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

（2015 年 3 月 15 日）

为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神以及中央财经政法委第六次会议精神，经济领导小组暨国家能源委第一次会议，进一步深化电力体制改革，解决制约电力工业科学发展的制约因素。为解决突出矛盾和深层次问题，促进电力工业又好又快发展，推动结构转型和产业升级，现提出以下意见。

一、电力体制改革的重要性和紧迫性

2002年实施电力体制改革以来，在党中央、国务院的领导下，电力行业摆脱了专权管理的体制束缚，根本改变了指令性计划体制和电力行业发展中存在的问题。政企分离、工厂与网络分离。电力市场主体多元化竞争格局初步形成。

一是促进电力工业快速发展。 2014年，全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，发电量达到5.5万亿千瓦时，电网220kV及以上线路回路长度达到57.2万公里，220kV及以上改造容量达到3.03十亿千伏安。其规模和发电能力均居世界第一。二是提高电力普遍服务水平。通过农网改造和农电管理体制改革，农网供电能力和管理水平显着提高，农网供电可靠性显着增强。基本实现城乡同网同价，基本解决无电人口用电问题。 。三是多元化市场体系初步形成。在发电方面，我们建立了多层次、多所有制、多区域的发电企业；电网方面，除了国家电网、南方电网外，我们还成立了内蒙古电网等地方电网企业；辅助产业方面，我们成立了中国电建、中国能源建设有限公司两家集设计、施工于一体的公司。四是电价形成机制逐步完善。发电阶段，已实现发电上网标杆电价。输配电阶段，大部分省份的输配电价已逐步确定。在销售阶段，出台了差别电价、惩罚性电价、居民分级电价等政策。五是积极探索电力市场化交易和监管。我们先后在上网竞价、大用户与发电公司直接交易、发电权交易、跨省电力交易等方面开展试点和探索。电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累重要经验。

同时，电力工业发展仍面临一些亟待通过改革解决的问题，主要包括：

一是交易机制缺失，资源利用效率不高。售电侧尚未建立有效的竞争机制，发电企业与用户之间的市场交易有限，市场在资源配置中难以发挥决定性作用。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光时有发生，部分地区缺电与缺电并存。二是价格关系尚未理顺，市场化定价机制尚未完全形成。目前电价管理仍以政府定价为主。电价调整往往滞后于成本变化，难以及时合理反映电价、市场供需、资源稀缺性和环保支出等情况。三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。各项专项发展规划之间、电力规划实际执行情况与规划之间存在较大偏差。四是发展机制不完善，新能源和可再生能源开发利用面临困难。光伏发电等新能源产业装备制造能力与建设、运营、消费需求不匹配。不存在研发、生产、利用相互促进的良性循环。非歧视、无障碍获取可再生能源和可再生能源发电问题尚未得到有效解决。解决。五是立法修法工作相对滞后，制约了电力市场化和健康发展。现有的一些电力法律法规已不能满足发展的实际需要，一些配套改革政策迟迟没有出台。相关法律法规、政策、标准亟待修订，为电力行业发展提供依据。

深化电力体制改革是一项紧迫任务，关系我国能源安全和经济社会发展全局。党的十八届三中全会提出，对国有资本继续控股经营的垄断行业实行以政企分开、政资分开、政资分开为主要内容的改革。特许经营和政府监管。 《中央全面深化改革领导小组2014年工作要点》《国务院批复国家发展改革委关于2014年深化经济体制改革重点任务意见的通知》对深化电力体制改革提出新使命、新要求。社会各界要求加快电力体制改革的呼声越来越高。推进改革的社会诉求和共识不断增强，外部环境宽松，工作基础扎实。

二、深化电力体制改革的总体思路和基本原则

(一)总体思路

深化电力体制改革的指导思想和总体目标是：坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁高效、安全可持续发展，全面落实国家能源战略加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成市场主体决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代化能源体系创造良好的制度环境。能源体系和保障国家能源安全保障，充分考虑各方面诉求和动力 根据产业发展规律，既要兼顾就地变化，又要保稳定。通过改革，建立健全“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的电力行业市场体系，努力降低电力成本，理顺电力市场。价格形成机制，逐步打破垄断，有序放开竞争性企业，多元化供给，调整产业结构，改进技术，控制能源消费总量，提高能源利用效率，提高安全可靠性，促进公平竞争，促进节能环保。

