国家发展和改革委员会 国家能源局文件 发改经体〔20 16〕2 1 20号 国家发展改革委国家能源局关于印发 《售电公司准人与退出管理办法》和《有序放开 配电网业务管理办法》的通知 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，有序向社会资本放开配售电业务，国家发展改革委、国家能源 局制定了《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》，现印发给你们，请按照执行。 一1一
附件:1.售电公司准入与退出管理办法 2.有序放开配电网业务管理办法 国家发展改革委 国家能源局 20 16年10月8日 抄送:中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资 委、法制办，国家能源局派出机构，国家电网、南方电网、华能集 团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、中能建集团、中 电建集团、中国电力企业联合会 一2一
附件1 售电公司准入与退出管理办法
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〔20 15〕9号)和电力体制改革配套文件，制定本办法。 第二条售电公司准入与退出，坚持依法依规、开放竞 争、安全高效、改革创新、优质服务、加强监管的原则。 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。售电公司可以采取多种方式通过电力 市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其 他售电公司购电等，并将所购电量向用户或其他售电公司销 售。 电网企业的售电公司适用本办法。 第四条电力、价格主管部门和监管机构依法对售电公 司市场行为实施监管和开展行政执法工作。
第二章准入条件
第五条售电公司准入条件。 (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1亿元人民币的，可以从事 年售电量6至30亿千瓦时的售电业务。 3.资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年 售电量30至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。拥有10名及以上专业人员，掌握电 力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、 需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。 至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人 员。 (四)经营场所和设备。应具有与售电规模相适应的固 定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客 户服务平台，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。 (五)信用要求。无不良信用记录，并按照规定要求做 出信用承诺，确保诚实守信经营。
(六)法律、法规规定的其他条件。 第六条拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条 件外，还需具备以下条件: (一)拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于 其，悠资产的20%。 (二)按照有关规定取得电力业务许可证(供电类)。 (三)增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营 销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有两名高 级职称和五名中级职称的专业管理人员。 (四)生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具 有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业 技术任职资格或者岗位培训合格证书。 (五)具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关 法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。 (六)具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人 员。对外委托有资质的承装(修、试)队伍的，要承担监管 责任。 (七)具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场 地设备和人员。 (八)承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。 第七条已具有法人资格且符合售电公司准入条件的发 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可到工商
部门申请业务范围增项，并履行售电公司准入程序后，开展 售电业务。 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 的准入程序后，可自愿转为拥有配电业务的售电公司。
第三章准入程序
第八条“一注册”。电力交易机构负责售电公司注册 服务。符合准入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。 各电力交易机构对注册信息共享，无须重复注册。 第九条“一承诺”。售电公司办理注册时，应按固定 格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料:营 业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备 等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。 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。 第十条“一公示”。接受注册后，电力交易机构要通 过“信用中国”(www. creditchina.gov.cn)等政府指定网站， 将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会 公示，公示期为1个月。 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。 第十二条公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生 效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交 补充材料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的，由省 级政府有关部门或能源监管机构核实处理。 第十三条 “三备案”。电力交易机构按月汇总售电公 司注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入 的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交 易平台网站向社会公布。 第十四条售电公司注册信息发生变化时，应在5个工 作日内向相应的电力交易机构申请变更。业务范围、公司股 东、股权结构等有重大变化的，售电公司应再次予以承诺、 公 示。
