《进一步深化电力体制改革的思考档 (2)[最终定稿].doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《进一步深化电力体制改革的思考档 (2)[最终定稿].doc（33页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、书山有路勤为径，学海无涯苦作舟。进一步深化电力体制改革的思考档 (2)最终定稿 第一篇：进一步深化电力体制改革的思考档（2）进一步深化电力体制改革的思考 -2021年是中国开展电力市场化改革十周年。通过改革，极大地增强了电力企业活力，提高了电力供给能力。但是近几年，煤电矛盾不断加剧，发电企业频现巨额亏损，工商企业用电负担沉重，新能源、可再生能源发展受到制约，电力普遍服务不到位。一系列能源领域的突出矛盾，反映出现行电力体制已成为转变经济发展方式、促进节能减排和发展多种所有制经济的重大障碍。当前应进一步深化电力体制改革，从根本上解决这一长期困扰电力工业和经济运行的突出问题。 一、当前电力行业的突出
2、问题 2021年国务院出台电力体制改革方案（下简称“5号文件”），对国有电力资产进行重组，成立两大电网公司，五大发电集团和四个辅业公司，组建国家电监会。改革打破了原国家电力公司集发、输、配、售为一体，垂直运营、高度集中的体制，实行了政企分开、厂网分开。改革后形成了五大发电集团与神华集团、华润集团等中央发电企业以及众多地方、外资、民营发电企业多家办电、多种所有制办电的竞争格局。改革前，一年新增发电装机2千万千瓦就是很好的成绩。改革十年，很多年份一年就可以新增装机1亿千瓦，极大地缓解了长期困扰中国发展的电力短缺问题。改革也有力地增强了发电企业活力。在建设成本大幅度上升的情况下，十年来火电工程造价平
3、均降低了一半，企业的投入产出效率明显提高。 但也要看到，电力体制改革只是取得了阶段性进展，5号文件确定的一些重要改革任务尚未落实，如输配分开没有实行，区域电力市场建设受阻，电价改革滞后，积累了一系列新的矛盾和问题。 煤电矛盾周期性发作。进入新世纪以来，煤电轮番涨价、发电企业经营困难。往往越是在迎峰度夏、迎峰度冬、重要节庆期间，煤电矛盾表现越是集中，近两年甚至出现了淡季“电荒”。20212021年，整个火电行业亏损达上千亿元，一些发电企业资产负债率甚至超过100%。虽然国家采取了煤电联动、鼓励煤电一体化、电煤限价、实施煤炭储备等措施，但都无法从根本上解决煤电矛盾。 新能源发电困难。中国风电装机容
4、量已居世界第一，太阳能发电增长速度居世界首位。但新能源的实际发电量与设计水平相比有较大差距，“弃风”、“弃光”、限电现象严重，发展难以为继。在发达国家非常普遍的分布式屋顶光伏发电、小规模风力发电、分布式天然气多联产电站在中国举步维艰。 电力节能减排形势严峻。中国电力结构中，燃煤发电量占82%。不同效率机组的供电煤耗从200多克/千瓦时到400多克/千瓦时，相差很大。长期以来，在大部分电力调度中，对高耗能火电机组与高效节能机组、可再生能源发电的机组平均分配发电时间，甚至存在为了完成火电发电量计划，可再生能源发电要为火电让路的情况，等于鼓励了高耗能机组发展，形成了对节能减排的逆向调节。 工商企业用
5、电负担过重。目前，发电企业的上网电价是0.30.4元/千瓦时，而工业企业实际用电成本一般要比上网电价高一至两倍，东部地区商业企业大都在1.2元以上。企业普遍反映，电网收费环节多，实际用电支出远高于国家目录电价，甚至达到一些发达国家水平，在很大程度上影响了企业的国际竞争力。 二、电力行业矛盾的成因分析 电力行业近年来之所以出现上述突出矛盾和问题，源于2021年以来的改革没有从根本上解决计划与市场的矛盾。 传统的计划管理方式仍在延续。一般说来，发电企业的销售收入等于电价乘以电量（收入=电价电量）。目前，上网电价由政府审批决定，发电量由地方政府下达的生产计划决定。作为一个企业，在产品产量和定价上没有
6、自主权，这在市场化改革三十多年后的今天是一个罕见现象。人为设定的电价和发电量计划几乎不反映供求关系，也无科学依据。当电煤价格上涨或下跌时，发电企业无法自主调整、应对成本变化因素。地方政府在制定发电量计划时，基本上是按机组户头平均分配发电时间。火电机组一年可以发电6000多小时，往往只给40005000小时。对这部分计划内电量，电网企业按国家规定的上网电价进行收购，计划外电量则降价收购。当电煤价格大幅上涨时，火电厂超计划发电甚至造成亏损。越是煤电矛盾突出的时候，企业的发电积极性越低。在全国发电能力充裕的情况下，不合理的制度安排造成了“电荒”。 电力市场发育不足。2021年以来的改革，只是在发电领
