湖南省电力体制改革综合试点方案

1附件湖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（以下简称意见）及相关配套文件精神，加快推进我省电力体制改革工作，着力解决制约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，制定本方案。一、重要性和紧迫性电力行业是关系国计民生的基础产业，也是确保经济社会健康发展的战略性支撑产业。省委、省人民政府历来高度重视电力行业发展，近年来成立了重大电源点、农网改造等多个专项协调小组和指挥部加强领导协调。经过多年的改革和建设，我省电力行业取得了长足发展，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。一是电力行业快速发展。截至2015年底，全省发电装机达3945万千瓦，其中火电、水电、新能源占比分别为50、44、6；全省发电量1253亿千瓦时；建成500千伏主干电网“两纵四横”输电通道，500千伏和220千伏变电容量达到7183万千伏安，交流线路长度17828公里。二是普遍服务显著提质。“十二五”期间完成电网投资500多亿元，其中农网投资约224.5亿元，通过农2村电网管理体制改革和升级改造等工作，实现除郴电国际和新华供电外所有代管县移交省电力公司直管，基本解决无电人口，村级农网改造率达到96，城乡电网供电能力和供电质量显著提升，供电可靠率达到99.938，用户年平均停电时间降至5.4小时。三是市场体系初步形成。培育了省电力公司、郴电国际、新华电力等一批电网企业，引进了大唐、华能、华电、国电投等央企和广东韶能集团、陕煤化长安电力等省外电企，带动了中南勘测设计院、省电力设计院、水电八局等一批辅助企业发展壮大。四是价格机制逐步完善。发电环节实现了上网标杆电价，输配环节明确了过渡时期电力直接交易输配电价政策，销售环节对不符合国家产业政策以及能耗、环保不符合国家标准的行业制定了差别电价和惩罚性电价，制定了居民阶梯电价等政策。我省当前正处于转型升级关键期，随着经济社会发展进入调整结构、创新驱动、稳步增长的新常态，现有生产环节中计划管理体制、销售环节中政府定价机制以及电力行业缺乏整体有效协调机制带来的弊端日益凸显一是产能过剩与需求不足并存。全省电力生产呈现相对过剩，火电利用小时常年低于全国平均数800小时左右，并呈逐年扩大的趋势，不仅火电机组得不到充分利用，甚至出现弃水弃风。与此同时，省内电力需求不旺，全省人均用电量仅为全国平均50，工业用电量自2015年以来持续下滑。生产相对过剩与需求相对不足同步并存，互3相钳制互相制约，严重影响电力行业发展。二是市场化定价机制不健全。现行上网电价和销售电价以政府定价为主，同时夹杂多重交叉补贴，电价难以及时反映市场供求状况。目前我省大工业、一般工商业目录电价偏高，但由于市场机制尚未建立，无法通过市场调节价格，导致企业用电成本居高不下。三是政府职能缺失与行业协调缺位并存。国家大部制改革撤销电力工业部后，部分行政职能转入电力企业，多年来企业立场代替政府立场，企业规划代替政府规划，政企不分，职能交错，行业管理缺位越位，导致市场无序竞争、电网重复建设、不能公平接入等问题。当前，国际国内经济能源形势正在发生深刻变化，我省电力体制特别复杂，亟需通过深化电力体制改革，进一步转变政府职能，规范行业管理，激发市场活力，推动全省经济社会发展。二、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总体部署，坚持社会主义市场经济改革方向，立足湖南发展实际，以完善能源保障网为载体，以市场建设为统领，以解决问题为导向，以降低成本、提升效率、优化结构为目标，围绕“三放开、一独立、三强化”任务，按照“管住中间、放开两头”体制架构，理顺电价形成机制，合理降低用电成本；组建相对独立交易机构，形成规范交易平台；逐步放开计划管理，扩大市场交易规模；培育多元市场主体，有序开展公平竞争；强化政府科学监4管，维护市场安全运行。逐步建立健全电力行业“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，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。坚持市场主导，注重市场交易与市场定价相结合。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，实现交易与价格的有机结合，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。坚持政府指导，注重安全可靠与保障民生相结合。强化政府对电力体制改革工作的宏观指导和协调，遵循电力技术经济规律，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。充分考虑企业和社会承受能力，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电价格相对平稳，保障电力公共服务。坚持问题导向，注重理顺机制与解决问题相结合。以问题为导向，加强体制机制研究，从制度层面切实解决湖南电力发展和运行中存在的发电机组利用小时低、电力用户用电成本高、电力运行困难、农网建设标准不高、自供区遗留问题没有得到有效解决等实际问题。坚持统筹协调，注重有序推进与试点先行相结合。充分考虑电力行业发展现状，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，攻坚克难，逐步推进。