第四章权利与义务
第十五条售电公司享有以下权利并履行以下义务: (一)可以采取多种方式通过电力市场购售电，可以自 主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。参与双边交易 的售电公司应将交易协议报交易机构备案并接受安全校核。 售电公司可以自主选择交易机构跨省跨区购电。 (二)同一配电区域内可以有多个售电公司。同一售电
公司可在省内多个配电区域内售电。 (三)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。 (四)承担保密义务，不得泄漏用户信息。 (五)服从电力调度管理和有序用电管理，执行电力市 场交易规则。 (六)参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同， 提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务，并获 取合理收益。合同范本由国家能源主管部门另行制定。 (七)受委托代理用户与电网企业的涉网事宜。 (八)按照国家有关规定，在省级政府指定网站和“信 用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺， 依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。 (九)任何单位与个人不得干涉用户自由选择售电公司 的权利。 第十六条拥有配电网运营权的售电公司享有以下权 利并履行以下义务: (一)拥有并承担售电公司全部的权利与义务。 (二)拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和 义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍 服务。 (三)承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府
核定的配电价收取配电费;按合同向各方支付相关费用，并 向其供电的用户开具发票;代收政府性基金及附加，交电网 企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴，按照国家有关 规定支付给电网企业。 (四)承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量。 (五)按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网， 负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电 服务，不得干预用户自主选择售电公司。 (六)同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运 营权。不得跨配电区域从事配电业务。 (七)承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴 的责任。
第五章退出方式
第十七条售电公司有下列情形之一的，应强制退出市 场并注销注册: (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或信用评价降低为 不适合继续参与市场交易的;
(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，并被纳入严重失信主体“黑名单”的; (六)法律、法规规定的其他情形。 第十八条售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未 履行的购售电合同由地方政府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转让给其他售电公司或交由 电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。 第十九条省级政府或省级政府授权的部门在确认售 电公司符合强制退出条件后，应通过省级政府指定网站和 “信用中国”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异 议的，方可对该售电公司实施强制退出。 第二十条售电公司可以自愿申请退出售电市场，并提 前30个工作日向相应的电力交易机构提交退出申请。申请 退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并 处理好相关事宜。 第二十一条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。 第二十二条电力交易机构收到售电公司自愿退出市 场的申请后，应通过省级政府指定网站和“信用中国”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。 第二十三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自主交易市场主体目 录中删除，同时注销市场交易注册，向能源监管机构、省级 政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过 “信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
第六章售电公司信用体系建设
第二十四条建立完善售电公司信用评价制度。依托政 府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用中国”网站和 第三方征信机构，开发建设售电公司信用信息系统和信用评 价体系。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。 第二十五条第三方征信机构定期向政府有关部门和 电力交易机构报告售电公司信用评价和有关情况，并向社会 公布。 第二十六条国家能源局派出机构和省级政府有关部 门根据职责对售电公司进行监管，对违反交易规则和失信行 为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整 改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单。 强制退出的售电公司直接纳入黑名单。 第二十七条建立电力行业违法失信行为联合惩戒机 制，对纳入涉电严重失信企业黑名单的售电公司及负有责任