深化电力体制改革的重点和路径是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照制度安排控制中间、开放两端的结构，有序放开输配电以外的竞争性价格挂钩，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性发电和用电计划等比那些受到管制和管制的；促进交易机构的相对独立和规范运作；继续深化适合我国国情的区域电网建设和输配电系统研究；进一步强化政府监管，进一步加强电力统筹规划，进一步加强电力安全高效运行和可靠供应。

（二）基本原则

坚持安全可靠。体制机制的设计必须符合电力商品的实时性、无形性、供需波动性、同质性等技术经济规律，保证电能生产、输送和使用的动态平衡，保证电力生产、输送和使用的动态平衡。电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力质量。安全可靠水平。

坚持市场化改革。区分竞争性和垄断性环节，发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，努力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成与市场相适应的电价机制要求，激发企业内在活力。 ，让市场在资源配置中起决定性作用。

我们将继续保障民生。结合我国国情和电力行业发展现状，充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务供给。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​​业和公益性服务电价相对稳定，切实保障民生。

坚持节能减排。立足国家安全战略总体实施，积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序节能用电体系，促进经济结构调整和节能减排产业升级。加强能源领域科技创新，推动电力工业发展模式转变和能源结构优化，提高发展质量和效益，提高可再生能源发电和分布式能源系统比重电源中的发电。

坚持科学监管。更好发挥政府作用，政府管理重点加强发展战略、规划、政策、标准等的制定和实施，加强市场监管。完善电力监管机构、措施和手段，完善政府监管方式，提高技术、安全、交易、运营等科学监管水平。

三、近期推进电力体制改革的重点任务

（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制

1.分别确定输配电价。政府定价范围主要限于重要公用事​​业、公益性服务和互联网自然垄断环节。政府主要制定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。输配电价按照“允许成本加合理收益”的原则，逐步过渡到按电压等级确定。用户或售电方按照其所接入电网电压等级对应的输配电价缴纳费用。

2.逐步实现非公益性上网电价由市场决定。放开竞争性电价，将输配电价与售电电价形成机制分开。合理确定生物质发电补贴标准。参与电力市场交易的发电企业的上网电价由用户或售电方与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电电价由三部分组成：市场交易电价、输配电价（含线损）、政府资金。其他不参与直接交易和竞价交易的并网电力，以及居民用电、农业用电、重要公用事​​业用电和公益性服务用电，继续实行政府定价。

3.妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，对不同类型电价之间的交叉补贴进行相应改革。过渡期内，电网企业将申报现有各类用户电价之间的交叉补贴金额，并通过输配电价回收。

（二）推进电力交易制度改革，完善市场化交易机制

4.规范市场主体准入标准。根据接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策和区域差异化政策，确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电单位和用户的准入标准。用户将根据电压等级分阶段、分批参与直接交易。参与直接交易的企业单位能源消耗和环境排放应当符合国家标准。不符合国家产业政策、产品和工艺属于淘汰类的企业，不得参与直接交易。进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度增加发电量。准入标准确定后，升级后的政府将每年公布符合标准的地方发电企业和售电单位名录，并对用户名录实施动态监管。进入目录的发电企业、售电单位和用户可以自愿向交易机构登记成为市场主体。 。

5.引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合标准的发电企业、售电单位和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按照规定向电网公司缴纳相应上网费。国家规定的输配电价，直接协商合同，通过调度交易机构实现多方直接交易、短期实时交易，为各类用户提供更经济、优质的电力保障比如工商企业。

六、鼓励建立长效稳定的贸易机制。构建反映市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式。任何部门和单位不得干预市场主体合法交易行为。直接交易双方依法依规独立协商决定交易事项，并签订涉及电网企业的三方合同。鼓励用户与发电公司签订长期稳定的合同，建立健全交易平衡机制，实现合同调整、处理电量偏差。

7.建立共享共享辅助服务新机制。适应电网调峰、调频、调压、用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务新考核机制和补偿机制。以电网可靠性和服务质量为基础，按照谁受益、谁承担责任的原则，建立用户参与的服务共享和共享机制。用户可以根据自身负荷特点，自愿选择与发电公司或电网公司签订供电保障协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的服务权利和义务，承担必要的辅助服务费用，或获得相应的经济补偿。根据他们的贡献获得报酬。 。

