天津市、青海省、湖南省电力体制改革综合试点方案陆续公布，推进售电侧改革三省市有话说。
天津市要稳步推进售电侧放开，积极探索社会资本参与增量配电投资的有效途径。
青海省在电力市场体系、社会资本投资配售电业务、培育市场主体等方面进行积极探索。实现电力市场规范有序，电价形成机制基本建立，可再生能源发电和分布式能源发电在电力供应中的比例明显提高，市场主体多元化步伐加快的目标。
湖南省将积极推进批发市场和零售市场建设，多途径培育售电侧市场竞争主体，逐步完善交易机制和准入退出机制，向社会资本开放配售电业务，提升售电服务质量和用户用能水平。
本期电力急先锋带你关注三省市电改综合试点方案。
【天津】
天津市改革目标为：
第一阶段(2016 年至 2018 年)，参与初步构建京津冀电力市场。按照供给、需求、输配、交易等市场要素，核定输配电价，妥善处理交叉补贴，制定直接交易规则，推动电力直接交易，组建相对独立的交易机构，构建电力市场平台，按照国家有关规定，明确市场主体准入和退出标准，稳步推进售电侧放开，积极探索社会资本参与增量配电投资的有效途径。
第二阶段(2019 年至 2020 年)，参与京津冀电力现货交易，建成完整的京津冀电力市场体系。按照电力市场化基本要求，建立更加完善的定价机制和更加健全的电力交易机制，除必要的公益性、调节性以外的发用电计划全部放开，形成市场主体多元、竞争有序的交易格局，逐步融入全国电力市场体系。
重点任务中指出：
(二)组建相对独立的电力交易机构。
4.组建相对独立的电力交易机构。在北京电力交易中心加挂京津冀电力交易中心牌子，实现交易业务与电网业务分开，并根据电力市场建设发展需要，逐步引入其他市场主体进行股份制改造。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供高效、优质服务。
5.明确交易与调度机构职责。电力交易机构在政府监管下为市场交易主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，主要负责市场建设、交易平台建设与运行维护、市场成员注册与管理、市场分析预测、市场交易组织、提供交易结算依据、披露和发布市场信息等工作，配合有关部门编制电力市场交易规则。电力调度机构主要负责电力实时平衡和系统安全。
6.建立电力市场管理委员会。在天津市电力体制综合改革组织领导机构下，按类别选派有关市场主体代表参加京津冀电力市场管理委员会。
(三)推进电力市场建设。
7.规范市场化交易规则。按照国家能源局制定的电力交易基本规则，研究完善京津冀电力市场交易具体细则。2016 年配合制定出台京津冀电力直接交易规则，适时配合制定出台京津冀电力现货交易规则。
8.推动电力直接交易。积极参与京津冀电力市场建设，引进区外低价电，降低本地用电成本。结合有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，在 2016 年底前，组织开展大用户与发电企业直接交易试点，并逐步放开准入范围，扩大直接交易规模。完善省际合作机制，加强与电力富集省份的沟通协作，积极推动跨省跨区直接交易，扩大市场化交易电量。到 2017 年底，争取天津市电量交易 60%通过直接交易实现。
9.完善辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，研究建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，自主参与辅助服务市场化交易。
(四)稳步推进售电侧放开。
10.放开增量配电投资业务。对于历史形成的国网天津市电力公司以外的存量配电资产，视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。2017 年前，推动现有符合条件的经济技术开发区、保税区、高新区、循环经济产业区等园区开展增量配电投资业务试点，提高配电网运行效率，争取形成可复制可推广的模式。2020 年前，以新建的各类产业园区(如南港工业区等)、新建城区为重点推动社会资本进入配电领域，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。对社会资本投资增量配电网绝对控股的，在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权，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。
11.培育多元化售电主体。逐步向社会资本放开售电业务，发电企业及其他社会资本均可投资成立独立的售电公司。2017 年，根据国家《售电公司准入与退出管理办法》出台售电公司准入退出实施细则。选择有参与意愿并符合准入条件的各类园区，组建独立的售电公司，可以代表园区内相关企业打捆参与电力直接交易。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。
【青海】
青海省改革步骤：
按照国家部署，结合我省实际，分两个阶段实施。
第一阶段(2016 年—2018 年)：以国家政策框架为基本遵循，以加快推进条件成熟的改革为突破口，在建立藏区电力普遍服务补偿机制的基础上，开展输配电价核算，进一步放开发用电计划，完善销售电价分类改革，完成相对独立股份制交易机构的组建和交易平台的建设，明确市场准入标准和交易规则。在电力市场体系、社会资本投资配售电业务、培育市场主体等方面进行积极探索。实现电力市场规范有序，电价形成机制基本建立，可再生能源发电和分布式能源发电在电力供应中的比例明显提高，市场主体多元化步伐加快的目标。
第二阶段(2018 年—2020 年)：2020 年前建立以长期交易为主、现货交易为补充的市场体系。跨省跨区电力市场化交易份额进一步扩大，电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体系比较健全，供应多元化和公平竞争全面实现，产业技术水平、能源利用效率和电力运行安全可靠性明显提升，政府监管能力明显增强，实现全省资源优势转化为经济优势。