的法定代表人、自然人股东、其他相关人员(以下简称“当 事人”)采取以下惩戒措施: (一)电力交易机构3年内不再受理该企业注册申请， 其法定代表人3年内不得担任售电公司的法定代表人、董事、 监事、高级管理人员。 (二)对当事人违法违规有关信息向金融机构提供查询 服务，作为融资授信活动中的重要参考因素。 (三)限制当事人取得政府资金支持。 (四)对当事人申请公开发行企业债券的行为进行限制。 (五)工商行政管理、总工会、行业协会等部门和单位 在法定代表人任职资格、授予荣誉、评比先进等方面，依法 依规对其进行限制。 (六)按照相关法律法规进行处罚。
第七章附则
第二十八条各省级政府可依据本办法制定实施细则。 第二十九条本办法由国家发展改革委、国家能源局负 责解释。 第三十条本办法所称的电网企业特指国家电网公司、 中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力(集团)有限责任 公司和各地方电网企业。 第三十一条本办法自发布之日起施行，有效期3年。
售电公司信用承诺书 (参考范本) 在 工商行政管理局登记注册，统一社会信用代 资产总额:，年售电量不超过.亿千瓦时/不限制， 供电电压等级千伏(拥有配电网运营权的售电公司填 写)，供电范围(拥有配电网运营权的售电公司填写)o 本企业严格遵循国家/‘一一一省参与电力市场的各项准入条件， 严格按要求配备参与电力市场交易的人员、技术条件，自愿参与电力 市场交易，并公开作出如下承诺: 1.本企业是按照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法 人。 2.本企业严格按照准入条件规定的售电量范围开展售电业务。 3.本企业拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、 经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三 年及以上工作经验;拥有一名及以上高级职称和三名及以上中级职称 的专业管理人员。 4.本企业具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技 术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，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。 5.本企业将按时办理完成和正确使用电力交易平台第三方数字 证书认证，保障账户和电力交易平台数据安全。 6.本企业严格按照规定向电力交易机构报送相关资料和信息， 保证公示和提交的材料信息完整、准确、真实，不存在弄虚作假、误 导性陈述或者重大遗漏的情况。
7.本企业对参与电力市场交易相关政策和规则已进行了全面了 解，知悉参与电力市场交易应负的责任和可能发生的风险，并将严格 按照国家法律法规和相关文件规定、市场规则和交易机构有关规定从 事交易活动。 8.本企业承担保密义务，不泄露客户信息。 9.本企业服从电力调度管理和有序用电管理。 10.本企业严格参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同， 提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务。 H.本企业按照国家有关规定，在政府指定网站和“信用中国” 网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，按要求提供信用 评价相关资料和信息，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公 司年报。 12.本企业自愿接受政府监管部门的依法检查，发生违法违规 行为，接受政府执法部门及其授权机构依照有关法律、行政法规规定 给予的行政处罚，并依法承担赔偿责任。 13.本企业严格执行国家、省级政府或政府相关部门、监管机 构、电力交易机构制定的各项制度、规则，保证诚实守信、遵纪守法， 积极履行企业社会责任和职责义务。本企业及其负责人无不良信用记 录。 售电公司须对1一13条内容作出承诺，拥有配电网运营权的售电 公司在1一13条基础上还须对以下14一22条内容作出承诺: 14.本企业注册资本不低于资产总额的20%。 巧.本企业拥有20名及以上与从事配电业务相适应的专业技术 人员、营销人员、财务人员等，其中拥有2名及以上高级职称和5名 及以上中级职称的专业管理人员。 16.本企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人具有五年 以上与配电业务相适应的经历，具有中级以上专业技术任职资格或者 岗位培训合格证书。 17.本企业承担经营区域内配电网安全责任，确保承诺的供电质
量。 18.本企业按照规划、国家技术规范和标准投资建设经营区域内 配电网，按照政府核定的配电区域从事配电业务，负责经营区内配电 网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不干预用户 自主选择售电公司。 19.本企业具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律 规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。 20.本企业具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员， 承担对外委托有资质的承装(修、试)队伍的监管责任。 21.本企业具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设 备和人员。 22.本企业承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。 以上承诺如有违反，本企业愿意承担相应责任，并接受处罚和相 关惩戒措施。 承诺单位(盖章): 法人代表(签字): 承诺时间:
附件2 有序放开配电网业务管理办法
第一章总则
第一条为落实《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〔20 15〕9号)，鼓励社会资本 有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，提高配 电网运营效率，制定本办法。 第二条本办法所称的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。 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。 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，适用本办法。 第三条按照管住中间、放开两头的体制架构，结合输 配电价改革和电力市场建设，有序放开配电网业务，鼓励社 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。拥有配电网运营权的 售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开
