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Published on: September 2, 2016

Original title: 关于同意湖北等5省开展电力体制改革综合试点的复函(发改经体[2016]1900号)
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国家发展改革委

国家能源局

关于同意湖北等5省开展电力体制改革综合试点的复函

发改经体[2016]1900号

湖北省、四川省、辽宁省、陕西省、安徽省人民政府：
报来《湖北省人民政府关于报送湖北省电力体制综合改革实施方案的函》（鄂政函〔2016〕94号）、《四川省人民政府关于报请批准〈四川省电力体制综合改革试点实施方案〉的函》（川府函〔2016〕113号）、《辽宁省人民政府关于报送辽宁省进一步深化电力体制改革综合实施方案的函》（辽政函〔2016〕43号）、《陕西省人民政府关于报送〈陕西省电力体制综合改革试点实施方案〉的函》（陕政函〔2016〕124号）、《安徽省人民政府关于报送安徽省电力体制综合改革方案的函》（皖政秘〔2016〕123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、同意湖北省、四川省、辽宁省、陕西省、安徽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《湖北省电力体制改革综合试点方案》、《四川省电力体制改革综合试点方案》、《辽宁省电力体制改革综合试点方案》、《陕西省电力体制改革综合试点方案》、《安徽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。请各试点省加强对试点工作的组织领导，省人民政府负总责，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各试点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. 湖北省电力体制改革综合试点方案
2. 四川省电力体制改革综合试点方案
3. 辽宁省电力体制改革综合试点方案
4. 陕西省电力体制改革综合试点方案
5. 安徽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31日

附件 1

 

湖北省电力体制改革综合试点方案

为全面贯彻落实《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，推进电力市场建设，强化政府有效监管，解决制约 电力行业科学发展的突出矛盾和问题，促进电力行业又好又 快发展，推动结构转型和产业升级，为经济社会发展提供安 全、清洁、经济的电力保障，结合湖北实际，制定本方案。

 

一、重要性和必要性

湖北是能源资源匮乏省份，又是能源消费大省，能源保 障特别是电力供应对全省经济社会发展至关重要。自 2002 年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院和省委、省政 府领导下，我省电力行业破除独家办电体制束缚，初步解决 了指令性计划、政企不分、厂网不分等机制问题，初步形成 了电力市场主体多元化竞争格局，为进一步深化电力体制改 革打下了基础。一是促进了电力行业快速发展。2015 年全省 发电装机达到 6411 万千瓦，其中水电装机 3653 万千瓦，风 电、光伏发电、生物质发电等新能源发电装机 247 万千瓦， 全省发电量达到 2356 亿千瓦时。电网 220 千伏及以上线路 回路长度达到 26330 千米，220 千伏及以上变电容量达到10296 万千伏安，湖北电网成为三峡外送的起点、西电东送的通道、南北互供的枢纽、全国联网的中心，在全国电网中 占有特殊地位。二是提高了电力普遍服务水平。开展农网改 造升级，实现城乡用电同网同价，消除无电人口，完成农电 管理体制改革，解决部分区域电网发展难题，农村电力供应 能力和管理水平明显提升。三是推进了电力市场体系建设。 厂网分离全面完成，组建了多层面、多种所有制发电企业， 在电网方面主辅分离基本完成，省内相关企业进行了整合。 四是开展了电力市场化交易探索。2016 年全省电力用户与发 电企业直接交易签约电量达 300 亿千瓦时，居全国前列。

当前电力行业发展还面临着一些亟需通过体制改革解 决的矛盾和问题。一是用电水平偏低但成本偏高。我省人均 用电量只有全国平均水平的 70%，与发达地区相比差距更大， 同时我省电价水平偏高。一般工商业用电价格居全国第 5 位， 居民用电价格居全国第 8 位，制约了经济竞争力发挥。二是 交易机制缺失，资源利用效率不高。发电企业和电力用户之 间市场交易有限，未形成配售电市场，配售电侧投资主体单 一，电力市场竞争机制不完善，市场配置资源的作用未得到 充分发挥。三是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未形 成。竞争性环节由市场决定电力价格的机制还没有形成，上 网电价和销售电价以政府定价为主，存在交叉补贴，滞后于 成本变化，且不能及时合理反映环境保护支出和供求关系变化，制约了市场机制的调节作用有效发挥。四是规划协调机制缺失，监管体系不健全。电网规划以企业规划代替，电力 规划刚性不强。对市场主体行为、电力普遍服务的监管尚不 完善，自然垄断环节价格科学核定和监管机制不到位，电网 输配电成本缺乏有效监管。

深化电力体制改革是贯彻落实党中央、国务院重大改革 决策部署的具体行动，事关我省能源安全和经济社会发展全 局。自《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）出台后，国家陆续出台了一 系列配套文件，为电力体制改革指明了方向。“十三五”期 间我省电力供应可基本满足需求，“十四五”及以后需要考 虑输入一定规模的省外电力，作为能源输入大省，加之湖北 电网的特殊地位，开展电力体制综合改革，将在全国起到积 极的示范作用。当前我省电力保供压力缓解，抓住时机推进 电力体制改革，化解电力行业长期存在的深层次矛盾，增强 电力市场活力，通过市场实现能源资源的有效配置，释放改 革红利，培育新的增长点，已逐渐成为社会各界共识。从操 作层面看，我省 2014 年启动了电力直接交易工作试点，通 过 3 年运作积累了较为丰富的经验；我省已被国家列入先期 输配电价改革试点范围，出台了《湖北电网输配电价改革试 点方案》，首轮输配电价格已获核准并在电力直接交易中得 到执行。总体上看，我省电力体制综合改革具备了宽松的外部环境和良好的工作基础。

 

二、总体思路、基本原则和主要目标

（一）总体思路

深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中全会、 习总书记推动能源生产和消费革命重要讲话精神及党中央、 国务院关于电力体制改革的一系列政策措施，全面落实“创 新、协调、绿色、开放、共享”发展理念和省委提出的“绿 色决定生死、市场决定取舍、民生决定目的”三维纲要，从 湖北省情出发，以改革创新为统领、以完善市场为导向、以 电力保障为基础、以提升效率、降低成本、优化结构为目标， 围绕“三放开、一独立、三强化”重点任务，推进电力供给 侧改革、促进结构调整；健全完善电力市场体制、激发市场 活力；有序放开竞争性业务、打破行业垄断；理顺价格形成 机制、降低电力成本；强化政府监管、促进资源要素优化配 置。努力构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、 价格合理、监管有效”的电力市场体制，助力湖北“十三五” “率先、进位、升级、奠基”，为“建成支点、走在前列” 提供安全、清洁、经济的电力保障。

湖北电力体制综合改革的重点和路径是：以合理规划产 能、提升系统效率，降低成本、增加有效供给，补齐短板、 优化电力结构为抓手，以有序放开公益性和调节性以外的发 用电计划为突破口，推进电力供给侧改革。积极开展输配电价改革，科学核定输配电价，有序放开竞争性环节电价，完善电价传导机制。有序放开配售电业务，培育市场竞争主体， 提升售电服务质量和用户用能水平，促进能源资源优化配置。 组建相对独立的电力交易机构，搭建公开透明、功能完善的 电力交易平台，继续推进发电企业与用户直接交易，逐步扩 大市场化电量比例，促进电力电量平衡从以行政手段为主向 以市场手段为主转变，促进形成公平公正、有效竞争的市场 格局。进一步强化政府监管，完善电力规划体系，规范市场 主体行为，强化自然垄断环节成本监审，维护电力市场公平 及电力运行安全高效。

（二）基本原则

坚持安全可靠，保障民生。遵循电力工业的技术经济规 律，明确责任主体，完善风险防范机制，保障电能动态平衡， 保障电力系统安全稳定运行和可靠供应。充分考虑企业和社 会承受能力，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。

坚持市场导向，激发活力。打破行业壁垒，培育市场主 体，积极推进在竞争性环节开展有效竞争，建立公平、规范、 高效的电力交易平台，形成适应市场要求的电价机制，激发 企业内在活力，打造竞争充分、开放有序、健康发展的市场 体系。

坚持统筹兼顾，循序渐进。适应湖北省情和电力行业发展现状，把握好改革的力度和节奏，科学设定改革路径和时序，凝聚共识，试点先行，攻坚克难，逐步推进。在条件较 为成熟、改革难度较小的地区和领域积极开展试点，在不同 阶段各有侧重，并不断总结经验，及时修改完善相关方案和 措施。

坚持节能减排，强化监管。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。从内在机制上确 保电网对可再生能源发电和分布式能源系统发电的公平无 障碍开放，完善辅助服务补偿机制，促进电力行业发展方式 转变和能源结构优化。加强发展战略、规划、政策、标准等 的制定实施，完善监管体系，有效开展电力交易、调度、供 电服务和安全监管。

（三）主要目标

2018 年前，初步构建湖北电力市场体系。完成电网准许 收入和输配电价核定，建立输配电价形成机制，完成交叉补 贴测算核定。电力市场主体准入、退出机制逐步完善。在电 力供给侧形成有利于提升电力供给质量和效率的有效机制。 完成交易机构组建和交易平台建设，建立科学公平的交易规 则。完善直接交易机制，建立优先购电、优先发电制度，建 立中长期交易、辅助服务交易机制，开展电力市场模拟运行 和试运行并逐步扩大交易规模。配售电业务放开试点取得有 效进展。完善电力规划体系，逐步建立与改革相配套的监管制度。

“十三五”末或更长时间，完成湖北电力市场体系建设。 建立以中长期交易为主，以现货交易为辅，交易品种齐全、 功能完善的电力市场。形成完善的电力市场化定价机制，交 叉补贴问题基本解决。在竞争性环节实现市场主体的多元化， 形成市场化的跨省区电力交易机制，通过充分有效的竞争保 障供应、降低成本，促进节能减排。形成健全完善的电力市 场监管体系。湖北电力市场成为全国电力市场的重要组成部 分，市场在资源配置中发挥决定性作用，有效保障全省经济 社会发展需要。

 

三、近期推进湖北电力体制改革的重点任务

（一）推进电力供给侧改革，提升电力供给质量和效率

1、有序放开发用电计划。在充分考虑企业和社会承受 能力，保障基本公共服务、居民等重点用电需求以及电力供 应安全不受影响的情况下，进一步放宽发电企业和电力用户、 售电侧市场准入条件，建立优先发购电制度，有序缩减发用 电计划，逐步扩大直接交易规模。除保留必要的公益性、调 节性发用电计划之外，到 2020 年取消竞争性环节发用电计 划。

