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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，以下简称中发9号文件）、《国家发展改革委关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号，以下简称国家配套文件）以及《国家发展改革委办公厅关于同意重庆市广东省开展售电侧改革试点的复函》（发改办经体〔2015〕3117号）精神，结合我市实际，制定本方案。 一、工作思路 坚持市场化方向和安全高效、节能减排原则，积极推动电力体制改革创新，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局。按照“管住中间、放开两头”的要求，在试点区域内向社会资本开放售电业务，培育售电侧市场竞争主体，让更多的用户拥有选择权。逐步推进输配电价、电力交易、发购电计划等改革，促进电力资源优化配置，为全面深化全市电力体制改革奠定基础。 稳步推进售电侧改革。售电公司与发电企业达成电力交易，购买电量向用户销售。逐步放开试点区域增量配网，授予具备条件的试点售电公司增量配网投资资质。现有输配电网和放开的增量配网无条件向售电公司和用户公平无歧视开放。电网企业负责电力传输配送，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。售电公司按照政府核定的输配电价向电网企业支付相应的过网费。不选择参与售电侧改革试点的用户，由所在地电网企业提供保底服务并执行政府定价。 二、试点范围 我市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。 三、市场主体 （一）售电公司。 参与我市售电侧改革试点的售电公司均应符合中发9号文件及国家配套文件之《关于推进售电侧改革的实施意见》规定的售电侧市场主体准入和退出条件。 （二）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，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。电网企业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、收费等各类供电服务；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。 （三）用户。 自2015年11月28日国家批准我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。 符合试点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。用户选择售电主体以年为周期签订协议，至少为期一年，协议期满后可重新选择。 鼓励发展用户侧分布式电源，准许接入各电压等级的配网或终端用电系统，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。 四、电源组织 符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准的发电企业均可参与售电侧改革试点。参与试点直接交易的电量和容量作为增量不纳入发用电计划，作为计划外增量优先安排。拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的电力基金、政策性交叉补贴和系统备用费。允许自备电厂在承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。 五、输配电价 按照“准许成本 合理收益”原则，分电压等级核定电网企业输配电价。加强输配电价成本约束，按照国家输配电价成本监审规定要求，认定电网企业有效资产。售电公司或直接参与市场交易的用户按其接入电网电压等级所对应的输配电价向电网企业支付费用。 在正式核定不同电压等级输配电价标准前，按照既遵循国家电力体制改革精神，又有利于售电侧改革试点初期业务正常开展和输配电价结算原则，输配电价暂执行我市现行大用户直供输配电价标准，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。妥善处理电价交叉补贴，过渡期间由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，纳入下一步输配电价改革统筹平衡。 六、电力输配 电网企业负责电力传输配送，做好输配电服务、确保安全可靠供电。对并网运行的发电、输电、变电、配电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均按有关规定纳入相应电网调度机构的调度及控制管辖范围。电网调度机构参与售电公司、用户接入方案的审核及安全校核。具有新增配网资质的售电公司应做好用户并网和设备投运管理，并向电网调度机构备案。拟并网方应根据有关法律法规，与电网企业签订并网调度协议，并严格遵照执行。并网程序执行《电网运行准则》（GB/T31464—2015）相关要求。 鼓励社会资本有序投资、运营增量配网，促进配网建设发展，提高配网运营效率。加强配网统筹规划，提升规划的覆盖面、权威性和科学性，增强规划的透明度和公众参与度。配网布局必须严格按照规划有序组织实施。加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运营效率监管。投资新增配网须按规定取得有关部门的特许授权，并严格遵循投资管理规定。试点区域内的新增配网原则上指110千伏及以下电压等级电网。 七、用户接入 试点范围内的新增用户向所在地配网企业提交用电报装申请。配网企业应加强内部管理，简化流程，为用户高效办理电网接入手续。任何单位和个人不得设置障碍阻碍用户接入电网。用户接入工程出资原则上由用户自行承担。用户接入工程设计须选择有相应资质的单位设计，通过配网企业审核后，用户可自行选择有相应资质的单位建设，通过配网企业验收，投运手续办理完毕后，配网企业应无条件组织送电工作。售电公司或配网企业可与用户协商，达成出资建设协议，但应明确约定责任和权利，并无条件向其他售电主体开放。 电网企业应客观及时地向售电企业和用户公开试点区域内电网有关信息。公开内容包括相关区域内10千伏至110千伏电力设施基本情况，包含但不仅限于线路型号、变压器容量及使用容量、备用间隔数量、已批复待接入容量、实际接入容量等。 八、交易和结算 引导市场主体开展多方直接交易。符合准入条件的发电企业、售电公司和用户具有自主选择权，自主确定交易对象、电量和价格，直接洽谈合同，实现多方直接交易。售电公司可向电网企业、发电企业、其他售电公司购电。任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。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。售电公司和直接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。 相对独立的重庆市电力交易机构组建前，电力交易具体工作暂由国网市电力公司交易中心承担，负责市场交易组织，披露和发布市场信息，对市场主体及交易合同进行备案。交易汇总后，由电网调度机构开展安全校核，纳入调度计划。 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。 九、市场监管 建立完善的监管体系，及时研究、分析电力交易情况和信息，及时公布违反规则的行为。制定适用于配售电市场不同业务形态的交易合同参考文本、用户并网技术协议参考文本等，规范市场主体交易行为。根据不同层次的配售电企业类别，探索交易保证金制度，研究建立零售市场风险防范机制。建立试点范围电力市场信用信息体系，并纳入全市统一的信用信息体系平台。 十、工作机制 建立重庆市售电侧改革试点工作机制。由市发展改革委统筹全市售电侧改革试点实施工作，市经济信息委、市物价局、华中能源监管局、国网市电力公司为责任单位，试点园区管委会、售电公司代表、发电企业代表及主要用户代表共同参与，制定全市售电侧改革试点工作配套方案，统筹协调试点工作中的重要事项和问题。
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