相关单位：

        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）有序向社会资本放开配售电业务的精神，按照国家发展改革委、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)、《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体﹝2016﹞2120号)、《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》(发改运行﹝2018﹞1027号)，以及《上海市电力体制改革工作方案》(沪府办发﹝2017﹞53号)、《上海市售电公司及相关主体准入与退出管理实施细则》（沪发改规范﹝2020﹞2号）等文件的部署和要求，在售电侧开放后，为规范市场主体交易行为、加强运行监管，现就开展售电侧改革试点工作通知如下：

        一、目标任务

        稳步放开售电市场交易。建立科学完备的售电侧市场体系，形成有序竞争的市场环境，培育具有现代市场竞争意识和能力合格的售电侧市场主体，利用市场机制促进保障民生、提高效率、发展转型。

建立全方位的市场运营保障体系。确保市场公平公正和平稳运营。采取信息公开、风险监控、市场监管等手段维护各类市场主体的合法权益。

        二、市场成员

        售电侧市场成员包括市场主体（电力用户、售电公司）、电网企业、市场运营机构（上海电力交易中心和上海电力调控中心）。

        售电侧相关市场主体准入与退出按照《上海市售电公司及相关主体准入与退出管理实施细则》（沪发改规范﹝2020﹞2号）(以下简称“《实施细则》”)执行。符合市场准入条件，经过注册、承诺、公示、备案等程序，具备交易资格的电力用户、售电公司等市场主体，可以参与市场交易开展购电、售电等业务。

        （一）电力用户

        符合《实施细则》有关要求，并完成注册流程。自愿参与售电侧市场的电力用户应当全电量参与市场交易。

        （二）售电公司

        符合《实施细则》有关要求，并完成注册流程。对于同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司，合同绑定电量总和不得超过政府确定的年度直接交易总量的20%。

        （三）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，负责营业区非市场化售电业务，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。负责向电力用户提供报装、计量、抄表、收费、结算、维修等供电服务。

        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电力用户供电，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。

        电网企业承担输配电区域内电费收取和结算业务，按规定收取输配电费用，代收政府性基金及附加；按照上海电力交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。

        （四）市场运营机构

        上海电力交易中心负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，汇总交易结果，汇总交易合同，提供结算依据和服务，负责市场主体的注册和管理，依据职责和规定披露和发布有关市场信息等。

上海电力调控中心负责电力电量的实时平衡、保障电网安全稳定运行，依法依规落实电力市场交易结果，在安全校核通过后将交易结果纳入发用电计划。按规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与上海电力交易中心的数据交互。

        三、交易电量

        根据《上海市人民政府办公厅关于印发<上海市电力体制改革工作方案>的通知》（沪府办发〔2017〕53号），2020年上海售电侧市场电量按上海市2020年有序放开发电量安排及有关文件执行。2020年以后，按照国家整体部署及本市电力市场改革实际情况，保障发用电计划的有序放开，并逐步实现经营性电力用户全面放开。

        四、交易形式

        （一）电力用户与发电企业直接交易

        电力用户可直接参与市场交易，其中符合相关政策要求的中小用户须先经上海电力交易中心风险测试通过。

        （二）售电交易

        电力用户也可选择一家售电公司代理参与市场交易，在交易开展前须先与售电公司确立合同绑定关系。

        1.售电公司与电力用户确立合同绑定关系

        售电公司与电力用户确立合同绑定关系的基本程序为：售电公司与电力用户签订双方合同，电网企业、信用机构（市经济信息中心）、售电公司与电力用户签订四方合同，双方合同和四方合同提交上海电力交易中心并通过核验后，完成合同绑定程序。双方合同应包含电力用户在合同绑定期内的年度分月需求用电量、利益分配方式、偏差分摊方式等内容；四方合同应包含电力用户在合同绑定期内的年度分月需求用电量（与双方合同须一致）、计量点信息、结算关系等内容；合同绑定电量为双方合同或四方合同中的电力用户在合同绑定期内的年度分月需求用电量之和。

