推進電改！山東省電力體制改革專項實施方案印發

2017-07-17 14:28:55 大云網　點擊量：評論 (0)

山東省經信委日前下發了《山東省電力體制改革專項實施方案的通知》，文件中包含《山東省輸配電價改革實施方案》、《山東省電力市場建設實施方案》、《山東省電力交易機構組建實施方案》、《山東省有序放開發用電

山東省經信委日前下發了《山東省電力體制改革專項實施方案的通知》，文件中包含《山東省輸配電價改革實施方案》、《山東省電力市場建設實施方案》、《山東省電力交易機構組建實施方案》、《山東省有序放開發用電計劃改革實施方案》、《山東省售電側改革實施方案》、《山東省加強和規范自備電廠監督管理實施方案》、《山東省推動分布式電源建設實施意見》、《山東省電力中長期交易規則（試行）》，信息量大。原文如下：

山東省輸配電價改革實施方案

根據省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔2016〕33號)、國家《關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)、《關于全面推進輸配電價改革試點有關事項的通知》(發改價格〔2016〕2018號)等文件規定，為探索建立科學合理的輸配電價形成機制，推進電力市場化改革，結合山東實際，制定本方案。

一、輸配電價改革目標和原則

(一)改革目標

轉變政府監管電網企業方式，健全約束和激勵電網企業制度，建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系，形成保障電網安全運行、滿足電力市場需要、促進電力用戶合理負擔、符合山東實際的輸配電價機制。

(二)改革原則

1.配套推進，強化監管。輸配電價改革應與我省電力體制改革相互適應、配套推進，以建立健全各項制度、規則、機制建設為核心，通過轉變政府價格監管方式，促進電網企業加強管理、提高效率。

2.促進發展，公平負擔。輸配電價按“準許成本加合理收益”原則核定，引導電網企業合理投資，促進山東電網健康發展。同時，應逐步反映各類用戶、各電壓等級輸配電成本，積極利用價格信號，引導用戶合理使用電力資源。

3.積極穩妥，切合實際。輸配電價改革應妥善化解各相關利益方的影響，既著眼長遠，又符合山東實際，體現地方特色，推進改革順利實施。

二、輸配電價核定

(一)核價范圍

國網山東省電力公司(以下簡稱“山東電網”)為使用其經營范圍內共用網絡的用戶提供輸配電服務的價格。

(二)核價基礎

山東電網的輸配電資產和業務。

(三)核價內容

根據國家《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》規定，測算山東電網準許收入和輸配電價。其中：

1.準許收入

準許收入=準許成本+準許收益+價內稅金

2.輸配電價

(1)山東電網平均輸配電價(含增值稅)=通過輸配電價回收的準許收入(含增值稅)÷省級電網共用網絡輸配電量。

(2)在平均輸配電價基礎上，原則上按220千伏及以上、110千伏、35千伏、10千伏、不滿1千伏五個電壓等級制定分電壓等級輸配電價，相鄰電壓等級用戶較少的，電壓等級適當合并。

(3)在分電壓等級輸配電價基礎上，考慮政策性交叉補貼、用戶負荷特性、與現行銷售電價水平基本銜接等因素后，原則上按大工業用電、一般工商業及其他用電、居民用電和農業用電制定分用戶類別輸配電價。

(四)核價程序

山東電網輸配電價實行事前核定，監管周期為三年。山東電網應在每一監管周期開始前一年的6月30日前向省物價局提交申請及相關材料。省物價局受理后，經輸配電成本監審、測算準許收入和輸配電價水平，報國家發展改革委批復后，公布本監管周期內山東電網輸配電價水平。

