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发改委:北京、福建和甘肃三省市电改方案获批

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  人民网北京9月6日电 据发改委网站消息,日前,国家发展改革委、国家能源局批复同意福建省开展售电侧改革试点,同意北京市开展电力体制改革综合试点,以及同意甘肃省开展电力体制改革试点。

  在对福建省售电侧改革试点方案批复中,复函要求,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。

  在对甘肃省电力体制改革试点方案的批复中,复函强调,在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。

  而在对北京市电力体制改革综合试点方案的批复中,复函则提出,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,积极配合组建电网企业相对控股的京津冀电力交易机构,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。

  发改委表示,试点工作要坚持三条原则: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。

  值得注意的是,8月31日,发改委在京举行加快推进输配电价改革座谈会,会议决定,今年4月试点的12个省级电网和华北区域电网,将力争今年底前核定完输配电价并向社会公布。同时,将原定2017年开展的14个省级电网输配电价改革提前到今年9月份启动,基本实现省级电网的全覆盖,并计划于明年1月底完成成本监审工作。

  北京市电力体制改革综合试点方案

  为深入贯彻落实《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)精神,积极推进我市电力体制改革综合试点工作,着力构建有效竞争的市场结构和市场体系,结合我市实际,制定本方案。

  一、总体思路

  坚持社会主义市场经济改革方向,牢牢把握首都城市战略定位,深入实施京津冀协同发展战略,遵循电力系统运行规律,坚持安全第一,按照“三放开、一独立、三强化”的总体要求,结合首都电力行业发展实际,积极开展电力体制改革综合试点,着力推进输配电价改革、电力交易市场建设、电动汽车充电设施建设、可再生能源发展、配售电业务放开试点等工作,释放市场活力,坚持科学监管,提高资源利用效率,为首都电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供有力保障。

  二、改革原则

  (一)安全可靠,市场主导。在确保首都供电安全可靠前提下,通过市场化方式引导激励市场主体积极参与各项电力体制改革试点工作。

  (二)问题导向,突出重点。结合首都电力发展实际,重点就保障供电安全要求高、配网投资不足、电网峰谷差大等问题提出改革方案,促进电力行业发展。

  (三)试点先行,平稳推进。在条件相对较好、矛盾相对较少、重点支持发展的区域开展试点工作,并逐步扩大改革实施范围,确保平稳推进。

  (四)完善制度,健全机制。制定我市电力体制改革配套落实文件,建立健全工作机制,细化职责分工,明确市场规则和市场主体准入条件,确保电力体制改革有序推进。

  三、主要任务

  (一)推进输配电价改革工作。以“准许成本加合理收益”为原则,以各电压等级输配电资产、成本、输电量和线损率等为基础,核定电网输配电价。配合国家发展改革委核定华北电网输电网络输电电价。重点开展以下工作:配合国家发展改革委做好输配电价成本监审,核定国网北京市电力公司提供输配电服务的有效资产和资产折旧、运维费用、合理的工资收入等准许成本以及电网各电压等级输配电价等相关具体工作,形成完整的输配电价体系;设立平衡账户,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,通过平衡账户进行调节;创新输配电价核定办法,制定激励和约束机制,促进电网企业提高服务质量,增进效率、降低运营成本。

  (二)推进京津冀电力交易市场建设。积极推进电网企业相对控股的京津冀电力交易机构组建工作,并争取其在京落户,建设京津冀统一的电力市场。结合有序放开公益性和调节性以外的发用电计划,开展京津冀区域电力中长期市场交易和现货市场业务。重点开展以下工作:会同天津市政府、河北省政府和国家能源局华北监管局,成立京津冀电力交易机构筹备委员会;配合国家发展改革委、国家能源局制定京津冀电力交易机构组建方案、监管办法以及京津冀电力市场建设方案,确定京津冀电力交易机构主要业务及业务开展模式等;支持京津冀电力交易机构成立市场管理委员会。

