国家发展改革委 国家能源局关于同意

海南省开展电力体制改革试点的复函

发改经体[2016]1860号

海南省发展改革委：

报来《海南省发展和改革委员会关于上报海南省深化电力体制改革试点方案的请示》(琼发改〔2016〕1308号)收悉。经征求经济体制改革工作部际联席会议(电力专题)成员单位意见，现函复如下：

一、同意海南省开展电力体制改革试点。经征求有关部门意见汇总修改形成的《海南省电力体制改革试点方案》附后，请据此制定完善输配电价改革、电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革等专项试点方案，报国家发展改革委、国家能源局备案。

二、加强组织领导，加快改革实施。请你省加强对试点工作的组织领导，省人民政府负总责，各部门、国家能源局南方监管局分工协作、各司其职，加强与电网企业、发电企业、用电企业等各方面的协调沟通，充分调动各方面积极性，搞好工作衔接，形成工作合力。按照《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称中发9号文件)和电力体制改革配套文件精神，在综合试点和专项试点方案基础上，结合实际完善配套措施、突出工作重点，加快组建相对独立的电力交易机构，统筹推进输配电价、电力市场建设、电力交易机制、发用电计划、配售电侧等改革任务落实，确保改革取得实质性突破。请在试点基础上及时总结经验，并尽快扩大改革覆盖面。

三、把握改革方向，规范推进试点。电力体制改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和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以下原则：一是坚持市场定价的原则，不得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，向符合条件的市场主体平等开放售电业务和增量配电业务，不得以行政指定方式确定售电主体和投资主体;三是坚持节能减排的原则，对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业，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。试点过程中，要建立问题发现和纠错机制，灵活应对试点工作中出现的新情况新问题，切实防范试点过程中可能出现的风险，保证电网安全，保障民生用电，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)。电力市场运行前要进行模拟运行，加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范。国家能源局南方监管局和海南省电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责，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、电力普遍服务等实施监管。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、督促检查、评估验收，共同做好试点工作。

国家发展改革委

国家能源局

2016年8月26日

附件：海南省电力体制改革试点方案

海南省电力体制改革试点方案

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)和电力体制改革配套文件精神，参照其他各省(市、区)电力体制改革路径，有序推进海南省电力体制改革，为国民经济发展和社会发展提供坚强保障，拟以“围绕大用户直接交易为突破口，配套建立过渡输配电价、有序向社会资本放开配售电，逐步推动海南电力市场建立”的思路，开展海南省电力体制改革试点。

一、海南省电力体制现状

(一)海南电力体制改革基础

自1998年起，按照国家电力体制改革关于实施农村电网“两改一同价”要求，我省积极推进了农电管理体制改革工作，并在全范围内率先全面实现城乡供电管理一体化，实行省级电网公司、市县级供电局、乡镇供电所三级垂直管理，实现农村直管直供到户，抄表到户，户户通电。目前，只剩下桂林洋农场、莺歌海盐场、昌江海矿片区和三道农场等区域是自供区。

(二)电力基础设施

海南电网已基本建成环绕沿海各负荷中心的220千伏“目”字形双环网，并通过1条500千伏海底电缆与南方电

网主网相连，基本建成了北、中、南三条西电外送大通道，建成了海口、三亚、洋浦三个重要负荷中心较为坚强的受端电网，110千伏及以下电网已覆盖全省各市县，乡镇和行政村的通电率达到100%,农村电网改造率达近100%。拥有500千伏变电站1座，变电容量75万千伏安;220千伏线路长度3677.39千米，变电站31座，变电容量839万千伏安;110千伏线路长度3774.39千米，变电站104座，变电容量632万千伏安。海南电源装机主要由煤电、气电和水电三类电源构成，发展为核电、水电、煤电、气电、风电、光伏发电、垃圾焚烧发电、生物质利用、余热利用等多元互补的电源新格局。

