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社会资本可拥有配电网运营权、发电企业发配售一体化有望实现,新疆建设兵团的电改方案有亮点

电力法律观察 2022-06-08 11:13:06

电改声声马蹄疾。

426日,国家发改委网站刊登了发改经体[2016]789号复函,正式以国家发改委和能源局联合发文的形式批准了《新疆生产建设兵团售电侧改革试点实施方案》。

观茶君看完全文后发现,与已经颁布的方案相比,《兵团方案》并没有大的、本质的变化,这再一次印证了电改思路的成熟,接下来就是操作问题了。

但顶层设计之下,结合地方特点的“基层创新”还是得到了较为充分的体现,特别是方案本身所透露的信息,对于近来广为关注的一些热点问题也有了积极回应。观茶君觉得下面三点尤为重要:

 

一是明确社会资本可以拥有配电网运营权。近来,有传言说,配电网运营权只能交给国有企业、国有资本,社会资本不能拥有配电网运营权。消息一出,舆论哗然,很多小伙伴都向观茶君表达了担心,提出国家推行的混合所有制改革是不是要“往回走”。但兵团方案则给出了明确回答:“鼓励以混合所有制发展试点区域配电业务,社会资本投资增量配电网绝对控股的即拥有配电网运营权”,“在供电营业区内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”。这实际上是给社会资本吃了一颗定心丸。

同时,兵团方案还送出一份厚礼,进一步对“增量配网”的概念进行了明确:对于历史形成的国网公司以外的存量配电资产,均视同为增量配电业务。您可不要小瞧这个定义,该定义实际上是以产权归属来划分存量和增量,而不是以建设时间来划分!按照该定义,产权属于国网公司的才是“存量”,产权不属于国网公司的均视为“增量”!观茶君觉得,如果将该定义推广至全国,那么“增量配电”的范围将大幅度扩大,很多拥有专线、专变的大用户都会成为“增量”,很可能成为社会资本、售电公司争相投资的香饽饽

 

二是明确发电企业可以投资建设专用线向用户直接供电,使发配售一体化成为可能。发改委在复函中明确,发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的,应当符合规划,履行社会责任,按规定承担国家依法合规设立的政府性基金,以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费虽然附加了限制性条件,但观茶君觉得,这或许意味着近来争论较多的发配售一体化在某种程度上成为了可能:发电企业发电建设专线→直接售电给用户。如果这种模式获得许可,将对发电企业投身电改产生积极影响。

 

三是明确与国网成立的新疆电力交易机构的关系。值得注意的是,这种关系根据试点阶段的不同而不同:“第一阶段依托国网新疆电力公司现有交易中心完成市场化的交易组织和实施”,实际上是一种依托与合作的关系;但第二阶段的关系则耐人寻味,尤其是关于“组建相对独立的交易机构”的表述更是引得观茶君遐想,“第二阶段在售电侧改革试点市场化体系建立并不断完善的基础上,结合新疆电力体制改革推进情况,逐步执行新疆分电压等级单独核定的输配电价,并组建相对独立交易机构,进一步探索完善电力市场体系,规范扩大电力直接交易,逐步向现货市场过渡,实现市场交易规范化运行。”莫非,新疆还会出现第二个独立于国网的交易机构

 

观茶君觉得,兵团方案的新鲜内容还有很多,大家慢慢消化吧!

 

电改非易事,且行且观察。

 

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附:发改委复函及方案


国家发展改革委 国家能源局关于同意

新疆生产建设兵团开展售电侧改革试点的复函

  

发改经体[2016]789号

  

新疆生产建设兵团发展改革委:

  报来《兵团发展改革委关于申请将兵团十三师配售电区域列为国家售电侧改革试点的请示》(兵发改能源发〔2015〕667号)收悉。经研究,现函复如下:

一、同意新疆生产建设兵团开展售电侧改革试点。原则同意新疆生产建设兵团对试点工作的总体考虑。请根据修改后的《新疆生产建设兵团售电侧改革试点实施方案》(附后)做好改革实施工作。

