售电公司和电网的关系8篇

篇一：售电公司和电网的关系

　　龙源期刊网http://www.qikan.com.cn发电企业成立售电公司的必要性

　　作者：肖伟

　　来源：《环球市场信息导报》2018年第21期

　　2015年3月，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》。同年，新电改6个关键配套文件在11月的最后一天落地，涵盖输配电价改革、电力市场建设、售电侧改革、电力交易机构组建和规范运行等多个方面。自开启新一轮电力体制改革的大幕至今，电力市场化道路已经走过了3年。随着电改的不断深入，电力市场的竞争也愈发激烈。有改革就有利益的重新分配和调整，市场上的发、输（配）、售各方，都想在激烈的竞争中生存并发展壮大，发电企业作为电力生产的源头深刻感受到市场的残酷和生存的不易。于是纷纷转变思路成立售电公司，都希望成为一个发售一体的综合能源供应商，本文正是立足于此，谈谈发电企业成立售电公司的必要性。

　　一、成立售电公司的背景

　　这一轮电力体制改革的总体思路是“管住中间、放开两头”。其中放开两头，即逐步放开发电计划，从单一的政府安排发电计划到除确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务以外的电量计划将全部通过市场获得，也就是说发电企业将直接进入市场，与电力用户直接交易，通过竞争获取电量和电价。随着市场电比例的不断提高，竞争形势也必然更趋激烈，发电企业在激烈的市场竞争中趋于亏损边缘，对企业的生产经营造成了较大冲击。因此，发电企业必须顺应改革潮流，实施转型发展。敢于直面挑战，走市场化售电的道路，已成为发电企业的必然选择。

　　二、成立售电公司的作用

　　开展电力体制改革，就是要还原电力的商品化属性，在激烈的电力市场竞争中，发电企业售电的对象，逐步从以往单一的电网公司向广大电力用户转变。也以此倒逼电网公司和发电企业继续深化改革，加快进入市场的步伐。作为本轮电改六大配套文件之一的《关于推进售电侧改革的实施意见》，就明确指出了“电改的主要目的是要向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，为电力用户提供更多购电选择权，以售电侧的竞争提升售电服务质量”。

　　三、如何运作好售电公司

　　一是，及时转变理念，增强市场意识。过去发电企业作为特殊的能源行业，计划经济色彩非常浓厚，只要做好安全生产，按照政府确定的发电计划和上网电价统一销售给电网公司，只需要和政府有关部门和电网公司打交道就够了。2002年厂网分家，特别是本轮电力体制改革

篇二：售电公司和电网的关系

　　售电公司对当代电力企业的影响与冲击

　　摘要：在当今社会发展过程中，售电侧的改革得到进一步的深入，由此也使得售电市场化的进程逐步的推进，相应的售电业务在电力消费中属于极为重要的环节，是电力生产的重要出口，也是用户所具有的服务入口，并且在此角度已经出现了资本追逐的热点，目前，我国在实际的“电改”过程中。售电公司得到了综合性的发展，新型的售电公司也对传统的电力企业产生了一定程度的影响冲击。若想使电力企业得到充分的发展，则需要面临改革背景之下所具有的冲击，以下对相应的冲击以及优化方式进行详细的分析。

　　关键词：电力企业；售电公司；影响冲击

　　引言

　　在社会发展过程中，我国电力改革持续性的推进，而新电改方案的实施也使我国供电侧的主要形式产生了转变，并且相应的售电模式也进行了综合性的改革，供电公司需要充分在当前售电公司在发展过程中，应对企业发展的现实冲击，并且需要积极的应对改革的各项策略，以下对新时代背景之下电力企业发展的现状以及优化方式进行详细的分析。

　　1对当前售电公司对电力企业产生的影响进行分析

　　1.1由分步改革所产生的问题

　　电力领域在发展过程中会含有发电、输电、配电以及售电的完整产业链。而先发电侧后售电侧的改革思路，在一定程度上使得电力体制改革所具有的完整性割裂化，由此也使得改革过程中存在着前后“顶牛”以及利益扭曲的问题，使得实际的售电公司以及电力企业在发展过程当中会存在一定程度的冲突问题。而售电公司的发展也会使得分步改革的工程予以落实，而在此背景之下将使得发电企业存在着煤电“顶牛”以及企业亏损的现实问题。

　　1.2导致电网公司价格风险上升

　　当前定价在改革过程当中会存在一定程度的不合理问题。各类售电公司的发展也使得目前我国电价制度所具有的不合理之处逐步暴露，使售电机制所具有的公平、合理性相对缺失，由此也使得电价销售水平相对较大，其结构合理性较低，存在着交叉补贴的现实问题。同时，在实际发电厂的发展过程中，其存在的搁置成本问题无法得到有效的解决，由此，使得电网经营企业在发展中存在诸多风险。此外，相应的售电企业在发展过程中，可能会应用低价策略与大用户对各类双边合作合同进行签订，而后参与到实际电力的市场竞争网之中。而由此在后续的发展过程中，也会出现尽量抬高上网电价的情况，因此会造成非直购部分的供电价格大幅度上涨，而由此也使得相应的风险向电力企业转移。

　　2对售电侧改革以及售电公司影响下电力企业的发展策略进行分析

　　2.1对销售制度及销售理念进行综合性的完善

　　首先，在电力企业的发展过程中，需要对电力营销策略进行有效的制定，需要进一步的强化市场变化的管理及控制，需要对当前市场所存在的实际变化，以更为有效的方式进行把控，使电力企业在发展过程中能够通过更为优质的电力营销策略制定以及实际的企业运营发展提供更加有效的条件支撑。其中，在实际强化电力市场变化的控制及优质的管理过程中，需要进一步的结合国际市场的实际变化以及综合性的发展情况，通过较为先进的电力营销管理方式以及相应的理念，构建以客户作为中心的发展模式，进一步使电力企业所具有的客户管理水平以及服务质量得以大幅度的提升，形成新型的电力服务体系，以更加全方位细致的市场调研，对当前用户信息进行收集，对电力需求进行思考，对市场变化进行精准的把握。由此，依照市场的实际情况，对电力营销策略进行制定，在具有高度针对性及差异化的服务过程中，逐步的与电力销售公司形成良性竞争。

　　其次，在发展过程中需要进一步对实际的销售观念进行有效的完善，摆脱传统企业在发展过程当中所具有的垄断观念，在创新的电力营销理念指导之下，使相应电力公司发展获得更为优质的观念指导。

　　2.2强化企业的发展管理

　　目前，在电力企业的发展过程中已经面临着较为严峻发展形势。由于在实际电力市场的发展过程中，电力能源的供应需求侧管理以及实际供求关系的现实变化，会导致企业的发展经营产生一定程度的影响。由此，电力企业在实际的经销管理过程中，需要进一步的对需求侧的管理进行详细的分析，即在电力供应大于实际电力现场的市场的需求时，需要进一步地将电力营销的实际重点放置在对市场进行开拓的背景之下，通过更为优质的能源销售，获得更为广阔的市场空间，由此使电力市场化改革以及实际的发展能够形成供需平衡的关系，使得电力企业所具有的实际管理以及企业创新发展能够获得良好的基础。

　　结语

　　在当前的市场发展过程当中，售电侧市场化改革逐步的推进，而由此也使得售电企业对于传统的电力公司而言产生了诸多影响与冲击，为了对相应的影响及冲击进行有效的应对，同时更好的适应改革的发展趋势。电力企业在发展过程中，需要充分的对自身所存在的问题进行详细的分析，进一步的对发展策略进行详细的规划，打破传统的垄断意识，充分的将创新型的发展思路进行有效的应用，由此使得实际企业发展过程中，能够对更加新型的营销发展策略进行制定，对其发展的观念进行综合性的转变。电力企业需要应用更加优质的管理方法与当前的改革特征相适应，从多角度使企业的核心竞争能力得以大幅度的提升，确保企业在当前的市场竞争过程当中能够拥有一席之地，更为有效的协调电力企业与售电企业之间所存在的关系。

　　参考文献

　　[1]曾鸣,王祥.电力企业发展战略与资本经营[J].现代电力,2002,19(1):95-98.DOI:10.3969/j.issn.1007-2322.2002.01.017.

　　[2]曹军军.国有电力企业发展战略规划及管控分析[J].百科论坛电子杂志,2019(14):436-437.

　　[3]翟建国.基于SWOT理论的自备电力企业发展战略浅析——以大庆油田电力集团为例[J].经济研究导刊,2014(11):38-39.DOI:10.3969/j.issn.1673-291X.2014.11.018.

　　[4]郭莉,王树华,孟静.多重战略机遇下电力企业转型发展研究

　　——以国网江苏省电力有限公司为例[J].江苏商论,2020(11):112-114,138.DOI:10.3969/j.issn.1009-0061.2020.11.033.

篇三：售电公司和电网的关系

　　国家发展改革委、国家能源局关于印发《售电公司管理办法》的通知

　　文章属性

　　【制定机关】国家发展和改革委员会

　　【公布日期】2021.11.11?

　　【文

　　号】发改体改规〔2021〕1595号

　　【施行日期】2021.11.11?

