2017年11月3日，为深入学习贯彻党的十九大精神，进一步做好电力体制改革落实工作，国家发展改革委、国家能源局组织召开了“电力体制改革专题会议”，会议由国家能源局綦成元副局长主持，国家发展改革委连维良副主任出席会议并做了总结讲话。会议有关情况如下：
一、参会人员
（一）国家发展改革委、国家能源局负责电力体制改革落实工作的有关司局。
（二）各省、自治区、直辖市发展改革委（能源局）负责电改工作的同志，有关省、自治区、直辖市负责电力运行工作的同志。
（三）两大电网公司，各发电集团公司及昆明电力交易中心负责同志。
二、会议议题及主要内容
（一）研究增量配电业务试点有关工作。
1.国家发改委体改司王强巡视员做“山西省、河南省增量配电业务改革试点情况调研报告”。
王强巡视员介绍了两省试点推进落实情况，说明了目前存在的主要问题，以及下一步工作建议。存在的主要问题集中在五个方面：
一是增量配电业务试点范围划分存在困难，电网企业认为存量资产可以满足试点区域供电需求，新增配网属于重复建设；
二是增量配电项目接入电网存在障碍；
三是电网公司要求绝对控股；
四是电网公司对未参股的项目进行信息封锁，新增配网项目无法获得上级电网架构等必要信息；
五是增量配电价格机制及核定方法有待进一步明确；六是增量配网的定位尚未明确，电网企业认为是大网的“用户”，项目业主认为也属于“电网”，双方在项目是否需要向电网企业缴纳基本电费和备用容量费问题上存在分歧。
下一步工作建议：
一是细化完善细则，特别是增量配网业务范围划分办法、配电网规划和电网公平接入管理办法等；
二是尽快明确增量配网价格机制，进一步明确增量配网的电网定位；
三是将增量配电业务改革试点与混合所有制改革相结合，鼓励电网企业将存量配电资产拿出来，引入社会资本参股，组成混合所有制企业建设运营；
四是尽快制定出台“增量配电业务配电区域划分办法”，电力主管部门和监管机构做好协调争议及配电区域确定工作；
五是公共电网要向增量配电项目公平开放；
六是加强对增量配电网建设的事中事后监管。
2.国家发改委价格司张满英巡视员做“研究制定增量配电价格核定办法情况汇报”。
张满英巡视员介绍了增量配电网价格核定工作指导意见的研究情况，指导意见的主要内容有四个方面：
一是明确配电价格核定的基本原则，主要包括建立机制与合理定价相结合、弥补成本与约束激励相结合、合理竞争与公平负担相结合、促进电网健康发展与用户合理负担相结合；
二是确定配电价格的定价方法，可以选择准许收益法、标杆定价法、招标定价法、标尺竞争法、收入上限及价格上限等定价方法，但均不应高于现有省级电网企业的配电价格；
三是建立配电价格的调整机制，配电价格确定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网输配电价执行；
四是规定配电网承担交叉补贴和代收政府性基金及附加的责任，执行配电网容量电费结算制度，并对配电网企业提出执行价格政策要求。
3.国家能源局资质中心苑舜主任汇报《增量配电业务配电区域划分办法》的起草情况。
苑主任重点介绍了第一批增量配电业务改革试点项目中有7个项目已经取得电力业务许可证，有11个试点外项目取得了电力业务许可证，建议允许试点项目突破现有部分政策屏障，加快推进许可证办理工作，同时简化非电网存量配电项目许可证审核程序。《增量配电业务配电区域划分办法》下一步将进入征求意见阶段，印发后试点实施。
4.河南省发改委汇报河南省第一批增量配电业务改革试点进展情况。
河南省6个试点项目均已通过招标方式确定了投资主体，建议国家进一步明确增量配网的定位问题，认为增量配网应等同于公用电网，可以从发电企业直接引入电源。
就上述问题，连主任明确答复：现阶段不允许增量配网直接接入电源，这是不能触碰的红线，因为输配电价改革是逐步推进的过程，电网企业目前还承担着7-8分钱的政策性交叉补贴，增量配网直接接入电源会出现规避交叉补贴的问题。
5.国家电网公司、南方电网公司分别汇报第一批增量配电业务改革试点参与情况。
国家电网营业范围内的83个试点项目，有50个确定了配电营业范围，占地1736平方公里，上级电网规划也基本完成，国家电网公司控股参与了24个项目。国家电网成立了739个园区供电服务机构来支持园区规划，服务用户的效率得到提升。建议增量配电试点项目规范操作，避免重复建设，充分总结第一批试点项目的经验教训。
南方电网营业范围内的25个试点项目，有20个已经确定了投资主体，请国家关注社会资本追求高的投资回报问题，以及试点项目集中在发达工业区问题，建议将试点扩大到贫困地区。
（二）研究电力现货市场建设试点有关工作。
1.国家能源局法改司梁昌新司长汇报电力现货市场建设试点工作进展情况。
梁司长介绍了三方面情况：
一是关于八个试点地区现货市场建设的责任单位和实施单位。责任单位方面，浙江为省发改委，广东为省经信委和能监办，其他试点地区均为经信委；实施单位方面，内蒙为交易机构，其他试点地区均为调度机构。
二是关于存在的问题，主要有市场模式选择方面、相关配套机制方面、市场监管及人财物不足、风险防范机制要求高等。其中，重点问题包括打破省间壁垒、省级市场与区域市场的融合问题，调度机构与交易机构职能划分问题，容错、纠错机制问题等。
