有配电区域内投资建设、运行和维护配电网络的权利。
（三）享受公平通过市场安全校核、稳定购电的权利。
（四）公平获得电网应有的信息服务。
（五）为用户提供优质专业的配售电服务，获得配电和相关增值服务收入。
（六）参与辅助服务市场。
（七）获取政府规定的保底供电补贴。
第二十三条
配电网运营者须履行以下义务：
（一）满足国家相关技术规范和标准。
（二）遵守电力交易规则和电力交易机构有关规定，按要求向电力交易机构提供电力交易业务所需的各项信息。
（三）执行电网规划，服从并网管理。
（四）服从电力调度管理，遵守调度指令，提供电力调度业务所需的各项信息。
（五）保证配电网安全、可靠供电。
（六）无歧视开放电网，公平提供电源（用户）接入等普遍服务和保底供电服务。
（七）代国家收取政府性基金及政策性交叉补贴。
（八）接受监管机构监管。
第五章
附则
第二十四条
本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。
第二十五条
本办法所称的电网企业特指国家电网公司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司和各地方电网企业。
第二十六条
本规则自发布之日起施行，有效期3年。
第16篇：普通独立售电公司注册步骤
售电公司基本注册流程
一、售电公司准入条件
(1) 企业资产要求
资产总额不得低于2千万人民币。
资产总额在2千万元至1亿人民币的，可以从事年售电量6至30亿千瓦时的售电业务；资产总额在1亿元元至2亿人民币的，可以从事年售电量30至60亿千瓦时的售电业务；资产总额在2亿人民币以上的，不限制其售电量。
资产证明材料需要提供具备资质的会计师事务所出具的审计报告、验资报告等能够证明企业资产的文件，或开户银行出具的实收资本证明，文件落款时间不得超过一个月。
(2) 企业资质要求
拥有10名以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。企业正式员工中电力方面专业人员比例不低于30%。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员，拥有电力方面中高级职称的专业管理人员至少两名。
二、工商登记
（一）材料准备：
(1) 公司名称(多个公司备选名称)；
(2) 公司注册地址的房产证及房主身份证复印件(单位房产需在房产证复印件及房屋租赁合同上加盖产权单位的公章，居民住宅房需要提供房产证原件给工商局进行核对)；
(3) 全体股东身份证原件(如果注册资金是客户自己提供，只需要提供身份证复印件;如果法人是外地户口的需要提供暂住证原件)；
(4) 全体股东出资比例(股东占公司股份的安排)； (5) 公司经营范围(营业执照中“企业经营范围”项中应包含“电力生产供应”、“售电”、“购售电”、“电力购销”、“电力销售”、“电能购销”等类似内容。营业执照中无\"经营范围\"项的，应打印商事主体信息公示平台中所列经营范围，加盖公章后一并提交)；
（二）注册流程：
1.申请企业名称预先核
(1) 准备好相应材料向市工商行政管理局核名窗口提出企业名称预先核准申请。
(2) 或根据经营所在地辖区内的区工商行政管理局核名窗口提出企业名称预先核准申请。
2.办理企业法人营业执照
(1) 准备好相应材料向市工商行政管理局企业登记窗口提出设立登记申请。 (2) 或根据经营所在地辖区内的区工商行政管理局企业登记窗口提出设立登记申请。
3.申请上网印章
注：准备好相应材料找专业刻章公司向市公安局提出刻制上网印章申请。 4.办理组织机构代码证
(1) 准备好相应材料向市质量技术监督局提出办理组织机构代码证申请。 (2) 或经营所在地辖区内的区质量技术监督局提出办理组织机构代码证申请。
5.办理税务登记证
(1) 准备好相应材料向省国家税务局、市地方税务局提出办理国、地税税务登记证申请。
(2) 或经营所在地辖区内的区国家税务局、地方税务局提出办理国、地税税务登记证申请。
6.办理银行基本存款账户
(1) 准备好相应材料向所选银行提出开立银行基本存款账户申请。
(2) 待银行基本存款账户开立后，可以签署税务代扣协议，找代理机构帮您代理记账处理每月纳税申报，税务做账等。
三、电力交易中心申请备案
（一）材料准备：
(1) 注册申请表。见附件1 (2) 信用承诺书。见附件2 (3) 企业营业执照。 (4) 法人代表身份证明。
(5) 云南电力市场入市须知。见附件3
(6) 云南电力市场化交易风险告知书。见附件4 (7) 企业基本情况。 (8) 资产证明。
(9) 信用证明。见附件5 (10) 从业人员身份证。 (11) 从业人员职称证书。 (12) 从业人员任职证明。 (13) 经营场所证明。 (14) 设备信息。见附件6
材料详细要求见：附件7：售电公司注册指南
（二）电力交易中心备案流程 (1) 资料提交
申请注册的售电公司将注册资料材料准备齐全后，在交易平台中进行信息填报，并上传相关电子化资料。
交易平台自动生成注册编号及注册材料目录，申请方按照材料清单和内容按照顺序装订成册，并对提出资料的真实性、准确性、合规性、完备性负责，注册原始资料由市场主体妥善保存，以便后续查验。
(2) 资料查验
昆明电力交易中心收到售电公司提交的注册申请和注册信息、材料后，原则上在5个工作日内完成材料的完整性核验。对资料不全或不符合规范的，售电公司需对材料进行补充和完善。
(3) 信息公示
交易中心将资料齐备、符合要求的售电公司信息、材料和信用承诺书等，通过电力交易中心网站向社会公示，公示期1个月。公示期满无异议的市场主体，注册手续自动生效。
第17篇：重庆市售电侧改革调研报告
干货丨重庆市售电侧改革调研报告
2016-06-0
3一、重庆市电力概况 北极星电力网
重庆全市38个区县，供电面积8.2万平方公里。重庆的电网由国家电网公司和涪陵聚龙电力、乌江电力等地方电网公司构成，其中，国家电网公司供电面积占全市面积90%左右，供电服务人口约3000万人;涪陵聚龙电力在涪陵区内与国家电网形成竞争，供区包括白涛、龙桥、清溪三大工业园区。