2、提升清洁能源市场竞争力。建立清洁能源发电送出 工程与电源点同步建设机制，保障清洁能源并网消纳，加快 推进电网企业收购清洁能源发电项目自建的上网线路工程。

结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度、大力开展电力绿色调度，在确保供电安全的前提下，全额收购可再生能源 发电。鼓励可再生能源替代燃煤自备电厂发电。支持分布式 能源系统、多能互补、新能源微电网建设，鼓励多种投资主 体投资建设分布式清洁能源。

3、规范燃煤热电联产项目建设管理。燃煤热电联产项 目要在热力规划、热电联产规划指导下建设，规划建设热电 联产项目应以集中供热为前提。支持相关企业以多种投融资 模式参与建设规划内的背压热电机组，鼓励成立电热销售一 体化运营公司，鼓励供热企业与工业用户直接交易。燃煤自 备电厂应承担同等社会责任，缴纳国家规定的政府性基金、 系统备用费等费用，严格遵守国家最新环保要求和能耗标准， 积极参与电网调峰等辅助服务考核与补偿。

4、提高电力资源配置能力。扩大电力资源配置范围， 结合省内需求实际，开展适时有序消纳省外清洁经济电力专 题研究，推进省内电力产业清洁高效发展。开放电网建设市 场，支持有条件的市场主体参与跨省跨区以及省内电网建设。 加大调峰能力建设，提高电力系统调峰和消纳可再生能源能 力，鼓励储能系统和智能电网等建设发展。

5、补齐电力发展短板。继续加大配电网尤其是农网建 设投资力度，加快推进农网升级改造工程建设，优先实施贫 困地区、中心村电网改造和机井、排灌泵（闸）站通电工程，提高配电网整体建设标准和运营效率。强化电力需求侧管理，显著提升用户响应能力，加快推进“互联网+联智慧电力建 设。

6、提高供电服务的质量和水平。不断改善电力供给品 质、提高电能质量和效率，提供优质便捷电力服务。积极做 好电力普遍服务，实现城乡用电均等化。培育多元供电服务 主体，鼓励市场良性竞争，优化电力市场环境。加快建立“互 联网+电力服务”新模式，打造新型一体化智能互动电力服 务平台，拓展专业化、个性化的电力综合服务和增值业务， 提高用户满意度。

 

（二）推进电力交易体制改革，建立相对独立的电力交 易机构

7、制定市场主体准入标准。遵循市场经济基本规律和 电力系统运行客观规律，积极培育市场主体。省能源主管部 门会同相关部门按照接入电压等级、能耗水平、排放水平以 及区域差别化政策等制定可参与市场交易的发电企业、售电 主体和电力用户准入标准，报省政府审定后发布。逐步扩大 电力直接交易的市场主体范围，增加交易电量。

8、组建湖北省电力交易市场管理委员会。为维护市场 的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益、充分体现 各方意愿，在湖北省电力体制改革领导小组的领导下，组建 湖北省电力交易市场管理委员会，作为研究协调电力市场相关事项的议事机构。由省内电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等市场主体按类别选派代表组成，实行按市场主体 类别投票表决等合理议事规则，负责研究讨论交易机构章程、 交易和运营规则等，提出相关建议意见。国家能源局派出机 构、省能源主管部门派员参加市场管理委员会有关会议。市 场管理委员会对相关事宜的议定结果经国家能源局派出机 构、省能源主管部门审定后执行。2016 年完成湖北省电力交 易市场管理委员会的组建工作。

9、成立相对独立的交易机构。以坚持市场化改革方向， 构建统一开放，竞争有序的电力市场体系为目标，研究制定 湖北省电力交易机构组建方案，湖北省电力体制改革领导小 组负责湖北省电力交易机构筹建。交易机构不以营利为目的， 在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服 务。交易机构可按国家相关部委要求，采取国网湖北省电力 公司相对控股的公司制的组建形式，按照省政府批准的章程 和规则组建交易机构。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。2016 年制定出台湖北省电力交易 机构组建方案。

10、建立相对稳定的中长期交易机制。构建体现市场主 体意愿，符合公平、公开、公正原则，充分发挥市场机制作 用和交易平台功能的相对稳定的中长期交易机制。鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，或通过交易机构组织的集中竞价交易平台签订合同，主要开展年、季、月等 电力交易，探索开展周、日等短期交易和可中断负荷、调压 等辅助服务交易。鼓励电力用户与发电企业签订年度以上的 长期合同，建立并完善价格调整及偏差电量处理的交易平衡 机制。逐 年 降 低 准 入 门 槛 ， 扩 大 直 接 交 易 规 模 ， 通 过 市 场 发 现 价 值 。允许按照市场规则转让或者调整交易合同。

11、开展现货交易研究。在推进中长期交易市场建设的 基础上，开展建立电力现货市场研究，根据湖北电源布局、 电网架构、负荷特性等因素，研究湖北开展日前、日内、实 时电力现货交易和备用、调频等辅助服务交易的方案。探索 以现货交易发现价格信号的电力市场机制，引导用户合理用 电，促进发电机组最大限度提供调节能力。

12、开展市场化的跨省跨区电力交易研究。结合湖北电 网“三峡外送起点、西电东送通道、南北互供枢纽、全国联 网中心”的特点，按照中长期交易为主、临时交易为补充的 交易模式，开展市场化的跨省跨区电力市场交易机制研究， 以更大程度地参与全国电力市场交易，充分发挥湖北在全国 电力市场的区位优势，促进电力资源在更大范围优化配置。

 

（三）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本开放配售 电业务

13、培育多元化售电侧市场主体。多途径培育售电侧市场主体，通过售电侧市场的有序竞争，给电力用户选择权，提升售电服务质量、能源利用效率和用户用能水平。符合条 件的国家和省级高新产业园区或经济技术开发区、工业园区、 发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司。供水、供 气、供热等公共服务行业和节能服务公司等均可从事市场化 售电业务。拥有分布式电源或新能源微网的电力用户可以成 立售电公司或委托其他售电公司代理购售电业务。试点区域 内，凡符合国家产业政策、单位能耗、环保排放均达到国家 标准，满足湖北省售电侧市场准入条件的电力用户均可自愿 进入市场，自由选择售电服务商。优化可再生能源电力直供 环境，鼓励电力用户与可再生能源电力市场主体购售电买卖 双方自行决定电量、电价，促进可再生能源健康快速规模开 发。

14、明确售电侧市场主体权责。围绕建设交易品种齐全、功能完善、灵活高效且有利于发挥售电企业集约化、专业化 等竞争优势的售电市场目标，理清售电市场各类主体的权责。 在试点区域内，拥有输电网、配电网运营权的电网企业承担 其供电营业区内的保底供电服务，对营业区内的各类用户提 供电力普遍服务，保障基本供电，无歧视地向市场主体及其 用户提供各类供电服务；售电公司可采取向发电企业协商购 电、通过集中市场购电、向其他售电商购电等多种方式从事 购电业务，并向电力用户或其它售电商出售电能，同时符合条件的售电公司还可提供合同能源管理、综合节能、需求响应、用户受电外部工程、用电设备维护和用电咨询等电力需 求侧增值服务；拥有输电网、配电网运营权的电网企业，在 符合规划且相关各方按规定履行社会责任、缴纳国家规定的 有关费用的前提下，可由发电企业通过多种方式接入电网并 通过公平交易向其用户供电；符合市场准入条件的电力用户， 可以直接与发电公司交易，也可自主选择与售电公司交易， 或不参与市场交易。售电主体、电力用户、其他相关方通过 依法签订合同，明确相应权利义务，约定交易、服务、收费、 结算等事项。

15、建立售电市场准入退出机制。按照国家关于售电侧 市场主体准入与退出的标准和条件，结合湖北实际，科学确 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，明确市场准入、退出程序和规则，确保市场的规范运 行；创新售电业务市场准入机制，以注册服务代替行政审批， 明确“一注册、一承诺、一公示、三备案”的具体流程；研 究制定拥有配电网运营权的售电公司营业区域的划分及提 供保底供电服务的具体办法，强化售电市场监督管理，建立 售电市场信用体系。市场准入和交易过程必须公平开放、规 范透明。

16、探索售电试点项目和区域。按照“循序渐进，试点 先行”的工作思路，坚持安全高效、市场主导、改革创新、科学监管的基本原则，选择条件成熟的项目和区域作为试点，探索不同类型的售电市场模式。参与试点的售电公司和电力 用户必须遵守电力调度管理秩序，保障电力有序供应和电网 安全稳定。通过整合新兴技术，形成电力生产和消费的互动， 促进需求侧管理，提升工商业用能水平，实现电力消费的优 化和进步。优先选择符合国家产业政策要求，具有电力行业 从业经验及相关资质，信用良好的企业参与试点。重点扶持 能将互联网、智能电网、高效节能等技术和服务带给电力用 户，节能成效显著提升的售电企业。

17、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，研究探索多种融资模式投资配电 业务的有效途径。以国家和省级高新产业园区、经济技术开 发区、循环经济园区、工业园区等为重点区域，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 资增量配电网绝对控股的，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。对于国网湖北省电力公司以 外的存量配电资产，可视同为增量配电业务，按照实际覆盖 范围划分配电区域。

 

（四）加快推进输配电价改革，理顺电价形成机制

18、科学核定输配电价。国家已经批复湖北电网 2016—2018 年监管周期输配电准许收入和输配电价。我省将进一步加强对电网企业的监管，完善电网准许成本科学核定机制，逐步对各电压等级的资产、费用、供输售电量、线损率等实 行独立核算、独立计量，准许成本、准许收益、税金分别在 各电压等级上分摊，强化成本监审与约束。争取逐步降低输 配电成本，以与湖北经济发展的阶段和地位相适应。

19、建立激励与约束机制。电网企业通过加强管理，提 高效率，使其运营成本低于准许成本，节约的成本可在电网 企业与用户之间分享；同时制定考核电网企业运行效率和服 务质量的激励机制，电网企业服务绩效超过规定目标的，适 当予以奖励，反之予以惩罚，扣罚部分准许收益。