  (三)推进电动汽车充电设施建设。大力推进电动汽车充电设施网络化建设,满足我市快速增长的电动汽车充电需求。建立合理的电动汽车充电服务机制和收费机制,促进电动汽车产业快速发展。探索推进电动汽车参与电网储能和调峰。重点开展以下工作:制定电动汽车充电设施配套电网规划,完善电动汽车充电设施接入配网支持政策;建立合理的电动汽车充电收费机制;支持社会资本参与电动汽车充电设施建设和运营,鼓励增量配网投资主体参与电动汽车充电设施建设;强化规划、政策、标准等协同,全面推进京津冀区域电动汽车充电设施一体化建设;着力创新技术和运营模式,推动互联网与电动汽车充电设施深度融合;引导电动汽车在电网负荷低谷时段充电,鼓励电动汽车为电网提供储能和调峰服务。

  (四)推进高效绿色电力送京。在保障我市电网运行安全和供热安全的前提下,提高外调电比例,减少我市火电发电厂污染物排放,改善大气环境质量。重点开展以下工作:有序放开公益性和调节性以外的发用电计划,逐步减少我市火电机组计划内发电量;完善发电合同转让交易机制,开展替代发电,在保障我市电网安全和供热安全前提下,尽量将我市火电机组发电量计划转让给京外的可再生能源及大容量、高参数、超低排放机组;推进可再生能源特别是低谷弃风和弃光电力在“煤改电”、热泵系统、乡镇清洁采暖、新能源汽车等领域的使用。推进以电代煤工作,实施农村“电代煤”工程,加快推进农村无煤化进程,到 2017 年 10 月底前,实现核心区和南部四区平原地区基本“无煤化”。统筹“煤改电”配套电网建设和外送电通道建设工作,加大农村电网升级改造力度。

  (五)推进电力辅助服务市场化建设。建立健全无功补偿、调峰、黑启动、容量备用等电力辅助服务市场化机制。重点开展以下工作:推进调相机建设,增加动态无功电源;完善我市电网黑启动方案;推动储能调频调峰电站建设和应用,结合京津冀电力市场建设,建立完善储能调频调峰电站调度运行机制和市场参与机制;配合国家能源局开展京津冀电力辅助服务市场建设相关工作,科学制定调峰、调频、备用等交易规则,建立无功补偿、黑启动等辅助服务合理的投资回报机制;逐步实现辅助服务有偿化和市场化,提高电力系统安全可靠运行水平。

  (六)推进可再生能源发展。逐步完善可再生能源发展机制,鼓励以分布式可再生能源和天然气热电冷三联供为主的分布式能源发展,提升可再生能源就地消纳能力和利用比例。重点开展以下工作:研究建立我市可再生能源目标引导和考核制度,到 2020 年非水可再生能源电力消费占全市电力消费比重达到 10%以上;政府及公共机构率先使用绿色电力,并研究制定绿色电力自愿认购制度,鼓励企业、社会单位及家庭使用绿色电力;支持利用能源互联网技术、微电网技术等提高可再生能源就地消纳能力,支持可再生能源电源就近向电力用户售电;鼓励社会资本投资建设可再生能源发电设施,完善可再生能源发电设施接入电网支持政策。

  (七)推进增量配电业务放开试点工作。在具备条件的开发区、产业园区和重点功能区开展增量配电业务放开试点工作,鼓励社会资本投资增量配电业务,促进我市电力基础设施建设,提高配网运营效率,降低配电成本,更好为广大用户提供电力服务,保障首都电力供应。重点开展以下工作:结合配电网规划,确定试点区域,通过招标等市场化机制公开、公正优选定项目业主,并按现有要求做好项目核准工作;制定增量配电业务投资与运营的监管办法,建立增量配电业务投资回报和运行保障机制;建立健全增量配电市场主体信用体系,建立增量配电市场风险防范机制等。对于历史形成的,国网北京市电力公司以外的存量配电资产,可视为增量配电业务。

  (八)推进竞争性售电业务放开试点工作。培育售电市场主体,吸引社会资本进入竞争性售电领域,发展能源增值服务,为用户提供多样化、个性化的综合能源服务。推进全市大用户、售电主体与发电企业直接交易。重点开展以下工作:建立健全售电侧管理体系,明确市场主体权责,制定售电公司准入条件与退出机制,制定售电业务监管细则;建立保底供电服务机制,建立健全售电市场主体信用体系,制定售电市场风险防范机制;推进大用户、售电主体与发电企业的跨省跨区电力直接交易。