2015年，重庆市用电量875亿千瓦时，同比增长约1%。其中，工业用电563亿千瓦时，增长0.2%;民用用电138亿千瓦时，增长1.3%;其他行业用电174亿千瓦时，增长3%。
截止2015年底，重庆全市电力装机容量约2070万千瓦，其中火电装机约1370万千瓦，占66%;水(风)电装机约700万千瓦，占34%。截止2015年底，全市统调电力装机1654万千瓦，火电1179万千瓦，占71%;水(风)电475万千瓦，占29%。
2016年重庆全市电力装机容量预计可达2600万千瓦，加上外购电量，可调容量合计约3000万千瓦，但受整个经济环境影响，今年以来全社会用电量增长缓慢，一季度仅同比增长1%。
二、重庆市电力体制改革情况
1、电力改革进展情况
2015年12月9日，国家发改委、能源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点。
2015年12月18日上午，重庆市委市政府在举行重庆两江长兴电力有限公司(中国三峡集团控股)、重庆能投售电有限公司(重庆市能投集团控股)、重庆渝西港桥电力有限公司(国电投集团控股)3家试点售电公司授牌仪式。
2015年底，重庆市经济信息委下发《关于做好2016年电力用户与发电企业直接交易试点工作的通知》，2016年重庆市电力直接交易确定为80亿千瓦时，约占全省工业用电量的25%。此次直接交易输配电价按2010年核定的执行，电网公司过网费下调3-5分/千瓦时，电厂让利幅度在3分/千瓦时，加之直接交易不实行峰谷电价，用户电价普遍下调6分/千瓦时左右。
2016年2月5日，重庆市人民政府办公厅下发《关于印发重庆市售电侧改革试点工作实施方案的通知》---渝府办发〔2016〕20号。方案明确售电侧改革试点范围为支柱产业和战略性新兴产业重点项目集聚区，包括两江新区水土、鱼复、龙兴三个园区，长寿经开区晏家、江南、八颗三个组团，万州经开区，万盛平山工业园区，永川港桥工业园区，以及中石化页岩气开发、管输、利用领域。
方案明确，自2015年11月28日国家批准重庆市开展售电侧改革试点之日起，在试点区域内，符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均达到国家标准的新增电力用户，除实行差别电价和惩罚性电价的企业外，均可参与售电侧改革试点。存量电量用户及其同址扩容新增电量暂不纳入此次试点。
方案明确，在正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价暂执行现行大用户直供输配电价标准(2010年国家发改委批复的重庆市输配电价)，220千伏、110千伏、其他电压等级输配电价分别为0.1942元/千瓦时、0.2152元/千瓦时、0.2372元/千瓦时。政府性基金及附加中暂免征收城市公用事业附加费0.025元/千瓦时，按0.0548元/千瓦时计。
方案明确，发电企业向售电公司或直接参与市场交易的用户开具购电发票，售电公司给其用户开具售电发票，电网企业给售电公司或直接参与市场交易的用户开具输配电费、政府性基金代收等发票。
目前，重庆市共有11家企业与售电公司签订了购电合同。其中，3月1日开始两江长兴电力公司向大唐重庆分公司购买3亿千瓦时电量(水、火电各一家，一口价，比例由调度调剂)售给5家用电企业。为支持售电公司，该电量作为增量，不纳入重庆市2016年直接交易电量计划，不扣除发电企业基本电量。
2、目前存在问题
(1)结算问题
在结算问题上，国网重庆市电力公司要求与用电企业结算，两江长兴电力公司收取购售电差价的服务费;两江长兴电力公司坚持按照《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》与用户直接结算，向国网重庆市电力公司支付输配电价。政府多次协商但电网公司态度坚决，目前该问题已上报国家发改委裁决。
(2)输配电价问题
国网重庆市电力公司认为《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》中现行的输配电价核定时间较早，不能代表目前及今后3年的输电成本，拒绝执行并要求“一户一核”。重庆市政府认为在新的输配电价未出台前，应按照已出台的文件执行，“一户一核”不仅将造成电价混乱，而且不能达到输配电价透明。
3月23日，重庆市发改委、重庆市经信委、华中能源监管局、重庆市物价局联合下发《关于做好重庆海扶医疗有限公司等5家两江长兴电力公司售电用户供电的通知》---渝发改能【2016】336号，要求电网抓紧与两江长兴电力公司衔接，确保用户安全可靠用电，由两江长兴电力公司履行售电协议，由电网公司进行电费结算。
目前，电网公司、两江长兴电力公司、用电企业签订了临时购售电合同，确保用电企业正常用电，电费采取挂账方式，待正式合同签订后再结算。
3、改革效果
虽然电力体制改革困难重重，但售电公司成立后国网重庆市电力公司服务态度有了极大的改善，国网上门服务的频率和次数明显上升，办事效率明显提高，报装和建设速度明显加快，电力用户享受到了改革的红利。
三、重庆两江长兴电力有限公司情况
1、公司简介
重庆两江长兴电力有限公司于2015年8月中旬成立的国有绝对控股的混合所有制企业，四家投资股东分别为长江电力、重庆两江集团、涪陵聚龙电力、中涪热电(民营)。注册资本2亿元。其中，重庆两江新区开发投资集团有限公司(简称“两江集团”)，是重庆市委、市政府设立的国有大型投资集团，与重庆两江新区工业开发区管理委员会合署办公，实行“两块牌子，一套班子”管理模式;涪陵聚龙电力、中涪热电则是拥有地方电网和发电机组的发供电企业。目前经各股东方同意，注册资本已增加至5亿元。
目前公司有综合、财务、生产和营销4个部门，员工50人(6种用工形式)。近期公司计划调整为4个部门、3个中心，即总经理工作部、安全监察部、生产技术部、财务资产部和营销中心、综合服务中心、生产管理中心。公司仍未取得由重庆经信委核发的电力业务许可证。