20、建立平衡账户。通过设立平衡账户，调节电网企业 监管周期内输配电实际收入与准许收入之间的差额。当实际 输配电收入高于准许收入时，多出部分进入平衡账户；当实 际输配电收入低于准许收入时，不足部分由平衡账户弥补。 由省价格主管部门会同相关部门提出平衡帐户调整和使用 方案，经省电力体制改革领导小组审定后执行。加强对平衡 帐户管理和使用的监管，具体办法另行制定。

21、逐步放开竞争性环节电价。参与电力市场交易的发 电企业和售电主体及电力用户通过协商、市场竞价等方式自 主决定市场交易价格，参与市场交易的用户购电价格由市场 交易价、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金组成。

22、妥善处理交叉补贴。配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴。根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况，测算并单列居民、 农业  享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴，并 向社会公布。在国家出台处理交叉补贴政策措施之前，原则 上不再扩大交叉补贴。

 

（五）加强电力统筹规划和科学监管，维护市场公平及 电力安全

23、强化电力行业统筹规划。强化电力行业尤其是电网 的统筹规划，优化电源和电网布局，充分考虑环保要求，依 法开展规划环境影响评价；增强规划透明度和公众参与度， 经法定程序审核后，向社会公开。建立规划实施的检查、监 管、评估、考核机制。“十三五”电力规划要突出“补短板”。 深入推进政企分开，逐步改革目前由企业行使的电网规划、 系统接入、运行调度、标准制定等公共管理职能，由政府部 门或委托第三方机构承担。

24、强化电力行业科学监管。重构电力市场监管体系， 省能源主管部门和国家能源局派出机构要分工合作，创新监 管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务、电力 安全、市场准入、平衡账户监管，加强电网公平接入，强化 电网投资行为、成本及投资效率监管，对市场实施应急状态 管理。

25、建立健全市场主体信用体系。建立市场主体信用评价制度，将市场主体及其法人代表、从业人员信用记录纳入统一信用平台。建立健全守信激励和失信惩戒机制，强化信 用评价结果应用。建立信息公开机制，省能源主管部门定期 公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、 监管报告等信息，市场主体也要按规定履行信息披露的义务。

 

四、组织实施

（一）加强组织领导

成立湖北省电力体制改革领导小组，由省政府领导分别 担任组长和副组长，省直相关部门及国家能源局派出机构负 责同志为成员，主要负责贯彻落实中发 9 号文件精神，全面 统筹推进湖北省电力体制改革工作，组织制定相关专项改革 工作方案及有关配套措施，研究解决改革中的重点难点问题， 督促各项改革措施的落实。领导小组办公室设在省发展改革 委，所需工作经费纳入年度部门预算。

（二）完善工作机制

将电力体制改革的推进落实纳入全省重点改革任务统 一管理考核督办。进一步整合部门电力行业管理职能，明确 政府和企业权责。建立完善考评机制，加强对试点工作的督 办检查。各级政府要加强协调配合，全力推进电力体制改革 相关工作。建立问题发现和纠错机制，适应电力行业自身特 点，适时对改革进展和效果进行评估，及时应对改革中出现 的问题，切实防范可能出现的风险。建立信息沟通机制，广泛听取吸纳各方特别是电力市场主体的意见，及时对相关政策、措施进行优化完善，确保各项改革任务顺利完成。

（三）营造改革氛围

加强与新闻媒体的沟通协调，组织开展面向地方政府、 电力企业、电力用户和社会公众的宣传解读和舆论引导，解 答公众关心的问题，充分调动各方参与和推进改革的积极性、 主动性和创造性，形成推进电力体制改革的良好氛围。

（四）稳妥有序推进

电力体制改革的各项具体措施要在各方共识的基础上 稳妥有序推进。2016 年出台交易机构组建、售电侧改革等专 项试点方案。售电侧改革先在一定范围内选取不同样本进行 试点，交易机构初期从省内电力市场中长期交易起步开展模 拟运行和试运行，发用电计划在完善直接交易机制、扩大交 易量的基础上再逐步放开。根据国家电力行业法律法规修订 情况，适时推进我省电力立法工作。各责任单位提出的涉及 电力体制改革的具体政策措施须经领导小组研究审定后方 可实施，确保改革有序推进。

 

附件 2

 

四川省电力体制改革综合试点方案

围绕贯彻落实《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），破解制约我省 电力行业发展中的深层次矛盾和体制机制障碍，促进我省电 力行业健康可持续发展，我省拟启动电力体制改革综合试 点，为下一步全面深化电力体制改革积累经验。为有力有序 推动改革综合试点，特制定本方案。

 

一、改革重要性和紧迫性

（一）四川省电力行业改革发展取得的成效。自 2002 年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，我省 电力行业破除了独家办电的体制束缚，实现了厂网分开，电 力产业发展步伐加快，电力普遍服务水平不断提升，电力市 场主体多元竞争的格局初步形成。截至 2015 年，全省发电 装机容量达 8672.88 万千瓦，居全国第 4 位，其中水电和新 能源装机占 81.3%。2015 年全省发电量达 3209 亿千瓦时， 居全国第 5 位，全年外送电量 1226.59 亿千瓦时，居全国第4 位。“四直四交”的跨省跨区联网格局初步建立。农村无电 人口用电问题全面解决。发电侧多元竞争格局初步形成，目 前全省拥有数量众多、性质各异的发电企业 3389 家，其中水电企业 3223 家。直购电试点范围不断扩大，2015 年大用户直购电达 280 亿千瓦时，占全省总用电量的 14.3%。

（二）四川省电力发展存在的突出矛盾和问题。由于复 杂的电源结构、电网结构、电价构成及历史因素影响等原因， 我省电力行业可持续发展仍存在一些突出矛盾和问题。一是 电力配售体制复杂，供电主体服务能力参差不齐，部分县（市、区）电力基础设施建设滞后，电力服务质量有待提高。 二是丰水期富余水电消纳矛盾突出，丰水期弃水弃电问题日 益严重。2015 年我省水电丰水期的调峰弃水电量达 102 亿千 瓦时。三是电力市场化交易机制和电价形成机制尚未健全完 善，电价难以及时反映用电成本、市场供求状况和环境保护 支出，易导致电力资源配置发生扭曲和错配。

（三）开展电力体制综合改革试点的必要性。新一轮电 力体制改革既是事关我省能源安全和经济社会发展大局的 重大战略，也是贯彻创新、协调、绿色、开放、共享发展理 念，推进供给侧结构性改革的重要内容，是能源领域市场化 改革的重大突破，对充分发挥市场对电力资源配置的决定性 作用、促进我省电力行业健康可持续发展具有重要意义。通 过有序放开发用电计划，建立公平、公正和规范的市场交易 机制，放开输配以外的竞争性环节电价，推动发电和售电侧 形成有效竞争，有利于促进我省电力资源优化配置，推动我 省电力结构优化升级，进而加快我省结构调整和产业升级步伐。

 

二、总体目标和基本原则

（一）总体目标。

贯彻落实党的十八大、十八届三中、四中和五中全会精神，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，立足四川实际，以市场化交易为 主线，以确保安全可靠供电、优先保障民生用电和清洁能源 发电为前提，按照“三放开、一独立、三强化”思路，有序放 开输配以外的竞争性环节电价，有序放开公益性和调节性以 外的发用电计划，有序向社会资本放开配售电业务，培育独 立市场主体，组建相对独立的省级电力交易机构，推进建立 公平规范的电力市场交易平台，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，进一步强化政府 监管，探索建立主体多元、竞争有序、监管有力的电力交易 市场体系。

（二）基本原则。

1．坚持市场运作与政府引导相结合。充分发挥市场在 资源配置中的决定性作用，有序放开输配以外的竞争性环节 电价，稳步推进售电侧改革，积极培育市场主体，完善电力 市场交易和运行机制，逐步建立有效竞争的市场化电力交易 格局和市场体系，促进电力资源的优化配置。切实发挥政府 在电力规划、统筹调节、市场监管以及保障民生中的作用，强化政策制定、宏观指导和协调，推进电力事业健康发展。

2．坚持鼓励竞争和保障民生相结合。按照“管住中间、 放开两头”架构，鼓励在发电侧、售电侧培育市场竞争主体， 提高电力供应能力和服务客户水平。同时，充分考虑企业和 社会承受能力，妥善处理电价交叉补贴问题，保障居民、农 业和重要公益事业等用电价格相对平稳。

3．坚持试点先行和积极稳妥相结合。立足我省电力行 业发展现状，在条件相对较好、矛盾相对较小的地区或企业 先行开展改革试点，及时解决改革试点中出现的新情况、新 问题，及时总结可供推广的经验，同时做好应急处置预案， 确保试点期间电力系统安全可靠运行。待时机成熟，再逐步 扩大试点范围和全面推开，确保改革平稳推进。

4．坚持高效运行和可靠供应相结合。以建立统一开放、 竞争有序的电力市场为目标，组建相对独立的交易机构，完 善电力交易平台，提升电力系统运行效率，同时遵循电力商 品的技术经济规律，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠 供应。

5．坚持绿色发展和市场培育相结合。立足我省电源特 性，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。充分利用跨 区资源配置机制，积极促进富余清洁能源消纳，积极培育省 内市场，促进新能源和传统能源统筹发展和有序替代。

 

三、重点任务

（一）稳妥推进电价改革试点。

1．有序推进输配电价摸底测算和成本监审。全面调查 摸清电网输配电资产、负债、成本和收益情况，开展输配电 价成本调查及各电压等级输配电价水平测算。按照国家发展 改革委、国家能源局印发的输配电定价成本监审办法，在国 家发展改革委统一组织下，开展我省输配电定价成本监审工 作。待国家审核通过我省输配电定价成本监审意见后，抓紧 研究测算首个监管周期内我省电网企业的准许收入和各电 压等级输配电价格。积极争取国家支持，妥善解决民族地区 政策性电网的建设、运营成本。抓紧制定我省输配电价改革 试点方案，以国网省电力公司的合理共用网络输配电服务资 产和业务为基础，按照“准许成本加合理收益”原则，分电压 等级核定并适时公布国网省电力公司和地方电网共用网络 输配电服务价格。用户和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过网费用。建立健全输配电价监管 方式，设置输配电价监管周期，建立平衡账户，加强对电网 输配电总收入和价格水平的监管，建立激励约束机制，推动 电网企业提升管理和运营效率。加大电网企业趸售电价和保 底电价监管力度，探索电网企业承担保底供电服务的兜底机 制。