二、加强组织领导,加快改革实施。试点地区要加强对售电侧改革试点工作的组织领导,建立健全工作体系和工作机制,明确牵头单位和相关部门职责分工。,以下简称中发9号文件)和《关于推进售电侧改革的实施意见》精神,结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点,规范售电侧市场主体准入与退出机制,多途径培育售电侧市场竞争主体,健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,为推进全国面上改革探索路径、积累经验。

三、把握改革方向,规范推进试点。售电侧改革社会关注度高、影响面广、情况复杂,试点地区要坚持正确的改革方向,确保在中发9号文件和电力体制改革配套文件框架内推进试点,防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持三条原则:一是坚持市场定价的原则,避免采取行政命令等违背改革方向的办法,人为降低电价;二是坚持平等竞争的原则,发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的,应当符合规划,履行社会责任,按规定承担国家依法合规设立的政府性基金,以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费;三是坚持节能减排的原则,对按规定应实行差别电价的企业,不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。

四、稳妥推进改革,确保电力安全。试点地区要建立问题发现和纠错机制,切实防范试点过程中可能出现的风险,灵活应对试点工作中出现的问题,保证电网安全,保障民生用电。新疆生产建设兵团有关部门和国家能源局派出机构要依据相关法律法规,对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、,依法查处违法违规行为。加强与电网企业、发电企业等相关方面的协调沟通,搞好工作衔接,形成工作合力,重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议(电力专题),确保改革顺利进行。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调和督促检查,共同做好试点工作。

  附件:新疆生产建设兵团售电侧改革试点实施方案

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2016年4月8日

附件

  新疆生产建设兵团售电侧改革试点实施方案



,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能源价格的机制,,建立健全电力行业‘有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、,培育独立的市场主体,构建主体多元、竞争有序的电力交易格局,形成适应市场要求的电价机制,使市场在资源配置中起决定性作用”等重要部署,结合新疆生产建设兵团电力行业实际,制定本实施方案。

  一、指导思想

、,坚持市场化改革方向,结合兵团电力行业实际发展情况,坚持清洁、高效、安全和可持续原则,按照“试点先行”和“管住中间、放开两头”原则,初期选择兵团第十三师作为兵团售电侧改革首个试点区域,在原有电力系统运营的基础上,围绕国家电力体制改革核心工作任务,因地制宜探索建立匹配区域实际情况的电力市场化体系,保障试点区域市场化交易科学合理、长期稳定执行;向社会资本开放售电业务,多途径培育售电侧竞争主体,实现电力销售市场定价;逐步完善交易机制,结合实际探索合理交易方式,保障交易主体公平竞争;按照混合所有制模式,向符合条件的市场主体放开增量配电业务,保障电力稳定、安全、高效、优质供应;发挥市场在能源资源配置中的决定性作用,激发电力行业内在活力,实现资源优化配置;,创新自主交易市场主体准入机制,以注册认定代替行政审批,实行“一注册、一承诺、一公示、两备案”。后期通过试点改革的实施和推进,逐步探索电力市场组织模式,积累电力市场化实践经验,,逐步推广到全兵团,为整个兵团电力体制改革工作奠定基础。

 

  二、试点区域基本情况

 

  (一)区位情况

 

  新疆生产建设兵团下辖十四个师,各师团场呈点状分布于新疆辖区内。第十三师辖区均匀分布在新疆哈密地区两县一市内,地域南北宽约270 公里,东西长约297 公里,辖区面积9985 平方公里,总人口约10 万人。售电侧改革试点初期拟定为十三师全部行政辖区,包含红星一场、红星二场、红星四场、黄田农场、柳树泉农场、火箭农场、红山农场、淖毛湖农场区域及十三师全部工业园区。后期根据试点改革推进情况,逐步推广到全兵团。

 

  (二)电力运营现状

 