核算。 第四条有序放开配电网业务要遵循以下基本原则: (一)规划引领。增量配电网络应符合省级配电网规划， 保证增量配电网业务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。 (二)竞争开放。鼓励社会资本积极参与增量配电网业 务，通过市场竞争确定投资主体。 (三)权责对等。社会资本投资增量配电网业务并负责 运营管理，应遵守国家有关技术规范标准，在获取合理投资 收益同时，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等 义务。 (四)创新机制。拥有配电网运营权的售电公司应创新 运营机制和服务方式，以市场化、保底供电等多种方式向受 托用户售电，并可为用户提供综合能源服务，利用现代信息 技术，向用户提供智能用电、科学用电的服务，促进能源消 费革命。
第二章增量配电网项目管理
第五条增量配电网项目管理包括规划编制、项目论证、 项目核准及项目建设等。 地方政府能源管理部门负责增量配电网项目管理，制定 增量配电网项目管理的相关规章制度，做好项目建设过程中
的指导和协调，根据需要开展项目验收和后评价。 第六条增量配电网项目须纳入地方政府能源管理部 门编制的配电网规划。 第七条符合条件的市场主体依据规划向地方政府能 源管理部门申请作为增量配电网项目的业主。地方政府能源 管理部门应当通过招标等市场化机制公开、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。 第八条项目业主完成可行性论证并获得所有支持性 文件，具备核准条件后向地方政府能源管理部门申请项目核 准。地方政府能源管理部门按照核准权限核准项目，国家能 源局派出机构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，不得附加其他前置条件。 第九条项目业主遵循“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。 第十条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。
第三章配电网运营
第十一条向地方政府能源管理部门申请并获准开展 配电网业务的项目业主，拥有配电区域内与电网企业相同的 权利，并切实履行相同的责任和义务。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。 第十二条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、夏售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府 能源管理部门申请并获准开展配电网业务。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。 第十三条拥有配电网运营权的项目业主须依法取得 电力业务许可证(供电类)。 第十四条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。 第十五条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。 第十六条配电网运营者在其配电区域内从事供电服 务，包括: (一)负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。 (二)负责配电网建设与改造。 (三)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。 (四)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。 (五)承担其电力设施保护和防窃电义务。 (六)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。 (七)向市场主体提供配电服务、增值服务。 (八)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。 (九)承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴 的责任。 (十)法律、法规、规章规定的其他业务。 第十七条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。
增量配电区域的配电价格由所在省(区、市)价格主管 部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改 革委备案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入 电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网 接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。 第十八条配电网运营者向配电区域内用户提供的配 电网服务包括: (一)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，急。 (二)与市场主体签订经安全校核的三方购售电合同。 (三)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。 (四)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。 第十九条配电网运营者向居民、农业、重要公用事业 和公益性服务等电力用户，具备市场交易资格选择不参与市 场交易的电力用户，售电公司终止经营、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: (一)按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠 的电力供应。
(二)履行普遍供电服务义务。 (三)按政府定价或有关价格规则向电力用户收取电费。 (四)按政府定价向发电企业优先购电。 第二十条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: (一)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。 (二)用户智能用电、优化用电、需求响应等。 (三)用户合同能源管理服务。 (四)用户用电设备的运行维护。 (五)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。 第二十一条配电网运营者不得超出其配电区域从事 配电业务。 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。