7、域初步建立了竞争格局，输电、配电、售电环节仍然维持了上下游一体化的组织结构。电网企业集电网资产运营、工程施工建设、电力系统调度、电量财务结算于一身。有的电网企业通过大规模收购兼并，将业务延伸至设备制造领域，对电网设备（如变压器、继电器、开关、电表、电缆电线等）形成生产制造和采购使用的内部一体化。发电企业和电力用户没有选择权，阻断了供求双方的直接交易。其他施工企业无法参与竞争，输变电设备制造业界反映强烈。有的电网企业大规模投资收购境外的发电、电网甚至矿业资产，而国内的农网改造工程和无电地区电力建设资本金却全部要国家财政出资；以系统安全、接入标准等理由，限制新能源发电上网；上收五大区域电网人、财、
8、物资源配置权，使5号文件规定的区域电力市场进一步萎缩。现在，电网的购电、售电差价在世界上名列前茅，但资产收益率仍然很低。由于电网调度、交易、财务缺乏透明度，造成其高差价、低收益的内在原因一直是个谜。深化电力体制改革已经到了刻不容缓的地步。 电力体制的进一步深化改革存在的问题点评 电价改革作为电力体制改革的核心问题，自去年写入政府工作报告后，就一直被社会各界寄予厚望。其实，2021年除了在年底调整销售电价、优化上网电价及大用户直购电试点工作取得初步进展外，电价改革尤其是电力体制改革处于停滞状态。 改革停滞 全国政协委员、中电国际董事长李小琳5日接受中国经济时报记者采访时说：“事实上，在2021年
9、实现厂网分离、电力行业重组之后，电价机制改革、电网企业主辅分离、输配分开等方面的改革进程都比较缓慢，相关的市场化改革也没有取得真正惠及民生的效果。” 李小琳表示，电力行业作为一个公共基础性产业，其改革效果并没有实现社会福利的最大化。特别是面对我国加快经济增长方式转变的迫切要求，作为基础能源产业，电力体制的进一步深化改革，是难以绕开的一个重要环节。她认为问题主要有： 第一，电价机制改革滞后，定价机制没有理顺，电力企业因成本传导受阻而经营风险加大。虽然我国多次提出要完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，但实际上并没有完成相应的改革目标。我国目前的电价水平，还是主要受固定资产投资等因素的影响，与
10、发电企业的煤耗关系并不大，而作为临时解决方案的煤电联动机制无法及时启动，导致发电企业的发电成本无法得到有效传导。 第二，电源结构比例不平衡，电网基础设施的配套滞后制约了清洁能源的快速发展。目前我国电力还是以火电为主，从1991年开始，火电占总装机容量的比例一直都保持在74%以上。2021年底水电占22.51%、核电占1.04%、并网风电占1.84%，电力结构发展不平衡。近几年来，虽然风电、核电等新能源发展速度很快，并网风电2021年同比增长了92.26%，但是由于电网建设滞后导致清洁能源上网困难，这一问题目前已经造成了资源和投资的低效甚至浪费。 第三，缺少对相应行业监管职能的配套改革，第三方行
11、业机构没有发挥有效的市场监管作用。2021年厂网分离之后，改革主要集中在发电侧和供电侧，而整个行业的统一规划、先进技术、有关数据统计、电力交易等，都缺少第三方机构的有效参与，对于行业发展中的问题没有及时掌控、采取有效解决措施，电力企业没有足够的危机处理能力。 大用户直购电是“零和游戏” 停滞的电力体制改革如何突破。全国政协委员、大唐集团原总经理翟若愚4日对本报记者说，只有坚持市场化方向，电力体制改革才能有出路。而对于其他，这位老电力不愿意再多谈一句。 而在电力行业中素以敢言能言著称的全国政协委员、中电投总经理陆启洲，从全国政协十一届三次会议开幕以来，一直回避着媒体，3月5日小组讨论结束之后，在
12、记者的围堵下，他终于就电力体制改革谈起了深思熟虑后的看法。 从江苏、湖北电力公司总经理至国家电网公司副总经理，2021年转任中电投总经理，用陆启洲自己的话说：“我是搞技术出身，在电力行业摸爬滚打了42年。” 陆启洲说，电力行业能够竞争的两个环节，一个是发电环节，一个是用电环节，这两个环节完全可以进行市场化。这两个环节，无论是发电运营商还是用电客户，要有选择权，没有选择权就没有市场化。 他在简单回顾了我国电力体制改革过程之后表示，充分发挥市场配置电力资源的基础性作用是电力体制改革的最终目的，实际上就是使发电商和用户在市场上有选择权。 陆启洲说，现在电力体制改革基本上属于停滞状态，主要是因为电力体
