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Approval for a comprehensive electric power system reform pilot in Henan, Xinjiang and Shandong
Original title: 关于同意河南省、新疆维吾尔自治区、山东省开展电力体制改革综合试点的复函(发改经体[2016]1894号)
Links: Original CN (url).
国家发展改革委
国家能源局
关于同意河南省、新疆维吾尔自治区、山东省开展电力体制改革综合试点的复函
发改经体[2016]1894号
河南省、新疆维吾尔自治区、山东省人民政府：
报来《河南省人民政府关于报送河南省电力体制综合改革试点方案的函》（豫政函〔2016〕65号）、《关于报送我区推进电力体制改革工作方案的函》（新政函〔2016〕161号）、《山东省人民政府关于报送山东省电力体制改革实施方案（送审稿）的函》（鲁政字〔2016〕137号）收悉。经征求经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）成员单位意见，现函复如下：
一、同意河南省、新疆维吾尔自治区、山东省开展电力体制改革综合试点。经征求有关部门意见汇总修改形成的《河南省电力体制改革综合试点方案》、《新疆维吾尔自治区电力体制改革综合试点方案》、《山东省电力体制改革综合试点方案》附后，请据此制定完善输配电价改革、电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革等专项试点方案，报国家发展改革委、国家能源局备案。
二、加强组织领导，加快改革实施。请你省（区）加强对试点工作的组织领导，省（区）人民政府负总责，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、用电企业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。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）和电力体制改革配套文件精神，在综合试点和专项试点方案基础上，结合实际完善配套措施、突出工作重点，加快组建相对独立的电力交易机构，统筹推进输配电价、电力市场建设、电力交易机制、发用电计划、配售电侧等改革任务落实，确保改革取得实质性突破。
三、把握改革方向，规范推进试点。电力体制改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，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以下原则：一是坚持市场定价的原则，不得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，向符合条件的市场主体平等开放售电业务和增量配电业务，不得以行政指定方式确定售电主体和投资主体；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。试点过程中，要建立问题发现和纠错机制，灵活应对试点工作中出现的新情况新问题，切实防范试点过程中可能出现的风险，保证电网安全，保障民生用电，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）。电力市场运行前要进行模拟运行，加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范。国家能源局派出机构和河南省、新疆维吾尔自治区、山东省电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责，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。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、督促检查、评估验收，共同做好试点工作。
附件：1．河南省电力体制改革综合试点方案
2．新疆维吾尔自治区电力体制改革综合试点方案
3．山东省电力体制改革综合试点方案
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2016年8月30日
附件1
河南省电力体制改革综合试点方案
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《国家发展改革委国家能 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）等相关文件精神，深入推进电力体制改革，促进我省电 力行业又好又快发展和全省经济转型升级，结合我省实际，制定 本方案。
一、实施背景及意义
我省是全国第一人口大省，是全国重要的经济大省，2015 年全省生产总值突破3.7万亿元，居全国第五位。近年来，我省 按照“内节外引”能源发展方针，充分发挥地处中原区位优势和全 国重要煤炭基地资源优势，着力推进全国电网枢纽和重要火电基 地建设，依托哈密—郑州±800千伏直流、山西晋城—河南南阳— 湖北荆门1000千伏交流特高压输变电工程，在全国建成首个跨大 区特高压交直流混联电网，实现与西北电网、华北电网、华中电 网互联互通，省间电力交换能力达到1300万千瓦，2015年年底全 省电力装机突破6800万千瓦，居全国第八位，其中，煤电装机5880 万千瓦。全省年发、用电量分别达到2559亿千瓦时、2880亿千瓦时，分别居全国第八、第六位，跨省跨区电力交易活跃，省间交换电量375亿千瓦时，是全国重要的发电、用电、跨省跨区交易 市场。
多年以来，在国家发展改革委等部门支持下，我省围绕电力 体制改革，开展了有益的探索和实践。2005年我省在全国率先开 展大规模电力市场化外送，2006年全国首个省级电网电力交易中 心在我省挂牌成立，同步推行的差别发电量计划、发电权交易等 政策得到国家肯定，被国家列为全国五个节能发电调度试点省份 之一。2007年全国推广电力“上大压小”河南模式。全省电力直接 交易规模和范围不断扩大。积极推进电力行业节能减排，2016 年10月底前全省统调燃煤机组将实现超低排放。这些探索和实践 对破解电力发展和运行难题，促进电力产业转型升级，降低经济 社会发展电力成本发挥了十分重要的作用，把改革创新作为促进 经济社会发展的重要动力在我省电力行业内外达成广泛共识。
当前，全国电力生产和消费格局处于相对过剩阶段，我省作 为电力生产和消费大省，通过改革推进电力供给侧结构性改革尤 为迫切；电网发展能力相对不足，破解全省电网瓶颈制约尤其是 农村电网建设滞后矛盾资金压力巨大，迫切需要通过改革引进社 会资本，加快电网发展；经济进入新常态，我省经济下行压力巨 大，通过市场化改革，引入竞争降低成本，增强我省工业企业竞 争能力，成为现实需要。在我省进行电力体制改革综合试点，通 过构建有效竞争的市场结构和市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，保持电力行业可持续发展，对加快去产能、降成本、补短板，促进经济转型升级具有重要意义。
二、总体思路
（一）指导思想
坚持社会主义市场经济改革方向，贯彻创新、协调、绿色、 开放、共享发展理念，按照国家总体部署，围绕“三放开、一独 立、三强化”（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；推行交易机构相对独立，规范运行；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）重点任务，从我省实际出发，充分考虑各方诉求和电力工 业发展规律，转变政府职能和管理方式，多途径培育市场主体， 努力降低电力成本、完善价格形成机制，逐步打破垄断、有序放 开竞争性业务，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成 主要由市场决定电力价格的机制，促进电力行业清洁、低碳、安 全、高效发展，为构建现代能源支撑体系、促进全省经济持续健 康发展提供有力保障。
（二）基本原则
1．政府引导、市场主导。加强政府政策引导，更好履行政 府规划、调节、监管和公共服务等职责，着力构建主体多元、竞 争有序、开放共享的电力市场格局，建立健全市场主体信用体系， 充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
2．整体部署、有序推进。从我省实际出发，积极作为，对全省电力体制改革目标、任务、路径作出整体设计，按照国家批 复要求，分步有序推进，近期重点做好组建相对独立交易机构、 推进价格改革、促进市场主体多元化和中长期市场交易等改革试 点工作，总结经验后逐步深入推进。
