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內蒙古自治區電力體制改革綜合試點方案
為貫徹落實《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）精神，促進電力行業又好又快發展，推動結構轉型和產業升級，結合內蒙古自治區實際，制定本方案。
一、內蒙古自治區電力體制改革工作的現狀及問題
自2002年國家啟動實施電力體制改革以來，在黨中央、國務院領導下，內蒙古逐步解決了獨家辦電、政企不分、廠網不分等問題，并在深化電力體制改革試點方面進行了積極有益的探索和實踐。一是實現了電力行業快速發展。截止2015年底，全區發電裝機容量10391 萬千瓦，風、光等可再生能源裝機占比達到30%。2015 年發電量達到3920 億千瓦時，外送電量1396億千瓦時，占全國跨省送電量17%。電力裝機、風電裝機、外送電量均居全國第一。電網220 千伏及以上線路長度達到3 萬公里，220千伏及以上變電容量超過1億千伏安。已成為國家重要的電力能源基地及輸出基地。二是初步形成了較為堅強的供電網架。由于地域狹長等原因，全區電網分為兩部分，即蒙東電網、蒙西電網。蒙東電網由國家電網公司管理，蒙西電網由內蒙古電力公司管理。2009年6 月，呼興電網整體劃轉給國家電網公司統一運營，內蒙古東部4 盟市組建了內蒙古東部電力公司，供電面積47 萬平方公里，500千伏電網逐漸起步，從赤峰、通遼擴展至呼興地區。內蒙古電力公司進行了兩次“廠網分開”改革，從根本上剝離了發電業務，供電區域涵蓋蒙西地區8 個盟市，供電面積72萬平方公里，是全國唯一的省級電網公司，初步形成“三橫四縱”的500 千伏主干網架結構。三是初步建成了蒙西電網電力多邊交易市場。2006年起自治區人民政府多次組織調研論證形成《內蒙古電力多邊交易市場方案》，2010 年4月原國家電監會批準內蒙古電力多邊交易市場在蒙西電網正式運行，這是全國第一個電力市場。6年來，市場平穩運行，電量成交額度、市場主體規模，購售雙方交易頻次和密度均大幅增長。截止2015 年底，用戶成員達到393 家，市場規模較初期擴大14倍。2010 年至2015年，累計完成電力多邊交易電量1333 億千瓦時。2015 年完成交易電量561億千瓦時，占蒙西地區工業用電量60%，市場平均交易價差為0.031 元/千瓦時。同時，為解決蒙西電網棄風問題，2015年準許11家風電企業參與風電交易，全年累計完成風電交易電量3.54 億千瓦時。四是逐步擴大了蒙東電網大用戶電力直接交易試點。2013年，國家發改委在總結內蒙古呼倫貝爾華能伊敏煤電公司和遼寧省撫順鋁業公司跨省區電力直接交易經驗的基礎上，批復了內蒙古東部地區電力直接交易試點輸配電價標準。自治區會同國家能源局東北監管局研究制定了具體準入標準、試點方案和交易規則，2014年正式啟動了大用戶電力直接交易工作。2014—2015 年，國網蒙東電力、國網東北分部共組織28 家電力用戶和21 家發電企業（火電企業14 戶、風電企業7家）開展了大用戶直接交易，累計完成交易電量117 億千瓦時。2015年完成交易電量84 億千瓦時，約占國網蒙東電力售電量的28%，其中風電參與交易電量2億千瓦時，參與交易的電力用戶平均結算電度電價0.324 元/千瓦時，降低企業用電成本約10 億元。五是開展了蒙西電網輸配電價改革試點。2015 年9月國家發改委批復了蒙西電網輸配電價改革試點第一個監管周期（2015—2017）輸配電價準許收入和輸配電價水平，新的電價機制自2015年10 月1日起實行。這是我國第一個省級電網輸配電價改革試點，也是我國第一個按照“準許成本加合理收益”原則測算能夠直接用于電力市場交易的省級電網獨立輸配電價。此次輸配電價改革降價空間主要用于降低大工業電價，蒙西電網大工業電度電價每千瓦時降低2.65分，降價金額約26 億元。