公司高管为各股东方推荐，员工计划全部通过社会招聘，员工薪酬参照当地电网公司水平制定。目前公司正在逐步招聘员工，各股东方派遣员工将在一年以后退出公司。
2、公司运营情况
为支持两江长兴电力公司，重庆两江新区管委会将3个开发区(两江工业区、万盛经济开发区、中石化页岩气勘探区)企业用电所有新增用户(2015年12月28日以后投产)交给两江长兴电力公司。目前3个开发区企业用电价格在0.85-0.9元左右，如果按照已核定的输配电价，用户的用电价格将在0.65元左右，两江长兴电力公司计划每千瓦时加价1-2分钱再转售给用户。
目前，两江长兴电力公司在3个开发区均设有营销人员，负责联系和服务用户。公司未建设任何电力网络，但已着手电网建设，生产部正在进行电网建设前期和用户接入的技术工作。两江集团计划将此前建设的配售电网络及用电设施委托售电公司管理或由售电公司购买，同时正在重新规划两江新区，明确支持售电公司建设电网。
目前，两江长兴电力公司没有参与2016年大用户直接交易，没有燃气、热力、冷热水等综合能源开发项目，没有能源管理、能源托管、节能管理等需求侧管理项目，也未进行此方面的研究。
3、两江长兴电力有限公司公司存在问题及思考
(1)业务单一
重庆两江长兴电力有限公司业务仅局限于电量的购、售，缺乏其它综合能源服务项目，盈利模式单一。随着售电业务的不断透明和竞争，购销差价的盈利模式不可持续，公司将面临后期业务瓶颈和激烈的市场竞争。后期成立的售电企业必须形成稳定的客户资源和独特、多样的盈利模式，方能提供后续发展动力。
(2)运行成本高
重庆两江长兴电力公司在重庆市渝北区金开协信中心租借了2层办公楼并购置了办公车辆，目前公司在职员工已达50人，且按照电网公司的工资标准发放薪酬，公司运行成本很高。公司对电力体制改革的困难准备不足，如果短时间内在输配电价和结算方面没有取得突破，将会对公司的正常运转造成极大影响。所以，在政策尚未完全明朗的改革初期，售电企业轻资产公司十分必要。
(3)没有发挥自身优势
两江长兴电力公司的股东长江电力和聚龙电力不仅拥有发电企业，而且拥有三峡库区和涪陵地区的配电网络，但公司没有在自己电网供电范围内开展配售电业务，而是依靠国家电网供电，形成当前不利局面。由此可见，售电企业如果开展配售电业务必须拥有电源和网络，否则缺乏博弈资本，今后在接入、结算、调度等方面更将面临重重障碍。
(4)用工模式值得研究
售电公司是专业性工业服务企业，两江长兴电力公司员工没有采取股东企业调入方式，而全部实行社会招聘，有利于加强管理，打造专业化的能源服务企业，对于其他售电企业具有良好的借鉴意义。同时，对于服务企业，员工薪酬和绩效管理不同于传统发电企业，也需要积极研究和探索。
(5)售电企业做好持久战准备
虽然重庆市委、市政府态度坚决、积极推动重庆市电力体制改革，各项工作仍在有条不紊的稳步推进，但必须清醒地看到，改革异常艰巨和任重道远，政策方面短期不会有较大突破，要做好持久战准备，切不可贸然推进。企业经营不能仅寄希望于政策推动，而应积极谋划，降低运营成本、发挥独特优势、找准盈利模式。
(6)售电企业初期需要政府扶持
售电企业即是改革的承担层，又是改革的落实层，在整个电力体制改革中起到关键作用。但由于售电业务在我国还是处于起步阶段，需要当地政府借鉴重庆经验给予售电企业在直接交易优先和优惠政策，鼓励其先行先试，拓宽业务范围、提供增值服务，开展中长期直接交易，开展开发区和工业园区配售电试点。同时，集聚专业的技术人员，参与和推动地方电力体制改革。
(来源:中国能源协会网)
第18篇：售电公司市场注册规范指引
售电公司市场注册规范指引（试行）
第一章 总则
第一条 [目的和依据]为落实国家售电侧改革有关要求，服务售电公司规范办理市场准入与退出业务，北京电力交易中心有限公司（以下简称“北京电力交易中心”）联合国家电网公司经营区域内省电力交易中心有限公司（以下简称“省电力交易中心”）依据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752 号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发和的通知》（发改经体〔2016〕2120 号）等文件制定本规范指引。
第二条 [适用范围]本规范指引适用于售电公司在电力交易平台的注册服务与管理。电力交易中心注册服务与管理包括市场注册、信息变更、市场注销、备案公示等。
第三条 [注册遵循原则]电力交易中心办理售电公司注册业务遵循以下原则：
（一）公开透明的原则。北京电力交易中心和各省电力交易中心按照“公平、公正、公开”的原则提供优质的市场注册服务。
（二）自主自愿的原则。所有符合准入条件的售电公司可根据参与市场交易的需要按照“自主自愿、自由选择”的原则在北京电力交易中心或属地省电力交易中心注册。
（三）信息共享的原则。在国家电网公司经营区域内，北京电力交易中心和各省电力交易中心遵循“一地注册、信息共享”的原则，对售电公司及其绑定电力用户注册信息进行共享，无须重复注册，注册信息必须真实、准确、完整。
第四条 [注册费用]电力交易中心按照政府部门相关规定向注册的售电公司等市场主体收取注册费、年费、交易手续费、保证金等。
第五条 [职责范围]北京电力交易中心受理售电公司在北京电力交易中心交易平台市场注册业务，并将注册申请、注册信息推送至售电公司实际开展业务的省电力交易中心；按月汇总各省电力交易中心售电公司注册情况；负责各电力交易中心注册的售电公司向第三方征信机构的备案工作。 省电力交易中心受理售电公司在属地电力交易中心交易平台市场注册业务；核验北京电力交易中心推送的注册申请和自己受理的注册申请；按月汇总本省售电公司注册情况，并将汇总情况报北京电力交易中心。