3．安全可靠、提高效率。遵循电力技术经济规律，做好电 能的生产、输送和使用动态平衡工作，保障电力系统安全稳定运 行和电力可靠供应。有效引导电源投资和电网建设，积极开展电 力需求侧管理和能效管理，加强电力系统统筹协调和集成优化， 促进电力高效利用和成本降低。
4．清洁低碳、保障民生。切实落实清洁低碳要求，积极发 展分布式电源，依照规划保障可再生能源发电全额收购，支持高 效节能超低排放燃煤机组多发电，推动电力行业发展方式转变。 根据全省区域、城乡差异分类施策，保障基本公共服务供给，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。
（三）主要目标
1．近期目标（2016—2017年）。完成电力体制综合改革和 专项改革方案制定和批复工作，不断完善电力直接交易规则。成 立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户组成的电力市场 管理委员会，按照省政府批准的章程和规则组建河南电力交易中 心，开展电力市场交易服务。按照国家发展改革委部署，2017 年开展输配电价改革，改革和规范电网企业运营模式。稳步推进售电侧改革试点工作，有序向社会资本放开售电业务和增量配电业务。有序放开发用电计划，建立完善实现合同调整及偏差电量 处理的交易平衡机制，建设中长期电力交易市场。
2．远期目标（2018年及以后）。结合电力市场化进程，研 究探索交易机构股权多元化，分类推进交叉补贴改革，全面实现 竞争性环节电价由市场形成。适时启动现货市场模拟运行，逐步 形成竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。
三、近期重点任务
（一）组建和规范运行相对独立的电力交易机构
1．组建河南电力交易中心。组建股份制河南电力交易中心， 对现有的交易中心进行股份制改造。将原来由电网企业承担的交 易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。交易中心 不以盈利为目的，按照省政府批准的规则为电力市场交易提供服 务，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管。
2．明确河南电力交易中心职能。主要负责市场交易平台的 建设、运营和管理；负责市场交易组织，提供结算依据和服务， 汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同；负责市场主体注 册和相应管理，披露和发布市场信息等。
3．成立电力市场管理委员会。成立由电网企业、发电企业、 售电企业、电力用户等组成的电力市场管理委员会，按类别选派 代表组成，负责研究讨论河南电力交易中心章程、交易和运营规 则，协调电力市场相关事项等。电力市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制。政府有关部门和国家能源局派出机构可以派员参加电力市场管理委员会有关会议。电力市场 管理委员会审议结果经审定后执行，政府有关部门和国家能源局 派出机构可以行使否决权。
（二）推进输配电价改革
1．开展输配电价摸底测算。学习借鉴输配电价改革试点省 份经验，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业经营情况， 全省电价水平和各类用户电价间交叉补贴数额情况，以及现有各 类用户电量、各电压等级电能损耗平均水平情况等。根据全省经 济社会发展规划，科学预测全社会用电需求，合理确定电网投资 规模。深入分析输配电价管理中存在的主要矛盾和问题，按照国 家有关规定，研究测算分电压等级输配电价。
2．配合做好输配电定价成本监审工作。按照国家发展改革 委统一部署，根据《输配电定价成本监审办法（试行）》，结合 我省实际，积极配合国家开展输配电定价成本交叉监审（第三方 监审）工作，科学核定电网有效资产和准许成本费用，严格核减 不相关、不合理的投资和成本费用。
3．核定分电压等级输配电价。依据国家发展改革委审核出 具的成本监审报告，结合我省实际，统筹保持电网可持续发展和 努力降低社会用电成本的需要，合理确定体现我省特点的定价参 数、价格调整周期等，按照“准许成本加合理收益”原则提出电网 企业准许总收入和分电压等级输配电价的核定意见，报国家发展改革委批准。各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。
建立平衡账户机制，实施总收入和价格水平监管。健全对电网企 业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高 效率。
4．明确过渡期间电力直接交易的输配电价政策。在国家发 展改革委未批准输配电价前，电力直接交易采取保持电网购销差 价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少则销售电价调整多 少，差价不变。
（三）开展售电侧改革试点
1．培育售电市场主体。在国家确定的售电侧市场主体准入 和退出条件的基础上，结合我省实际，确定符合技术、安全、环 保、节能和社会责任要求的售电主体条件。允许符合条件的产业 集聚区（包括高新产业园区和经济技术开发区）组建售电主体直 接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体，从事购售电业务；允 许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、 供气、供热等公共服务行业和能源服务公司从事售电业务；允许 符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售 电业务；允许电网企业组建独立法人资格的售电公司，开展市场 化售电业务。逐步形成多层次的售电市场主体，开展售电侧竞争。
2．赋予售电市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种 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、向其他售电商购电等。售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括用电设备维护、合同能源管理、综合节能和用能咨询等 增值服务。各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担政 府性基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等义务。
3．稳步推进市场化交易。售电公司可参加批发市场并与其 他市场主体开展零售交易业务。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、市场竞价的方式确定。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。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。交易结果应报河南电力交易中 心备案。
4．探索社会资本投资增量配电业务的有效途径。按照有利 于促进配电网建设发展、提高配电网运营效率的要求，在不增加 用户用电成本的情况下，以产业集聚区、大型矿区等为重点，逐 步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所 有制方式发展配电业务。国网河南省电力公司以外的存量配电资 产视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。
5．建立保底供电服务制度。电网企业在其供电营业区内应 履行保底供电服务义务，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。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。
（四）推进电力市场建设
1．建立优先购电制度。优先购电是指按照政府定价优先购 买电力电量，并获得优先用电保障。享有优先购电的主要包括： 一产用电，三产中的党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、 通信、邮政、供水、供气等重要公用事业、公益性服务行业用电， 以及居民生活用电。制定优先购电保障措施，优先购电用户在编 制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期 不参与市场竞争。
2．建立优先发电制度。优先发电是指按照政府定价或同等 优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电 量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用 户通过供电企业足额收购予以保障。按照国家优先发电适用范 围，我省一类优先保障包括纳入规划的风能、太阳能、生物质能 等可再生能源发电，调峰调频电量，背压式供热机组发电、纳入 规划保障民生的抽凝式热电联产机组采暖期发电等，按照政府定 价优先出售电量；二类优先保障包括水电、余热余压余气发电等， 年度计划电量按照政府定价优先出售，超年度计划电量原则上按 照企业参与市场确定的价格或按照市场最低价格优先出售。
