河南省电力体制改革综合试点方案

河南省电力体制改革综合试点方案（全文）来源：发改委网站日期：2016-09-07国际能源网讯为贯彻落实《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)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)等相关文件精神，深入推进电力体制改革，促进我省电力行业又好又快发展和全省经济转型升级，结合我省实际，制定本方案。一、实施背景及意义我省是全国第一人口大省，是全国重要的经济大省，2015年全省生产总值突破3.7万亿元，居全国第五位。近年来，我省按照“内节外引”能源发展方针，充分发挥地处中原区位优势和全国重要煤炭基地资源优势，着力推进全国电网枢纽和重要火电基地建设，依托哈密—郑州±800千伏直流、山西晋城—河南南阳—湖北荆门1000千伏交流特高压输变电工程，在全国建成首个跨大区特高压交直流混联电网，实现与西北电网、华北电网、华中电网互联互通，省间电力交换能力达到1300万千瓦，2015年年底全省电力装机突破6800万千瓦，居全国第八位，其中，煤电装机5880万千瓦。全省年发、用电量分别达到2559亿千瓦时、2880亿千瓦时，分别居全国第八、第六位，跨省跨区电力交易活跃，省间交换电量375亿千瓦时，是全国重要的发电、用电、跨省跨区交易市场。多年以来，在国家发展改革委等部门支持下，我省围绕电力体制改革，开展了有益的探索和实践。2005年我省在全国率先开展大规模电力市场化外送，2006年全国首个省级电网电力交易中心在我省挂牌成立，同步推行的差别发电量计划、发电权交易等政策得到国家肯定，被国家列为全国五个节能发电调度试点省份之一。2007年全国推广电力“上大压小”河南模式。全省电力直接交易规模和范围不断扩大。积极推进电力行业节能减排，2016年10月底前全省统调燃煤机组将实现超低排放。这些探索和实践对破解电力发展和运行难题，促进电力产业转型升级，降低经济社会发展电力成本发挥了十分重要的作用，把改革创新作为促进经济社会发展的重要动力在我省电力行业内外达成广泛共识。当前，全国电力生产和消费格局处于相对过剩阶段，我省作为电力生产和消费大省，通过改革推进电力供给侧结构性改革尤为迫切;电网发展能力相对不足，破解全省电网瓶颈制约尤其是农村电网建设滞后矛盾资金压力巨大，迫切需要通过改革引进社会资本，加快电网发展;经济进入新常态，我省经济下行压力巨大，通过市场化改革，引入竞争降低成本，增强我省工业企业竞争能力，成为现实需要。在我省进行电力体制改革综合试点，通过构建有效竞争的市场结构和市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，保持电力行业可持续发展，对加快去产能、降成本、补短板，促进经济转型升级具有重要意义。二、总体思路(一)指导思想坚持社会主义市场经济改革方向，贯彻创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，按照国家总体部署，围绕“三放开、一独立、三强化”(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;推行交易机构相对独立，规范运行;进一步强化政府监管，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)重点任务，从我省实际出发，充分考虑各方诉求和电力工业发展规律，转变政府职能和管理方式，多途径培育市场主体，努力降低电力成本、完善价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，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，促进电力行业清洁、低碳、安全、高效发展，为构建现代能源支撑体系、促进全省经济持续健康发展提供有力保障。(二)基本原则1.政府引导、市场主导。加强政府政策引导，更好履行政府规划、调节、监管和公共服务等职责，着力构建主体多元、竞争有序、开放共享的电力市场格局，建立健全市场主体信用体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。2.整体部署、有序推进。从我省实际出发，积极作为，对全省电力体制改革目标、任务、路径作出整体设计，按照国家批复要求，分步有序推进，近期重点做好组建相对独立交易机构、推进价格改革、促进市场主体多元化和中长期市场交易等改革试点工作，总结经验后逐步深入推进。3.安全可靠、提高效率。遵循电力技术经济规律，做好电能的生产、输送和使用动态平衡工作，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。有效引导电源投资和电网建设，积极开展电力需求侧管理和能效管理，加强电力系统统筹协调和集成优化，促进电力高效利用和成本降低。4.清洁低碳、保障民生。切实落实清洁低碳要求，积极发展分布式电源，依照规划保障可再生能源发电全额收购，支持高效节能超低排放燃煤机组多发电，推动电力行业发展方式转变。根据全省区域、城乡差异分类施策，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。(三)主要目标1.近期目标(2016—2017年)。完成电力体制综合改革和专项改革方案制定和批复工作，不断完善电力直接交易规则。成立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户组成的电力市场管理委员会，按照省政府批准的章程和规则组建河南电力交易中心，开展电力市场交易服务。按照国家发展改革委部署，2017年开展输配电价改革，改革和规范电网企业运营模式。稳步推进售电侧改革试点工作，有序向社会资本放开售电业务和增量配电业务。有序放开发用电计划，建立完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制，建设中长期电力交易市场。2.远期目标(2018年及以后)。结合电力市场化进程，研究探索交易机构股权多元化，分类推进交叉补贴改革，全面实现竞争性环节电价由市场形成。适时启动现货市场模拟运行，逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。三、近期重点任务(一)组建和规范运行相对独立的电力交易机构1.组建河南电力交易中心。组建股份制河南电力交易中心，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，实现交易机构相对独立运行。交易中心不以盈利为目的，按照省政府批准的规则为电力市场交易提供服务，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管。