雖然我區在輸配電價改革、電力市場建設等方面走在了全國前列，但電力行業發展還面臨一些亟需通過改革解決的問題。一是交易機制不完善，資源利用效率較低。區域電力市場有效競爭機制尚未建立，現有外送通道輸電能力受限，清潔能源輸出基地潛力未得到有效發揮，高效坑口燃煤發電機組不能充分利用，棄風、棄光現象連年發生。蒙西電網電力多邊交易亟需增加新的交易模式和品種。蒙東電網大用戶電力直接交易亟需擴大范圍。售電側有效競爭機制尚未建立。二是蒙東電網發展相對滯后，電力成本優勢未充分發揮。蒙東地區能源資源優勢(1979.825, 2.94, 0.15%)明顯，電力生產成本較低。受現有外送通道送電能力未得到充分發揮，電網建設歷史欠賬較多、投資較大，蒙東四盟市互濟互供能力較差，經濟體量小、用電負荷增長緩慢等多重因素影響，電力生產成本較低的優勢未傳導到用戶，蒙東電網電價較蒙西電網偏高。三是電網結構功能有待進一步完善，電力普遍服務水平亟需提高。500千伏主干網架結構依然薄弱，不能完全滿足各地區之間電力交換和向外送通道匯集電力的需求。蒙東電網仍未形成統一的500千伏主網架，電網互濟能力差。蒙西電網與華北電網聯絡薄弱、動態穩定問題突出。城市配電網220 千伏、110千伏布點不足，與城市建設發展不協調。鄉鎮中低壓配網、農村電網建設與城市、農村經濟社會發展不協調。蒙東地區仍有近10%的農網區域沒有改造，難以保障農牧民生活生產用電，同時還面臨農網還貸資金不足問題。四是發展機制不健全，后續監管執行不到位?？稍偕茉窗l電保障性收購制度沒有完全落實，自備電廠管理亟待加強，電網冬季運行困難突出。部分地區重發展、輕規劃和監管，致使規劃落實不到位，違規建設項目問題仍然存在。深化電力體制改革事關內蒙古自治區清潔能源輸出基地建設和經濟社會發展全局。按照黨中央、國務院對內蒙古要成為國家重要的能源基地、團結繁榮文明穩定的民族自治區、祖國北部邊疆亮麗風景線等要求，亟需進一步發揮能源資源優勢，深化電力體制改革，實現電力產業與其他產業協同發展，促進經濟社會持續健康發展。
二、深化電力體制改革的指導思想和基本原則
（一）指導思想
全面貫徹落實中發9號文件及相關配套文件精神，按照國家深化電力體制改革的總體部署和自治區科學有序推進試點工作的總體安排，堅持創新、綠色、協調、開放、共享五大發展理念，堅持社會主義市場經濟改革方向，立足蒙西、蒙東電網實際，圍繞“發揮電力優勢、提高電力服務水平、推進電力行業供給側結構性改革”，加快輸配電價改革、電力市場建設、推進售電側改革、加強電力統籌規劃和科學監管，加快推動清潔能源輸出基地建設和保障自治區經濟社會民生事業發展。
（二）基本原則
安全穩定、保障民生。遵循電力工業的技術經濟規律，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，堅持安全第一，不斷提高電力安全可靠水平。立足自治區現狀，充分考慮企業和社會承受能力，確保居民、農業、重要公用事業(2260.819, -6.71, -0.30%)和公益性服務等用電價格相對平穩，優質高效履行普遍服務和保底供電服務。
市場主導、放管結合。區分競爭性和壟斷性環節，在發電側和售電側開展有效競爭。培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序、公平公正的電力交易格局。更好地發揮政府作用，加強規劃、政策、標準、規則的制定實施和市場監管，依法維護電力市場秩序，保護電力投資者、經營者、使用者的合法權益和社會公共利益，促進電力事業健康發展。
發揮優勢、協調發展。與自治區能源基地建設、工業經濟發展相適應，努力發揮電力優勢推進電力外送和吸引優勢特色產業轉移，促進全區產業結構優化和產業鏈延伸。促進節能減排和產業升級，保障可再生能源優先發電，保障高效節能、超低排放燃煤機組優先上網。不斷完善電網網架結構，提高城鄉配電網、農村電網建設水平。
因地制宜、試點先行。結合蒙東、蒙西兩個電網實際，科學總結已開展的蒙西電網輸配電價改革、電力多邊交易和蒙東電網大用戶電力直接交易試點經驗，借鑒全國電改先行先試地區好的做法，堅持整體設計、重點突破、分步實施、有序推進、試點先行，確保改革規范、有序、穩妥推進。深化制度改革，創新發展模式，充分發揮科技進步的引領作用，豐富交易品種、優化電網調度、提高可再生能源消納能力，加強能效管理、構建智慧能源示范園區。