第六条 [征信评价机制]北京电力交易中心和各省电力交易中心配合第三方征信机构建立售电公司信用评价体系，协同开展联合惩戒，根据第三方征信机构对售电公司信用评价结果，按照政府有关部门授权对信用等级降低或不满足信用等级的售电公司进行相应市场惩戒。
第七条[已注册的管理原则]本规范指引发布前已在国家电网公司经营区域内交易平台注册的售电公司保持有效，按照本规范指引，补充提交有关材料，完善相关注册信息。
第二章 市场注册程序
第八条 [注册流程]售电公司对照《售电公司准入与退出管理办法》的准入条件，按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程自愿注册成为合格的市场主体，参与电力市场交易。 第九条 [注册条件]售电公司申请注册应具备下列条件：
（一）符合《售电公司准入与退出管理办法》中的准入条件。
（二）已具有完整的市场注册材料，包括以下材料：营业执照、法定代表人、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。
售电公司完成市场注册后若参与市场交易，需具备以下条件：
已与政府发布的动态目录中的电力用户签订有关购售电合同，并将购售电合同和电力用户相关信息提交电力交易中心进行报备和登记。电力用户在同一时间只可选择一家售电公司购电，且不再参加与发电企业直接交易。
第十条 [信用承诺]售电公司在北京电力交易中心交易平台或属地省电力交易中心交易平台网站下载固定格式的“售电公司信用承诺书”，准确填写相关信息，由本单位法定代表人亲自签署并加盖单位公章。在办理注册时将售电公司信用承诺书的原件提交受理注册的电力交易中心。
第十一条 [注册申请]注册申请流程如下：
（一）提交申请：售电公司向北京电力交易中心或属地省电力交易中心提交注册申请、公示材料、基本信息、用户信息等注册信息或材料。售电公司申请的售电业务范围应在开展售电侧放开的省范围内。
（二）完整性核验：北京电力交易中心收到售电公司提交的注册申请和注册信息、材料后，原则上在 3 个工作日内完成材料的完整性核验。省电力交易中心收到售电公司提交的或北京电力交易中心提交的注册申请和注册信息、材料等，原则上在 3 个工作日内完成材料的完整性核验。对材料不全或不符合规范的，售电公司需对材料进行补充和完善。
（三）注册信息推送：北京电力交易中心在 1 个工作日内将通过完整性核验的售电公司注册材料和电力用户相关信息推送至售电公司开展业务的省电力交易中心。
（四）电力用户信息核验：省电力交易中心在收到通过完整性核验的售电公司（包括北京电力交易中心推送的售电公司）售电的电力用户登记申请时，5 个工作日内对电力用户信息进行核验，并进行登记。对电力用户信息不完整的，电力用户或售电公司需进行补充和完善；对电力用户不在政府动态目录清单中、或已选择其他售电公司的，电力交易中心不进行登记，并通知售电公司。
第十二条 [信息公示]信息公示流程如下：
（一）公示信息汇总：北京电力交易中心每月底汇总各电力交易中心本月完成核验的售电公司需公示的信息，并将售电公司需公示的信息按照申请的售电业务范围推送给相关的省电力交易中心。
（二）注册信息公示：北京电力交易中心原则上在每月初前 3 个工作日内将售电公司的公示信息通过“信用中国”（www.daodoc.com）等政府指定网站向社会公示（特殊情况除外），公示期为 1 个月。
省电力交易中心原则上在每月初前 3 个工作日将在本省有售电业务的售电公司的公示信息通过地方政府指定的网站、省电力交易中心电力交易平台等网站向社会公示，公示期为 1 个月（特殊情况除外）。
（三）公示意见反馈：公示期间的反馈意见由受理注册的电力交易中心负责汇总。对于北京电力交易中心推送至省电力交易中心的售电公司，省电力交易中心需及时将公示是否通过反馈至北京电力交易中心。
对于公示期间存在公示材料不完整、信息不准确等异议的，受理注册的电力交易中心需及时通知售电公司补充完善，电力交易中心视补充完善情况决定继续公示或重新公示。
对于公示期间存在弄虚作假、不满足准入条件等异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。
售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由政府有关部门或能源监管机构核实处理。
（四）注册生效：在北京电力交易中心申请在多个省开展业务的售电公司，注册在公示期满无异议的省生效。在省电力交易中心申请注册的售电公司，公示期满无异议的，注册自动生效。
（五）纳入市场主体目录：北京电力交易中心负责统计在北京电力交易中心电力交易平台注册的售电公司注册生效的省，并将售电公司信息推送至注册生效的省电力交易中心；省电力交易中心负责汇总北京电力交易中心推送的注册生效的售电公司和本省电力交易中心交易平台注册生效的售电公司，纳入本省自主交易市场主体目录，实现动态管理并向社会公布。
第十三条 [注册备案]北京电力交易中心汇总北京电力交易中心电力交易平台和各省电力交易中心电力交易平台上售电公司注册情况，并向国家发展改革委、国家能源局和政府引入的第三方征信机构备案；各省电力交易中心负责将纳入本省自主交易市场主体目录的售电公司注册情况向省级能源监管机构、政府有关部门备案。注册情况通过“信用中国”、电力交易平台网站向社会发布。
第三章 注册信息变更
第十四条 [注册信息变更]注册信息变更包括售电公司注册信息变更和售电公司关联用户信息变更。已注册的售电公司信息发生变化时，售电公司应在 5 个工作日内向受理注册的电力交易中心申请变更；已登记的售电公司关联用户信息变更时，电力用户或售电公司应在 5 个工作日内向受理注册的电力交易中心或用户所在省的省电力交易中心申请变更。 第十五条 [售电公司信息变更]售电公司股权结构、注册资本等发生重大变化的，售电公司应在原注册的电力交易中心再次履行承诺、申请、公示、备案等手续，注册信息变更承诺、申请、公示、备案流程同市场注册程序。注册信息变更确认通过前，售电公司不得参与市场交易，信息变更前已签订的交易合同按照交易合同约定履行。