2．妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，系统梳理并逐步配套改革不同电力用户、不同电压等级、不同电源之间的交叉补贴。输配电价改革过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价的交叉补贴数额，经政府价格主管部门 审定后，通过输配电价回收。输配电价改革后，测算并单列 居民、农业、重要公用事业和公益性服务等享受的交叉补贴 以及工商业用户承担的交叉补贴。探索创新电价交叉补贴额 度的平衡补偿机制。

3．探索建立公益性以外的发售电价格由市场形成机制。 支持鼓励具备条件的发电企业、独立售电主体和电力用户开 展电力直接交易，通过签订购售电协议、参与电力交易机构 组织的集中竞价等方式，自主确定市场交易价格。已核定输 配电价的地区，参与电力直接交易的用户购电价格由市场交 易价格、输配电价（含线损、交叉补贴）、政府性基金及附 加三部分组成，暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持 电网购销差价不变的方式开展电力直接交易。其余未参加直 接交易的上网电量，以及居民、农业和重要公用事业和公益 性服务等用电继续执行政府定价。

4．探索两部制定价机制。在我省电力市场建设初期， 承担调峰职能的存量燃煤机组纳入电力电量平衡序列，探索 推行容量电价加电量电价相结合的两部制电价。在我省电力 市场功能日趋完善，长期备用服务市场交易机制建立后，探 索通过长期备用服务交易对燃煤机组提供的备用容量服务 予以补偿。

 

（二）电力交易市场化改革试点。

1．完善电力市场化交易机制。规范和明确市场主体准 入标准。按照接入电压等级、节能减排水平、产业政策等条 件确定并公布可参加电力市场直接交易的发电企业、售电企 业和电力用户准入标准。鼓励符合条件的发电企业、售电企 业和电力用户参与市场交易。建立电力市场主体注册制度。 有意参加电力交易的发电企业、售电企业和用户须在省级电 力交易平台注册后，方能通过交易平台开展直接交易，省政 府定期公布注册的市场主体目录，并对目录实施动态监管。 分阶段有序推进我省电力市场建设。电力市场建设初期（2020 年前）主要任务是，制定电力市场运营和交易规则， 建立电力市场交易技术支持系统，规范和完善中长期电能量 交易，推动建立偏差电量调整交易机制，初步建立用户参与 的辅助服务补偿新机制，完善跨区跨省交易机制，建立促进 可再生能源消纳的市场机制，以及有效的市场监管、风险防 控机制和市场信用体系，初步建立较为完善的电力市场。电 力市场建设中期（2024 年前）主要任务是，加快现货市场建 设，推动建立以中长期差价合同管理市场风险、全电量集中 竞价的现货市场发现价格的电力市场模式，扩大资源优化配 置范围，丰富市场交易品种，开展电能量现货交易、日前辅 助服务交易、长期备用容量等交易，探索零售市场竞争和电 力期货、期权等金融衍生品交易。电力市场建设后期（2024年及以后）主要任务是，建立开放的市场框架，进一步实现与其他省、区域电力市场的融合。建立健全有效的电力市场 安全校核、紧急事故处理和市场干预机制，确保电力交易与 供应安全。

完善电力市场辅助服务交易机制。结合电力市场建设进 程，开展中长期市场辅助服务交易和现货市场辅助服务交 易。中长期辅助服务交易以招投标方式为主，采用价格优先 的原则，由调度机构根据系统安全运行需要购买无功和黑启 动等服务；现货市场调频、备用和启机等辅助服务由调度机 构按价格优先的市场机制购买，由购电主体承担。

完善跨省跨区电力交易机制。推动与其他电力市场和交 易平台的对接融合，积极推进我省电力市场向区域电力市 场、省级电力交易中心向区域交易中心转变。加大外送通道 建设，积极争取增加跨省跨区送受电的国家计划，通过省际 或区域间整体协商方式积极支持我省水电等清洁能源外送， 跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发 电，其他跨省跨区送受电参与电力市场交易，鼓励省内发电 企业、电力用户、售电主体等以中长期交易为主，通过竞争 参与跨省跨区送受电。

2．组建相对独立的电力交易机构。组建股份制四川电 力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造。将原由电 网企业承担的电力交易业务与其他业务分离，实行独立核算。引入具有电力市场设计、电子化集中交易等方面经验和能力的第三方参与交易机构的建设。建立健全电力交易机构 的信息发布制度，实时公布电网信息、通道信息和交易信息。 电力交易机构主要负责电力交易平台的建设、运营和管理， 市场交易的组织，汇总市场主体自主签订的双边合同，提供 结算依据及相关服务，市场主体注册管理及交易信息的披露 发布。交易机构按照章程履行自律自治管理职责，其日常运 作不受市场主体干预，接受电力市场管理委员会监管和社会 监督。在交易机构注册的发电企业、电网企业、售电主体和 电力用户同时成为电力交易市场主体。交易机构通过向市场 主体收取交易服务费的方式维持日常运作。

搭建电力交易平台。按照国家有关技术标准，建设我省 电力交易平台。全省统一的电力交易平台搭建完成前，在已 开展大用户直购电试点基础上，鼓励和引导市场主体间开展 直接交易，自行协商签订交易合同。全省统一的电力交易平 台搭建完成后，积极引导市场主体依托平台参与挂牌交易和 集中竞价交易，支持年度优先电能量合同、市场合同电量依 托平台开展交易。

组建电力市场管理委员会。由在电力交易机构注册的电 网企业、发电企业、售电企业、电力用户等按类别派代表组 建电力市场管理委员会，负责研究讨论电力交易机构的章 程、交易和运营规则，协调电力市场相关事宜。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，四川能源监管办、省发展改革委、省经济和信息化委、省能源 局派员参加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，四川能源监管办、省发展改革委、 省经济和信息化委、省能源局可行使否决权，并根据职能职 责分工履行电力监管职责，加强对电力交易和电力调度执行 市场规则情况的监管。

科学界定电力交易机构和电力调度机构的职能职责。电 力交易机构主要负责市场主体注册管理、组织实施电力市场 交易、编制交易计划，提供结算依据，根据市场规则确定的 激励和约束机制要求，通过事后结算实现经济责任分担。电 力调度机构主要负责日内即时交易、实时平衡和系统安全。 电力调度机构向交易平台提供安全约束条件和基础数据，进 行安全校核，制定并执行调度计划，及时公布执行结果，向 交易各方说明实际执行与交易计划之间产生偏差原因。现货 市场建设初期，日前交易由电力调度机构组织，在现货交易 具备条件后，将日前交易适时移交电力交易机构。

 

（三）有序放开发用电计划改革试点。

1．建立优先购电制度。细化完善我省的有序用电方案， 在编制方案时将农业用电、居民生活用电、重要公用事业和 公益性服务用电纳入优先保障范围，出现电力缺口或重大突 发事件时，其他电力用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分担限电义务。纳入优先用电保障的用户按照政府定价优先购买电力电量。通过开展需求侧管理试点，推广需求 侧响应等途径，健全优先购电保障机制。

2．建立优先发电制度。将纳入规划的风能、太阳能、 生物质能等可再生能源发电，满足电网安全及调峰调频电量 纳入一类优先发电保障范围，跨省跨区送受电中的国家计 划、地方政府协议送电、水电、余热余气余压发电、超低排 放燃煤机组发电等纳入二类优先发电保障范围，通过充分安 排年度发电量计划严格执行予以保障。结合我省实际，按照 兼顾经济性和调节性的原则，进一步细化年度发电量计划， 合理确定各类电源发电的优先顺序。通过充分预留发电空 间、加强出力预测和电力外送消纳等途径，健全优先发电保 障机制。

3．建立健全电力电量平衡机制。做好本地区电力供需 平衡情况和总发用电量预测，测算跨省跨区送受电电量(含优 先发电部分、市场交易部分)，科学测算本地区平均发电利用 小时数。在制定年度发电计划时，根据电力市场直接交易情 况扣除相应发电容量。在满足安全和供热等约束条件下，组 织发电企业通过自主协商或集中撮合等方式实施替代发电， 促进节能减排。

4．探索有序放开发用电计划。根据我省电力发展实际， 在确保电力系统安全可靠运行、供需平衡和保障优先购电、优先发电前提下，通过逐步增大直接交易比例，分阶段分步骤放开发用电计划。根据有序放开发用电计划试点工作安 排，分阶段、分步骤实现相应电压等级的工商业电力用户、 发电企业和享有优先发（用）电权的市场主体进入市场开展 交易。随着用电逐步放开，相应放开一定比例发电容量参与 市场交易。探索形成参与直接交易的发电能力和用电量间的 合理比例关系，确保用户用电特性稳定、避免电力市场非理 性竞争。

 

（四）放开售电侧改革试点。

1．积极培育配售电业务主体。有序开展售电侧市场主 体申报和注册，将符合市场主体准入条件并已开展直购电交 易的市场主体直接纳入售电侧市场主体，支持和鼓励具备条 件的电网企业、发电企业和其他社会资本等各类市场主体投 资设立售电企业。积极推动拥有分布式电源的用户、节能服 务公司、能源需求侧管理机构及供水、供气等公共服务部门 从事市场化售电业务，多途径培育参与售电侧竞争的市场主 体。按照循序渐进、风险可控的原则，选定一定范围和区域 开展售电侧市场化交易试点。

2．开展社会资本投资增量配电业务试点。有序向符合 条件的市场主体放开试点区域的增量配电投资业务，鼓励以 混合所有制方式发展配电业务。保障电网公平无歧视开放， 确保社会资本投资的增量配电网公平接入。拥有配电网运营权的售电企业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。国网四川省电力公司以 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。

3．引导售电侧市场主体积极参与市场交易。在未核定 输配电价的地区，采取电网购销差价不变的方式，引导电力 用户、发电企业、售电企业自主开展双边交易。在输配电价 已核定且省级电力交易平台搭建完成后，引导售电侧市场主 体通过电力交易平台参与市场化交易。