　　【效力等级】部门规范性文件

　　【时效性】现行有效

　　【主题分类】电力及电力工业,公司

　　正文

　　国家发展改革委

　　国家能源局关于印发《售电公司管理办法》的通知

　　发改体改规〔2021〕1595号

　　各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局、工业和信息化主管部门，新疆生产建设兵团发展改革委：

　　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）和电力体制改革配套文件精神，国家发展改革委、国家能源局制定了《售电公司管理办法》，现印发给你们，请按照执行。《国家发展改革委、国家能源局关于印发<售电公司准入与退出管理办法>和<有序放开配电网业务管理办法>的通知》（发改经体〔2016〕2120号）中《售电公司准入与退出管理办法》废止。

　　附件：1.售电公司管理办法

　　2.售电公司信用承诺书（参考范本）

　　国家发展改革委

　　国家能源局

　　2021年11月11日

　　附件1售电公司管理办法

　　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

　　售电公司注册、运营和退出，坚持依法合规、开放竞争、安全高效、改革创新、优质服务、常态监管的原则。

　　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。售电公司在零售市场与电力用户确立售电服务关系，在批发市场开展购售电业务。

　　第四条

　　电力、价格主管部门和市场监督管理部门、能源监管机构等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

　　注册条件

　　第五条

　　售电公司注册条件。

　　（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（不含）人民币的，可以从事年售电量不超过30亿千瓦时的售电业务。

　　3.资产总额在1亿元至2亿元（不含）人民币的，可以从事年售电量不超过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。售电公司应拥有10名及以上具有劳动关系的全职专业人员。专业人员应掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备风险管理、电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有电力、能源、经济、金融等行业3年及以上工作经验。其中，至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专业管理人员，技术职称包括电力、经济、会计等相关专业。

　　（四）经营场所和技术支持系统。售电公司应具有固定经营场所及能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能的电力市场技术支持系统和客户服务平台，参与电力批发市场的售电公司技术支持系统应能接入电力交易平台。

　　（五）信用要求。售电公司法定代表人及主要股东具有良好的财务状况和信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。董事、监事、高级管理人员、从业人员无失信被执行记录。

　　（六）法律、行政法规和地方性法规规定的其他条件。

　　第六条

　　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所属售电公司（含全资、控股或参股）应当具有独立法人资格，独立运营。

　　上述公司申请经营范围增项开展售电业务的，新开展的同一笔交易中不能同时作为买方和卖方。

　　第七条

　　电网企业（含关联企业）所属售电公司（含全资、控股或参股）应当具有独立法人资格并且独立运营，确保售电业务从人员、财务、办公地点、信息等方面与其他业务隔离，不得通过电力交易机构、电力调度机构、电网企业获得售电竞争方面的合同商务信息以及超过其他售电公司的优势权利。

　　第三章

　　注册程序

　　第八条

　　电力交易机构负责售电公司注册服务，政府部门不得直接办理售电公司注册业务或干预电力交易机构正常办理售电公司注册业务。符合注册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，无需重复注册。已完成注册售电公司按相关交易规则公平参与交易。各电力交易机构按照“一地注册，信息共享”原则，统一售电公司注册服务流程、服务规范、要件清单、审验标准等，明确受理期限、接待日、公示日。其他地区推送的售电公司在售电业务所在行政区域需具备相应的经营场所、技术支持系统后，平等参与当地电力市场化交易。

　　建立售电公司首注负责制。负责首次办理售电公司注册手续的电力交易机构，负责对其按照本办法规定办理业务的有关材料进行完整性审查，必要时组织对售电公司进行现场核验。鼓励网上办理注册手续，对于网上提交的材料，电力交易机构应与当事人进行原件核对。

　　第九条

　　售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并通过电力交易平台向电力交易机构提交以下资料：工商注册信息、法定代表人信息、统一社会信用代码、资产和从业人员信息、开户信息、营业执照、资产证明、经营场所和技术支持系统证明等材料。

　　（一）营业执照经营范围必须明确具备电力销售、售电或电力供应等业务事项。

　　（二）需提供资产证明包括，具备资质、无不良信用记录的会计事务所出具的该售电公司近3个月内的资产评估报告，或近1年的审计报告，或近6个月的验资报告、银行流水，或开户银行出具的实收资本证明。对于成立时间不满6个月的售电公司，需提供自市场监督管理部门注册以后到申请市场注册时的资产评估报告，或审计报告，或验资报告、银行流水，或开户银行出具的实收资本证明。

　　（三）从业人员需提供能够证明售电公司全职在职员工近3个月的社保缴费记录、职称证书。从业人员不能同时在两个及以上售电公司重复任职。

　　（四）经营场所证明需提供商业地产的产权证明或1年及以上的房屋出租合同、经营场所照片等。

　　（五）接入电力交易平台的售电公司技术支持系统，需提供安全等级报告和软件著作权证书以及平台功能截图，对于购买或租赁平台的还需提供购买或租赁合同。

　　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。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，履行相应的注册程序后，可自愿转为拥有配电业务的售电公司。

　　第十条

　　接受注册后，电力交易机构要通过电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站，将售电公司满足注册条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。

　　电力交易机构收到售电公司提交的注册申请和注册材料后，在7个工作日内完成材料完整性审查，并在满足注册条件后完成售电公司的注册手续。对于售电公司提交的注册材料不符合要求的，电力交易机构应予以一次性书面告知。

　　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

　　电力交易机构应对公示期间被提出异议的售电公司的异议情况进行调查核实，并根据核实情况分类处理。

　　（一）如因公示材料疏漏缺失或公示期间发生人员等变更而产生异议，售电公司可以补充材料申请再公示。

　　（二）如因材料造假发生异议，售电公司自接到电力交易机构关于异议的告知之日起，5个工作日内无法作出合理解释，电力交易机构终止其公示，退回售电公

　　司的注册申请，将情况报送地方主管部门。

　　第十三条

　　电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向地方主管部门、能源监管机构备案，并通过电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站向社会公布。

　　第十四条

　　售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向首次注册的电力交易机构申请信息变更。法人信息、公司股东、股权结构、从业人员、配电网资质等发生如下变化的，售电公司需重新签署信用承诺书并予以公示，公示期为7天。

　　（一）企业更名或法定代表人变更。

　　（二）企业控制权转移，因公司股权转让导致公司控股股东或者实际控制人发生变化。

　　（三）资产总额发生超出注册条件所规定范围的变更。

　　（四）企业高级或中级职称的专业人员变更。

　　（五）配电网运营资质变化。

　　第四章

　　权利与义务

　　第十五条

　　售电公司享有以下权利：

　　（一）可以采取多种方式通过电力市场购售电，可通过电力交易平台开展双边协商交易或集中交易。

　　（二）售电公司自主选择各级电力交易机构进行跨省跨区购电和省内购电。

　　（三）多个售电公司可以在同一配电区域内售电。同一售电公司可在多个配电区域内售电。

　　（四）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。

　　（五）可根据用户授权掌握历史用电信息，在电力交易平台进行数据查询和下

　　载。

　　第十六条

　　售电公司应履行以下义务：

　　（一）承担保密义务，不得泄漏用户信息。

　　（二）遵守电力市场交易规则。

　　（三）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。

　　（四）受委托代理用户与电网企业的涉网事宜。

　　（五）按照国家有关规定，在电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站上公示公司资产、从业人员、场所、技术支持系统、经营状况等信息、证明材料和信用承诺，依法及时对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。

　　（六）不得干涉用户自由选择售电公司的权利。

　　（七）按照可再生能源电力消纳责任权重有关规定，承担与年售电量相对应的可再生能源电力消纳量。

　　（八）同意电力交易机构对其公司及公司从业人员满足注册条件的信息、证明材料对外公示，以及对其持续满足注册条件开展的动态管理。

　　第五章

　　运营管理

　　第十七条

　　售电公司应持续满足注册条件。

　　第十八条

　　售电公司注册生效后，通过电力交易平台每年3月底前披露其资产、人员、经营场所、技术支持系统等持续满足注册条件的信息和证明材料。电力交易机构根据需要启动对售电公司持续满足注册条件情况的核验。核验结果可以与市场监督管理部门、“信用中国”网站等形成联动机制和信息共享，年度审查次数根据售电公司的信用评级或入市时长确定。

　　第十九条

　　售电公司与电力用户在电力交易平台建立零售服务关系。经售电公司与电力用户双方协商一致，在确立绑定关系期限内，任何一方均可在电力交易平

　　台中发起零售服务关系确立，由双方法定代表人（授权代理人）在电力交易平台中确认。

　　第二十条

　　电力用户在同一合同周期内仅可与一家售电公司确立零售服务关系，双方在电力交易平台绑定确认后，电力交易机构不再受理新的绑定申请，电力用户全部电量通过该售电公司购买。

　　第二十一条

　　售电公司与电力用户零售服务关系在电力交易平台中确认后，即视同不从电网企业购电，电网企业与电力用户的供用电合同中电量、电价等结算相关的条款失效，两者的供用电关系不变，电力用户、售电公司与电网企业应签订三方电费结算补充协议，无需再签订售电公司、电力用户、电网企业三方合同，电力交易机构将电力用户与售电公司零售服务关系信息统一推送给向电力用户供电的电网企业。

　　第二十二条

　　售电公司与电力用户按照月为最小单位签订合同，其中新注册用户的合同生效时间为当月实际签订时间。合同应包括但不限于以下内容：电力用户企业名称、电压等级、户号、合同期限、电量及分月计划、费用结算、违约责任、电力用户偏差电量处理方式等内容。售电公司在批发市场与零售市场应考虑电力辅助服务费用和阻塞费用等费用，相关盈亏由售电公司承担。

