透視國家發展改革委和國家能源局電力體制改革“路線圖”

國家發展改革委和國家能源局30日發佈電力體制改革6個配套文件。以下是由本站小編J.L為您整理推薦的《透視國家發展改革委和國家能源局電力體制改革“路線圖”》正文，歡迎參考閲讀。

這6個配套文件分別是《關於推進輸配電價改革的實施意見》《關於推進電力市場建設的實施意見》《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》《關於有序放開發用電計劃的實施意見》《關於推進售電側改革的實施意見》《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》。

文件從輸配電價、交易機構、發用電計劃、售電側等重點領域進行了部署，這標誌着新一輪電力體制改革進入全面實施階段。《經濟日報》記者圍繞文件內容分別採訪了國家能源局市場監管司、法制和體制改革司、電力司、新能源司等相關司局負責人，並就其中的重點內容進行了解讀。

——訪國家能源局市場監管司負責人

變“獨買獨賣”為“多買多賣”

問：《關於推進電力市場建設的實施意見》的主要特點是什麼?

答：《實施意見》着重突顯以下九個主要特點。

一是明確了市場建設“在具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制” 的初期目標。

二是強調有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，與擴大直接交易主體範圍、市場規模以及市場化跨省跨區交易機制協同推進。

三是提出分散式和集中式兩類市場模式和一系列市場交易品種;對區域和省(區、市)電力市場範圍和功能進行了界定。

四是明確規劃內可再生能源在優先發電的基礎上，優先發電合同可轉讓，解決當前大規模可再生能源消納與系統調峯容量不足，以及跨省區消納與受電省發電企業利益衝突的問題。

五是將各類發電企業納入市場主體範圍，以促進公平競爭和市場效率;將電力用户納入市場主體範圍，可充分利用市場機制促進電力供需平衡。

六是建立了與電力供需相對應的實時價格機制，可以更好地保障電力系統的實時平衡，從而徹底解決直接交易只考慮電量平衡、不考慮電力平衡的弊端。

七是允許試點地區結合本地區輸電網架結構的實際情況，選擇採用區域電價或節點邊際電價。

八是針對市場化後系統發生緊急事故、重大自然災害、突發事件等情況，明確了應急處置原則。

九是對市場信用體系制度建設提出了具體要求。

問：電力市場建設的實施路徑是什麼?

答：電力市場建設的實施路徑是：有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，按照電壓等級和用電容量不斷擴大參與直接交易的市場主體範圍和電量規模，選擇具備條件地區建設現貨交易和中長期交易同步開展的電力市場試點，建立適應現貨交易要求的優先發用電機制;電力市場試點運行一定時間後，總結試點經驗、完善交易機制、豐富交易品種，視情況擴大試點範圍，推動各電力市場的融合與聯合運行。

非試點地區按照《關於有序放開發用電計劃的實施意見》以及《關於推進電力市場建設的實施意見》的有關內容開展市場化交易，在國家制定的中長期交易基本規則基礎上，規範擴大電力直接交易，逐步過渡到適應現貨交易要求的中長期交易機制，並在此基礎上研究形成現貨市場。各地零售市場按照《關於推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。

問：推進電力市場改革能否降低電價?

答：現行電價體制下，用户終端價格主要包括髮電上網價格、輸配電價、政府基金和附加三部分。本次改革以核定輸配電價為切入點，將電網企業購銷差價作為主要收入方式轉變為按照政府核定的輸配電價收取過網費。市場建設重在理順價格形成機制，構建反映供需變化、實現發電企業和電力用户間傳導的價格信號，變“獨買獨賣”為“多買多賣”，其作用在於提高市場的競爭性，增強電力用户的用電選擇權。從目前電力供需形勢來看，在一段時間內電能量價格應該呈下降趨勢。隨着電力供需形勢變化和市場機制的完善，電價將出現有升有降的局面。同時，監管機構將加大市場運行中市場力、串謀報價等問題的監管力度，避免市場平均價格大幅波動。

問：《實施意見》中為什麼要突出建立現貨市場?