第一個監管周期為2017年1月1日至2019年12月31日，輸配電價核定時間按照國家規定執行。

三、輸配電價監管

(一)建立電網企業輸配電價偏差調整機制

1.監管周期內山東電網新增投資、銷售電量變化較大的，在監管周期內對各年準許收入和輸配電價進行平滑處理。情況特殊的，可在下一個監管周期平滑處理。

2.監管周期內遇有國家重大政策調整、發生重大自然災害、不可抗力等因素造成山東電網實際成本和收入發生重大變化的，山東電網可提出輸配電價調整建議。

3.監管周期內遇有國家重大政策調整，造成山東電網實際收入顯著提高的，省物價局可直接提出降低輸配電價意見。

(二)建立電網企業運營成本激勵約束機制

1.山東電網通過加強管理，提高效率，使其實際成本低于準許成本的，節約部分由電網企業和電力用戶各分享50%。

2.山東電網實際借款利率高于基準利率的，按基準利率測算債務資本收益率;低于基準利率的，實際借款利率與基準利率的差額，由電網企業和電力用戶各分享50%。

3.山東電網實際運行線損率超過國家核定值的，超出部分由電網企業承擔;低于國家核定值的，實際線損率與核定值的差額，由電網企業和電力用戶各分享50%。

(三)建立電網企業供電服務質量績效考核機制

山東電網供電可靠率、服務質量超出規定標準一定幅度的，可適當提高下一監管周期準許收入;達不到標準的，降低下一監管周期準許收入。具體辦法由省物價局會同有關部門研究制定。

(四)建立電網企業監管周期新增投資定期校核機制

自第一個輸配電價監管周期開始(即2017年1月1日起)，山東電網根據規劃所投資的項目，在按權限報政府投資主管部門核準或備案的同時(企業自主安排項目在開工建設前)，應向省物價局報送投資項目與共用網絡輸配電服務相關性說明(包括項目用途、投資金額、資金來源、工程進度安排、核準情況等)，并定期上報投資完成進度及情況，作為下一監管周期輸配電價影響、測算、調整依據。

(五)建立電網企業輸配電價執行情況定期報告和評估機制

每月15日前，山東電網應向省物價局報送輸配電價執行情況及企業月度經營狀況;每年3月31日前，提交上一監管年度有關財務報表和輸配電價改革實施情況年度報告。

省物價局將會同省輸配電價改革工作協調小組成員、利益相關方和專家組成評估小組，定期對輸配電價改革實施情況進行分析評估。

四、配套改革措施

(一)推進發電側和售電側電價市場化改革

獨立輸配電價體系建立后，按照“管住中間，放開兩頭”的總體思路，把輸配電價與發售電價在形成機制上分開。其中，輸配電價執行政府定價，公益性以外的發售電價由市場形成。

1.參與電力市場的發電企業，其上網電價由用戶或售電公司與發電企業通過自愿協商、市場競價等方式自主確定。

2.電網企業，按照政府核定的輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)收取過網費。

3.參與電力市場的用戶，其用電價格由發電企業或售電公司與電力用戶協商確定市場交易價格、輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、政府性基金及附加組成。

4.未參與電力市場的發電企業上網電價和電力用戶用電價格，繼續執行政府定價。

5.雙邊協商交易原則上不進行限價，集中競價交易中，確有必要時可以實施最高限價和最低限價。

(二)推進電價交叉補貼改革

結合我省電價改革進程,逐步減少工商業內部交叉補貼,妥善處理居民、農業用戶交叉補貼。過渡期間，由山東電網測算并申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經省物價局審核報國家發展改革委后，通過輸配電價回收。

(三)推進增量配電業務改革

增量配電區域內，參與電力市場交易的用戶用電價格，由發電企業或售電公司與電力用戶協商確定的市場交易價格、配電網接入電壓等級對應的山東電網共用網絡輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、配電網的配電價格、政府性基金及附加組成;居民、農業、重要公用事業、公益性服務和其他未參與電力市場用戶的用電價格，繼續執行政府定價。配電區域內電力用戶應當承擔的政府性基金及附加，由配電公司代收，轉山東電網代繳。

增量配電區域的配電價格由省物價局按照國家有關規定制定。配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的山東電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的山東電網共用網絡輸配電價執行。

(四)推進自備電廠改革

研究企業自備電廠關停和退出后，其向市場直接購電支持政策，鼓勵企業自備機組關停淘汰和轉型升級。研究余熱、余壓、余氣自備電廠交叉補貼、系統備用費支持政策，推動企業工業余能回收利用。

隨著我省電力市場化改革逐步推進，探索取消自備電廠系統備用費，以市場化機制代替。現階段自備電廠繳納的系統備用費計入山東電網收入，由省物價局在測算準許收入和輸配電價水平時統籌平衡。