　　第二十三条

　　电力交易机构负责出具售电公司以及零售电力用户等零售侧结算依据，电网企业根据结算依据对零售电力用户进行零售交易资金结算，对售电公司批发、零售价差收益、偏差考核进行资金结算。

　　第二十四条

　　售电公司参与批发和（或）零售市场交易前，应通过以下额度的最大值向电力交易机构提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证：1.过去12个月批发市场交易总电量，按标准不低于0.8分/千瓦时；2.过去2个月内参与批发、零售两个市场交易电量的大值，按标准不低于5分/千瓦时。现货市场地区，地方主管部门可以根据市场风险状况，适当提高标准，具体标准由各地自行确定。

　　（一）对于在多个省（区、市）开展售电业务的售电公司，需分别提交履约保函或保险。

　　（二）电力交易机构应拟定履约保函、保险管理制度，并负责履约保函、保险单的接收、管理、退还、使用申请、执行情况记录、履约额度跟踪和通报程序。制度应经相关市场管理委员会审议后，报地方主管部门备案。

　　（三）履约保函、保险提交主体为售电公司，受益人为与其签署资金结算协议的电网企业。

　　（四）售电公司未缴纳或未足额缴纳相关结算费用，电网企业可根据电力交易机构出具的结算依据申请使用履约保函、保险，并由电力交易机构向履约保函、保险开立单位出具原件，要求支付款项，同时向相关市场主体发出执行告知书，说明售电公司欠费情况，并做好相关信用管理和交易工作。

　　（五）在使用履约保函、保险时，若售电公司所交履约保函、保险额度不足以支付应缴相关结算费用，售电公司需根据履约保函、保险执行告知书要求，在规定时限内足额缴纳相关结算费用。

　　（六）电力交易机构应于履约保函、保险执行前向市场主体公示售电公司欠费情况。

　　第二十五条

　　建立售电公司履约额度跟踪预警机制。电力现货市场结算试运行期间，电力交易机构动态监测售电公司运营履约额度与实际提交的履约保函或保险额度，每日上报地方主管部门，按周上报国家主管部门；非电力现货试点地区以及电力现货市场未结算试运行期间，电力交易机构按周动态监测上报地方主管部门，按月上报国家主管部门。发现实际提交的履约保函、保险额度不足时及时通知售电公司补缴。售电公司应在接到电力交易机构通知的3个工作日内，向电力交易机构提交足额履约保函、保险，满足市场交易信用要求。如售电公司提交的履约保函额度超过规定标准，可向电力交易机构申请退还多缴的履约保函。

　　第二十六条

　　售电公司未按时足额缴纳履约保函、保险，经电力交易机构书面提醒仍拒不足额缴纳的，应对其实施以下措施：

　　（一）取消其后续交易资格；

　　（二）在电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站公布该售电公司相关信息和行为；

　　（三）公示结束后按照国家有关规定，对该企业法定代表人、自然人股东、其他相关人员依法依规实施失信惩戒；

　　（四）其所有已签订但尚未履行的购售电合同由地方主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力交易平台转让给其他售电公司。

　　第二十七条

　　连续12个月未进行实际交易的售电公司，电力交易机构征得地方主管部门同意后暂停其交易资格，重新参与交易前须再次进行公示。

　　第六章

　　退出方式

　　第二十八条

　　售电公司有下列情形之一的，经地方主管部门和能源监管机构调查确认后，启动强制退出程序：

　　（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的。

　　（六）连续3年未在任一行政区域开展售电业务的。

　　（七）出现市场串谋、提供虚假材料误导调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序的。

　　（八）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定为售电公司存在诈骗

　　等行为的，或经司法机构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。

　　（九）未持续满足注册条件，且未在规定时间内整改到位的。

　　（十）法律、法规规定的其他情形。

　　第二十九条

　　在地方主管部门确认售电公司符合强制退出条件后，应通过电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，地方主管部门通知电力交易机构对该售电公司实施强制退出。

　　第三十条

　　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优先通过自主协商的方式，在10个工作日内完成处理；自主协商期满，退出售电公司未与合同购售电各方就合同解除协商一致的，由地方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以转让、拍卖等方式转给其他售电公司；经合同转让、拍卖等方式仍未完成处理的，已签订尚未履行的购售电合同终止履行，零售用户可以与其他售电公司签订新的零售合同，否则由保底售电公司代理该部分零售用户，并按照保底售电公司的相关条款与其签订零售合同，并处理好其他相关事宜。

　　第三十一条

　　售电公司可自愿申请退出售电市场，应提前45个工作日向电力交易机构提交退出申请，明确退出原因和计划的终止交易月。终止交易月之前（含当月），购售电合同由该售电公司继续履行，并处理好相关事宜。

　　第三十二条

　　对于自愿退出的售电公司，电力交易机构将退出申请及相关材料通过电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。

　　第三十三条

　　在地方主管部门和能源监管机构协调下，自愿退出售电公司应在终止交易月之前通过自主协商的方式完成购售电合同处理；自愿退出售电公司未与购售电合同各方就合同解除协商一致的，须继续参与市场化交易，直至购售电合同履行完毕或合同各方同意终止履行。对继续履行购售电合同确实存在困难的，其批发合同及电力用户按照有关要求由保底售电公司承接。对购售电合同各方造成的损

　　失由自愿退出售电公司承担。

　　第三十四条

　　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市场主体目录删除，向地方主管部门和能源监管机构备案，并通过电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站向社会公布。拟退出售电公司退出前需结清市场化电费和交易手续费。电力交易机构注销售电公司的电力交易平台账号，但保留其历史信息。

　　第三十五条

　　虑市场化电费差错退补有滞后性，电力交易机构在售电公司退出后保留其履约保函6个月，期满退还。履约保函在退出后6个月内失效的，或售电公司在退出后6个月内办理企业注销、需取回履约保函的，售电公司须与其股东、上级单位或其他有履行能力的第三方协商，由第三方出具连带责任担保并经过公证的承诺书，提交电力交易机构后退还其履约保函。

　　第七章

　　保底售电

　　第三十六条

　　保底售电公司每年确定一次，具体数量由地方主管部门确定。原则上所有售电公司均可申请成为保底售电公司，地方主管部门负责审批选取其中经营稳定、信用良好、资金储备充足、人员技术实力强的主体成为保底售电公司，并向市场主体公布。

　　第三十七条

　　保底售电服务由电力交易机构报地方主管部门和能源监管机构同意后，方可启动：

　　（一）启动条件。

　　1．存在售电公司未在截止期限前缴清结算费用。

　　2．存在售电公司不符合市场履约风险有关要求。

　　3．存在售电公司自愿或强制退出市场，其购售电合同经自主协商、整体转让未处理完成。

　　（二）服务内容。确认启动保底售电服务后，电力交易机构书面通知保底售电

　　公司、拟退出售电公司，以及拟退出售电公司的批发合同各方、电力用户。保底售电公司从发出通知的次月起承接批发合同及电力用户服务，其保底服务对应的市场化交易单独结算。电力用户执行保底零售价格，不再另行签订协议。中长期模式下，保底零售价格按照电网企业代理购电价格的1.5倍执行，具体价格水平由省级价格主管部门确定。现货结算试运行或正式运行期间，由地方主管部门根据电力市场实际价格及保底成本确定分时保底零售价格，并定期调整。保底成本包括因用户数量不确定导致的成本上升、极端因素导致的风险成本等。原则上，保底电价不得低于实际现货市场均价的2倍。

　　（三）兜底原则。若全部保底售电公司由于经营困难等原因，无法承接保底售电服务，由电网企业提供保底售电服务。

　　（四）保底售电业务监管。保底售电公司须将保底售电业务单独记账、独立核算，并定期将相关价格水平、盈亏情况上报地方主管部门。

　　第三十八条

　　其他事项。

　　（一）执行保底零售价格满一个月后，电力用户可自主选择与其他售电公司（包括保底售电公司）协商签订新的零售合同，保底售电公司不得以任何理由阻挠。

　　（二）因触发保底服务对批发合同各方、电力用户造成的损失由拟退出售电公司承担。

　　（三）售电公司被强制退出或自愿退出，其所有已签订但尚未履行的购售电合同若无保底售电公司承接，可由地方主管部门征求

　　合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台以转让、拍卖等方式交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。未能处理好购售电合同相关事宜的，电力交易机构依法依规制定售电公司保函、保险偿付相应市场主体的方案，电网企业按方案完成函、保险使用、偿付工作。

　　（四）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。

　　第八章

　　售电公司信用与监管

　　第三十九条

　　国家主管部门、国家发展改革委统筹组织地方主管部门授权电力交易机构、第三方征信机构开展售电公司信用评价工作。售电公司信用评价工作不得向售电主体收取费用。

　　第四十条

　　依托公共信用综合评价标准体系建立售电公司信用评价体系。依托电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站，开发建设售电公司信用信息系统。建立企业法人及其法定代表人、董事、监事、高级管理人员信用记录，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。

　　第四十一条

　　建立电力交易机构与全国信用信息共享平台信息共享机制，实现市场主体信用信息双向共享。

　　第四十二条

　　售电公司未按要求持续满足注册条件的，电力交易机构应立即通知售电公司限期整改，售电公司限期整改期间，暂停其交易资格，未在规定期限内整改到位的，经地方主管部门同意后予以强制退出，同时将相关信息推送至全国信用信息共享平台。第四十三条地方主管部门、能源监管机构根据职责对售电公司进行监管。地方主管部门对售电公司与售电公司、电力用户间发生的违反交易规则和失信行为按规定进行处理，记入信用记录，情节特别严重或拒不整改的，对其违法失信行为予以公开。能源监管机构对售电公司执行交易规则、参与批发市场交易行为进行监管，并按照有关规定对违规行为进行处理。