第四章配电网运营者的权利与义务
第二十二条配电网运营者拥有以下权利: (一)享有公平接入电网的权利。 (二)享有配电区域内投资建设、运行和维护配电网络
的权利。 (三)享受公平通过市场安全校核、稳定购电的权利。 (四)公平获得电网应有的信息服务。 (五)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。 (六)参与辅助服务市场。 (七)获取政府规定的保底供电补贴。 第二十三条配电网运营者须履行以下义务: (一)满足国家相关技术规范和标准。 (二)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。 (三)执行电网规划，服从并网管理。 (四)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。 (五)保证配电网安全、可靠供电。 (六)无歧视开放电网，公平提供电源(用户)接入等 普遍服务和保底供电服务。 (七)代国家收取政府性基金及政策性交叉补贴。 (八)接受监管机构监管。
第五章附则
第二十四条本办法由国家发展改革委、国家能源局负
责解释。 第二十五条本办法所称的电网企业特指国家电网公 司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力(集团)有限 责任公司和各地方电网企业。 第二十六条本规则自发布之日起施行，有效期3年。
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转发国家能源局关于印发《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》的通知（国能发资质规﹝2025﹞107号）
国家能源局关于印发《可再生能源绿色电力 证书管理实施细则（试行）》的通知 国能发资质规﹝2025﹞107 号 各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市） 及新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门， 北京市城市管理委，各派出机构，国家电网有限公司、中国 南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司， 有关发电企业，北京电力交易中心、广州电力交易中心、内 蒙古电力交易中心，水电水利规划设计总院： 为进一步加强和规范绿证相关管理工作，我局制定了 《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》，现印发 给你们，请遵照执行。 国家能源局 2025 年11 月28 日
可再生能源绿色电力证书管理实施细则 （试行）
第一章总则
第一条为完善绿色能源消费促进机制，规范可再生能 源绿色电力证书（以下简称绿证）核发等相关管理工作，依 法维护各方合法权益，根据《中华人民共和国能源法》《国 家发展改革委财政部国家能源局关于做好可再生能源绿 色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》 （发改能源〔2023〕1044 号）、《国家能源局关于印发〈可再 生能源绿色电力证书核发和交易规则〉的通知》（国能发新 能规〔2024〕67 号）及相关政策要求，制定本细则。 第二条本细则适用于我国境内可再生能源发电项目电 量对应绿证的核发、划转、核销及相关管理工作。与我国境 内有物理电量交换的境外可再生能源发电项目，参照本细则 执行。
第二章职责分工
第三条国家能源局负责绿证制度设计及管理，组织建 设并管理国家绿证核发交易系统。国家能源局电力业务资质 管理中心具体负责绿证核发、划转、核销及相关管理工作。 第四条可再生能源信息管理中心配合做好国家绿证核 发交易系统的建设、运维，为绿证核发、交易、应用、核销 等提供数据和技术支撑工作。 第五条各绿证交易平台（含绿色电力交易平台，下同）
配合做好与国家绿证核发交易系统间的信息交互工作，将绿 证交易、核销等信息实时同步至国家绿证核发交易系统。 第六条电网企业、电力交易机构于每月10 日前推送前 一月新增可再生能源并网项目信息至可再生能源信息管理 中心，协助发电企业或项目业主完成建档立卡并配合维护相 关信息，按要求及时提供绿证核发、交易、核销等所需信息， 并做好技术支撑工作。 第七条发电企业或项目业主在项目建成并网一个月内 完成建档立卡信息填报并提交审核，对于分期建设并网的项 目，及时更新并网容量，必要时提供或核对绿证核发所需信 息。 第八条省级能源主管部门组织并督促发电企业或项目 业主建档立卡，做好项目信息审核工作；统筹管理省级绿证 账户，会同有关部门做好存量常规水电绿证及其他类型绿证 的分配及核销。 第九条国家能源局派出机构指导督促辖区内电网企业、 电力交易机构做好绿证核发所需数据归集与报送工作；协助 做好绿证异议处理，校核异议电量数据并提出处理建议。
第三章账户管理
第十条绿证核发机构（即国家能源局电力业务资质管 理中心，下同）依托国家绿证核发交易系统为相关主体建立 绿证账户，记录绿证核发、交易、划转与核销等情况。绿证 归属依据国家绿证核发交易系统判定。 第十一条发电企业或项目业主完成可再生能源发电项
目建档立卡后，国家绿证核发交易系统为其自动建立唯一实 名绿证账户。发电企业或项目业主可使用国家可再生能源发 电项目信息管理平台注册的账号直接登录国家绿证核发交 易系统，参与绿证核发和交易，查询并管理其持有的绿证。 第十二条电力用户（包括在中国合法注册的经营主体 以及自然人等）可在国家绿证核发交易系统或任一绿证交易 平台注册建立唯一实名绿证账户，绿证交易平台应在用户注 册完成后1 个工作日内将相关信息推送至国家绿证核发交易 系统。用户注册时，应提供企业营业执照或国家认可的身份 证明等材料；港澳台地区用户应提交所在地企业商业登记证、 港澳居民来往内地通行证或台湾居民来往大陆通行证等。 第十三条与我国境内有可再生能源电量交换的国外用 户，可持有效的注册地企业登记证明、护照或外国人永久居 留证等材料以及加盖翻译专用章的对应材料翻译件，在国家 绿证核发交易系统或任一绿证交易平台注册建立唯一实名 绿证账户，参与绿证核发、交易与核销等工作。 第十四条绿证核发机构依托国家绿证核发交易系统， 为各省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团统一开设省 级绿证账户，账户由各省级发展改革部门、能源主管部门统 筹管理。省级绿证账户主要用于查看行政区内绿证核发、交 易、核销等情况，接受电网代理购电的存量常规水电绿证、 纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量对应绿证以及 其他无偿划转的绿证等，并用于各省级能源主管部门会同有 关部门按需求参与绿证交易、分配或核销绿证。
第十五条绿证账户注册信息发生变化时，相关主体应 及时通过国家绿证核发交易系统或绿证交易平台提交账户 信息变更申请。项目权属、项目容量等发生变化，且完成建 档立卡信息变更的，绿证账户随建档立卡信息同步变更。绿 证持有方可申请注销绿证账户，申请注销前应自主处置账户 内的绿证，注销时账户里仍留存的绿证自动核销。