3．有序放开发用电计划。综合考虑全省经济结构、电源结 构、电价水平、受电规模、供电能力、市场基础等因素，在保障电力系统安全运行、可靠供电、优先购电、优先发电的前提下，有序放开发用电计划，剩余计划电量按照节能低碳原则安排并实 施调度。
4．建立完善电力市场交易机制。建立健全购售电市场主体 准入和退出机制，制定交易规则。支持市场主体通过双边或多边 交易方式开展多年、年、季、月等电能量交易，鼓励市场主体开 展双边协商方式的多年电能量交易，加快市场化改革进程，建立 完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。适时开展周 电能量交易。
5．研究探索跨省跨区电力市场交易机制。积极落实国家能 源发展战略，按照我省“内节外引”能源发展方针，在经济、节能、 环保、安全的原则下，加强与输电通道送端省份的沟通协作，合 理承担辅助服务，推进跨省跨区送受电计划逐步放开，降低用户 用电成本。探索推进跨省跨区输电工程建设市场化。
6．建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、备用和 用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务 市场交易机制。按照谁受益、谁承担的原则，研究建立电力用户 参与的辅助服务分担共享机制，发挥各类型发电企业和电力用户 参与辅助服务的积极性。
7．建立市场风险防范和应急处置机制。不断完善市场操纵 力评价标准，加强预防与监管。加强调度管理，提高电力设备管 理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。通过实施需求响应和有序用电方案，完善电力电量平衡的应急保障机制和体系。
8．建立健全电力市场主体信用体系。加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。省政府或省政府授权部门建立企业法人及其 负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信用信息平台，使 各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。加大监管力度，对 企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行为严重且影响 电力安全的，实行严格的行业禁入措施。充分发挥第三方征信机 构在电力行业信用体系建设中的作用，参与自主交易的电力市场 主体应向政府引入的第三方征信机构备案。
（五）加强和规范燃煤自备电厂监督管理
1．科学规范自备电厂建设。建立健全自备电厂准入标准， 新（扩）建燃煤自备电厂必须符合国家能源产业政策和电力规划 布局要求，除背压机组和余热、余压、余气利用机组外，新（扩） 建燃煤自备电厂项目要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电 建设规划，与公用火电项目同等条件参与优选。自备电厂要按照 以热定电、自发自用为主的原则合理选择机型和装机规模。电网 企业应对符合规定的自备电厂无歧视开放电网，做好系统接入服 务工作。并网自备电厂应按要求配置必要的继电保护与安全自动 装置以及调度自动化、通信和电量计量等设备，切实做好并网安 全等相关工作。
2．加强自备电厂运营管理。全面落实电力行业相关规章和标准，并网自备电厂应严格执行调度纪律，主动承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务。自备电厂应公平承担社会责任， 履行相应义务，参与电网调峰等辅助服务和辅助服务费用分摊。 拥有自备电厂的企业按规定承担国家依法合规设立的政府性基 金、政策性交叉补贴和系统备用费。
3．推动综合利用和燃煤消减。鼓励企业通过回收利用工业 生产过程中产生的可利用的热能、压差以及余气等建设相应规模 的余热、余压、余气自备电厂。此类项目不占用火电建设规模， 可按有关规定减免政策性交叉补贴和系统备用费。余热、余压、 余气自备电厂生产的电力、热力，在满足所属企业自身需求的基 础上，鼓励其按有关规定参与电力交易并向周边地区供热。推动 可再生能源替代燃煤自备电厂发电。
4．推进自备电厂升级改造和淘汰落后机组。燃煤自备机组 全部实现超低排放，安装污染物自动监控设备，与当地环保、监 管等部门和电网企业联网。对排放不符合要求的自备电厂应采取 限制生产、停产改造等措施。供电煤耗、水耗高于本省同类型机 组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的自备燃煤发电 机组应实施节能节水升级改造。对机组类型属于《产业结构调整 目录》（国家发展改革委令第9号）等相关产业政策规定淘汰类 的，予以强制淘汰关停。主动提前淘汰自备机组的企业，淘汰机 组容量和电量可按有关规定参与市场化交易。
5．积极支持具备条件的自备电厂有序参与市场交易。符合国家产业政策，达到能效、环保指标要求，并且有剩余发电能力的自备电厂，在保持工业企业生产基本稳定基础上，按规定承担 国家依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴，公平承担 发电企业社会责任后，可成为合格发电市场主体，有序公平参与 市场交易。拥有自备电厂但无法满足自身用电需要的企业，按规 定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及政策性交叉补贴 后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。
6．积极发展分布式电源。支持企业、机构、社区和家庭根 据各自条件，采用“自发自用、余量上网、电网调节”运营模式积 极发展分布式电源，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能 发电以及燃气热电冷联产等各类分布式电源，准许接入各电压等 级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户 合作或以合同能源管理模式建设分布式电源。
（六）加强电力统筹规划和科学监管
1．切实加强电力行业特别是电网的统筹规划。政府有关部 门认真履行电力规划职责，优化电源与电网布局，统筹各类电源 发展，积极推动煤电一体化。加强电力规划与电源等规划之间， 地方性电力规划与全省、全国电力规划之间的有效衔接。扩大规 划的覆盖面，增强权威性和科学性，提高规划的透明度和公众参 与度，各种电源建设和电网布局应严格按规划有序组织实施。规 划经法定程序审核后，向社会公开。建立规划实施检查、监督、 评估、考核工作机制，保障电力规划有效执行。
2．开放电网公平接入。加快修订和完善接入电网的技术标准、工程规范和相关管理办法，适应可再生能源和分布式电源等 电源灵活接入，电动汽车、储能等多元化负荷“即插即用”。保障 电网对各类市场主体申请的符合国家产业政策的项目无歧视、无 障碍、公平接入电网。
3．优先发展可再生能源。加强可再生能源发电与其他电源、 配套电网统筹规划，合理布局新能源项目，保障规划内可再生能 源无歧视、无障碍并网。落实可再生能源发电全额保障性收购制 度，纳入规划的可再生能源优先发电，在发电计划中预留空间。 建立完善调峰补偿市场化机制，鼓励超出保障性收购电量范围的 可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易，充分发挥可再 生能源电力边际成本低的优势，通过市场竞争的方式实现优先发 电，促进可再生能源电力多发满发。
4．实施科学有效监管。完善电力监管组织体系，创新监管 措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管， 加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管， 切实保障新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网 安全可靠运行。加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的 功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。
四、保障措施
（一）加强组织协调。成立河南省电力体制改革领导小组， 制定切实可行的专项改革工作方案及有关配套措施，细化明确分工以及政府和企业责任，确保电力体制改革工作顺利推进。
