電力行業是關系到能源安全、經濟發展和社會穩定的重要基礎產業。近年來，我省積極實施電力政企分開、廠網分開、主輔分開改革，加快重大項目規劃建設，優化調整電源結構，強化節能環保改造，千方百計保障電力供應，不斷提高電力普遍服務水平，有力促進了我省經濟社會平穩健康發展。2015 年，我省全社會用電量達到 5117 億千瓦時，同比增長2.8%;省內發電量 4619.4 億千瓦時，增長 2.8%;電力裝機容量達到 9715.7 萬千瓦，其中新能源發電裝機比重提高到11.5%;加快實施“外電入魯”戰略，全年電網接納省外來電497.6 億千瓦時，占全社會用電量的 9.7%。同時，一些體制機制性障礙和深層次問題還沒有根本解決，主要是生產環節中單一的計劃管理體制、銷售環節中統一的政府定價機制以及運營領域中統購統銷的壟斷經營模式越來越不適應市場經濟發展的需要，在電力資源配置中市場還沒有發揮決定性作用，在發電側和售電側等競爭性領域和環節還沒有形成有效競爭，市場主體活力尚未充分釋放，在政府統籌規劃、依法監管、維護行業秩序方面還亟待改進和加強。

為貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9 號)及配套文件精神，深入推進我省電力體制改革，加快現代電力市場體系建設，結合我省實際，制定本實施方案。

一、總體要求

深化電力體制改革，必須深入貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中、五中全會精神以及中央關于深化電力體制改革的總體部署，堅持創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，針對我省電力行業存在的突出問題，在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，遵循“三放開、一獨立、三強化”的改革路徑，加快構建“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”的市場體制，形成具有競爭活力、健全完善的現代電力市場體系。

在改革推進中，要把保障電力系統的安全穩定運行和電力可靠供應作為前提條件，遵循電力商品的實時性、無形性、供求波動性和同質化等技術經濟規律，保障電能生產、輸送和使用的動態平衡;要堅持市場化的改革方向，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價機制，激發企業內在活力，使市場在電力資源配置中起決定性作用;要把保障民生用電作為底線，充分考慮企業和社會承受能力，切實保障民生和基本公共服務的用電供給，完善階梯價格機制，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩;要強化節能減排，提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例，完善有序用電和電力需求側管理制度，促進電力行業結構調整和產業升級;要加強電力市場監管，完善監管措施和手段，改進監管方法，提高對技術、安全、交易、運行等的科學監管水平。

二、改革路徑

(一) 有序放開輸配以外的競爭性環節電價，建立市場化定價機制。按照“準許成本加合理收益”原則，核定電網企業準許總收入和各電壓等級輸配電價。放開輸配以外的競爭性環節電價，實現市場化定價。

(二) 有序向社會資本放開配售電業務，釋放市場主體活力。在加強電網自然壟斷環節監管的同時，在發電側、售電側等可競爭環節引入競爭機制，加快構建有效競爭的組織結構和市場體系。

(三) 有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，促進電力資源市場化配置。有效銜接電力市場供需平衡，有序放開發用電計劃，引導市場主體開展多方直接交易和跨省跨區交易，逐步擴大市場化電量的比例，實現電力電量平衡從以計劃手段為主向以市場手段為主的平穩過渡。

(四) 推進電力交易機構相對獨立，構建規范化市場交易平臺。將電網企業原有的電力交易業務與其他業務分開，實現相對獨立運行，為市場主體提供規范、公開、透明的電力交易服務。

(五) 強化政府監管，強化電力統籌規劃，強化電力安全高效運行和可靠供應。創新政府監管方式、方法和手段，嚴格按照我省能源規劃組織實施電源建設和電網布局，為有效開展市場化交易、實現電力安全高效運行和可靠供應提供保障。

三、重點任務

(一) 有序推進電價改革，理順電價形成機制。

1.開展輸配電價測算核定。根據國家發展改革委、國家能源局關于推進輸配電價改革的有關要求和《國家發展改革委關于擴大輸配電價改革試點范圍有關事項的通知》(發改價格〔2016〕498 號)精神，開展輸配電價成本調查、監審、各電壓等級輸配電價水平測算工作。輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則和分電壓等級核定。在國家未統一核定我省輸配電價之前，市場交易的輸配電價保持電網購銷差價不變;待國家核定我省輸配電價后，按照核定的輸配電價執行。

2.分步推進發售電價格市場化。用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基金三部分組成。放開競爭性環節電力價格，把輸配電價與發售電價在形成機制上分開。電力市場交易的電量價格通過自愿協商、市場競價等方式自主確定。未參與市場交易的電量以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電，仍由政府價格主管部門核定電價。

3.妥善處理電價交叉補貼。結合電價改革進程，逐步減少工商業內部交叉補貼，妥善處理居民、農業用戶交叉補貼。過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經省級價格主管部門審核后通過輸配電價回收。

