重磅丨云南省进一步深化电力体制改革试点方案（全文）

10.改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业的投资和资产管理行为。

11.组建和规范运行电力交易机构。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。组建相对独立的、开放的、企业性质的昆明电力交易中心，由电网企业相对控股，发电企业、电力用户、售电企业、第三方机构参股，接受省政府及其有关部门、国家能源局云南监管办的监管。由省政府组织有关部门和单位、国家能源局云南监管办建立电力市场协调机制，负责昆明电力交易中心的章程、电力市场设计方案、交易规则等重大问题的决策和协调。可建立由电网企业、发电企业、电力用户、售电企业等组成的议事协商机制。除政府保留的公益性调节性发用电计划电力电量和政府间框架协议内送往省外的电力电量外，其他电力电量都应当在电力交易平台上进行交易。电力交易机构可按国家有关规定适当收取交易服务费作为运行经费，由交易双方合理负担。具体标准由省价格主管部门按照“补偿成本”的原则合理核定。省政府职能部门、国家能源局云南监管办依据职责对电力交易机构实施有效监管。

12.完善电力交易机构的市场功能。电力交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同并移送电力调度机构进行安全校核和执行，负责市场主体的注册和相应管理，披露和发布市场信息等。

（四）推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用

13.有序缩减发用电计划。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。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。

14.完善政府公益性调节性服务功能。2004年电改前已投产的并网运行公用发电机组和由州市调度、县调度运行的中小水电站，具有年调节能力的水电站，以及对电网具有安全稳定支撑作用的电厂，其电力电量列入政府保留的公益性调节性发用电计划（计划外部分可到电力市场交易），确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全稳定运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。积极开展电力需求侧管理和能效管理，通过运用现代信息技术、培育电能服务、实施需求响应等，促进供需平衡和节能减排。加强老少边穷地区电力供应保障。在重点生态功能区实施“以电代柴”，具体区划、数量、价格由有关部门确定。

15.进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平。有关部门要按照市场化的方向，从需求侧和供应侧两方面入手，搞好电力电量整体平衡，提高电力供应的安全可靠水平。常态化、精细化开展有序用电工作，有效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。加强电力应急能力建设，提升应急响应水平，确保紧急状态下社会秩序稳定。

（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务

16.鼓励社会资本投资配电业务。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，积极探索社会资本投资配电业务的有效途径。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配电业务。向国家级新区、省级以上重点工业园区、跨境经济合作区、边境经济合作区、保税区等符合条件的市场主体开放增量配电投资业务。

17.建立市场主体准入和退出机制。根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，按照国家界定的符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求等售电主体的准入条件，按年度公布售电主体目录。售电主体必须具备独立法人资格、业务独立、信用良好、拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的注册资本、设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。售电主体退出市场，需提前12个月向政府有关部门、监管机构和电力交易机构提出申请，经批准后，方可有序退出；当售电主体终止经营或无力提供售电服务时，由电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，按照规定程序、内容和质量要求向相关用户供电，确保电力用户安全可靠用电。监管部门要加强供电监管，依法维护电力投资者、经营者、使用者的合法权益和社会公共利益。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，确保无议价能力用户有电可用。

18.多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；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或微网系统参与电力交易；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。

19.赋予市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担政府性基金、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任等义务。

（六）开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制

20.积极发展分布式电源。分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。

21.完善并网运行服务。严格执行国家及省政府制定的接入电网的技术标准、工程规范和相关管理办法，支持新能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用机组上网，积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接，依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。

22.加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。拥有自备电厂的企业应按照规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。落实余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策。规范现有自备电厂成为合格市场主体，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。