重点任务中指出：
(二)推动输配电价改革。
1.制定输配电价改革试点方案。按照国家要求，结合开展输配电价改革试点省份的成熟经验，探索建立科学合理的青海电网输配电价形成机制，建立平衡账户及相应的调整机制，拟定适合青海电力体制特点的输配电价改革试点方案，经国家批准后组织实施。
2.做好输配电价定价成本监审工作。按照《国家发展改革委国家能源局关于印发<输配电定价成本监审办法(试行)>的通知》(发改价格〔2015〕1347 号)要求，配合国家开展青海电网输配电价成本监审工作，明确青海电网输配电定价成本构成要素，从严核定成本费用，完成青海电网输配电价成本监审工作。
3.推进电价交叉补贴改革。坚持保障民生、合理补偿和公平负担的原则，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴，逐步建立科学合理的销售电价分类体系。过渡期间，由电网企业测算并申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审核后，通过输配电价回收。
4.测算输配电价标准。在建立藏区电力普遍服务补偿机制的基础上，根据成本监审结果，按照“准许成本加合理收益”原则，在综合考虑电网企业输配电资产、成本、效益的基础上，测算出输配电价总水平和分电压等级输配电价标准。
(三)建立相对独立的电力交易机构。
1.组建和规范电力交易机构。组建股份制青海电力交易中心，对现有交易中心进行股份制改造。青海电力交易中心按照政府批准的章程和规章运营，按有关规定为电力市场交易提供服务，机构管理运营和各类市场主体相对独立，并接受西北能源监管局和省级能源主管部门及相关部门的业务指导和监管。
2.明确电力交易中心职能。电力交易机构在西北能源监管局和省级能源主管部门的监管下，不以营利为目的，依法依规为市场主体提供规范、公开和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，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体的注册和管理，披露和发布市场信息等。调度机构主要负责电力实时平衡和系统安全。
3.设立市场管理委员会。在省电力体制改革领导小组的领导下，组建青海电力交易市场管理委员会，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，负责研究审定青海电力交易中心章程、交易和运营规则，推荐并依法定程序聘任青海电力交易中心高级管理人员，协调电力交易市场相关事项等。由西北能源监管局和省级能源主管部门、省级电力运行主管部门、省级价格主管部门等有关部门组成联合小组，联合小组成员单位可派员参加电力交易市场管理委员会有关会议。电力交易市场管理委员会审议结果经审定后执行，联合小组可行使否决权。重大事项由联合小组报经省政府审定后执行。
(四)建立健全电力市场交易机制。
1.规范和明确市场主体。对单位能耗、环保排放均达到国家标准的发电企业、售电企业和用户按照接入电压等级、产业政策以及区域差别化政策等制定参与直接交易的准入标准。在落实电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下，扩大省内电力直接交易规模;实行市场主体注册制。发电企业、售电企业、用户三方到交易机构注册成为市场交易主体，政府定期公布注册的市场主体目录，并实施动态监管。
2.引导市场主体开展多方直接交易。对符合准入标准的市场主体赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易。青海电力交易电子平台建成之前，以建立中长期市场为主，主要开展年、季、月等月以上电能交易。青海电力交易电子平台建成后，探索开展周、日等日以上电能交易。
3.建立中长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式，直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业签订年度及以上的长期合同，建立并完善合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。
4.建立调峰补偿市场化的辅助服务机制。建立用户参与的服务分担共享机制。根据电网可靠性和服务质量，按照“谁受益、谁承担”的原则，发挥各类型发电企业和电力用户的调节性能，由用户结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，承担相应的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿;在现有基础上建立完善调峰补偿市场化机制。加大调峰补偿力度，通过双边协商或市场化招标等方式确定参与调峰交易双方。
5.建立跨省跨区电力交易市场化机制。积极配合推进西北电力市场建设，按照国家统一安排和省级政府间的合作协议，支持电力企业将省内富余的电力电量，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式输送到区域或全国电力市场进行交易，促进电力资源在更大范围内优化配置。根据电力市场建设推进情况，制定跨省跨区电力直接交易实施方案。跨省跨区电力交易合同要向西北能源监管局、省级能源主管部门和电力交易机构备案。
(六)推进售电侧市场改革。
1.培育售电业务主体。向社会资本有序放开售电业务，多途径培育售电侧市场主体，形成有效竞争的市场结构和市场体系，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。整合互联网+、智能电网、能源综合服务和节能管理等新兴技术和管理模式，提高电力用户、服务商、电力生产商的互动，提高电力服务的质量和水平。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;允许拥有分布式电源的用户，供水、供气和供热等公共服务行业，节能服务公司等从事市场化售电业务;允许符合条件的用户自主选择市场交易对象。建立售电侧市场主体信用体系，切实保障各相关方的合法权益。电网企业制定制度措施确保无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应义务，确保无议价能力用户用电。
