广东省发展改革委广东省经济和信息化委国家能源局南方监管局关于印发广东省售电侧改革试点实施方案及相关配套改革方案的通知

粤发改能电〔2017〕48号

各地级以上市人民政府、顺德区人民政府，省深化电力体制改革部门间联席会议各成员单位，南方电网公司，广东电网有限责任公司、广州供电局有限公司、深圳供电局有限公司，省粤电集团公司，各发电企业、售电公司，广东电力交易中心：

经省人民政府同意，现将《广东省售电侧改革试点实施方案》和《广东省有序放开发用电计划和推进节能低碳电力调度实施方案》、《广东省有序放开配电网业务实施方案》、《广东电力市场建设实施方案》、《广东电力交易机构组建方案》印发给你们，请认真贯彻执行。

附件：1.广东省售电侧改革试点实施方案

      2.广东省有序放开发用电计划和推进节能低碳电力调

   .    度实施方案

      3.广东省有序放开配电网业务实施方案

      4.广东电力市场建设实施方案

      5.广东电力交易机构组建方案

      广东省发展改革委      广东省经济和信息化委员会

                              国家能源局南方监管局

                            2017年1月19日

附件2

广东省有序放开发用电计划和推进节能

低碳电力调度实施方案

    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）、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（粤发〔2015〕4号）和《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）精神，做好售电侧改革试点工作和适应电力市场建设，完善节能低碳电力调度机制，推进广东省发用电管理改革，制定本方案。

一、总体思路、主要原则和工作目标

（一）总体思路。

有序放开发用电计划，通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源、调节性电源优先上网发电，在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，逐步实现其余发用电管理通过市场化交易方式实施。在放开发用电计划中，落实“推行节能低碳电力调度”要求，统筹经济、节能、环保等因素，科学设计电力市场竞争规则，保障市场交易与节能低碳电力调度的有效衔接，促进电力市场建设和节能减排目标实现。

（二）主要原则。

坚持市场主导。在保证电力安全可靠供应的前提下，通过有序缩减发用电指导计划、开展发电企业与电力用户市场化交易，逐步扩大市场化电量比例，加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变，为建设电力市场提供空间。

坚持保障民生。政府保留必要的公益性、调节性发用电指导计划，以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。在有序放开发用电指导计划的过程中，充分考虑企业和社会的承受能力，保障基本公共服务的供给，

坚持节能减排和低碳环保。优先保障水电和规划内可再生能源发电上网，在市场交易组织过程中充分考虑能耗、环保指标等因素，推进节能低碳电力调度，促进清洁高效环保机组优先发电。

坚持保障安全和供需平衡。统筹市场与计划两种手段，引导供需两端积极参与调峰调频，保障电力电量平衡，提高电力供应安全可靠水平。

坚持分步实施有序推进。综合考虑电源结构、电价水平、市场基础等因素，按电源类型和用电用户类型等逐步放开发用电计划，为扩大电力市场化规模提供基础。

（三）工作目标。

建立优先发电和优先购电制度，逐步放开发用电计划。随着市场体系不断完善，优先发电、优先购电之外的电力电量全部通过市场交易形成。发用电放开的不同阶段都应落实节能低碳调度原则，在保证电力供需平衡和电网安全运行的前提下，实现电力电量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，促进西电东送与省内市场有效衔接。

二、建立优先购电制度

（一）优先购电基本内容。优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障。优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争。

（二）优先购电适用范围。一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。重要公用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。

（三）优先购电保障措施。

一是发电机组共同承担。优先购电对应的电力电量由所有公用发电机组共同承担，相应的销售电价、上网电价均执行政府定价。

二是加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧管理评价，积极培育电能服务，建立完善我省电力需求侧管理平台。推进需求侧资源参与市场竞争，用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的权利与义务，在辅助服务市场建立后，引导和鼓励具有负荷调节能力的用户自主参与辅助服务市场化交易，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

三是实施有序用电。常态化、精细化开展有序用电工作。制定有序用电方案，进行必要演练，增强操作能力。出现电力缺口或重大突发事件时，对优先购电用户保障供电，其他用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分担限电义务。通过实施有序用电方案，保障严重缺电情况下的社会秩序稳定。

四是加强农村地区、贫困地区和革命老区电力供应保障，不断改善供电服务和供电质量。

三、建立优先发电制度

（一）优先发电基本内容。优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量指导计划并优先执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。

（二）优先发电适用范围。综合考虑国家发展和改革委、国家能源局《关于有序放开发用电计划的实施意见》中明确的优先发电适用范围和《广东省节能发电调度试点工作实施方案》中节能排序靠前电源类型的有效承接，结合节能低碳电力调度要求，确定我省优先发电制度及发电序位如下：

1.纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源；

2.满足调峰调频和电网安全需要的电量；

3.热电联产机组“以热定电”电量；

4.水电发电；

5.考虑调峰需求的核电发电；

6.余热、余压、余气等资源综合利用机组发电；

其中，1-5类机组发电列为一类优先保障，6类机组发电列为二类优先保障。另根据国家《关于有序放开发用电计划的实施意见》，为落实国家能源战略、确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。

    （三）优先发电保障措施。一是充分预留发电空间。按照优先发电序位安排年度发电指导计划；适当增加贫困地区、革命老区机组发电量；适当增加实施碳捕集（CCUS）示范项目发电量。二是加强西电消纳。西电东送中国家计划、省级政府协议明确的送电量优先消纳，并优先安排输电通道。三是统一预测出力。调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，可再生能源发电企业应加强出力预测工作，将预测结果报相应调度机构。四是全网统一协调。充分利用水电预报调度成果，科学安排机组组合，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网，保障电力电量平衡。面临弃水弃风弃光情况时，及时预告有关情况，及时公开相关调度和机组运行信息。五是组织实施替代。逐步开展优先发电权交易，实现优先发电权的替代、置换、流通等。六是鼓励调峰服务。修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间，鼓励开展不同类型的调峰辅助服务交易。