  (九)提高需求调控能力。针对我市电网峰谷差大的特点,完善电力需求侧管理和需求侧响应机制。加强电力需求侧资源开发利用,提高负荷调控能力,引导电力用户削减高峰时段用电需求,削减电网峰谷差,减轻电网运行压力,促进节能减排。重点开展以下工作:建立 60 万千瓦政府需求响应库和 120 万千瓦有序用电资源库;完善需求侧响应应急实施方案与激励机制;建立电力与环保应急联动机制,在空气重度污染时启动负荷调控措施,减少电力消耗,降低生产排放;推动电储能技术应用,推动分布式储能系统发展,研究出台促进电储能技术应用的支持政策。

  (十)提高安全保障能力。针对电力体制改革后市场主体增多、市场交易频繁等新情况,完善监管机制,创新监管措施,进一步提高政府部门监管能力。重点开展以下工作:健全监管机构,做好电力交易、调度、供电服务和安全运行全过程监管工作;建立供电服务市场化保障和风险防范机制,在供电合约中明确供电企业安全责任,提高供电可靠性。

  四、组织实施

  (一)完善工作机制。成立市电力体制改革领导小组,由分管副市长任组长,市政府分管副秘书长、市发展改革委主要负责同志任副组长,市能源与经济运行调节工作领导小组办公室、市财政局、市环保局、市国资委、市工商局、市金融局、各区政府、国家能源局华北监管局、国家电网公司华北分部、国网北京市电力公司、国网冀北电力有限公司、北京能源集团有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、神华集团有限责任公司、首钢总公司分管负责同志为成员,负责电力体制改革综合试点工作的政策指导和统筹协调,加强监督检查和跟踪落实,研究解决试点工作中的重点难点问题。领导小组办公室设在市发展改革委(市能源与经济运行调节工作领导小组办公室)。

  (二)积极营造改革氛围。加强与新闻媒体的沟通协调,加大对我市电力体制改革工作的宣传力度,正确引导社会舆论,充分调动各方面积极性,切实形成工作合力,在全社会形成推进电力体制改革的浓厚氛围。

 

  福建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)精神和配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》的工作要求,推动福建省售电侧改革,结合福建省情及电力发展现状,制定以下方案。

  一、指导思想、基本原则和总体目标

  (一)指导思想

  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》及国家发展改革委、能源局出台的六个核心配套文件精神,按照“管住中间,放开两头”的体制架构,向社会资本开放售电业务,多途径培育售电侧市场竞争主体,推进福建电力直接交易升级,促进更多的用户拥有选择权,提升售电服务质量和用户用能水平,更好地服务福建经济社会发展。

  (二)基本原则

  1.坚持市场方向。逐步放开售电业务,进一步引入竞争,完善电力市场运行机制,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,鼓励越来越多的市场主体参与售电市场,并注意售电侧改革与电力体制其它领域改革相衔接、相配合。

  2.坚持安全高效。售电侧改革应满足供电安全和节能减排要求,优先开放能效高、排放低、节水型的发电企业,以及单位能耗、环保排放符合国家标准、产业政策的用户参与交易。

  3.坚持改革创新。结合推进电力直接交易升级,创新参与市场主体准入及退出制度。探索供电业务管理新模式,整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术,向用户提供智能综合能源服务,提高服务质量和水平。加强和创新监管,保证电力市场公平开放,建立规范的购售电交易机制,对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体严格监管。

  4.坚持试点先行。按照整体设计、重点突破、以点带面、分步实施的要求,从各地市选择条件成熟地区或园区作为改革试点,探索售电侧改革经验,条件成熟后开放全省售电业务。

  (三)总体目标

  从服务电力用户,促进经济发展和推进节能减排出发,积极培育多元化售电市场主体,多种方式发展增量配电投资业务,全面放开电力用户购电选择权,规范市场行为,构建公平公正、有序竞争的售电市场运行机制,初步建立“多买方、多卖方”的售电市场结构和体系,激发售电市场活力,提升售电服务和供电质量水平,推动全省配售电行业清洁、高效、安全、可持续发展。