13、制改革下一步的难度比较大，即输配电分开的难度比较大，所以就提出了一个过渡办法，就是大用户直购电。 “现行的电价制度是发电企业、电网、用户处于同一个电价空间，谁都想在这空间里面谋利，你得利肯定要损我，利己必损人，这套游戏就是利己必损人的零和游戏规则。” 电网不能成为市场化主体 “电力体制改革分两个方面，一个电力体制本身的改革，改革的要害就是还原电网企业的自然垄断属性。现在电网企业承担了大量的政府职能，应该把电网企业所承担的政府职能剔除。”陆启洲对本报记者说，电网企业是电力市场的载体但不能成为电力市场的主体。 电力体制改革另外一个方面就是电价问题，电价改革要使电价回归它的市场属性，电价要能够反映成
14、本，反映供求关系，反映资源的稀缺性。而不是把电价作为一个宏观调控的工具来使用。 “大家对电力体制改革比较关心，归根到底就是这两个问题，所有的电力体制改革都应该围绕这两个问题来开展。”陆启洲说。 对于电力体制改革取向，李小琳也持相同观点，她对本报记者说：“改革的目标在于形成一个更加公平高效的市场。”她建议，形成一个系统性的改革方案，真正实现政企分开，明确第三方机构的行业服务职能和政府机构的市场监管职能，增强中央和地方对电力能源基础产业的统筹协调。 电力行业面临四大问题，应深化电价改革 近年来，我国电力工业发展迅速，成绩斐然，举世瞩目。但与此同时，电力行业也长期存在一些体制性、结构性问题，致使“电
15、荒”有成为常态的趋向。 中国电力国际有限公司董事长李小琳说，当前电力行业面临四大日益凸显的矛盾和问题。一是电力体制改革滞后。2021年实现了“厂网分离”改革之后，在发电侧引入了竞争机制，但由于自身产业链、价值链的局限，无法将本身激烈竞争带来的效益传达给最终用户，无法实现社会福利的最大化。改革的滞后，导致煤电关系至今尚未理顺，火电连年巨额亏损，严重挫伤了发电企业的积极性，局部地区出现“电荒”危机。 二是结构性矛盾突出。随着工业化、城镇化进程加快和消费结构持续升级，能源需求呈刚性增长。同时，火电连年巨亏，可持续发展遭遇严峻挑战。去年前三季度，火电、风电投资同比负增长，火电新投产、新开工及在建规模持
16、续减小。 三是环境压力日益增大。以煤为主的资源禀赋现状，决定了我国以火电为主的历史事实，也决定了今后将长期以火电为主；但过度、无序、低效的开发，也给生态环境造成了隐忧。 四是自主创新能力不强。目前火电能效利用率较高的也就40%左右，风能整机效率只有30%至40%；特别是新能源产业，一些关键零部件、材料依靠进口，缺少自主知识产权。 李小琳建议，为促进电力行业持续健康发展，国家应抓住当前有利时机，加快推进电力体制改革，理顺价格等相关要素关系；同时，电力企业也应在结构转型中承担起更重要的使命。 第一应深化电价体系改革，理顺价格机制，使得发电环节的竞争和经济效应，传导到最终的消费端。 第二，应推进煤电
17、联营，加快煤电基地建设。国家宜设立专门的煤电联营的协调组织，破解“煤电顶牛”僵局，引导推进煤电联营、一体化；应加大力度整合煤炭产业，提高央企对煤炭资源的控制力。 第三，应积极发展新能源、清洁能源，为电力能源的可持续发展开辟新路。应尽快制定国家层面的清洁能源技术创新规划，提高我国在一些核心关键技术的创新力度；在大规模建设的同时，提升清洁能源的利用效率；构建我国清洁能源的产业集群。 第四，基于我国的资源禀赋和电力需求现实，在把新能源作为战略产业的同时，仍然不能忽视传统电力能源的优化升级 电力企业在低碳经济中面临的挑战与应对策略 全球气候变暖是当前人类社会所面临的最大挑战之一。减排co2是应对气候变
18、暖的关键所在。2021年，英国政府公布的能源白皮书中，首次提出了低碳经济的发展理念，倡导通过减少co2排放来改善全球的气候条件；通过提高能源供应的多样化来调整能源结构，降低能源的供应与经济风险；大力发展低碳技术，引领科技创新。 低碳经济的提出，刮起了一股涉及生产模式、生活方式、价值观念和国家权益的全球性革命风暴，代表了从工业文明向生态经济文明的巨大进步。 发展低碳经济是贯彻科学发展观，走可持续发展道路的本质要求，有利于转变经济发展方式、提高我国的核心竞争力；有利于融入世界最新的经济发展与技术革新浪潮之中，提高对全球性经济风险的抵御能力；有利于树立负责任大国的国际形象，化解国际压力，提高国际影响
19、力；是我国建设资源节约型、环境友好型社会，建设创新型国家的必经之路。发展低碳经济对中国具有重要的现实意义和战略意义。1低碳经济模式下电力行业的关键性转变 在我国，电力碳排放具有总量大、增速快的特点，电力行业co2排放量远超发达国家与全球平均水平。在低碳经济模式下，传统电力行业无论在其所面临的外部环境还是内在的发展模式上，都将面临巨大的转变。 （1）电力行业面临新的机遇和发展模式。电能是典型的二次清洁能源，其终端消费具有明显的低碳优势，从而为行业的快速发展提供良好条件；我国减排立法、碳税、碳配额、碳交易机制等宏观调控与经济手段的引入，为电力行业未来的发展构建了一个全新的宏观经济环境与政策环境；各