8.完善省际、跨地区电力交易机制。按照国家能源战略和经济、节能、环保、安全的原则，采取以中长期交易为主、临时交易为辅的交易模式，推进电力市场化交易跨省区跨省区推进电力资源优化配置。鼓励有条件的地区在政府指导下建立规范的省际、跨区域电力市场交易机制，推动电力富余地区更好向缺电地区输送电力，充分发挥电力市场的作用。市场配置资源、调节过剩和短缺。积极开展跨省区、跨地区的配套服务交易。适时探索发展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理工具。

（三）建立相对独立的电力交易组织，形成公平规范的市场交易平台

九、符合市场经济规律和电力技术特点的电网企业职能定位。改变电网企业输电、统购统销、调度交易一体化的局面。电网企业主要从事电网投资和运营、输配电，负责电网系统安全，确保电网公平、开放、无歧视，履行提供普遍用电服务的义务按照国家规定。 。继续完善主次分离。

10.改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再依靠上网电价与销售电价的差价作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取上网费。确保电网企业稳定的收入来源和利润水平。规范电网企业投资和资产管理行为。

11.建立并规范电力交易机构运作。将电网企业原有承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运作。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。政府有关部门应当按照职责对电力交易机构实施有效监管。

12.完善电力交易机构市场功能。电力交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责组织市场交易，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责登记以及相应的市场主体管理、市场信息披露和发布等。

（四）推进发电和用电计划改革，更大发挥市场机制作用

13.有序缩减发电用电计划。根据市场发展程度，直接交易电量和容量将不再纳入发电和用电量计划。鼓励新增工业用户和新核准发电机组积极参与电力市场交易，尽快将其电力主要进入市场交易。

14.完善政府公益性监管服务职能。政府保留必要的公益性调节发电和用电计划，保障居民、农业、重要公用事​​业和公益性服务用电，保障电网调峰调频和安全运行。确保可再生能源发电按计划收购。 。积极开展电力需求侧管理和能效管理，通过运用现代信息技术、培育电力能源服务、实施需求响应，促进供需平衡和节能减排。加强老、民族、边疆、贫困地区供电保障，确保无电人口用电全覆盖。

15.进一步提高以需求侧管理为基础的供需平衡保障水平。政府相关部门应遵循市场化方向，从需求侧和供给侧两方面入手，实现电电整体良好平衡。提高供电的安全性和可靠性。常态化、精细化有序开展用电工作，切实保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。加强电力应急能力建设，提高应急处置水平，确保突发事件时社会秩序稳定。

（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本开放售电业务

16.鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配送网络建设发展、提高配送运营效率的要求，探索社会资本投资配送业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励混合所有制形式发展配电业务。

17.建立市场主体准入和退出机制。根据售电侧市场开放要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。明确售电主体市场准入和退出规则，强化监管，切实保护各相关方合法权益。电网企业应当一视同仁地向售电单位及其用户提供安装、计量、抄表、维护等各项供电服务，按照约定履行最低供货义务，确保无议价能力的用户也能用电。

18.多渠道培育市场主体。允许符合条件的高新技术产业园区或经济技术开发区设立售电实体直接购电；鼓励社会资本投资设立售电实体，向发电公司购电并向用户销售。允许拥有分布式电源或微网络系统的用户参与电力交易；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设立售电实体进入售电市场，从事售电业务。

19.赋予市场主体相应的权利和责任。售电方可以通过多种方式通过电力市场购电，包括向发电公司购电、集中竞价购电、向其他售电方购电等。售电单位、用户及其他相关主体依法签订合同，明确相应权利和义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。鼓励售电主体创新服务，为用户提供合同能源管理、综合节能、用能咨询等增值服务。各电力生产方式必须严格按照国家相关规定承担电力资金、政策交叉补贴、普遍服务、社会责任等义务。

（六）开放电网公平准入，建立分布式电源发展新机制

20.积极发展分布式电源。分布式电源主要采取“自发自用、余电上网、电网调节”的运行模式。在保证安全的前提下，积极发展融合先进储能技术和信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力。和能源效率。

21.完善并网运行服务。加快修订完善接入电网技术标准、工程规范和相关管理办法，支持新能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用单位并网，积极推进新能源并网能源和可再生能源与其他电源和电网的发电。有效对接，按照规划认真落实可再生能源发电保购制度，解决无歧视、无障碍上网问题。加快制定和完善新能源和可再生能源研发、制造、装配、并网、维护、改造等方面的国家技术标准。