第十六条 [售电公司业务范围变更]售电公司业务范围扩至其他省，在北京电力交易中心办理变更，北京电力交易中心在相应省进行承诺、申请、公示、备案，诺、申请、公示、备案流程同市场注册程序，并将注册信息共享至相应省电力交易中心。业务范围变更期间，原业务范围保持有效，可参与原业务范围的市场交易，新增业务范围需变更生效后方可参与交易。
第十七条 [售电公司一般信息变更]对于除第十
五、十六条重大注册信息变化外，不影响市场交易的注册信息变更，电力交易中心对售电公司注册信息变更申请进行核实后，于3 个工作日内完成信息变更，变更期间售电公司可参与市场交易。
第十八条 [售电公司关联电力用户信息变更]售电公司关联的电力用户发生新增、减少、变更（并户或者用电类别、电压等级等信息发生变化）时，电力用户或售电公司需在受理注册的电力交易中心或用户所在省的省电力交易中心办理登记信息变更手续。新增、减少、变更的电力用户核验通过后，完成登记程序。新增、减少、变更用户在核验通过前，涉及到的已登记用户不能作为售电公司售电用户参与交易。
第十九条 [未及时变更注册信息处理]若售电公司注册信息发生变化而未在电力交易平台办理信息变更，或者需要补充相关信息而未及时补充的，经核实后电力交易中心将情况报能源监管机构、政府有关部门，并通过“信用中国”和电力交易平台网站对外进行通报，该情况视为提供虚假信息报第三方征信机构记入信用评级。
第四章 市场注销
第二十条 [强制退出]已注册的售电公司有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：
（一）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的;
（二）严重违反市场交易规则，且拒不整改的;
（三）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的;
（四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的;
（五）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为作出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的；
（六）法律、法规规定的其他情形。
第二十一条 [交易合同转让]售电公司被强制退出，其所有已签订但未履行的交易合同按合同约定办理。如约定不明的，由政府有关部门征求交易合同各方意愿，通过电力交易平台转让给其他售电公司或按有关规定交由电网企业保底供电，并妥善处理相关事宜。
第二十二条 [强制退出公示]当售电公司应当退出市场但未提出退出申请的，电力交易中心将售电公司情况报政府有关部门，政府有关部门在确认售电公司符合强制退出条件后，通过政府指定网站、“信用中国”网站和电力交易平台向社会公示 10 个工作日。公示期满无异议的，方可对该售电公司实施强制退出。
第二十三条 [自愿退出]售电公司可以自愿申请退出市场，并提前 30 个工作日向受理注册的电力交易中心提交退出申请。申请退出之前应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让，并妥善处理相关事宜。
拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。
第二十四条 [申请注销注册]售电公司自愿申请退出市场时，应在电力交易平台提交市场注销申请。申请内容包括：
（一）市场退出原因；
（二）政府有关部门同意意见；
（三）与其它市场主体之间的交易及结算情况；
（四）尚未履行的市场交易合同及对未履行合同的处理协议。
第二十五条 [办理注销注册]北京电力交易中心或属地省电力交易中心在收到售电公司自愿退出市场的申请后，对售电公司提交的申请和相关材料进行核验，材料不全的通知其补充。将通过核验的申请材料通过政府指定网站、“信用中国”网站和电力交易平台等向社会公示，公示期 10 个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。注销后，售电公司需要再次参加电力市场交易的，需重新办理入市注册手续。
第二十六条 [注销备案公示]北京电力交易中心和各省电力交易中心及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除，同时注销市场注册，向能源监管机构、政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和相应电力交易平台网站向社会公布。
第五章 信用评价 第二十七条 [信用评价]按照政府主管部门有关要求，北京电力交易中心和各省电力交易中心收集已注册售电公司相关信用信息，协助政府主管部门与政府引入的第三方征信机构共同对已注册售电公司开展信用评价。
第二十八条 [信用评价职责]能源监管机构和政府有关部门根据职责对售电公司进行监管，对违反交易规则和失信行为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整改的，经公示等有关程序后纳入黑名单。强制退出的售电公司直接纳入黑名单。
北京电力交易中心对国家电网公司经营区域内各省交易平台售电公司信用评价进行监督。北京电力交易中心和各省电力交易中心将发现的售电公司违反交易规则和失信行为报能源监管机构或政府有关部门，按授权对失信行为进行惩戒，并及时对外发布第三方征信机构定期向政府有关部门和北京电力交易中心及各省电力交易中心报告售电公司信用评价和有关情况。