　　第九章

　　附则

　　第四十四条

　　各省级政府可依据本办法制定实施细则。

　　第四十五条

　　本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。

　　第四十六条

　　本办法自发布之日起施行，有效期5年。

篇四：售电公司和电网的关系

　　合同编号：

　　售电公司与电力用户

　　购售电合同（范本）

　　甲方:

　　乙方:

　　目

　　录

　　第一章

　　双方的权利和义务

　　第二章

　　交易电量、电价

　　第三章

　　电能计量、结算和支付

　　第四章

　　合同违约、补偿和不可抗力

　　第五章

　　争议的解决

　　第六章

　　合同变更、解除和生效

　　附件1定义和解释

　　附件2年度双边交易分月（月度双边交易）电量表

　　附件3月度交易电量确认单

　　附件4年度双边交易价格表

　　附件5月度交易价格确认单

　　售电公司与电力用户购售电合同

　　售电公司与电力用户电力交易合同（以下简称本合同）由下列双方签署：

　　1、售电方（售电公司，以下简称甲方）：，系一家具有法人资格的售电公司，企业所在地为

　　（省、市、县（区）），在

　　登记注册，统一社会信用代码：，住所：，法定代表人/授权代理人：姓名：

　　身份证号：

　　联系方式：。甲方为符合售电公司直接交易准入条件的市场主体，在山东电力交易中心有限公司（以下简称：电力交易中心）完成公示、承诺、注册、备案程序，具备开展电力直接交易的购售电资格，在电力交易中心注册登记的资产总额为

　　万元，可从事年售电量最大为

　　亿千瓦时。

　　2、购电方（电力用户，以下简称乙方）：，系一家具有法人资格/经法人单位授权的用电企业，企业所在地为：

　　（省、市、县（区）），在

　　登记注册，统一社会信用代码：

　　，住所：，法定代表人/授权代理人：姓名：

　　身份证号：

　　联系方式：。乙方拥有并经营管理一家最高用电电压等级为

　　千伏（kV），总变压器容量为

　　千伏安（kVA）的用电企业，为符合电力用户直接交易准入条件的市场主体，且已与

　　供电公司建立供用电合同关系，用电户号包括：①

　　②③

　　……。

　　第一章

　　双方的权利和义务

　　1.1甲方的权利包括：

　　1.1.1要求乙方提供履行本合同义务相关的信息、资料及查阅关口计量数据。

　　1.1.2发生不可抗力、紧急情况时，甲方有权调整用电量计划。

　　1.2甲方的义务包括：

　　1.2.1按照国家有关法规、规定和技术规范，为乙方提供电力交易服务，参与电力市场交易并按规定结算。

　　1.2.2向乙方提供真实准确的有关电力直接交易的相关信息及资料，不得提供虚假的或误导性的信息。

　　1.2.3协助乙方申请办理电力交易有关手续。

　　1.2.4发生紧急情况时，按照相关规定执行。

　　1.2.5向乙方和电网企业提供与履行本合同相关的其他信息。

　　1.2.6按相关规定和要求格式上报按国家相关政策法规和交易系统技术要求等应当报备的合约关系、成交量等非涉密信息。

　　1.3乙方的权利包括：

　　1.3.1根据与电网企业签订的《供用电合同》，按照国家有关法规享受电网经营企业提供的有关接入和用电服务。

　　1.3.2与甲方协商制定用电计划和设备维修计划。

　　1.3.3获得甲方履行本合同义务相关的信息、资料。

　　1.4乙方的义务包括：

　　1.4.1按照国家有关法规、规定和技术规范，运行、维护有关用电设施，合理控制用电系统。

　　1.4.2事先向甲方提供电力交易容量、电量及其他生产运行信息。根据实际用电需求，准确预测年度购电量及交易月份用电量，并按时提交《年度双边交易分月（月度双边交易）电量表》、《月度交易电量确认单》（见附件2、附件3）。

　　1.4.3向甲方提供与履行本合同相关的其他信息。如实提供用户用电信息，配合甲方、电网公司及电力交易中心进行电量交易、电费结算、数据统计等工作。

　　1.4.4按电力相关规定和《供用电合同》按时足额缴纳电费。

　　1.4.5电力交易电量不得转供或变相转供。

　　1.4.6发生紧急情况时，按照相关规定执行。

　　1.5双方的权力包括：

　　任何一方未通过书面形式声明放弃其在本合同项下的任何权利，则不应被视为其弃权。

　　1.6双方的义务包括：

　　甲、乙双方均应保证其从另一方取得的所有无法自公开渠道获得的资料和文件（包括财务、技术、价格等内容）予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，不得向任何第三方透露该资料和文件的全部或任何部分，但按照法律、法规规定可做出披露的情况除外。

　　第二章

　　交易电量、电价

　　2.1交易周期：本合同交易周期自

　　年

　　月

　　日至

　　年

　　月

　　日。

　　2.2交易电量：乙方同意向甲方购买交易周期内的全部用电量，乙方预估交易周期内总交易电量为

　　万千瓦时。其中，年度双边交易合同电量

　　万千瓦时,月度交易合

　　同电量

　　万千瓦时。

　　2.2.1年度双边交易合同电量：甲乙双方约定年度双边交易合同电量以《年度双边交易分月（月度双边交易）电量表》（附件2）为准，由双方签字盖章后生效。

　　2.2.2月度交易合同电量：月度交易合同电量包括月度双边交易电量和月度集中竞价交易电量。甲乙双方约定月度交易电量以乙方每月在电力交易中心组织月度交易前

　　个工作日提交给甲方的《月度交易电量确认单》（附件3）为准。

　　2.2.3甲乙双方另有约定如下：

　　经甲乙双方协商一致，甲方每月(是/否)可调减年度双边交易分月电量计划。

　　2.3交易电价：在交易周期内，甲乙双方参照《年度双边交易价格表》（附件4）、《月度双边交易价格确认单》（附件5），对不同交易方式分别约定不同的交易价格。

　　2.3.1年度双边交易电价：甲乙双方同意年度双边交易合同电量

　　万千瓦时，约定交易电价按以下第

　　()种方式处理：

　　（1）年度双边交易价格固定为

　　元/兆瓦时（含税）。

　　（2）年度双边交易基准价格为

　　元/兆瓦时（含税），每（季度/

　　月）参照煤炭价格变动情况（比如参考环渤海动力煤价格指数）按

　　比例浮动（计算公式：）。

　　（3）双方另有约定如下:

　　2.3.2月度交易电价：月度双边交易电量和月度集中竞价交易电量可分别约定交易电价。

　　甲乙双方约定月度双边电量交易电价按以下第

　　()种方式处理：

　　（1）按年度双边交易固定价格执行。

　　（2）以年度双边交易固定价格为基础，参照煤炭价格变动情况（比如参考环渤海动力煤价格指数）按照

　　比例浮动（计算公式：）。

　　（3）双方另有约定如下:。甲乙双方约定月度集中竞价交易电量，按月度集中竞价交易出清价格执行，双方另有约定如下：

　　【交易双方约定的交易价格不得以全省最低价、成交最低价、所有合同最低价等方式确定。一旦出现类似不能准确表达交易价格的行为，双方约定的价格确定方式无效，由此导致的纠纷及后果由双方自行承担。】

　　2.3.3甲乙双方同意

　　万千瓦时电量参与市场化交易与本合同价格之间所产生的价差收益按以下第

　　()种方式处理：

　　（1）全部由甲方所有；

　　（2）采取比例分成，交易价差收益

　　%归甲方所有，%归乙方所有。

　　（3）双方另有约定如下：

　　2.4偏差考核：甲方对乙方当月的实际用电量与双方确认的计划电量进行偏差统计，乙方月度偏差双方约定按以下第

　　()种方式处理：

　　（1）乙方偏差在-X%—+Y%之间免于考核，超出免考核范围的偏差电量按交易规则确定的价格计算考核资金/或者双方约定的（）价格，由乙方向甲方支付；

　　（2）乙方偏差全部由甲方承担；

　　（3）双方另有约定如下:

　　2.5合同有效期内，如国家或者省有关政府部门调整目录销售电价，则按新的政策予以调整和修改。

　　第三章

　　电能计量、结算和支付

　　3.1电力交易涉及的电量计量点在乙方与电网公司签订的《供用电合同》中约定。

　　3.2电力交易涉及的电能计量装置要求、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法，按照《供用电合同》约定执行。

　　3.3电力交易结算电量以甲方计量点关口表计量的电量为结算依据。

　　3.4在结算周期内，乙方的电度电价（费）由甲方按照本合同约定向电力交易中心申报并经甲乙双方确认的交易结果形成，功率因数、峰谷比调整、容量电费等仍由电网公司按照现行国家及的政策执行。

　　3.5乙方按《供用电合同》约定交付用电电费，原有向电网经营企业缴交用电电费、计费方式以及结算流程均保持不变。

　　第四章

　　合同违约、补偿和不可抗力

　　4.1一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违约造成的经济损失。双方违约条款约定如下：

　　4.2经甲乙双方商定，甲乙双方所签订的交易电价，双方必须严加保密，不得以任何形式向第三方提供。甲乙双方承担保密义务，一方违反保密义务向外泄露交易电价的，应承担违约责任并赔偿由此造成的损失，但按照法律、法规规定可做出披露的情况除外。双方约定因交易电价泄密应承担的违约责任按以下方式处理：