4．探索建立售电侧市场主体准入和退出机制。按照国 家统一要求，研究建立我省售电侧市场主体准入和退出机 制。建立市场主体目录并进行动态管理。推动建立电力市场 主体信用评价体系和评价制度，对违反国家有关法律法规及 严重违反交易规则须强制退出的市场主体，建立黑名单制 度，并向社会公示。

 

（五）加强和规范燃煤自备电厂管理。

1．承担社会责任。企业自备电厂自发自用电量按规定 缴纳政府性基金，拥有并网自备电厂的企业，按约定的备用 容量缴纳系统备用费。自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等 环保设施，确保满足大气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（单位）联网。

2．科学规划建设。除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新（扩）建自备电厂项目。公用电厂不得违规转为 企业自备电厂。

3．鼓励参与市场交易。引导拥有燃煤自备电厂的企业， 运用市场机制减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实 现清洁能源替代燃煤发电。支持具备条件的并网燃煤自备电 厂成为合格发电市场主体，有序推进其自发自用以外的电量 按交易规则参与市场化的电力交易。

 

四、改革综合试点组织实施

（一）加强组织领导和统筹协调。建立由分管发展改革、 能源工作的省领导任召集人，省发展改革委、省经济和信息 化委、财政厅、环保厅、水利厅、省国资委、四川能源监管 办、省能源局等省直有关部门和省内主要电力企业参加的全 省深化电力体制改革工作联席会议制度。联席会议办公室设 在省发展改革委，负责统筹协调和日常工作。联席会议各成 员单位要完善工作运行机制，确定专门工作机构和人员，明 确职责和任务分工，确保电力体制综合改革试点顺利开展。

（二）注重改革任务的督促落实。严格按照经批准的改 革试点方案和各项改革任务推进计划要求，制定配套的改革 试点实施方案，明确时间节点、牵头部门和责任人，加强对 试点工作的督促检查和具体指导，切实推动各项改革任务落 实到位。适时开展调研，及时解决试点推进中存在的问题。

（三）积极营造改革氛围。切实做好深化电力体制改革的舆论引导工作，加强与新闻媒体的沟通协调，广泛宣传相 关政策规定，充分调动各方积极性，凝聚共识，形成工作合 力。

（四）扎实稳妥有序推进。按照稳妥有序、协同配合的原则，分步骤分阶段推进综合改革试点。在先行试点并及时 总结经验基础上逐步推开输配电价改革、售电侧改革、电力 交易市场建设等重大改革事项。

 

 

附件 3

 

辽宁省电力体制改革综合试点方案

为全面贯彻落实《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，深入推进电力市场化改革，促进辽宁电力工业和全 省经济又好又快发展，结合辽宁实际，制定本方案。

 

一、总体思路和基本原则

（一）总体思路

按照中央进一步深化电力体制改革的总体部署，以及党 中央、国务院关于全面振兴东北的意见，坚持社会主义市场 经济改革方向，结合我省实际，逐步理顺电价形成机制，加 快构建有效竞争的市场结构和市场体系，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，在 发电侧和售电侧开展有效竞争，着力构建主体多元、竞争有 序的电力交易格局，促进经济社会发展；进一步强化政府对 电力行业统筹规划和监管职责，确保全省电力系统安全稳定 运行。

（二）基本原则

1．坚持安全可靠和提高效率。遵循电力行业的技术经 济规律，坚持安全第一，效率优先，保障电力系统安全稳定 运行和电力可靠供应，不断提高系统运行效率。

2．坚持市场配置和政府调控。发挥市场在资源配置中 的决定性作用，加强政府宏观调控，有效发挥政府的规划、 调节和监管作用，依法维护电力市场秩序，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，激发企业内在 活力。

3．坚持保障民生和节能减排。保障公益性用户优先购 电，优先安排可再生能源保障性发电。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。提高可再生能源和分布式能源发电在电力供应中的比例， 推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，促进节能减排。

4．坚持重点突破和有序推进。按照整体设计、重点突 破、分步实施、有序推进的要求，遵循由易到难、由点到面 的原则，调动各方面的积极性，确保改革规范有序、稳妥推进。

5．坚持科学监管和公平公正。更好地发挥政府作用，正确处理好政府、企业和用户之间的关系，统筹兼顾局部利 益和全局利益、当前利益和长远利益的关系，构建共赢的格 局。政府管理的重点放在加强电力行业发展战略、规划、政策、标准等的制定实施，加强市场监管，完善监管措施和手段，改进监管方法，提高对技术、安全、交易、运行等科学 监管水平。

 

二、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．开展输配电价摸底测算。2016 年，进一步开展输配 电价成本调查，全面摸清辽宁电网输配电资产、成本和企业 效益情况，结合辽宁经济社会发展和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，为 2017 年制定完善输配电价改革方案、全面推开输 配电价改革打好基础。

2．稳妥推进发售电价格市场化。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。发电企业 与用户、售电主体通过电力市场交易的电量，其价格通过自 愿协商、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 基金及附加三部分组成。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。结合国家电价改革进程， 适时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，经政府价格主管部门审定，扣除低电价老电厂提供的电价空间后，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。

4．规范和明确市场主体。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。进入目录符合条件的发电企业、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。省政府或省政 府授权部门按年度公布全省符合标准的发电企业和售电主 体目录，并对目录实施动态监管。鼓励优先购买质优价廉和 环保高效机组发出的电力电量，支持可再生能源和新能源机 组通过直接交易和科学调度多发电。

5．促进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、电力电量和价格，按照政府规定的输配电价向 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。在推进中长期交易基础上，开展电力市场短期和现货 交易机制研究，根据辽宁电源布局、负荷特性、电网结构等 因素，适时开展现货交易试点，启动日前、日内、实时电量 交易。通过市场竞争引导合理定价，引导用户合理用电，促 进发电机组最大限度提高调节能力。

6．鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边直接交易市场模式，除按国家规定在供需严重失衡、重大自然灾害、突发事件等特定情况下，政 府主管部门可依法依规对部分或全部市场交易紧急干预或 暂停市场交易外，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。为保障电网安全稳 定运行、促进清洁能源消纳以及满足各类用户安全可靠用电， 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，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，发挥各类型发电企业和电力用户的 调节性能，充分利用市场化机制。用户结合自身负荷特性， 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。推动抽 水蓄能、化学储能等调峰基础设施建设，为电力市场化交易 提供有力支撑。

8．积极参与跨省跨区电力市场交易。按照国家的统一 安排和省级政府间的合作协议，支持电力企业将省内富余的 电力电量，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式输送到区域或全国电力市场进行交易，促进电力资源在更大范围内优化配置。

 

（三）建立相对独立的电力交易机构，逐步形成公平规 范的市场交易平台。

9．建立相对独立的辽宁电力交易中心。经省政府批准， 辽宁电力交易中心已于 2016 年 5 月挂牌，这是我省电力体 制改革非常重要的一步。下阶段还要组建股份制辽宁电力交 易中心，对现有的交易中心进行股份制改造，为电力市场交 易提供公平规范服务，并接受国家能源局东北监管局和省政 府及其有关部门的监管。建立由电网企业、发电企业、售电 公司、电力用户等组成的市场管理委员会，由该委员会讨论 并制定辽宁电力交易中心章程、交易和运营规则等，并接受 国家能源局东北监管局和省政府相关部门监管。

10．完善电力交易机构的市场功能。电力交易机构主要 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，汇总用户与发电企业自主签订的双边 合同，并移送电力调度机构进行安全校核和执行，负责市场 主体的注册和相应管理，披露和发布市场信息等。

11．改革和规范电网企业运营模式。按照国家规定，遵 循市场经济规律和电力技术特性，科学定位辽宁电网企业的 功能，逐步改变电网企业集电力输送、统购统销、调度交易 为一体的现状。电网企业将主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，履行电力普遍服务义务，按照政府核定的输配电价收取过网费。 确保电网企业稳定的收入来源和收益水平，规范电网企业的 投资和资产管理行为。

 

（四）进一步完善发用电管理，更多发挥市场机制的作用。

12．完善发用电管理机制。在确保民生稳定的前提下， 进一步推动发用电管理改革，根据市场发育程度，以保电网 安全、保民生供暖、保工业生产、促清洁环保、促节能减排 为基本原则，统筹市场和计划两种手段，合理确定电量计划 的放开比例。以大用户直接交易为切入点，逐步建立竞争有 序、保障有力的发用电管理机制。2016 年大用户直接交易电 量力争由 2015 年的 100 亿千瓦时提高到 140 亿千瓦时。鼓 励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交 易，其电量尽快实现以市场交易为主。

13．建立优先购电、优先发电制度。确定优先购电的适 用范围，保障一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服 务行业用电，居民生活用电享有优先购电权。以资源消耗、 环境保护为主要依据，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。可再 生能源、调峰调频电量、供暖期实现在线监测并符合环保要 求的“以热定电”热电机组优先发电。合理安排水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电。跨省跨区送电由送、受电市场主体双方依据国家能源战略，在自愿平 等基础上，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市 场化交易方式确定送受电量和价格，并建立相应的价格调整 机制。

14．进一步提升供需平衡保障水平。按照市场化的方向， 从需求侧和供应侧两方面入手，在做好供需平衡预测的基础 上安排好年度电力电量平衡方案，切实做好电力电量整体平 衡，提高电力供应的安全可靠水平。积极推进电能替代，在 电供暖、电动汽车及其充电基础设施建设等领域拓展用电渠 道，着力解决我省电力供需不平衡的矛盾。加强电力应急能 力建设，提升应急响应水平，确保紧急状态下社会秩序稳定。

 

（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售 电业务。

15．多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园 区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资 本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销 售；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节能服务公司从事 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。

16．建立市场主体准入和退出机制。根据开放售电侧市场的要求和辽宁实际情况，按照国家界定的技术、安全、环保、节能和社会责任等要求，具体制定售电主体的准入条件 和退出机制，按年度公布售电主体目录。

17．鼓励社会资本投资配电业务。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，积极探索社会资本 投资配电业务的有效途径，以国家级新区、省级以上重点工 业园区、跨境经济合作区、边境经济合作区、保税区等为重 点，有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓 励以混合所有制方式发展配电业务。国网辽宁省电力公司以 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。

18．赋予市场主体相应的权责。制定相关管理办法，明 确市场主体相应权责，落实保底供电服务职责分工，建立相 应补偿机制。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、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，约定交易、服务、收费、结算等事项。鼓励售电主 体创新服务，向用户提供包括合同能源管理、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、普遍服务和社会 责任等义务。