五、職責分工

在山東省電力體制改革領導小組統一領導下，省物價局負責會同有關部門制定輸配電價改革試點方案、進行輸配電成本監審、測算山東電網準許收入和輸配電價水平、開展輸配電價監管等工作;省發展改革委負責會同有關部門對山東電網監管周期預測新增固定資產投資的必要性進行審核;省經濟和信息化委負責會同有關部門對山東電網銷售電量的增減、結構變化情況進行合理預測和跟蹤審核;山東能源監管辦依照職能開展相關監管工作;國網山東省電力公司負責根據方案要求做好相關配合工作。

山東省電力市場建設實施方案

根據省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔2016〕33號)，為著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，加快推進全省電力市場化改革，制定本實施方案。

一、總體要求

堅持社會主義市場經濟改革方向，堅持兼顧改到位和保穩定原則，按照管住中間、放開兩頭體制架構，協調落實“三放開、一獨立、三強化”改革措施，公平無歧視開放電網，逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡新機制，加快構建“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”的電力市場體系。

二、工作目標和實施步驟

(一)建立和完善中長期電力市場(2018年底前)。協調推進有序放開競爭性環節電價，放開售電公司進入市場，有序向社會資本放開配電業務，培育多元化市場主體，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，組建相對獨立和規范運行的電力交易機構，推進股份制改造，強化政府市場監管，以年度雙邊協商和月度集中競價為基礎，逐步豐富交易品種，建立健全余缺電量調整考核機制，形成穩定的中長期電力市場。

(二)深化電力市場建設，啟動和運行現貨市場交易(2019年-2020年)。建立優先發電、優先購電制度，電力市場體系健全時，除公益性、調節性電量以外發用電計劃全部進入市場，啟動和運行電力現貨交易、輔助服務交易和期貨等衍生品交易，逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的電力電量平衡機制，最終形成以中長期交易穩定市場、以現貨交易發現價格的電力市場機制。

三、主要任務

(一)推動各類市場主體進入市場

1.市場主體的范圍。市場主體包括各類發電企業、電網企業(含躉售地方電網，下同)、售電主體和電力用戶。

2.市場主體的基本條件

(1)各類市場主體的單位能耗、污染物排放應穩定達到國家和地方相應階段標準，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬于淘汰類的企業不得參與市場交易。

(2)中發〔2015〕9號文件頒布實施后核準、發改運行〔2017〕294文件印發后投產的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價，投產后一律納入市場化交易和由市場形成價格。新核準的水電、核電等機組根據相關政策安排一定優先發電計劃外，參與電力市場交易，由市場形成價格。新增工業用戶原則上要參與市場交易。

3.市場主體準入與退出管理。省政府有關部門、能源監管機構制定市場主體準入與退出管理實施細則，按年度公布符合條件的發電企業和電力用戶準入目錄，并實施動態監管。各類具備資格的市場主體自愿到電力交易機構注冊成為市場交易主體。

4.協同推進發電、用電計劃放開。與發電側市場化電量放開規模相匹配，按電壓等級、用電規模分期分批放開無議價能力用戶以外的電力用戶等購電主體參與市場交易，逐步取消電壓等級限制。符合準入條件的用戶，選擇進入市場后全部電量參與交易，不再執行政府定價。已參加市場交易的用戶又退出的，再次參與市場前，電網公司承擔保底供電責任，保底價格在輸配電價的基礎上，按照居民電價的1.2-2倍執行。電力市場體系比較健全時，全部放開上網電價和公益性電量以外的銷售電價。

5.積極培育售電市場主體。按照“一注冊、一承諾、一公示、三備案”程序實施售電主體準入管理。中小用戶無法參與市場交易的，可由售電公司代理參與。加強對電力用戶參與市場意識的培育，大力發展電能服務產業。

(二)建立相對穩定的中長期交易市場機制

1.組織開展多方交易。制定出臺中長期交易規則，完善省電力交易平臺功能，擴大進入市場的電力用戶與發電企業范圍，放開符合條件的售電公司進入市場，各類市場主體直接洽談合同，自主確定交易對象、方式、電量和價格，實現多方交易。

2.中長期交易市場構成。市場主體通過自主協商或參加電力交易機構組織的集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

3.建立規范高效的交易機制。交易雙方自主協商約定事項，簽訂有電網企業參加的多方合同;實行電子公章和網上合同，簡化交易流程;鼓勵簽訂長期穩定的購售電合同(協議)，并實行余缺電量和約定價格調整，建立集中競價交易的價格調整機制，規避市場交易風險。