（二）营造良好氛围。加强与新闻媒体的沟通协调，加大对 电力体制改革的宣传报道，在全社会形成推进电力体制改革的浓 厚氛围，充分调动各方积极性，凝聚共识，形成工作合力。
（三）稳妥推进改革。加强市场运行情况跟踪分析，建立纠 错机制，灵活应对试点工作中出现的问题，及时协调解决影响改 革的各类问题，防范和化解改革过程中可能出现的风险，保持电 力供需平衡，保证电网安全，保障民生用电。
附件 2
新疆维吾尔自治区电力体制改革综合试点方案
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）及相关配套文件精神， 深入推进新疆电力体制改革，结合我区实际，特制定本方案。
一、开展电力体制改革的必要性和紧迫性
新疆是国家重要的综合能源基地，是国家确定的“三基 地一通道”，在全国能源战略开发中具有特殊重要的战略地位。 “十二五”以来，在自治区党委、人民政府正确领导下，新疆 电力工业实现了快速发展。一是电力供应保障能力全面提高。
2015 年全区联网发电装机达到 6608 万千瓦，同比增长 28.2%。 尤为可喜的可再生能源发电装机快速增长，占到总装机的42.3%；发电量达到 2118 亿千瓦时，同比增长 16.4%。电网 建设全面加快，形成了东至哈密、西至伊犁，南至喀什的 750 千伏主网架结构，以及西北联网两条 750 千伏通道。建成哈 密南—郑州±800 千伏特高压直流输电工程，开工建设准东— 华东（皖南）±1100 千伏特高压直流输电工程。“疆电外送” 电量迅速增加，2015 年全年外送电量 288 亿千瓦时，同比增 长 64.3%。二是电力普遍服务水平得到提高。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，无电人口用电问题全面解决。三是多元化市场体系 初步形成。在发电方面，形成了多层面、多种所有制、充分 竞争的发电业务投资主体，充分发挥了市场在资源配置中的 决定性作用。四是电价形成机制逐步完善。在发电环节实现 了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了输配电价，在销 售环节出台峰谷分时电价、差别电价、惩罚性电价等政策。 五是电力市场化交易和监管不断推进。相继开展了竞价上网、 大用户与发电企业直接交易等方面的试点和探索，2015 年共有 24 家发电企业和 88 家电力用户参与电力直接交易试点， 交易电量 46 亿千瓦时。
同时，电力行业发展还面临着一些亟需通过改革解决的 问题。一是交易机制缺失，资源利用效率不高。售电侧改革 竞争机制尚未建立，发电企业与用户之间市场交易有限。二 是价格关系没有理顺，市场定价机制尚未完全形成。现行电 价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难 以及时合理反映用电成本、市场供求状况等。三是自备电厂 装机规模大，系统调峰能力不足。四是可再生能源开发利用 面临困难，市场消纳能力不足。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，弃风、弃光现象日益突出。2015 年全年弃风电量 71 亿千瓦时，弃风率 33%；弃光电量 15 亿千瓦时，弃光率 25%。
电力体制改革工作关系经济发展、群众生活和社会稳定， 进一步深化新疆电力体制改革，是自治区党委、人民政府的 重大决策部署，是积极推动能源生产和消费革命的重要举措， 是适应经济发展新常态、转变电力发展方式的迫切需要，是 发挥市场配置资源决定性作用、构建电力市场体系的必然选 择。新疆作为“丝绸之路经济带核心区”以及国家“三基地一通 道”综合能源基地，积极推进电力体制改革，通过改革激发发 展活力，对于推动电力工业持续健康发展，促进新疆经济发 展、社会稳定和长治久安具有重要意义。
二、总体要求
（一）指导思想
贯彻落实党的十八大，十八届三中、四中和五中全会精 神，深化落实自治区党委八届十次全委（扩大）会议、自治 区党委经济工作会议精神，按照中央进一步深化电力体制改 革的总体部署，坚持社会主义市场经济改革方向，坚持创新、 协调、绿色、开放、共享发展理念，立足新疆实际，以国家 “三基地一通道”建设为载体，按照“管住中间、放开两头”的 体制架构，着力推进电价改革，有序放开输配以外的竞争性 环节电价，理顺电价形成机制；着力推进电力市场建设，完 善市场化交易机制；着力培育多元市场主体，促进公平竞争； 着力强化科学监管，保障电力安全、清洁、高效可持续发展，逐步打破垄断，有序放开竞争，构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场机制，形 成具有竞争活力、较为完善的现代电力市场体系。
（二）基本原则
1．市场配置、政府调控。发挥市场配置资源的决定性 作用，促进有效竞争。加强政府宏观调控，有效发挥政府在 规划、政策、标准和监管等方面作用，保护电力投资者、经 营者、使用者的合法权益和社会公共利益，促进电力事业健 康发展。
2．安全可靠、提高效率。遵循电力商品的技术经济规 律，在保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应的前提下， 不断提升电力应用技术水平和电力系统运行效率。
3．市场竞争、保障民生。着力构建主体多元、竞争有 序的电力交易格局，在改革发电侧、售电侧、用户侧充分有 效竞争的同时，保留必要的公益性、调节性发用电计划，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稳定，有效保障电力公共服务。
4．节约能源、减少排放。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，提高发展质量和 效率，提升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，促进经济结构调整、能源结构优化、节能减排 和产业升级。
三、主要目标
完成电力市场框架方案设计；完成输配电价核定，基本 实现公益性以外的发售电价由市场形成，形成电力市场化定 价机制；完成相对独立交易机构的组建和交易平台的建设与 运行，明确市场准入标准和交易规则；完善电力直接交易机 制，工商业领域电力直接交易全面放开；开展售电业务放开 试点，形成发电侧、售电侧主体多元、充分竞争的市场格局； 跨省跨区市场化电力直接交易份额进一步扩大，形成运转高 效、具有全国竞争力的现代电力市场。
四、重点任务
（一）推进输配电价改革
1．开展输配电价摸底测算。全面调查电网输配电资产、 成本和企业经营情况，结合自治区经济社会发展、能源基地 建设、产业结构优化升级对电网建设的需求，深入分析输配 电价管理中存在的主要矛盾和问题；摸清现有各类用户电价 间、各电压等级间的电价交叉补贴现状，研究探索电价交叉 补贴额度平衡补偿机制；调查各电压等级电量传导比例、电 能损耗水平等。按照国家有关输配电价改革和输配电定价成 本监审有关规定，根据自治区电网及电力用户实际需求情况 和电网企业提供的基础资料，开展输配电价成本调查及各电 压等级输配电价水平测算。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：国网新疆电力公司
2．做好输配电价成本监审。按照国家发展改革委、国 家能源局《输配电定价成本监审办法（试行）》（发改价格〔2015〕1347 号）规定，在国家发展改革委统一组织下，结 合自治区发展实际，明确自治区输配电定价成本监审范围， 科学合理核定输配电成本费用，完成自治区输配电定价成本 监审工作。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：国家能源局新疆监管办公室，国网新疆电力公司
3．建立电力普遍服务补偿机制。结合新疆地域辽阔、 负荷分散、输电线路长、线路损耗大、输电成本高的实际， 积极争取国家支持建立电力普遍服务补偿机制，对政策性亏 损进行补偿。同时，改革不同种类电价之间的交叉补贴，按 照保障民生、合理补偿、公平分担的原则，逐步减少工商业 内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：自治区财政厅、国网新疆电力公司
4．制定输配电价改革试点方案。在国家发展改革委、 国家能源局审核同意自治区输配电定价成本监审意见后，按 照“准许成本加合理收益”原则确定电网准许总收入和分电压 等级输配电价。妥善处理电价交叉补贴，建立平衡账户机制；逐步完善输配电价体系，研究完善相关配套政策措施。制定《自治区输配电价改革试点方案》。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：国家能源局新疆监管办公室，国网新疆电力公司
（二）推进电力交易机构建设