三、近期推進電力體制改革的重點任務
（一）進一步深化輸配電價改革試點
1．推進跨省跨區電力交易。跨省跨區輸電線路以落實國家能源整體發展戰略為主，堅持“充分發揮輸電通道最大輸電能力”原則，積極推進我區跨省跨區電力交易，充分發揮我區低電價優勢，進一步提高我區外送電競爭優勢，實現電力全國范圍內優化配置。
2．完善蒙西電網輸配電價改革試點政策。按照國家對蒙西電網輸配電價改革試點批復原則，繼續推進蒙西電網輸配電價改革。研究和探索更適合地區資源稟賦、產業布局、工業體系和電源電網結構及其地區分布特點的輸配電價形成機制和核定體系。測算現行電價中交叉補貼額度，明確各類用戶承擔或享受交叉補貼水平，科學實施合理分攤和逐步消化。積極探索采取多種措施保障交叉補貼資金來源，完善處理交叉補貼的政策措施。
3．探索開展特色工業園區電價改革試點。按照“試點先行、積極穩妥”原則，以培育優勢特色產業和促進產業轉移、發揮區域能源資源優勢和消化地區富裕裝機為切入點，在自治區政府批復確定、地方政府支持的特色工業園區先行開展售電側改革試點。
4．深入研究蒙東電網輸配電價改革方案?？紤]蒙東電網公司經營虧損嚴重、投資能力不足、同價資金缺口較大、電價改革難度大等問題，爭取國家支持政策，多措并舉解決上述問題。
（二）繼續完善電力交易市場建設
1．推動跨省跨區電力交易市場建設。按照國家能源整體戰略和?。ㄊ小^）級政府間合作協議，堅持“充分發揮輸電通道送電能力和規模效益、促進電力資源大范圍優化配置”原則，考慮蒙東地區為東北地區重要的能源輸出基地、蒙西地區為華北地區重要的能源輸出基地的實際，完善省間合作機制，采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推動跨省跨區電力交易市場建設。積極參與跨省跨區輔助服務交易，探索開展電力期貨和電力場外衍生品交易。
2．深入推進蒙西電網電力多邊交易市場建設。根據電力體制改革進程和市場實際需求，按照“中長期交易為主、現貨交易為補充”的原則，擴大市場主體范圍、豐富市場交易品種，探索開展電力現貨交易，不斷完善電力多邊交易和市場化輔助服務分擔機制，構建“開放、競爭、公平、有序”的電力交易市場。第一階段。繼續完善電力多邊交易市場體系，在年度和月度交易的基礎上，增加更短周期大用戶直接交易及其合同轉讓交易；增加可再生能源參與的各周期的大用戶直接交易；嘗試開展風電發電權交易。建成日前市場、日內電力平衡交易機制及不平衡電量結算考核機制，建成輔助服務補償交易機制，盡快建設能夠支撐上述交易的技術系統。準許售電企業參與交易，開展與電力多邊交易市場配套的電力零售市場試點。實現市場交易電量占蒙西電網工業用電量80%以上。第二階段。初步建成較為完善的電力交易市場體系，在第一階段基礎上增加小時前平衡市場、輔助服務市場、實時的不平衡電量結算機制和電力零售市場。蒙西電網全部工業用電量和部分商業用電量進入市場。
3．穩步擴大蒙東電網大用戶電力直接交易試點。在已開展大用戶電力直接交易試點基礎上，逐步放寬參與交易的用戶類型和電壓等級，逐步放開發電企業、售電主體和電力用戶準入范圍，改革市場主體準入制度，以注冊認定代替行政許可。不斷豐富交易品種，鼓勵用戶和發電企業之間簽訂長期穩定的合同，建立合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制，健全風險規避機制，逐步建立相對穩定的中長期交易機制。在推進中長期交易基礎上，開展電力市場現貨交易研究，根據電力體制改革進程和市場實際需求，適時開展現貨交易試點。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展輔助服務交易，在中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易，現貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易。
