贵州省发改委对外公布了贵州省电力体制改革综合试点方案

　　今日，贵州省发改委对外公布了贵州省电力体制改革综合试点方案，此方案明确规定将建立贵州省独立的输配电价体系、组建相对独立、规范运行的贵州电力交易中心、培育社会资本参与的配售电主体等目标。

　　以下为文件全文：

　　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)(以下简称中发9号文件)，进一步深化电力体制改革，解决制约我省电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构转型和产业升级，按照稳妥有序推进、试点先行的要求，制定贵州省电力体制改革综合试点方案。

　　一、贵州省电力体制现状及存在问题

　　(一)现状

　　1.历史沿革。根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发〔2002〕5号)，中国南方电网有限责任公司2002年12月29日正式挂牌成立，供电区域为贵州、广东、广西、云南、海南五省(区)。贵州电网公司是中国南方电网有限责任公司下属的全资子公司，由原贵州省电力公司于2004年8月改组挂牌设立，负责贵州省内的电网规划、建设、运行、管理和电力销售，现有市州供电企业9个、县级供电企业88个(代管县级供电企业1个)，现有员工5.2万人，供电面积17万平方公里，供电户数1200多万户。自1998年来，根据国家农村电网“两改一同价”要求，我省推进了农电管理体制改革工作，到2003年基本实现了全省“同网同价”，到2009年实现了“户户通电”，目前，在县级层面除兴义市电力公司外，其余87家县级供电企业均已取消了“代管体制”，理顺了管理关系。按照“厂网分开”的原则，原贵州省电力公司发电资产分别由华电、国电、大唐、中电投等发电集团公司重组。

　　2.电力发展情况。国家实施“西部大开发”战略将贵州列为“西电东送”南通道重要省份以来，贵州省电力工业进入快速发展阶段，到2014年底全省发电装机4668.68万千瓦(是2000年“西电东送”起步时623.86万千瓦的7倍多)，其中水电1954万千瓦、火电2481万千瓦、风电232.6万千瓦；贵州电网统调装机3685万千瓦，其中水电1303万千瓦、火电2149万千瓦、风电232.6万千瓦。2014年全省完成发电量1844亿千瓦时，其中贵州电网统调机组发电量1375亿千瓦时。2014年贵州电网在形成省内500千伏“日”字型环网的基础上正在加快建设“三横一中心”500千伏主网架，500千伏变电站17座，变电容量2300万千伏安，线路3411公里；220千伏变电站99座，变电容量2895万千伏安，线路9110公里；110千伏变电站434座，变电容量3035万千伏安，线路14611公里，35千伏变电站689座，变电容量539万千伏安，线路17900公里；外送通道从“十五”的“两交一直”送广东电力400万千瓦、“十一五”新增“两交一直”送广东电力达到800万千瓦，“十二五”形成“五交两直”500千伏“西电东送”通道，送广东能力达到1100万千瓦，并以220千伏与重庆、湖南等周边省市连接。2014年全社会用电量1173.7亿千瓦时，送广东410.88亿千瓦时，此外以点对网、网对网等形式向广西送电24.65亿千瓦时、向重庆黔江、涪陵送电28.45亿千瓦时、向湖南怀化送电15.66亿千瓦时。

　　3.市场化探索。2012年1月《国务院关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》(国发〔2012〕2号)明确支持“在贵州率先开展全国电力价格改革试点，探索发电企业与电力用户直接交易方式方法”、“允许符合条件的企业开展大用户直供电”。贵州省委、省政府将开展电力用户与发电企业直接交易作为深化改革重点工作任务，2013年2月国家发展改革委批复贵州省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价，2013年7月贵州省5家电力用户与发电企业直接交易试点工作正式启动，到2015年全省共有126家用电企业参与年度电力直接交易，签约电量226.81亿千瓦时，占省内预计售电量的25%，居全国前列。为规范我省电力用户与发电企业直接交易，由省发展改革委牵头制定了《贵州省电力用户与发电企业直接交易实施意见》，报经省政府同意后，以“黔发改能源〔2014〕964号文”印发全省执行。为推进贵州省电力市场化改革，2015年1月，经省政府同意成立了贵州电力交易中心，挂靠贵州电网公司，章程和规则正在研究制定中。

　　(二)存在问题

　　1.价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。一是现行上网电价管理执行国家定价，电价调整滞后于成本变化。2004年国家建立煤电价格联动，原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。但自2013年起，电煤价格市场化后，煤价持续明显下降，火电上网电价仅调整3次，难以及时、合理反映用电成本、市场供求状况、稀缺程度和环境保护支出。二是交叉补贴严重。从供电成本来说，用户电压等级越低，输配费用越高，电价应较高。为维持居民用电和农业生产用电价格较低水平，由此产生了工商业等高电压等级用户对居民、农业等低电压等级用户的交叉补贴。

　　2.市场化交易机制尚待完善，市场配置资源效率不高。我省电力直接交易2013年启动以来主要由政府主导以搓合交易为主，2015年1月依托贵州电网公司成立了贵州电力交易中心，但发电企业和用户自主权不高，相关配套管理、监督机制以及交易规则等尚不完善，尚未完全形成市场化的交易机制。

　　3.配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立。一直以来我省由贵州电网公司实行统购统销，电网建设及终端销售完全依靠贵州电网公司一家，尚未形成配售电市场，配售电侧投资主体单一，没有社会资本进入配售电市场及投资的有效途径，售电侧竞争机制亟待建立。

　　4.现行“西电东送”面临供需矛盾和市场化挑战，定价机制需要进一步完善。由于云南水电增发及广东电源点建设快速推进，供需形势发生变化，“西电东送”从2015年起已全面形成买方市场格局，“西电东送”量、价矛盾突出。

　　二、试点的必要性和紧迫性

　　(一)贯彻落实9号文件，促进我省资源优势转化为经济优势的重要举措。贵州具有丰富的能源和矿产资源，煤炭资源储量、水能资源蕴藏量分别居全国第5位、第6位，煤层气、页岩气资源量分别居全国第2位、第3位；46种矿产中铝土矿、磷矿、锰矿等保有资源储量排在全国前十位。但长期以来，贵州资源优势未能较好地转化为经济优势。2012年1月，国务院出台《关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》(国发〔2012〕2号)，明确要求贵州建设全国重要的能源基地、资源深加工基地，加快资源优势转化为经济优势。为贯彻落实国发〔2012〕2号文件精神，贵州提出以“加速发展、加快转型、推动跨越”为主基调，以实施“工业强省、城镇化带动”为主战略，结合煤、磷、铝等能源、矿产资源优势，提出“煤电磷、煤电铝、煤电冶、煤电化”一体化发展路径，搭建“5个100工程”发展平台，打造五大新兴产业，推进工业强省。我省以资源深加工为主的工业产业结构，对电力的依赖程度较高，电力工业的健康发展直接关系着我省工业强省战略的顺利实施。现行电力体制中存在的体制机制问题，制约了我省能源优势转化为经济优势。通过加快推进我省电力体制改革综合试点，可以理顺电力行业体制机制，激发电力产业发展的活力动力，形成价格竞争机制，发挥市场配置资源的决定性作用，促进产业耦合发展，加快我省传统资源优势产业转型升级、新兴产业发展。