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(一)有序推进电价改革,理顺电价形成机制
推进电价改革主要有三部分任务,一是单独核定输配电价,单独核定输配电价,二是分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成,三是妥善处理电价交叉补贴。
根据云南实际,《试点方案》提出了两大具备云南特色的电价改革措施:一是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,考虑用电负荷特性、输电距离对输配电价的影响。二是妥善处理交叉补贴,经政府价格主管部门审定电网企业申报的交叉补贴,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
推进电力交易体制改革主要有五大改革任务,一是规范市场主体准入标准,二是引导市场主体开展多方直接交易,三是鼓励建立长期稳定的交易机制,四是建立辅助服务分担共享新机制,五是积极参与跨省跨区跨境电力市场交易。
尤其是西电东送交易机制方面,提出了落实国家西电东送战略的新机制设想,即: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人民政府公布,交易合同要及时向电力交易机构、省人民政府有关部门、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
建立相对独立的电力交易机构是云南深化电力体制改革的最大亮点,主要有四项任务:一是遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能,二是改革和规范电网企业运营模式,三是组建和规范运行电力交易机构,四是完善电力交易机构的市场功能。
其中,针对云南以水电为主清洁电力占80%以上的实际情况,提出了组建相对独立的、开放的、企业性质的昆明电力交易中心,由电网企业相对控股,发电企业、电力用户、售电企业、第三方机构参股,接受省人民政府及其有关部门、国家能源局云南监管办的监管。由省人民政府组织有关部门和单位、国家能源局云南监管办建立电力市场协调机制,负责昆明电力交易中心的章程、电力市场方案设计、交易规则等重大问题的决策和协调。通过这样的机制设计,充分发挥市场配置资源的决定性作用和政府的宏观调控作用,促使电力行业走上可持续发展之路。
(四)推进发用电计划改革,更多发挥市场机制的作用
推进发用电计划改革共有三项改革任务:一是有序缩减发用电计划,二是完善政府公益性调节性服务功能,三是进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平。
为了充分、切实保障民生,《试点方案》提出2004年电改前已投产的并网运行公用发电机组和由州市调度、县调度运行的中小水电站,具有年调节能力的水电站,以及对电网具有安全稳定支撑作用的电厂,其电力电量列入政府保留的公益性调节性发用电计划(计划外部分可到电力市场交易),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稳定运行,确保可再生能源发电依照规划保障性收购。
(五)稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开配售电业务
售电侧改革方面共有四项改革任务:一是鼓励社会资本投资配电业务,二是建立市场主体准入和退出机制,三是多途径培育市场主体,四是赋予市场主体相应的权责。
为了鼓励发展增量配电业务,《试点方案》提出向国家级新区、省级以上重点工业园区、跨境经济合作区、边境经济合作区、保税区等符合条件的市场主体开放增量配电投资业务。
按照中发〔2015〕9号文,大力支持五类企业从事售电侧业务: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。
通过售电侧改革引入社会资本,增加发展活力,有效提高其市场效率以及技术革新,促进电网的加速建设、避免电网的重复性建设,有利于电力市场健康稳定发展。
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