在条件成熟地区和领域率先开展试点，及时总结，推广经验，扩大改革成5果。坚持节能减排，注重化解产能与转型升级相结合。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，鼓励倡导绿色能源消费，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，推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，促进经济结构转型升级。三、主要目标紧紧围绕供给侧结构性改革，以完善市场机制为核心，全面实现电力市场化，分三个阶段实施。改革起步阶段（2016年）合理核定输配电价，初步建立输配电价形成机制；成立电力市场管理委员会，组建电力交易机构，制定市场交易规则，初步建成市场交易平台；有序放开发用电计划，逐步扩大直接交易规模；夯实电力市场化交易体系基础。重点实施阶段（20172018年）建立市场主体准入与退出制度，培育市场竞争主体；建立优先发电、优先购电制度，探索自供区的改革改造，制定辅助服务机制，以大用户直接交易为基础加快推进市场交易，力争交易规模扩大至300亿千瓦时；初步构建主体多元、公平开放的市场交易体系。完善推广阶段（20192020年）基本理顺电力价格形成机制，逐步完善电力交易机构组织形式，健全电力市场监管体系，工商业电量全部参与市场交易，社会资本参与投资配电业务，6建立市场主体多元，交易品种齐全、功能完善的电力市场，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。四、主要任务（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制。建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。核定电网企业准许总收入，分电压等级核定输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督，逐步建立健全对电网企业的约束和激励机制。1、合理核定全省输配电价。按照国家关于推进输配电价改革的有关要求，抓紧核定首个监管周期内国网湖南省电力公司各年准许收入和分电压等级输配电价，严格核减不相关、不合理的资产和成本，防止输配电价成本虚高核定。考虑湖南多网并存实际，进一步完善全省电网准许成本核定机制，按照准许成本加合理收益原则，对电网企业和配电企业各电压等级的资产、费用、供输电量、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，逐步规范输配电价。2、建立健全激励约束机制。鼓励电网企业通过加强管理提高效率，使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；制定考核电网企业运行效率和服务质量的激7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。3、逐步规范网间电力交易。输配电价改革全面完成前，可继续通过趸售方式向地方电网供电，逐步规范趸售电价，有序减少趸售电量，鼓励地方电网通过市场交易向发电企业、售电企业等直接购电。条件成熟时，有序推进趸售交易向市场交易过渡，加快将地方电网发展为拥有配电业务的售电公司。4、有序实现市场形成价格。鼓励放开竞争性环节电价，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与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自愿协商、市场竞价等方式确定，电网企业按照核定的输配电价收取过网费。参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成；未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。过渡期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执行。（二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。推动直接交易向市场交易转变，逐步扩大发电企业、售电主体和用户准入范围，探索推进跨省区电力交易，适时开展现货交易，逐步建立和完善配套体制机制，构建主体多元、公平开放、竞争有序、统一协调、健康发展的湖南电力市场。1、规范市场主体准入标准。按照接入电压等级、能耗水平、排放水平以及产业政策等制定参与市场交易的发电企业、售电主体和电力用户准入标准，报省人民政府审定后发布。以注册8代替行政许可，发电企业、售电主体和电力用户可选择到交易机构注册成为市场交易主体。2、建立健全市场交易机制。改革初期，着重制定完善年度双边协商和月度集中竞争交易规则，包括市场准入、市场注册、市场交易、交易合同、交易出清、交易结算、信息披露等。根据湖南电源布局、负荷特性、电网结构等因素，逐步建立完善用户参与的辅助服务交易机制、合同执行偏差电量平衡机制、撮合交易机制、中长期与现货交易机制、跨省跨区交易机制。随着改革深入，建立健全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交易机制。3、研究制定市场信用体系。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、从业人员信用纪录，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，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。