内蒙古自治区电力体制改革综合试点方案获批

2014—2015 年， 国网蒙东电力、 国网东北分部共组织 28 家电力用户和 21 家发电企业(火电企业 14 户、 风电企业 7 家)开展了大用户直接交易， 累计完成交易电量 117 亿千瓦时。 2015年完成交易电量 84 亿千瓦时，约占国网蒙东电力售电量的 28%，其中风电参与交易电量 2 亿千瓦时， 参与交易的电力用户平均结算电度电价 0.324 元/千瓦时， 降低企业用电成本约 10 亿元。五是开展了蒙西电网输配电价改革试点。 2015 年 9 月国家发改委批复了蒙西电网输配电价改革试点第一个监管周期(2015—2017)输配电价准许收入和输配电价水平， 新的电价机制自 2015年 10 月 1 日起实行。 这是我国第一个省级电网输配电价改革试点， 也是我国第一个按照“准许成本加合理收益”原则测算能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价。 此次输配电价改革降价空间主要用于降低大工业电价， 蒙西电网大工业电度电价每千瓦时降低 2.65 分， 降价金额约 26 亿元。

虽然我区在输配电价改革、 电力市场建设等方面走在了全国前列， 但电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题。 一是交易机制不完善， 资源利用效率较低。 区域电力市场有效竞争机制尚未建立， 现有外送通道输电能力受限， 清洁能源输出基地潜力未得到有效发挥， 高效坑口燃煤发电机组不能充分利用， 弃风、 弃光现象连年发生。 蒙西电网电力多边交易亟需增加新的交易模式和品种。 蒙东电网大用户电力直接交易亟需扩大范围。 售电侧有效竞争机制尚未建立。 二是蒙东电网发展相对滞后， 电力成本优势未充分发挥。 蒙东地区能源资源优势明显， 电力生产成本较低。 受现有外送通道送电能力未得到充分发挥， 电网建设历史欠账较多、 投资较大， 蒙东四盟市互济互供能力较差， 经济体量小、 用电负荷增长缓慢等多重因素影响， 电力生产成本较低的优势未传导到用户， 蒙东电网电价较蒙西电网偏高。 三是电网结构功能有待进一步完善， 电力普遍服务水平亟需提高。 500 千伏主干网架结构依然薄弱， 不能完全满足各地区之间电力交换和向外送通道汇集电力的需求。 蒙东电网仍未形成统一的 500 千伏主网架， 电网互济能力差。 蒙西电网与华北电网联络薄弱、 动态稳定问题突出。 城市配电网 220 千伏、 110 千伏布点不足， 与城市建设发展不协调。 乡镇中低压配网、 农村电网建设与城市、 农村经济社会发展不协调。 蒙东地区仍有近 10%的农网区域没有改造， 难以保障农牧民生活生产用电， 同时还面临农网还贷资金不足问题。 四是发展机制不健全， 后续监管执行不到位。 可再生能源发电保障性收购制度没有完全落实， 自备电厂管理亟待加强，电网冬季运行困难突出。 部分地区重发展、 轻规划和监管， 致使规划落实不到位， 违规建设项目问题仍然存在。深化电力体制改革事关内蒙古自治区清洁能源输出基地建设和经济社会发展全局。 按照党中央、 国务院对内蒙古要成为国家重要的能源基地、 团结繁荣文明稳定的民族自治区、 祖国北部边疆亮丽风景线等要求， 亟需进一步发挥能源资源优势， 深化电力体制改革， 实现电力产业与其他产业协同发展， 促进经济社会持续健康发展。

二、 深化电力体制改革的指导思想和基本原则

( 一) 指导思想

全面贯彻落实中发 9 号文件及相关配套文件精神， 按照国家深化电力体制改革的总体部署和自治区科学有序推进试点工作的总体安排， 坚持创新、 绿色、 协调、 开放、 共享五大发展理念，坚持社会主义市场经济改革方向， 立足蒙西、 蒙东电网实际， 围绕“发挥电力优势、 提高电力服务水平、 推进电力行业供给侧结构性改革”， 加快输配电价改革、 电力市场建设、 推进售电侧改革、 加强电力统筹规划和科学监管， 加快推动清洁能源输出基地建设和保障自治区经济社会民生事业发展。

( 二) 基本原则

安全稳定、 保障民生。 遵循电力工业的技术经济规律， 保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应， 坚持安全第一， 不断提高电力安全可靠水平。 立足自治区现状， 充分考虑企业和社会承受能力， 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， 优质高效履行普遍服务和保底供电服务。

市场主导、 放管结合。 区分竞争性和垄断性环节， 在发电侧和售电侧开展有效竞争。 培育独立的市场主体， 着力构建主体多元、 竞争有序、 公平公正的电力交易格局。 更好地发挥政府作用，加强规划、 政策、 标准、 规则的制定实施和市场监管， 依法维护电力市场秩序， 保护电力投资者、 经营者、 使用者的合法权益和社会公共利益， 促进电力事业健康发展。

