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电力改革篇(一):关于进一步深化电力体制改革的若干意见

　　2015年10月，中央下发了《关于推进价格机制改革的若干意见》，明确到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节。到2020年，市场决定价格机制基本完善，科学、规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，价格调控机制基本健全。如今关于进一步深化电力体制改革的若干意见已实施一周年了呢，下面小编整理了关于进一步深化电力体制改革的若干意见全文，欢迎阅读~
　　关于进一步深化电力体制改革的若干意见
　　(2015年3月15日)
　　为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神及中央财经领导小组第六次会议，国家能源委员会第一次会议精神，进一步深化电力体制改革，解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构调整和产业升级，现提出以下意见。
　　一、电力体制改革的重要性和紧迫性
　　自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。
　　一是促进了电力行业快速发展。2014年全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，发电量达到5.5万亿千瓦时，电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米，220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安，电网规模和发电能力位列世界第一。
　　二是提高了电力普遍服务水平。通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到解决。
　　三是初步形成了多元化电力市场体系。在发电方面，组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业;在电网方面，除国家电网和南方电网，组建了内蒙古电网等一些地方电网企业;在辅业方面，组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业。
　　四是电价形成机制逐步完善。在发电环节实现了发电上网标杆电价，在输配环节初步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。
　　五是积极探索了电力市场化交易和监管。相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省跨区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得积极进展，电力监管积累了重要经验。
　　同时，电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题，主要有：一是市场交易机制缺失，资源利用效率不高。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。
　　二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。
　　三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。各类专项发展规划之间、电力规划与能源规划之间、全国规划和省级规划之间难以有效协调，电力规划的实际执行与规划偏差过大。
　　四是发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源发电保障性收购制度没有完全落实，新能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。
　　五是立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。
　　深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国能源安全和经济社会发展全局。党的十八届三中全会提出，国有资本继续控股经营的自然垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。《中央全面深化改革领导小组2014年工作要点》、《国务院批转发展改革委关于2014年深化经济体制改革重点任务意见的通知》对深化电力体制改革提出了新使命、新要求。社会各界对加快电力体制改革的呼声也越来越高，推进改革的社会诉求和共识都在增加，具备了宽松的外部环境和扎实的工作基础。
　　二、深化电力体制改革的总体思路和基本原则
　　(一)总体思路
　　深化电力体制改革的指导思想和总体目标是：坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构、提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。
　　深化电力体制改革的重点和路径是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究;进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
　　(二)基本原则
　　坚持安全可靠。体制机制设计要遵循电力商品的实时性、无形性、供求波动性、同质化等技术经济规律，保障电能的生产、输送和使用动态平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力安全可靠水平。
　　坚持市场化改革。区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。
　　坚持保障民生。结合我国国情和电力行业发展现状，充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务的供给。妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生。