四、分步骤有序放开发用电计划

（一）分阶段逐步放开用户购电。

在市场建设过程中，按用户用电量和电压等级分阶段逐步放开用户参与市场交易的电量比例。

第一阶段：放开的大用户包括：

1.年用电量在800万千瓦时及以上，且属于省级大型骨干工业或位于省产业转移工业园内的企业。

2.年用电量在8000万千瓦时及以上的其他大型工业企业。

3．年用电量在5000万千瓦时及以上的商业电力大用户。

放开的一般用户包括：年用电量在800万千瓦时以下，且位于省产业转移工业园内的企业。

第二阶段：放开110千伏、35千伏及以上电压等级工商业用户，及部分10千伏及以上电压等级工商业用户参与。

第三阶段：放开10千伏及以上电压等级用户，允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。

（二）分阶段逐步放开发电管理。

随着用电逐步放开，综合考虑电网安全运行约束，相应放开一定比例的发电容量参与市场化交易。初期，保留各类优先发电，放开煤机优先发电之外的电力电量进入市场。具备条件时，尽快放开各类优先发电进入电力市场。

第一阶段：稳步推进煤机市场交易规模扩大。煤机中优先发电之外的发电量指导计划逐步放开，开展市场化交易。热电联产机组“以热定电”电量逐步放开进入市场，在基数指导计划电量中适当考虑机组供热需求，主要通过市场交易获得保证供热的所需电量。

第二阶段：核电、气电、水电等机组发电量指导计划逐步放开，进入市场交易。随着市场机制的不断完善，以热定电电量、调峰调频电量优先发电进入市场交易。

（三）逐步放开跨省跨区送受电。

第一阶段：国家计划、省级政府协议明确的西电东送电量优先消纳，计划外电量按市场规则参与竞争。

第二阶段：逐步减少国家计划、省级政府协议电量，增加市场竞争电量份额。

五、保障电力电量平衡

积极推进中长期电力市场建设，坚持节能低碳发电调度和公开、公平、公正原则，参照以下步骤做好电力电量平衡工作。

（一）预测供需平衡。每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，根据西电东送国家计划、省级政府协议电量，测算省内机组平均发电利用小时数。点对网方式送电我省的发电机组视同省内机组。

（二）预测省内市场交易电量需求。根据符合准入条件并注册的电力用户需求，预测省内市场化交易电量需求。

（三）确定基数电量指导计划规模。根据省内电量需求预测、西电东送国家计划、省级政府协议电量以及省内市场交易电力用户电量需求预测确定基数电量指导计划规模。基数电量指导计划包括优先发电，确保基数电量指导计划规模不小于优先发电的电量下限。

基数电量指导计划规模=省内电量需求预测－西电东送国家计划、省级政府协议电量－省内市场交易电量需求预测。

（四）安排优先发电。规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电按保障性利用小时数优先安排；充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量；采暖期适当考虑热电联产机组供热需求安排电量；兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电；兼顾调峰需要，合理安排核电发电；合理安排余热、余压、余气等资源综合利用机组发电。

（五）安排基数电量指导计划。综合考虑优先发电计划、年度检修计划等因素，按照现行的节能发电调度规则，安排基数电量指导计划。基数电量指导计划执行政府定价。

（六）组织年度双边协商交易。组织符合条件的电力用户和发电企业，通过双边协商方式确定交易电量和交易价格，年度双边协商交易结果须满足电网安全约束，要尽可能确保用户用电负荷特性不得恶化，避免加大电网调峰压力，不得影响低谷电力平衡和保障供热需要，尽可能避免非理性竞争，保障可持续发展。

年度双边协商交易需坚持节能低碳原则，其中燃煤机组根据煤耗水平确定机组可参与交易的小时数限额，计算公式为：

燃煤发电企业可参与年度双边协商交易的小时数上限＝年度平均双边协商交易小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗]

其中，k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布；全省双边协商交易平均小时数根据全年双边协商交易电量、参与双边协商的机组容量测算得来，根据机组可参与交易的小时数限额即可测算得出对应的电量限额。按此实施，若机组的煤耗等于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数为全省双边协商基准小时数；若机组的煤耗低于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数上浮一定幅度，反之下浮一定幅度，以引导不同煤耗机组在双边协商交易环节落实节能低碳要求。

（七）组织集中竞争交易。组织符合条件的电力用户和发电企业，通过集中竞争方式确定交易电量和交易价格，交易结果须满足电网安全约束。通过动态调整集中竞争交易电量规模，保障供需平衡。

现货市场建立前，每月组织月度集中竞争交易，集中竞争交易中需体现节能低碳原则，燃煤机组根据煤耗水平确定机组可参与月度交易的小时数限额，计算公式为：

燃煤发电企业月度交易小时数上限＝月度市场交易平均小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗]

其中，月度市场交易平均小时数根据月度市场交易电量、参与集中竞争的机组容量测算得来，根据机组可参与交易的小时数限额即可测算得出对应的电量限额。

（八）实施替代发电。基数电量指导计划、年度双边协商交易合同确定后，在满足调峰调频和系统安全要求、满足可再生能源保障性收购要求的条件下，可组织发电企业通过集中竞争方式按照节能低碳原则实施替代发电。对于年度节能发电调度组合方案中排序靠后的煤电机组，按照保障电厂基本运转的原则安排基数电量指导计划，同时推进实施替代发电，鼓励这部分机组的基数指导计划电量、双边协商交易电量转由节能环保指标优的大机组代发。

