三、近期推進電力體制改革的重點任務

 

(一)推進電價改革

 

1.積極穩妥推進輸配電價改革。充分體現廣西多張電網并存的實際，按照“準許成本加合理收益”原則，以自治區境內各家電網有效資產為基礎，分別核定電網企業準許總收入和分電壓等級輸配電價，分類推進交叉補貼改革，建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的輸配電價體系。電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費，不再以購銷差價作為主要收入來源。建立對電網企業電網投資、成本控制、服務質量的激勵和約束機制，完善監管制度，落實電網企業責任和義務。

 

2.輸配電價核定前的過渡期，試點建立過渡期電價隨購電成本聯動調整機制。輸配電價改革完成之前，根據水電出力情況，動態測算電網企業購電成本變化，當電網企業平均購電成本降低或上升到一定幅度時，對銷售電價進行聯動調整。為突出調價效果，價格調整僅限于工商業，居民和農業用電價格維持不變。

 

3.逐步減少電網之間躉售電量。輸配電價改革完成之前，繼續通過躉售方式向地方電網提供電量，但要嚴格核定躉售價格，減少購銷差價空間。同時，鼓勵地方電網企業通過電力直接交易方式向發電企業直接購電，地方電網向主電網支付過網費，逐步減少躉售電量比例。

 

(二)推進電力市場建設

 

4.完善電力直接交易制度。修訂廣西電力直接交易指導意見，規范市場主體準入標準，允許符合條件的發電企業與用電企業、售電企業、配售電企業、地方電網等市場主體參與直接交易，由交易雙方自主定價，逐步建立起電價市場形成機制。根據市場發育程度，直接交易電量和容量不再納入發用電計劃。建立線上、線下電力交易撮合機制以及中長期交易、現貨交易的交易機制，形成雙邊協商、集中競爭等交易模式，實現從點對點交易向多點對多點交易過渡，加快啟動現貨電力市場。鼓勵交易雙方建立長期穩定的交易機制。在輸配電價改革完成之前，采用價差傳導方式開展直接交易，即發電企業價格調整多少，用戶側相應調整多少，電網環節暫時保持不變;地方電網范圍內符合條件的企業跨網參加直接交易，采取發電企業價格調整多少，用戶用電價格相應調整多少的方式進行。輸配電價改革完成之后，電網企業按電壓等級收取輸配電費，交易價格由交易雙方自主確定。

 

5.有序擴大電力直接交易規模。在確保電力供應安全的前提下，逐年加大直接交易電量規模，2016 年直接交易電量不低于當年全區用電量的20%，2017 年以后根據市場發育程度，逐步放開全部工商業用電計劃。

 

6.組建相對獨立的電力交易機構。剝離原由主電網企業承擔的電力交易業務，按照政府批準的章程和規則，組建相對獨立的、開放的、不以盈利為目的的廣西電力交易中心，實行獨立核算。近期，交易中心由主電網企業相對控股，地方電網、發電企業、部分電力用戶、第三方機構參股，接受自治區人民政府及其有關部門和國家能源局南方監管局的監管。建立由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等組成的市場管理委員會，按類別選派代表組成，負責研究討論交易機構章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事項等。市場管理委員會實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，國家能源局南方監管局和自治區發展改革委(能源局)、工業和信息化委、物價局等有關部門可以派員參加市場管理委員會有關會議。市場管理委員會審議結果經審定后執行，國家能源局南方監管局和自治區人民政府指定的相關部門可以行使否決權。交易機構經批準可向市場主體合理收費。

 

(三)穩步推進售電側改革，加快培育多元售電主體

 

7.放開售電側市場。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，逐步向符合條件的市場主體放開售電業務和城市拓展區、工業園區等增量配電投資業務，鼓勵社會資本或以混合所有制方式投資配電業務，廣西電網公司外的存量配網視為增量配電業務。加強售電側市場監管，規范售電側市場主體條件、責任和義務，明確售電側市場主體的市場準入、退出規則，建立售電側市場主體信用體系，切實保障各相關方的合法權益。電網企業應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務，按約定履行保底供應商義務。

 

8.多途徑培育售電主體。鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售。允許擁有分布式電源的用戶參與電力交易。鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務。允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務。支持來賓市河南工業園區組建配售電主體，先行開展售電側市場改革試點，并逐步擴大到河池市大任產業園、粵桂合作特別試驗區、賀州市信都工業園區等園區以及部分城市拓展區。

 

(四)推進發用電計劃改革

 