  二、改革试点内容

  (一)加快培育售电侧市场主体

  1.售电公司

  (1)售电公司的分类

  福建境内的售电公司分为三类。包括电网企业的售电公司;社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司;不拥有配电网运营权的独立售电公司。同一供电营业区内可以有多个售电公司,但只能有一家公司拥有配电网运营权,并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。允许发电企业及其他社会资本投资成立售电公司,从事售电业务;允许符合条件的高新产业园区、经济技术开发区等,组建售电公司参与市场交易;允许拥有分布式电源或微电网的用户、公共服务行业、节能服务公司等,从事售电业务。拥有配电网运营权的售电公司,在其经营区域内提供保底供电服务;电网企业投资成立的售电公司,必须具有独立法人资格、独立运营,确保市场化售电业务与输配电业务、非市场化售电业务分开;发电企业投资成立的售电公司,必须具有独立法人资格、独立运营,确保与发电业务分开。

  (2)售电公司的准入条件

  ①按照《中华人民共和国公司法》,进行工商注册,具有独立法人资格。

  ②资产要求:资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的,可以从事年售电量不超过 6 至 30 亿千瓦时的售电业务;资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的,可以从事年售电量不超过 30 至 60亿千瓦时的售电业务;资产总额在 2 亿元人民币以上的,不限制其售电量;拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的 20%。

  ③拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、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,具体参照国家发布的相关规定。

  ④拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。

  (3)售电公司相关业务

  售电公司核心业务是购售电交易,并鼓励提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。售电公司可以采取多种方式通过电力市场购电,包括向发电企业直接购电、通过市场竞价购电或向其他售电商购电等。

  2.电网企业

  电网企业是指拥有输电网、配电网运营权(包括地方电力公司、趸售县供电公司),承担其供电营业区保底供电服务的企业,履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电基本责任。电网企业应对供电范围内的各类用户提供电力普遍服务,保障基本供电;无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务。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。

  3.电力用户

  符合市场准入条件的电力用户,可以直接与发电公司交易,也可以自主选择与售电公司交易,或选择不参与市场交易,参与交易的电力用户不得随意退出。

  (二)开放用户购电选择权

  逐步放开 10 千伏及以上工商业用户购电选择权,条件成熟后全面放开用户的购电选择权,并采用负面清单方式,实行动态管理。全省选择条件比较成熟的园区或部分地区开展售电侧改革试点。条件成熟后,在全省范围内放开所有售电业务。鼓励发展用户侧分布式电源,准许接入各电压等级的配电网或终端用电系统。

  (三)放开增量配电投资业务

  鼓励社会资本有序投资、运营增量配网,促进配网建设发展,提高配网运营效率。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,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。加强配网统筹规划,增强规划的透明度和公众参与度。配网布局必须严格按照规划有序组织实施。加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投运营效率监管。鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务,以高新产业园区、经济开发区、循环经济园区、工业园区及农村电网为重点,向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。新建的供电范围清晰且相对独立的配电网络,可列入配电投资业务放开范围。对于历史形成的国网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。试点园区的原有配电网资产,可以资产入股或折价转让给售电公司。

  (四)完善市场化交易机制

  1.交易组织

  由电力交易机构负责市场交易组织,披露和发布市场信息,提供结算依据和服务,根据交易结果制定交易实施计划,对市场主体及交易合同等进行备案。组建股份制福建电力交易中心,对现有的交易中心进行股份制改造。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,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,负责究讨论电力交易规则,协调市场运行相关事项等。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。

  2.交易方式

  市场交易包括批发和零售交易。在电力交易机构注册的发电公司、售电公司、电力用户等市场主体可以自主双边交易,也可以参与交易机构组织的集中交易。拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。

  3.交易要求

  参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定,到电力交易机构注册成为市场交易主体。市场有关各方应依法依规签订合同,明确相应的权利义务关系,约定交易、服务等事项。鼓励用户与售电主体自主签订中长期双边交易合同。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定,交易结果应报电力交易机构备案。符合准入条件的电力用户,选择进入市场后,原则上应全部电量参与市场交易,不再按政府定价购电,且在一年内不可退出,初期可以根据电力用户实际情况自主确定进入市场的电量。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电公司购电的用户,由所在地电网企业提供保底供电服务并按政府定价购电。

  4.交易价格

  放开的发用电计划电量通过市场交易形成价格,未放开的发用电计划电量执行政府规定的电价。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。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。向配电区域外电源购电的,购电价格由发电企业的交易价格、对应配电网电压等级的输电价格(含线损和政策性交叉补贴)、配电价格以及政府性基金及附加等四部分组成。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,继续执行福建省的目录销售电价。配电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,由配电公司代收、省级电网企业代缴。暂未核定输配电价的地区,可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。增量配电区域的配电价格由福建省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。妥善处理电价交叉补贴,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,也可由省级价格主管部门明确过渡期标准或处理方式,纳入下一步输配电价改革统筹平衡。