20、类低碳技术的应用为电力行业的发展带来了新的机遇与挑战，碳减排将成为电力行业可持续发展的重要目标之一，从而改变电力行业的发展模式，并在行业内部各个环节引入“碳约束”机制。 （2）电力行业面临全新的运行模式。在低碳环境下，将使电力行业呈现出明显的低碳特性与全新的运行模式，并广泛地影响电力系统的投资、规划、调度与运行等环节。 因此，电力行业必须分析低碳机制引入对电力行业各个环节的影响与挑战，提前做好部署与规划，以便为我国电力行业的低碳化发展提供理论支撑。2发电企业所面临的风险、挑战及其应对策略 2.1发电企业面临的风险与挑战 在低碳环境下，发电企业将遭遇极大的经营风险，这种风险主要来自于全社会对环保
21、的关注、宏观行业政策的不确定性以及碳市场上碳价的波动。 （1）环保风险。当发电企业未能满足环保要求时，将被取消生产资格或处以罚金。所以，环保风险将提高传统发电企业尤其是火电企业的经营成本，将会对火电厂的发电能效与清洁程度提出新的要求。 （2）政策风险。由于发电机组的服役期较长，需要考虑相当长一段时间内的政策走向，以规避政策风险 （3）市场风险。市场风险是发电企业在低碳经济中面临的最为直接的风险因素。碳排放额度具有典型的金融特性，有较高的流动性，且几乎覆盖大部分重要的工业部门。 2.2发电企业的应对策略发展新能源技术 新能源技术主要包括可再生能源和传统能源的清洁利用。大力发展新能源技术，优化企业
22、电源结构，具有重要意义：可以提高电能生产的清洁度、提高能效、降低碳排放；可以提高技术水平与可持续发展能力，以提前适应各类低碳政策的颁布，规避政策风险；可以降低整个电源资产整体的碳排放水平，以规避因实施碳税或市场碳价波动所带来的经济风险。3电网企业所面临的影响、挑战及其应对策略 3.1电网企业面临的影响和挑战 电网是连接发电侧与用电侧的枢纽，也是实现发电侧与用电侧低碳效益的重要载体，为低碳能源的接入并网与低碳用电技术的运用推广提供了重要的支撑作用。发展低碳经济将带来很多新的低碳要素，为电网企业的运营发展带来如下影响和挑战： （1）各类低碳电源与低碳技术的并网运行将改变传统电力系统的运行方式。要求
23、电网应能对各类低碳技术的运用与发展提供良好的支撑，并对电网运行的安全性、稳定性、可控性与灵活性等方面提出了新的要求和挑战。 （2）各类低碳宏观政策与市场机制的引入将为电能的生产、传输与使用带来“碳成本”。电网企业必须综合考虑各类低碳政策和机制的影响，以使企业的发展战略与国家的宏观规划相吻合，并满足我国发展低碳经济的内在需求， （3）低碳经济增加了电力系统运行难度，亟需科学、高效的发电调度方式。积极探索低碳经济背景下的科学、高效的发电调度方式。 3.2电网企业的应对策略分析 根据业务职能的不同，电网企业分为规划、调度、生产技术、交易、营销等不同的部门，在低碳经济背景下很多部门都将遇到新的问题与挑
24、战，因此，各部门应互相协调，明确分工，各自承担相应的责任与义务，共同适应低碳经济发展的需求，并承担co2减排的压力。 3.2.1电网规划部门的应对策略分析以风电为例，我国大部分风力资源都分布在北部，而当地负荷水平较低，无法消纳大量的风力发电量，因此，电网建设的滞后将极大地制约可再生能源的大规模发展。 3.2.2电网生产技术部门的应对策略分析 发展低碳经济、减排co2主要是为了应对温室气体产生的温室效应导致全球气候变暖，而电网运行中也存在着一定的温室气体排放，在未来发展中，该数值将继续增加，不可忽视。 3.2.3电网调度运行部门的应对策略分析 低碳经济将对电网的调度技术提出新的要求，低碳将继安全
25、、经济之后成为电力系统调度运行中的重要目标之一，与此同时，以风电为主的可再生能源将得到蓬勃发展。但风电出力具有较强的随机性、间歇性与不可控性的特点，将对系统运行的安全与稳定控制带来更高的要求，面临严峻的挑战。为此，电网调度运行部门可采取的主要应对策略如下： （1）针对各类新型火力电源的调度特性采取精细调度。 （2）针对可再生能源的运行特性引入相应的并网运行调度技术。 （3）发展面向低碳目标的电力调度技术。优化的调度技术可调整不同机组的发电量，从而改变整个电力系统的co2排放量。 3.2.4电力市场交易部门的应对策略分析 在我国电力市场中，电网企业是单一购电方，负责市场计划的落实、校核与执行，承