1．成立新疆电力交易中心。组建股份制新疆电力交易 中心，对现有的交易中心进行股份制改造，将原来由电网企 业承担的交易业务与其他业务分开，明确工作界面和工作流 程，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台。既要考虑当 前新疆地区国网、兵团、石油、水利等多个电网投资主体各 自拥有独立供电营业区的客观实际，为将来构建统一的输配 电网体系奠定基础，又要兼顾电力用户（售电公司）、独立 辅助服务提供商和第三方的利益诉求，严格按照中发 9 号文 件及其配套文件精神统筹推进各项组建工作。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：国家能源局新疆监管办公室，自治区发展改革委，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
2．明确交易机构职能。交易机构在新疆能源监管办和 新疆自治区电力管理部门的监管下为市场主体提供规范、公 开、透明的电力交易服务，主要负责电力交易平台的建设运 营和维护、市场交易主体的注册管理、组织和管理各类电力市场交易、提供电力交易结算依据及相关服务、监视和分析市场运行情况、披露和发布信息、参与拟定电力市场交易规 则并配合进行分析评估、按规定收取交易相关费用。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：国家能源局新疆监管办公室，自治区发展改革委，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
3．成立市场管理委员会。组建由电网企业（包括国网 新疆电力公司、兵团主要电网企业、以及石油和水利区域电 网企业）、发电企业、售电企业、电力用户按类别选派代表 组成的新疆电力市场管理委员会，实行按市场主体类别投票 表决等合理议事机制，主要负责研究讨论交易机构的章程、 交易和运营规则，协调电力市场相关事项等。国家能源局新 疆监管办公室，自治区发展改革委、经信委等相关部门可派 员参加市场管理委员会有关会议。市场管理委员会审议结果 经审定后执行，国家能源局新疆监管办公室和自治区发展改 革委、经信委等相关部门可以行使否决权。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：国家能源局新疆监管办公室，自治区发展改革委，电网企业，售电企业，发电企业
（三）建立和完善电力市场交易机制
1．研究制定电力市场交易基本规则。根据国家关于电 力市场交易的基本规则、规范，结合新疆实际确定市场准入、市场注册、市场运行、竞价交易、交易合同、交易结算、安全校核、阻塞管理、紧急事故处理、市场干预、信息披露等 基本规范。
牵头部门：国家能源局新疆监管办公室
配合部门：自治区发展改革委、经信委，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
2．制定并完善中长期电力市场交易机制。完善电力直 接交易规则、发电权替代交易规则、发电厂并网运行管理实 施细则和并网发电厂辅助服务管理实施细则、自备电厂参与 电网调峰实施细则等，建立新疆区域统一、各市场主体（包 括售电公司）参与的电力交易机制；探索建立和开展跨省跨 区电力直接交易试点、跨省跨区发电权替代交易试点、调峰 等辅助服务补偿市场化机制，可再生能源参与市场竞争机制 等。
牵头部门：国家能源局新疆监管办公室
配合部门：自治区经信委、发展改革委，国网新疆电力 公司，售电企业，发电企业
3．制定电力市场交易监管办法。开展新疆电力市场建 设研究，出台电力市场建设方案，根据市场建设方案和规则， 制定市场交易监管办法，履行电力市场监管职责，对市场主 体有关市场力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况 实施监管，对电力交易机构和调度机构公开透明、公平运作、规范运营等情况实施监管。
牵头部门：国家能源局新疆监管办公室
配合部门：自治区发展改革委、经信委，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
4．搭建电力市场交易技术支持系统。根据电力市场交 易系统建设方案，由交易机构负责建设场内集中交易系统硬 件，开发相关软件，完善现有的市场交易支持系统，建设电 力市场信息发布平台，建立系统运行维护技术支持体系，确 保电力交易及相关信息系统安全稳定运行，为启动现货市场 运行提供条件。
牵头部门：国家能源局新疆监管办公室
配合部门：自治区发展改革委、经信委，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
5．探索建立电力市场信用体系。探索建立电力市场交 易信用系统和信用评价体系，将市场主体、从业人员信用记 录纳入统一的信息平台。建立健全守信激励和失信惩戒机制， 加大对不履约、欠费、滥用市场力、不良交易行为、电网歧 视、未按规定披露信息等失信行为的监管力度，必要时可实 施限制交易或强制性退出。充分发挥第三方征信机构在电力 行业信用体系建设中的作用，参与自主交易的电力市场主体 应向政府引入的第三方征信机构备案。
牵头部门：国家能源局新疆监管办公室
配合部门：自治区发展改革委、经信委，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
（四）有序推进发用电计划改革
1．建立优先购电制度。确定优先购电的适用范围，保 障全区第一产业用电，第三产业中的重要公用事业、公益性 服务行业用电，以及居民生活用电享有优先购电权。开展有 序用电工作，有效保障供需紧张情况下居民等用电需求不受 影响。列入优先保障序列的用户，原则上不参与限电，近期 不参与市场竞争，纳入用电计划。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：国网新疆电力公司、国家能源局新疆监管办公室、售电企业、发电企业
2．建立优先发电制度。以资源开发可持续、生态环境 可持续为主要依据，坚持节能减排和清洁能源优先上网的原 则，确定自治区优先发电的适用范围，对发电机组进行优先 等级分类，合理确定优先发电顺序，并逐年进行动态调整。 合理测算计划电量，留足保障性计划空间，逐步缩减发电计 划。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：自治区环保厅、国网新疆电力公司、国家能源局新疆监管办公室、售电企业、发电企业
3．制定放开发用电计划实施方案。结合全区电力市场体系建设推进情况，制定放开发用电计划实施方案。通过市场化交易方式，完善电力安全的应急保障机制，实现电力电 量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进 节能减排。在有序放开发用电计划的过程中，充分考虑企业 和社会的承受能力，保障基本公共服务的供给。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：自治区环保厅、国网新疆电力公司、国家能源局新疆监管办公室，售电企业，发电企业
（五）推进售电侧改革
1．培育多元化售电主体。制定新疆售电侧改革试点方 案，积极培育多元化的市场竞争主体，向社会资本放开售电 业务，赋予用户更多的选择权，提升售电服务质量和用户用 能水平，形成有效的市场竞争结构和市场体系。创新售电业 务市场准入机制，以注册服务代替行政审批。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：自治区国资委、经信委，国家能源局新疆监管办公室，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
2．实施园区型售电主体直接交易试点。在高新产业园 区、经济技术开发区、循环经济园区、跨境经济合作区、边 境经济合作区、保税区等各类园区中，以及在兵团团场，选 择有参与意愿并符合准入条件的，组建独立的售电公司，开 展园区型售电主体直接交易。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：自治区发展改革委、国资委，国家能源局新 疆监管办公室，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
3．鼓励社会资本投资增量配电业务。鼓励以混合所有 制方式发展增量配电业务，探索社会资本投资配电业务有效 途径，以高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区、 工业园区及独立工矿区等为重点，有序向符合条件的市场主 体放开增量配电投资业务。同时，社会资本投资增量配电网 控股的，在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权，在供 电营业区内拥有与电网企业相同的权利，并切实履行相同的 责任和义务。国网新疆电力公司以外的存量配电资产视同增 量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：自治区国资委、经信委，国家能源局新疆监管办公室，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