2.明确河南电力交易中心职能。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.成立电力市场管理委员会。成立由电网企业、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，按类别选派代表组成，负责研究讨论河南电力交易中心章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等。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。政府有关部门和国家能源局派出机构可以派员参加电力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，政府有关部门和国家能源局派出机构可以行使否决权。(二)推进输配电价改革1.开展输配电价摸底测算。学习借鉴输配电价改革试点省份经验，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业经营情况，全省电价水平和各类用户电价间交叉补贴数额情况，以及现有各类用户电量、各电压等级电能损耗平均水平情况等。根据全省经济社会发展规划，科学预测全社会用电需求，合理确定电网投资规模。深入分析输配电价管理中存在的主要矛盾和问题，按照国家有关规定，研究测算分电压等级输配电价。2.配合做好输配电定价成本监审工作。按照国家发展改革委统一部署，根据《输配电定价成本监审办法(试行)》，结合我省实际，积极配合国家开展输配电定价成本交叉监审(第三方监审)工作，科学核定电网有效资产和准许成本费用，严格核减不相关、不合理的投资和成本费用。3.核定分电压等级输配电价。依据国家发展改革委审核出具的成本监审报告，结合我省实际，统筹保持电网可持续发展和努力降低社会用电成本的需要，合理确定体现我省特点的定价参数、价格调整周期等，按照“准许成本加合理收益”原则提出电网企业准许总收入和分电压等级输配电价的核定意见，报国家发展改革委批准。各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。建立平衡账户机制，实施总收入和价格水平监管。健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。4.明确过渡期间电力直接交易的输配电价政策。在国家发展改革委未批准输配电价前，电力直接交易采取保持电网购销差价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少则销售电价调整多少，差价不变。(三)开展售电侧改革试点1.培育售电市场主体。在国家确定的售电侧市场主体准入和退出条件的基础上，结合我省实际，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。允许符合条件的产业集聚区(包括高新产业园区和经济技术开发区)组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，从事购售电业务;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能源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;允许电网企业组建独立法人资格的售电公司，开展市场化售电业务。逐步形成多层次的售电市场主体，开展售电侧竞争。2.赋予售电市场主体相应的权责。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、通过集中竞价购电、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。鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括用电设备维护、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、社会责任等义务。3.稳步推进市场化交易。售电公司可参加批发市场并与其他市场主体开展零售交易业务。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。购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。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。交易结果应报河南电力交易中心备案。4.探索社会资本投资增量配电业务的有效途径。按照有利于促进配电网建设发展、提高配电网运营效率的要求，在不增加用户用电成本的情况下，以产业集聚区、大型矿区等为重点，逐步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。国网河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。5.建立保底供电服务制度。电网企业在其供电营业区内应履行保底供电服务义务，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。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。(四)推进电力市场建设1.建立优先购电制度。优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障。享有优先购电的主要包括：一产用电，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、供气等重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电。制定优先购电保障措施，优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争。2.建立优先发电制度。优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障。按照国家优先发电适用范围，我省一类优先保障包括纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电，调峰调频电量，背压式供热机组发电、纳入规划保障民生的抽凝式热电联产机组采暖期发电等，按照政府定价优先出售电量;二类优先保障包括水电、余热余压余气发电等，年度计划电量按照政府定价优先出售，超年度计划电量原则上按照企业参与市场确定的价格或按照市场最低价格优先出售。3.有序放开发用电计划。综合考虑全省经济结构、电源结构、电价水平、受电规模、供电能力、市场基础等因素，在保障电力系统安全运行、可靠供