PDF《天津市电力体制改革综合试点方案》

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1 天津市电力体制改革综合试点方案 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》和电力体制改革配套文件精神,稳妥有序 推进天津市电力体制改革,更好地支持全市经济社会持续健 康发展,特制定本方案.

一、基本情况

2002 年全国电力体制改革以来,在党中央、国务院的领 导下,天津市电力行业破除了独家办电的体制束缚,实现了 厂网分开, 促进了电力行业快速发展, 提高了电力服务水平.

2015 年,全市发电装机容量达到

1324 万千瓦,其中火电装 机占 97%,供热机组占 68%,电网

35 千伏及以上输电线路 长度

16102 公里,35 千伏及以上变电容量达到

6842 万千伏 安,形成了

500 千伏局部双环网和

220 千伏

6 个供电分区, 连续

10 年未拉路限电.随着入津特高压工程的加快建设, 天津电网与周边电网的互联互通能力进一步加强,为开展电 力体制综合改革奠定了良好的基础. 同时也应看到,与落实国家要求和保障发展需要相比, 天津市电力行业还面临着一些亟须通过改革解决的问题.一 是市场竞争机制尚未形成.大用户直购电尚未开展,发电企

2 业高度依赖发电计划,参与市场竞争意愿不足;

售电侧尚未 放开,工业企业用电价格偏高,一定程度上削弱了企业竞争 力. 二是价格关系尚未理顺. 市场化定价机制尚未完全形成, 难以及时合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度 及环境保护支出.三是电力系统运行效率和服务有待提高. 电网投资主体单一,电网调峰、容量备用等辅助服务市场尚 未建立,系统峰谷差不断加大,系统安全运行压力大,分布 式电源接入和需求侧管理受到一定制约.

二、总体要求

(一)指导思想.全面贯彻落实党的十八大和十八届三 中、四中、五中全会精神,深入学习贯彻习近平总书记系列 重要讲话精神,牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的 发展理念,进一步适应经济发展新常态,紧紧围绕天津市全 面建成高质量小康社会奋斗目标,突出供给侧结构性改革要 求,持续深化电力体制综合改革,以建立健全电力行业市场 体制为主要目的,以 管住中间、放开两头 为核心任务, 以 三放开、一独立、三强化 为主要路径,理顺价格形成 机制,降低电力成本,放开竞争性业务,实现多元供应,提 高能源利用效率,促进节能环保,提升行业技术水平,确保 安全可靠,加快构建 有法可依、政企分开、主体规范、交 易公平、价格合理、监管有效 的电力行业市场体制.

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(二)基本原则. ――坚持安全高效,确保民生.遵循电力系统运行的客 观规律,以确保全市供电安全可靠为前提,保障电力系统安 全、稳定运行和基本公共服务高效供给,完善有利于经济运 行、环境保护、公共安全、社会稳定的行业发展体制机制. ――坚持统筹兼顾,公平开放.正确处理政府、企业和 用户之间的关系, 统筹各项改革任务, 统筹计划与市场关系, 统筹局部与全局利益,充分调动各类市场主体参与电力体制 综合改革试点工作,妥善处理各方关系,促进可持续发展. ――坚持问题导向,因地制宜.结合国家确定的改革任 务,充分考虑京津唐电网电力电量统一平衡现状和天津市电 力发展的实际需求,重点就有序放开发用电计划、推进售电 主体多元化、促进绿色电力消纳、完善电力市场建设等问题 提出改革方案. ――坚持积极稳妥,阶段推进.结合天津市实际,有重 点、有步骤地推进电力改革.坚持试点先行,在条件相对较 好、矛盾相对较小的地区先行开展试点,总结试点经验,逐 步推广,确保改革平稳推进.

(三)改革目标. 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

4 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.

三、重点任务

(一)有序放开发用电计划. 1.积极参加京津冀统一平台开展直接交易.综合考虑 天津市经济发展、社会稳定、电网安全、电价水平等因素, 在保障民生前提下,研究制定天津市发用电计划有序放开实 施方案,确定发用电计划有序放开的分阶段实施条件和放开 比例,明确各阶段发用电主体市场准入条件及责权义务. 2.建立优先发电制度.落实可再生能源发电保障性收 购制度,推进水能、风能、太阳能、生物质能等可再生能源 和余热余压余气优先发电.满足调峰调频和电网安全需要的 电量优先发电.燃气、超低排放燃煤热电联产机组实行 以 热定电 ,在采暖期优先发电.

5 3.建立优先购电制度.全市第一产业用电,第三产业 中的重要公用事业、公益性服务行业用电,以及居民生活用 电列入优先购电范围.优先购电用户按照政府定价优先购买 电量,并获得优先用电保障,原则上不参与限电,可自愿选 择参与市场竞争.2017 年,明确优先购电的用户类别、电量 规模,制定保障上述用户优先购电的配套措施.

(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.

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(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

7 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.

(五)完善配套服务机制. 12.核定输配电价.按照国家要求,2016 年研究制定天 津电网输配电价改革试点方案.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,组织开展输配电定

8 价成本监审工作,严格核减不相关、不合理的投资和成本费 用.在此基础上,按照 准许成本加合理收益 的原则,以 有效资产为基础,测算电网准许总收入和分电压等级输配电 价,经国家发展改革委审定后向社会公布.建立平衡账户, 实施总收入监管与价格水平监管.制定相关配套政策措施, 逐步完善输配电价体系.配合华北能源监管局开展华北区域 输电价格核定. 13.分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成.放 开竞争性环节电力价格,在形成机制上把输配电价与发售电 价分开.其中,参与电力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协商、市场竞价等方式自主确 定;

参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输 配电价(含线损和交叉补贴) 、政府性基金三部分组成.过 渡时期,电力直接交易可采取保持电网购销差价不变的方式, 即发电企业上网电价调整多少,销售电价就调整多少,差价 不变.其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量,以及 居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电,继续执行政 府定价. 14.妥善处理交叉补贴.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.过渡期间,由电网企业向政府价

9 格主管部门申报现有各类用户电价间交叉补贴........