国家发展改革委 国家能源局关于同意
广西壮族自治区开展电力体制改革综合试点的复函
发改经体[2016]1096号
广西壮族自治区人民政府：
报来《广西壮族自治区人民政府关于请求批准广西电力体制改革综合试点方案及相关配套方案的函》（桂政函〔2016〕48号）收悉。经征求经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）成员单位意见，现函复如下：
一、同意广西壮族自治区开展电力体制改革综合试点。经征求有关部门意见汇总修改形成的《广西电力体制改革综合试点实施方案》附后，请据此制定完善电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革等专项试点方案，并做好与南方区域市场的衔接，由自治区发展改革委或自治区发展改革委会同有关部门报国家发展改革委、国家能源局备案。
二、加强组织领导，加快改革实施。请你区加强对试点工作的组织领导，自治区人民政府负总责，各部门、国家能源局南方监管局分工协作、各司其职，加强与电网企业、发电企业、用电企业等各方面的协调沟通，充分调动各方面积极性，搞好工作衔接，形成工作合力。按照《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〔2015〕9号，以下简称中发9号文件）和电力体制改革配套文件精神，在综合试点和专项试点方案基础上，结合实际完善配套措施、突出工作重点，加快组建相对独立的电力交易机构，统筹推进输配电价、电力市场建设、电力交易机制、发用电计划、售电侧等改革任务落实，确保改革取得实质性突破。
三、把握改革方向，规范推进试点。电力体制改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持以下原则：一是坚持市场定价的原则，不得采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价；二是坚持平等竞争的原则，向符合条件的市场主体平等开放售电业务和增量配电业务，不得以行政指定方式确定售电主体和投资主体；三是坚持节能减排的原则，对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。
四、稳妥推进改革，确保电力安全。试点过程中，要建立问题发现和纠错机制，灵活应对试点工作中出现的新情况新问题，切实防范试点过程中可能出现的风险，保证电网安全，保障民生用电。重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）。电力市场运行前要进行模拟运行，加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范。国家能源局南方监管局和自治区电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责，对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调、督促检查、评估验收，共同做好试点工作。
附件：《广西电力体制改革综合试点实施方案》
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2016年5月20日
附件
广西电力体制改革综合试点实施方案
为贯彻落实《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〔2015〕9 号）和《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752 号）精神，进一步深化广西电力体制改革，着力解决电力体制运行过程中的突出矛盾和深层次问题，推动全区经济结构调整和产业转型升级，提高电力普遍服务水平，制定本方案。
一、当前广西电力体制运行中存在的突出问题
广西一次能源匮乏，缺煤少油乏气，能源问题一直是制约广西发展的瓶颈。近年来，广西电力行业有了长足发展，为经济社会发展提供了有力的能源支撑，但随着市场化改革的不断推进，电力体制运行过程中的一些弊端愈发凸显，主要表现在：
一是电价传导机制不顺。广西水电装机容量占比高，电网企业综合购电成本会随水电出力情况发生变化。由于售电价格相对固定，购电成本不能有效向售电侧传导，售电价格不能客观体现实际购电成本的变化。
二是市场化的价格形成机制不健全，电力直接交易机制没有有效建立。工业企业特别是部分资源型优势特色产业因电价相对较高而“用不起电”与火力发电企业因没有发电容量而“发不出电”的矛盾日益突出。
三是电力统购统销体制下，电网企业低买高卖的盈利模式受到多方诟病，输配电价改革亟需推进。
四是多网并存的供电管理体制下，地方电网主要通过趸售获得电量、赚取差价，不仅一定程度上推高全区电价水平，而且造成电力市场无序竞争、电网重复建设问题突出。
五是前期电力改革不彻底，地方电网主辅不分、厂网不分现象仍然存在，一定程度上造成电价传导不顺、电力市场混乱，等等。