　　坚持节能减排。从实施国家安全战略全局出发，积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度，促进经济结构调整、节能减排和产业升级。强化能源领域科技创新，推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，提高发展质量和效率，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例。
　　坚持科学监管。更好发挥政府作用，政府管理重点放在加强发展战略、规划、政策、标准等的制定实施，加强市场监管。完善电力监管机构、措施和手段，改进政府监管方法，提高对技术、安全、交易、运行等的科学监管水平。
　　三、近期推进电力体制改革的重点任务
　　(一)有序推进电价改革，理顺电价形成机制
　　1.单独核定输配电价。政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节。政府主要核定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。
　　2.分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。合理确定生物质能发电补贴标准。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力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)、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价。
　　3.妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。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，通过输配电价回收。
　　(二)推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制
　　4.规范市场主体准入标准。按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易。参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。进一步完善和创新制度，支持节能环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。准入标准确定后，省级政府按年度公布当地符合标准的发电企业和售电主体目录，对用户目录实施动态监管，进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场交易主体。
　　5.引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易，短期和即时交易通过调度和交易机构实现，为工商业企业等各类用户提供更加经济、优质的电力保障。
　　6.鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式，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。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。
　　7.建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。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，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。
　　8.完善跨省跨区电力市场交易机制。按照国家能源战略和经济、节能、环保、安全的原则，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。鼓励具备条件的区域在政府指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制，促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力，充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用。积极开展跨省跨区辅助服务交易。待条件成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段。

电力改革篇(二):关于规范开展增量配电业务改革试点的通知

　　12月1日，国家发改委、能源局发布《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，以下是通知的详细内容。
　　国家发展改革委 国家能源局关于规范开展增量配电业务改革试点的通知
　　发改经体[2016]2480号
　　各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局、能源局、经信委(工信委、工信厅)，国家能源局派出机构：
　　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)精神，鼓励和引导社会资本投资增量配电业务，根据《有序放开配电网业务管理办法》的有关规定，在各地推荐基础上，国家发展改革委、国家能源局确定延庆智能配电网等105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目(名单附后)。现就规范开展增量配电业务改革试点通知如下：
　　一、规范试点条件，搞好项目核准。增量配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220(330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网，不涉及220千伏及以上输电网建设，增量配电网建设应当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。请各地对照《有序放开配电网业务管理办法》的有关规定，加强对试点项目的审核，依照管理权限做好项目核准工作，依法对项目建设和运行加强监管。
　　二、坚持公平开放，不得指定投资主体。试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。项目业主应为独立法人，具有与配电网投资运营相应的业务资质和投资能力，无不良信用记录，确保诚实守信、依法依规经营。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参与竞争。