(三)推進跨省跨區送入電量進入市場

1.省內外電力資源同步放開進入市場。國家規劃內或政府間協議的跨省跨區送受電力電量，與省內機組同步放開進入市場;省外臨時性的富裕水電、棄風等送入電量通過市場方式接受和消納，按照市場形成的價格結算。

2.推進國家規劃內送受電計劃的市場化交易。建立與相關省區的送受電協商機制，按照市場化方向，將國家規劃內送受電計劃逐步調整為中長期交易合同(協議)，推進跨省跨區交易和省內機組統一市場競爭。

(四)開展合同電量交易(轉讓)

1.促進市場電量余缺調整。由電力交易機構組織合同電量交易，各類市場主體通過雙邊協商、集中競價轉讓合同電量。合同電量包括雙邊協商市場電量和集中競價交易電量，調整市場電量余缺。

2.穩步擴大交易參與范圍。市場初期，允許發電企業進入合同電量交易市場，參與轉讓交易;待市場條件成熟后，放開電力用戶和售電企業參與合同電量轉讓交易。

3.確保節能減排和電網安全。合同電量轉讓應滿足公益性電力熱力需求、電網調峰調頻和系統安全要求，有利于節能減排和可再生能源保障性收購。

4.允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓。屬于市場化方式形成價格的優先發電計劃，如不能實現簽約，指標可以轉讓給其他優先機組代發。

(五)建立電力現貨交易市場

1.開展現貨交易試點。開展現貨市場交易機制研究，制定現貨交易市場規則，強化市場人員業務培訓，完善市場平臺交易功能。視條件成熟情況，選擇具備條件的發電企業、售電主體和電力用戶開展日內現貨市場和實時平衡市場試點。

2.建立現貨市場交易機制。在保證安全、高效、環保的前提下，建立完善現貨交易市場機制，啟動日前、日內、實時電能量交易，形成發現電力價格新機制，促進電力平衡，引導電力投資。

(六)完善市場輔助服務機制

1.實施機組輔助服務考核獎懲。根據電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務需求，根據《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》(發改運行〔2016〕1558號)、《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場〔2006〕43號)，建立完善機組輔助服務考核獎懲機制。

2.建立輔助服務分擔共享機制。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定輔助服務權利與義務。

3.推進輔助服務市場建設。根據市場建設需要和條件，開展可中斷負荷、備用、調頻、調壓等輔助服務交易，協調推進跨省跨區輔助服務交易。

(七)建立市場風險防范機制

1.完善制度建設。建立完善市場操縱力評價標準和工作機制，加強對市場操縱力的預防與監管。

2.加大技術投入。加大調度管理和技術投入，提高電力系統發、供、輸、配、用電環節的協同調節能力，兼顧電力市場化交易到位和電網穩定運行。

(八)推動自備機組規范管理和轉型升級

1.研究現有自備機組關停和退出后，其向市場直接購電的過渡性電價支持政策。參照服役年限和機組類型確定合理期限，給予過渡性電價支持政策，緩解用電成本上升問題，推動老舊燃煤自備機組關停淘汰。新建自備機組必須符合電力規劃，納入建設規模。

2.允許自備機組規范進入市場。自備電廠成為合格市場主體后，允許在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。

(九)建立健全電力行業市場主體信用體系

1.實施市場主體信用監管。引入第三方征信機構建立市場主體信用記錄及信用信息數據庫，建設電力行業市場信用體系，開展信用備案、信用評價、信用監測、風險預警;將市場主體的信用記錄納入全國公共信用信息平臺，確保信用狀況透明，可追溯、可核查。

2.發布市場主體信用信息。第三方征信機構定期向省政府有關部門、能源監管機構和電力交易機構，報告市場主體企業法人及其負責人、從業人員的市場交易信用監測等信息，并在指定網站定期發布，接受市場主體的監督。

3.建立失信聯合懲戒機制。對于不履約、拖欠電費、竊電、濫用市場力、電網歧視、未按規定披露信息等違法失信行為予以公開。對違法違規、嚴重失信的市場主體，納入失信黑名單，在全國范圍內對其經營活動依法實施懲戒措施;嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，實行嚴格的行業禁入措施。

四、市場建設與運行

(一)交易組織

1.中長期市場交易階段，電力交易機構負責市場運行組織工作，發布市場信息，組織市場主體參與中長期交易、合同電量轉讓交易，根據交易結果制定下達年度、月度交易計劃;負責交易合同管理。

