重磅｜发改委同意云南省、贵州省开展电力体制改革综合试点-第2页-北极星输配电网

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深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关云南能源安全和经济社会发展全局。党的十八届三中全会提出，国有资本继续控股经营的自然垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。《中共中央办公厅关于印发〈中央全面深化改革领导小组2015年工作要点〉的通知》（中办发〔2015〕5号）、《国务院批转发展改革委关于2015年深化经济体制改革重点工作意见的通知》（国发〔2015〕26号）对深化电力体制改革提出了新使命、新要求。按照党中央对云南要努力成为我国民族团结进步示范区、生态文明建设排头兵、面向南亚东南亚辐射中心的要求，亟需进一步深化电力体制改革，实现电力与其他产业的协同发展，促进经济社会实现跨越式发展。国家能源局把云南作为进一步深化电力体制改革的试点省，社会各界对加快电力体制改革的呼声越来越高，推进改革的社会诉求和共识都在增加，具备了宽松的外部环境和扎实的工作基础。

二、深化电力体制改革的总体思路和基本原则

（一）总体思路

全面贯彻落实中发〔2015〕9号文件精神，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；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，推进电力交易机构相对独立、规范运行，组建相对独立的省级电力交易机构；在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局；妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯电价机制，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；强化政府电力系统规划和电力市场监管职能，落实电力安全生产主体责任和政府监管职责，确保全省电力系统安全稳定运行。

（二）基本原则

坚持安全可靠与提高效率相结合。在电力体制改革过程中遵循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。

坚持市场配置与政府调控相结合。使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用，促进有效竞争；政府管理重点放在规划、政策、标准、规则的制定实施，加强市场监管，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，促进电力事业健康发展。

坚持保障民生和节能减排。政府保留必要的公益性调节性发用电计划，切实保障民生，确保维护电力调度安全，确保质优价廉的可再生能源优先发电，优先用于民生；对火力发电机组，保障高效节能、超低排放的燃煤发电机组优先上网，优先参与直接交易。

三、近期推进电力体制改革的重点任务

（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制

1.单独核定输配电价。政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节。根据云南省输配电价改革试点方案，按照“准许成本加合理收益”的原则，分电压等级核定共用电网输配电价格和专项输电服务价格，并向社会公布，接受社会监督。在条件成熟的情况下，进一步考虑用电负荷特性、输电距离对输配电价的影响。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。

2.分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金及附加三部分组成。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。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，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.规范市场主体准入标准。按照接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。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。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。省政府按年度公布全省符合标准的发电企业和售电主体目录，并对用户目录实施动态监管，进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场交易主体。

5.引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电力电量和价格，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，为工商企业等各类用户提供更加经济、优质的电力保障。

6.鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边直接交易市场模式，任何部门和单位不得干预市场主体的合法合规交易行为。直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。

7.建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。

8.积极参与跨省跨区跨境电力市场交易。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交易，促进电力资源在更大范围内优化配置。跨省跨区跨境电力交易的市场主体目录、出入量形成机制由省政府公布，交易合同要及时向电力交易机构、省政府有关部门、国家能源局云南监管办备案。

（三）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

9.遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能。改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业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，按照国家规定履行电力普遍服务义务。继续完善主辅分离。

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