（六）提高系统消纳新能源能力和清洁能源利用率
1．积极促进可再生能源和资源综合利用电力消纳。在 保障电网安全稳定和民生的前提下，全额安排可再生能源发 电，优先预留水电、风电、光伏发电等可再生能源机组和热 电联产、余热余压余气发电、燃气和煤层气（瓦斯）发电等 资源综合利用机组发电空间，鼓励可再生能源和资源综合利 用发电项目优先与用户直接交易。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：自治区环保厅、国网新疆电力公司、国家能 源局新疆监管办公室，发电企业
2．建立完善调峰补偿市场化机制。在现有火电机组深 度调峰交易的基础上，进一步修改完善相关规则，通过多种 方式加大调峰补偿力度，通过双边协商或市场化招标等方式 确定参与调峰交易双方。
牵头部门：国家能源局新疆监管办公室
配合部门：自治区经信委，国网新疆电力公司、售发电企业
（七）加强和规范自备电厂管理
1．规范自备电厂建设管理。从强化规划引导、发展循 环经济、延伸煤电产业链等方面，规范自备电厂准入标准， 自备电厂的建设应符合国家能源产业政策和电力规划布局 要求，严格执行国家节能和环保排放标准。装机明显冗余地 区，原则上不得新（扩）建自备电厂项目。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：自治区经信委、自治区环保厅、国家能源局新疆监管办公室，国网新疆电力公司，售电企业，发电企业
2．强化自备电厂运营管理。自备电厂应公平承担社会 责任，履行相应义务，参与电网调峰。探索以市场化方式逐 步代替系统备用费的机制。
牵头部门：自治区经信委
配合部门：自治区财政厅、国家能源局新疆监管办公室、 国网新疆电力公司、发电企业
（八）加强电力统筹规划和科学监管
1．建立电力规划统筹协调机制。建立政府部门和企业 间、地方和兵团间规划的横向协调机制，做好“十三五”全区 电力发展规划编制工作，同步组织编制规划环境影响报告和 水资源评价报告，协调发展所需的资源和环境承载能力。电 力行业污染物排放要符合区域排污总量控制、超低排放等相 关要求，对自治区电力发展的重大问题展开专项研究，明确 环境质量改善的目标，根据环境目标和资源环境承载力，明 确全区（重点区域）电力行业对污染排放的贡献值上限，科 学调控电力发展的规模和布局，提升电力规划编制的科学性 和及时性。
牵头部门：自治区发展改革委
配合部门：自治区经信委、环保厅、水利厅，国家能源局新疆监管办公室，国网新疆电力公司，石油和水利电网企 业，发电企业
2．加强电力行业及电力市场科学监管。加强电网公平 接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管。切实保障 新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网安全 可靠运行。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。创新监管模式，健 全安全监管机制，不断夯实安全生产基层基础，提高电力系 统安全可靠运行水平。建立市场主体信用评价制度，强化信 用评价结果应用，有效防范市场风险。加强和完善行业协会 自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户 和企业之间的桥梁纽带作用。
牵头部门：国家能源局新疆监管办公室
配合部门：自治区经信委、国网新疆电力公司
五、保障措施
（一）加强组织领导
参照国家电力体制改革领导小组机制，成立由自治区人 民政府分管领导任组长，自治区相关部门为成员的自治区电 力体制改革领导小组。领导小组主要负责认真贯彻落实中发9 号文件、自治区党委八届十次全委（扩大）会议、自治区 党委经济工作会议精神，全面统筹协调推进自治区电力体制 综合改革工作，具体组织实施电力体制改革工作。领导小组 办公室设在自治区发展改革委，具体牵头负责全区电力体制 改革日常工作。
（二）稳妥有序推进
电力体制改革是一项系统性工程，也是利益结构的再调 整。要在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。逐步扩大输配电价改革试点范围，对售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等重大改革事项先行试点开展，在总结试 点经验的基础上再全面推开。
（三）严格监督考核
将电力体制改革作为促进自治区经济发展、保障民生的 重大任务，电力体制改革领导小组办公室要制定实施目标责 任制和绩效考核制度，依据法律法规和监管要求加强日常督 促检查，确保各项改革试验任务的顺利完成。
（四）及时总结经验
对电力体制改革工作成效进行跟踪评价，开展季度及年 度评估，及时总结改革经验和不足，不断深化全区电力体制 改革工作。
附件 3
山东省电力体制改革综合试点方案
电力行业是关系到能源安全、经济发展和社会稳定的重 要基础产业。近年来，我省积极实施电力政企分开、厂网分 开、主辅分开改革，加快重大项目规划建设，优化调整电源 结构，强化节能环保改造，千方百计保障电力供应，不断提 高电力普遍服务水平，有力促进了我省经济社会平稳健康发 展。2015 年，我省全社会用电量达到 5117 亿千瓦时，同比 增长 2.8%；省内发电量 4619.4 亿千瓦时，增长 2.8%；电力 装机容量达到 9715.7 万千瓦，其中新能源发电装机比重提高 到 11.5%；加快实施“外电入鲁”战略，全年电网接纳省外来 电 497.6 亿千瓦时，占全社会用电量的 9.7%。同时，一些体 制机制性障碍和深层次问题还没有根本解决，主要是生产环 节中单一的计划管理体制、销售环节中统一的政府定价机制 以及运营领域中统购统销的垄断经营模式越来越不适应市 场经济发展的需要，在电力资源配置中市场还没有发挥决定 性作用，在发电侧和售电侧等竞争性领域和环节还没有形成 有效竞争，市场主体活力尚未充分释放，在政府统筹规划、 依法监管、维护行业秩序方面还亟待改进和加强。
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）及配套文件精神，深入推进我省电力体制改革，加快现代电力市场体系建设，结 合我省实际，制定本实施方案。
一、总体要求
深化电力体制改革，必须深入贯彻落实党的十八大和十 八届三中、四中、五中全会精神以及中央关于深化电力体制 改革的总体部署，坚持创新、协调、绿色、开放、共享发展 理念，针对我省电力行业存在的突出问题，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，遵循“三放开、一独立、三强化”的改革 路径，加快构建“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，形成具有竞争活力、健全 完善的现代电力市场体系。
在改革推进中，要把保障电力系统的安全稳定运行和电 力可靠供应作为前提条件，遵循电力商品的实时性、无形性、 供求波动性和同质化等技术经济规律，保障电能生产、输送 和使用的动态平衡；要坚持市场化的改革方向，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，使市场在电力资源配置中起决 定性作用；要把保障民生用电作为底线，充分考虑企业和社 会承受能力，切实保障民生和基本公共服务的用电供给，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；要强化节能减排，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，完善有 序用电和电力需求侧管理制度，促进电力行业结构调整和产 业升级；要加强电力市场监管，完善监管措施和手段，改进 监管方法，提高对技术、安全、交易、运行等的科学监管水 平。
二、改革路径
（一）有序放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场 化定价机制。按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企 业准许总收入和各电压等级输配电价。放开输配以外的竞争 性环节电价，实现市场化定价。
（二）有序向社会资本放开配售电业务，释放市场主体 活力。在加强电网自然垄断环节监管的同时，在发电侧、售 电侧等可竞争环节引入竞争机制，加快构建有效竞争的组织 结构和市场体系。
（三）有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，促 进电力资源市场化配置。有效衔接电力市场供需平衡，有序 放开发用电计划，引导市场主体开展多方直接交易和跨省跨 区交易，逐步扩大市场化电量的比例，实现电力电量平衡从 以计划手段为主向以市场手段为主的平稳过渡。
（四）推进电力交易机构相对独立，构建规范化市场交 易平台。将电网企业原有的电力交易业务与其他业务分开，实现相对独立运行，为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务。