　　三、明确供电责任，确保供电安全。试点项目应当符合电网建设、运行、维护等国家和行业标准，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务，保证项目建设质量和运行安全。各地要按照界限清晰、责任明确的原则，划定试点项目的供电范围，避免重复建设、防止交叉供电，确保电力供应安全可靠。同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。
　　四、规范配电网运营，平等履行社会责任。试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连，除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。禁止将公用电厂转为自备电厂。试点区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及附加和政策性交叉补贴，由配电公司代收、省级电网企业代缴。对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的电力用户，不得以试点名义变相对其提供优惠电价和电费补贴。
　　五、加强沟通协调，充分调动各方面积极性。请各地加强对试点工作的组织领导，各部门、国家能源局派出机构分工协作、各司其职，加强与电网企业、发电企业、电力用户等各方面的协调沟通，充分调动各方面积极性，搞好工作衔接，形成工作合力，发挥试点的示范引领作用。国家能源局派出机构要按规定向项目业主颁发电力业务许可证(供电类)或赋予相应业务资质，为社会资本参与增量配电业务创造条件。电网企业要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。地方政府电力管理部门和国家能源局派出机构要依法履行电力监管职责，对增量配电业务符合配电网规划、电网公平开放、电力普遍服务等实施监管，并按照本《通知》明确的标准，积极筛选符合条件的项目，在试点基础上加快推广。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调和督促检查，共同做好试点工作。
　　特此通知。
　　附件：增量配电业务改革试点名单(第一批)
　　国家发展改革委
　　国 家 能 源 局
　　2016年11月27日

电力改革篇(三):《江苏省售电侧改革试点方案》获批复

　　《江苏省售电侧改革试点方案》获批复，下面是相关内容，希望对大家有帮助。
　　国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于同意江苏省开展售电侧改革试点的复函
　　发改办经体〔2017〕343号
　　江苏省发展改革委、国家能源局江苏监管办：
　　报来《江苏省售电侧改革试点方案》收悉。经研究，现函复如下：
　　一、同意江苏省开展售电侧改革试点。原则同意你省对试点工作的总体考虑。经征求有关部门意见汇总修改形成的《江苏省售电侧改革试点方案》附后。
　　二、加强组织领导，细化试点方案。请你省加强对售电侧改革试点工作的组织领导，建立健全工作体系和工作机制，明确牵头单位和相关部门职责分工。按照《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)和《关于推进售电侧改革的实施意见》精神，结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点，规范售电侧市场主体准入与退出机制，多途径培育售电侧市场竞争主体，健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，并在试点基础上及时总结经验，尽快扩大改革覆盖面。
　　三、把握改革方向，规范推进试点。售电侧改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，试点地区要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持三条原则：一是坚持市场定价的原则，避免采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价;二是坚持平等竞争的原则，发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的，应当符合规划，履行社会责任，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费;三是坚持节能减排的原则，对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。
　　四、稳妥推进改革，确保电力安全。试点地区要建立问题发现和纠错机制，切实防范试点过程中可能出现的风险，灵活应对试点工作中出现的问题，保证电网安全，保障民生用电。国家能源局江苏监管办和省级有关部门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。加强与电网企业、发电企业等相关方面的协调沟通，搞好工作衔接，形成工作合力，重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议(电力专题)，确保改革顺利进行。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调和督促检查，共同做好试点工作。
　　附件：江苏省售电侧改革试点方案
　　国家发展改革委办公厅
　　国家能源局综合司
　　2017年2月28日
　　附：
　　江苏省售电侧改革试点方案
　　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)和电力体制改革配套文件精神，结合我省实际，制定本方案。
　　一、总体目标和基本原则
　　(一)总体目标。
　　按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，多途径培育市场主体，加快构建投资多元、主体规范、交易公平、监管有效的配售电市场体系，还原电力商品属性，理顺价格形成机制，完善市场交易规则，降低社会用电成本，推进实现电力供应多元化、电力交易市场化。
　　(二)基本原则。
　　1.坚持市场方向。牢牢把握市场化改革方向，有序放开售电业务，规范存量和放开增量配电业务，培育独立市场主体，完善市场运行机制，加快形成适应市场要求的电价机制，促进售电侧有效竞争，使市场在电力资源配置中起决定性作用。