答：這一次電力市場建設與2019年的市場化改革相比，一個鮮明的特點就是提出了電力市場建設應中長期交易和現貨交易並舉;逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨交易發現價格信號的電力市場。

過去我們推廣開展的大用户直接交易，已經形成較為成熟的中長期電力交易機制，由於缺乏市場化的電力電量平衡機制，不能真實反映電力供需，價格信號存在失真情況，因此，需要建立現貨市場。

交易機構收取手續費不會造成電價上漲

——訪國家能源局法制和體制改革司負責人

問：為什麼要出台《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》?

答：“建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規範的市場交易平台”是貫徹落實中發〔2019〕9號文“構建有效競爭的市場結構和市場體系”要求的重要途徑，是中發〔2019〕9號文明確的近期推進電力體制改革重點任務之一。組建和運行相對獨立的交易機構具有較強的專業性，涉及主體眾多，需要制定專門文件對交易機構設置、職能定位以及運行規則等內容作出規定，以便指導後續電力交易機構組建和規範運行工作。

問：從電力市場建設的實際看，對電力交易機構組建的總體考慮是怎樣的?

答：電力交易機構不分級、互不隸屬，同一地域內不重複設置開展現貨交易的交易機構。考慮到我國電力市場建設的實際需要，對各類交易機構的設置及其職能總體考慮如下：一是北京電力交易中心、廣州電力交易中心，主要職能是落實國家計劃、地方政府協議。二是其他區域交易機構。主要職能是開展中長期交易、現貨交易，在一定範圍內實現資源優化配置。三是省(區、市)交易機構，主要職能是開展省內中長期交易，有條件的探索開展現貨交易。

組建相對獨立的電力交易機構，旨在搭建公開透明、功能完善的電力交易平台，不以營利為目的，依法依規提供規範、可靠、高效、優質的電力交易服務。

問：如何理解電力交易機構的“相對性”和“獨立性”?

答：交易機構的“獨立性”主要體現在：一是交易職能上，交易機構負責市場交易組織;二是組織形式上，按照政府批准的章程和規則組建交易機構，可以採取公司制和會員制;三是運營管理上，交易機構具有與履行交易職責相適應的人、財、物，可向市場主體合理收費，日常管理運營不受市場主體干預，接受政府監管;四是人員任命上，高級管理人員由市場管理委員會推薦，依法按組織程序聘任。

交易機構的“相對性”主要體現在：一是依託電網企業現有基礎條件成立，交易機構人員可以電網企業現有人員為基礎;二是可以採取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制等組織形式;三是組建初期，可在交易機構出具結算憑證的基礎上，保持電網企業提供電費結算服務的方式不變;四是交易機構和調度機構按照各自職責開展市場運營業務，共享網絡拓撲結構、安全約束等電力系統運行基礎信息。

問：電力交易機構收取交易手續費是否會造成電價上漲?

答：市場建設初期，交易規模處於起步階段，電力交易機構原則上不收取交易手續費，日常運行所需資金由各股東或會員單位按出資比例進行分攤。條件成熟後，可收取交易手續費，具體標準由電力市場管理委員會議定，按程序批准或同意後執行。

電力交易機構收取交易手續費不會造成電價上漲。首先，現有模式下的交易成本隱藏在電網購銷差價中，交易機構獨立後只是將交易成本透明化，可考慮在核定電網企業輸配電價時扣除該部分交易成本。其次，交易機構收費在市場主體電費中的比例較小，不至於造成電價上漲。根據國際經驗，交易相關費用僅佔電能單價的1‰ 至2‰。建立市場化的交易機制和價格形成機制，將提高能源利用效率，減低成本，所降低的成本會遠遠大於為保障交易機構正常運轉所收取的交易相關費用。最後，交易機構不以營利為目的，收取交易手續費形成的當期盈餘會在下期返還市場交易主體。

有序向社會資本放開售電業務

——訪國家能源局電力司負責人

問：售電側改革的主要內容及思路是什麼?

答：售電側改革是本次電力市場化改革的重點，也是亮點。中發〔2019〕9號文件提出要穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務。

一是鼓勵社會資本投資配電業務。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，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。

二是建立市場主體准入和退出機制。根據開放售電側市場的要求和各地實際情況，科學界定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售電主體條件。電網企業應無歧視地向售電主體及其用户提供報裝、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，確保無議價能力用户也有電可用。

三是多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電;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户銷售;允許擁有分佈式電源的用户或微網系統參與電力交易;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。

四是賦予市場主體相應的權責。售電主體可以採取多種方式通過電力市場購電，包括向發電企業購電、通過集中競價購電、向其他售電商購電等。

問：什麼樣的企業或個人能夠成立售電公司?