（五）强化政府监管，强化电力统筹规划，强化电力安 全高效运行和可靠供应。创新政府监管方式、方法和手段， 严格按照我省能源规划组织实施电源建设和电网布局，为有 效开展市场化交易、实现电力安全高效运行和可靠供应提供 保障。
三、重点任务
（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制。
1．开展输配电价测算核定。根据国家发展改革委、国 家能源局关于推进输配电价改革的有关要求和《国家发展改 革委关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》（发 改价格〔2016〕498 号）精神，开展输配电价成本调查、监 审、各电压等级输配电价水平测算工作。输配电价逐步过渡 到按“准许成本加合理收益”原则和分电压等级核定。在国家 未统一核定我省输配电价之前，市场交易的输配电价保持电 网购销差价不变；待国家核定我省输配电价后，按照核定的 输配电价执行。
2．分步推进发售电价格市场化。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。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。电力市场交易的电量价格通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定。未参与市场交易的电量以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，仍由政府 价格主管部门核定电价。
3．妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，逐步 减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补 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，经省级价格主管部门审核后通过输配电价回收。
（二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。
1．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，制定并 公布可参与市场交易的发电企业、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，参与市场 交易企业的单位能耗、污染物排放均应稳定达到国家和地方 相应阶段标准，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市场交易。省政府按年度公布符合标准 的发电企业和售电主体目录，对用户目录实施动态监管。改 革市场主体准入制度，以注册服务代替行政许可，进入目录 的发电企业、售电主体和用户，按照“一注册、一承诺、一公 示、三备案”的程序，可自愿到交易机构注册成为市场主体。
2．建立相对稳定的中长期电力市场交易机制。在已开 展的电力用户与发电企业直接交易工作基础上，放宽参与交 易的用户类型与电压等级，逐步放开发电企业、售电主体和用户准入范围，允许符合条件的电力用户（含售电企业）参与市场交易，不断丰富交易品种，健全风险规避机制，逐步 建成相对稳定的中长期交易市场。完善电力市场交易规则， 实现多方交易。市场交易双方依法依规签订有电网企业参加 的三方合同，确定自主协商的交易事项。鼓励用户与发电企 业之间签订长期稳定的合同，建立合同调整及偏差电量处理 的交易平衡机制。
3．完善跨省跨区电力交易机制。结合“外电入鲁”战略实 施，按照中长期交易为主、临时交易为补充的跨区跨省交易 模式，推进山东与相关省份的电力市场化交易，促进电力资 源在更大范围优化配置。建立跨省跨区电力交易与省内电力 交易的协同衔接机制，统筹考虑省内外电力资源，同步放开 进入市场。
4．建立有效竞争的现货交易机制。在推进中长期交易 基础上，开展电力市场现货交易机制研究，根据山东电源布 局、负荷特性、电网结构等因素和市场成熟条件，适时开展 现货交易试点，启动日前、日内、实时电能量交易以及备用、 辅助服务等现货交易品种。
5．完善电力市场辅助服务机制。适应电网调峰、调频、 调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企 业辅助服务考核新机制和补偿机制。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。
（三）组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的 市场交易平台。
1．组建山东电力交易中心。组建股份制电力交易中心， 对现有的交易中心进行股份制改造，相对独立运行；交易中 心高级管理人员依法依规产生；后期根据市场发展需要，视 情况采取股份制方式逐步完善交易中心的组织治理结构。交 易中心作为全省电力交易的市场平台，依法依规开展省内外 电力交易业务，并做好与电力调度的衔接。
2．完善电力交易中心功能。按照政府批准的章程、规 则和有关技术标准，电力交易中心在山东能源监管办和政府 有关部门的监管下主要负责电力交易平台的建设、运营、管 理；负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总用 户与发电企业自主签订的双边合同；负责市场主体注册和相 应管理，披露和发布市场信息等。交易中心可按省级价格主 管部门核定的标准向市场主体收取交易手续费。
3．设立市场管理委员会。成立由发电企业、电网企业、 售电企业、电力用户等市场主体按类别推荐代表组成的交易 中心市场管理委员会。市场管理委员会属市场主体的自治性议事协调机构，办事机构设在交易中心，主要负责向交易中心提出电力市场方面的专业建议，参与研究讨论交易中心的 章程、运营规则和相关实施细则，推荐交易中心高级管理人 员，听取和反映市场主体诉求，提出涉及市场主体利益的重 要事项和合理意见建议，不干涉交易中心的正常经营。在交 易中心组建和试运行阶段，市场管理委员会由省发展改革 委、省经济和信息化委等部门和山东能源监管办负责召集组 建，待交易中心正式运行后，逐步完善市场管理委员会的人 员构成和相关议事规则。
4．改革和规范电网企业运营模式。根据市场经济规律和 电力技术特性，电网企业主要从事电网投资运行、电力调度 输送，保障电网公平无歧视开放，履行电力普遍服务义务， 确保电网系统安全。改革电网企业运营模式，规范投资和资 产管理，实行按照政府核定的输配电价收取过网费的方式， 确保稳定的收入来源和收益水平，不再以上网电价和销售电 价价差作为收入来源。
（四）推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用。
1．有序放开发用电计划。根据市场发育程度，直接交 易的电量和容量不再纳入发用电计划。除公益性、调节性电 量外，在确保电网稳定运行和可再生能源电力消纳的前提 下，尽快放开其他电量。新增企业用户和新核准的发电机组 原则上都要参与电力市场交易。
2．建立优先发电制度。坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则，保障可再生能源优先发电顺序，确保规划内的 风能、太阳能、水能、生物质能等清洁能源发电和常规机组 调峰调频电量按照政府定价优先上网，并留足电量计划空 间，促进清洁能源多发满发。
3．建立优先购电制度。合理确定优先购电的用户范围， 保障全省农业、重要公用事业、公益性服务行业以及居民生 活等无议价能力用户优先购电。列入优先保障序列的用户， 原则上不纳入需求侧有序用电范畴，暂不参与市场竞争，通 过用电计划予以保障。
4．加强电力需求侧管理和电力应急机制建设。按照常 态化和精细化原则，引导用户实施电力需求侧管理，通过加 强能效管理、实施需求响应等手段，进一步优化电力资源配 置，提高电能利用效率和效益，实现科学、节约、有序、高 效、智能用电。加强电力应急能力建设，提升应急响应水平， 确保电力供需紧张状态下重点用电需求，保障电力供应安全 稳定可靠。
（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电 业务。
1．鼓励社会资本投资新增配电业务。按照有利于促进 配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本 投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。
国网山东省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业 务，按照实际覆盖范围划分配电区域。
