国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司 关于全国电力体制改革座谈会相关意见和建议的复函

发改办能源〔2017〕917号　2017年5月24日

各省（区、市）、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局、物价局）、经信委（工信委、工信厅），各派出能源监管机构，国家电网公司、南方电网公司、国家电投公司，相关电力交易中心：

2017年2月22日，国家发展改革委、国家能源局在云南昆明召开了全国电力体制改革座谈会。经认真研究，现就座谈会有关电力体制改革的意见和建议集中答复如下。

一、关于电力市场建设

（一）重庆市能源局提出，希望加大力度推动大用户直接交易尽早向市场化交易过渡

按照中发9号文及其配套文件，我国电力市场建设目标是“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”。

近期，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）和《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号），各地要结合实际，有序加快放开发用电计划，在当前以中长期交易为主的基础上，积极创新，丰富交易品种，稳妥推进现货交易，逐步形成以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格，交易品种齐全，功能完善的电力市场。

（二）国家能源局南方监管局提出，希望国家加强规划和指导，在具备条件的地区稳妥推进现货市场建设

近期，国家能源局综合司印发了《关于请报送电力现货市场建设工作有关情况的通知》，全面了解各地现货市场建设条件，加快研究推动现货市场建设工作。下一步，将根据摸底情况，选择在人才、技术、市场条件较好的地方推进电力现货市场建设试点。

（三）甘肃省发改委、国家电投公司提出，在总结东北电力辅助服务试点工作基础上，加快在全国具备条件的地方推进辅助服务市场建设

2016年，国家能源局批复了《东北区域电力辅助服务市场专项试点方案》。目前，东北正在按试点方案积极开展试点工作。下一步，我们将进一步创新电力辅助服务补偿机制，指导各地修订完善“两个细则”，加大考核补偿力度。鼓励各地积极稳妥建立电力辅助服务市场机制，选择部分地区深入开展电力辅助服务市场试点，进一步调动电力企业提供辅助服务的积极性，探索电力用户辅助服务费用分担机制。

二、关于跨省跨区交易

（四）广东省能源局、南方电网公司等提出，加快完善“西电东送”等跨省跨区送电市场化机制，加大跨省跨区电力市场化交易力度

目前，国家发展改革委印发了《2017年重点水电跨省区消纳工作方案》，已在会同国家能源局指导广州电力交易中心研究制定《南方区域跨区跨省月度电力交易规则（试行）》，开展“西电东送”电力市场化交易，研究水火发电合同转让交易，促进云南等地富余水电消纳；指导国家电力调度控制中心在四川、西北等开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点，利用跨区域省间输电通道富余能力促进可再生能源消纳。

各地要落实国家发展改革委、国家能源局《关于有序放开发用电计划的通知》要求，根据电源规划、电源类别和核准投运时间，分类推进送受电计划放开，通过优先发电计划对清洁能源发电予以重点保障，优先发电计划电量以外部分，加快完善市场化交易机制，鼓励通过签订中长期合同、参加受电地区市场化竞价等方式，逐步扩大跨省跨区电力市场化交易规模。

三、关于输配电价

（五）云南省发改委提出，希望国家继续支持云南深化输配电价改革，协调降低“西电东送”增量部分的输电价格，降低省内用电企业的基本电费

关于“西电东送”，国家发展改革委正在研究建立跨省跨区输电价格动态调整机制，在开展输配电价成本监审基础上，核定并定期调整跨省跨区价格。在准许收入保持不变的前提下，对云南省级电网分电压等级输配电价进行结构调整，适当降低西电东送增量电量（超过核价利用小时部分）的省内环节输配电价，提高可再生能源竞争力，促进跨省跨区电力市场化交易。

关于基本电费，2016年国家发展改革委已批复的云南省输配电价中，大工业执行两部制电价是云南省输配电价体系的有机组成部分，基本电价水平调整需要按照《省级电网输配电价定价方法》（发改价格〔2016〕2711号）规定的输配电价调整机制办理。此外，国家发展改革委已在2016年对两部制电价用户基本电价执行方式进行了完善，放宽了基本电价计费方式变更周期限制，放宽了减容（暂停）期限限制。建议云南省政府有关部门，加强指导用户合理申请计费方式，减轻负担。

（六）贵州电力交易中心提出，目前各电压等级均按输配电价综合线损率收取，对市场主体不公，应尽快核定输配电价中分电压等级线损率

目前，包括贵州在内的第一批5个省级电网输配电价改革试点省份分电压等级输配电价，是以经过严格成本监审后核定的平均输配电价为基础，采取与电网购销价差相衔接的方式统筹确定的。随着输配电价改革试点的不断深入，第二批输配电价改革试点省份公布的分电压等级输配电价中均已含分电压等级线损和交叉补贴，不再按综合线损率收取。下一步，国家发展改革委将进一步推进输配电价改革，按照《省级电网输配电价定价办法》（发改价格〔2016〕2711号），结合妥善处理包括不同电压等级线损率在内的电价交叉补贴问题，逐步公布分电压等级输配电价线损率，更加合理制定分电压等级输配电价，促进用户公平合理负担。