 

（六）科学规范自备电厂管理。

19．加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行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，公平 承担社会责任，履行相应的调峰义务。拥有自备电厂的企业 应按照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。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯 抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策。积极将现有 自备电厂培育成为合格的市场主体，允许在公平承担发电企 业社会责任的条件下参与电力市场交易。2016 年底前完成对 全省燃煤自备电厂摸底排查工作。

20．加快自备电厂升级改造步伐。结合辽宁燃煤发电机 组超低排放改造工作，加快推进自备电厂超低排放、节能改 造和落后机组淘汰步伐，逐步减少自备机组规模。自备电厂 要按照污染物排放标准安装环保设施，接入监测系统，不符 合排放和能耗标准的要实施升级改造。

 

（七）加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可 靠水平。

21．切实加强电力行业统筹规划。政府负责制定电力规 划，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 网布局要严格按照规划有序组织实施。电力规划应适应经济 社会发展需要，并纳入地方经济社会发展总体规划。

22．切实加强电力行业及相关领域科学监管。完善电力监管组织体系，充分发挥各级政府、电力企业、行业协会的 作用，做好分级监管体系的协调。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，加强对电网 公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率的监管，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。

23．减少和规范电力行业的行政审批。进一步转变政府 职能、简化审批程序，进一步下放项目审批权限，加强电力 项目事中事后监管，有效落实电力规划，明确审核条件和标 准，精简前置审批，优化审批程序，完善市场规则，保障电 力发展战略、政策和标准有效落实。

24．建立健全市场主体信用体系。加强市场主体（企业 和个人）诚信建设，将电力市场信用体系纳入全省社会信用 体系建设统筹安排。建立电力市场主体信用评价制度，建立 企业法人及其负责人、从业人员信用纪录。加大监管力度， 推动市场主体信息披露规范化、制度化、程序化，对市场主 体的违法失信行为予以公开曝光，建立市场主体违法失信行 为黑名单制度，对有严重违法失信行为的市场主体，要实行 严格的限制交易或强制性退出，实施联合惩戒。

25．抓紧修订地方电力法规。根据改革总体要求和进程， 抓紧完成相关地方电力法规的修订及相关行政规章的研究、起草工作，加强电力依法行政。

 

三、保障措施

（一）加强领导，明确责任。

调整完善辽宁省电力体制改革工作协调小组，各部门分 工协作、统筹推进全省电力体制改革工作。各地、各部门要 加强组织领导，推进各项改革任务落到实处。省各有关部门 及国家能源局东北监管局围绕改革重点任务，研究制定相关 改革配套政策和实施细则。

（二）试点先行，稳步推进。

各部门要结合本领域实际，鼓励开展先行先试，积极探 索制定专项改革方案，并报送省电力体制改革工作协调小组。 在此基础上，组织相关部门做好试点工作，加快组织实施。 各部门要加强调查研究，及时总结经验并报送工作进展情况。

（三）加强宣传报道。

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，加强 改革工作的沟通协调，充分调动各方积极性，凝聚共识、形 成工作合力。

 

附件 4

 

陕西省电力体制改革综合试点方案

为全面贯彻落实《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，推进电力市场化改革，促进陕西省电力行业健康有序 发展，结合陕西实际制订本实施方案。

 

一、充分认识陕西省电力体制改革的重要性和紧迫性

2002 年以来，按照国务院关于电力体制改革的有关要 求，陕西省积极稳妥推进电力体制改革，打破了独家办电的 局面，初步形成了央企、省属企业、地方企业等多家竞争的 发电市场以及国家电网陕西省电力公司和陕西省地方电力（集团）有限公司共存的电网企业，从根本上解决了电力严 重短缺的问题。一是促进了我省电力装机的快速发展。2015 年，全省发电装机容量达到 4069 万千瓦，110 千伏以上电网 线路长度达到 32574 公里，变电容量达到 8027 万千伏安。 二是供电服务水平有了较大提高。组建了陕西省地方电力（集团）有限公司，取消了代管县，农村电网实现了行政村 低压改造 100%全覆盖，自然村组电网改造达到 85%，农村 电力供应能力和服务管理水平明显提升，城乡供电服务均等 化初步形成，实现了城乡用电同网同价，2009 年消灭了无电人口。三是电价形成机制逐步理顺。在发电环节实行了上网标杆电价，在销售环节实行了不同用户分类定价，相继出台 了差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价政策。四是积极探 索电力市场化交易，开展了电力用户与发电企业直接交易工 作。

但是，陕西省电力行业发展仍存在一些亟需通过改革来破解的难题，主要有：一是市场在电力资源配置中的作用尚 未得到充分发挥，售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业 和用户之间的市场交易规模有限。二是电网公平开放机制尚 未建立，新能源的接入和消纳受到制约。三是主要由市场决 定的电力价格机制尚未完全形成，电力企业成本约束机制不 健全，电力商品价值属性难以体现。四是电力规划与其他规 划的衔接还不到位，站（厂）址保护、线路走廊预留、线路 杆塔迁改频繁问题未能得到较好解决。五是立法修法工作相 对滞后，制约了电力市场化改革和健康发展。

当前，国际国内能源形势已发生深刻变化，陕西作为全 国重要的能源大省，正面临追赶超越和转型升级的关键时 期，亟需通过深化供给侧结构性改革，引入竞争机制，激发 市场活力，降低用电成本，促进经济社会快速发展。《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》对深 化电力体制改革指明了方向，《中共陕西省委全面深化改革 领导小组 2016 年工作要点》对深化电力体制改革提出了新要求，社会各界对加快电力体制改革的期盼和共识也在提高，这些都为深化电力体制改革奠定了良好的基础。

 

二、总体要求

（一）基本思路。

认真贯彻国家电力体制改革总体部署，坚持社会主义市 场经济改革方向，坚持创新、绿色、协调、开放、共享发展 理念，围绕有序放开公益性、调节性以外的发用电计划，组 建相对独立的省级电力交易机构，加快构建有效竞争的市场 结构和市场体系；围绕输配电价改革试点，有序放开输配以 外的竞争性环节电价，加快形成主要由市场决定的电价机 制；围绕管住中间、放开两头的体制架构，有序向社会资本 放开配售电业务，加快促进市场主体多元化；围绕推动清洁、 高效、安全、可持续发展，加强电力统筹规划和科学监管， 加快构建电力安全高效运行与可靠供应的体制机制，形成较 为完善的现代电力市场体系，为促进陕西产业转型升级和结 构调整增添活力。

（二）主要原则。

——坚持安全可靠。遵循电力市场建设发展规律，维护 电力市场秩序，确保电力调度权威，切实保障公益、民生用 电，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，切实提高 电力安全可靠水平。

——坚持市场导向。充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，区分竞争性和垄断性环节，积极培育独立的市场主体，鼓励在发电侧和售电侧开展有效竞争，切实提高运 行效率，降低生产成本，促进电力事业健康发展。

——坚持试点先行。立足省情实际，稳妥有序推进电力 体制改革，在电力市场建设、售电侧改革、跨省跨区电力交 易、输配电价等领域先行先试、有序推进，围绕提高电力能 源综合开发利用水平，引导我省电力企业改善服务质量和生 产水平。

——坚持节能减排。按照绿色发展理念，积极开展电力 需求侧管理和效能管理，完善有序用电、节约用电制度，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，促进能源结构优化。

——坚持科学监管。更好的发挥政府作用，重点加强发 展战略、规划、政策、标准等的制定实施，加强市场监管， 完善监管措施和手段，提高对技术、安全、交易、运行等科 学监管水平。

（三）目标和步骤。

按照国家部署，结合我省实际，分两个阶段实施。 第一阶段（2016 年—2018 年）：以国家政策框架为基本遵循，以加快推进条件成熟的改革为突破口，进一步放开发 用电计划，开展输配电价测算，完善销售电价分类改革，完 成相对独立交易机构的组建和交易平台的建设，明确市场准入标准和交易规则。在电力市场体系、社会资本投资配售电业务、市场主体培育、输配电价等方面积极探索，在榆林市 开展电力体制改革试点。电力用户与发电企业直接交易范围 明显扩大，价格形成机制基本理顺，可再生能源发电和分布 式能源发电在电力供应中的比例明显提高，市场主体多元化 步伐加快。

第二阶段（2018 年以后）：力争在 2018 年底前初步建成 电力市场化体系。电力市场建设、交易机构运营、电力市场 化定价机制、售电侧改革、社会资本投资配售电业务等方面 迈出实质性步伐；2020 年底前建立以长期交易为主、现货交 易为补充的市场体系。跨省跨区电力市场化交易份额进一步 扩大，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”的市场体制比较健全，供应多元化和公 平竞争全面实现，产业技术水平、能源利用效率、电力运行 安全可靠性明显提升，政府监管能力明显增强，实现全省资 源优势转化为经济优势，促进产业结构转型升级。

 

三、近期主要任务

（一）推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用。

1、有序缩减发用电计划。按照《陕西省电力用户与发 电企业直接交易实施办法》有关规定，2016 年，电压等级110 千伏及以上工商业企业和 10 千伏及以上高新技术企业用 户参与直接交易，具备条件时，逐步放开所有 10 千伏及以上电压等级用户。2016 年确定优先购电的适用范围，保障全省一产、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、供气等涉及社会生活基本需求的 重要公用事业、公益性服务行业用电。居民生活用电列入优 先保障序列，近期不参与市场竞争，原则上不参与限电，纳 入用电计划。同时鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积 极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。在 避免出现发电企业和用电企业非理性竞争、影响市场化改革 进程的前提下，稳步增加直接交易电量。2017 年，直接交易 电量比例达到全省全社会用电量的 30%以上。

2、保障公益性调节性发用电需求。政府保留必要的公 益性调节性发用电计划，以确保居民、农业、重要公用事业 和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行， 确保可再生能源发电依照规划保障性收购。积极开展电力需 求侧管理和能效管理，综合运用现代信息技术、培育电能服 务、实施需求响应等手段，促进供需平衡和节能减排。做好 节能技改项目审核管理工作，积极建立适应省情的电力应急 机制。