（三）組建相對獨立的電力交易機構
1．建立相對獨立的電力交易機構。以內蒙古電力公司、蒙東電力公司現有電力交易機構為依托，平穩起步，有序推進，以股份制模式組建相對獨立的蒙西、蒙東電力交易中心，實現交易業務與電網業務分開，建設公平透明的電力交易平臺。交易機構不以盈利為目的，在自治區政府、華北能監局、東北能監局等相關部門的監管下為市場主體提供規范、公開、透明的電力交易服務。交易機構主要負責交易平臺的建設、運營和管理；負責中長期市場和日前市場的組織實施；負責市場主體注冊和相應管理、披露和發布市場信息等；負責提供結算依據和相關服務等；參與擬訂電力市場交易規則。
2．科學建立交易、調度協調工作機制。交易機構主要負責市場和系統的經濟性，調度機構主要負責市場和系統的安全性。厘清交易機構和調度機構的職責和工作界面。交易機構基于調度機構提供的網絡拓撲、斷面傳輸能力等電網信息，在考慮電網安全約束條件的基礎上，根據交易結果擬定交易計劃，經調度機構安全校核后執行。調度機構主要負責電力實時平衡和系統安全，進一步優化和改進調度規則，按照市場規則向交易機構提供市場出清所需的邊界條件，實現科學、公正、公平調度；日內及實時市場啟動后由調度機構負責實施。建立調度、交易機構之間的閉環工作機制，在系統互聯、信息互通、計劃制定、安全校核、出清結算等方面形成有效工作流程，在優化資源配置的同時確保電網安全穩定運行。結合自治區電力交易市場建設進程，研究建立完善、成熟的調度交易協調運作機制。
3．組建市場管理委員會。自治區電力體制改革領導小組辦公室牽頭組建由自治區政府有關部門、電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等組成的蒙西、蒙東電力交易中心市場管理委員會，維護市場的公平、公正、公開，保障市場主體的合法權益，實現政府對交易機構的有效監管。市場管理委員會實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，主要負責討論交易機構章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事項等。
（四）有序推進發用電計劃改革
1．建立優先購電和發電制度。確定優先供電的適用范圍，全區重要公用事業、公益性服務行業，以及居民生活用電享有優先購電權。開展有序用電工作，有效保障供需緊張情況下居民生活等用電需求不受影響。列入優先保障序列的用戶，原則上不參與限電，同時鼓勵優先購電用戶參與市場。建立優先發電制度，堅持節能減排機組和清潔能源優先上網原則，合理確定優先發電機組范圍和優先發電順序，實行動態調整。
2．制定放開發用電計劃實施方案。自治區電力運行主管部門綜合考慮全區經濟結構、電源結構、電價水平、外送電規模、市場基礎以及社會穩定等因素，結合自治區電力多邊交易、大用戶電力直接交易市場建設情況，制定放開發用電計劃實施方案。通過市場化交易方式，逐步放開其他發用電計劃，完善電力安全應急保障機制，實現電力電量平衡從計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，并促進節能減排。充分考慮企業和社會的承受能力，保障基本公共服務供給。
（五）穩步推進售電側改革試點
1．有序放開售電業務。向社會資本有序放開售電業務，多途徑培育售電市場競爭主體，使用戶擁有選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平，提高供電安全可靠性，促進能源資源優化配置。鼓勵通過提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等智能綜合能源增值服務實現贏利，使發電側讓利切實傳導至用戶。開展售電業務的企業通過電力交易市場購電，從售電公司購電的工業用戶單位能耗、環保排放應符合國家標準、產業政策；售電企業對應的增量用戶是未參與電力交易的一般工業用戶和符合條件的商業用戶，此類用戶通過間接交易降低用電價格，并獲得增值服務；允許已參與電力交易的用戶作為存量用戶從售電公司購電，以獲得增值服務。售電市場先期放開工業園區內工業用戶，逐步放開至工業園區、城鎮的工業用戶和符合條件的商業用戶。用戶需全電量參與電力市場交易?？茖W設置售電公司的準入退出機制、購售電交易機制、調度管理辦法、財務結算機制，完善市場主體信用體系和監管體系，切實防范風險。