(三)电力市场基本情况

1.发电情况。截止2015年底，全省发电装机总容量为670.5万千瓦。其中，水电装机88.3万千瓦，占13.2%;风电装机31.1万千瓦，占4.6%;煤电装机351.6万千瓦，占52.4%;气电装机74.3万千瓦，占11.1%;光伏及综合利用装机60.3万千瓦，占9.1%。全省所有机组累计发电261亿千瓦时，其中核电、水电、煤电、气电、风电、生物质、光伏发电的发电量分别占比为1.9%、5.3%、78.7%、9.3%、2.6%、1.1%、1.1%。

2.送电通道(电网)。海南除海口桂林洋农场、昌江海钢供电区、乐东莺歌海盐场、松涛水库等极少自供区域采取趸售和小水电自供保障用电外，其他地区电力输配售业务基本都是由海南电网公司提供。

3.售电情况。2015年，海南全社会用电量达到270.7亿千瓦时，其中，第一产业用电量12.7亿千瓦时，第二产业用电量136.3亿千瓦时，第三产业用电量72亿千瓦时，居民生活用电49.7亿千瓦时，三次产业、居民生活用电占比分别为4.7:50.4:26.6:18.3。第二、第三产业用电量占比接近76.9%。

4.大用户基本情况。2015年海南电网专变用户用电量约63.52亿千瓦时，除去金海浆纸自备电厂直供电量29.38亿千瓦时，其余专变用户用电量34.14亿千瓦时，占比约14%。其中220千伏等级用户1户，用电量5.5亿千瓦时;110千伏等级用户21户，用电量24亿千瓦时;35千伏等级用户16户，用电量4.7亿千瓦时。

二、存在问题

(一)电力交易总量小，发电侧发电主体少。海南省电力市场相对独立，以满足自身需求，自我平衡为主。电力交易总量小，发电侧发电主体少，核电只有一家，煤电装机华能集团占比较大，市场竞争难以形成。

(二)配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立。海南省电力基本上是由海南电网公司实行统购统销，电网建设及终端销售完全依靠海南电网公司一家，尚未形成配售电市场，也未建立社会资本进入配售电市场投资机制，售电侧竞争机制难于形成。

(三)系统峰谷差不断加大，系统安全运行压力大。2015年海南省统调最大峰谷差156.5万千瓦，年平均峰谷差率34.4%，年平均负荷率79.9%。负荷稳定的工业用户比例偏小，商业和居民用户比重偏大，电网调峰压力大。同时，核电和新能源装机比重不断加大，系统调峰压力不断加大。

(四)独立的输配电价机制尚未形成。电网是实现大用户和发电企业进行直接交易的基础,建立独立的输配电价机制是推进电力市场化改革的重要内容。由于目前还没有形成独立的输配电定价机制,电力市场化改革效应尚难有效释放。

三、指导思想和改革思路

(一)指导思想：立足我省电力供应“安全、可靠、绿色、高效”，从我省电力发展实际出发，借鉴省外成功经验，以大用户直接交易为切入点，逐步探索电力市场体系建设，不断完善政策法规。同时考虑电力需实时平衡特殊商品属性，逐步建立辅助服务分担共享机制，确保海南岛屿型电网安全稳定运行，为今后现货交易打下基础。电力市场推进过程中，做好与南方区域市场之间的衔接。

(二)基本思路：海南省深化电力体制改革宜由简到繁，先以大用户直接交易为突破口，逐步推动改革。即以大用户直接交易为切入点，逐步推动电力市场体系的建立;建立过渡时期输配电价，远期以分电压等级核定输配电价为突破口，有序推进电价改革;有序向社会资本放开配售电业务为

突破口，稳步推进售电侧改革;完善电价形成机制，引导电力用户实施需求侧管理，开展电力需求侧响应，通过削峰或移峰填谷，平抑电网峰谷差，确保系统安全稳定运行。

四、试点主要内容

(一)大用户直接交易：在保障优先发电、优先用电的前提下，有序放开发用电计划，逐步扩大交易电量规模，现阶段对直接交易电量总规模进行有序控制。先期适当放开110千伏以上专变大用户与发电企业直接交易，逐步放开10千伏及以上专变用户，交易价格按市场规则形成。参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准。近期参加直接交易发电企业为省内统调火电机组，远期将适时逐步向其他发电企业放开。未开放的用户暂维持现行由电网统购统销的办法，现有的自供区、增量配电公司等，可采取趸售方式向电网公司购电，也可以向发电公司购电。