3、建立优先发电机制。在确保维护电网调峰调频和安 全运行的前提下，优先安排水力、风能、太阳能、生物质能 等可再生能源保障性发电；根据电网调峰调频需要，合理安 排调峰调频电量；按照以热定电原则安排热电联产机组发电；兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电；兼顾调峰需要，合理安排余热余压余气发电；考虑节能环保水平， 安排高效节能、超低排放燃煤机组发电，并通过留足计划空 间、加强电力外送和消纳、组织实施替代等措施予以确保。

 

（二）建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的 市场交易平台。

4、组建陕西电力交易中心。2016 年，组建股份制陕西 电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造。电力交 易中心按照政府批准的章程和规则运营，按有关规定为电力 市场交易服务，机构管理运营与各类市场主体相对独立，并 接受国家能源局西北监管局和省级电力运行主管部门的业 务指导与监管。

5、明确电力交易中心职能。电力交易机构在省级电力 运行主管部门业务指导下为市场主体提供规范、公开、透明 的电力交易服务，参与拟订电力市场交易规则，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，汇总用户与发电企业自主签订的双边合 同，负责市场主体的注册和管理，披露和发布市场信息等。 交易机构可向市场主体合理收费，主要包括注册费、年费、 交易手续费。

6、设立市场管理委员会。在省电力体制改革领导小组 的领导下，建立电力市场管理委员会，由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成，实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制，主要负责研究审定陕西电力交易中心 章程、交易和运营规则，协调电力交易市场相关事项等。省 级电力运行主管部门、国家能源局西北监管局、省物价局等 相关部门可派员参加电力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，国家能源局西北监管局和 省级有关部门可行使否决权。

 

（三）推进电力交易体制改革，开展市场化交易。

7、规范市场主体准入标准。严格按照《陕西省电力用 户与发电企业直接交易实施办法》有关规定，确定并公布可 参与直接交易的发电企业和用户准入标准。符合条件的发电 企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主 体。电力交易机构每年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。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，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和 科学调度增加发电量。

8、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，按照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。

9、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。

10、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。具备条件时， 逐步实施辅助服务市场化。

11、开展跨省跨区电力直接交易试点。建立完善的跨省 跨区电力市场交易机制，加强与华中、西南等电力输入区域 省份沟通协作，建立完善省际合作机制，更大程度地参与全 国电力交易。鼓励省内发电企业与省外电力用户建立中长期电力合作关系，选择大容量、高效率、超低排放机组，开展与湖北省等周边省份跨省跨区电力直接交易试点，扩大市场 化交易电量，丰富交易品种，积极推进我省煤炭向电力转化。 打造神府、榆横、延安和彬长“西电东送”煤电基地，加快陕 北至武汉特高压输电工程等外送电通道建设，扩大陕电外送 规模，促进电力资源在更大区域范围优化配置。

 

（四）推进输配电价改革，完善市场定价机制。

12、制定输配电价改革试点方案。按照国家统一安排部 署，参照已开展输配电价改革试点省份经验，结合陕西两家 电网企业并存的实际情况，按照有利于推进电力市场化改 革、有利于促进电网企业健康发展、有利于减轻社会用电负 担等原则，合理确定试点范围，科学核定输配电价，研究拟 定并及时报送适合我省电力体制特点的输配电价改革试点 方案，经国家批准后组织实施。

13、开展输配电价成本监审工作。对省内电网企业输配 电价成本进行调查摸底，密切配合国家开展对陕西电网的输 配电价成本监审工作，明确监审范围，完善监审办法，从严 核定成本费用，如期完成陕西电网输配电价成本监审工作。

14、测算符合实际的输配电价标准。根据成本监审结果， 在综合考虑电网企业输配电资产、成本、效益的基础上，按 照“准许成本加合理收益”的原则，测算出陕西电网输配电价 总水平和分电压等级输配电价标准，加快改变对电网企业的监管模式，逐步形成规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。

15、推进电价交叉补贴改革。坚持保障民生、合理补偿、 公平负担的原则，结合输配电价改革进程，配套改革不同种 类电价之间的交叉补贴，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，逐步建立科学合理的销售 电价分类体系。

16、完善输配电价管理政策。研究制定科学合理的输配 电价管理办法，进一步加强电网企业成本监管，探索激励与 约束相结合的方式方法，引导合理有效投资，促进企业节约 成本、提高效率。加快推行输配电价与发售电价分开形成机 制，有序放开上网电价和公益性以外销售电价。在放开竞争 性环节电价之前，适时启动煤电价格联动机制，调整上网电 价和销售电价，使电力价格更加灵敏反映市场变化情况。

 

（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电 业务。

17、鼓励社会资本投资增量配电业务。认真落实国家关 于创新重点领域投融资机制的工作部署，积极吸引社会资本 参与增量配电业务领域投资，促进国家电网陕西省电力公 司、陕西省地方电力（集团）公司有序竞争、融合发展。有 序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，探索社会 资本投资配电业务的有效途径，培育发展混合所有制配电主体。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权利，履行相 同责任和义务。国网陕西省电力公司、陕西省地方电力（集 团）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。

18、明确售电放开的市场准入条件。在国家确定的售电 侧市场主体准入与退出标准、条件的基础上，结合陕西实际， 依法确定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售 电主体准入条件。售电主体必须具备独立法人资格、业务独 立、信用良好、拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的 注册资本、设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技 术经济特征的相关专职专业人员。创新售电业务市场准入机 制，以注册服务代替行政审批，实行“一注册、一承诺、一公 示、三备案”。明确退出规则，加强市场监管，保障各相关方 合法权益。

19、多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园 区或经济技术开发区组建售电主体直接购电。支持拥有分布 式电源的用户或微网系统参与电力交易。鼓励能源需求侧管 理机构和供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司 开展市场化售电业务。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。

20、明确市场主体权责。售电主体可通过电力市场，采取向发电企业、集中竞价和向其他售电商购电等多种方式购电。售电主体、电力用户、其他相关方依法签订合同，明确 权利义务。鼓励售电主体创新服务，向电力用户提供合同能 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，承担电力基金、政策性交叉 补贴、普遍服务、社会责任等义务。

 

（六）开放电网公平接入，建立可再生能源发展新机制。

21、积极发展可再生能源和分布式能源。科学编制可再 生能源开发利用规划，提高可再生能源消费比重和非水电可 再生能源电量消费比重。鼓励因地制宜投资建设太阳能、风 能、生物质能发电等可再生能源，优先安排可再生能源保障 性发电。安排年度发电计划时，充分预留可再生能源发电空 间，在保障电网安全稳定运行、可靠供电的前提下，优先安 排发电。加强可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接， 扩大外送可再生能源发电量比例，明确可再生能源电力接 入、输送和消纳责任，建立确保可再生能源电力消纳的激励 机制。

22、完善并网运行服务。坚持节能减排和清洁能源优先 上网的原则，优先支持新能源、分布式能源、节能降耗和资 源综合利用机组并网，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。建立保障 可再生能源优先发电制度，确定优先发电企业类别，合理确定优先发电顺序。完善可再生能源消纳调峰补偿机制。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。

23、全面放开用户侧分布式电源市场。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。

24、加强和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，规范燃煤机组为主 的自备电厂准入标准。新建燃煤自备电厂（除背压机组和余 热、余压、余气利用机组外）应符合国家产业政策、总量控 制规模、电力规划布局和国家节能环保排放标准。自备电厂 应公平承担社会责任，履行相应的调峰义务，已运行自备电 厂加快推进节能减排和淘汰落后机组步伐，确保稳定达标排 放。对承担相应的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用 费的现有自备电厂，在满足自备电厂参与市场交易的相关规 定下，规范其成为合格市场主体，允许其在公平承担社会责 任条件下参与电力市场交易。完善和规范余热、余压、余气、 瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂支持政策，制定陕西省自备电厂建设管理办法。

 

（七）加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可 靠水平。

25、切实加强电力行业特别是电网的统筹规划。认真履 行电力规划职责，加强电力规划与能源规划、地方性电力规 划与全国电力规划之间的有效衔接。提升电力规划的权威 性、科学性和覆盖面，配电网规划应重点满足本区域电力供 应，合理布局变电设施，避免重复建设。农村电网改造规划 应服务我省移民搬迁、城乡一体化和重点镇、文化旅游名镇 建设以及县域工业园区发展等。增强规划的透明度和公众参 与度，注重做到与城镇化规划、土地利用总体规划和文物、 景区（点）等敏感目标相协调，并及时向社会公布。加大电 力发展重大问题研究，依据资源环境承载能力，科学调控电 力发展的规模和布局，建立规划监督、评估、考核机制，各 种电源建设和电网布局严格按规划有序组织实施，增强规划 的执行力。

26、切实加强电力行业及相关领域科学监管。严格执行 国家法律法规和行业标准规范，创新监管模式，根据职能依 法履行电力监管职责，开展对电力规划从编制到实施全过程 监督和后评价工作。加强对电网公平接入、电网投资行为、 成本及投资运行效率的监管。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。国家能源局西北监管局和陕西省电力行业管理部门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。对电力交易中心和电力调度中心执行市场规则的情 况实施监管。

27、建立健全市场主体信用体系。加强市场主体诚信建 设，规范市场秩序。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，要实行严格的行业禁入措施。

28、减少和规范电力行业的行政审批。进一步转变政府 职能、简政放权。按照国家要求取消、下放电力项目审批权 限，有效落实规划，明确审核条件和标准，规范简化审批程 序，完善市场规则，保障电力发展战略、政策和标准有效落 实。除法律法规有明确规定的外，任何电力企业不得对其他 公民和法人设定接入电网和输配电服务方面的附加条件，确 保电网对发电企业、售电主体和用户无歧视开放。

 

四、组织实施

（一）加强组织领导。

成立陕西省电力体制改革领导小组，由省政府分管领导 任组长，省发展改革委（省能源局、省物价局）、国家能源 局西北监管局、省工业和信息化厅、省财政厅、省环境保护厅、省水利厅、省国资委、省政府法制办、国家电网陕西省电力公司、陕西省地方电力（集团）有限公司等部门的主要 负责人为成员。领导小组主要负责认真贯彻落实中发〔2015〕9 号文件精神，全面统筹协调推进陕西省电力体制综合改革 工作，研究确定组织实施方案和措施，协调解决电力发展、 结构转型、产业升级的重点难点问题。领导小组办公室设在 省发展改革委，办公室主任由省发展改革委主任兼任。