答：售電公司以服務用户為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。鼓勵售電公司提供合同能源管理、綜合節能和用電諮詢等增值服務。

根據中發〔2019〕9號文和《實施意見》，電網公司、發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。擁有分佈式電源的用户，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。個人也可以投資成立售電公司，只要符合售電公司准入條件即可。

問：售電公司組建程序是什麼?

答：按照簡政放權的原則，《實施意見》對售電側市場的准入和退出機制作了創新性安排，這是新一輪電力體制改革中的一個亮點。准入機制方面，將以註冊認定代替行政許可的准入方式，以降低行政成本，實現有效監管，提升工作效率，重點是“一承諾、一公示、一註冊、兩備案”。

“一承諾”，就是符合准入條件的市場主體應向省級政府或省級政府授權的部門提出申請，按規定提交相關資料，並作出信用承諾。“一公示”，就是省級政府或省級政府授權的部門通過“信用中國”等政府指定網站將市場主體是否滿足准入條件的信息、相關資料和信用承諾向社會公示。公示期滿無異議的納入年度公佈的市場主體目錄，並實行動態管理。

“一註冊”，就是列入目錄的市場主體可在組織交易的交易機構註冊，獲准參與交易。“兩備案”，就是在能源監管機構和徵信機構進行事後備案。

問：售電公司如何分類?

答：售電公司分為三類。包括電網企業的售電公司;社會資本投資增量配電網並擁有配電網運營權的售電公司;不擁有配電網運營權的獨立售電公司。同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，並提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。

問：電網公司參與競爭性售電業務，如何保證售電公司間公平競爭?

答：為確保售電市場的公平競爭，可採取以下應對措施：

一是交易機構應選擇獨立性相對較強的組織形式。在電網企業成立售電公司從事競爭性售電業務的省份，交易機構原則上採用相對控股的公司制或會員制，確保多方參與。

二是電網企業的售電公司也必須具有獨立法人資格，獨立運營。

三是電網企業應加強內部管理，設置 “防火牆”，從人員、資金、信息等方面確保市場化售電業務與輸配電業務、調度業務、非市場化售電業務分開。

四是加強監管，將電網企業關聯售電公司獨立經營情況作為重點監管內容。

問：發電企業成立的售電公司是否可以擁有配電網經營權?

答：為了調動發電企業參與售電的積極性，也不至造成新的“廠網不分”，《實施意見》對發電企業的售電公司擁有絕對控股增量配電網(不包括公共配電網)，並未專門限制。而是通過試點，逐步探索社會資本(包括髮電企業)投資增量配電網的有效途徑，經營區內的發電企業也可以有多個選擇。

推進自備電廠與公用電廠公平競爭

——訪國家能源局電力司負責人

問：本次出台《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》的目的意義是什麼?

答：自備電廠是我國火電行業的重要組成部分。按照中發〔2019〕9號文改革任務要求，進一步加強和規範自備電廠監督管理，逐步推進自備電廠與公用電廠同等管理，有利於加強電力統籌規劃，推動自備電廠有序發展;有利於促進清潔能源消納，提升電力系統安全運行水平;有利於提高能源利用效率，降低大氣污染物排放;有利於維護市場公平競爭，實現資源優化配置。

問：如何統籌各地自備電廠的規劃建設?

答：未來新(擴)建燃煤自備電廠項目(除背壓機組和餘熱、餘壓、餘氣利用機組外)要統籌納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃，由地方政府依據《政府核准的投資項目目錄》核准，禁止以各種名義在總量控制規模外核準。

問：對併網自備電廠運行管理有哪些要求?

答：按《指導意見》要求，併網自備電廠：一是要嚴格執行調度紀律，服從電力調度機構的運行安排，合理組織設備檢修和機組啟停。二是要按照“兩個細則”參與電網輔助服務考核與補償，根據自身負荷和機組特性提供調峯等輔助服務，並按照相關規定參與分攤，獲得收益。三是要全面落實電力行業相關規章和標準，進一步加強設備維護，做好人員培訓，主動承擔維護電力系統安全穩定運行的責任和義務。

問：自備電廠在環保方面應滿足哪些要求?