　　4.3违约的处理原则

　　4.3.1违约方应承担继续履行合同、采取补救措施等责任。在继续履约或者采取补救措施后，仍对非违约方造成其他损失的，应当赔偿损失。

　　4.3.2在本合同履行期限届满之前，甲、乙双方均不得擅自解除合同，因一方原因导致合同不能继续履行，另一方可在履行期限届满前解除合同并要求其承担相应的违约责任。

　　4.4不可抗力

　　4.4.1如果发生不可抗力，双方首先应尽量调整交易和生产计划，尽可能使结算电量接近合同电量。若不可抗力的发生完全或部分地妨碍合同任一方履行本合同项下的任何义务，则该方可暂停履行其义务，但前提是：

　　暂停履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要；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。

　　4.4.2受不可抗力影响的一方应采取合理的措施，以减少因不可抗力给对方带来的损失。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，则该方应承担由此扩大的损失。

　　4.4.3若合同一方因不可抗力而不能履行本合同，则该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

　　内书面通知另一方。该通知书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、该方为减少不可抗力影响所采取的措施及由不可抗力发生地公证机构出具的证明文件。

　　第五章

　　争议的解决

　　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，也可提请政府相关部门、能源监管机构调解。协商或调解不成的，按以下第

　　()种方式处理：

　　(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。

　　第六章

　　合同变更、解除和生效

　　6.1本合同的任何修改、补充或变更必须以书面的形式进行。

　　提出变更合同内容的一方应提前

　　日书面通知另一方。通知书应包括拟变更条款、变更意见、需要增加或删除的内容等。对方应在

　　日内以书面的形式反馈意见。双方法定代表人或授权代理人签字盖章后方为有效。

　　6.2经双方协商一致或依法定合同解除情形，可以解除本合同。合同一方发生下列事件超过

　　日的，则另一方有权通过本合同填写的通讯地址向对方送达《解除合同通知书》的方式解除本合同，并报能源监管机构备案。

　　（1）一方被申请破产、清算或被吊销营业执照；

　　（2）一方与其他实体联合、合并或将其所有或大部分资产转移给其他实体，而该存续的企业不能合理地承担其在本合同项下的所有义务。

　　（3）不可抗力阻碍任何一方履行其义务持续超过

　　日。

　　6.3本合同中有关解除、争议解决和保密的条款在本合同解除后仍然有效。

　　6.4本合同自双方法定代表人或授权代理人签字并加盖公章或合同专用章之日起生效。本合同正本一式

　　份，双方各执

　　份，副本

　　份。

　　6.5本合同有效期：自签订之日起至

　　年

　　月

　　日止。

　　甲方（盖章）：

　　法定代表人/授权代理人:

　　签订日期：

　　年

　　月

　　日

　　乙方（盖章）：

　　法定代表人/授权代理人:

　　签订日期：

　　年

　　月

　　日

　　签订地点：

　　附件1定义和解释

　　本合同所用词条适用以下解释：

　　1.定义

　　1.1合同电量：是指本合同约定的直接交易电量。按电力交易方式分为“双边交易合同电量”、“集中竞价交易合同电量”。

　　1.2双边交易合同电量：是指售电公司和电力用户根据交易规则，双方自主协商交易电量，确定的电力用户参与双边交易的合同电量，分为年度双边交易合同电量、月度双边交易合同电量。

　　1.3集中竞价交易合同电量：是指售电公司和电力用户根据交易规则，双方确定的由售电公司代理电力用户参与电力交易平台集中竞价交易的合同电量。

　　1.4偏差电量：是指电力用户月度实际用电量与合同电量之差。

　　1.5结算月：是指电网企业按约定时间完成电力用户抄表进行电费结算的月份。

　　1.6结算电量：是指电力交易中心依据交易规则，为本合同出具的结算凭据中的抄表电量。

　　1.7交易价差收益：指售电公司参与市场化交易与本合同价格之间所产生的收益。

　　1.8电网企业：指国网电力公司或其他按照相关规定在内获得输配电网运营权的公司。

　　1.9紧急情况：指电力系统发生事故或发电、输配电、用电设备发生重大事故，电网频率或者电压超出规定范围，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，并且该情况在结束后得到能源监管机构确认。

　　1.10工作日：指除星期六、星期日及法定节假日以外的公历日。

　　1.11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、台风、海啸、暴风雨、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、地震、台风等；核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。

　　2.解释

　　2.1本合同附件与正文具有同等的法律效力。

　　2.2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。

　　2.3通知和送达。任何与本合同有关的通知、文件和合规的账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、电子邮件、QQ、微信等方式发出并被接收确认，即视为送达。所有通知、文件和合规的账单等均在送达或接收后方能生效。一切通知、账单、资料或文件等应按照约定的联络信息发给对方，直至一方书面通知另一方变更联络信息为止。

　　2.4本合同所指的日、月、年均为公历日、月、年。

　　附件2年度双边交易分月（月度双边交易）电量表

　　甲方：（售电公司名称）

　　乙方：（电力用户名称）

　　交易周期：

　　年

　　月

　　至

　　年

　　月

　　年度双边交易分月/月度交易电量

　　时间

　　（万千瓦时）

　　01月

　　02月

　　03月

　　04月

　　05月

　　06月

　　07月

　　08月

　　09月

　　10月

　　11月

　　12月

　　公司名称（盖章）：

　　签署人：

　　附件3月度交易电量确认单

　　：

　　兹确认我公司向贵公司购买

　　年

　　月

　　万千瓦时电量，其中年度双边交易合同电量

　　万千瓦时，月度双边协商交易合同电量

　　万千瓦时，月度集中竞价交易合同电量

　　万千瓦时。

　　公司名称（盖章）：

　　签署人：

　　日期：

　　附件4年度双边交易价格表

　　甲方：（售电公司名称）

　　乙方：（电力用户名称）

　　交易周期：

　　年

　　月

　　至

　　年

　　月

　　年度/月度双边交易

　　时间

　　1月

　　2月

　　3月

　　4月

　　5月

　　6月

　　7月

　　8月

　　9月

　　10月

　　11月

　　12月

　　（固定/基准）价格

　　（元/兆瓦时）

　　年度双边交易

　　浮动价格公式

　　注：本表格甲乙双方可根据合同价格约定情况调整。

　　售电公司名称（盖公章）：

　　电力用户名称（盖公章）：

　　法人代表签字：

　　法人代表签字：

　　年

　　月

　　日

　　年

　　月

　　日

　　附件5月度双边交易价格确认单

　　：

　　兹确认我公司向贵公司购买

　　年

　　月

　　兆瓦时电量，交易电价约定价格为

　　元/兆瓦时（含税）。

　　公司名称（盖章）：

　　签署人：

　　日期：

篇五：售电公司和电网的关系

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　　什么是售电公司？为什么需要引入售电公司？售电公司如何运营？售电公司盈利模式如何？未来的售电公司需要什么样的人才？看看本文，也许你就知道了……说到售电公司，电力系统外的人们或许会觉得这个名词很陌生。在普通人的眼里，售电公司应该就等同于国家电网或是南方电网。但是随着国内电改的逐渐推进，在不久的将来，向您收电费的那家公司或许不再是国网或南网了。

　　去年开始，“售电”这个词火了，先吃螃蟹的人们在市场中跃跃欲试，而圈外的人却对此很陌生。售电，不就是卖电吗？那——怎么卖？为何要引入售电公司？售电公司的运营和盈利模式是怎样的？售电公司需要怎样的人才？本文作者曼彻斯特大学智能混合能源网络博士生KevinZhang为你解读“售电”的方方面面。

　　【无所不能文|KevinZhang】说到售电公司，电力系统外的人们或许会觉得这个名词很陌生。在普通人的眼里，售电公司应该就等同于国家电网或是南方电网。但是随着国内电改的逐渐推进，在不久的将来，向您收电费的那家公司或许不再是国网或南网了。

　　1）首先说说什么是售电公司？

　　通俗地说，售电公司就是替你去跟发电厂议价，然后尽可能降低各位的用电成本，并自己从中分一杯羹。当前的售电公司角色是由国网和南网扮演的。

　　2）再说说为什么需要引入售电公司？

　　有的朋友可能会说：“增加售电公司这一角色不是会提高整体成本，从而导致更高的电价么？”

　　首先这不是增加环节，而是打开售电环节，引入社会资本。当前电力的输配售都是由南网或国网完成的，所以存在客观垄断。各位用户没有选择或者说议价权，只能被动接受。但是多家售电公司的加入能引入市场竞争，让大家可以在不同售电公司之间选择你认为最便宜或者说最适合你的用电价格方案（注意供电质量不会因为售电公司的选择而改变，供电质量是由输配电公司保证的。）。

　　-1-

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　　首先简要介绍一下开放市场下的电力买卖三步曲：

　　第一步最稳妥：用电者（买方）提前与发电厂（卖方）签订合同（bilateralcontract），写明你的用电时间（比如下午4点到5点）和需求幅值（比如50MW）。

　　第二步风险稍高：买方和卖方到电力市场（day-aheadmarketinUSandwholesalemarketinUK）里自行报价（blackbox形式），然后电力市场管理者根据供需关系决定哪些哪些卖方能发电，哪些买方能买到电。