解决这些突出问题，必须进一步深化电价形成机制、电力交易机制、供电体、电力建设和管理体制等方面的改革，实现电力与其他产业协同发展，推动经济结构调整和产业转型升级。
二、广西电力体制改革的总体目标、基本原则
总体目标：以中发9 号文件精神为指导，按照管住中间、放开两头的体制架构，以市场化改革为导向，合理核定输配电价，构建新的电网企业盈利模式。加强销售电价与购电成本联动，理顺各类政府定价，减少中间环节，建立公平公正、传导有序、能够反映电力实际成本的电价形成机制。加快建立相对独立的电力交易平台，完善电力交易机制，构建发电企业、配售电企业、电力用户之间有序竞争的市场交易机制。推进售电侧改革，放开售电市场，丰富售电侧市场主体。推进发用电计划改革，严格电力调度，落实政企分开、厂网分开、主辅分开等改革要求，加强电源和电网规划建设，建立健全有序高效的电力管理体制。
由于历史原因，与全国其他省份相比，广西电力体制改革的紧迫性和复杂性更为突出。积极稳妥推进广西电力体制改革，必须符合国家电力体制改革方向和政策要求，从广西实际出发，遵循以下原则：
——坚持安全可靠，提高运行效率。遵循电力技术经济规律，坚持安全第一，效率优先，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，不断提高电力系统运行效率。
——顺应社会预期，释放改革红利。推进改革要有利于推动电力市场化交易，建立健全市场化电价形成机制。有利于促进稳增长、调结构、转方式，推动优势产业加快发展。有利于保障基本公共服务，确保居民、农业用电等用电安全和价格相对平稳。
——坚持市场化改革，加强政府调控监管。发挥市场配置资源的决定性作用，促进有效竞争。加强政府宏观调控，有效发挥政府的规划、调节和监管作用。
——坚持先易后难，积极稳妥推进。由于长期积累的体制机制矛盾，广西电力体制改革异常复杂，需要抓住关键环节，在做好顶层设计的基础上，找准突破口，先易后难，稳步推进，把当前能改的事项，抓紧启动；对于一些难点问题，赋予地方、企业、工业园区先行试点，逐步推开。
——坚持问题导向，突出改革重点。依据中发9 号文件精神，重点解决广西电价形成机制不顺、电力交易市场化程度不高、电网企业统购统销、电网重复建设与不足并存等突出问题，其它改革与全国同步推进。
——坚持全区一盘棋，兼顾各方利益。必须在全区范围内统筹电价平衡，不能因为局部利益，随意改变电价盘子。尊重当前电力体制形成的特定历史，既要符合国家的总体改革方向，革除体制机制障碍，又要兼顾发电企业和电网企业的利益，确保各方稳定健康发展。
——坚持保障民生和促进节能减排。政府保留必要的公益性调节性发用电计划，妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，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，切实保障民生。积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度，促进经济结构调整、节能减排和产业升级。
三、近期推进电力体制改革的重点任务
（一）推进电价改革
1．积极稳妥推进输配电价改革。充分体现广西多张电网并存的实际，按照“准许成本加合理收益”原则，以自治区境内各家电网有效资产为基础，分别核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，分类推进交叉补贴改革，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的输配电价体系。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以购销差价作为主要收入来源。建立对电网企业电网投资、成本控制、服务质量的激励和约束机制，完善监管制度，落实电网企业责任和义务。
2．输配电价核定前的过渡期，试点建立过渡期电价随购电成本联动调整机制。输配电价改革完成之前，根据水电出力情况，动态测算电网企业购电成本变化，当电网企业平均购电成本降低或上升到一定幅度时，对销售电价进行联动调整。为突出调价效果，价格调整仅限于工商业，居民和农业用电价格维持不变。
3．逐步减少电网之间趸售电量。输配电价改革完成之前，继续通过趸售方式向地方电网提供电量，但要严格核定趸售价格，减少购销差价空间。同时，鼓励地方电网企业通过电力直接交易方式向发电企业直接购电，地方电网向主电网支付过网费，逐步减少趸售电量比例。
（二）推进电力市场建设
4．完善电力直接交易制度。修订广西电力直接交易指导意见，规范市场主体准入标准，允许符合条件的发电企业与用电企业、售电企业、配售电企业、地方电网等市场主体参与直接交易，由交易双方自主定价，逐步建立起电价市场形成机制。根据市场发育程度，直接交易电量和容量不再纳入发用电计划。建立线上、线下电力交易撮合机制以及中长期交易、现货交易的交易机制，形成双边协商、集中竞争等交易模式，实现从点对点交易向多点对多点交易过渡，加快启动现货电力市场。鼓励交易双方建立长期稳定的交易机制。在输配电价改革完成之前，采用价差传导方式开展直接交易，即发电企业价格调整多少，用户侧相应调整多少，电网环节暂时保持不变；地方电网范围内符合条件的企业跨网参加直接交易，采取发电企业价格调整多少，用户用电价格相应调整多少的方式进行。输配电价改革完成之后，电网企业按电压等级收取输配电费，交易价格由交易双方自主确定。