2．穩步開展特色工業園區增量配電網業務改革試點。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，堅持“積極穩妥、試點先行、安全可靠、公平公正”原則，探索社會資本投資增量配電業務的有效途徑。蒙西、蒙東地區先期分別選擇1—2個特色工業園區積極穩妥地開展增量配電網業務改革試點，科學評估試點成果和經驗后再行研究是否推廣。優先選擇增量配電網為社會資本投資建成配電網的增容擴建部分和探索消納可再生能源的增量配電網。開展試點的增量配電網應由盟市能源主管部門編制配電網規劃，經省級能源主管部門批準后確定，確保增量配電網業務符合國家、自治區電力發展規劃、產業政策和市場主體對電能配送的要求。科學厘清輸電網和增量配電網、存量和增量配電網的邊界；增量配電網業務應當通過市場競爭等方式擇優確定投資主體，明確項目建設內容、工期、供電范圍并簽訂協議。增量配電區域的配電價格由內蒙古自治區價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，并報國家發改委備案。配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。增量配電網絕對控股企業可申請擁有配電網運營權，也可只擁有投資收益權，運營權委托電網企業或符合條件的售電公司。配電網運營企業承擔配電區域內與電網企業相同的權利和義務，按國家有關規定承擔保底供電服務和普遍服務。國網蒙東電力公司、內蒙古電力公司以外的存量配電資產視同增量配電業務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區域。
3．建立市場主體準入和退出機制。自治區能源主管部門根據開放售電側市場的要求和各地實際，科學確定符合技術、安全、環保、節能和承擔社會責任要求的售電主體準入和退出機制。售電主體必須具備獨立法人資格、信用良好，擁有與售電規模和業務范圍相適應的注冊資本、設備、經營場所，以及具有電力系統基本技術經濟特征的相關專職專業人員。擁有配電網運營權的售電公司應取得電力業務許可證（供電類）。售電主體按照國家有關文件要求，履行“一注冊、一承諾、一公示、三備案”的準入程序。電網企業負責電力傳輸配送，確保輸配電質量和用電安全，交易中心負責市場主體注冊、交易組織，提供結算依據，披露和發布市場信息，對市場主體及交易合同進行備案。電網企業應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、收費、結算、維修等各類供電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用。市場主體退出之前應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。
4．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。允許大工業用戶、擁有分布式電源的用戶或微網系統組建售電主體參與電力交易。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。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。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戶銷售。售電公司應以服務用戶為核心，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。售電主體可以采取多種方式通過電力市場購電，與發電企業、電網企業和用戶依法簽訂合同，明確相應的權利和義務，按規定約定相關事項。鼓勵售電主體創新服務，向用戶提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等增值服務。