（九）优化机组组合。在保障电网安全的前提下，优化机组运行方式，减少机组启停频次，提高机组运行负荷率，降低燃煤消耗，减少污染物排放，落实节能低碳发电调度要求。

（十）保障供需平衡。推进建立市场化的电力电量平衡机制，固定基数指导计划电量并优先结算，实际用电、发电与预测的偏差进行相应的偏差结算。随着电力市场的成熟，逐步放开发用电指导计划，除纳入规划的可再生能源发电、国家计划和政府间框架协议内的西电、保障优先购电的基数电量外，其余发电量放开进入市场。建立完善的现货市场交易机制，以市场化的方式实现电力资源的优化配置，促进可再生能源和西部水电消纳，推进节能低碳电力调度。

六、组织实施

（一）工作机制。全省节能低碳调度和发用电管理改革工作在广东省深化电力体制改革部门间联席会议统筹指导下推进，省发展改革委为改革方案实施牵头部门，及时组织协调相关问题并向国家主管部门和省政府报告相关情况。各部门、各单位要加强配合沟通，及时协调解决改革进程中遇到的重大问题。

（二）责任分工。省发展改革委负责牵头制订年度发电组合方案和制订修改完善改革相关规则。省经济和信息化委负责牵头组织市场交易组织工作，确保市场建设与发用电管理改革有效衔接。南方能源监管局负责牵头发用电计划执行的监管工作。省环境保护厅负责做好发电厂环保排放在线监测系统与电力调度系统的联网运行，加强信息公开和监督。电网经营企业负责公平、无歧视开放电网，提供输配电服务。电力调度机构负责开展安全校核，在保障电网安全运行和电力有序供应的前提下形成调度计划并执行，负责实时平衡和系统安全。电力交易机构负责市场交易实施工作。各发电企业严格执行发用电管理和调度规则，配合做好相关支撑系统建设。

（三）加强支撑体系建设。省发展改革委牵头会同省经济和信息化委、国家能源局南方监管局、电力调度和交易机构建立评估调整机制和公开机制，规范规则修订和指标调整流程，加强对市场主体的信息公开。电力调度机构和交易机构推进智能化电力调度系统和交易平台建设，确保调度交易有效衔接，组织推进能耗、供热、污染物排放、碳排放等指标在线监测系统建设。

附件3

广东电力市场建设实施方案

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) 、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（粤发〔2015〕14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)有关要求，推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变，建立符合广东实际情况的电力市场，制订本实施方案。

一、总体要求和实施路径

（一）总体要求。遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，坚持节能减排原则，综合考虑广东省实际情况，积极培育市场主体，建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，无歧视开放电网。逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。适时向省外市场主体开放，逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的广东电力市场体系。

（二）实施路径。组建相对独立、规范运作的电力交易机构，搭建公平、公正、公开、高效的电力交易平台；有序放开发用电计划和竞争性环节电价，逐步扩大市场主体范围和市场电量规模；引入售电公司参与市场交易，建立健全售电侧市场机制；逐步建立包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；逐步建立科学、高效、开放的电力市场体系。

二、建设目标

（一）近期目标（2016年—2018年）。按程序组建相对独立的广东电力交易中心，建设完善广东电力交易平台功能，为市场发展提供支撑；制定广东电力市场交易规则，建立市场化的电量平衡机制。以年度双边协商和月度集中竞争电量合同为基础，交易品种进一步丰富，建立基于电量交易的日前交易市场和合约交易二级市场；市场主体范围进一步扩大，引入售电公司参加市场交易，逐步纳入核电、水电、气电等其他类型的发电企业，逐步降低电力大用户准入门槛，逐步放开一般用户通过售电公司参与市场；建立市场信用体系和风险防范机制，初步建立完善的电力市场体系。

（二）中远期目标（2019年—远期）。固定满足公益性、调节性需要的优先发购电电量计划，其他电量进入市场；建立基于发用电曲线的日前交易市场和辅助服务交易市场；逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。

三、主要任务

（一）组建广东电力交易中心。

1.组建广东电力市场管理委员会，省内各市场主体共同参与，建立投票议事机制，履行国家规定的相关职责。

2.按照股份制公司形式组建交易中心，正式冠名为“广东电力交易中心有限责任公司”，简称“广东电力交易中心”。广东电力交易中心由广东电网有限责任公司控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等省内市场主体参股。广东电力交易中心由广东电网公司负责具体筹建工作。

3.按照“平稳起步、高效运作”的原则，起步和筹建阶段，由广东电网有限责任公司暂按现有模式保持广东电力交易中心合规运作。

（二）建立完善的售电市场。

1.逐步向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场主体，提高用户的参与度，赋予电力用户用电选择权。

2.分阶段建立健全售电侧市场机制，通过电力市场竞争和需求侧管理，提升能源利用效率；通过为用户提供综合能源服务，促进互联网、节能服务等技术的应用。

3.协调推进售电侧改革与输配电价改革及发用电计划改革，形成有效竞争的市场结构和市场体系。

（三）建立优先购电、优先发电制度。

1.有序放开发用电计划，通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源、调节性电源优先上网发电，在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，逐步实现其余发用电管理通过市场化交易方式实施。

2.在放开发用电计划中，统筹经济、节能、环保等因素，科学确定基数电量，落实“推行节能低碳电力调度”要求，保障市场交易与节能低碳电力调度的有效衔接，兼顾电力市场建设和节能减排要求。