  5.结算方式

  发电公司、电网企业、售电公司和电力用户应根据有关电力交易规则,按照自愿原则签订三方合同。电力交易机构负责提供结算依据。电网企业的售电公司,可向其供电的用户收费并开具电费票;拥有配电网运营权的售电公司,可向其供电的用户收费并开具发票;独立的售电公司,由电网企业负责电费结算并开具发票。条件成熟时,探索多种电费结算模式。负责收费、结算的电网企业和拥有配电网运营权的售电公司,负责归集交叉补贴,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、电力用户结算电费。

  三、保障措施

  (一)建立售电市场主体准入和退出机制根据国家有关规定,研究制定福建省售电市场主体管理办法,明确售电市场主体的市场准入、退出程序和规则。售电市场主体准入不实行行政审批,采取“一注册、一承诺、一公示、三备案”方式。“一注册”,就是符合准入条件的自主交易市场主体选择电力交易机构办理注册,获取交易资格。“一承诺”,就是申请获取交易资格时,自主交易市场主体应按要求提交与准入条件相应的材料,并按固定格式签署信用承诺书。“一公示”,就是电力交易机构通过政府指定网站将市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。电力交易机构将公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录,实行动态管理并向社会公布。“三备案”,就是电力交易机构按月汇总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。市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场,列入黑名单,不得再进入市场。强制退出的市场主体由福建省政府或省政府授权部门在目录中删除,电力交易机构取消注册,相关部门按照职能做出相应处理,向社会公示。市场主体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。

  (二)建立售电市场信用体系

  研究建立售电市场主体信用评价机制,将市场主体信用体系纳入全省社会信用体系建设统筹安排。建立市场主体信用评价制度,建立完善市场主体企业法定代表人或主要负责人、从业人员信用记录,纳入全省统一的公共信用信息平台。建立健全守信激励和失信惩戒机制,建立完善黑名单制度,对严重失信行为且影响电力安全的,可实施限制交易或强制性退出,并与其他相关部门共享信息,实施联合惩戒。

  (三)建立售电市场风险防范机制

  根据不同层次的售电公司类别,探索交易保证金制度,研究建立零售市场风险防范机制,防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时,能源监管机构及福建省或省政府授权部门可对市场进行强制干预。

  (四)建立售电市场信息公开和披露机制建立信息公开机制,福建省政府或省政府授权部门、能源监管机构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、行政执法等信息。市场主体在政府指定网站公示公司有关情况和信用承诺,对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报,依据规定报送企业有关生产经营等信息。

  (五)探索新的供电业务管理模式能源监管机构会同福建省政府授权部门,研究适应电力体制改革新形势的电力业务许可证(供电类)及营业区管理办法,改进省内供电营业区制度,加强供电类电力业务许可证的管理,维护电力市场秩序,保障电力用户安全供电及合法权益,落实保底供电服务制度。

  (六)进一步完善电力市场交易平台

  按照国家有关规定,抓紧成立福建电力交易中心。修订完善交易规则,明确市场主体职责、交易方式、交易执行等规定,对交易平台加强监管。完善现有电力市场交易技术支持系统,充实电力交易机构人员队伍,满足市场运行要求。遵守售电业务放开要求,完善现有电力营销业务技术支持系统,调整业务流程,更新业务表单,满足市场化售电业务办理要求。

  (七)加强配网规划

  优化电源、电网布局,提高规划的透明度和公众参与度,做好电源规划、电网规划及有关规划的有效衔接,避免重复建设和联网障碍,建立相应的监督检查和评估考核机制,确保配电网建设按照规划组织实施。

  (八)加强政府监管

  能源监管机构和福建省政府授权部门,依据职责,加强市场主体和交易机构的市场行为监管,建立完善的监管组织体系,规范市场主体交易行为;制定零售市场监管办法,对零售市场力、电网无歧视公平开放、交易过程及结果执行等实施监管。