（六）促進可再生能源和分布式能源消納
充分發揮可再生能源電力邊際成本低的優勢，超出保障性收購電量范圍的可再生能源發電量應以市場交易方式消納。探索開展風電等可再生能源與電力用戶以及電儲能、抽水蓄能等儲能設施直接交易。建立日前有償調峰集中競價交易機制提高電網調峰能力和清潔能源消納能力。現貨市場完善后，可再生能源發電的優先發電合同可通過差價合同或實物合同，以市場化方式實現。參與市場交易的可再生能源發電量在運行中優先調度。
分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式。在確保安全、明確責任的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率。積極開展分布式電源項目的各類試點和示范，推進蒙西新能源消納示范區建設。建立完善蒙西調峰輔助服務市場，加強蒙西輔助服務市場建設與京津冀輔助服務市場建設的協調銜接。落實可再生能源優先發電制度，優化電網運行方式和調度規程。完善新能源規劃建設管理模式，通過市場化手段配置新能源資源。放開用戶側分布式電源建設，支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣“熱電冷”聯產等各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源管理”模式建設分布式電源。
（七）加強自備電廠監督管理
自備電廠建設和運營應符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求，嚴格執行國家節能和環保排放標準，公平承擔社會責任，履行調峰義務。擁有自備電廠的企業應按照規定承擔政府性基金、政策性交叉補貼。擁有并網自備電廠的企業應與電網企業協商確定備用容量，并按約定的備用容量向電網企業支付系統備用費。完善和規范余熱、余壓、余氣等資源綜合利用類自備電廠的支持政策?，F役自備電廠要按照國家要求和自治區統一部署加快推進節能和超低排放升級改造步伐。
（八）加強電力統籌規劃和科學監管
切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃，優化電源與電網布局，加強電力規劃與能源規劃，地方性電力規劃與全國電力規劃間的有效銜接。提升規劃的覆蓋面、權威性和科學性，充分發揮規劃的引導作用和約束作用。嚴格執行國家法律、法規和行業標準、規范，創新監管模式，健全安全監管機制，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。建立市場主體信用評價制度，強化信用評價結果應用，有效防范市場風險。
四、加強電力體制改革工作的組織實施
電力體制改革工作事關自治區經濟社會發展大局，要加強組織領導，調動各方面積極性，勇于創新，穩妥推進。
（一）加強組織協調。自治區電力體制改革領導小組全面負責全區電力體制改革試點工作，研究部署重大決策，協調解決重大問題，推動制定切實可行的改革工作方案和有關配套措施，審定各項改革實施方案，確保電力體制改革工作順利進行。領導小組辦公室負責落實、發布、分解領導小組的決定和工作部署，協調解決推進電力體制改革工作的具體事項和具體問題。
（二）明確責任分工。自治區相關部門在加強溝通協作的基礎上，要切實承擔起本部門負責的電力體制改革試點任務。自治區發改委負責電價改革工作；自治區經信委負責電力市場化交易和發用電計劃改革工作；自治區能源局負責售電側改革、推進分布式電源發展、加強電力規劃工作；華北能源監管局、東北能源監管局和自治區電力管理部門依據職能履行監管職責。
（三）積極穩妥推進。電力體制改革是一項系統性工程，要在各方共識的基礎上有序、有效、穩妥推進。堅持試點先行，不斷總結試點經驗，形成科學合理的容錯、糾錯機制，確保電力體制改革試點工作順利推進。 來源：證券時報網