5．有序扩大电力直接交易规模。在确保电力供应安全的前提下，逐年加大直接交易电量规模，2016 年直接交易电量不低于当年全区用电量的20%，2017 年以后根据市场发育程度，逐步放开全部工商业用电计划。
6．组建相对独立的电力交易机构。剥离原由主电网企业承担的电力交易业务，按照政府批准的章程和规则，组建相对独立的、开放的、不以盈利为目的的广西电力交易中心，实行独立核算。近期，交易中心由主电网企业相对控股，地方电网、发电企业、部分电力用户、第三方机构参股，接受自治区人民政府及其有关部门和国家能源局南方监管局的监管。建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成的市场管理委员会，按类别选派代表组成，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。市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制，国家能源局南方监管局和自治区发展改革委（能源局）、工业和信息化委、物价局等有关部门可以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，国家能源局南方监管局和自治区人民政府指定的相关部门可以行使否决权。交易机构经批准可向市场主体合理收费。
（三）稳步推进售电侧改革，加快培育多元售电主体
7．放开售电侧市场。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，逐步向符合条件的市场主体放开售电业务和城市拓展区、工业园区等增量配电投资业务，鼓励社会资本或以混合所有制方式投资配电业务，广西电网公司外的存量配网视为增量配电业务。加强售电侧市场监管，规范售电侧市场主体条件、责任和义务，明确售电侧市场主体的市场准入、退出规则，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。电网企业应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商义务。
8．多途径培育售电主体。鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售。允许拥有分布式电源的用户参与电力交易。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，从事售电业务。支持来宾市河南工业园区组建配售电主体，先行开展售电侧市场改革试点，并逐步扩大到河池市大任产业园、粤桂合作特别试验区、贺州市信都工业园区等园区以及部分城市拓展区。
（四）推进发用电计划改革
9．有序放开发用电计划。在不影响电力系统安全、供需平衡以及保障优先购电、优先发电的前提下，逐步放开一定比例发用电计划，参与直接交易，促进电力市场建设。2016年发电计划不超过区内发电量的80%，2017 年以后，根据电力市场成熟程度，进一步缩减发用电指导计划。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。
10．强化电力“三公调度”。严格执行优先购电、优先发电制度。建立年度发用电主体参与调度计划协商的工作机制，公开计划编制过程及编制原则，加强对调度计划执行的监督，建立电力调度第三方评估制度，每年度由国家能源局派出机构会同自治区人民政府有关部门委托第三方评估机构进行评估并提交评估报告。
（五）积极稳妥推进电网改革。
11．推进电网企业厂网分开、主辅分开。电网企业所属发电企业与电网脱钩，各类非电辅业全部与电网企业分离，进一步厘清电网资产，剥离与输配电无关的资产。
12．推动地方电网企业转型。按照国家推进售电侧改革的有关要求，遵循市场化原则，推动主电网和地方电网相关资产整合，在保持现有营业范围的基础上，推动地方电网企业转型为配售电企业。
（六）加强电网电源规划建设管理。
13．加强电网规划建设管理。加快制定广西电网建设管理办法，明确各级政府、电网企业在电网规划建设中的职责，规范电网规划及项目建设前期工作的程序及内容。强化各级政府对电网规划管理职能，建立规划审批、实施、修订和后评价各项制度。建立自治区和设区市的分级规划建设管理体制，自治区负责110 千伏及以上的规划管理，设区市负责所辖区域110 千伏以下的规划管理。有序放开增量配电业务，通过竞争性方式公开、择优确定增量配电投资主体。制定风电等新能源发电项目送出工程规划，切实保障新能源公平并网接入，鼓励风电等送出工程由项目业主建设或代建，项目业主依法依规享受可再生能源接网工程补贴。