  四、组织实施

  为加强领导,推动试点工作顺利开展,在国家发展改革委、国家能源局的领导和指导下,由福建省发改委牵头,省经信委、省物价局、福建能源监管办、国网福建省电力有限公司等单位,按照分工做好各自职责范围内工作。福建省发改委牵头负责售电侧改革试点方案及实施细则的制定,试点工作的总体组织、协调和推进,以及试点区域选择等工作;省经信委牵头负责电力运行管理、发用电计划放开、信用体系建设、售电主体的准入和退出等相关工作;省物价局牵头负责输配电价等工作;福建能源监管办牵头负责市场规则制订,对市场秩序和交易行为、市场主体准入等实施监管;国网福建省电力有限公司负责电网安全稳定运行、普遍服务、电网无歧视开放等工作,在相对独立的电力交易机构成立之前,承担电力交易组织和平台完善工作。各部门按照职能分工配合牵头部门做好有关工作。

 

  甘肃省电力体制改革试点方案

  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)及国家发展改革委、国家能源局相关配套文件精神,深入推进新一轮电力体制改革,着力破解制约我省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,推动结构转型和产业升级,结合甘肃实际,制定本实施方案。

  一、推进电力体制改革工作的必要性和紧迫性

  (一)促进经济持续健康发展的重要举措。

  甘肃以原材料工业为主的工业结构明显偏重,全省工业发展对电力的依赖程度较高,高载能产业用电占比大。“十二五”期间,全省全社会用电量中工业用电量占比近80%,电力供应直接影响工业强省战略实施和经济社会持续健康发展。加快我省电力体制市场化改革,还原电力的商品属性,充分发挥市场配置资源的决定性作用,激发经济发展的活力,使电力运行管理体制机制更加适应经济结构特征,促进传统优势产业转型升级,推动我省经济结构调整和持续健康发展。

  (二)推进能源资源优势转化为经济优势的迫切需要。

  《国务院办公厅关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见》(国办发〔2010〕29号)明确甘肃发展战略定位是全国重要的新能源基地、有色冶金新材料基地和特色农产品生产与加工基地。甘肃能源资源富集、工业基础较好,但产业竞争力不强、自我发展能力不足,经济社会发展相对落后,全面建成小康社会任务依然艰巨,迫切需要加快优势资源转化。通过深化电力体制改革,理顺电力发展体制机制,培育壮大能源消费市场,拓展资源开发利用空间,加快能源资源优势向经济优势转化,让全省人民共享改革红利,对于我省打赢脱贫攻坚战,与全国一道同步建成全面小康社会具有重要意义。

  (三)破解电力发展深层次问题的现实要求。

  2015 年底,甘肃已建成发电装机 4643 万千瓦,最大用电负荷仅为 1300 万千瓦,电力消纳能力不足,外送通道不畅,全省电力电量严重富余,发电设备利用小时连续下降、新能源弃风弃光等问题凸显。由于新能源装机占比高,全省电力运行方式安排及电力电量平衡较为困难,可用于开展电力直接交易并有效降低企业生产成本的市场化电量规模有限。“电用不完”和“电用不起”的问题并存,在当前发电成本降低,电力供大于求的情况下,由于尚未建立和完善市场化电价形成机制,我省工业用电价格依然偏高。积极开展售电侧、发用电计划、输配电价等电力体制改革专项试点工作,建立完善电力市场交易机制,促进形成有效竞争的市场结构,激发市场活力,是积极化解电力供需矛盾,降低用电成本,调整用电结构,全面提升电力行业发展质量和效益的现实要求。

  二、总体思路和基本原则

  (一)总体思路。

  根据国家进一步深化电力体制改革的总体安排,从省情实际出发,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,通过专项改革试点,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。以扩大电力直接交易为突破口,推进售电侧改革,有序向社会资本放开配售电业务;以电力交易机构为平台载体,有序推进电力市场化建设;以促进新能源就近消纳为出发点,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;以输配电价核定和理顺交叉补贴为基础,有序建立合理的电价形成机制。逐步建成具有竞争活力、较为完善的现代电力市场体系,充分发挥电力对经济社会发展的保障和支撑作用,助推全省经济社会快速发展和民生持续改善。

  (二)基本原则。

  1、坚持市场方向,政府调控。发挥市场在资源配置中的决定性作用,促进有效竞争,激发企业活力。发挥政府的调控和监管作用,依法维护电力市场秩序,保护电力投资、经营、使用各方面的合法权益,保证民生用电等基本公共服务和社会公共利益,促进电力行业又好又快发展。