第四章绿证核发
第十六条绿证核发机构依托国家绿证核发交易系统按 月对可再生能源电量核发绿证，每1000 千瓦时可再生能源 电量核发1 个绿证，不足核发1 个绿证的当月电量结转至次 月。 第十七条绿证核发机构根据不同发电类型核发绿证。 （一）对风力发电、太阳能发电、生物质发电、地热能 发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及 2023 年1 月1 日（含）以后新投产的完全市场化常规水电机 组上网电量，核发可交易绿证。 （二）对项目自发自用电量、离网型可再生能源发电电 量和2023 年1 月1 日（不含）之前投产的常规水电机组上 网电量，核发不可交易绿证。常规水电机组投产时间以机组 通过启动试运行时间为准，同时拥有2023 年1 月1 日（不 含）之前和以后投产机组的水电项目，应在建档立卡环节加 以区分。项目自发自用电量未单独计量的，按照项目总发电 量与上网电量的差值计算。 （三）独立储能设施放电电量不核发绿证。配备储能设
施的可再生能源发电项目，应对发电设施及储能设施分别计 量；现阶段未分别计量的可再生能源发电项目，按项目上网 电量扣减下网电量的原则核发绿证。 （四）可交易绿证核发范围动态调整。 第十八条对于包含多种发电类型的发电项目，项目业 主应为不同的可再生能源发电设施单独装表计量。 第十九条绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构 推送数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。 （一）可再生能源发电企业或项目业主应于绿证核发前 完成项目建档立卡。由电网企业、电力交易机构推送电量数 据核发绿证的项目，电网企业、电力交易机构应于20 个工 作日内完成建档立卡与项目信息匹配，妥善处理匹配中存在 的问题；建档立卡信息不完整导致项目匹配困难的，通知发 电企业或项目业主完善信息；无法与发电企业或项目业主取 得联系的，电网企业、电力交易机构要及时反馈可再生能源 信息管理中心。 （二）北京、广州、内蒙古电力交易中心应按照相关数 据规范做好电量数据归集，并于每月22 日前通过网络专线 向国家绿证核发交易系统推送绿证核发所需电量信息。电网 企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时标注绿证对 应电量是否纳入可持续发展价格结算机制。 （三）增量配电网、地方电网企业应按照相关数据规范 归集电量数据，并自行或委托所在地省级电网企业、电力交 易机构在每月22 日前将数据推送至国家绿证核发交易系统。
（四）发电企业或项目业主可自主上传核发所需数据并 附相关证明材料，未上传数据的，直接以电网企业、电力交 易机构提供的信息核发绿证。 （五）电网企业、电力交易机构无法提供绿证核发所需 信息的，发电企业或项目业主可直接或委托代理机构提供绿 证核发所需信息，并附电量计量等相关证明材料，还应按照 国家相关检定规程的要求定期提交经法定电能计量检定机 构出具的电能量计量装置检定证明。鼓励有技术条件的发电 企业、项目业主或代理机构通过信息化手段报送绿证核发所 需信息及相关证明材料，相关信息应至少留存5 年备查。 对于《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新 能规〔2025〕7 号）发布之日前已备案且于2025 年5 月1 日 前并网投产的自然人分布式光伏发电项目，项目备案主体 （项目业主）与投资方非同一主体的，项目备案主体（项目 业主）可委托投资方或其他市场经营主体聚合参与绿证核发 和交易。 第二十条绿证有效期2 年，电量生产所属自然月计为 第0 月，至第24 月最后一个自然日止。 2024 年1 月1 日（不含）之前的可再生能源发电项目电 量，对应绿证有效期延至2025 年12 月31 日。
第五章绿证划转
第二十一条国家绿证核发交易系统是执行绿证划转、 冻结与分配的唯一渠道，任何交易平台、代理机构等均不得 以任何理由或任何形式阻碍绿证划转和流通。
第二十二条发电企业、项目业主和电力用户可选择任 一绿证交易平台开展绿证交易。各绿证交易平台在交易完成 后应将购售主体、数量、价格、交割时间等信息同步至国家 绿证核发交易系统，绿证价格应大于0 元。绿证核发机构根 据交易信息将相应绿证由卖方账户实时划转至买方账户，划 转后的绿证相关信息同步至对应绿证交易平台。 第二十三条绿色电力交易电量对应绿证随交易电量划 转，划转后的绿证不得再次交易。绿证交易平台在推送绿色 电力交易的绿证划转信息时，应同步推送绿证数量和价格。 第二十四条对存量常规水电项目，依据水电项目对应 电量交易方式划转绿证。 （一）用能企业直接购买存量常规水电电量的，电量对 应绿证划转至买方账户；电网企业代理购电的，电量对应绿 证划转至电网企业所在行政区域的省级绿证账户。 （二）电网企业、电力交易机构应编制存量常规水电交 易结算信息归集报送方案，并征求地方政府相关部门及有关 发电企业意见。绿证核发机构依据电网企业、电力交易机构 推送的存量常规水电电量交易结算结果划转绿证。 （三）省级能源主管部门应会同相关部门编制省级绿证 账户中存量常规水电绿证分配方案，明确分配基本原则并向 社会公开征求意见后报国家能源局备案。 第二十五条自发自用电量对应绿证不可交易。自发自 用电量生产与用能分属不同主体的，按照电量的实际应用场 景划转至用能主体，在首次划转前双方应在国家绿证核发交
易系统中提交签署的能源管理合同或协议以及资金结算证 明。 第二十六条离网型项目电量购售双方需提供有效的可 再生能源电量结算证明，绿证核发机构审核后依托国家绿证 核发交易系统将绿证划转至买方绿证账户。 第二十七条跨省可再生能源交易中包含绿证的，绿证 价格需单独明确。优先采用绿色电力交易形式落实省间优先 发电计划。特高压（超高压）输电通道（含“沙戈荒”大型 风电光伏基地配套输电通道）输送的可再生能源电量，可通 过新签（续签）协议（合同）等方式将绿证纳入交易范围并 明确绿证价格。
第六章绿证核销
第二十八条绿证核发机构对超过有效期、声明（认证） 绿色电力消费、完成自愿减排量（CCER）核查和登记、注销 账户等绿证予以核销。 第二十九条电力用户购买绿证时应选择环境权益归属 地。绿证在持有方确定的环境权益归属省份内开展核销。项 目自发自用电量、离网型项目电量对应绿证的核销场景应与 物理电量的消纳场景一致。 第三十条绿证核发机构根据不同情形做好绿证核销工 作。 （一）核销超过有效期的绿证。绿证核发机构依托国家 绿证核发交易系统按月监测已核发绿证有效期，对超过有效 期的按时核销；对已上架且超过有效期的，强制下架并核销。