14．推进电源项目投资体制改革。加快制定中长期电源发展规划，并依法开展环境影响评价，优化电源布局，统筹核电、火电、水电、风电、光伏和生物质等各类电源建设规模和时序。按照环保优先、电价优先的原则，加强能源资源管理，将电源项目特别是水电、风电等资源类项目的业主选择引入竞争机制，公开择优选择项目业主。改革电源项目审批制度，在国家实行火电容量审批制度的情况下，深入推进火电项目评优制度，按照排序先后审批项目。
15．严格企业自备电源管理。制定企业自备电厂管理办法，将自备电厂建设和管理纳入全区电力发展规划。按照国家资源综合利用、热电联产、自发自用的政策要求，严格遵循节能减排等环保标准，科学有序推进自备电厂建设，维护电力市场秩序。加强对自备电厂的运行监管，并要求其承担相应的社会责任。
四、加强电力体制改革工作的组织实施
电力体制改革工作关系经济发展、群众生活和社会稳定，要加强组织领导，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。
（一）加强组织协调。成立自治区电力体制改革工作领导小组，制定分工方案，明确职责分工，加快制定切实可行的专项改革工作方案，出台相关配套措施，高效有序推进电力体制各项改革。强化督促检查和考核，加强电力运行监管，确保各项改革举措落到实处。
（二）积极营造氛围。加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道，引导社会各方面对电力体制改革的认识、理解和支持，在全区形成推进电力体制改革的浓厚氛围，充分调动各方积极性，凝聚共识、形成工作合力。
（三）稳妥有序推进。电力体制改革是一项系统性工程，要在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。一些影响面比较广、特别复杂的改革，如输配电价改革，要在取得各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。对于地方电网转型、厂网分开、主辅分开等问题，要考虑各方利益，遵循市场化原则，按照深化国资国企改革的要求，制定专项改革方案，积极推进；对于放开售电市场，地方电网、工业园区、售电企业参与直接交易等重大改革事项，先行在一些地区进行试点，在总结试点经验的基础上再有序推开。各有关部门和有关企事业单位，要按照各自的法定职责，积极稳妥推进各自承担的改革试点工作，为全区经济社会发展和人民生活改善做出应有的贡献。
广西壮族自治区开展电力体制改革综合试点的复函
发改经体[2016]1096号
广西壮族自治区人民政府：
报来《广西壮族自治区人民政府关于请求批准广西电力体制改革综合试点方案及相关配套方案的函》（桂政函〔2016〕48号）收悉。经征求经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）成员单位意见，现函复如下：
一、同意广西壮族自治区开展电力体制改革综合试点。经征求有关部门意见汇总修改形成的《广西电力体制改革综合试点实施方案》附后，请据此制定完善电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革等专项试点方案，并做好与南方区域市场的衔接，由自治区发展改革委或自治区发展改革委会同有关部门报国家发展改革委、国家能源局备案。
二、加强组织领导，加快改革实施。请你区加强对试点工作的组织领导，自治区人民政府负总责，各部门、国家能源局南方监管局分工协作、各司其职，加强与电网企业、发电企业、用电企业等各方面的协调沟通，充分调动各方面积极性，搞好工作衔接，形成工作合力。按照《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〔2015〕9号，以下简称中发9号文件）和电力体制改革配套文件精神，在综合试点和专项试点方案基础上，结合实际完善配套措施、突出工作重点，加快组建相对独立的电力交易机构，统筹推进输配电价、电力市场建设、电力交易机制、发用电计划、售电侧等改革任务落实，确保改革取得实质性突破。
三、把握改革方向，规范推进试点。电力体制改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持以下原则：一是坚持市场定价的原则，不得采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价；二是坚持平等竞争的原则，向符合条件的市场主体平等开放售电业务和增量配电业务，不得以行政指定方式确定售电主体和投资主体；三是坚持节能减排的原则，对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。