  兵团电网由十二个师属相对独立供电区域组成。十三师电网作为兵团电网的组成部分,实现了电网在8 个团场的均匀布局,全师最高运行电压等级为110 千伏,全师已建成110千伏变电站共2 座,总变电容量206 兆伏安,在建110千伏变电站3 座,总变电容量378 兆伏安,35 千伏变电站共13 座,总变电容量205.3兆伏安。截至2015 年底,全师电源总装机容量为1704.79 兆瓦。其中,水电装机容量1.29 兆瓦,光伏装机容量570 兆峰瓦,风电装机容量1094 兆瓦,尾气及余热发电39.5 兆瓦,装机结构以清洁能源居多。

 

  近年来,十三师工业发展呈井喷态势,全师用电量逐年递增,2015 年达到10.5 亿千瓦时,“十二五”期间年平均增速超过35%。十三师现有电力购销大部分按照趸售形式进行,电价及执行存在不统一、不稳定特点,普遍高于同一区域地方水平。

 

  (三)推行售电侧改革的基础条件

 

  1.配网相对独立,符合改革要求。十三师区域配电网络由十三师自主建设,独立于新疆公网,电力供需和电价矛盾较为突出,符合开展国家电力体制改革试点的条件。

 

  2.电力富余,易于市场化体系建立。周边区域电力业务发展成熟,电力供应市场富余,适宜电力体制改革政策实施,易于实现电力购销市场定价。

 

  3.经济增速较快,电力需求空间巨大。十三师地处国家“丝绸之路”经济带重要枢纽区域,国家各项战略规划的逐步实施将进一步促进区域工业经济发展,电力需求侧市场增长空间巨大,电力供需平衡市场化调节作用显著。

 

  4.清洁能源丰富,具备能源结构优化基础。区域清洁能源丰富,清洁电力占比较高,符合售电侧改革中关于提高能源利用效率和清洁能源消纳水平的要求。

 

  5.区域电力系统可复制性较强,易于政策性推广。兵团各师当前电力运营模式相对统一,适宜国家电力体制改革政策推广,十三师售电侧改革试点可为兵团进一步实践电力体制改革提供示范和经验。

 

  三、基本原则

 

  (一)坚持安全高效,遵循电力供需动态平衡。在客观遵循电力实时性、无形性、供求波动性等技术规律的基础上,合理有序推进试点实施,形成有效的市场结构和市场主体,提升售电服务质量和用户用能水平,保证电网供电安全可靠,并优先开放符合国家标准和产业政策的用户参与。同时,充分考虑企业和社会承受能力,优先执行居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电计划,有效保障供需紧张情况下试点区域居民等重要用电环节供电优质可靠。

 

  (二)坚持市场化方向,遵循电力商品属性。平等放开试点区域配售电业务,引入多元竞争主体,在发电侧和售电侧形成市场化竞争,充分发挥市场在资源配置和电价形成中的决定性作用,不以行政指定方式确定售电主体和投资主体。

 

  (三)坚持清洁环保,遵循优先发电制度。在确保电网安全的前提下,提高清洁能源发电在电力供应中的占比,按安全比例预留清洁能源发电空间。

 

  (四)坚持试点先行,遵循客观实际条件。在试点推进过程中,客观对待十三师电力系统历史发展中的实际矛盾,以现有条件为基础,切实解决实际问题,遵循市场发展规律,循序渐进推进兵团试点实施,依托十三师试点建立成熟市场体系,逐步推广至全兵团范围。

 

  (五)坚持改革创新,遵循技术引领。搭建先进的电力交易技术系统,整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术,提高智能综合能源服务质量和水平,通过技术革新,引领电力体制改革创新实践,在不断的实践中探索电力体制改革新途径。

 

,遵循公平公正原则。建立规范化的购售电交易机制,,明确主体责任,,严格执行准入退出机制。由上至下,,杜绝违法、违规等不正当操作行为。

 

  四、总体目标

 