(二)培育售电主体：根据国家政策要求，结合海南实际情况，出台售电主体准入、退出管理规定，制定增量配电投资业务放开细则。适时成立电力交易机构，承担电力市场交易管理职能。先期选取电力自供区、部分工业园区等组建售电主体参与市场竞争;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。通过培育配售电业务主体，逐步放开增量配电投资业务，形成售电侧竞争市场。

(三)建立输配电价：明确过渡阶段输配电价按保持电网购销差价不变的方式执行;同步按照国家发改委部署开展分电压等级核定输配电价。

(四)建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善辅助服务考核新机制和补偿机制。

售电侧，根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。

五、保障措施

(一)健全组织结构

建立海南省深化电力体制改革工作联席会议制度，由分管省领导任召集人，各市县政府、省发展改革委、省工信厅、政府法制办、省生态环境保护厅、省国资委、省住建厅、省工商行政管理局、物价局、国家能源局南方监管局、海南电网公司、重要发电企业、重要用电大户为成员单位。联席会议办公室设在省发展改革委，办公室成员由省直主要单位、国家能源局南方监管局、海南电网公司指定人员等组成。办公室定期召开工作会议，研究、议定电力体制改革重大事项，并定期向联席会报告工作进展情况。

(二)健全政府管理方式

一是将电网规划、标准、并网准入等行政权逐步纳入政府管理，为后续输配电价和新能源消纳建立基础;二是结合国家相关法规，制定海南省新能源、可再生能源和分布式能源电能质量、并网标准以及调度管理办法等相关规章，为其上网消纳及可持续发展提供良好政策环境;三是减少和规范电力行业的行政审批，进一步转变政府职能、简政放权，取消、下放电力项目审批权限，有效落实规划，明确审核条件和标准，规范简化审批程序;四是推动城镇居民用电抄表到户，减少中间环节，降低居民实际用电费用，提高终端配电网质量。

(三)强化试点督导

按照批复的试点方案抓好实施，及时开展评估和总结经验。定期召开联席会议，研究、解决试点方案实施过程中的重大事项和突出问题。联席会议办公室会同省政府督查室适时就试点推进情况进行督促检查，重大情况及时报送省人民政府。各有关单位按照《方案》进一步细化实施细则，落实责任、实施步骤、重点任务，按照方案的整体部署有序推进。

(四)加强宣传报道

加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道，在全社会形成推进电力体制改革的浓厚氛围，加强改革工作的沟通协调，充分调动各方积极性，凝聚共识、形成工作合力。

六、实施步骤

(一)大用户直接交易。11月份出台大用户直接交易工作方案(包括大用户市场准入管理规定)，交易规则和监管办法。争取2016年12月开始施行。

(二)建立输配电价。11月份明确过度输配电价执行方式，并出台海南省输配电价测算方案。争取按照国家发改委统一部署时限，2017年12月前完成输配电价核定工作。

(三)建立辅助服务分担共享新机制。11月份前完善发电侧(含送电)辅助服务考核新机制和补偿机制。12月份初步建立用户参与的辅助服务分担共享机制。

(四)培育售电主体。结合海南实际情况，11月份出台售电企业市场准入、退出管理规定，并出台增量配电投资业务放开细则。争取2017年基本形成售电主体多元化格局。

(五)健全政府管理方式。争取12月份前出台海南省电力项目建设管理办法。2017年上半年出台电源并网标准和准入管理办法，出台新能源调度管理办法。争取2018年6月份前出台海南省城镇居民用电抄表到户配套政策，力争在2020年前逐步实现全省城镇居民抄表到户。