四、稳妥推进改革，确保电力安全。试点过程中，要建立问题发现和纠错机制，灵活应对试点工作中出现的新情况新问题，切实防范试点过程中可能出现的风险，保证电网安全，保障民生用电。重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）。电力市场运行前要进行模拟运行，加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范。国家能源局南方监管局和自治区电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责，对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调、督促检查、评估验收，共同做好试点工作。
附件：《广西电力体制改革综合试点实施方案》
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2016年5月20日
附件
广西电力体制改革综合试点实施方案
为贯彻落实《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〔2015〕9 号）和《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752 号）精神，进一步深化广西电力体制改革，着力解决电力体制运行过程中的突出矛盾和深层次问题，推动全区经济结构调整和产业转型升级，提高电力普遍服务水平，制定本方案。
一、当前广西电力体制运行中存在的突出问题
广西一次能源匮乏，缺煤少油乏气，能源问题一直是制约广西发展的瓶颈。近年来，广西电力行业有了长足发展，为经济社会发展提供了有力的能源支撑，但随着市场化改革的不断推进，电力体制运行过程中的一些弊端愈发凸显，主要表现在：
一是电价传导机制不顺。广西水电装机容量占比高，电网企业综合购电成本会随水电出力情况发生变化。由于售电价格相对固定，购电成本不能有效向售电侧传导，售电价格不能客观体现实际购电成本的变化。
二是市场化的价格形成机制不健全，电力直接交易机制没有有效建立。工业企业特别是部分资源型优势特色产业因电价相对较高而“用不起电”与火力发电企业因没有发电容量而“发不出电”的矛盾日益突出。
三是电力统购统销体制下，电网企业低买高卖的盈利模式受到多方诟病，输配电价改革亟需推进。
四是多网并存的供电管理体制下，地方电网主要通过趸售获得电量、赚取差价，不仅一定程度上推高全区电价水平，而且造成电力市场无序竞争、电网重复建设问题突出。
五是前期电力改革不彻底，地方电网主辅不分、厂网不分现象仍然存在，一定程度上造成电价传导不顺、电力市场混乱，等等。
解决这些突出问题，必须进一步深化电价形成机制、电力交易机制、供电体、电力建设和管理体制等方面的改革，实现电力与其他产业协同发展，推动经济结构调整和产业转型升级。
二、广西电力体制改革的总体目标、基本原则
总体目标：以中发9 号文件精神为指导，按照管住中间、放开两头的体制架构，以市场化改革为导向，合理核定输配电价，构建新的电网企业盈利模式。加强销售电价与购电成本联动，理顺各类政府定价，减少中间环节，建立公平公正、传导有序、能够反映电力实际成本的电价形成机制。加快建立相对独立的电力交易平台，完善电力交易机制，构建发电企业、配售电企业、电力用户之间有序竞争的市场交易机制。推进售电侧改革，放开售电市场，丰富售电侧市场主体。推进发用电计划改革，严格电力调度，落实政企分开、厂网分开、主辅分开等改革要求，加强电源和电网规划建设，建立健全有序高效的电力管理体制。
由于历史原因，与全国其他省份相比，广西电力体制改革的紧迫性和复杂性更为突出。积极稳妥推进广西电力体制改革，必须符合国家电力体制改革方向和政策要求，从广西实际出发，遵循以下原则：
——坚持安全可靠，提高运行效率。遵循电力技术经济规律，坚持安全第一，效率优先，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，不断提高电力系统运行效率。
——顺应社会预期，释放改革红利。推进改革要有利于推动电力市场化交易，建立健全市场化电价形成机制。有利于促进稳增长、调结构、转方式，推动优势产业加快发展。有利于保障基本公共服务，确保居民、农业用电等用电安全和价格相对平稳。
——坚持市场化改革，加强政府调控监管。发挥市场配置资源的决定性作用，促进有效竞争。加强政府宏观调控，有效发挥政府的规划、调节和监管作用。
——坚持先易后难，积极稳妥推进。由于长期积累的体制机制矛盾，广西电力体制改革异常复杂，需要抓住关键环节，在做好顶层设计的基础上，找准突破口，先易后难，稳步推进，把当前能改的事项，抓紧启动；对于一些难点问题，赋予地方、企业、工业园区先行试点，逐步推开。
——坚持问题导向，突出改革重点。依据中发9 号文件精神，重点解决广西电价形成机制不顺、电力交易市场化程度不高、电网企业统购统销、电网重复建设与不足并存等突出问题，其它改革与全国同步推进。
——坚持全区一盘棋，兼顾各方利益。必须在全区范围内统筹电价平衡，不能因为局部利益，随意改变电价盘子。尊重当前电力体制形成的特定历史，既要符合国家的总体改革方向，革除体制机制障碍，又要兼顾发电企业和电网企业的利益，确保各方稳定健康发展。