        售电公司注册成为市场主体后，方可与已注册成为市场主体且尚未直接参与合同绑定期当年市场交易的电力用户确立合同绑定关系；合同绑定期仅限为完成合同绑定程序后的下一个自然年全年、或者当年年内完成合同绑定程序后的次月至年末的连续多个自然月（或最后一个自然月）。在合同绑定期内，电力用户仅可与一家售电公司确立合同绑定关系，期间不得直接参与市场交易，也不得通过其他售电公司参与市场交易。

        售电公司与电力用户一旦确立合同绑定关系，视作双方合作参与合同绑定期当年市场交易、须按要求承担合同绑定期内各月的超用偏差和偏差考核等责任。除政府出面调解、或者执行仲裁裁决或诉讼判决结果以外，售电公司与绑定用户原则上在合同绑定期内不得解除合同绑定关系。售电公司若解除与所有绑定用户的合同绑定关系，之后不得再参与合同绑定期当年市场交易；绑定用户若解除与售电公司的合同绑定关系，之后不得直接参与合同绑定期当年市场交易。

        2.售电公司与绑定用户的利益分配方式

        市场初期,售电公司与绑定用户的利益分配方式可分为四类：一是保底方式。二是分成方式。三是保底分成方式。四是服务费方式。售电公司与任一电力用户进行合同绑定时，可在上述四类中任选其一。

        （1）保底方式为售电公司与绑定用户约定保底价差。在市场初期，只能约定全年唯一的保底价差。

        （2）分成方式为售电公司与绑定用户约定售电公司分成比例，分成比例范围为0-100%。在市场初期，只能约定全年唯一的售电公司分成比例。

        （3）保底分成方式为售电公司与绑定用户既约定保底价差，又约定超出保底价差收益部分的售电公司分成比例。在市场初期，只能约定全年唯一的保底价差和对应的售电公司分成比例。

        （4）服务费方式为售电公司向绑定用户收取服务费。在市场初期，只能约定全年服务费总额，并平均分摊至各月结算。

        3.售电公司与绑定用户的偏差分摊方式

        市场初期，采用以下偏差分摊方式：售电公司全额承担偏差考核费用（超出偏差允许范围的少用电量或超用电量执行偏差考核价格的费用），该费用为将售电公司全电量作为一个整体统一进行偏差考核计算得出的费用；绑定用户全额承担各自的超用偏差费用（超出正偏差允许范围的超用电量执行目录电价的费用）。

市场成熟后，售电公司可在以上方式的基础上，与各绑定用户约定售电公司超用偏差承担比例和售电公司偏差考核承担比例，或引入其他种类的偏差分摊方式。

        五、交易机制

        （一）电力用户与发电企业直接交易方式

        电力用户与发电企业根据《上海市电力用户与发电企业直接交易规则》（沪经信电〔2018〕712号）开展交易，具体详见《上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易规则》。

        （二）售电交易方式

        电力用户可直接参与包括直接交易在内的中长期市场和现货市场等批发市场交易，售电公司须与一定规模的电力用户确立合同绑定关系后方可参与相应电量的批发市场交易。零售市场交易是指售电公司与电力用户之间的委托代理购售电交易，市场初期暂仅通过双边协商方式进行零售市场交易。零售平台推出后，鼓励售电公司和电力用户在平台内开展场内交易。

        （三）交易周期

        售电侧开放后的市场交易周期可采用年度、月度和月内交易结合的方式开展；其中，年度交易可为年前开展的下一年全年交易、或年内开展的交易组织月次月至年末的多月交易。受疫情影响，2020年，可先开展交易组织月次月至年末的多月交易或月度交易。

在年度、月度和月内交易开展前，售电公司若需参与交易，须向上海电力交易中心上报所有绑定用户的年度分月或月度需求用电量明细。在年度交易开展前，售电公司上报的各绑定用户的年度分月需求用电量，应与双方合同中合同绑定电量的对应分月电量相一致。