3.在保障供需平衡的前提下，固定年度基数电量并按照市场化进程逐年缩减，形成市场化的电量平衡机制。

（四）建立相对稳定的中长期交易机制。

1.建立健全市场主体自行协商签订合同，或通过参加交易机构组织的集中竞价交易签订合同的市场机制。中长期电能量市场的交易品种主要包括年度双边协商交易和月度集中竞争交易。

2.年度基数电量可参与合同转让市场交易。

3.可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。

（五）建立有效竞争的现货交易机制。

1.在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。

2.由日前电量交易市场起步，与年度基数电量、年度双边协商电量、月度竞争电量相衔接，逐步过渡到日前发用电曲线交易市场。

3.完善电力交易平台与调度、计量、营销等技术系统的互联互通和数据共享，满足日前市场“日清月结”的需要。

4.适时开展日内现货市场和实时平衡市场的建设。

（六）建立合同转让交易机制。

1.建立健全在统一平台上通过竞争方式实现合同电量转让的交易机制。合同转让交易由广东交易中心统一组织和管理，调度机构对交易进行统一安全校核。合同转让交易包括年度基数电量、双边协商交易电量和竞争交易电量。

2.拥有基数电量、双边协商交易电量或竞争交易电量的发电企业，可参与合同转让交易；拥有双边协商交易电量或竞争交易电量的电力用户和售电企业可逐步参与合同转让交易。

3.合同电量转让应满足以下要求：

（1）满足公益性用电要求、满足调峰调频和系统安全的要求、满足可再生能源保障性收购的要求。

（2）发电企业之间合同电量转让交易原则上应满足节能减排要求。

（七）完善省外购电交易机制。

1.建立健全向省外购电的市场交易机制，跨省跨区送受电中的国家计划、“云电送粤”、“黔电送粤”等省政府间框架协议电量优先消纳，按照协议价格结算。

2.允许协议外电量通过市场化交易方式在广东电力市场组织消纳，按照市场形成的价格结算。

（八）建立市场风险防范机制。

1.建立健全市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防与监管。

2.加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。

（九）建立辅助服务交易机制。

1.市场条件成熟时，按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

2.在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。

3.用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

（十）搭建电力市场交易技术支持系统。

1.搭建功能完善的交易系统，系统功能满足中长期交易、现货交易和市场监管要求，满足广东售电市场的运行管理要求。

2.系统建设遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，实行统一标准、统一接口，由广东电力交易中心统一负责系统建设、运营和管理。

四、市场主体

（一）市场主体的范围。市场主体包括各类发电企业、电网企业（含地方电网、趸售市县、高新产业园区和经济技术开发区等）、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等。各类市场主体均应满足国家节能减排和环保要求，符合产业政策要求，并在广东电力交易中心注册，通过广东电力交易平台参与交易，也可委托第三方代理。

（二）发电企业和用户的基本条件。

参与市场交易的发电企业，其项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。

参与市场交易的用户应为接入电压在一定电压等级以上，容量和用电量较大的电力用户。新增工业用户原则上应进入市场交易。符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户，由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。用户选择进入市场后，在一定周期内不可退出。适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价。

（三）市场主体准入、退出管理。省经济和信息化委制定市场主体准入退出管理办法，明确市场主体准入、退出规则，并定期公布发电企业、电力用户、售电企业等市场主体准入目录和退出名单。进入目录的企业在广东电力交易中心完成注册后，进入市场参与交易。

五、市场运行

（一）交易组织实施。

1.广东电力交易中心负责市场运行组织工作，及时发布市场信息，组织市场主体参与中长期交易、发（用）电权交易、期货等衍生品交易，根据交易结果制定并下达年度、月度交易计划；负责交易合同管理；待市场逐步完善后，负责日前市场交易组织管理、日交易计划的分解和下达、跟踪计划执行情况。

2. 调度机构负责系统安全和实时平衡，向交易中心提供安全约束条件和基础数据，进行安全校核，形成调度计划并执行，公布执行结果，并按照信息披露的要求向市场主体说明实际执行与交易计划产生偏差的原因。调度机构相关职责由相关调度机构按照调管范围承担。

（二）中长期电能量交易合同的形成。

1.年度双边协商交易通过市场主体自主协商，确定成交电量和成交价格。

2.月度集中竞争交易通过在统一交易平台的集中撮合竞价，确定成交的电量和价格。

3.初期，市场电量规模占总体用电需求比例较低的情况下，中长期电能量交易合同为实物合同，经安全校核后执行；后期，市场电量规模扩大后，逐步过渡到由市场主体自行选择签订为实物合同或差价合同，实物合同经安全校核后执行。

（三）日前发电计划的形成。

根据双方约定的协商交易合同日分解电量、月度竞争交易日分解电量、日前市场成交电量编制日交易计划；根据基数电量、日交易计划电量、日前偏差调整电量编制日发电调度计划，经安全校核后下达执行。

市场条件成熟时，逐步过渡到根据日曲线交易计划生成日发电计划。

（四）竞争性环节电价形成。

竞争性环节主要指月度集中竞争交易、日前竞价交易，竞争性环节的电价形成机制：

1.输配电价核定前，日前曲线交易市场建立前，竞争性环节电价主要实行单一电量电价，采用价差模式统一出清成交机制，具体如下：

（1）将用电侧申报价差、发电侧申报价差配对，用电侧申报价差减去发电侧申报价差形成交易价差对。价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。

