推售电分两步！山西省售电侧改革实施方案发布（附文件全文）
1.试点范围。发挥市场主体调节和政府监管作用，以铝循环产业园区为试点，吸收社会资本，按照现代企业制度，建设以增量配电网为主的园区型区域电网。
2.运营模式。探索自备电厂承担社会责任、市场决定区域电网价格的发供用运营模式，实现对园区的低价、便捷、可靠供电，促进山西铝产业稳定健康发展。
3.远期目标。随着改革的推进，按照“煤—电—X”一体化产业发展思路，延伸煤电产业链，形成以园区、趸售县为主的区域电网，实现园区内就近直接交易、发—售—用良性循环的经济链。
六、市场化交易
(一)交易方式。
以自主协商交易为主、集中撮合竞价交易为辅，协商和竞价相结合的交易方式进行。拥有分布式电源或微电网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。
(二)交易电量。
每年12月前，省级政府电力管理部门确定次年度直接交易电量规模，参照一年以上长期交易年度合同电量、其他准入电力用户企业上年用电量及当年新增项目用电量的一定比例，参照电力平衡预测进行确定。推进电力市场化进程，逐步放开发用电计划，“十三五”末符合条件的电力用户企业全部进入市场交易，取消规模限制。
(三)交易价格。
放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合竞价确定。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。在国家正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价暂执行我省现行大用户直接交易输配电价标准。
鼓励发用电双方建立长期稳定的交易关系，科学规避市场风险，防止出现非理性竞争。
(四)结算方式。
发电企业、电网企业、售电企业和电力用户企业应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费。拥有配电网资产的配售电公司，参照电网企业，承担本供电营业区范围内的收费、结算。随着改革的推进，逐步过渡到由交易机构依据交易结果出具电量结算依据，按照“谁销售谁开票、向谁销售对谁开票、对谁开票与谁结算”的原则开展结算工作。
七、市场监管和信用体系建设
(一)信息披露。
建立信息公开机制，省级政府电力管理部门定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体应在指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
(二)信用评价。
建立市场主体信用评价机制，省级政府电力管理部门会同相关部门建立市场主体信用评价制度，委托第三方机构对相关市场主体开展信用等级评价，评价结果向社会公示。建立“黑名单”制度，对严重违规、违法的市场主体，提出警告、责令整改，拒不整改的列入“黑名单”，不得再进入市场。
(三)风险防范。
强化信用评价结果的应用，加强交易监管，防范违约风险。市场发生严重异常情况时，省级政府电力管理部门会同相关部门依据职责分工可对市场进行强制干预。为有效防范风险，对拥有配电网资产的配售电公司引入第三方金融机构，缴纳售电保证金，实行保证金额度与允许售电规模联动制度。
(四)强化监管。
省级政府电力管理部门会同省政府授权的电力监管部门，依据相关法律法规和职责分工，对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管，依法查处违法违规行为。
八、组织实施
(一)有序推进。
售电侧改革涉及领域较多，情况复杂。改革的推进应在确保供电可靠和电网运行安全稳定的前提下，结合我省实际，先易后难，试点先行，积极稳妥，有序推进。对改革过程中出现的新情况、新问题，要积极研究探索解决的办法和途径，确保改革顺利进行。
(二)加强组织指导。
省级政府电力管理部门及其他相关部门要加强联系与沟通，通力合作、密切配合，切实做好售电侧改革的指导和统筹协调工作，并及时向省电力体制改革领导小组汇报，协调解决改革工作中的重大问题，推动改革不断深入。
(三)强化监督检查。
省级政府电力管理部门会同省政府授权的电力监管部门依据相关法律法规和监管要求，对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正，防止供应侧和需求侧能耗、排放双增高。加强日常督促检查，对工作成效进行跟踪评价，确保改革的顺利进行。