第二十九条 [建立信用记录]建立法定代表人、自然人股东、高管及相关从业人员信用记录，将其纳入全国信用信息共享平台，确保各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。 第三十条 [售电公司失信惩戒]北京电力交易中心和各省电力交易中心将售电公司违反交易规则、违反信用承诺、不履行售电公司义务、不履行交易合同、串通操控市场以及政策、法律法规规定的其他违法违规行为报告能源监管机构或政府有关部门进行处罚，对于纳入黑名单的售电公司，3年内不再受理该企业注册申请。对纳入黑名单的售电公司的法定代表人、自然人股东、其他相关人员的违法违规有关信息向金融机构提供查询服务，作为融资授信活动中的重要参考因素，3 年内不受理其法定代表人担任法定代表人、董事、监事、高级管理人员的售电公司的市场注册。
第三十一条 [征信机构失信监督]第三方征信机构所制作、出具的文件有虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏的、不按规定对售电公司进行信用评价的，北京电力交易中心和各省电力交易中心将相关情况向能源监管机构、政府主管部门报备，有关部门依据相关规定进行处罚。
第三十二条 [联合惩戒]对售电公司违法失信行为，北京电力交易中心和各省电力交易中心根据政府相关部门授权，并按照有关法规、法律对其进行联合惩戒。
第六章 附则 第三十三条 [解释]本规范指引由北京电力交易中心负责解释并监督执行。
第三十四条 本规范指引自发布之日起执行。
第19篇：中电元德公司简介
北京中电元德科技有限公司公司简介
北京中电元德科技有限公司（）是专业从事安全技术防范系统的开发、研究、产品销售、设计和施工的高科技公司；是经北京市工商行政管理局登记注册成立的具有独立法人资格的民营企业。公司主要从事: 安全技术工程；监控系统专业承包；建筑智能化工程；弱电工程，电子工程，防盗报警系统工程，工业控制计算机集成系统工程，楼于门禁一卡通系统工程；销售电子监控设备,防盗报警系统设备,周界布防、门禁考勤器材。各种工业产品设计、定制、生产、安装等。
北京中电元德公司凭借雄厚的技术实力，先进的管理方法和良好的信誉，以“综合报价合理化”、“材料产品多元化”、“主材品质升级化”、“工程项目标准化”、“售后服务一体化”的经营理念、完善的规章制度和一支训练有素、严格管理的技术人员队伍，在闭路电视监控、防盗报警、网络数字化、门禁一卡通、电子巡更等系统领域内取得了可喜的成绩，并积累了宝贵的经验，同时奠定了长足发展的基石。公司以“为客户提供一流的技术、可靠的产品、优良的工程、优质的服务”为经营宗旨，在不断开拓进取中得到了迅速发展，我们以在各项工作任务中的敬业精神，专业技术赢得了客户的赞赏和认可。客户单位普遍对我公司的人员素质、专业技术工程质量、售后技术服务、工作人员的工作态度、职业技能、责任感表示满意和赞赏。
同时，公司与国内外众多知名品牌企业建立了良好、稳固的合作伙伴关系，形成了一个具有强大生命力，相互依存，共同发展的合作机制。凭借强大的合作网络、领先的技术、丰富的行业应用经验、专业规范的服务与现代化的市场管理理念，保障我们能够以最快的速度向客户提供最新、最好的、无缝链接的成套设备产品和以客户需求为导向的行业解决方案，为客户提高竞争优势，带来合理化和最大化的投资效益，实现精彩的双赢！我们的合作伙伴有：深安监控摄像机、Galaxy银河、海康威视、大华监控主机；CSST、AVAYA、Siemens、AMP、Cisco、Honeywell、Panasonic、AD、BOSCH、Ademco、CK、HID、SAHO、TOA、SAMSUNG、VIDEX、Leelen、viewse等。
目前，公司在国内成功参与在业内颇有影响的重大工程有：国华电力电视监控系统、邯郸粮库电视监控系统、美国瓦里安医药设备有限公司电视监控系统、北京经济干部管理学院
电视监控系统、北京中航集团门禁系统、北京瑞达科技集团工业用机柜定制、北京凯恩帝机床面板设计、北京公交站指示亭设计制造等多个工程项目。所做项目涉及了智能工厂、智能大厦、党政机关、邮政通讯、生产企业、医疗卫生、学校等各行各业各个领域里。
我们不断地提供优质的产品，将所有异构系统的软、硬件优化组合，加以巧妙的衔接，集成为相互关联、统一协调，同时具有极高性价比的智能化弱电综合管理平台，朝着高速度、简化节点、人性化方向发展，完全满足不同行业客户的需求，让公司成为用户最贴心的合作伙伴！我们希望今后能与更多的伙伴一起开展全方位、宽领域、多层次的合作，相信我公司会为您提供最先进的技术和完善的售后服务。勤劳和真诚的我们愿与您携手并进、共创辉煌！
我们承诺：
客 户： 通过我们的努力，为客户实现效益的最大化和合理化！
产 品： 通过我们的优化组合，重新设计加工等手段真正体现产品的功能和价值！ 服 务： 服务创造价值、服务赢得尊重、服务创造品牌！
管 理： 以人为本、以诚取信、以技为先！
第20篇：浙江省售电侧改革方案(征求意见稿)（整理）
浙江省售电侧改革方案（征求意见稿）
国际电力网日期：2016-07-07 关键词：浙江电改售电侧改革电改
根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)、《关于推进售电侧改革的实施意见》精神，制定本方案。
一、基本原则和工作目标
坚持市场化方向，坚持安全高效，鼓励改革创新，完善监管机制。向社会资本开放售电业务，大力促进配电网建设发展和提高配电运营效率，多途径培育多元化售电市场主体，充分激发市场活力;放开售电侧价格，提升售电服务质量和用户用电水平;强化监管，规范市场行为，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。
售电侧改革应与电价改革、交易机制改革、发用电计划改革等协调推进。初期以推进发用电直接交易，培育电力用户市场意识为重点;中期为探索售电侧参与机制，先行允许具有电力行业运行经验的电网企业和发电企业组建的售电公司参与市场;后期为满足市场多元化服务的需要，稳步将市场准入放开至社会资本成立的售电公司，促进售电全面开放。
二、售电侧市场主体及相关业务 (一)电网企业