（2）发电侧申报价差相同时，机组能耗低者优先成交；机组能耗相同的，按申报电量比例分配。

（3）所有成交的价差对中，最后一个成交的用电侧与发电侧申报价差的算术平均值为统一出清价差。

2.输配电价核定后，市场条件成熟时，竞争性环节价格根据分时段的全电价竞争形成。

（五）合同执行偏差处理。

1.市场建设初期：市场电量规模占比较小，中长期电能量交易以实物合同为主。采用月清月结模式处理合同执行偏差，其中：

对电力用户、售电公司采取月结月清的方式结算偏差电量。

对发电企业采取月结月清的方式结算偏差电量。电力调度机构应严格按照发电调度规则实施发电调度，执行过程中的偏差电量按照市场规则结算。结算顺序上，基数电量先于市场电量。偏差电量的价格机制具体为：

（1）将各发电企业参与月度集中竞争交易的申报价差折算为绝对价格。绝对价格等于发电企业政府核定上网电价与申报价差之和。

（2）按照机组类型分类，分别去掉20%比例最高绝对价格和20%比例最低绝对价格，剩余价格的算术平均值计为不同类型机组的发电偏差结算价格。形成的发电偏差结算价格应不高于广东省各类型机组标杆上网电价（含环保电价）与月度集中竞争交易成交价差之和，否则取后者为偏差结算价格。

（3）偏差结算价格由电力交易机构封存，用于事后发电偏差电量结算。

2.市场建设后期：探索全电量集中竞争的日前交易市场模式，采用日清月结模式进行合同偏差结算。

3.合同偏差事后结算的模式下，调度机构负责按照公开发布的发电调度规则统一实施发电调度，搭建符合市场要求的调度自动化系统，主要通过系统自动实施发电调度，并按照信息披露的要求做好合同执行偏差的说明。

（六）市场结算。

1.交易机构根据市场主体签订的交易合同及平台集中竞争交易结果和执行结果，出具市场交易结算凭证。建立保障电费结算的风险防范机制。

    2.广东电力市场引入售电公司后的结算关系为：根据广东电力交易中心出具的交易结算凭证，与售电公司有委托协议的用户按照电网企业、售电公司、电力用户三方合同约定向电网企业缴费，电网企业向电力用户开具增值税发票；发电企业从电网企业获取上网电费，向电网企业开具增值税发票；电网公司向售电公司支付或收取价差电费，售电公司向电网公司开具或获取相应的增值税发票。

（七）安全校核。市场交易应考虑全网安全约束。电力调度机构负责安全校核，并按时向规定机构提供市场所需的安全校核数据。

（八）阻塞管理。电力调度机构应按规定公布电网输送能力及相关信息，负责预测和检测可能出现的阻塞问题。条件成熟时，通过市场机制进行必要的阻塞管理，因阻塞管理产生的盈利或费用按责任分担。

（九）应急处置。当系统发生紧急事故时，相关电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，政府有关部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，政府有关部门、国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。当市场运营规则不适应电力市场交易需要，电力市场运营所必须的软硬件条件发生重大故障导致交易长时间无法进行，以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易。

（十）市场监管。南方能源监管局和省经济和信息化委根据职能依法履行省（区、市）电力监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

六、信用体系建设

（一）建立完善市场主体信用评价制度。开展电力市场交易信用信息系统和信用评价体系建设。针对发电企业、供电企业、售电企业和电力用户等不同市场主体建立信用评价指标体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信息平台，使各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。

（二）建立完善市场主体年度信息公示制度。推动市场主体信息披露规范化、制度化、程序化，在指定网站按照指定格式定期发布信息，接受市场主体的监督和政府部门的监管。

（三）建立健全守信激励和失信惩戒机制。加大监管力度，对于不履约、欠费、滥用市场操纵力、不良交易行为、电网歧视、未按规定披露信息等失信行为以及发生重大以上生产安全责任事故的情况，要进行市场内部曝光，对有不守信行为的市场主体，要予以警告。建立并完善黑名单制度，严重失信行为直接纳入不良信用记录，并向社会公示；严重失信且拒不整改、影响电力安全的，必要时可实施限制交易行为或强制性退出，并纳入国家联合惩戒体系。

七、组织实施

在省深化电力体制改革部门联席会议的领导下，省经济和信息化委、发展改革委、南方能源监管局等有关部门，充分发挥部门联合工作机制作用，组织协调发电企业、电网企业、售电公司和电力用户，切实做好电力市场建设试点工作。省经济和信息化委牵头，于2016年底完成广东电力交易中心组建，2016年—2020年逐步放开售电市场，2016年—2017年建立合约转让交易市场，2017年—2018年建立日前电量交易市场，2016年—2018年建立西电东送协议外电量的市场交易机制，2016年—2018年建立市场信用机制和风险防范机制；省发展改革委牵头，于2016年—2020年建立优先发购电机制、逐步放开发用电计划；南方能源监管局牵头，于2016年—2020年建立辅助服务市场、市场监管体系和制定市场交易规则；广东电力交易中心牵头，于2016年—2018年完善广东电力交易技术支持平台建设。

附件4

广东电力交易机构组建方案

　　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若干意见》（中发〔2015〕9号）、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（粤发〔2015〕14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)有关要求，建立相对独立、规范运行的广东电力交易中心，推进构建有效竞争的市场结构和市场体系，特制订本组建方案。

　　一、总体要求

　　（一）平稳起步，有序推进。结合我省电力市场的建设目标和分阶段任务，立足于广东省现有网架结构、电源和负荷分布及其未来发展，统筹规划、有序推进交易机构组建工作，分步骤建立规范运行的广东电力交易中心（以下简称交易中心）。