　　第三步无控制权：电力市场管理者根据买方的实时用电情况（inbalancingmarket），随时命令卖方增发或者减发。只要买方所用电量跟前两步买下的电量不匹配（imbalance），就会遭受相应惩罚。而且这个惩罚的力度是由市场运行状况决定的，买方没有控制权。

　　3）售电公司运营模式

　　首先谈谈作为对照组的直购电。

　　因为有一些大型工厂的用电需求的数值和时间较为固定，所以可以通过直购电模式直接打通发电企业和大型工厂之间的售电通道。所以售电公司在这一块应该是没什么作为了。

　　其实从上面对直购电的解释，可以看出需不需要售电公司有两个关键点：

　　用电需求是否足够大，足够稳定

　　用电时间是否固定

　　所以作为非工业用户，我们不能直接去跟发电企业签合同原因就在这里：负荷太小只是一小部分问题，关键是你没办法保证你每天有固定的用电习惯（比如你出去旅游了，你家里还会照常用电么？）。

　　所以这时候售电公司就出现了，他代替用户跟发电企业签合同。售电公司通过把多个用户的负荷叠加起来，可以利用diversityofdemand,得到一个较为稳定的负载曲线。如下图所示，左边为每一户使用天然气供暖的家庭的电力负载曲线，而右图为1000户家庭叠加后的结果。数据都是利用[1]中的我自己建的数学模型得到的。

　　-2-

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　　你可以尝试再用另外1000个家庭的负荷叠加一次，差别跟上图不会太大。这种现象就是由用户用电习惯的随机分布性所造成的。

　　总结一下：售电公司就是一个替用户承担风险并获得相应收益的角色。他通过增加手中的用户数量以减少用户随机行为造成的负载变化。然后和发电企业签订主要负载供应合同（第一步），再留存少量空间根据用户负载变化提前一天买电（第二步），从而尽量减少实时市场上的强制买卖情况（第三步）。

　　4）售电公司的盈利模式

　　1）基础模式

　　电力体制改革刚起步，当前国内售电公司还普遍处于最基础的模式：

　　利用用户和发电之间高度的信息不对称，赚取差价。

　　利用国内特色的火电装机容量过剩，让作为买方的售电公司具有更高的议价权，压低火电利润空间。

　　当然售电公司如果只依靠以上两点“低”技术含量的经营方式，那么随着更多资本的进场，这类售电公司将被逐渐同质化，并最终苦苦挣扎。

　　2）进阶模式

　　由于给E.ONUK（E.ON是欧洲最大的几家能源服务企业之一）做过咨询，稍微了解下他们的经营模式：

　　作为能源服务的综合提供商，比如供电，暖还有天然气。

　　设计不同的能源套餐，隐性增加自己的利润。（一方面让消费者觉得赚到了，另一方面自己又闷声发大财，这才是艺术。）

　　拥有一些发电资产，对冲自己的购电风险和降低运营成本（独占了部分发电和售电之间的利差）。（英国是不允许售电公司拥有配电网资产的。）

　　做一些新能源技术的尝试，并推荐成熟的设备给自己的用户。

　　前三点应该都挺容易懂的。我谈谈第四点。因为帮E.ON做过电热泵（EHP）和供暖网络的项目，所以也做了些相关的负载曲线模拟，详细模型信息参考[1]。我像上面的图一样再次做了1000户居民的负载模拟，但是这次是带EHP的了：

　　-3-

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　　你在上图里可以看到单一用户的用电频率变得更高（负载更紧密了），并且需求峰值更大了（从天然气供暖的单户4-5kW电力峰值提升至了这里的8kW）。所以售电公司通过给用户推荐新的电气设备，以提升售电量。并且加高了用电频率，使叠加后的负载潜在的变化更小（可以看到右边的总负载曲线更加平滑了），从而降低自身风险。

　　3）终极模式

　　说这是终极模式，是因为当前这些服务在全世界正在试行或是还在臆想ing....

　　推行实时电价，将风险转嫁至用户身上，自己赚取固定利差。

　　帮助用户控制电气设备，并为电网提供需求侧响应服务。

　　首先谈谈第一点。其实对于新能源发电企业来说是好事。实时电价是可以有意识的培养用户的用电习惯，将一些电气设备的运行延迟至凌晨。然后进一步推广电力系统的终极形态：需求跟着发电走（个人观点）。

　　第二点在国内的前景还不好说。因为B2C的接口从目前来看掌握在腾讯和阿里的手上，所以未来售电公司想要进入用户家里面“做点事情”的话，恐怕得看这两家的脸色。毕竟售电公司当前是不具备像谷歌那样布局Nest硬件到用户家中的能力。

　　添加了以上的增值服务后，是我现在能预见的售电公司终极盈利模式了。以后如果学到了什么新知识，我再更新。也欢迎各位知友在评论区里提建议。

　　最后打个比方，其实售电公司和移动、联通、电信这几家电信运营商的未来运营模式是有相似点的。

　　电信行业由铁塔公司承建发射塔，而电力行业则是由国网/南网建设输配电网。

　　电信运营商则专门负责流量套餐，而售电公司则送上能源套餐。

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　　电信运营商弄点合约机啥的，而售电公司则是卖点分布式新能源设备（不包括PV，他们又不傻）

　　5）哪种类型的公司能在售电的竞争中最终获胜

　　这其实就是标题中所说的，售电到底是机会洼地还是陷阱。其实大家可以看到在国内注册售电公司，除了对资金有一定要求，硬件设备这一块并不是必须的。我来尝试通过英国的情况分析国内的潜在发展方向。英国原先有五家区域垄断的电力企业（EDF,E.ON,Npower,SSEandScottishPower）外加天然气垄断企业BritishGas，下文中用六大公司作为简称。

　　在英国电改后，政府允许公司跨区域和跨能源种类签约客户。放到国内通俗的说就是国网和南网能到对方的地盘签客户，还能买卖天然气。截至到2015年，在英国电力市场内活跃的居民用电售电公司约31家和非居民用电售电公司约43家（当然这两组数字之间有重复计算）[2]。

　　1）居民用电市场

　　大约90%的英国居民还是那六家曾经区域垄断公司的客户，当然“蛋糕的分配”出现了变化。下图是ofgem对于天然气和电力客户签约情况的一个描述（来源[3]）。

　　蓝线反映了曾经的区域垄断公司在自己区域的客户比例。我们可以看到是逐渐下降的。

　　红线则代表了，在某一区域，除曾经垄断的那家公司，另外五家大公司的客户占比。我们可以看到直至13-14年是由一个逐渐升高的过程。

　　绿线则代表了新晋独立售电公司的市场份额。通过一些“野路子”获得了小幅的增长。

　　所以不难得出结论：作为居民用户，虽然愿意更换自己的售电公司，但还是比较容易追逐品牌效应的。所以国网和南网售电业务上的份额可能会经历一段时间的下滑，但是接手的应该也是一些耳熟能详的大企业（比如发电集团，天然气服务公司和综合服务型的大企业）。当然小公司出一些野路子，让利于民，也不是不可能获得居民客户的。

　　2）非居民用电市场

　　这里所指的非居民用户代指工商业用户。下图是15年六月英国的工商业用户电力销售占比[3]。左边的nHH代表了小型工商业用户，而右边HH则是大型工商业用户。从图中我们可以读出一下几点：

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　　相比六大公司在居民市场90%的份额，非居民市场里留给“后来者”的机会更多。

　　尤其是大型工商业客户，只有前四是传统垄断型能源公司。剩余了近37%的市场份额里，剩下两个垄断公司会分一点，然后都是由电力市场自由化之后加入的企业瓜分的。

　　所以得出第二点结论：后来者想要在售电市场有所作为，还是应专注于耕耘工商业售电市场。毕竟工商业用户电力需求量大，对价格更敏感。

　　3）盈利水平

　　报告[3]中给出了六大公司的息税前利润（EBIT）百分比，如下图所示。蓝线代表了居民用电市场的盈利水平，而红色代表了工商业用电的盈利情况。从图表中可以反映出两点：

　　六大公司在居民用电市场的盈利水平是慢慢走高的，更由于它们90%的市场占比，市场内的绝大多数利润都落入到它们手里。

　　六大公司工商业用电的利润则在逐渐下滑。个人认为是由于新加入的售电公司的价格战。

　　综上所述，绝大多数的售电市场份额还是会被有一定根基的大型企业拿走。而小企业可以尝试专注于发展工商业用户和建立独特的能源价格方案吸引一些居民用户。

　　6）未来的售电公司需要什么样的人才

　　这一块完全是从自己的知识角度去写，可能比较浅薄。

　　电力销售人员。国网和南网应该就有相关部门，我自己的大学同学就在类似的部门。

　　具有电力能源背景知识的计算机从业人员。能够进行数学建模，根据天气等其他因素准确预测客户的电力需求量（比如寒潮或是高温对用户电力需求的影响），以减少售电公司的买电量的边际误差。

　　能源价格方案设计者。这个其实也比较好理解。好的价格方案能够引导用户用电时间和习惯，提高公司自身的利润率以及降低自己在电力市场里的运营风险。

　　新能源设备的研究，运维及销售人员。我在上文也提到E.ON有自己的能源研发中心，会尝试研发推进一些新型技术，比如新型供暖网络的。以及利用自己的办公场所进行新能源设备的实地实验，比如我去伦敦参观过他们办公室下方的小型