超过有效期的绿证（包括已交易但未核销的绿证）核销后， 环境权益归属绿证持有方确定的省级行政区，并由全社会共 同享有。 （二）核销声明绿色电力消费的绿证。绿证持有方可通 过国家绿证核发交易系统或购买绿证所在的绿证交易平台 提交核销申请，核销前自主填报核销场景；有认证需要的绿 证，按程序完成核销。核销完成后，国家绿证核发交易系统 将相关核销信息同步至对应绿证交易平台。 （三）核销登记减排量的相关绿证。绿证核发机构依据 CCER 注册登记平台与国家绿证核发交易系统共享的信息，对 已完成自愿减排项目审定和登记的发电项目计入期内相关 绿证进行冻结；完成减排量核查和登记后，核销减排量涉及 月份的绿证。绿证核发机构根据CCER 注册登记平台推送的 注销项目信息，解冻相关绿证。 （四）核销注销账户内的绿证。绿证核发机构依托国家 绿证核发交易系统自动核销注销账户内的绿证，核销后环境 权益归属原绿证持有方确定的省级行政区，并由全社会共同 享有。 （五）国家能源局对环境权益归属另有规定的，从其规 定。 第三十一条自2026 年1 月1 日起，绿证持有方在核销 声明绿色电力消费的绿证时，绿证对应电量生产年份应与绿 色电力消费年份保持一致，鼓励绿证持有方提高证电时间匹 配精度；核销绿证对应电量原则上不应超过核销场景实际用
电量。 第三十二条声明绿色电力消费的绿证核销后，国家绿 证核发交易系统自动生成绿证核销信息表，绿证持有方可在 国家绿证核发交易系统或提交核销申请的绿证交易平台获 取核销信息表。核销信息表包含绿证持有方名称、核销绿证 数量、应用场景、绿色电力消费年月及地点等信息。
第七章异议处理
第三十三条对绿证核发、划转结果存在异议的，异议 发起方应在核发或划转后3 个月内通过国家绿证核发交易系 统提出异议申请，并上传相关证明材料。绿证交易、核销原 则上不接受异议申请。 第三十四条绿证核发机构组织有关单位对异议申请进 行核实处理。 （一）异议申请方上传相关证明材料，相关电力交易机 构、发电企业核实并上传对应证明材料、提出处理建议，国 家能源局相关派出机构核实信息并提出处理意见，绿证核发 机构审核确认后作出处理，并反馈异议申请方。 （二）对省间界河水电项目、所发电量在不同省份消纳 的发电项目绿证核发、划转存在异议的，绿证核发机构组织 购售双方所在地国家能源局派出机构开展异议电量信息复 核，并向异议申请方公布处理结果。电网企业、电力交易机 构配合做好复核信息报送、核对及结果解释工作。 （三）绿证核发机构可根据需要冻结异议绿证，被冻结 绿证在解冻前不可交易、核销，绿证有效期不因冻结延长。
（四）已进入处理程序的异议申请，原则上不可撤销。 第三十五条绿证核发有误的，绿证核发机构应当纠正。 因电量信息错误导致核发数量有误的，绿证核发机构根据电 量生产年月调整绿证数量；绿证多核发且已出售的，有关单 位应当配合绿证核发机构做好绿证扣减。
第八章信息管理
第三十六条各相关单位应采取措施保障报送至国家绿 证核发交易系统的信息准确，并对其真实性负责。 第三十七条绿证包含编号、项目名称及类型、电量生 产年月、溯源二维码等信息，溯源二维码信息包括电量信息、 项目信息、绿证持有者信息、绿证状态信息等。 第三十八条各单位可通过国家绿证核发交易系统在线 查验绿证信息，或扫描绿证溯源二维码获取绿证信息。 第三十九条绿证核发机构汇总、统计全国绿证核发、 交易和核销信息，按月编制绿证核发和交易监测报告。 第四十条绿证核发机构通过国家绿证核发交易系统按 月披露绿证核发、交易和核销相关信息，内容包括不同生产 年份和不同发电类型的绿证核发量、绿证交易量、平均交易 价格、绿证核销总量等。 第四十一条国家能源局督促指导相关系统建设运维单 位，采取切实措施保障绿证核发交易数据真实可信、系统安 全可靠、全过程防篡改、可追溯，相关信息至少留存5 年备 查。
第九章绿证监管
第四十二条国家能源局派出机构会同地方政府相关部 门做好辖区内绿证制度实施的监管，及时提出监管意见和建 议。 第四十三条对于绿证对应电量重复申领其他同属性凭 证的卖方主体，以及为绿证对应电量颁发其他同属性凭证的 绿证交易平台，责令改正，予以约谈或通报；拒不改正的， 暂停核发交易权限。涉及数据造假等违纪违法行为的相关主 体，按程序移交纪检监察或公安机关处理。 第四十四条国家能源局及派出机构依法归集共享绿证 市场参与主体信用信息，实施信用分级管理，强化守信行为 激励，依法依规开展失信惩戒。
第十章附则
第四十五条本细则由国家能源局负责解释，自印发之 日起实施，有效期3 年。
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国家能源局关于印发《发电机组进入及退出商业运营办法》的通知（国能发监管规〔2023〕48号）
国家能源局关于印发《发电机组进入及退出商 业运营办法》的通知 国能发监管规〔2023〕48 号 国家能源局各派出机构，中国核工业集团有限公司、国家电网 有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公 司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电 力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源 投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集 团）有限公司、中国广核集团有限公司，北京电力交易中心有 限公司、广州电力交易中心有限责任公司，内蒙古电力（集团） 有限责任公司，有关电力企业、交易中心： 为进一步规范发电机组和独立新型储能进入及退出商业运 营管理，维护市场主体合法权益，促进电力系统安全稳定运行， 我们对《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场 〔2011〕32 号）进行了修订，现将修订后的《发电机组进入及 退出商业运营办法》印发你们，请遵照执行。 附件： 《发电机组进入及退出商业运营办法》 国家能源局 2023 年6 月12 日
发电机组进入及退出商业运营办法
第一章
总则 第一条为规范新建（包括扩建、改建）发电机组和独立新 型储能进入及退出商业运营管理，维护市场主体合法权益，促 进电力系统安全稳定运行，根据《电力监管条例》等有关规定， 制定本办法。 第二条本办法适用于按照国家有关规定经国家或地方政 府主管部门核准或备案的省级及以上电力调度机构调度的发电 机组及独立新型储能。省级以下电力调度机构调度的发电机组 和独立新型储能参照本办法执行。 第三条发电机组和独立新型储能进入及退出商业运营相 关工作应坚持公开、公平、公正、高效原则。
第二章
并网调试工作条件和程序 第四条发电机组和独立新型储能并网调试运行工作应遵 循《电网运行准则》等有关规定。 第五条首次并网调试应遵循以下工作程序： （一）拥有发电机组和独立新型储能的市场主体与电力调 度机构、电网企业签订并网调度协议和购售电合同。 （二）拥有自备机组和独立新型储能的电力用户与电网企 业签订高压供用电合同。 （三）发电机组和独立新型储能按照《电网运行准则》明
确的时间要求向电力调度机构提交并网运行申请书和有关资料。 （四）电力调度机构自接到发电企业申请后10个工作日内 安排并网调试运行。对涉及电网安全稳定运行的相关试验，原 则上抽水蓄能机组应自电力调度机构批准之日起60 日内完成， 其他发电机组应自电力调度机构批准之日起30 日内完成。电力 调度机构因故不能及时安排或不能按时完成并网调试运行的， 应书面向并网主体说明原因，并报国家能源局派出机构备案。 （五）发电机组和独立新型储能相关电力工程应符合有关 规定，并通过有资质的质监机构监督检查。符合豁免条件的电 力工程除外。 （六）独立新型储能应按照国家质量、环境、消防有关规 定，完成相关手续。