  在国家电力体制改革政策指导下,稳步推进兵团售电侧改革试点工作。初期以兵团十三师的电力发展情况为基础,在区域实施售电侧改革试点,鼓励售电侧竞争主体积极参与市场化公平竞争,建立健全符合兵团实际情况的电力市场化体系。通过电力购销市场化平衡,切实解决区域电力供需、稳定及质量方面存在的实际问题;改善区域经济发展与电价之间由于历史积累而产生的矛盾,市场化调节区域保底供电以外的竞争性环节电价,还原电力商品属性,激发区域经济发展活力,解决同区域经济发展差异化矛盾;提高售电服务质量和用户用能水平,改善因电力供应相对垄断、服务质量低下而造成的不良影响。后期通过发电侧和售电侧改革工作的不断推进和完善,完成电力体制改革路径探索,依托成熟的兵团电力市场化体系,逐步实现电力体制改革政策在兵团的全面推广,改善兵团在电力供需方面的实际矛盾。

 

  五、工作路径

 

号)文件及配套文件确定的改革方针和原则进行,充分结合区域电力系统发展特点,在遵照国家电改政策的基础上不断探索创新。其中:

 

  第一阶段:十三师作为兵团售电侧改革试点第一阶段的示范区,制定详细方案明确市场成员构成及职责,推动电力供应从传统方式向现代交易模式转变;在新疆区域单独核定输配电价之前的过渡时期,参照“新疆大用户直供输配电价”确定输电环节电价。逐步完成配电价格核定,保证输、配电业务健康发展,提高供电可靠性;对于历史形成的国网公司以外的存量配电资产,均视同为增量配电业务,鼓励以混合所有制发展试点区域配电业务,社会资本投资增量配电网绝对控股的即拥有配电网运营权,并切实履行相同的责任和义务;依托国网新疆电力公司现有交易中心完成市场化的交易组织和实施;公平无歧视开放输配电服务,多途径培育独立的售电侧竞争主体参与市场化交易;制定详细的交易规则,确定匹配实际情况的交易模式,逐步完善交易机制,保障合同电量等多元交易品种在内的合理、合法交易;理顺交易机构同调度机构关系,在符合电网安全校核要求的基础上,确保交易电量形成调度计划并予以执行;确立合理的发用电计划,优先保障民生用电,优先保障清洁能源、调节性电源并网发电;,,保证市场统一、开放、竞争、有序运行。

 

  第二阶段:在售电侧改革试点市场化体系建立并不断完善的基础上,结合新疆电力体制改革推进情况,逐步执行新疆分电压等级单独核定的输配电价,并组建相对独立交易机构,进一步探索完善电力市场体系,规范扩大电力直接交易,逐步向现货市场过渡,实现市场交易规范化运行。

 

  六、组织实施方案

 

  (一)市场主体

 

  1.售电公司

 

  根据国家售电侧改革相关配套政策,结合试点区域实际情况,建立售电业务准入退出机制,积极培育多元化市场竞争主体,鼓励发电公司及社会资本投资成立售电公司从事售电业务。拥有分布式电源的用户,供水、供气、供热等公共服务行业,节能服务公司等均可从事市场化售电业务。

 

  售电公司以服务用户为核心,以经济、优质、安全、环保为经营原则,实行自主经营,自担风险,自负盈亏,自我约束等管理模式;根据试点推进进程逐步鼓励、指导售电公司开展合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。社会资本投资增量配电网绝对控股的即拥有配电网运营权,在供电营业区内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。

 

  2.用户

 

  在试点范围内,原则上允许公益性和调节性以外的用户自愿参与十三师电力市场化交易。在符合国家产业政策,单位能耗、环保排放标准的基础上,结合兵团十三师实际情况,逐步完善用户准入退出条件,尊重用户自主选择权利,既可以与售电公司交易,也可以选择不参与市场交易。

 

  (二)市场交易

 

  引导市场主体开展多方直接交易,符合准入条件的发电企业、售电公司、用户具有自主选择权,可自主确定交易对象、电量和价格,实现多方直接交易,也可以通过交易中心集中交易。

 

