解读《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》
2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），开启我国新一轮电力体制改革。根据中发〔2015〕9号文精神，结合我省实际情况，我省向国家发展改革委报送了《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》（云政报〔2015〕47号，以下简称《试点方案》），成为全国首家上报电力体制改革综合试点方案的省份。2015年11月9日，国家发展改革委、国家能源局以《国家发展改革委国家能源局关于同意云南省、贵州省开展电力体制改革综合试点的复函》（发改经体〔2015〕2604号）正式批准云南省开展电力体制改革综合试点，云南省成为全国首批电力体制改革综合试点，在全国率先进入电力体制改革配套文件出台和改革方案落实的新阶段。2016年4月6日，中共云南省委云南省人民政府印发了《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》（云发〔2016〕10号），为便于各地各部门和社会各界更好理解相关内容，切实抓好落实，现对方案解读说明如下：
一、“为什么改”
2002年电力体制改革以来，云南电力发展进入快车道，同时也逐步进入矛盾高发期，水电富余，火电生产空间受到挤压，企业全面亏损，电力发展陷入困境。电力市场交易机制缺失，资源利用效率不高，市场配置资源的决定性作用难以发挥。价格机制尚未理顺，省内企业用电、居民用电不能享有水电资源富集带来的实惠，难以吸引东中部能源密集型工业转移，不利于产业协同发展。资源开发地与输入地共享开发利益的机制不健全，东西部共享电力发展利益难以实现。因此，云南省必须尽快开展电力体制改革，以解决电力可持续发展以及电力优势为全省人民共享的问题。依据中发〔2015〕9号文，亟待通过电力体制改革有效缓解云南电力发展矛盾，拓展电力市场，降低交易成本，调动产业发展积极性，强化电力产业对云南省发展的推动作用。落实党的十八大以来经济体制改革要求，进一步深化云南电力体制改革才能巩固上一轮电力体制改革丰硕成果、进一步释放电力行业生产力、缓解云南电力发展尖锐矛盾，促进云南省主动融入和服务国家战略、建设南亚东南亚能源辐射中心。
二、“改什么”
根据我国电力体制的历史、现状，结合云南省电力体制实际情况，《试点方案》认真贯彻中央关于进一步深化电力体制的有关精神，在统筹考虑我省经济社会发展、资源与环境状况的基础上，以中发〔2015〕9号文件为指导，设计了改革的重点和基本路径，具体为：加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定电力价格的机制；按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，组建相对独立的省级电力交易机构，推进电力交易机构相对独立、规范运行；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、竞争有序的电力交易格局；妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯电价机制，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稳定；强化政府电力系统规划和电力市场监管职能，落实电力安全生产主体责任和政府监管职责，确保全省电力系统安全稳定运行。
三、“怎么改”
《试点方案》共分四个部分，第一部分总结了2002年以来电力体制改革所取得的成绩，指出当前云南省电力行业存在的以水电等清洁能源消纳为主的矛盾和突出问题；第二部分明确了云南省深化电力体制改革的指导思想、总体目标、实现路径和三项基本原则；第三部分以解决问题为导向，设置我省进一步深化电力体制改革的7大项、28条重点任务；第四部分提出组织实施工作要求。同时，《试点方案》结合云南省的实际，在建立电力市场化交易机制、西电东送、交叉补贴回收、保障民生用电等方面提出了改革内容。
（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制
推进电价改革主要有三部分任务，一是单独核定输配电价，单独核定输配电价，二是分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，三是妥善处理电价交叉补贴。
根据云南实际，《试点方案》提出了两大具备云南特色的电价改革措施：一是根据云南省输配电价改革试点方案，按照“准许成本加合理收益”的原则，分电压等级核定共用电网输配电价格和专项输电服务价格，并向社会公布，接受社会监督。在条件成熟的情况下，考虑用电负荷特性、输电距离对输配电价的影响。二是妥善处理交叉补贴，经政府价格主管部门审定电网企业申报的交叉补贴，扣除低电价老电厂提供的电价空间后，通过输配电价回收。
（二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制
推进电力交易体制改革主要有五大改革任务，一是规范市场主体准入标准，二是引导市场主体开展多方直接交易，三是鼓励建立长期稳定的交易机制，四是建立辅助服务分担共享新机制，五是积极参与跨省跨区跨境电力市场交易。
尤其是西电东送交易机制方面，提出了落实国家西电东送战略的新机制设想，即：按照国家的统一安排和省级政府间的合作协议，支持电力企业将省内富余的电力电量，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式输送到区域或全国电力市场交易，促进电力资源在更大范围内优化配置。跨省跨区跨境电力交易的市场主体目录、出入量形成机制由省人民政府公布，交易合同要及时向电力交易机构、省人民政府有关部门、国家能源局云南监管办备案。
（三）建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台
建立相对独立的电力交易机构是云南深化电力体制改革的最大亮点，主要有四项任务：一是遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能，二是改革和规范电网企业运营模式，三是组建和规范运行电力交易机构，四是完善电力交易机构的市场功能。
其中，针对云南以水电为主清洁电力占80%以上的实际情况，提出了组建相对独立的、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，接受省人民政府及其有关部门、国家能源局云南监管办的监管。由省人民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、电力市场方案设计、交易规则等重大问题的决策和协调。通过这样的机制设计，充分发挥市场配置资源的决定性作用和政府的宏观调控作用，促使电力行业走上可持续发展之路。
（四）推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用
推进发用电计划改革共有三项改革任务：一是有序缩减发用电计划，二是完善政府公益性调节性服务功能，三是进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平。
为了充分、切实保障民生，《试点方案》提出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），以确保居民、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。
（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务
售电侧改革方面共有四项改革任务：一是鼓励社会资本投资配电业务，二是建立市场主体准入和退出机制，三是多途径培育市场主体，四是赋予市场主体相应的权责。
为了鼓励发展增量配电业务，《试点方案》提出向国家级新区、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。
按照中发〔2015〕9号文，大力支持五类企业从事售电侧业务：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。
通过售电侧改革引入社会资本，增加发展活力，有效提高其市场效率以及技术革新，促进电网的加速建设、避免电网的重复性建设，有利于电力市场健康稳定发展。
（六）开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制
为了稳妥、有序发展分布式电源，提出了四项改革任务：一是积极发展分布式电源，二是完善并网运行服务，三是加强和规范自备电厂监督管理，四是全面放开用户侧分布式电源市场。
（七）加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平
为了提高政府的宏观调控水平，《试点方案》提出了五项改革任务：一是切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，二是切实加强电力行业及相关领域科学监管，三是减少和规范电力行业的行政审批，四是建立健全市场主体信用体系，五是抓紧修订地方电力法规。
四、“如何改”
为了稳妥有序的推进云南电力体制改革，《试点方案》提出了三大组织实施要求。
一是要加强组织协调。成立省电力体制改革工作领导小组，制定切实可行的专项改革工作方案及有关配套措施，进一步明确职责分工，明确政府和企业的责任，确保电力体制改革工作顺利推进。
二是要积极营造氛围。加强社会各方面对电力体制改革的认识、理解和支持，在全省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。
三是要稳妥有序推进。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。着力推动售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等重大改革事项先行先试，在总结试点经验和修改完善有关法律法规的基础上再全面推开。
