三、第一阶段重点任务
根据近三年改革目标,确定重点推进以下八大任务:
(一)推进输配电价改革
1.开展输配电价摸底测算。全面调查电网输配电资产、 成本和企业经营情况,结合山西经济社会发展、能源基地建设 战略、产业结构优化升级对电网建设的需求,深入分析输配电 价管理中存在的主要矛盾和问题;摸清现有各类用户电价间、 各电压等级间的电价交叉补贴现状,研究探索电价交叉补贴额 度平衡补偿机制;调查各电压等级电量传导比例、电能损耗水 平等。按照国家有关输配电价改革和输配电定价成本监审有关 规定,根据电网企业提供的基础资料,开展输配电价成本调查 及各电压等级输配电价水平测算,尽快上报国家发改委。
2.做好输配电价定价成本监审。按照国家发改委、国家 能源局《输配电定价成本监审办法(试行)》(发改价格〔2015〕 1347 号)规定,在国家发改委统一组织下,开展山西输配电定价成本监审工作。结合山西发展实际,明确全省输配电定价成 本监审范围,科学合理核定输配电成本费用,完成山西试点输 配电定价成本监审工作。
3.妥善处理电价交叉补贴。坚持保障民生、合理补偿、 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。按照国家电力体制改革意见,过渡期间, 由电网企业按照合理需求测算并申报现有各类用户电价间交 叉补贴数额,通过输配电价回收。
4.制定输配电价改革试点方案。国家发改委审核山西省 输配电定价成本监审意见后,充分论证、科学研判、准确把握, 研究测算首个监管周期内山西电网企业准许收入和各电压等 级输配电价格。试点范围为全部共用网络输配电服务的价格。 核价基础为全省电网企业的输配电资产和业务。按照“准许成 本加合理收益”原则确定电网准许总收入和分电压等级输配 电价。妥善处理电价交叉补贴,建立平衡账户机制;逐步完善 输配电价体系,研究完善相关配套政策措施。制定《山西省输 配电价改革试点方案》,报国家发改委。
(二)组建相对独立的电力交易机构
按照公平、公正、公开的原则,组建相对独立的电力交易 机构,组建电力市场管理委员会,推动电力市场规范运行。
1.成立山西电力交易机构。研究制定山西电力交易机构组建方案,报经国家发改委、国家能源局组织论证后实施。按 照山西省政府批准的章程和规则,成立由国网山西省电力公司 相对控股、第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市 场主体参股的有限责任公司。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。
2.明确交易机构职能。交易机构在山西能源监管办和山 西省电力管理部门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。调度机构主要负责电力实时平衡和系统安全。交易 机构可向市场主体合理收取注册费、年费、交易手续费。
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,组建山西电力市场管理委员会,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,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。山西能 源监管办和省发改委、经信委、物价局等相关部门可派员参加 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,山西能源监管办和省政府有关部门行使否决权。
(三)建立和完善电力市场交易机制
进一步扩大省内电力直接交易规模,以试点形式推进跨省 跨区电力直接交易,适时开展现货交易,探索研究电力市场交 易的体制机制,积极推动电力市场体系建设。研究提出山西电 力市场建设试点方案,经国家发改委、国家能源局组织专家论 证后,修改完善并组织实施。
1.完善省内电力直接交易机制。在已开展的大用户直供 电基础上,逐步放开发电企业、售电主体和用户准入范围,放 宽参与直接交易的用户类型与电压等级,扩大省内电力直接交 易规模,鼓励环保高效机组参与直接交易;允许售电主体参与 直接交易,鼓励高新技术企业、循环经济园区企业等参与直接 交易;规范和完善以中长期电力交易为主的直接交易机制。国 家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办 法。在市场规则出台前,山西省修订完善山西电力用户与发电 企业直接交易规则与试点实施方案,应与国家有关部门衔接沟 通。
2.开展跨省跨区电力直接交易试点。基于山西“外向型、 送出型、规模型”送端电网特点,建立完善的跨省跨区电力市 场交易机制,完善省际合作机制,加强与华北、华中、华东等 电力输入区域省份沟通协作,更大程度地参与全国电力交易。 鼓励省内发电企业与省外电力用户建立中长期电力合作关系,选择大容量、高效率、超低排放机组,开展跨省跨区电力直接 交易试点,扩大市场化交易电量,丰富交易品种,同步加快外 送电通道建设,扩大晋电外送规模,促进电力资源在更大区域 范围优化配置。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。
3.适时建立有效竞争的现货交易机制。在推进中长期交 易基础上,开展电力市场现货交易机制研究,根据山西电源布 局、负荷特性、电网结构等因素,适时开展现货交易试点,启 动日前、日内、实时电能量交易和备用、辅助服务等现货交易 品种。通过市场竞争发现价格,引导用户合理用电,促进发电 机组最大限度提供调节能力。同时,加强对电力期货和衍生品 交易的前期研究,探索建立山西电力金融交易平台,逐步将电 力容量市场、电力期货和衍生品等纳入交易体系。
4.探索建立市场化的辅助服务分担机制。为保障电力系 统安全稳定运行、促进清洁能源消纳以及满足各类用户安全可 靠用电,按照“谁受益、谁承担”的原则,构建电力用户参与 的辅助服务分担共享机制,发挥各类型发电企业和电力用户的 调节性能,充分利用市场化机制,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,约定各自的辅助服务权利与义务。推动以抽水蓄 能、燃气发电为主的调峰基础设施建设,为电力市场化交易提 供有力支撑。在中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助性服务交易,在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易。
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