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　　热电联产机组还有储热设备。

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篇六：售电公司和电网的关系

　　售电公司如何分类？

　　售电公司作为本轮电力体制改革的主角之一，在中国属于新生事物，引起业界和外界的高度关注，各类资本纷纷介入。售电公司的门槛并不高，只要具备一定的申报资质即可。而最重要的资质就是注册资本，并且数额也不是特别巨大，一般的社会投资者都可以承受得起。资本的逐利性，决定了对新型行业和业态的嗅觉特别敏锐。传统电力企业既是改革的对象，也是改革的主体，因此，成立售电公司应该是顺理成章的举动。一些社会资本认为售电行业中存在着新的商机，不妨先进入，哪怕是试试水也行。因此，售电公司的大量涌现，乃是由资本的逐利性所导致的。

　　售电公司怎么分类

　　根据中央文件，售电公司分为三类。

　　第一类，电网企业的售电公司：具有独立法人资格，独立运营，与输配电业务、调度业务、非市场化业务隔离;在电力交易机构没有相对独立的情况下，电网企业所属售电公司暂不开展竞争性售电业务。

　　第二类，有增量配电网经营权的售电公司：有配网资产，有固定营业区域，能形成关口计量，采用“关口计量+市场售电”业务模式;配网向第三方放开，收取配网费。

　　第三类是独立售电公司。无配网资产，无固定营业区域，从事购售电业务，不承担保底供电的虚拟运营商。

　　笔者经过近一年来的实践，初步认识到，上述分类只是纸面上的，并没有触及售电公司资本构成的真实背景。现实世界中的售电公司可分为四类：

　　第一类是电网资产型售电公司。

　　原始资本是电网资产，从名称上看不出来，但市场能量很大，对外界呈现出一层神秘的色彩。这类公司的优势，可以得到电网公司全力支持，利用电网公司的影响力游说客户，与电网公司资源共享

　　(如电力用户信息调取、历史用电数据、缴费情况等)。在广东省的前两批售电公司中，本来还没有这类公司，但第三、第四批中就逐渐出现了。

　　这类公司手中有低价的电量，可以给用户最优惠的报价。

　　第二类是电厂窗口型售电公司。

　　各大发电集团的售电公司都是这类，就是为了把本集团的电力卖出去。这类公司的优势，以销售内部发电企业电量为主，建立自己的销售渠道，以免将来被其它发电企业或售电公司“卡脖子”。

　　这类公司的优势是有电厂做后盾，手中有充足的电量，就有底气向客户承诺优惠条件(降价幅度大，包电量偏差)。2017年广东省长协让利幅度最大的一单生意，就是这类公司所为。

　　第三类是用户窗口型售电公司。

　　很多大用户都有自己的能源、电力、水、燃气等领域的服务公司，有条件的都改组成了自己的售电公司，在向其它电厂和售电公司的招标中是甲方的角色。这类公司的优势，有电力大用户股东作为依靠，销售电量有保障，具有适应市场的机制，有些还得到政府的支持。

　　由这类公司衍生出的另外一类公司，并不是以售电为主业，而是作为辅助服务项目。

　　第四类是皮包型售电公司。

　　手中既没有电量，也没有固定的客户资源，就像卖保险似地跑客户。2017年广东省长协合同签订中，在全部256家售电公司中，只有82家拿到了合同，没有拿到的大多数就是这类公司。道理也很简单，这类公司必须在用户与发电企业之间搭建一座桥梁，电量电价势必要

　　“低进高出”(即，发电企业让利高，用户让利低)，才能维持必要的利润，而许多大用户采取公开招标的方式，这类公司就根本无法参与竞争了。

　　这类公司中还有另外一种业态，就是先成立一个公司，观观风向再说。

　　(作者系中广核电力销售公司执行董事、总经理)

　　售电公司注册类型分类及特点

　　1.电网资产型售电公司：国家电网资产，售电价格低。

　　2.电厂窗口型售电公司：由大型的发电集团做东，销售内部的发电企业，属于电厂直销，价格低，且供电量大。

　　3.用户窗口型售电公司：一般是大用户股东，供电量可以保证。

　　4.私营企业售电公司：中间商，也是众多投资者的商机型企业。

　　市场交易包括批发和零售交易。在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。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。

　　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。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。

篇七：售电公司和电网的关系

　　电改允许成立第二类售电公司

　　如何与电网结算成了问题

　　众所周知，配售电业务放开是本次电力体制改革力推的重点之一。根据文件规定，售电公司分为三类：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。第一类是现有电网企业的嫡系，基本沿袭原有套路，即使有改变内部商量也很便利。第二类、第三类算是借电改之机杀入配售电领域的异军，是改变原有配售电格局的新生力量。在当前的复杂局面下，博弈与掣肘无处不在，新生力量的突破之路异常艰难。合并考虑，第二类售电公司与电网企业之间的结算则有如下问题需要明确：一是结算的输配电价标准问题。鉴于其供电范围内可能有多种用户，简单按某种电压等级输配电价标准确定明显不够科学。二是交叉补贴问题。按规定由电网企业归集，那么售电公司营业范围内的交叉补贴怎么办？三是政府基金收取问题。既然第二类售电公司具有收费权限，是否还需要电网企业代收政府性基金？第二类售电公司该如何与电网企业结算看似细枝末节问题，但既然本以为不该成为问题的发票开具都能够成为激烈争论的焦点，这就不再是无关紧要之事。何况，第二类售电公司的数量料不在少数。比如重庆，第三类售电公司的推行受到阻力后，计划主要以第二类售电公司作为突破口，作为经济增速名列前茅的地区，其增量空间不小。再比如山西，对于历史形成的、国网山西省电力公司和晋能集团公司以外的存量配电资产，可视同为增量配电

　　业务。又比如广西，广西电网公司外的存量配网视为增量配电业务，推动地方电网企业转型为配售电企业。配套文件中对第二类售电公司的定位，即“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”。换句话说，第二类售电公司在其拥有控股资产的配电网内，就是一个局部电网企业。据此定位，需要对以下四个问题的处理予以关注：第一个问题是第二类售电公司如何按电压等级执行输配电价。电改9号文出台后，输配电价按“‘准许成本加合理收益’原则，分电压等级核定”。拥有一定电压等级配电网的第二类售电公司，在接入电网企业一定电压等级的网络时，存在相应该电压等级的电网资产投入，如在10千伏电压等级接入电网的售电公司，至少10千伏变压器、开关柜等变电设备由其自身投入。而实际情况中，售电公司投资相应电压等级的电网资产远不止此。以某市为例，当前若用户需要在10千伏电压等级接入电网，一般情况下该用户10千伏变压器到电网企业上一电压等级变电站的线路需用户自行投资建设，部分情况下上一电压等级变电站内相应间隔费也由用户出资。在这种由售电公司出资几乎是全部10千伏电网设备线路情况下，售电公司投入的电网资产，理应以成本加收益的方式回收，与电网企业输配电资产一样享受输配电价待遇。同时考虑到今后出现的第三类售电公司可以在第二类售电公司供电营业区内售电的情况，若不给予第二类售电公司配电网资产投资一定比例固定回报，则在市场完全放开、出现第三类售电公司取

　　得在第二类售电公司供电区内的售电业务时，第二类售电公司对其配网的投入将无任何渠道收回。因此输配电价按电压等级执行时，应分两种情况区别对待，如接入电压等级的资产全部由售电公司投入，则该电压等级的配电费理应由售电公司所有;如接入电压等级的资产双方均有投入，则该电压等级的配电费应该按电网企业、售电公司投资比分摊。仍以10千伏售电公司为例，其接入点为35千伏变电站，则执行的输配电价格，应为35千伏输配电价，加上10千伏输配电价与35千伏输配电价的价格差与电量相乘后的电费，按电网企业和售电公司经审核对应的10千伏线路、变电设备等电网资产投资比分摊部分，缴纳电网企业应获取的输电费用。值得注意的是，实际网络中电压等级并不是按照110千伏、35千伏、10千伏顺序逐层接入，存在跨电压等级接网情况。如某市基本没有35千伏电压等级，10千伏线路直接连接110千伏变电站甚至220千伏变电站的低压端，这就是说35千伏电压等级双方均无资产投入，这时输配电价如何执行，是需要价格制定部门研究并予以明确的。第二个问题是现行批复输配电价电压分类是否充分。以某省为例，在110千伏和220千伏电压等级上，仅批复了大工业用电，而对一般工商业及其它用户只批复到35千伏，这将对第二类售电公司的发展造成严重制约。假如第二类售电公司的供电用户有一般工商企业以及其他用户且自身又拥有110千伏配电网络时，售电公司的输配电价将如何执行?是执行大工业110千伏输配电价还是执行35千伏以下一般工商业及其它类别输配电价，显然都没有根据。至于其中的交叉补贴处理问题，《第二类售电公司该如

　　何与电网结算》一文已提出，这些也都是价格制定部门应尽快明确的。第三个问题是用户容量电费的获取方是否应该有所调整。如《国家发展改革委办公厅关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》(发改办经体[2016]1211号)中明确，重庆市售电侧市场输配电价，在“新的输配电价机制建立前，暂执行核定的重庆电力直接交易输配电价”，即按照发改价格[2010]1013号规定的两部制电价标准执行。这就使得参与市场化交易、执行输配电价的用户仍需向电网缴纳容量电费，或者说容量电费不进入市场，但是当第二类售电公司出现以后，而且在执行新的输配电价时，容量电费如何获取值得研究。容量电价是根据两步制电价规定获取的，两步制电价中一部分为容量电价即基本电价，分摊了电力成本中的部分固定成本，另一部分为电度电价，分摊电力成本中变动成本和其余固定成本。这里既考虑了用电量因素，同时也考虑了负荷率因素。现在对于输配环节的投资来说，已经出现了新的投资主体即第二类售电公司，那么对于他们来说，是否也应该按对输配环节的固定成本获得一定的容量电费呢?第四个问题是大用户直接交易执行的输配电价标准是否参照。因大用户在开展直接交易时，于产权分界点与电网企业结算相应输配电价、电量，产权分界点后为用户电网资产，故大用户直接交易中执行输配电价也应按上述问题中第二类售电公司电费结算情况同等考虑。建议即将开展新一轮电力用户直接交易的省份，在执行通过成本监审核批的输配电价时，合理考虑上述问题及建议。允许成立第二类的售电公司，是此次电力改革的亮点之一，因此对第二类售电公司的培育、发展，直接关系到改革的成败。且不说第二类售电公司在当前情况下，如何能争取到新增的配网投资，就是拥有了一定电压等级的配网资产，上述问题若不能得到很好的解决，他们又如何能生存下去?