——坚持保障民生和促进节能减排。政府保留必要的公益性调节性发用电计划，妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，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，切实保障民生。积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度，促进经济结构调整、节能减排和产业升级。
三、近期推进电力体制改革的重点任务
（一）推进电价改革
1．积极稳妥推进输配电价改革。充分体现广西多张电网并存的实际，按照“准许成本加合理收益”原则，以自治区境内各家电网有效资产为基础，分别核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，分类推进交叉补贴改革，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的输配电价体系。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以购销差价作为主要收入来源。建立对电网企业电网投资、成本控制、服务质量的激励和约束机制，完善监管制度，落实电网企业责任和义务。
2．输配电价核定前的过渡期，试点建立过渡期电价随购电成本联动调整机制。输配电价改革完成之前，根据水电出力情况，动态测算电网企业购电成本变化，当电网企业平均购电成本降低或上升到一定幅度时，对销售电价进行联动调整。为突出调价效果，价格调整仅限于工商业，居民和农业用电价格维持不变。
3．逐步减少电网之间趸售电量。输配电价改革完成之前，继续通过趸售方式向地方电网提供电量，但要严格核定趸售价格，减少购销差价空间。同时，鼓励地方电网企业通过电力直接交易方式向发电企业直接购电，地方电网向主电网支付过网费，逐步减少趸售电量比例。
（二）推进电力市场建设
4．完善电力直接交易制度。修订广西电力直接交易指导意见，规范市场主体准入标准，允许符合条件的发电企业与用电企业、售电企业、配售电企业、地方电网等市场主体参与直接交易，由交易双方自主定价，逐步建立起电价市场形成机制。根据市场发育程度，直接交易电量和容量不再纳入发用电计划。建立线上、线下电力交易撮合机制以及中长期交易、现货交易的交易机制，形成双边协商、集中竞争等交易模式，实现从点对点交易向多点对多点交易过渡，加快启动现货电力市场。鼓励交易双方建立长期稳定的交易机制。在输配电价改革完成之前，采用价差传导方式开展直接交易，即发电企业价格调整多少，用户侧相应调整多少，电网环节暂时保持不变；地方电网范围内符合条件的企业跨网参加直接交易，采取发电企业价格调整多少，用户用电价格相应调整多少的方式进行。输配电价改革完成之后，电网企业按电压等级收取输配电费，交易价格由交易双方自主确定。
5．有序扩大电力直接交易规模。在确保电力供应安全的前提下，逐年加大直接交易电量规模，2016 年直接交易电量不低于当年全区用电量的20%，2017 年以后根据市场发育程度，逐步放开全部工商业用电计划。
6．组建相对独立的电力交易机构。剥离原由主电网企业承担的电力交易业务，按照政府批准的章程和规则，组建相对独立的、开放的、不以盈利为目的的广西电力交易中心，实行独立核算。近期，交易中心由主电网企业相对控股，地方电网、发电企业、部分电力用户、第三方机构参股，接受自治区人民政府及其有关部门和国家能源局南方监管局的监管。建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成的市场管理委员会，按类别选派代表组成，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。市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制，国家能源局南方监管局和自治区发展改革委（能源局）、工业和信息化委、物价局等有关部门可以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，国家能源局南方监管局和自治区人民政府指定的相关部门可以行使否决权。交易机构经批准可向市场主体合理收费。
（三）稳步推进售电侧改革，加快培育多元售电主体
7．放开售电侧市场。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，逐步向符合条件的市场主体放开售电业务和城市拓展区、工业园区等增量配电投资业务，鼓励社会资本或以混合所有制方式投资配电业务，广西电网公司外的存量配网视为增量配电业务。加强售电侧市场监管，规范售电侧市场主体条件、责任和义务，明确售电侧市场主体的市场准入、退出规则，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。电网企业应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商义务。
