附：廣西電力體制改革綜合試點實施方案

為貫徹落實《中共中央 國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）和《國家發展改革委 國家能源局關於印發電力體制改革配套文件的通知》（發改經體〔2015〕2752 號）精神，進一步深化廣西電力體制改革，著力解決電力體制運行過程中的突出矛盾和深層次問題，推動全區經濟結構調整和產業轉型升級，提高電力普遍服務水平，制定本方案。

一、當前廣西電力體制運行中存在的突出問題

廣西一次能源匱乏，缺煤少油乏氣，能源問題一直是制約廣西發展的瓶頸。近年來，廣西電力行業有了長足發展，為經濟社會發展提供了有力的能源支撐，但隨著市場化改革的不斷推進，電力體制運行過程中的一些弊端愈發凸顯，主要表現在：

一是電價傳導機制不順。廣西水電裝機容量佔比高，電網企業綜合購電成本會隨水電出力情況發生變化。由於售電價格相對固定，購電成本不能有效向售電側傳導，售電價格不能客觀體現實際購電成本的變化。二是市場化的價格形成機制不健全，電力直接交易機制沒有有效建立。工業企業特別是部分資源型優勢特色產業因電價相對較高而“用不起電”與火力發電企業因沒有發電容量而“發不出電”的矛盾日益突出。三是電力統購統銷體制下，電網企業低買高賣的盈利模式受到多方詬病，輸配電價改革亟需推進。四是多網並存的供電管理體制下，地方電網主要通過躉售獲得電量、賺取差價，不僅一定程度上推高全區電價水平，而且造成電力市場無序競爭、電網重復建設問題突出。五是前期電力改革不徹底，地方電網主輔不分、廠網不分現象仍然存在，一定程度上造成電價傳導不順、電力市場混亂，等等。

解決這些突出問題，必須進一步深化電價形成機制、電力交易機制、供電體制、電力建設和管理體制等方面的改革，實現電力與其他產業協同發展，推動經濟結構調整和產業轉型升級。

二、廣西電力體制改革的總體目標、基本原則

總體目標：以中發 9 號文件精神為指導，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，以市場化改革為導向，合理核定輸配電價，構建新的電網企業盈利模式。加強銷售電價與購電成本聯動，理順各類政府定價，減少中間環節，建立公平公正、傳導有序、能夠反映電力實際成本的電價形成機制。加快建立相對獨立的電力交易平台，完善電力交易機制，構建發電企業、配售電企業、電力用戶之間有序競爭的市場交易機制。推進售電側改革，放開售電市場，豐富售電側市場主體。推進發用電計劃改革，嚴格電力調度，落實政企分開、廠網分開、主輔分開等改革要求，加強電源和電網規劃建設，建立健全有序高效的電力管理體制。

由於歷史原因，與全國其他省份相比，廣西電力體制改革的緊迫性和復雜性更為突出。積極穩妥推進廣西電力體制改革，必須符合國家電力體制改革方向和政策要求，從廣西實際出發，遵循以下原則：

——堅持安全可靠，提高運行效率。遵循電力技術經濟規律，堅持安全第一，效率優先，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，不斷提高電力系統運行效率。

——順應社會預期，釋放改革紅利。推進改革要有利於推動電力市場化交易，建立健全市場化電價形成機制。有利於促進穩增長、調結構、轉方式，推動優勢產業加快發展。有利於保障基本公共服務，確保居民、農業用電等用電安全和價格相對平穩。

——堅持市場化改革，加強政府調控監管。發揮市場配置資源的決定性作用，促進有效競爭。加強政府宏觀調控，有效發揮政府的規劃、調節和監管作用。

——堅持先易后難，積極穩妥推進。由於長期積累的體制機制矛盾，廣西電力體制改革異常復雜，需要抓住關鍵環節，在做好頂層設計的基礎上，找准突破口，先易后難，穩步推進，把當前能改的事項，抓緊啟動﹔對於一些難點問題，賦予地方、企業、工業園區先行試點，逐步推開。

——堅持問題導向，突出改革重點。依據中發 9 號文件精神，重點解決廣西電價形成機制不順、電力交易市場化程度不高、電網企業統購統銷、電網重復建設與不足並存等突出問題，其它改革與全國同步推進。

——堅持全區一盤棋，兼顧各方利益。必須在全區范圍內統籌電價平衡，不能因為局部利益，隨意改變電價盤子。尊重當前電力體制形成的特定歷史，既要符合國家的總體改革方向，革除體制機制障礙，又要兼顧發電企業和電網企業的利益，確保各方穩定健康發展。

——堅持保障民生和促進節能減排。政府保留必要的公益性調節性發用電計劃，妥善處理交叉補貼問題，完善階梯價格機制，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩，切實保障民生。積極開展電力需求側管理和能效管理，完善有序用電和節約用電制度，促進經濟結構調整、節能減排和產業升級。

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並存的實際，按照“准許成本加合理收益”原則，以自治區境內各家電網有效資產為基礎，分別核定電網企業准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，價格調整僅限於工商業，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，規范市場主體准入標准，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，採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，採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於當年全區用電量的 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，按照政府批准的章程和規則，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。交易機構經批准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。按照有利於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准入、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，並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准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並提交評估報告。

（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並網接入，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，並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准，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，並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，出台相關配套措施，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。對於地方電網轉型、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﹔對於放開售電市場，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。

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