9.有序放開發用電計劃。在不影響電力系統安全、供需平衡以及保障優先購電、優先發電的前提下，逐步放開一定比例發用電計劃，參與直接交易，促進電力市場建設。2016年發電計劃不超過區內發電量的80%，2017 年以后，根據電力市場成熟程度，進一步縮減發用電指導計劃。鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主。

 

10.強化電力“三公調度”。嚴格執行優先購電、優先發電制度。建立年度發用電主體參與調度計劃協商的工作機制，公開計劃編制過程及編制原則，加強對調度計劃執行的監督，建立電力調度第三方評估制度，每年度由國家能源局派出機構會同自治區人民政府有關部門委托第三方評估機構進行評估并提交評估報告。

 

(五)積極穩妥推進電網改革。

 

11.推進電網企業廠網分開、主輔分開。電網企業所屬發電企業與電網脫鉤，各類非電輔業全部與電網企業分離，進一步厘清電網資產，剝離與輸配電無關的資產。

 

12.推動地方電網企業轉型。按照國家推進售電側改革的有關要求，遵循市場化原則，推動主電網和地方電網相關資產整合，在保持現有營業范圍的基礎上，推動地方電網企業轉型為配售電企業。

 

(六)加強電網電源規劃建設管理。

 

13.加強電網規劃建設管理。加快制定廣西電網建設管理辦法，明確各級政府、電網企業在電網規劃建設中的職責，規范電網規劃及項目建設前期工作的程序及內容。強化各級政府對電網規劃管理職能，建立規劃審批、實施、修訂和后評價各項制度。建立自治區和設區市的分級規劃建設管理體制，自治區負責110 千伏及以上的規劃管理，設區市負責所轄區域110 千伏以下的規劃管理。有序放開增量配電業務，通過競爭性方式公開、擇優確定增量配電投資主體。制定風電等新能源發電項目送出工程規劃，切實保障新能源公平并網接入，鼓勵風電等送出工程由項目業主建設或代建，項目業主依法依規享受可再生能源接網工程補貼。

 

14.推進電源項目投資體制改革。加快制定中長期電源發展規劃，并依法開展環境影響評價，優化電源布局，統籌核電、火電、水電、風電、光伏和生物質等各類電源建設規模和時序。按照環保優先、電價優先的原則，加強能源資源管理，將電源項目特別是水電、風電等資源類項目的業主選擇引入競爭機制，公開擇優選擇項目業主。改革電源項目審批制度，在國家實行火電容量審批制度的情況下，深入推進火電項目評優制度，按照排序先后審批項目。

 

15.嚴格企業自備電源管理。制定企業自備電廠管理辦法，將自備電廠建設和管理納入全區電力發展規劃。按照國家資源綜合利用、熱電聯產、自發自用的政策要求，嚴格遵循節能減排等環保標準，科學有序推進自備電廠建設，維護電力市場秩序。加強對自備電廠的運行監管，并要求其承擔相應的社會責任。

 

四、加強電力體制改革工作的組織實施

 

電力體制改革工作關系經濟發展、群眾生活和社會穩定，要加強組織領導，按照“整體設計、重點突破、分步實施、有序推進、試點先行”的要求，調動各方面的積極性，確保改革規范有序、穩妥推進。

 

(一)加強組織協調。成立自治區電力體制改革工作領導小組，制定分工方案，明確職責分工，加快制定切實可行的專項改革工作方案，出臺相關配套措施，高效有序推進電力體制各項改革。強化督促檢查和考核，加強電力運行監管，確保各項改革舉措落到實處。

 

(二)積極營造氛圍。加強與新聞媒體的溝通協調，加大對電力體制改革的宣傳報道，引導社會各方面對電力體制改革的認識、理解和支持，在全區形成推進電力體制改革的濃厚氛圍，充分調動各方積極性，凝聚共識、形成工作合力。

 

(三)穩妥有序推進。電力體制改革是一項系統性工程，要在各方共識的基礎上有序、有效、穩妥推進。一些影響面比較廣、特別復雜的改革，如輸配電價改革，要在取得各方共識的基礎上有序、有效、穩妥推進。對于地方電網轉型、廠網分開、主輔分開等問題，要考慮各方利益，遵循市場化原則，按照深化國資國企改革的要求，制定專項改革方案，積極推進;對于放開售電市場，地方電網、工業園區、售電企業參與直接交易等重大改革事項，先行在一些地區進行試點，在總結試點經驗的基礎上再有序推開。各有關部門和有關企事業單位，要按照各自的法定職責，積極穩妥推進各自承擔的改革試點工作，為全區經濟社會發展和人民生活改善做出應有的貢獻。