  市场运营初期,电力交易具体工作依托国网新疆电力公司交易中心进行,负责提供市场交易组织、主体注册、披露和发布市场信息、交易合同备案等服务;基于安全约束,编制交易计划,提交调度机构,通过安全校核,形成调度计划,并负责提供结算依据。电网企业负责收费、结算,归集交叉补贴,代收政府性基金,并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。后期根据试点推进情况,逐步完善电力交易机制。

 

  (三)价格形成机制

 

  参与电力市场交易的到户用电价格,分两类构成第一类为配电网外购电,到户价格由发电企业的交易价格+对应配电网电压等级的输电价格(含交叉补贴)+配电价格+售电公司合理成本及回报+政府性基金等五部分组成;第二类为配电网内购电,到户价格由发电企业的交易价格+配电价格+售电公司合理成本及回报+政策性交叉补贴+政府性基金等五部分组成。其中,与发电企业交易价格、售电公司合理成本及回报由市场竞争形成;对应配电网电压等级的输电价在市场运营初期按照国家《关于核定新疆自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复》(发改办价格〔2014〕1782 号)和电力体制改革配套文件执行;配电价格由兵团价格主管部门核定;政府性基金和附加执行现行标准;政策性交叉补贴执行同类省级电网用户的交叉补贴水平。市场运营后期输配电价,按照新疆电网“准许成本加合理收益”分别核定的分电压等级输配电价执行。

 

  (四)配电业务

 

  在试点范围内,鼓励社会资本投资运营增量配电网,促进配电网建设发展,加强配电网统筹规划,提高配电网运营效率,具有配电网运营权的企业应做好用户并网和设备投运管理,并向电网调度机构备案,切实履行对应的责任和义务,兵团有关部门将根据国家电力体制改革政策,结合自身电力系统实际情况,探索增量配电业务建设、运营新途径。

 

  (五)发用电计划

 

  在试点范围内,按照国家政策要求,鼓励符合准入条件的发电主体和用户,积极参与市场化交易,逐步扩大市场化用电比例。在发用电计划形成机制上,要坚持民生用电供给,建立优先购电制度,保障居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电计划;建立优先发电制度,坚持节能减排和清洁能源优先发电上网,有序实施电力电量平衡从计划手段向市场手段平稳过渡。

 

 

 

  根据国家电力体制改革相关政策要求,,,,报国家发展改革委、国家能源局备案。其中,重点加强市场信息公开、主体信用评价、。

 

  1.建立信息公开机制。新疆生产建设兵团电力管理部门牵头定期更新市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、。指导监督市场主体定期公示公司有关情况和信用承诺,对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报。

 

  2.建立市场主体信用评价机制。依据企业市场履约情况等市场行为建立市场主体信用评价制度,评价结果应向社会公示。建立黑名单制度,对严重违法、违规的市场主体,提出警告,勒令整改,拒不整改的列入黑名单,不得再进入市场。

 

  3.强化信用评价结果应用。,制定适用于市场不同业务形态的交易合同及并网技术协议等具备法律效力的示范文本,努力防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时,。

 

  4.。,,对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、,,及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为,。

 

  七、工作机制

 

  在国家发展改革委、国家能源局的指导下,由兵团发展改革委牵头,会同工业和信息化委员会等单位组织实施本次试点工作,负责市场组建、;发电侧、售电侧及符合条件用户作为市场主体实行准入退出机制,自愿选择进入交易中心按照交易规则实施电力交易,;,共同指导配电业务经营企业完成相关手续办理;对实行差别电价和惩罚电价的企业,严格禁止参与电力市场交易;兵团价格主管部门根据试点区域配电资产及收益,负责核定配电价格;在按照本方案确定的输、配电价执行的同时,积极配合加快推进输配电价改革,按照“准许成本加合理收益”原则推动输配电价分电压等级核定;原则上允许试点区域结合自身特点和技术条件,探索创新售电侧改革思路,在充分论证并通过国家审核后予以实施。





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