26、担着市场运营的重要职能。电网企业应深入探讨和设计与低碳经济相适应的电力市场体系与市场模式，引入相应的电力价格形成机制与电力市场交易体系，以控制电力市场风险，满足电力交易需求，提高电力市场的竞争性，降低交易成本，实现电力交易与碳交易的良好衔接与协调运行。 3.2.5电力营销部门的应对策略分析 （1）基于低碳的购电成本分析与购售电策略。碳交易、碳税等政策的引入将为电力生产带来“碳成本”，从而相应改变电网企业的购电成本，而购电成本的变化将影响电网企业的赢利空间。 （2）提倡低碳用电技术，提高电能的市场覆盖率，实施积极的营销策略。4相关政策建议 4.1针对发电环节的政策建议 应在科学发展的前提下加快各
27、类新能源的规划与建设步伐。政府应在研发激励、价格补贴、财税优惠、环保评测、装机限额等方面，给予扶持与支撑，以促进各类新能源的快速、健康发展。 4.2针对电网环节的政策建议 在低碳经济中，加快电网建设对电力行业的低碳化发展具有关键意义，因此，建议政府相关部门： （1）根据国家能源发展战略实现科学的电网规划，使其与电源规划，尤其是可再生能源的发展规划相配套，并适应大规模发展电动汽车等产业政策的需求。 （2）大力发展高效的输配电技术，替换落后的输配电设备，并积极探索电力系统高效的运行方式，引入基于低碳目标的新型发电调度方式，实施内部挖潜，向机制与管理要效益。 5结语 发展低碳经济将全方位改变传统电力
28、行业的发展模式，为电力行业的可持续发展带来巨大的风险与挑战。低碳发展理念的渗透与低碳技术、低碳政策等各类低碳要素的引入，为发电企业和电网企业的生产、运营与发展带来了广泛的影响，其影响涉及环境、政策、市场与安全等诸多层面。 第二篇。关于深化科技体制改革的思考深化科技体制改革是我国全面深化改革战略的重要内容之一，是实施创新驱动发展战略、建设创新型国家的根本要求。自20世纪80年代起，我国开始制定实施一系列重大科技战略，将创新发展逐步引向经济建设渠道，逐步改进科研机构创新管理制度，建立现代科研院所；同时，鼓励企业单位开展自主创新，以创新成果带动科技发展和社会进步。经过多年改革，逐步形成科研院所、高校
29、、企业和科技中介机构等各具优势和特色的创新模式。 我国高等教育机构作为国家科技创新重要源泉之一，内含众多国家级重点实验室，参与研究国家“863”计划、自然科学基金等诸多关键项目。现如今，高校绝大部分科研成果以科技文献方式展现出来，其中90%的科研成果并未转化为创新生产力发展成果，反而深埋在文献库中无人问津，科教成果无法转化为经济成果，无疑造成知识资源的浪费和人力成本的耗散。深化体制改革的过程，就是将创新成果真切转化为社会生产力促进现代化建设的过程。促进科研成果效益化，提升科研成果转化率，是高校创新体制改革的重要部分，而企业无疑成为实现科研转化的有效载体。高校具有人才技术优势，而企业拥有资本和市
30、场优势。国家中长期科学和技术发展规划纲要（2021-2021年）指出：要以建立企业为主体，产学研结合的技术创新体系为突破口，全面推进中国特色国家创新体系建设，大幅度提高国家自主创新能力。企业加大力度支持合作院校的建设，并对服务于相关产业的重点学科、实验室建设予以重点支持，支持院校参与企业科技攻关和国家重大科技项目的申报，吸纳学校参与本企业科研和技术改造项目。高校与企业间应注重相互合作，逐步开展资源共享、合作开发，充分挖掘双方的优势和潜能，将科研成果带出实验室，带到工厂带入社会，填补企业科研空白，加速科研成果向现实生产力和实际经济效益的转化，延长产业链条，实现真正意义上的产业化。同时，引入第三方
31、监管制度，实现资产基金科学管理，杜绝浪费和违法犯罪行为。在深化科技体制改革的过程中，教育机构管理体制逐步发展，相应的科研监管方式与审查制度也有所进步，保障政府调拨的科研经费做到物尽其用，避免过度浪费。立项之初对合作项目进行科学考量，细化科研过程中的成本核算、预期收益以及风险评估；项目中期执行进度审查监管，保障项目流程正常运转；项目结题时成立专家审查组听取项目负责人的验收汇报，并调研市场认可度以及效益。高校企业合作促进科研创新效益化，完善评估制度对预期收益进行测算，层层监管保障项目进展落实，科技创新才能更好带动产业发展，进而带动社会发展和生产力发展，与国家提出的深化科技体制改革战略思路不谋而合。