　　2.坚持安全高效。严格供电安全和节能减排要求，优先支持能效高、排放低、节水型发电企业，产业政策鼓励、单位能耗、环保排放达到或优于国家标准的电力用户参与售
　　电侧改革和市场交易，鼓励市场化竞购绿色电力。
　　3.坚持创新驱动。创新准入方式，优化“注册、承诺、公示、备案”流程，以交易机构注册代替政府部门行政审批。推进互联网技术融合应用，鼓励售电公司创新增值业务。
　　4.坚持积极稳妥。加强电改政策宣传，凝聚社会各界共识。加强电改总体谋划，结合地方实际开展不同类型试点。在总结试点经验的基础上，及时组织面上推广复制。
　　5.坚持科学监管。完善监管体系和工作机制，强化电力输配、电力交易等重要环节过程监管，保障电力市场公平开放、电力交易规范有序。建立市场准入退出机制、信用评价机制和风险防范机制。
　　二、市场主体类别及其业务
　　售电侧市场主体包括售电公司、电力用户、电力企业和电网企业。
　　(一)售电公司。
　　售电公司是指提供售电或配售电服务的市场主体，分为三类。第一类为电网企业售电公司，是指电网企业依法成立或吸收社会资本设立，并取得售电注册资格，从事电力购售业务、承担保底供电责任的企业。第二类为新设配售电公司，是指由社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权，从事电力购售业务，相应承担保底供电责任的企业。第三类为独立售电公司，是指不拥有配电网运营权、不承担保底供电责任，从事电力购售业务的企业。除特别指明外，以下“售电公司”泛指前述三类公司。
　　1.电网企业售电公司。支持电网企业以混合所有制形式设立售电公司。电网公司设立的配售电公司，享有与新设配售电公司相同的权利，在其配电区域内与新设配售电公司承担相同的义务。
　　2.新设配售电公司。除法律法规禁止或限制的外，允许法人、自然人参与组建新设配售电公司。鼓励经批准设立的各类开发区、工业园区、电力用户、发电企业、电网企业参与新设配售电公司，开展增量配电业务。同一配电区域只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。从事增量配电业务的新设配售电公司应申请调整配电区域范围，并与既有配售电公司衔接配电区域。具备条件的，可将配电业务和售电业务分开核算。新设配售电公司在其配电区域内享有以下权利：
　　(1)独立售电公司享有的全部权利;
　　(2)负责配电网建设、改造、维护和运营，开展配电业务，并按照政府核定的配电价格收取过网费。新设配售电公司在其配电区域内应当按照《售电公司准入与退出管理办法》的规定履行独立售电公司和电网企业的全部义务。
　　3.独立售电公司。除法律法规禁止或限制的外，允许法人、自然人参与组建独立售电公司。鼓励经批准设立的各类开发区、工业园区、电力用户、发电企业参与组建独立售电公司，开展售电业务。同一配电区域内可以有多个售电公司。
　　独立售电公司享有以下权利：
　　(1)按照市场规则与用户签订购售电合同，提供专业售电服务，依法履行合同约定;
　　(2)向用户提供合同能源管理、综合节能、用能咨询、设备维护等增值服务。
　　独立售电公司应当履行以下义务：
　　(1)执行合同约定，为用户提供售电服务，并保守客户秘密;
　　(2)执行交易规则，服从电力调度和有序用电管理;
　　(3)依规披露信息、报送数据、公告重大事项，按时公示、报备年度报告和信用承诺履行情况。
　　(二)电力用户。
　　用户是指符合国家产业政策、达到国家和省定单位能耗和污染物排放标准、符合电力市场准入条件，可以按照交易规则自主参与市场交易，并与售电公司或者发电企业签订购售电合同的电力用户。实行差别电价和惩罚性电价的企业，不参与售电侧改革试点。
　　上年度年用电量在4000 万千瓦时且用电电压等级在35千伏及其以上的符合试点条件的用户，以及其他已参与双边协商直接交易的用户，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;适时将准入电力用户的电压等级放开至10 千伏。其他符合试点条件的电力用户，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。
　　电力用户享有以下权利：
　　(1)自主选择交易对象(包括发电企业、售电公司);
　　(2)自主选择交易方式(包括直接交易、委托交易);
　　(3)自主选择进入或者退出交易市场;
　　(4)按照合同约定依法索赔。
　　电力用户应当履行以下义务：
　　(1)按照合同约定的期限、金额、方式等支付购电费、输配电费;
　　(2)按照国家有关规定缴纳政府性基金;
　　(3)在进行市场交易前申明电量用途，并保证交易电量用于申明的用途;
　　(4)执行调度指令和有序用电计划。
　　(三)电网企业。
　　电网企业是指拥有输电网、配电网运营权，承担其配电区域保底供电服务的企业。
　　电网企业享有以下权利：
　　(1)按照价格主管部门核定的电价向不参与市场交易的电力用户收取电费;
　　(2)按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)。
　　电网企业应当履行以下义务：
　　(1)确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。当独立售电公司终止经营，或者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用户供电，按照政府规定收费。当新设配售电公司无法履行配售电义务时，电网企业根据政府调配代为履行;
　　(2)对配电区域内未参与市场交易的各类用户无歧视地提供报装、计量、抄表、维修、收费等电力普遍服务;因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在的电网企业承担相应的经济责任。
　　(3)保障电网公平开放，向电力用户(包括未参与市场交易的用户和独立售电公司、新设配售电公司)提供输配电服务，向售电公司、配售电公司公开输配电网络的可用容量和实际使用容量，按照有关规定收购分布式电源、可再生能源发电，受托承担配电区域内的有关电力统计工作;
　　(4)按照国家、省有关规定，按期向省发展改革委(能源局)、省经济和信息化委和国家能源局江苏监管办上报统计数据和信息，定期向社会发布电力供需信息和通用技术规程，定期公示企业年报和社会责任报告，及时公告重大事项;
　　(5)在配电区域内，代收政府性基金;
　　(6)按照江苏省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。

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