　　（二）相对独立，依规运行。交易中心独立核算，按照批准的章程和规则自主运行，通过搭建规范透明的电力交易平台，建立规范的工作流程和机制，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易中心管理运营相对独立。

　　（三）依法监管，保障公平。交易中心按照市场交易规则组织市场交易活动，为市场主体提供公平优质的交易服务，确保信息公开透明，促进交易规则完善和市场公平机制构建，依法接受监管。

　　（四）运作高效，保障有力。交易中心职责设立清楚，组织架构高效，职责界面清晰，技术支持系统功能完善，满足相对独立运行和履行职责的要求。

　　二、交易中心定位和组织形式

（一）功能定位。

交易中心不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务。

交易中心是广东省电力市场业务的组织实施机构，履行电力市场交易管理职能。主要负责市场交易平台的建设、运营和管理；负责电力市场政策、交易规则研究；负责电力交易组织，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同；负责市场运营管理，包含市场主体注册管理、披露和发布市场信息；负责提供结算凭证和相关服务；依法接受国家能源局南方监管局、省经济和信息化委、省发展和改革委的监管。

　　（二）组织形式。

　　交易中心按照股份公司制形式完成组建，由广东电网有限责任公司控股，第三方机构及发电企业、售电公司、电力用户等省内市场主体参股。按照“平稳起步、高效运作”的原则，起步阶段，暂定交易中心注册资金人民币1亿元，广东电网有限责任公司控股，中央、省、市属发电企业、央企下属售电企业分别代表市场主体参股，各股东出资情况具体为：广东电网有限责任公司7000万元，广东粤电集团1000万元，中国广核集团500万元，广州发展集团500万元，深圳能源集团500万元，华润电力（广东）销售有限公司500万元。

　　（三）具体职责。

　　1. 研究拟订交易规则。贯彻落实国家及省有关电力市场领域的政策及规定，根据市场建设目标和市场发展情况，设计市场交易品种，拟订市场注册、市场交易、交易合同、交易结算、信息披露等规则。

　　2. 交易平台建设和运维。根据市场交易实际需要，规划和建设功能健全、运行可靠的电力交易技术支持系统；负责技术支持系统的运维，支撑市场主体接入和各类交易开展。

　　3. 市场成员注册管理。交易机构按照电力市场准入及退出规定，受理市场成员递交的注册申请，办理注册协议，办理平台使用账号和数字证书，管理成员注册信息和档案资料，办理注销手续。

　　4. 交易组织。发布交易信息，按照市场规则通过交易平台组织开展双边协商、集中竞争、合约转让等市场交易，发布交易结果。

　　5. 市场交易计划管理。编制并下达电力市场业务范畴内的交易计划，告知市场成员并交调度机构执行，跟踪交易计划执行情况，确保交易合同得到有效执行。

　　6. 市场交易结算工作。组织开展各种市场交易品种的交割计算、确认、发布及统计分析等工作；根据交易结果和执行结果，出具市场交易结算凭证。

　　7. 交易合同管理。按照市场交易合同范本，组织签订交易合同。

　　8. 信息披露与报送。按照信息披露办法，及时向市场主体发布电力交易相关数据和信息，并按规定报送。组织市场主体按照信息披露办法进行信息披露。

　　9. 市场主体关系管理。协调市场主体关系，收集各类市场主体的诉求和建议并上报市场管理委员会。

　　10. 市场秩序管理。组织开展市场主体培训宣贯，协调交易争议，协助开展市场信用评价，并根据授权实施市场应急调控工作。

　　11. 其他与电力市场相关的业务。

　　三、交易中心与相关单位职责界限

　　（一）与政府部门职责界限。交易中心落实国家和省有关政策精神，按照省经济和信息化委、省发展改革委、国家能源局南方监管局的工作要求和统一部署，开展市场建设、运营和管理的具体工作，接受国家能源局南方监管局、省经济和信息化委、省发展和改革委的监管。

　　（二）与广东电力市场管理委员会职责界限。市场管理委员会负责研究讨论交易中心章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项，推荐交易中心高级管理人员。市场管理委员会不干涉交易中心的日常经营。

　　（三）与电网企业职责界限。电网企业负责非市场化购售电业务，负责电量计量工作，协助交易中心开展结算争议协调。交易中心主要负责全省电力市场交易管理职能，负责出具市场交易结算凭证，并指导开展市场交易结算工作。

　　（四）与调度机构职责界限。交易中心负责按照市场交易规则组织并管理年度、月度及日前电力市场交易，根据交易结果和安全约束，编制市场交易中长期和日前交易计划并交调度机构执行，公布交易计划执行结果，对交易计划执行情况进行跟踪。调度机构负责系统安全和实时平衡，向交易中心提供安全约束条件和基础数据，进行安全校核，形成调度计划并执行，公布执行结果，并按照信息披露的要求向市场主体说明实际执行与交易计划产生偏差的原因。调度机构按照调管范围承担相关职责。

　　四、交易中心职能设置

　　（一）职能设置。交易中心职能包括市场策划、交易组织、交易结算、系统技术、市场管理、行政综合、财务等七个方面，具体如下：

　　市场策划：开展电力市场政策研究，市场框架设计、组织拟订交易规则。开展电力供需预测，分解安排市场交易电量。

　　交易组织：负责中长期双边协商交易和竞争交易、发（用）电权交易、期货等衍生品交易的组织管理，下达年度、月度交易计划。负责辅助服务市场、容量市场的交易组织。负责交易合同管理。负责日前市场交易组织管理、日交易计划的分解和下达、跟踪计划执行情况。