32、当前，诸多知名企业已然认识到同高校合作创新、协同发展的重要性，如大众汽车、微软亚洲研究院等国际知名企业纷纷加入到合作办学、构建联合实验室等活动中，吸纳优秀科研人才与创新成果，为创新思路提供培育温床。解放被现实条件和科研计划束缚住的诸多创新成果，无疑会成为我国社会生产力和科技创新水平巨大飞跃的重要组成。 第三篇。河北省深化电力体制改革实施方案河北省深化电力体制改革实施方案（全文）为全面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20219号）及相关配套文件精神，深入推进河北省电力市场化改革，促进全省电力行业和经济社会又好又快发展，结合河北省实际，制定本实施方案。 一、指导思想
33、 、基本原则和总体目标 （一）指导思想。贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中全会以及省委八届十二次全会精神，按照国家进一步深化电力体制改革的总体部署，坚持创新、绿色、协调、开放、共享发展理念，立足河北实际，按照分步实施、平稳起步、试点先行、有序推进、加强监管、规范运行的原则，以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，推进交易机构相对独立的规范运行为工作重点，进一步强化政府监管、强化电力统筹规划、强化电力安全高效运行和可靠供应，积极稳妥推进电力体制改革，着力构建管住中间、放开两头的体制架构。 （二）基本原则。 1.坚持安全稳定
34、，保障民生。遵循电力行业的技术经济规律，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，保障基本公共服务的供给，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。 2.坚持市场化改革，促进发展。在发电侧和售电侧培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序、开放共享的电力市场格局，合理测算输配电价，理顺电力价格形成机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用。 3.坚持有序推进，试点先行。适应市场建设和发展规律，先期选择条件适宜的区域、市场主体开展试点。按照整体设计、重点突破、分步实施、有序推进、试点先行的要求，调动各方面的积极性，确保改革规范有序、稳妥推进。 4.坚持
35、绿色发展，结构优化。充分运用利益补偿等手段，为清洁能源发展创造有利条件。以在线监测和互联网技术为支撑，加强科技创新，逐步完善直接交易和辅助服务等市场机制，提高清洁能源发电比例，促进发展方式转变和能源结构优化。 5.坚持科学监管，保障公平。更好发挥政府作用，完善监管措施和手段，改进监管方法，提高技术、安全、交易、运行等环节的科学监管水平。在严格市场准入、建立公平交易平台、无歧视开放电网等方面积极探索，促进电力市场规范运营和公平交易。 （三）主要目标。争取到2021年，初步建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系；积极培育电力市场主体，建立公平、规范、高效的电力交易平台；努力降
36、低电力成本，打破行业垄断、理顺价格形成机制，建立健全“主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场机制，大力支持清洁可再生能源发展，保证电力行业清洁、高效、安全、可持续发展。 二、重点任务 （一）推进输配电价改革。按照国家确定的调研摸底、制定方案、开展成本监审、核定电网准许收入和输配电价等四个步骤，加快推进输配电价改革工作，形成基本完善的输配电价体系，逐步实现公益性以外的发售电价由市场形成。 1.制定输配电价改革试点方案。经争取，国家已同意我省纳入2021年输配电价改革试点省份。在2021年完成输配电价测算摸底的基础上，加强与国家发展改革委的沟通协调，2021年5月前制定南部电网和北部电网输
37、配电价改革试点方案，报国家发展改革委。 2.做好输配电价定价成本监审。按照国家发展改革委、国家能源局输配电定价成本监审办法（试行）（发改价格20211347号）规定，在国家发展改革委统一组织下，配合做好电网输配电定价成本监审具体工作。结合我省实际，严格核减不相关、不合理的投资和成本费用，科学合理核定输配电成本费用。2021年下半年完成我省输配电价成本监审工作。 3.核定电网准许收入和输配电价。依据国家组织的成本监审结果，按照“准许成本加合理收益”原则，以有效资产为基础，妥善处理电价交叉补贴，对国网河北省电力公司、国网冀北电力有限公司首个监管周期（2021-2021年）准许总收入和分电压等级输配