发挥优势、 协调发展。 与自治区能源基地建设、 工业经济发展相适应， 努力发挥电力优势推进电力外送和吸引优势特色产业转移， 促进全区产业结构优化和产业链延伸。 促进节能减排和产业升级， 保障可再生能源优先发电， 保障高效节能、 超低排放燃煤机组优先上网。 不断完善电网网架结构， 提高城乡配电网、 农村电网建设水平。

因地制宜、 试点先行。 结合蒙东、 蒙西两个电网实际， 科学总结已开展的蒙西电网输配电价改革、 电力多边交易和蒙东电网大用户电力直接交易试点经验， 借鉴全国电改先行先试地区好的做法， 坚持整体设计、 重点突破、 分步实施、 有序推进、 试点先行， 确保改革规范、 有序、 稳妥推进。 深化制度改革， 创新发展模式， 充分发挥科技进步的引领作用， 丰富交易品种、 优化电网调度、 提高可再生能源消纳能力， 加强能效管理、 构建智慧能源示范园区。

三、 近期推进电力体制改革的重点任务

( 一) 进一步深化输配电价改革试点

1. 推进跨省跨区电力交易。 跨省跨区输电线路以落实国家能源整体发展战略为主， 坚持“充分发挥输电通道最大输电能力”原则， 积极推进我区跨省跨区电力交易， 充分发挥我区低电价优势， 进一步提高我区外送电竞争优势， 实现电力全国范围内优化配置。

2. 完善蒙西电网输配电价改革试点政策。 按照国家对蒙西电网输配电价改革试点批复原则， 继续推进蒙西电网输配电价改革。 研究和探索更适合地区资源禀赋、 产业布局、 工业体系和电源电网结构及其地区分布特点的输配电价形成机制和核定体系。

测算现行电价中交叉补贴额度， 明确各类用户承担或享受交叉补贴水平， 科学实施合理分摊和逐步消化。 积极探索采取多种措施保障交叉补贴资金来源， 完善处理交叉补贴的政策措施。

3. 探索开展特色工业园区电价改革试点。 按照“试点先行、积极稳妥”原则， 以培育优势特色产业和促进产业转移、 发挥区域能源资源优势和消化地区富裕装机为切入点， 在自治区政府批复确定、 地方政府支持的特色工业园区先行开展售电侧改革试点。

4. 深入研究蒙东电网输配电价改革方案。 考虑蒙东电网公司经营亏损严重、 投资能力不足、 同价资金缺口较大、 电价改革难度大等问题， 争取国家支持政策， 多措并举解决上述问题。

( 二) 继续完善电力交易市场建设

1. 推动跨省跨区电力交易市场建设。 按照国家能源整体战略和省(市、 区) 级政府间合作协议， 坚持“充分发挥输电通道送电能力和规模效益、 促进电力资源大范围优化配置”原则， 考虑蒙东地区为东北地区重要的能源输出基地、 蒙西地区为华北地区重要的能源输出基地的实际， 完善省间合作机制， 采取中长期交易为主、 临时交易为补充的交易模式， 推动跨省跨区电力交易市场建设。 积极参与跨省跨区辅助服务交易， 探索开展电力期货和电力场外衍生品交易。

2. 深入推进蒙西电网电力多边交易市场建设。 根据电力体制改革进程和市场实际需求， 按照“中长期交易为主、 现货交易为补充”的原则， 扩大市场主体范围、 丰富市场交易品种， 探索开展电力现货交易， 不断完善电力多边交易和市场化辅助服务分担机制， 构建“开放、 竞争、 公平、 有序”的电力交易市场。 第一阶段。 继续完善电力多边交易市场体系， 在年度和月度交易的基础上， 增加更短周期大用户直接交易及其合同转让交易; 增加可再生能源参与的各周期的大用户直接交易; 尝试开展风电发电权交易。 建成日前市场、 日内电力平衡交易机制及不平衡电量结算考核机制， 建成辅助服务补偿交易机制， 尽快建设能够支撑上述交易的技术系统。 准许售电企业参与交易， 开展与电力多边交易市场配套的电力零售市场试点。 实现市场交易电量占蒙西电网工业用电量 80%以上。 第二阶段。 初步建成较为完善的电力交易市场体系，在第一阶段基础上增加小时前平衡市场、辅助服务市场、实时的不平衡电量结算机制和电力零售市场。 蒙西电网全部工业用电量和部分商业用电量进入市场。

3. 稳步扩大蒙东电网大用户电力直接交易试点。 在已开展大用户电力直接交易试点基础上， 逐步放宽参与交易的用户类型和电压等级，逐步放开发电企业、售电主体和电力用户准入范围，改革市场主体准入制度， 以注册认定代替行政许可。 不断丰富交易品种， 鼓励用户和发电企业之间签订长期稳定的合同， 建立合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制， 健全风险规避机制， 逐步建立相对稳定的中长期交易机制。 在推进中长期交易基础上，开展电力市场现货交易研究， 根据电力体制改革进程和市场实际需求， 适时开展现货交易试点。 按照“谁受益、 谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制， 积极开展辅助服务交易， 在中长期市场开展可中断负荷、 调压等辅助服务交易， 现货市场开展备用、 调频等辅助服务交易。