  2、坚持立足省情,统筹兼顾。从我省经济社会发展实际出发,结合甘肃在全国能源发展格局中的定位,统筹电源和电网、可再生能源和传统能源协调发展,充分考虑企业和社会承受能力,确保电力安全稳定运行和可靠供应,充分发挥电力对经济社会发展特别是打赢脱贫攻坚战和全面建成小康社会的支撑和保障作用。

  3、坚持试点先行,有序推进。按照整体设计、重点突破、试点先行、有序推进的要求,鼓励各级政府和企业积极作为,选择改革意愿强、基础条件好的地区和领域开展专项改革试点,有序推进电力体制改革。妥善处理好改革对各利益相关方的影响,充分调动各方面的积极性和创造性,确保改革规范有序、稳妥推进。

  4、坚持安全可靠,提高效率。坚持电力的技术经济规律,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,不断提高电力系统运行效率。

  三、主要目标

  第一阶段目标(2016—2017年):初步构建电力市场化体系,完善电力直接交易机制,扩大电力直接交易规模;组建相对独立的电力交易机构,建成电力交易平台并规范运行;初步完成售电侧改革试点,售电公司作为市场主体参与电力直接交易;推动形成可再生能源参与市场竞争的新机制,有效缓解弃风弃光问题;有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;完成输配电价核定工作。

  第二阶段目标(2018年及以后):基本建成电力市场化体系。进一步推进电价市场化改革,放开竞争性环节价格,建立主要由市场决定价格的机制;全面放开工商业领域电力直接交易,形成发电侧和售电侧主体多元、充分竞争的市场格局;尝试建立电力现货市场,充分发挥市场配置资源的决定性作用;形成健全的电力市场监管规则体系。

  四、重点任务

  按照国家深化电力体制改革的要求,结合我省发电装机规模大、新能源装机占比高、省内消纳能力弱、电价交叉补贴复杂的具体情况,以及在直购电交易、新能源就地消纳等方面的改革实践和工作进展,充分考虑市州政府及企业的改革意愿,力争在改革基础较好、方向基本明确的领域率先突破,2016—2017年重点推进电力直接交易、组建电力交易机构、售电侧改革、可再生能源就近消纳4项专项改革试点工作。同时,在国家统一指导和组织下,开展输配电定价成本监审工作,推进输配电价改革;有序放开发用电计划;规范燃煤自备电厂监督管理。

  (一)完善电力直接交易机制,扩大直接交易规模。

  在已开展大用户电力直接交易的基础上,逐步扩大发电企业、售电主体和用户准入范围,在继续扩大省内电力直接交易电量规模的基础上,积极推进跨省跨区电力直接交易,适时开展现货交易规范和完善以中长期电力交易为主的直接交易机制。

  1、完善省内电力直接交易机制。放宽参与直接交易的用户类型与电压等级,允许售电主体参与直接交易。总结近年来我省直接交易积累的经验,建立完善常态化的省内电力直接交易机制。

  2、开展跨省跨区电力直接交易试点。结合甘肃电力供大于求,省内消纳空间有限的特点,加强与东部电力输入省份以及西北各省区沟通协作,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,促进电力资源在更大区域范围优化配置。

  3、探索建立市场化的辅助服务分担机制。按照“谁受益、谁承担”的原则,构建市场化辅助服务分担机制,发挥各类型发电企业和电力用户的调节性能,由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、可中断负荷等协议,约定各自的辅助服务权利与义务。

  4、适时建立有效竞争的现货交易机制。在推进中长期交易基础上,根据我省电源布局、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、实时电量交易和备用、辅助服务等现货交易品种。

  (二)组建电力交易机构,规范完善市场职能。

  按照公平、公正、公开的原则,组建相对独立的电力交易机构,明确交易机构职能。交易机构在国家能源局甘肃监管办及省政府有关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,按照相关章程和规则规范运行。组建甘肃省电力市场管理委员会,研究讨论交易机构章程、交易和运营规则,协调电力市场相关事项。

  1、成立甘肃电力交易中心。组建股份制甘肃电力交易中心,对现有的交易中心进行股份制改造。甘肃电力交易中心不以盈利为目的,交易业务与电网的其他业务分开,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。