（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。按照公平、公正、公开原则，组建电力市场管理委员会，建设相对独立的省级电力交易中心，为省内电力交易提供公开透明、功能完善、规范运行的公共交易平台。1、组建电力市场管理委员会。在省电力体制改革领导小组的指导下，探索以公开招募等方式组建湖南省电力市场管理委员会。委员会由省内电网企业、发电企业、售电企业、电力用户和第三方代表组成，实行按市场主体类别投票表决等合理议9事规则，负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则，推荐所属电力交易中心高级管理人员，协调电力市场相关事项等。委员会下设秘书处，挂靠省电力交易中心，负责会议召集及日常事务。委员会接受省人民政府有关部门和能源监管机构的指导和监管，上述单位派员参加委员会相关会议，审定审议事项，根据职责行使否决权。2、建设省级电力交易中心。组建股份制湖南省电力交易中心，对现有电力交易中心进行股份制改造。同步建设省级电力市场电子交易平台，满足中长期交易和市场监管要求，适时接入国家电力交易平台和区域电力交易平台。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。3、完善电力交易中心功能。省电力交易中心按照章程实行自律自治管理，日常运作不受市场主体干预，在政府监管下提供规范、公开、透明的交易服务，包括电力交易平台的建设、运营和管理；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签订的双边合同；市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。（四）推进发用电计划改革，更多发挥市场机制作用。在保障优先发电、购电和保底供电的前提下，逐步放开其他的发用电计划，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。1、建立优先购电制度。确定优先购电的适用范围，全省一10产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电保留用电计划，享有优先购电权，近期不参与市场竞争。加强电力需求侧管理，保障对优先购电用户的电力供应。2、建立优先发电制度。按照确保安全，兼顾经济性、调节性和节能环保的原则，将规划内风能、太阳能、生物质能发电电量，满足电网安全及调峰调频电量纳入一类优先发电，三峡和葛洲坝等国家指令性送受电计划、水电、余热余气余压发电等纳入二类优先发电，通过年度发电计划予以保障。结合我省实际，对发电计划逐年进行动态调整，合理测算计划电量，有序缩减发电计划。3、有序放开发用电计划。根据我省电力发展实际，在保障优先购电、发电前提下，分阶段分步骤放开发用电计划。2017年放开的发用电计划不低于300亿千瓦时；2018年以后，根据电力市场成熟程度，逐年缩减发用电计划；到2020年，除保留必要的公益性、调节性发用电计划之外，放开全部发用电计划。意见印发后新核准非优先发电机组原则上以市场交易为主，有序将国家计划送受电量转变为中长期合同，未纳入优先发电的跨省跨区送受电量进入市场进行交易。（五）稳步推进售电侧改革，有序放开配售电业务。积极推进批发市场和零售市场建设，多途径培育售电侧市场竞争主体，逐步完善交易机制和准入退出机制，向社会资本开放配售11电业务，提升售电服务质量和用户用能水平。1、培育多元售电市场主体。鼓励社会资本投资成立售电主体，拥有分布式电源的用户或微网系统可以参与市场交易；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。2、建立售电市场管理机制。按照国家关于售电侧市场管理规则，结合湖南实际，明确售电主体市场准入、退出规则，以注册认定代替行政审批，明确“一注册、一承诺、一公示、三备案”具体流程，市场准入和交易过程做到公平开放、规范透明；研究制定配售电公司提供保底供电服务的具体办法；强化市场监督管理，建立配售电市场信用体系。严格执行公平无歧视接入规定，电网企业应及时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有电可用。3、积极开展园区售电试点。放开所有符合条件的省级以上园区售电业务。配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，向电力用户或其他售电商出售电能，符合条件的还可向用户提供合同能源管理、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。向所有符合条件的市场主体放开配售电业务，形成市场竞争。拥有配电网12运营权的售电公司应承担保底供电服务职责。4、引导社会资本投资增量配电业务。研究探索多种融资模式投资配电业务的有效途径，鼓励以混合所有制方式发展配电业务，投资各方共同承担新建配电网的运行维护费用。以产业园区为重点区域，有序向符合条件的市场主体开放增量配电业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的配售电公司，在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权。