8．多途径培育售电主体。鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售。允许拥有分布式电源的用户参与电力交易。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，从事售电业务。支持来宾市河南工业园区组建配售电主体，先行开展售电侧市场改革试点，并逐步扩大到河池市大任产业园、粤桂合作特别试验区、贺州市信都工业园区等园区以及部分城市拓展区。
（四）推进发用电计划改革
9．有序放开发用电计划。在不影响电力系统安全、供需平衡以及保障优先购电、优先发电的前提下，逐步放开一定比例发用电计划，参与直接交易，促进电力市场建设。2016年发电计划不超过区内发电量的80%，2017 年以后，根据电力市场成熟程度，进一步缩减发用电指导计划。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。
10．强化电力“三公调度”。严格执行优先购电、优先发电制度。建立年度发用电主体参与调度计划协商的工作机制，公开计划编制过程及编制原则，加强对调度计划执行的监督，建立电力调度第三方评估制度，每年度由国家能源局派出机构会同自治区人民政府有关部门委托第三方评估机构进行评估并提交评估报告。
（五）积极稳妥推进电网改革。
11．推进电网企业厂网分开、主辅分开。电网企业所属发电企业与电网脱钩，各类非电辅业全部与电网企业分离，进一步厘清电网资产，剥离与输配电无关的资产。
12．推动地方电网企业转型。按照国家推进售电侧改革的有关要求，遵循市场化原则，推动主电网和地方电网相关资产整合，在保持现有营业范围的基础上，推动地方电网企业转型为配售电企业。
（六）加强电网电源规划建设管理。
13．加强电网规划建设管理。加快制定广西电网建设管理办法，明确各级政府、电网企业在电网规划建设中的职责，规范电网规划及项目建设前期工作的程序及内容。强化各级政府对电网规划管理职能，建立规划审批、实施、修订和后评价各项制度。建立自治区和设区市的分级规划建设管理体制，自治区负责110 千伏及以上的规划管理，设区市负责所辖区域110 千伏以下的规划管理。有序放开增量配电业务，通过竞争性方式公开、择优确定增量配电投资主体。制定风电等新能源发电项目送出工程规划，切实保障新能源公平并网接入，鼓励风电等送出工程由项目业主建设或代建，项目业主依法依规享受可再生能源接网工程补贴。
14．推进电源项目投资体制改革。加快制定中长期电源发展规划，并依法开展环境影响评价，优化电源布局，统筹核电、火电、水电、风电、光伏和生物质等各类电源建设规模和时序。按照环保优先、电价优先的原则，加强能源资源管理，将电源项目特别是水电、风电等资源类项目的业主选择引入竞争机制，公开择优选择项目业主。改革电源项目审批制度，在国家实行火电容量审批制度的情况下，深入推进火电项目评优制度，按照排序先后审批项目。
15．严格企业自备电源管理。制定企业自备电厂管理办法，将自备电厂建设和管理纳入全区电力发展规划。按照国家资源综合利用、热电联产、自发自用的政策要求，严格遵循节能减排等环保标准，科学有序推进自备电厂建设，维护电力市场秩序。加强对自备电厂的运行监管，并要求其承担相应的社会责任。
四、加强电力体制改革工作的组织实施
电力体制改革工作关系经济发展、群众生活和社会稳定，要加强组织领导，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。
（一）加强组织协调。成立自治区电力体制改革工作领导小组，制定分工方案，明确职责分工，加快制定切实可行的专项改革工作方案，出台相关配套措施，高效有序推进电力体制各项改革。强化督促检查和考核，加强电力运行监管，确保各项改革举措落到实处。
（二）积极营造氛围。加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道，引导社会各方面对电力体制改革的认识、理解和支持，在全区形成推进电力体制改革的浓厚氛围，充分调动各方积极性，凝聚共识、形成工作合力。
（三）稳妥有序推进。电力体制改革是一项系统性工程，要在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。一些影响面比较广、特别复杂的改革，如输配电价改革，要在取得各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。对于地方电网转型、厂网分开、主辅分开等问题，要考虑各方利益，遵循市场化原则，按照深化国资国企改革的要求，制定专项改革方案，积极推进；对于放开售电市场，地方电网、工业园区、售电企业参与直接交易等重大改革事项，先行在一些地区进行试点，在总结试点经验的基础上再有序推开。各有关部门和有关企事业单位，要按照各自的法定职责，积极稳妥推进各自承担的改革试点工作，为全区经济社会发展和人民生活改善做出应有的贡献。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201605/26/168071.html