三是关于下一步工作任务及建议，主要是梳理重点和难点问题，编制基本规则和功能规范，出台配套机制（与现货市场配套的中长期交易机制、输配电价机制、可再生能源保障机制、优先发购电机制、发电企业市场力和财务风险机制），强化专家支撑作用（由八个研究机构组成专家组负责编制现货市场功能规范），推进能力建设。
2.浙江省发改委汇报浙江省电力现货市场建设工作进展情况。
组织机构方面，成立现货市场建设工作领导小组，由分管副省长任组长，办公室设在省发改委能源局。成立三个工作小组，分别负责规则编制、技术支持系统和综合协调工作；市场模式方面，浙江省现货市场采取全电量模式；工作进度方面，市场设计和市场规则编制工作已经启动，计划于2018年底完成规则初稿， 2018年初启动技术支持系统开发工作（由省电网公司负责），2019年上半年实现模拟运行。
（三）研究电力交易机构规范化建设有关工作。
国家能源局法改司梁昌新司长汇报电力交易机构规范运营有关情况。
交易机构成立情况，除海南外，全国各地均成立了交易机构。除昆明交易机构为南方电网公司相对控股外，其他交易机构均由国家电网公司或南方电网公司绝对控股。共有2.8万家发电企业、3万家电力用户和2000家售电公司在交易机构进行了注册。全国共成立了22家市场管理委员会。
下一步工作建议，
一是明确交易机构功能定位，提高交易机构独立性，探索交易、调度一体化运行机制；
二是明确交易机构与财务、营销和调度等部门的职能分工，以及不同交易机构之间的关系和职能划分（如北京交易中心对省级交易中心的管理职能问题，广州和广东、昆明交易中心在西电东送交易方面的职能划分问题）；
三是交易机构应逐步承担结算职能；
四是继续推进交易机构股份制改造工作；
五是积极发挥市场管理委员会作用。
2.昆明电力交易中心汇报交易中心建设运行情况。
（四）中电联和大公国际汇报电力行业信用体系建设工作有关进展。
下一步主要工作包括信用备案和信用核查，涉电领域信用监测报告，电力数据平台和数据库，煤炭长协信用监测报告等方面。
（五）部分发电企业和地方政府交流发言。
部分发电企业和地方政府参会代表做了发言，发电企业重点反映了煤电行业亏损和市场追求发电单边降价的问题，请国家重视发电企业提出的意见，关注发电行业系统风险，建议电力市场以中长期双边协商交易为主，市场运行应以追求效率提高和向用户传递合理、稳定的价格信号为目标。
（六）国家发展改革委连维良副主任总结讲话。
连主任讲了三方面内容：
一是明确本次会议的主要任务是贯彻党的十九大报告精神，全面提升电改工作水平；
二是介绍了电改工作在放开配售电业务等七个方面的工作进展；
三是要求加快电改步伐，强调加快推进增量配电业务改革试点等六项工作任务。
连主任重点强调了以下六个方面：
一是电改工作以党的十九大报告精神为指南，紧扣提高供电质量、坚持绿色发展的要求，实现安全、稳定、清洁、低成本供电，实现产权制度完善、要素流动自由、价格灵活合理、竞争公平有序、企业优胜劣汰。
二是增量配电业务试点改革工作坚持“两扩围、五明确、一纠偏”原则，“两扩围”指扩大混改试点和扩大改革试点，每个省（区）有1~2个多种经济成分、多种所有制的试点项目，增加第二批120家试点项目（批复了71个），启动第三批试点工作，2018年上半年实现地级以上城市全覆盖。“五明确”指明确配电区域划分指导意见，明确配电价格形成机制，明确公用电网向增量配网公平开放，明确市场化竞争方式确定项目主体，明确能源局派出机构依据法律、法规及电改精神加强事中、事后监管。“一纠偏”指建立及时发现、纠正偏差的机制，例如重复建设和规避交叉补贴等问题。
三是现货市场建设工作坚持“扩大试点、科学试点、不争论、走着瞧”原则。既要建现货市场，又要推长协合同，二者并重，在遵循电力市场、经济规律和中国国情的前提下，现货和长协各自发挥不同的作用，发改委要拿出指导意见。要有调度机构为实施单位的地区，也要有交易机构为实施单位的地区，通过实际运行找到更有效的办法。
四是电力交易机构应为市场主体服务，独立性非常重要，国家电网公司和南方电网公司均表态支持组建股份制电力交易机构，应加快推进相关工作。
五是建立市场发挥作用的价格形成机制，注意解决市场运营中存在的发电上网电价单边降价的问题，甚至是地方政府推行的单边降价。指出地方政府应认识到电力在先行、保供方面的重要性，应建立制度解决行业盈利条件问题。提出探索建立科学的市场形成价格机制及价格品种，形成上下游联动、共同应对市场变化的科学机制。煤炭行业通过去产能、调供需形成合理价格，但是电力行业不能采取以电力短缺为代价而形成合理价格的办法。
六是研究清洁能源有效消纳机制是电改成功的标志之一。按照大战略、大政策、大试点原则，开展风光就近消纳示范区试点，开展核、水清洁能源优价满发综合试点，全流程探索落实清洁能源配额制（发电环节从增量开始，考虑存量历史问题），加快推进煤电联营，采取重组、混改、换股、长协等多种方式实现煤电联营，煤电增量项目有煤电联营的硬要求，地方政府出台鼓励性政策，开展煤电联营试点，针对试点单独研究办法。