　　交易结算：负责市场交易结算管理，出具结算清单。负责统计分析与信息披露等工作。

　　系统技术：负责交易平台开发、运维和管理。

　　市场管理：负责市场成员注册、退出等资质管理。负责市场信用评价、市场行为监督、培训及政策宣贯、争议协调、应急调控等市场秩序管理。

　　行政综合：负责收发文等办公管理、市场关系管理、后勤管理，开展党建、人力资源、监察审计、法律、工会等方面工作。

　　财务：负责交易中心账务处理、财务报表及税务管理、承接外部财务审计等工作。负责拟定交易收费标准、开展经营决策分析等经营管理工作。

　　（二）人员和收入来源。

　　交易中心设立董事会，董事共7名（含董事长1名）；设主任（总经理）1名、副主任（副总经理）3-4名，总会计师1名（可兼任）。交易中心以现有人员为基础，公开选聘，择优选取，总人数暂按70人控制（不含市场管理委员会秘书处）。交易中心高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任并报备。

    交易中心根据履职需要，可向市场主体合理收费，主要包括注册费、年费、交易手续费等。交易中心提出收费标准及方案，由政府相关部门核定后执行。交易中心日常管理运营不受市场主体干预，接受国家能源局南方监管局、省经济和信息化委、省发展改革委及其他相关政府部门的监管。

　　五、广东电力市场管理委员会

　　（一）职能定位。广东电力市场管理委员会（以下简称市场管理委员会）由广东省内电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等电力市场主体共同组成，负责研究讨论交易中心章程、交易和运营规则，收集电力市场相关情况，推荐交易中心高级管理人员，协调电力市场相关事项等。市场管理委员会成员不在交易中心领取薪酬，市场管理委员会不干涉交易中心的日常经营。市场管理委员会的具体职责包括：

　　1. 研究讨论交易中心章程、研究讨论广东电力市场规则；

　　2. 审议交易中心高级管理人员的推荐人选；

　　3. 建立听取市场主体诉求的机制，组织召开相关会议，研究讨论涉及市场主体利益的重要事项；

　　4. 讨论研究电力市场运营中出现的异常情况及解决方法。

　　市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等议事机制，国家能源局南方监管局、省经济和信息化委、省发展和改革委可派员参加市场管理委员会有关会议。国家能源局南方监管局和省经济和信息化委员会、省发展和改革委可行使否决权。

　　（二）组织机构。为维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，充分体现各方意愿，由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户按类别选派代表组成市场管理委员会。初期，市场管理委员会成员规模为9人，按以下方式产生：

　　1. 发电企业代表：由纳入广东省电力市场的各发电企业共同推荐2位。

　　2. 用电企业代表：由省经济和信息化委推荐代表2位。

　　3. 电网企业代表：由电网企业共同推荐2位。

　　4. 售电企业代表：由纳入广东省售电企业目录的各售电企业共同推荐代表2位。

　　5. 独立代表：1位。由省经济和信息化委推荐，其他类别代表认可。

　　初期，为充分体现市场各方意愿，已选派发电企业代表、用电企业代表或电网企业代表的市场主体所成立的售电企业不再选派售电企业代表。同类别企业代表可轮换，轮换周期由本领域企业间协商确定。

　　发电、用电、电网、售电各领域要建立本领域内民主投票机制，对电力市场重大事项，经投票形成最终意见，由本领域代表在市场管理委员会上提出。各领域对电力市场重大事项的投票情况应上报省经济和信息化委、省发展改革委和国家能源局南方监管局备案。

　　设立市场管理委员会秘书处，负责市场管理委员会日常工作。其工作人员由市场管理委员会成员所在单位委派，秘书处设在广东电力交易中心，秘书长由市场管理委员会成员按类别轮流担任，任期一年。

　　六、交易中心的监管

　　（一）市场监管。由国家能源局南方监管局和省经济和信息化委、省发展改革委根据职能依法履行电力监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平公开、交易行为等情况实施监管，对电力交易中心和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

　　（二）外部审计。交易中心应依法依规建立完善的财务管理制度，按年度经具有证券、期货相关业务资格的会计师事务所进行外部财务审计，财务审计报告应向社会发布。

　　（三）业务稽核。可根据实际需要，聘请第三方机构对交易开展情况进行业务稽核，并提出完善规则等相关建议。

　　七、工作任务

　　（一）组建市场管理委员会。组织省内各相关市场主体按类别选派代表，建立市场管理委员会投票议事事机制，设立秘书处并组织配备相关人员。（省经济和信息化委牵头）

　　（二）按照股份公司制完成交易中心组建。以现有人员为基础，补充完善专业人员队伍，梳理交易中心业务流程，编制广东电力交易中心的公司章程，实现交易中心规范运作。（广东电网公司牵头）

附件5

广东省有序放开配电网业务实施方案

为贯彻落实《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）、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（粤发〔2015〕14号）和国家发展改革委、国家能源局《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）精神，引导鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网发展，提高配电网运营效率，制定本实施方案。

一、总体思路和基本原则

（一）总体思路。

与输配电价改革、售电侧改革和电力市场建设协调推进，有序放开配电网业务，加快推进配电网混合所有制改革，促进社会资本投资、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。

本方案所称的配电网原则上是指110千伏及以下电压等级电网和220千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，适用本方案。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。

（二）基本原则。

规划引领、竞争开放。增量配电网络应符合省级配电网规划，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。鼓励社会资本积极参与我省增量配电网业务，放开增量配电投资业务的区域通过市场竞争等方式择优确定投资主体，依据规划有序推进项目建设。

