鲁网7月21日讯 日前，山东省政府印发了关于电改的8个文件，包括《山东省输配电价改革实施方案》、《山东省电力市场建设实施方案》、《山东省电力交易机构组建实施方案》、《山东省有序放开发用电计划改革实施方案》、《山东省售电侧改革实施方案》、《山东省加强和规范自备电厂监督管理实施方案》、《山东省推动分布式电源建设实施意见》、《山东省电力中长期交易规则（试行）》。

　　市场化电力电量平衡新机制

　　逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡新机制，构建“政企分开、价格合理”的电力市场体系。

　　2018年以前，有序放开竞争性环节电价，放开售电公司进入市场，有序向社会资本放开配电业务，培育多元化市场主体，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，组建相对独立和规范运行的电力交易机构。2020年前，启动和运行现货市场交易，逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的电力电量平衡机制，最终形成以中长期交易稳定市场、以现货交易发现价格的电力市场机制。

　　与发电侧市场化电量放开规模相匹配，按电压等级、用电规模分期分批放开无议价能力用户以外的电力用户等购电主体参与市场交易，逐步取消电压等级限制。符合准入条件的用户，选择进入市场后全部电量参与交易，不再执行政府定价。

　　已参加市场交易的用户又退出的，再次参与市场前，电网公司承担保底供电责任，保底价格在输配电价的基础上，按照居民电价的1.2-2倍执行。电力市场体系比较健全时，全部放开上网电价和公益性电量以外的销售电价。中小用户无法参与市场交易的，可由售电公司代理参与。

　　建立相对稳定的中长期交易市场机制。扩大进入市场的电力用户与发电企业范围，放开符合条件的售电公司进入市场，各类市场主体直接洽谈合同，自主确定交易对象、方式、电量和价格，实现多方交易。

　　市场主体通过自主协商或参加电力交易机构组织的集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。

　　省内外电力资源同步放开进入市场。

　　由电力交易机构组织合同电量交易，各类市场主体通过双边协商、集中竞价转让合同电量。属于市场化方式形成价格的优先发电计划，如不能实现签约，指标可以转让给其他优先机组代发。

　　建立电力现货交易市场，开展现货交易试点。

　　山东电力交易中心有限公司进行股份制改造，引入部分发电公司、售电公司和电力用户等多元股东，进一步完善公司治理结构，实现交易中心的相对独立运行。

　　输配电价：准许成本加合理收益

　　推进发电侧和售电侧电价市场化改革，建立独立输配电价体系。把输配电价与发售电价在形成机制上分开。其中，输配电价执行政府定价，公益性以外的发售电价由市场形成。

　　输配电价按“准许成本加合理收益”原则加价，按大工业用电、一般工商业及其他用电、居民用电和农业用电制定分用户类别输配电价。

　　参与电力市场的发电企业，上网电价由用户或售电公司与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定；电网企业，按照政府核定的输配电价（含线损和政策性交叉补贴）收取过网费；参与电力市场的用户，用电价格由发电企业或售电公司与电力用户协商确定市场交易价格、输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成；未参与电力市场的发电企业上网电价和电力用户用电价格，继续执行政府定价；双边协商交易原则上不进行限价，集中竞价交易中，确有必要时可以实施最高限价和最低限价。

　　发用电有序放开

　　对于备受关注的发用电计划有序放开，山东将有序放开公益性、调节性电量以外发用电计划，推动电力电量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。

　　用电放开方面，逐步放开年用电量达到一定规模的10千伏及以上电压等级的工商业用户参与直接交易。重点向市场前景好、发展潜力大、产品附加值高、创新能力强、转型升级示范作用大的企业倾斜。

　　市场建设中后期,电力市场体系比较健全时，除公益性、调节性电量以外的电量全部进入市场。鼓励无议价能力用户进入市场，可保留一定交叉补贴，确保电价合理；电网企业或拥有配电网运营权的售电企业提供保障供电服务，满足市场交易应急暂停时的用户生产用电。

　　发电放开方面，初期保留规划内可再生能源发电、可再生能源调峰机组发电、余能发电、调峰调频电量、热电比在政策范围内的热电机组发电，以及水电、核电、涉外机组合同期内的优先发电计划。在可再生能源消纳受限时，安排保障性收购小时落实优先发电计划。其他发电机组市场化电量逐步扩大规模，原则上经安全校核，燃煤发电企业只要不超过年度燃煤机组发电小时的最高上限，电网企业保障执行；如因发用电计划放开不同步产生的电费结算盈亏，计入本地输配电价平衡账户，可用于政策性交叉补贴、辅助服务费用等。

　　市场建设中后期,电力市场体系比较健全时，除公益性和调节性电量以外的其他电量全部进入市场。自备电厂成为合格市场主体后，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。接入电网调度自动化系统、实现热力负荷或资源综合利用在线监测的地调公用机组发电，同步放开参与市场交易。

　　凡是参加电力市场交易的用户，均不再执行政府定价。除优先发电计划执行政府定价的电量外，机组其他电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。随着市场体系的不断健全，逐步放开公益性、调节性计划以外电量的上网电价和销售电价。

　　有序向社会资本开放配售电业务

　　售电侧改革，无歧视开放电网。无歧视地向各类市场主体提供报装、计量、抄表、维修、收费等供电服务，提供输配电服务。公开输配电网络的可用容量和实际使用容量、影响市场交易的电网约束等信息，保障电网公平无歧视开放。

　　售电区域。同一供电营业区内可以有多个售电公司，同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

　　同一供电营业区只能有一家公司拥有该区域配电网经营权，提供保底供电服务，供电营业区域范围根据市场发展情况进行调整，不得跨供电营业区域从事配电业务。本方案中配电网原则上系指110千伏及以下电压等级电网和220千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。

　　允许电网企业投资组建售电公司。鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网。

　　允许发电企业投资组建配电、售电公司。发电企业组建的配电、售电公司从事的配电业务、竞争性售电业务，须与发电业务分开。电力用户或售电公司向发电企业购电，应通过现有公用电网线路实现。发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。（据经济导报）