2.鼓励社会资本投资增量配电业务。坚持改革正确方向，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，以高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区、工业园区和矿区等为重点，有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。国网青海省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。同时，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，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。增量配电区域的配电价格由青海省价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。
3.明确售电放开的市场准入条件。在国家确定的售电侧市场主体准入与退出标准、条件基础上，结合青海实际，依法确定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体准入条件。售电主体必须具备独立法人资格、业务独立、信用良好、拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的注册资本、设备和经营场所以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。明确退出规则，加强市场监管，保障各相关方合法权益。创新售电业务市场准入机制，以注册认定代替行政审批，实行“一注册、一承诺、一公示、三备案”。
4.明确市场主体权责。售电主体可通过电力市场，采取向发电企业集中竞价和向其他售电商购电等多种方式购电。售电主体、用户和其他相关方依法签订合同，明确权利义务。鼓励售电主体创新服务，向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定，承担政府性基金、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任等义务。各市场主体通过电力交易中心等平台进行交易。
【湖南】
湖南省改革主要目标：
紧紧围绕供给侧结构性改革，以完善市场机制为核心，全面实现电力市场化，分三个阶段实施。改革起步阶段（2016年）：合理核定输配电价，初步建立输配电价形成机制；成立电力市场管理委员会，组建电力交易机构，制定市场交易规则，初步建成市场交易平台；有序放开发用电计划，逐步扩大直接交易规模；夯实电力市场化交易体系基础。
重点实施阶段（2017—2018年）：建立市场主体准入与退出制度，培育市场竞争主体；建立优先发电、优先购电制度，探索自供区的改革改造，制定辅助服务机制，以大用户直接交易为基础加快推进市场交易，力争交易规模扩大至300亿千瓦时；初步构建主体多元、公平开放的市场交易体系。
完善推广阶段（2019—2020年）：基本理顺电力价格形成机制，逐步完善电力交易机构组织形式，健全电力市场监管体系，工商业电量全部参与市场交易，社会资本参与投资配电业务，建立市场主体多元，交易品种齐全、功能完善的电力市场，市场在资源配置中发挥决定性作用，有效保障全省经济社会发展需要。
主要任务：
（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制。
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，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。核定电网企业准许总收入，分电压等级核定输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督，逐步建立健全对电网企业的约束和激励机制。
1、合理核定全省输配电价。按照国家关于推进输配电价改革的有关要求，抓紧核定首个监管周期内国网湖南省电力公司各年准许收入和分电压等级输配电价，严格核减不相关、不合理的资产和成本，防止输配电价成本虚高核定。考虑湖南多网并存实际，进一步完善全省电网准许成本核定机制，按照准许成本加合理收益原则，对电网企业和配电企业各电压等级的资产、费用、供输电量、线损率等实行独立核算、独立计量，准许成本、准许收益、税金分别在各电压等级上分摊，逐步规范输配电价。
2、建立健全激励约束机制。鼓励电网企业通过加强管理提高效率，使运营成本低于准许成本，节约的成本可在电网企业与用户之间分享；制定考核电网企业运行效率和服务质量的激励机制，电网企业服务绩效超过规定目标的，适当予以奖励，反之予以惩罚，扣罚部分准许收益。
3、逐步规范网间电力交易。输配电价改革全面完成前，可继续通过趸售方式向地方电网供电，逐步规范趸售电价，有序减少趸售电量，鼓励地方电网通过市场交易向发电企业、售电企业等直接购电。条件成熟时，有序推进趸售交易向市场交易过渡，加快将地方电网发展为拥有配电业务的售电公司。
4、有序实现市场形成价格。鼓励放开竞争性环节电价，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式确定，电网企业按照核定的输配电价收取过网费。参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成；未参与电力市场的用户，继续执行政府定价。过渡期暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式执行。