试点先行、稳妥推进。优先在工业园区、经济技术开发区、产业转移园区、城市新区等新增配电业务区域开展试点，探索社会资本参与配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。

权责对等、创新机制。社会资本投资增量配电网业务并负责运营管理，应符合国家和省的有关技术规范标准，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务，创新运营机制和服务方式，向用户提供智能用电、科学用电的服务，促进能源消费革命。

二、项目管理

（一）开展试点。各地级以上市人民政府或其授权的部门向省发展改革委提出开展配电网业务放开试点申请，并制定试点方案，包括实施范围、步骤、确定投资建设运营主体方式和管理模式等内容，经省发展改革委会同省有关部门同意后开展试点。

（二）编制规划。由地级以上市发展改革部门组织编制本市行政区域内配电网发展规划，报省发展改革委批复，建设的增量配电网项目须纳入配电网发展规划。

（三）确定主体。符合条件的市场主体依据规划向放开增量配电业务的地方政府申请作为增量配电网项目的业主。放开增量配电业务的地方政府应会同本级发展改革部门通过招标等市场化机制公平、公开、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围和提供公共服务的标准等基本经济技术指标并签订协议。积极鼓励吸引各类社会资本投资增量配电业务。

（四）项目核准和建设。项目业主取得相关支持性文件具备核准条件后按照项目核准管理规定申请项目核准，政府相关主管部门按照核准权限核准项目。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。增量配电网应加强智能电网建设，适应分布式能源和可再生能源接入要求。

（五）配电网接入。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。

三、运营管理

（一）运营权管理。

开展配电网运营的项目业主须向国家能源局南方监管局申请取得电力业务许可证（供电类）。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，可经地方政府同意后向省发展改革委申请开展配电网业务，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。

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。

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。

配电网运营者不得超出其配电区域域从事配电业务。除鼓励鼓励发展以可再生能源就近消纳以及促进能源梯级利用为目的的局域网、微电网外，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。

（二）供电服务。配电网运营者在其配电区域内从事供电服务，包括：

    1.负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。

    2.负责配电网建设与改造。

    3.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。

    4.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。

    5.承担其电力设施保护和防窃电义务。

    6.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。

    7.向市场主体提供配电服务、增值服务。

    8.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。

    9.承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。

    10.法律、法规、规章规定的其他业务。

（三）配电网服务。配电网运营者向配电区域内用户提供的配电网服务包括：

    1.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。

    2.与市场主体签订经安全校核的三方购售电合同。

    3.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。

    4.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。

    （四）保底供电服务。配电网运营者向居民、农业、重要公用事业和公益性服务业等电力用户，具备市场交易资格选择不参与市场交易的电力用户，售电公司终止运营、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：

1.按照国家标准和电力行业标准提供安全、可靠的电力供应。

2.履行普遍供电服务义务。

3.按政府定价或有关价格规则向电力用户收取电费。

4.按政府定价向发电企业优先购电。

（五）增值服务。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：

1.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。

2.用户智能用电、优化用电、需求响应等。

3.用户合同能源管理服务。

4.用户用电设备的运行维护。

5.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。

（六）价格管理。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。

配电价格暂由价格主管部门参考全省同类电压等级的配电价格核定，具体办法另行制定。同时从事配售电业务的企业，其配电业务应独立核算，并由政府主管部门加强对配电业务的核算监管。

四、配电网运营者权利与义务

（一）配电网运营者权利。

1.享有公平接入电网的权利。

2.享有配电区域内投资建设、运行和维护配电网络的权利。

3.享受公平通过市场安全校核、稳定购电的权利。

4.公平获得电网应有的信息服务。

5.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。

6.参与辅助服务市场。

7.获取政府规定的保底供电补贴。

（二）配电网运营者义务。

1.满足国家和省的相关技术规范和标准。

2.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。

3.执行电网规划，服从并网管理。

4.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。

5.保证配电网安全、可靠供电。

6.无歧视开放配电网和提供配电服务，公平提供电源（用户）接入，拥有配电网的售电公司不得干预用户自主选择售电公司，不得限制其他售电公司向区域内用户售电。

    7.代国家收取政府性基金及政策性交叉补贴。

    8.接受监管机构及政府有关主管部门监督管理。

    五、组织实施

    （一）工作机制。全省有序放开配电网业务改革工作在广东省深化电力体制改革部门间联席会议统筹指导下推进，省发展改革委为改革方案实施牵头部门，及时组织协调相关问题并向国家主管部门和省政府报告相关情况。各部门、各单位要加强配合沟通，及时协调解决改革进程中遇到的重大问题。

（二）责任分工。地级以上市人民政府负责组织编制本市行政区域内配电网发展规划，在社会资本控股投资建设运营配电网的区域对配电网建设运营负总责，保障配电网公共服务有效履行，组织推进配电网工程建设。省发展改革委负责组织推进有序放开配电业务试点工作，审定配电网发展规划，制定完善配电网投资建设运营的相关规则，做好配电网服务价格管理。省经济和信息化委负责做好售电侧改革与配电业务放开的衔接，审核市场主体准入资质和公示公告。南方能源监管局负责向配电网项目业主颁发电力业务许可证（供电类），开展配电网业务监管。电网经营企业负责制定配电网接入的相关标准规范。电力调度机构和交易机构负责对配电网运行的安全校核。配电网运营企业严格执行调度规则，配合做好相关支撑系统建设。

（三）稳妥有序推进试点工作。加快配电业务混合所有制改革，稳妥推进增量配电业务放开，推动广州开发区（中新知识城）、珠海金湾东、深圳前海、深圳国际低碳城增量配电网业务放开试点工作。