2．建立售电主体准入和退出机制。按照符合技术、安全、 环保、节能标准和承担社会责任的要求，科学界定售电主体 条件，建立和规范售电主体的市场准入和退出规则。每年向 社会公布售电主体清单，并实行动态管理。电网企业应无歧 视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各 类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力 用户也有电可用；负责收费、结算、归集交叉补贴，代收政 府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电 费，保障电费资金安全。
3．多途径培育售电主体。允许符合条件的高新产业园 区或经济技术开发区、发电企业投资和组建售电公司，允许 拥有分布式电源的用户和微网系统参与电力交易。鼓励社会 资本投资成立售电公司，鼓励公共服务行业和能源服务公司 从事售电业务。
4．赋予售电主体相应的权责。售电主体可以采取多种 方式通过电力市场购电，与发电企业、电网企业和用户依法 签订合同，明确相应的权利和义务，按规定约定相关事项， 严格按照国家有关规定承担政府性基金、政策性交叉补贴、 社会责任等义务。拥有配电网运营权的售电公司承担保底供电服务职责。
（六）开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。
1．积极发展分布式电源。分布式电源主要采用“自发自 用、余量上网、电网调节”的运营模式。在确保安全的前提下， 积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网 技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。积极开展分布式 电源项目的各类试点和示范。放开用户侧分布式电源建设， 支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资 建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等 各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用 电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源 管理”模式建设分布式电源。
2．完善并网运行服务。完善接入电网的技术标准、工 程规范和相关管理办法，支持新能源、可再生能源、节能降 耗和资源综合利用机组上网，做好新能源和可再生能源发电 与电网以及其他电源的有效衔接，依照规划认真落实可再生 能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。
（七）加强和规范自备电厂监督管理，推动自备电厂转 型升级。
1．规范自备电厂建设管理。新（扩）建燃煤自备电厂 项目（除背压机组和余热、余压、余气利用机组外）要统筹 纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划。自备电厂建设过程中要严格执行火电建设相关产业政策和能效、水效、环保、安全质量等各项标准。
2．加强自备电厂运营管理。坚持鼓励竞争、公平竞争， 维护电力市场秩序。拥有自备电厂的企业，应按规定承担国 家依法合规设立的政府性基金，以及政策性交叉补贴，合理 缴纳系统备用费。规范现有自备电厂成为合格市场主体，允 许其在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场 交易。鼓励有条件并网的自备电厂并网运行，并网自备电厂 要根据自身负荷和机组特性参与电网调峰，并按照“两个细 则”进行电网辅助服务考核与补偿。积极探索促进现有“孤网” 规范运行并健康发展的有效途径和方式。
3．加快推进自备电厂升级改造。加快推进全省自备电 厂超低排放等环保改造，确保稳定达到相应阶段污染物排放 标准和总量控制要求，并安装污染物自动监控设备，与当地 环保、监管和电网企业等部门联网。对达不到环保等政策标 准要求且不实施改造或不具备改造条件的，逐步淘汰关停。
（八）加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可 靠水平。
1．加强电力行业特别是电网的统筹规划。政府有关部 门要认真履行电力规划职责，优化电源与电网布局，提升规 划的覆盖面、权威性和科学性，增强规划的透明度和公众参 与度。各种电源建设和电网布局要严格规划，有序组织实施。
加快扶贫电网改造升级，深入实施“彩虹工程”，提高服务城乡居民用电能力。电力规划应充分考虑资源环境承载力，依 法开展规划的环境影响评价。规划经法定程序审核后，要向 社会公开。建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制， 保障电力规划的有效执行。
2．减少和规范电力行业行政审批。进一步简政放权， 承接并落实好国家取消、下放的电力项目审批权限，明确审 核条件和标准，规范简化审批程序，加强事中和事后监管， 保障电力发展战略、政策和标准有效落实。
3．加强电力行业及相关领域科学监督。完善电力监管 组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、 供电服务和安全监管，加强电网公平接入、电网投资行为、 成本及投资运行效率监管，切实保障新能源并网接入，促进 节能减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。加强和完善 行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政 府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。
4．建立健全电力市场主体信用体系。建立电力市场主 体信用评价制度，将相关企业的法定代表人或主要负责人、 从业人员信用记录纳入全省公共信用信息平台，严格守信激 励和失信惩戒制度，使各类企业的信用状况透明、可追溯、 可核查。加大监管力度，对违法失信行为予以公开，对违法 失信行为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。
四、组织实施
（一）加强组织领导。成立我省电力体制改革领导小组，负责统筹推进全省电力体制改革，协调推动各专项领域的改革。领导小组办公室设在省发展改革委，负责领导小组日常 工作。省直各有关部门（单位）要密切配合，按照各自职责 分工，做好电力体制改革各项工作。
（二）明确任务分工。省发展改革委负责拟订《山东省 电力体制改革实施方案》，组织协调有关单位制定专项改革 方案并做好实施工作，加强电源和电网建设统筹规划，建立 分布式电源发展新机制。省经济和信息化委会同有关部门， 负责牵头拟订电力市场建设、电力交易机构、发用电计划、 售电侧等方面的专项改革方案并组织实施，指导电力交易中 心及其市场管理委员会的筹建。省物价局会同有关部门，负 责牵头拟订输配电价改革方案并组织实施。省环保厅会同有 关部门，负责制定燃煤机组排放水平排序，评估全口径火电 厂大气污染物排放情况。山东能源监管办会同有关部门，负 责牵头拟订电力市场建设方案和规则，监管电力市场建设和 运行；拟订规范自备电厂运营专项方案并组织实施。国网山 东省电力公司负责电网公平接入，具体负责组建电力交易中 心及其市场管理委员会，拟订交易中心章程、交易细则以及 市场管理委员会相关规则。省发展改革委要发挥好总牵头作用；各专项改革的牵头部门要履行主体责任，会同各有关部门主动开展工作；各参与部门要根据各自职能，积极配合， 各司其职，各负其责，形成工作合力。
（三）合理安排进度。结合我省电力行业实际，力争用 三年的时间完成电力体制改革任务。2016 年，研究制定山东 省电力体制改革实施方案和各专项改革方案，做好相关前期 准备工作，包括完成输配电价成本调查和测算工作，研究制 定发用电计划有序放开、售电市场主体进入和退出的具体办 法，研究制定电力市场交易规则。其中，上半年完成电力交 易中心及其市场管理委员会组建工作。2017 年，按照国家批 准的实施方案落实电力体制改革各项任务。完成输配电价成 本监审和核定工作。2018 年，对电力体制改革情况进行总结 评估，进一步修订完善各项制度，基本形成现代电力市场体系。
（四）规范工作程序。电力体制改革实施方案和各专项改革方案，须经领导小组办公室集体研究、达成共识后按程 序报批。其中，电力体制改革实施方案按程序报省委、省政 府审定后，由省政府报国家发展改革委、国家能源局审批。 各专项改革方案经省电力体制改革领导小组审定后，报国家 发展改革委、国家能源局备案。
电力体制改革涉及全省经济社会发展的方方面面，意义 重大，影响深远。领导小组各成员单位要加强对改革进展及市场运行情况的跟踪分析，要及时协调解决改革中出现的新问题，切实防范改革可能出现的风险，保持电力供需平衡， 保证电网安全，保障民生用电。通过改革，进一步解决电力 行业深层次矛盾，推动电力行业转型升级、健康发展。