  2、明确交易机构职能。交易机构在国家能源局甘肃监管办、省发展改革委(能源局)、省工信委的监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务,主要负责交易平台的建设、运营管理、交易组织、市场主体注册管理、提供结算依据、披露和发布市场信息等。

  3、设立市场管理委员会。由发电、售电、电网企业和电力用户按类别选派代表组建甘肃电力市场管理委员会,实行投票表决等合理议事机制,主要负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则,协调电力市场相关事项等。国家能源局甘肃监管办、省发展改革委(能源局)、省工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,国家能源局甘肃监管办和省发展改革委(能源局)、省工信委可行使否决权。

  (三)稳步推进售电侧改革,有序放开售电业务。

  培育多元化售电主体,逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务,赋予市场主体相应的权责。允许符合条件的售电主体直接购电,建立市场主体准入和退出机制,形成有效的市场结构和市场体系。切实加强监管,保障各相关方的合法权益。

  1、培育多元化售电主体。按照国家确定的售电侧市场主体准入与退出条件,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。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”。

  2、开展以园区型为主的售电侧试点工作。以园区型售电区域作为突破口,安排兰州新区、平凉工业园区、酒泉瓜州资源综合利用产业园区 3 个园区作为我省第一批售电侧专项改革试点单位,有序推进全省售电侧专项改革试点工作。2016 年底前符合条件的售电公司开始参加直接交易。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,以园区型相对集中的负荷等为重点,有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。社会资本控股投资增量配电网,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,履行相同的责任和义务。对于历史形成的,国网甘肃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)开展可再生能源就近消纳试点,提升消纳能力。

  落实可再生能源发电全额保障性收购制度,探索形成可再生能源参与市场竞争的新机制,积极采取参与电力直接交易、置换自备电厂发电权、新能源清洁供暖示范等多种举措促进新能源就近消纳。

  1、完善可再生能源消纳市场机制。落实可再生能源优先调度机制,努力实现规划内的可再生能源保障性收购;建立有偿调峰机制,挖掘系统调峰潜力,鼓励火电机组深度调峰和热电联产、自备电厂参与调峰;建立可再生能源优先交易机制,鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与直接交易并逐步扩大交易规模。

  2、促进省内电能替代。扩大终端消费环节电能对化石能源的替代。推进新能源与自备电厂发电权交易置换,扩大替代企业自备机组发电规模;发挥高载能产业消纳电能的优势,提高可再生能源消纳比例;推广集中电采暖替代燃煤锅炉、“以电代油”等项目,鼓励电能替代传统能源。

  3、运用价格政策促进可再生能源消纳。通过利用峰谷分时电价政策促进电采暖产业发展,支持储能产业发展,促进新能源就近消纳。

  4、大力提高用电需求。大力发展战略新兴产业,发挥甘肃原材料工业在资源、人才、研发等方面比较优势,加快发展新材料工业,有效增加工业用电负荷。

  五、保障措施

  (一)加强组织领导。成立由省发展改革委、省工信委、省环保厅、省财政厅、省政府国资委、国家能源局甘肃监管办以及国网甘肃省电力公司等部门和单位组成的全省电力体制改革工作小组,在省政府的统一领导下,统筹推进全省电力体制改革工作,研究提出全省电力体制改革的专项试点实施方案并组织实施,研究解决改革过程中遇到的重大问题,确保电力体制改革工作顺利推进。

  (二)明确责任分工。省直相关部门根据统一部署、分别推进的原则,按照各自责任分工,对本部门负责的专项试点工作进行顶层设计、推动实施、指导协调和风险管控。试点区域所在市州政府(含兰州新区管委会)作为试点工作的实施主体,负责按照省上的统一部署和要求,组织开展各项具体工作。国网甘肃省电力公司、甘肃电力交易中心负责落实和执行相关专项试点方案。省直各相关部门、单位和地方政府定期总结分析试点实施情况,确保试点工作出成效、出经验。

  (三)强化督导检查。省发展改革委(能源局)、省工信委、国家能源局甘肃监管办等相关部门和单位及时掌握试点工作动态,依据相关法律法规和监管要求对试点工作实施督导和监管,及时纠正政策执行的偏差,确保试点工作在中央9号文件和电力体制改革配套文件框架内推进。

  (四)积极营造氛围。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。