38、电价标准进行测算，2021年下半年报国家发展改革委审批，力争2021年上半年批复实施。 （二）有序放开发用电计划。在保证优先发电和优先购电、做好电力电量供需平衡的基础上，规范市场主体准入，安排一定比例电量开展直接交易，直接交易的电量不再纳入发用电计划。在完善直接交易机制基础上，逐步放开工商业电力直接交易，推进跨省跨区电力直接交易，探索建立现货市场交易机制和辅助服务市场交易机制。 1.建立优先购电制度。全省一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。加强需求侧管理，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡；开展有序用电工作，有效保障供需紧张情况下优先购电用户不受影响。列
39、入优先保障序列的用户，原则上不参与限电，近期不参与市场竞争。2021年确定优先购电的适用范围，明确优先购电的用户类别、电量规模，制定相关保障制度。 2.建立优先发电制度。为促进节能减排、保障电网运行安全和供热需要，坚持可再生能源发电、调峰调频电量和热电联产采暖期优先上网的原则，对发电机组进行优先等级分类，合理确定优先发电顺序，充分预留发电计划空间。2021年确定优先发电的适用范围，建立优先发电的相关保障制度。 3.制定放开发用电计划实施方案。以现有发用电计划工作为基础，合理测算计划电量，充分预留可再生能源发电、调峰调频电量和热电联产等优先发电空间，结合直接交易的发电量、发电容量，安排好年度电力
40、电量平衡。综合考虑我省经济结构、电源结构、电价水平、市场基础、区外受电规模，以及企业和社会的承受能力、保障社会稳定等因素，研究制定放开发用电计划实施方案，2021年下半年报国家发展改革委。 4.积极推进直接交易和完善交易机制。按照接入电压等级、能耗水平、环保水平、产业政策等确定并公布参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。制定直接交易实施方案，组织符合条件的电力用户、售电主体和发电企业，通过双边交易、集中交易等方式，确定交易电量和交易价格。在输配电价核定前和相对独立交易机构组建前，具体交易工作暂由电网公司电力交易中心承担。在输配电价改革过渡时期，电力用户与发电企业直接交易输配电价按照省
41、物价局公布的标准执行。 鼓励环保高效机组和可再生能源发电参与直接交易，允许售电主体参与直接交易，允许产业园区和经济开发区等整体参与直接交易。同时积极研究探索现货交易机制和市场化辅助服务分担机制。2021年开展电力用户直接交易试点工作，后续年度直接交易电量进一步提高。 （三）推进售电侧改革。试点先行，有序放开售电业务和增量配电投资业务，形成有效竞争的市场结构和市场机制，逐步建立发电侧、售电侧主体多元、充分竞争的市场格局。 1.培育多元化售电主体。在国家确定的售电侧市场主体准入与退出条件基础上，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。在全省范围内有序向社会资本放开
42、售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，支持发电公司及其他社会资本投资成立售电公司参与市场交易。鼓励拥有分布式电源的用户和供水、供气、供热等公共服务行业以及节能服务公司等从事市场化售电业务，赋予用户更多的选择权，提升售电服务质量和用户用能水平，形成有效的市场竞争结构和市场体系。售电业务市场准入机制以注册认定代替行政许可，实行“一承诺、一公示、一注册、两备案”。2021年6月制定河北省售电侧改革试点方案并报国家发展改革委、国家能源局备案，列入国家售电侧改革试点省份。 2.鼓励社会资本投资增量配电业务。鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。探索社会资本投资配电业务有效途径，在适宜区域推动开展售电侧
43、改革试点，有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。社会资本投资增量配电网控股的，在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权，在供电营业区内拥有与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务，承担保底供电服务。对于利用历史形成的国网河北省电力公司和冀北电力有限公司以外的存量配电资产从事配电投资业务的，按照国家有关规定执行。 （四）加快组建电力交易机构。按照公平、公正、公开的原则，组建相对独立的电力交易机构，推动电力市场规范运行。完善电力交易机构运营机制，形成健全的电力市场监管规则体系，探索建设全省范围电力市场。 1.设立市场管理委员会。在省深化电力体制改革领导小组的领导下，组建河北电力市场管