电网企业是指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务的企业，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。电网企业需持有电力业务许可证(输电类、供电类)。目前浙江电网企业包括：国网浙江省电力公司及其下属供电公司、温州龙湾永强供电公司，以及随着售电侧配电网投资放开后拥有配电网运营权的售电公司。 1.电网企业应当履行的责任与义务
电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务;无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务;保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息;在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定接入分布式电源;受委托承担供电营业区内的有关电力统计工作。
当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电，按照政府规定收费。若营业区内社会资本投资的配电公司无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。
电网企业按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)，归集交叉补贴，代国家收取政府性基金。
2.鼓励社会资本投资配电业务
鼓励以混合所有制方式发展配电业务。逐步向符合条件的市场主体放开国家自主创新示范区、高新技术产业区、产业聚集区等新增园区的增量配电投资业务。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，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。
允许发电企业投资增量配电业务，但必须成立独立法人、独立运作的配电公司。
率先鼓励和支持国有大型发电集团、电务企业等有条件的社会资本投资国家自主创新示范区、高新技术产业园区、产业聚集区等新增园区的增量配电业务。
(二)售电公司 1.售电公司分类。
售电公司分为三类，分别是电网企业的售电公司，社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司，以及不拥有配电网运营权、不承担保底供电服务的独立售电公司。
2.售电公司经营区域。
同一供电营业区内可以有多家售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。供电营业区可根据市场发展情况进行调整。
3.售电公司经营原则。
售电公司应当以购售电交易为核心业务，以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。售电公司应当将市场价格水平及时传导给终端用户，让终端用户享受改革红利;应当执行国家节能减排政策，加强需求侧管理，执行峰谷电价、阶梯电价、差别电价、惩罚性电价等价格政策。售电公司管理办法另行制定。
4.培育售电市场主体。
鼓励电网企业组建独立法人、独立运作的售电公司，开展售电业务。电网企业应从人员、资金、信息等方面，确保所组建的售电公司市场化售电业务，与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务分开。
鼓励国有大型发电企业投资组建售电公司，开展售电业务。 允许社会资本和个人投资成立售电公司，开展售电业务。
允许在国家自主创新示范区、高新技术产业区、产业聚集区，供水、供气、供热、冷热电三联供等公共服务行业和节能服务公司等组建售电公司，开展售电业务。
允许互联网龙头企业、电务企业、金融机构等投资组建售电公司，开展售电业务。
(三)用户
符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。
三、售电侧市场主体准入与退出 (一)售电公司准入条件
1.按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。
2.注册成立售电公司的资本要求：
(1)注册认缴资本在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。
(2)注册认缴资本在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30至60亿千瓦时的售电业务。
注册认缴资本在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
(3)拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。 3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，有关要求另行制定。
4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。5.进入省发改委(省能源局)公布的年度售电公司目录，并在交易机构注册。
(二)直接交易用户准入条件
1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。2.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备用费。
3.微电网用户满足微电网接入系统的条件。(三)市场主体准入程序
1.符合准入条件的市场主体应向省发改委(省能源局)提出申请，按规定提交相关资料，并作出信用承诺。
2.通过省政府指定网站和“信用中国”网站上，向社会公示市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺。