答：《指導意見》明確，自備電廠應安裝脱硫、脱硝、除塵等環保設施，確保滿足大氣污染物排放標準和總量控制要求，並安裝污染物自動監控設備，與當地環保、監管和電網企業等部門聯網。污染物排放不符合國家和地方最新環保要求的自備電廠要採取限制生產、停產改造等措施，限期完成環保設施升級改造;拒不改造或不具備改造條件的由地方政府逐步淘汰關停。對於國家要求實施超低排放改造的自備燃煤機組，要在規定期限內完成相關改造工作。鼓勵其他有條件的自備電廠實施超低排放改造。

為解決棄風棄光棄水問題提供政策基礎

——訪國家能源局新能源司負責人

問：此輪電改對於促進新能源和可再生能源開發利用有何意義?

答：近年來，併網消納問題始終是制約我國可再生能源發展的主要障礙。今年以來新能源消納形勢更加嚴峻，新能源與常規能源之間的運行矛盾不斷加劇。大量的棄風、棄光現象既造成了可再生能源資源的巨大浪費，削弱新能源行業發展動力和後勁，也嚴重影響國家加快生態文明建設戰略的實施和能源結構的調整步伐。在目前情況來看，除了技術因素外，出現併網消納問題更多是體制機制原因。

中發9號文明確提出解決可再生能源保障性收購、新能源和可再生能源發電無歧視無障礙上網問題是當前電力體制改革的重要任務。從一定程度上講，是否能夠有效解決棄風棄光棄水問題將是考量本次電改成效的重要目標之一。近期出台的6個電力體制改革配套文件也將落實可再生能源全額保障性收購放到了一個比較重要的位置，為從根本上解決棄風棄光棄水問題提供了政策基礎，是保障今後可再生能源產業持續健康發展的重要措施。

問：此次電改配套文件具體是如何考慮新能源和可再生能源併網消納問題的?

答：一是建立清潔能源優先發電制度。《關於有序放開發用電計劃的實施意見》提出“建立優先發電制度。優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電，優先發電容量通過充分安排發電量計劃並嚴格執行予以保障”。在發電計劃和調度中將優先安排可再生能源發電，逐步放開常規火電等傳統化石能源的發電計劃，並將加強可再生能源電力外送消納，提高跨省跨區送受電中可再生能源電量比例。

二是建立適應可再生能源大規模發展、促進可再生能源消納的市場機制。《關於推進電力市場建設的實施意見》提出“形成促進可再生能源利用的市場機制。規劃內的可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，提高可再生能源消納能力”。同時，將建立電力用户參與的輔助服務分擔機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易，提高可再生能源消納能力。

三是加強和規範燃煤自備電廠管理，提高系統運行靈活性。《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》要求自備電廠參與提供調峯等輔助服務，並推動可再生能源替代燃煤自備電廠發電。四是在售電側改革中促進分佈式可再生能源的發展。允許擁有分佈式可再生能源電源的用户和企業從事市場化售電業務。

問：在保障可再生能源消納方面下一步還會有什麼政策措施?

答：為貫徹中發9號文件精神，並落實《可再生能源法》關於可再生能源發電全額保障性收購的有關要求，我們將依據此次出台的配套文件，編制出台《可再生能源電力全額保障性收購管理辦法》，擬通過落實可再生能源優先發電制度，結合市場競爭機制，實現可再生能源發電的全額保障性收購。

文件中將明確保障原則、保障範圍和對可再生能源限發電量的補償機制，通過經濟手段和市場機制促進可再生能源發電的優先上網。根據目前我國行業發展現狀，單純通過行政手段或市場機制都無法根本解決新能源併網消納問題。在存在新能源限電情況的地區，我們擬通過發電計劃方式優先安排一部分新能源保障性發電量，保障新能源項目合理收益的基本利用小時數。其餘超出保障性範圍的新能源發電量鼓勵參與市場交易，通過市場競爭機制保障優先上網。這樣，既保障了新能源項目的基本收益，也將促進新能源產業的發展進步。