（二）规范推进试点。

坚持正确的改革方向，积极稳妥推进各类试点。坚持市 场定价、平等竞争、节能减排的原则，结合我省实际，制订 专项试点实施方案，报国家发展改革委、国家能源局批复后 组织实施。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，切实防范风险，保证 电网安全。

（三）营造改革氛围。

加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣 传报道力度，在社会上形成推进电力体制改革的浓厚氛围， 加强改革工作的沟通协调，充分调动各方积极性，凝聚共识， 形成工作合力。

 

附件 5

安徽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）及相关配套文件精神，推进电 力体制改革，建立符合安徽经济社会发展需要的电力市场机制， 制定本方案。

 

一、必要性和可行性

安徽省是华东地区重要的能源保障基地，电力系统以火电为 主，电力需求增速持续位于全国前列。自 2002 年电力体制改革 实施以来，安徽省完成了厂网分开，开展了电力直接交易、节能 发电调度等改革，有效促进了电力行业快速发展，供应保障能力 大幅提升。同时，安徽省电力行业仍存在电价形成机制不够完善、 市场有效竞争不够充分、清洁能源和分布式能源发展机制不够健 全等问题，亟需通过实施电力体制综合改革，建立健全以市场化 为导向的能源体系，促进电力与煤炭等相关产业协调健康发展。

 

二、总体思路和基本原则

（一）总体思路。

坚持社会主义市场经济改革方向，充分发挥市场在资源配置 中的决定性作用，以调结构转方式促升级为统领，加快转变政府职能和管理方式，进一步深化我省电力体制改革。通过改革，建立保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制， 构建公开透明、功能完善、规范运行、相对独立的电力交易机构， 培育多元化的售电侧市场竞争主体，实现电力电量平衡由计划手 段为主过渡到以市场手段为主，形成遵循市场经济基本规律和电 力工业运行客观规律的电力市场，为促进全省经济社会持续健康 发展提供能源保障。

（二）基本原则。

积极稳妥，有序推进。遵循电力工业发展规律，综合考虑经 济结构、电源结构、生产成本、市场基础等因素，兼顾各方利益 诉求，按照试点先行、积极稳妥的原则，在条件相对较好、矛盾 相对较小、各方大力支持的领域开展试点，总结经验逐步推广， 确保改革平稳推进。

统筹规划，市场导向。强化电力发展规划引导约束作用，科 学规划电力项目建设，优化能源结构，促进电源电网协调发展。 完善市场化交易机制，着力培育多元化市场主体，构建主体多元、 竞争有序的电力交易格局。

保障民生，安全可靠。充分考虑企业和社会承受能力，理顺 电价形成机制，保障基本公共服务供给，落实有序用电制度，确 保电力供需平衡和应急保障。提升电力行业技术水平，保障电力 系统安全稳定运行和电力可靠供应。

节能减排，科学监管。提高电力行业发展质量和效率，加强电力需求侧管理和能效管理，落实可再生能源全额保障性收购制度。完善电力市场监管机制，创新监管措施和手段，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。

 

三、近期重点任务

（一）加快推进输配电价改革。

落实国家输配电价改革试点工作部署，按照“准许成本加合 理收益”原则，开展输配电价测算，核定电网企业准许总收入和 分电压等级输配电价，明确政府性基金附加和交叉补贴，并向社 会公布，接受社会监督。健全电网企业约束和激励机制，促进电 网企业改进管理，降低成本，提高效率。放开竞争性环节电价， 分步实现公益性以外的发售电价由市场形成。

 

（二）建立市场化交易机制。

1．完善省内电力直接交易机制。在已开展的电力直接交易 基础上，放宽发电企业、售电主体和电力用户准入范围和电压等 级，扩大电力直接交易规模，鼓励环保高效机组和高新技术企业、 战略性新兴产业企业等参与直接交易。规范和完善以中长期电力 交易合同为主的直接交易机制，年内（含年度）交易原则上通过 交易平台集中撮合交易实现。电力调度机构负责电力交易安全校 核，系统运行出现安全约束时，调度机构按照规则对交易进行调 整。

2．适时建立现货交易机制。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，根据安徽电源布局、负荷特性、电网结构等因素，具备条件后适时启动现货市场，启动日前、日内、实时电量交易和备用、辅助服务等现货交易品种，由调度机 构负责组织。通过市场竞争实现价格发现，引导用户合理用电， 促进发电机组最大限度提供调节能力。在现有调控技术支持平台 基础上，扩充市场报价、出清等功能，提高基础数据管理水平和 数据安全性，做好相关技术系统和管理等准备工作。

3．探索建立市场化的辅助服务分担机制。逐步研究建立与 电力市场相协调的辅助服务补偿机制，研究辅助服务市场模式和 规则，具备条件后适时启动辅助服务市场建设。建设初期，依托 电量市场，重点建立备用、调峰和调频的辅助服务市场，采用电 力市场与辅助服务市场分步优化出清模式。条件成熟后，进一步 完善辅助服务市场运行模式和交易品种，实现电量市场与辅助服 务市场的联合优化。通过辅助服务价格信号引导电力用户提高需 求侧管理水平，改进用电行为，引导发电企业提高发电设备可靠 性水平和辅助服务能力。

 

（三）建立相对独立的电力交易机构。

1．组建和规范电力交易机构。制定安徽电力交易机构组建 方案，按照政府批准的章程和规则组建相对独立的股份制交易中 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，明确工作规则。充分利用现有的电 力交易运营和技术支持系统，加快构建支撑省电力市场运作的公 开透明、规范高效的交易平台，向所有符合准入条件的市场主体开放，促进能源资源优化配置。

2．明确交易机构职责。交易机构不以营利为目的，在政府 监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构 主要负责市场交易平台建设、运营和管理；负责市场交易组织， 提供结算依据和相关服务，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．设立市场管理委员会。维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，充分体现各方意愿，在省电力体制改 革领导小组领导下，制定市场管理委员会组建方案和议事规则。 设立由电网企业、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，主要负责研究讨论交易机构章程、电力交易规 则，协调电力市场相关事项。

 

（四）有序推动发电计划改革。

1．建立优先发电制度。以资源消耗、环境保护为主要依据， 坚持节能减排、资源综合利用和清洁能源优先上网的原则，确定 优先发电权适用范围，对发电机组进行优先发电等级分类，明确 优先发电顺序，逐年进行动态调整，合理测算计划电量，有序缩 减发电计划。

2．制定放开发电计划实施方案。综合考虑经济结构、电源 结构、电价水平、外送电规模、市场基础，以及保障社会稳定等 因素，结合全省电力市场体系建设推进情况，制定放开发电计划实施方案。通过市场化交易方式，逐步放开发电计划，完善电力安全应急保障机制，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。充分考虑企业和社会的承 受能力，保障基本公共服务供给，有序放开发电计划。

 

（五）加强电力需求侧管理。

加快电力需求侧管理系统建设，完善配套政策和激励机制。 建立完善电力需求侧管理公共平台，培育电能服务，实施需求响 应，加强电能在线监测，开展需求侧管理评价。制定完善有序用 电方案，提升应急响应水平。确定优先购电的适用范围，保障全 省一产用电，三产中重要公用事业、公益性服务行业用电，以及 居民生活用电享有优先购电权。列入优先保障的用户，原则上不 参与市场竞争。

 

（六）稳步推进售电侧改革。

1．培育多元化售电主体。在国家确定的售电侧市场主体准 入与退出标准与条件基础上，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。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。坚持市场方向，允许符合条件的园区组建售电主体直接购电。

2．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，在 符合条件的园区，有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。国网安徽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。

 

（七）建立分布式电源发展新机制。

在保障安全的前提下，开放电网公平接入，积极利用先进技 术，提高系统消纳能力和清洁能源利用率。在现有安徽省火电机 组深度调峰交易基础上，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，。

 

（八）建立燃煤自备电厂管理机制。

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。自备 电厂按要求接入环保、监管等部门的环保监测系统，污染物排放 不符合环保要求的自备电厂限期实施环保设施升级改造；供电煤 耗、水耗高于省内同类型机组平均水平以上的自备燃煤发电机 组，因厂制宜实施节能节水改造。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、政策性交叉补贴和系统备 用容量费。

 

（九）加强电力统筹规划管理。

履行政府规划职责，完善电力统筹规划机制，增强规划透明 度和公众参与度，提升规划覆盖面和权威性，科学预测电力需求， 协调发展所需的资源和环境承载能力。对安徽电力发展的重大问 题开展专项研究，根据环境质量改善目标和资源环境承载力，科学调控电力发展规模和布局，提升电力规划编制的科学性和及时性。

 

（十）建立市场主体信用评价制度。

针对发电企业、供电企业、售电企业和电力用户等不同市场 主体，建立信用评价指标体系。按照“一注册、一承诺、一公示、 三备案”的总体思路，将企业法人及其负责人、从业人员信用记 录纳入统一信用信息平台，使各类企业信用状况透明、可追溯、 可核查。加大信息披露力度，对企业和个人的违法失信行为予以 公开，对违法失信行为严重且影响电力安全的，实行严格的行业 禁入措施。

 

（十一）加强电力行业科学监管。

切实加强电力行业及电力市场科学监管。建立健全省级电力 行业监管机制，创新监管措施和手段，加强指导、协调和监督检 查。开展对电力规划从编制到实施的全过程监督和后评价工作。 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。 加强对市场主体公平竞争和交易行为的监管，加强对电力交易机 构和电力调度机构执行市场规则情况监管。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。

 

四、组织保障

（一）加强组织领导。建立由省发展改革委（省能源局）负 责同志为召集人，华东能源监管局、省经济和信息化委、省物价 局等部门参加的省深化电力体制改革联席会议制度，统筹推进省内电力体制改革工作，及时协调解决改革中出现的问题，联席会议办公室设在省能源局。

（二）明确工作责任。按照国家深化电力体制改革有关政策 要求，落实省深化电力体制改革联席会议各成员单位工作职责， 明确各项改革任务牵头单位和参与单位。加强与能源监管机构及 电网企业、发电企业、用电企业等各方面的协调沟通，做好工作 衔接，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，建立问 题发现纠错机制，灵活应对，切实防范风险。保持电力供需平衡， 保证电网安全，保障民生用电，确保改革顺利实施。