電力調度機構負責系統安全和實時平衡，對各類交易電量開展安全校核，公布校核結果;組織日前市場交易，根據月度交易計劃下達日交易計劃并執行實施，公布交易計劃執行結果和偏差原因。協助提供交易管理所需的基礎材料及信息。

2.啟動現貨交易后，按照平穩銜接、責權對等的原則，逐步明確、界定電力交易機構和調度機構在日前交易工作中的職責邊界。

(二)中長期交易合同形成

1.年度雙邊協商交易通過市場主體自主協商，確定成交電量和成交價格。

2.月度集中競價交易通過在統一交易平臺的集中撮合競價，確定成交的電量和價格。

3.在市場電量占比較低的市場初期，中長期電能量交易合同為實物合同，經安全校核后執行;市場中后期，中長期交易逐步過渡為金融合同。

(三)日前發電計劃形成。根據雙方約定的協商交易合同日分解電量、月度競價交易日分解電量和日前市場成交電量編制日交易計劃，根據基數電量計劃、日交易計劃電量、日前偏差調整電量編制日發電調度計劃，經安全校核后下達執行。

(四)競爭性環節電價形成。競爭性環節主要指月度集中競價交易、日前競價交易，競爭性環節的電價形成機制：

1.輸配電價核定前，保持電網購銷差價不變，競爭性環節電價主要實行單一電量電價，采取發用雙方集中競價撮合方式。

參與集中競價的機組均統一采用全省按容量加權平均上網電價(不包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價，下同)作為申報價差的報價基準，用戶以自身執行的目錄電量電價為基準。

2.輸配電價核定后，月度集中競價電量價格成交機制按照雙邊撮合或統一出清。

(五)合同執行偏差處理

1.市場建設初期，統籌組織雙邊交易和集中競價交易等方式，建立健全交易電量月度調整和考核機制，通過在發電側采用預掛牌平衡偏差等方式處理合同執行偏差。

2.市場建設中后期，建立用戶間合同電量轉讓、現貨交易機制，解決偏差問題;鼓勵年度及以上的中長期電能量交易簽訂金融合同。

(六)市場結算

1.電力交易機構根據市場主體簽訂的交易合同及平臺集中競價和執行結果，出具市場交易結算依據。建立市場風險防范機制，規范交易結算流程，保障電費安全。

2.售電公司進入市場后，交易機構根據交易執行結果出具結算憑據，電網企業與電力用戶結算電費，并向用戶開具發票;電網企業向發電廠支付上網電費，電廠向電網企業開具發票;售電公司應得的電費由電網企業支付，售電公司向電網企業開具發票。

3.輸配電價核定前，參與交易機組集中競價成交電量的上網電價，根據其脫硫、脫硝、除塵和超低排放完成情況按標準相應提高。峰谷電價電力用戶電費結算，在政府規定的電價基礎上，按現有峰平谷比價政策算出峰谷電價后，再執行市場交易電價降幅。

輸配電價核定后，采用中長期方式交易的電量，可以繼續執行峰谷電價，市場交易電價作為平段電價，峰、谷電價按峰平谷比價計算;也可以按交易電價結算，通過輔助服務考核與補償機制分攤調峰費用或者直接購買調峰服務。用戶側單邊執行峰谷電價造成的損益單獨記賬，在以后電價調整中統籌考慮。采用發用電調度曲線一致方式交易的電量，不再執行峰谷電價，按交易電價結算。

(七)安全校核與阻塞管理。電力調度機構負責安全校核，按規定向各相關方提供市場所需的安全校核數據，公布電網輸送能力、阻塞預警及相關信息。條件成熟時，通過市場機制進行阻塞管理，因此產生的盈利或費用按責任分享、分擔。

(八)市場交易應急暫停。當系統發生緊急事故時，省級電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經濟性。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況或出現重大自然災害、突發事件時，省經濟和信息化委、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織或臨時實施發用電計劃管理。當市場運行規則不適應電力市場交易需要，電力市場運行所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結果等情況時，省經濟和信息化委、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易。

(九)市場交易監管。省經濟和信息化委、省物價局、山東能源監管辦根據職能分工，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況，對電力交易機構、電力調度機構和市場主體實施監管。

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