同一供电营业区内只能有一家配售电公司拥有配电网经营权，在供电营业区内拥有与电网企业相同的权力，并履行相同的责任和义务。增量配电网需充分论证并纳入省级及以上配电网规划，充分发挥现有电网供电能力，避免重复投资。试点范围内国网湖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。（六）制定燃煤自备电厂管理办法，规范建设运营。制定湖南省燃煤自备电厂管理办法，从规划建设、并网运行、节能减排、市场交易、社会责任等方面规范自备电厂建设运营。1、科学规范自备电厂建设。建立健全自备电厂准入标准，燃煤自备电厂（除背压供热机组和余热、余压、余气利用机组外）统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，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。鼓励有条件并网的燃煤自备电厂按自愿原则并网运行，电网企业应对符合规定的燃煤自备电厂无歧视开放电网，做好13系统接入服务。燃煤自备电厂与电网企业签订相关协议并经验收合格后方可并网，并网后严格服从电网的统一调度，并按照“两个细则”参与电网辅助服务考核与补偿。2、推进自备电厂升级改造。燃煤自备电厂应按国家规定装设电能计量装置和脱硫、脱硝、除尘等环保设施，满足国家以及湖南省最新的污染物排放标准和总量控制要求。燃煤自备电厂应在2020年前实现超低排放。供电煤耗、水耗高于湖南省同类型机组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的燃煤自备电厂，要因厂制宜，实施节能节水升级改造。对机组类型属于产业结构调整指导目录等相关产业政策规定淘汰类的，明确时间表，强制淘汰关停。3、支持自备电厂进入市场。燃煤自备电厂归属企业自觉承担加强和规范电厂管理的主体责任，足额缴纳国家依法合规设立的政府性基金、政策性交叉补贴及系统备用容量费。满足条件的并网燃煤自备电厂归属企业可成为合格发电市场主体，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，其自发自用以外电量可按交易规则与售电主体、电力用户进行直接交易，或通过交易机构进行交易。燃煤自备电厂无法满足自身用电需求的企业，在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后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。自备电厂可在国家相关法律政策范围内进行出售和转让，出售转让后其自发自用供电范围限于法人所属企14业，禁止对外部供电，内部新增供电线路应按程序进行报批。（七）加强统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。1、切实加强电力行业特别是电网建设的统筹规划。政府有关部门切实履行电力规划职责，优化电源与电网布局，加强电力规划与能源规划、地方规划与全国规划的有效衔接。电力规划经审核发布后要严格组织实施。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。逐步改革目前由企业行使的电网规划、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。2、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，省人民政府有关部门、能源监管机构按照职能分工依法履行监管职责，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务、安全运行、公平接入、电网投资、运行效率监管，并对市场实施应急管理，保障全省电力安全稳定运行。电网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。3、切实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，有效落实电力规划，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。15五、组织协调（一）加强组织领导。成立省电力体制改革领导小组，由省人民政府常务副省长任组长，省人民政府协管副秘书长、省发改委主任、省经信委负责人任副组长，省发改委、省能源局、省编办、省经信委、国家能源局湖南监管办、省财政厅、省环保厅、省审计厅、省国资委、省国税局、省工商局、省政府法制办、财政部驻湘专员办等部门主要负责人为成员。领导小组办公室设在省发改委（省能源局），负责全省电力体制改革总体组织推进及日常事务的协调处理。（二）落实责任分工。严格落实湖南省电力体制改革工作方案分工要求，省发改委负责拟定输配电价改革方案。省经信委负责拟定电力交易机构、发用电计划专项改革方案，负责组建电力交易中心及市场管理委员会，并指导开展工作。省能源局负责拟定售电侧改革方案、售电公司准入退出办法及燃煤自备电厂管理办法并组织实施。国家能源局湖南监管办负责拟定电力市场建设方案和电力市场交易规则及监管办法。各相关部门依据职能分工组织实施。（三）抓好督促落实。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16研，及时解决试点推进中存在的问题。（四）积极营造氛围。新闻媒体适时开设电力体制改革专栏专题专版，加大宣传报道力度，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。