44、理委员会，由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等按类别选派代表组成，实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制，主要负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等。华北能源监管局和省发展改革委等单位可派员参加市场管理委员会有关会议。市场管理委员会审议结果经审定后执行，华北能源监管局和省发展改革委可以行使否决权。 2.组建电力交易机构。按照省政府批准的章程和规则，暂以国网河北省电力公司、国网冀北电力有限公司子公司形式组建相对独立的交易机构，随着电力市场的发展，交易机构应适时调整组织形式。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，明确工作界面和工作流程，搭建公开透明、功能完
45、善的电力交易平台。交易机构以电网企业现有人员为基础，根据业务发展需要，通过公开择优选聘充实专业人员队伍；高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。 3.明确交易机构职能。交易机构在华北能源监管局和省发展改革委的监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，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，提供结算依据和相关服务等；负责市场主体注册和相应管理、披露和发布市场信息等，参与拟订电力市场交易规则。交易机构可向市场主体合理收取注册费、年费、交易手续费。 （五）促进可再生能源发电健康发展。在保障安全的前提下，开放电网公平接入，积极利用先进技术，提高系统消纳能力和可
46、再生能源利用率。 1.完善并网运行服务。编制本地年度电力电量平衡方案时，在保障电网安全稳定和民生的前提下，全额安排规划内可再生能源发电并鼓励参与直接交易。积极推进风电、光伏发电与其他电源、电网的有效衔接，解决好无歧视、无障碍上网问题。 2.积极推进可再生能源微电网建设。支持具备条件的区域或企业，发展融合清洁能源发电、先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，鼓励符合条件的拥有微电网的用户参加交易。积极探索微电网市场交易及运行机制，提高电能消纳能力和能源利用效率。 3.形成可再生能源发电消纳新机制。认真落实可再生能源发电保障性收购制度，探索保障规划内可再生能源优先发电、优先发电合同转让新机制
47、。鼓励可再生能源发电开展跨省跨区交易，扩大消纳范围。 （六）规范自备电厂管理。 1.强化自备电厂运营管理。自备电厂应公平承担社会责任，履行相应义务，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务。拥有自备电厂的企业应按规定承担相关的政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费。对于不占用火电建设规模的余热、余压、余气自备电厂，可按有关规定减免政策性交叉补贴和系统备用费。探索以市场服务方式逐步代替系统备用费的机制。 2.加快推进自备电厂升级改造。结合燃煤发电机组节能环保升级改造工作，加快推进全省自备电厂超低排放、节能改造和淘汰落后机组。自备电厂应视锅炉类型和燃料情况分别安装或改造脱硫脱销除尘设施，按国家和我省有关要求达到国家排放标准、河北省地方排放标准、标准中规定的特别排放限值或超低排放标准。自备电厂应按环保部门要求安装且稳定运行固定污染源在线监控设备，并与环保、电网等部门联网。污染物排放不符合环保要求的自备电厂要限期实施环保设施升级改造；供电煤耗、水耗高于省内同类型机组平均水平以上的自备燃煤发电机组，要因厂制宜实施节能节水改造。 3.有序推进自备电厂参与市场交易。支持拥有并网自备电厂的企业注册成为合格发电市场主体，有序推进其自发自用以外电量按交易规则与售电主体