        （四）交易价格

        售电侧市场交易价格可以通过双边协商交易、挂牌交易、集中竞价交易和滚动撮合交易等方式确定。根据国家有关电价政策，为平抑用电峰谷差，暂不改变现有的分时电价模式。

        市场化交易价格由电能量价格、输配电价格以及政府基金及附加组成，继续延续现行直接交易规则执行。市内燃煤发电市场交易价格由市内燃煤机组原核定的批复电价（含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价）与市场交易出清结果确定。

        在自主自愿、平等协商的基础上，鼓励应用国家发展改革委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中“基准电价+浮动电价”的价格形成机制，浮动幅度按国家有关政策执行。

        （五）成交电量分配

        在市场初期，每次交易完成交易出清后，售电公司的成交电量必须根据各绑定用户对应交易周期的需求用电量的相关比例进行严格分配。

        （六）结算方式

        上海电力交易中心依据《上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易规则》，根据市场主体签订的合同和实际用电情况，开展结算和偏差考核，并出具结算凭证。电网企业根据上海电力交易中心出具的结算凭证,向发电企业、电力用户、售电公司进行资金结算。因发电企业强制出清电量产生的价差费用、因解耦结算造成的发用双方结算电量不一致产生的费用以及市场主体偏差考核产生的费用纳入统一账户管理。

售电公司参与交易后，将根据市场成熟度逐步增加偏差考核力度。

        六、信息披露和风险防范机制

        （一）信息披露

        上海电力交易中心按照市场运营规则，建设、管理电力市场技术支持系统，负责上海售电侧市场信息的管理和发布，相关技术支持系统完成开发后，按政府文件规定，组织各信息披露主体通过电力市场技术支持系统、上海电力交易中心网站按要求自行披露各自信息。各市场成员按照市场运营规则向上海电力交易中心提供市场交易相关信息。

        （二）风险管理

        建立售电侧市场风险管控制度。上海电力交易中心应制订相关风险防控管理办法，通过售电公司履约保函或履约保证保险、市场风险预警等措施，尽可能管控市场风险。

        建立售电侧市场全过程风险防范制度。逐步建立事前、事中、事后市场风险防范机制，重点监控用电侧上报的年度分月或月度需求用电量及偏差情况，研究制订有效的市场风险管控措施，切实防范市场运营风险。

        建立售电侧市场干预机制。当市场出现严重异常时，上海市经济信息化委、上海市发展改革委、华东能源监管局可对市场进行强制干预。

        （三）市场监管

        建立健全全社会市场监管体系。华东能源监管局和市发展改革委、市经济信息化委根据职责分工和相关法律法规，依法对市场准入退出、电网公平开放、市场交易行为、供电保底服务等情况实施监管。华东能源监管局牵头开展相关市场监管工作。

        （四）信用管理

        具体参照《实施细则》及相关文件执行。

        七、组织实施

        （一）加强组织领导，明确责任分工

        上海市电力改革与发展联席会议负责全面统筹推进上海市售电侧改革工作。上海市电力公司负责售电结算和保底服务。上海电力交易中心负责制订售电侧市场相关实施细则、售电侧市场技术支持系统和零售平台建设、市场注册管理、市场运营管理、市场风险监测等工作。

        （二）加强统筹协调，稳步有序推进

        在上海市电力改革和发展联席会议的统一领导下，充分发挥上海电力交易中心市场管理委员会的议事协调作用。加强部门间的政策衔接和工作协作，统筹安排工作进程，协调处理工作中的问题，齐心协力将售电侧改革工作落到实处。

        （三）加强宣传引导，营造改革氛围

        全面加强对售电侧改革工作的宣传力度，宣传国家电改方向，组织开展政策解读，积极回应社会关切，及时化解疑问矛盾，凝聚共识，形成合力，着力打造上海市推进售电侧改革工作的良好氛围。

上海市经济和信息化委员会
上海市发展和改革委员会 

国家能源局华东监管局 

2020年9月29日