（二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。
推动直接交易向市场交易转变，逐步扩大发电企业、售电主体和用户准入范围，探索推进跨省区电力交易，适时开展现货交易，逐步建立和完善配套体制机制，构建主体多元、公平开放、竞争有序、统一协调、健康发展的湖南电力市场。
1、规范市场主体准入标准。按照接入电压等级、能耗水平、排放水平以及产业政策等制定参与市场交易的发电企业、售电主体和电力用户准入标准，报省人民政府审定后发布。以注册代替行政许可，发电企业、售电主体和电力用户可选择到交易机构注册成为市场交易主体。
2、建立健全市场交易机制。改革初期，着重制定完善年度双边协商和月度集中竞争交易规则，包括市场准入、市场注册、市场交易、交易合同、交易出清、交易结算、信息披露等。根据湖南电源布局、负荷特性、电网结构等因素，逐步建立完善用户参与的辅助服务交易机制、合同执行偏差电量平衡机制、撮合交易机制、中长期与现货交易机制、跨省跨区交易机制。
随着改革深入，建立健全以中长期差价合同管理市场风险、全电量集中竞价的现货市场发现价格的交易机制。
3、研究制定市场信用体系。加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。建立企业法人及其负责人、从业人员信用纪录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查，对企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行为严重且影响电力安全的，实行严格的行业禁入措施。
（三）建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。
按照公平、公正、公开原则，组建电力市场管理委员会，建设相对独立的省级电力交易中心，为省内电力交易提供公开透明、功能完善、规范运行的公共交易平台。
1、组建电力市场管理委员会。在省电力体制改革领导小组的指导下，探索以公开招募等方式组建湖南省电力市场管理委员会。委员会由省内电网企业、发电企业、售电企业、电力用户和第三方代表组成，实行按市场主体类别投票表决等合理议事规则，负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则，推荐所属电力交易中心高级管理人员，协调电力市场相关事项等。委员会下设秘书处，挂靠省电力交易中心，负责会议召集及日常事务。委员会接受省人民政府有关部门和能源监管机构的指导和监管，上述单位派员参加委员会相关会议，审定审议事项，根据职责行使否决权。
2、建设省级电力交易中心。组建股份制湖南省电力交易中心，对现有电力交易中心进行股份制改造。同步建设省级电力市场电子交易平台，满足中长期交易和市场监管要求，适时接入国家电力交易平台和区域电力交易平台。建立健全电力交易机构的信息发布制度，实时公布电网信息、通道信息和交易信息。
3、完善电力交易中心功能。省电力交易中心按照章程实行自律自治管理，日常运作不受市场主体干预，在政府监管下提供规范、公开、透明的交易服务，包括电力交易平台的建设、运营和管理；市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总用户与发电企业签订的双边合同；市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。
（五）稳步推进售电侧改革，有序放开配售电业务。
积极推进批发市场和零售市场建设，多途径培育售电侧市场竞争主体，逐步完善交易机制和准入退出机制，向社会资本开放配售电业务，提升售电服务质量和用户用能水平。
1、培育多元售电市场主体。鼓励社会资本投资成立售电主体，拥有分布式电源的用户或微网系统可以参与市场交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场。
2、建立售电市场管理机制。按照国家关于售电侧市场管理规则，结合湖南实际，明确售电主体市场准入、退出规则，以注册认定代替行政审批，明确“一注册、一承诺、一公示、三备案”具体流程，市场准入和交易过程做到公平开放、规范透明；研究制定配售电公司提供保底供电服务的具体办法；强化市场监督管理，建立配售电市场信用体系。严格执行公平无歧视接入规定，电网企业应及时向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户有电可用。
3、积极开展园区售电试点。放开所有符合条件的省级以上园区售电业务。配售电公司可采取向发电企业协商购电、通过集中市场购电、向其他售电商购电等多种方式从事购电业务，向电力用户或其他售电商出售电能，符合条件的还可向用户提供合同能源管理、综合节能、需求响应、用户受电外部工程、用电设备维护和用电咨询等电力需求侧增值服务。向所有符合条件的市场主体放开配售电业务，形成市场竞争。拥有配电网运营权的售电公司应承担保底供电服务职责。
4、引导社会资本投资增量配电业务。研究探索多种融资模式投资配电业务的有效途径，鼓励以混合所有制方式发展配电业务，投资各方共同承担新建配电网的运行维护费用。以产业园区为重点区域，有序向符合条件的市场主体开放增量配电业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的配售电公司，在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权。同一供电营业区内只能有一家配售电公司拥有配电网经营权，在供电营业区内拥有与电网企业相同的权力，并履行相同的责任和义务。增量配电网需充分论证并纳入省级及以上配电网规划，充分发挥现有电网供电能力，避免重复投资。试点范围内国网湖南省电力公司以外的存量配电资产视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。
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