四、关于交易机构与市场管理委员会

（七）广东省能源局提出，不指定跨省跨区市场化电量交易机构，由市场主体自主选择交易平台

《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）已经明确参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。各电力交易机构对市场主体注册信息共享，无须重复注册。交易机构之间不分层级、不指定业务范围，为交易机构之间良性竞争、相互融合创造条件。

（八）国家能源局南方监管局提出，推进广州交易中心和广东交易中心的融合

我们认为，为实现更大范围资源优化配置，研究推动电力市场融合确有必要。鉴于我国电力市场运营机构的总体布局尚待确定，目前主要考虑给予市场主体自由选择权，通过实践和竞争促进交易机构逐步融合。

（九）贵州电力交易中心提出，充分发挥市场管理委员会的作用，促进市场各方共同推进电力市场化改革

北京、广州及部分省（区、市）已组建市场管理委员会，一些市场管理委员会已在研究讨论市场交易和运营规则等方面发挥积极作用。还有一些省（区、市）正在组建市场管理委员会。下一步，我们将在调研评估基础上，总结经验做法，研究提出相关改进工作建议，以充分发挥市场管理委员会的作用。

五、关于配售电改革

（十）国家电投公司提出，加快放开售电公司可参与交易的地区，鼓励售电公司参与市场竞争，尽快发挥售电公司作用。

中发9号文配套文件《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）明确了“一注册、一承诺、一公示、三备案”的市场主体准入机制，符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理注册，获取交易资格，无须向有关政府部门提出申请或请求审批成立。各地政府有关部门和电力交易机构要积极支持售电公司参与市场交易，根据市场建设进展情况，尽快让售电公司进入市场开展业务。国家发展改革委、国家能源局将密切跟踪指导广东等先行地区试点情况，总结经验成效，加快复制推广。

（十一）甘肃省发改委提出，希望国家加强对增量配电业务改革试点工作的具体指导，推进增量配电业务试点工作尽快取得实质性进展

国家发展改革委、国家能源局高度重视增量配电业务的改革进展。下一步，在推进增量配电业务放开过程中，将重点跟踪首批106个增量配电业务改革试点项目推进情况，帮助协调试点推进中遇到的业主确定、规划衔接、项目管理、价格核定、运营模式等具体问题。同时，希望各地加大工作力度，加强地方交流合作，积极探索突破，形成试点经验交流推广，推动全国增量配电改革深入开展。

六、关于市场信用体系建设

（十二）贵州电力交易中心、国家电投公司提出，加强电力市场信用体系建设和信用评价工作

国家发展改革委、国家能源局对电力行业信用体系建设高度重视，目前正积极开展电力市场信用体系建设，与中电联、第三方征信机构、北京电力交易中心、广州电力交易中心等建立合作机制，研究出台黑名单管理、信用评价、守信激励和失信惩戒等制度。各省（区、市）有关部门、监管机构和电力交易机构，可以在中发9号文和国家有关规定下，积极开展电力市场信用体系建设探索，争取这项工作尽快取得实质性突破。

七、关于加强电力监管

（十三）重庆市能源局提出，希望加强对自然垄断环节的电网业务监管

按照“放开两头，管住中间”的改革思路，具有自然垄断属性的输配电网是电力监管工作的重点。一是强化规划的约束作用。2016年6月，国家能源局出台了《电力规划管理办法》（国能电力〔2016〕139号），明确未纳入电力规划的重大项目、不符合规划布局的电力项目不予核准，不得纳入电网准许成本并核定输配电价。“十三五”期间，国家将加强规划管理，强化规划约束。二是督促电网公平接入。目前，国家能源局正在制定《接入电网管理与监管办法》，已两次公开征求意见，下一步将抓紧出台，督促电网企业向市场成员提供公平的电网接入和使用服务。

八、关于试点经验推广和加强工作指导

（十四）贵州、陕西、云南、重庆、浙江等地发改委（能源局）提出，应加大对电改协调和指导力度，及时总结试点经验，分析和解决电力市场化改革中出现的问题，防止改革走偏

国家发展改革委、国家能源局将进一步加强调查研究，更加注重上下互动、横向交流，对试点地区明确请求协调的困难和问题，及时认真研究提出解决意见。同时，我们将通过建立改革成果上报及宣传工作机制、组织经验交流和座谈培训会等方式，及时了解电力体制改革进展成效，促进各地信息共享和业务交流，总结各地好的做法，形成可复制经验向全国推广。