第三章
进入商业运营条件 第六条发电机组进入商业运营前应当完成以下工作：火力 发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》 （DL/T5437）要求完成分部试运、整套启动试运。水力发电机 组按《水电工程验收规程》（NB/T35048）要求完成带负荷连续 运行、可靠性运行。风力发电项目按《风力发电场项目建设工 程验收规程》（GB/T31997）要求完成整套启动试运。光伏发电 项目按《光伏发电工程验收规范》（GB/T50796）要求完成整套 启动试运。抽水蓄能机组按照《可逆式抽水蓄能机组启动试运 行规程》（GB/T18482）要求完成全部试验项目并通过15 天试
运行考核。其余类型发电机组和独立新型储能按照相应工程验 收规范完成整套启动试运行。 第七条发电机组进入商业运营应具备下列条件： （一）签署机组启动验收交接书或鉴定书。 （二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确 认发电机组和接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技 术要求和调度管理要求。 （三）签订并网调度协议和购售电合同。 （四）取得电力业务许可证（发电类）。发电机组应在项 目完成启动试运工作后3 个月内（风电、光伏发电项目应当在 并网后6 个月内）取得电力业务许可证（发电类），或按规定 变更许可事项，分批投产的发电项目应分批申请。符合许可豁 免政策的机组除外。 （五）以发电为主、总装机容量五万千瓦及以上的大、中 型水电站大坝已经国家认定的机构安全注册或登记备案。 第八条独立新型储能进入商业运营应具备下列条件： （一）签署项目启动验收交接书或鉴定书。 （二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确 认接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调 度管理要求。 （三）签订并网调度协议、购售电合同或高压供用电合同。 第九条电网企业负责进入商业运营有关材料的收集、办理、 存档等工作。
第四章
进入商业运营程序 第十条在完成整套设备启动试运行后3 个月内（风电、光 伏发电项目在并网后6 个月内），拥有发电机组、独立新型储 能的市场主体分别具备第七条、第八条商业运营条件后，以正 式文件将相关材料报送电网企业，从完成整套设备启动试运行 时间点起自动进入商业运营。届时未具备商业运营条件的，属 并网主体自身原因的，从具备商业运营条件时间点起进入商业 运营，不属并网主体自身原因的，从完成整套设备启动试运行 时间点起进入商业运营。 第十一条火电、水电机组自并网发电之日起参与电力辅助 服务费用分摊，自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力 并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务 管理考核、补偿和分摊。核电机组自完成整套启动试运行时间 点起纳入电力并网运行和辅助服务管理。水电以外的可再生能 源发电机组、独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日 起纳入电力并网运行和辅助服务管理。
第五章
调试运行期上网电量结算 第十二条发电机组和独立新型储能在规定时间内自动进 入商业运营的，调试运行期自并网时间点起至完成整套设备启 动试运行时间点止。未在规定时间内自动进入商业运营的，调 试运行期自并网时间点起至进入商业运营时间点止。
第十三条发电机组和独立新型储能调试运行期上网电量， 由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。发电机组和独立新 型储能自完成整套设备启动试运行时间点起至满足直接参与电 力市场交易条件前，上网电量继续由电网企业收购，纳入代理 购电电量来源。 第十四条发电机组和独立新型储能调试运行期上网电量， 按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同 类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一 次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。发电机组 和独立新型储能在进入商业运营时间点起，执行现行有关电价 政策。 第十五条国家能源局派出机构确定调试运行期的发电机 组和独立新型储能，以及退出商业运营但仍然可以发电上网的 发电机组（不含煤电应急备用电源）和独立新型储能辅助服务 费用分摊标准，分摊标准原则上应当高于商业运营机组分摊标 准，但不超过当月调试期电费收入的10%，分摊费用月结月清。
第六章
退出商业运营程序 第十六条发电机组符合下列条件之一的，自动退出商业运 营： （一）按国家有关文件规定注销电力业务许可证的，从注 销 时刻起。
（二）发电机组、独立新型储能进行扩建、改建并按规定 解 网的，从解网时刻起。 （三）属于以发电为主、总装机容量五万千瓦及以上的大、 中型水电站，其大坝安全注册登记证逾期失效或被注销、撤销 的，从逾期失效或被注销、撤销时刻起；大坝已完成登记备案 但未在监督管理部门要求的期限内办理安全注册的，从逾期时 刻起。大坝安全注册等级降级且在1 年内未达到甲级标准的， 从降级满1 年次日起；大坝连续两次安全注册等级均为乙级或 丙级且在1 年内未达到甲级标准的，从第二次注册登记为乙级 或丙级满1 年次日起。 其中，由于水电站大坝登记备案逾期未办理安全注册、安 全注册等级降级、连续两次安全注册等级均为乙级或丙级等原 因，发电机组退出商业运营但仍然可以发电上网的，在相关问 题完成整改前，不得申请重新进入商业运营。 发电机组退出商业运营的，发电企业应当及时告知相关电 网企业和电力调度机构、电力交易机构。 第十七条发电机组和独立新型储能退出商业运营前，原则 上应与有关各方完成相关合同、协议的清算和解除工作。退出 商业运营的发电机组和独立新型储能再次进入商业运营的，按 照本办法履行相关程序并执行有关结算规定。
第七章
附则
第十八条发电机组和独立新型储能与电网企业、电力调度 机构、电力交易机构对进入及退出商业运营发生争议的，应本 着平等、自愿、诚信的原则协商解决。不能达成一致意见的， 由国家能源局派出机构按本办法等有关规定进行协调解决，或 自行通过司法程序解决。 第十九条国家能源局派出机构可根据本办法，结合辖区实 际细化相关条款或制订实施细则。 第二十条本办法自印发之日起施行，有效期5 年。《发电 机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32 号）、 《国家能源局关于取消新建机组进入商业运营审批有关事项的 通知》（国能监管〔2015〕18 号）同时废止。已出台文件与本 办法不一致的，以本办法为准。