22.加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准。自备电厂的建设和运营应当符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。要求拥有自有电厂的企业承担符合自有电厂行业政策的政府资金、政策交叉补贴和制度准备金。完善和规范综合利用余热、余压、余气、瓦斯抽采等资源的自备电厂支持政策。规范现有自备电厂成为合格市场主体，在公平承担发电企业社会责任的前提下，允许其参与电力市场交易。

23。完全自由化用户端分布式电力市场。积极进行各种飞行员和分布式电力项目的演示。用户端分布式电源的建设将被自由化，企业，机构，社区和家庭将得到支持，以投资于建造各种类型的分布式电源，例如太阳能，风能，风能，生物质发电和天然气”热量，功率和冷却​​”将根据各自的条件和当地条件组合生产，并将允许使用。分销网络和终端电源系统在各种电压级别上。鼓励专业能源服务公司与用户合作或建立“合同能源管理”模型下的分布式电源。

（7）加强对电力的总体计划和科学监督，以提高电力的安全性和可靠性

24。有效地加强了电力行业的整体计划，尤其是电网。相关的政府部门必须认真地履行其电力计划职责，优化电源和电网的布局，并加强电力规划和电力供应计划之间的有效联系，以及国家电力计划与地方电力计划之间。为了改善计划的覆盖范围，权威和科学性质，并提高了计划的透明度和公众参与，必须严格计划和组织和实施各种电源构建和电力网络布局。电力规划应完全考虑资源和环境的承载能力，并根据法律进行计划的环境影响评估。通过法律程序审查了该计划后，必须向公众披露。建立一个工作机制，以计划实施检查，监督，评估和评估，以确保有效实施权力计划。

25。有效地加强了电力行业和相关领域的科学监督。改善电力调节组织系统，创新监管措施和手段，有效地进行电力交易，派遣，电力供应服务和安全监督，加强对公平访问网格的监督，网格投资行为，成本和投资运营效率，并有效地监督确保新能源的网格连接，促进节能和减少排放，并确保居民电源和电网的安全可靠运行。加强和改善行业协会的自律，协调，监督和服务职能，并全力发挥其作为政府，用户和企业之间桥梁的作用。

26.减少和标准化电力行业的行政批准。进一步改变政府职能，简化管理和委派权力，取消和委派权力项目批准机构，有效执行计划，澄清审查条件和标准，标准化和简化审查和批准程序，改善市场计划，并确保有效实施电力开发策略，政策和标准。

27.建立和改善市场实体的信用系统。加强市场实体的完整性并标准化市场秩序。相关部门应建立公司合法人员，其负责人和员工的信用记录，并将其整合到统一的信贷信息平台中，以使各种企业的信用状况透明，可追溯和可验证。加强监督，并使企业和个人的非法和不信任行为公开。如果非法和不信任的行为是严重的，并且会影响权力安全，则必须采取严格的行业禁令措施。

28。尽快修改电力法律和法规。根据改革的整体要求和进步，我们将立即完成《电力法》以及相关行政法规的研究和起草的修订，并全面发挥立法在指导，促进，标准化和化的作用保证改革。根据法律加强电力的管理。加强实施可再生能源法。加快能源监督法规的制定，适应法律监督和有效监督的要求，并及时制定和修改其他相关法律，法规和规则。

4。加强电力系统改革的组织和实施。

电力系统的改革与经济发展，人民的生活和社会稳定有关。有必要加强组织领导力并动员各方的热情，以确保改革是标准化和有序的，符合整体设计，关键突破，逐步实施，有序的进步和飞行员的要求。 ，稳步前进。

（1）加强组织和协调。改善电力系统改革工作组机制，制定实用的特殊改革工作计划和相关的支持措施，进一步阐明责任分配，澄清中央政府，地方政府和企业的责任，并确保电力系统的平稳进展改革工作。

（2）积极营造一种气氛。加强与新闻媒体的沟通和协调，增加宣传并报告电力系统改革，营造强大的氛围，以促进整个社会中电力系统的改革，加强沟通和改革工作的协调，并完全动员起来各方的热情，建立共识并成为工作的联合力量。

（3）稳定而有序的前进。电力系统的改革是一个系统的项目，必须根据各方共识以有序，有效和稳定的方式促进。逐渐扩大电力传输和分销价格的试点改革范围。对于重大改革问题，例如对电力销售方面的改革和建立相对独立的电力贸易组织的建立，可以首先执行试点项目，然后可以根据总结试点经验并修改全面的实施并改善相关的法律法规。