3.省发改委(省能源局)将公示期满无异议的市场主体纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。
4.列入目录的市场主体可在浙江电力交易中心注册，获准参与交易。5.完成注册的市场主体在国家能源局浙江监管办和征信机构备案。 有关市场整体准入、退出办法按照国家的规定执行。 (四)市场主体退出 1.市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。退出市场的主体由省政府有关部门在目录中删除，交易机构取消注册，向社会公示。
2.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、市场化交易 (一)交易方式
市场交易包括批发和零售交易。在浙江电力交易中心注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。售电公司与售电公司、售电公司与发电企业等均可自主交易。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。
(三)交易价格
放开的发用电计划部分通过市场竞争形成交易价格，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、市场竞价等方式确定。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)、政府性基金等三部分组成。
电网企业的输配电价由政府核定，初期暂未单独核定输配电价时，按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。售电公司、电力用户参与直接交易途经两个以上电网企业供电营业区的，需分电压等级分段向有关电网企业分别支付输配电费。
(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，初期由电网企业负责收费、结算并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费，根据市场发展情况，发电企业、用户、售电公司可直接结算或者委托第三方结算。
为降低电费支付风险，可采用预付电费、金融担保、保证金等市场主体认可的方式，保证电费的支付。
五、分步实施
售电侧改革是一项涉及面广、工作量大的系统工程，是电力市场化改革的重要组成部分，应与其他分项改革协调推进。根据浙江深化电力体制改革综合试点的总体框架思路，售电侧改革主要分三个阶段：
(一)扩大发用电直接交易，培育电力用户市场意识
在浙江电力现货市场建立前，售电侧改革的主要内容是开展发电企业和用户间的直接交易，并逐步扩大参与直接交易用户的范围。通过直接交易，用户可向发电企业直接购电，并对价格进行协商谈判，改变其仅从电网购电的单一模式，并拥有一定的议价权力。打破现行的政府定价机制，有效降低用户用电成本，同时赋予用户更多的选择权，培育发电企业与用户的市场参与意识和风险管理意识。 (二)推进电力市场建设，探索售电侧参与机制
浙江电力现货市场建立初期，省内统调机组和外来电力参与市场竞争，一定电压等级的用户也将逐步放开参与市场。为了有效控制市场参与风险，允许电网企业和发电企业组建的售电公司开展售电业务。售电公司可以从现货市场或发电企业购电，用户可以自主选择从现货市场、售电公司或发电企业购电。探索组建售电公司的资本、技术、信用等资质要求，规范售电公司业务运营模式，明确售电公司与电网企业的业务与权责界限，建立保底供电机制，完善售电市场的监管机制和信用体系，为下一阶段售电市场全面放开奠定基础。
(三)健全电力市场体系，促进售电市场全面开放
随着浙江电力现货市场逐步成熟、市场体系日渐完备，多数用户放开参与市场，售电公司运营相对规范，售电市场的监管机制和信用体系基本健全。为促进市场活跃程度，统筹优化市场资源配置，允许供水供气供热等公共服务企业、金融机构、其他社会资本等跨行业投资组建售电公司，开展售电业务。售电公司可从现货市场或发电企业购电，也可相互间购电;可跨行业从事供水供气供热等公共服务，为电力用户提供综合能源服务;可通过整合用户资源，实现需求侧参与市场。售电侧市场的全面开放和多元化，为用户提供了最大限度的选择权，实现了电价的双向传导，充分激发了市场活力，促进了社会资源的统筹优化配置。
六、信用体系建设与风险防范 (一)信息披露
建立信息公开机制，省发改委(省能源局)、国家能源局浙江监管办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。市场主体在省政府指定网站和“信用中国”网站上公示企业有关情况和信用承诺，对企业涉电重大事项进行公告，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，国家能源局浙江监管办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，省政府有关部门和国家能源局浙江监管办可对市场进行强制干预。
(四)强化监管
省发改委(能源局)、国家能源局浙江监管办依据各自的职能职责对售电侧改革及时开展检查、指导、评估，对在改革过程中出现的新情况、新问题，积极研究探索解决的办法和途径，重大问题，及时报告。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正。
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，情节严重的追究相关责任。
省政府有关部门依据相关法律法规和监管要求，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、合同履行及信用、信息公开、电力普遍服务、电网企业关联售电公司独立经营等实施监管，依法查处违法违规行为。