篇八：售电公司和电网的关系

　　售电公司与电力用户电力代理交易服务合同

　　代理方合同被代理方合同

　　售电公司与电力用户电力代理

　　交易服务合同

　　代理方：华润电力销售有限公司

　　被代理方：

　　签订时间：

　　年

　　月

　　日

　　使

　　用

　　说

　　明

　　一、《售电公司与电力用户电力代理交易服务合同》适用于华润电力销售有限公司与其所代理的电力用户之间签订的电力代理交易服务合同

　　二、本合同仅处理与代理售电有关的商务问题

　　三、如国家法律、法规发生变化或者*有关部门、监管机构出台有关规定、规则，合同双方应按照法律、法规、规定和规则予以调整和修改

　　华润电力销售有限公司

　　售电公司与电力用户电力代理

　　交易服务合同

　　本电力代理交易服务合同由下列两方签署：

　　代理方：

　　华润电力销售有限公司，系一家具有法人资格/经法人单位授权的能源销售企业，已获得辽宁省电力交易中心准入许可，企业所在地为

　　沈阳市，在

　　沈阳市

　　工商行政管理局登记注册，统一社会信用代码号：MA08X1，地址：沈阳市大东区滂江街22号A，法定代表人：

　　王炳东

　　被代理方，系一家具有法人资格/经法人单位授权的电力用户企业，企业所在地为，在工商行政管理局登记注册，统一社会信用代码号：，住所，法定代表人/授权人：被代理方电网公司营销客户号，被代理方用电电压等级，被代理方用户准入容量，用电类别

　　第1章

　　定义和解释

　　定义

　　代理交易电量：指经被代理方与代理方双方协商约定并经辽宁电力交易平台确认和电力调度机构安全校核后的被代理方的直接交易电量

　　华润电力销售有限公司

　　计量装臵：指经被代理方与其接入系统所在地的电网公司签订的《高压供用电合同》所确认的电能计量装臵关口表安装位臵

　　紧急情况：指电力系统发生事故或发电、输配电、用电设备发生重大事故，电网频率或者电压超出规定范围，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，并且该情况在结束后得到监管机构确认

　　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、暴风雨、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、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

　　解释

　　本合同中的标题仅为阅读方便，不应被视为本合同的组成部分，亦不应以任何方式影响对本合同的解释

　　本合同附件与正文具有同等的法律效力

　　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

　　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

　　合同中的“包括”一词指：包括但不限于

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　　第2章

　　代理方、被代理方的权利和义务

　　代理方的权利和义务：

　　按照《辽宁省电力中长期交易规划》的规定，参与电力市场交易，并获得合同约定的代理购电服务费

　　按照《辽宁省电力中长期交易规划》的规定披露和提供相关信息，获得市场交易等相关信息

　　向被代理方提供与履行本合同相关的其他信息

　　按代理合同的规定缴纳违约电费

　　法律法规规定的其他权利和义务

　　被代理方的权利和义务：

　　按照《辽宁省电力中长期交易规划》的规定，参与电力市场交易，并支付合同约定的代理购电服务费

　　向代理方提供与履行本合同相关的其他信息

　　按代理合同的规定缴纳违约电费

　　法律法规规定的其他权利和义务

　　第3章

　　交易周期、交易方式、交易电量

　　交易周期

　　自年月日至年月日止

　　交易方式

　　被代理方委托代理方以下面第A种交易方式代理交易

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　　A双边交易B双边和集中竞价C集中竞价

　　交易电量

　　在合同周期内，被代理方将万千瓦时的总用电量委托代理方代理交易交易周期内各月份意向交易电量如下：

　　月份1月份2月份3月份4月份5月份6月份

　　用电量

　　月份7月份8月份9月份10月份11月份12月份

　　用电量

　　备注：上表中各月份意向委托交易电量不作为双方最终的委托交易依据，最终委托交易电量由合同双方每月根据生产情况另行确定

　　第4章

　　代理交易费用

　　代理交易费用

　　代理电力交易成功后，代理方向被代理方约定保底价差元/，代理方不参与保底价差分成超出保底价差部分按照约定分成方式支付代理方代理费用，即：

　　代理费用=10%××代理成交电量

　　结算周期：按照辽宁电力交易中心结算规定进行结算

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　　结算方式：按照辽宁电力交易中心规定执行

　　备注：交易价差=被代理方所对应目录电价-代理方市场成交电价-被代理方所对应输配电价-*性基金及附加

　　保底价差：代理方为被代理方承诺的度电节约成本

　　第5章

　　合同变更和转让

　　本合同的任何修改、补充或变更必须以书面的形式进行，双方法定代表人或授权代表签字后方为有效

　　未经监管机构和辽宁电力交易中心的同意，合同双方均不得向任何第三方转让本合同全部或部分电量

　　因国家法律、法规发生变化或者*有关部门、监管机构出台有关规定、规则等，导致双方不能正常履行合同约定时，双方应相应变更本合同

　　第6章

　　合同违约和解除

　　任何一方违反本合同约定条款视为违约，非违约方有权要求违约方赔偿违约造成的经济损失

　　违约处理

　　违约方应承担继续履行合同、采取补救措施等相关责任在继续履约或者采取补救措施后，仍对非违约方造成其他损失的，应当赔偿损失

　　合同偏差电量处理机制

　　按照《辽宁省中长期交易规则》的现行规定，被代理方超

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　　合同用电的，超出部分按照国家核定的目录电价向电网企业购买，免于支付偏差考核费用若被代理方发生欠交易合同用电，欠交易合同偏差在2%以内的少用电量，免于支付偏差考核费用；偏差超过2%的少用电量，需支付偏差考核费用

　　经代理方与被代理方共同约定，按照下列第A方式承担：A．代理方独自承担被代理方15%范围以内的欠交易合同偏差，超出部分由被代理方独自承担

　　B．代理方和被代理方按照：的费用分摊方式共同承担被代理方%范围以内的欠交易合同偏差，超出部分由被代理方独自承担

　　合同解除

　　如任何一方发生下列事件，则另一方在发出解除通知后有权解除本合同：

　　除另有约定外，按照辽宁电力交易中心的结算规定，合同任一方未及时支付本合同项下的任何到期应付款项；

　　一方被申请破产、清算或被吊销营业执照；

　　合同双方均不得擅自解除本合同，如果因一方原因导致合同解除，则应赔偿另一方因此而遭受的损失

　　第7章

　　不可抗力

　　若不可抗力的发生完全或部分地妨碍合同任一方履行本合同项下的任何义务，则该方可暂停履行其义务，但前提是：

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　　暂停履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要；

　　受不可抗力影响的一方应继续履行本协议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；

　　一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本合同

　　若任何一方因不可抗力而不能履行本合同，则该方应尽快书面通知另一方该通知书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

　　受不可抗力影响的一方应采取合理的措施，以减少因不可抗力给合同其他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

　　第8章

　　争议的解决

　　凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一切争议，合同双方应协商解决，也可提请监管机构调解协商或调解不成的，任何一方均可依法提请代理方所在地人民法院通过诉讼程序解决

　　第9章

　　适用法律

　　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10章

　　合同生效和期限

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　　本合同的生效条件是：

　　经双方法定代表人或授权人签字并加盖公章

　　已提交辽宁省电力交易机构备案，完成相关备案流程

　　第11章

　　其他

　　合同双方均应保证其从另一方取得的所有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，另外一方不得向任何第三方透露该资料和文件的全部或部分内容，但按照法律、法规规定可做出披露的情况除外

　　双方已达成的委托交易意向以辽宁电力交易中心安全校核审批结果为准

　　未尽事宜，双方另行签署补充协议或电量交易委托合同进行约定，补充协议与本协议具有同等法律效力

　　经双方签字盖章后生效，一式七份，双方各执两份，送东北能源监管局、辽宁省工信委和辽宁电力交易中心各一份

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　　代理方:华润电力销售有限公司

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　　法定或授权人：

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　　址：沈阳市大东区滂江街22号A地

　　址：

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　　建设银行沈阳沈海支行

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　　号：MA08X1联系人：

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