(二) 推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制。

1.規范市場主體準入標準。按照接入電壓等級、能耗水平、排放水平、產業政策以及區域差別化政策等，制定并公布可參與市場交易的發電企業、售電主體和用戶準入標準。按電壓等級分期分批放開用戶參與直接交易，參與市場交易企業的單位能耗、污染物排放均應穩定達到國家和地方相應階段標準，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬于淘汰類的企業不得參與市場交易。省政府按年度公布符合標準的發電企業和售電主體目錄，對用戶目錄實施動態監管。改革市場主體準入制度，以注冊服務代替行政許可，進入目錄的發電企業、售電主體和用戶，按照“一注冊、一承諾、一公示、三備案”的程序，可自愿到交易機構注冊成為市場主體。

2.建立相對穩定的中長期電力市場交易機制。在已開展的電力用戶與發電企業直接交易工作基礎上，放寬參與交易的用戶類型與電壓等級，逐步放開發電企業、售電主體和用戶準入范圍，允許符合條件的電力用戶(含售電企業)參與市場交易，不斷豐富交易品種，健全風險規避機制，逐步建成相對穩定的中長期交易市場。完善電力市場交易規則，實現多方交易。市場交易雙方依法依規簽訂有電網企業參加的三方合同，確定自主協商的交易事項。鼓勵用戶與發電企業之間簽訂長期穩定的合同，建立合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。

3.完善跨省跨區電力交易機制。結合“外電入魯”戰略實施，按照中長期交易為主、臨時交易為補充的跨區跨省交易模式，推進山東與相關省份的電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優化配置。建立跨省跨區電力交易與省內電力交易的協同銜接機制，統籌考慮省內外電力資源，同步放開進入市場。

4.建立有效競爭的現貨交易機制。在推進中長期交易基礎上，開展電力市場現貨交易機制研究，根據山東電源布局、負荷特性、電網結構等因素和市場成熟條件，適時開展現貨交易試點，啟動日前、日內、實時電能量交易以及備用、輔助服務等現貨交易品種。

5.完善電力市場輔助服務機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網發電企業輔助服務考核新機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。

(三)組建相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺。

1.組建山東電力交易中心。組建股份制電力交易中心，

對現有的交易中心進行股份制改造，相對獨立運行;交易中心高級管理人員依法依規產生;后期根據市場發展需要，視情況采取股份制方式逐步完善交易中心的組織治理結構。交易中心作為全省電力交易的市場平臺，依法依規開展省內外電力交易業務，并做好與電力調度的銜接。

2.完善電力交易中心功能。按照政府批準的章程、規則和有關技術標準，電力交易中心在山東能源監管辦和政府有關部門的監管下主要負責電力交易平臺的建設、運營、管理;負責市場交易組織，提供結算依據和相關服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同;負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。交易中心可按省級價格主管部門核定的標準向市場主體收取交易手續費。

3.設立市場管理委員會。成立由發電企業、電網企業、售電企業、電力用戶等市場主體按類別推薦代表組成的交易中心市場管理委員會。市場管理委員會屬市場主體的自治性議事協調機構，辦事機構設在交易中心，主要負責向交易中心提出電力市場方面的專業建議，參與研究討論交易中心的章程、運營規則和相關實施細則，推薦交易中心高級管理人員，聽取和反映市場主體訴求，提出涉及市場主體利益的重要事項和合理意見建議，不干涉交易中心的正常經營。在交易中心組建和試運行階段，市場管理委員會由省發展改革委、省經濟和信息化委等部門和山東能源監管辦負責召集組建，待交易中心正式運行后，逐步完善市場管理委員會的人員構成和相關議事規則。

4.改革和規范電網企業運營模式。根據市場經濟規律和電力技術特性，電網企業主要從事電網投資運行、電力調度輸送，保障電網公平無歧視開放，履行電力普遍服務義務，確保電網系統安全。改革電網企業運營模式，規范投資和資產管理，實行按照政府核定的輸配電價收取過網費的方式，確保穩定的收入來源和收益水平，不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源。

(四)推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用。

1.有序放開發用電計劃。根據市場發育程度，直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃。除公益性、調節性電量外，在確保電網穩定運行和可再生能源電力消納的前提下，盡快放開其他電量。新增企業用戶和新核準的發電機組原則上都要參與電力市場交易。

2.建立優先發電制度。堅持節能減排和清潔能源優先上網的原則，保障可再生能源優先發電順序，確保規劃內的風能、太陽能、水能、生物質能等清潔能源發電和常規機組調峰調頻電量按照政府定價優先上網，并留足電量計劃空間，促進清潔能源多發滿發。

3.建立優先購電制度。合理確定優先購電的用戶范圍，保障全省農業、重要公用事業、公益性服務行業以及居民生活等無議價能力用戶優先購電。列入優先保障序列的用戶，原則上不納入需求側有序用電范疇，暫不參與市場競爭，通過用電計劃予以保障。

4.加強電力需求側管理和電力應急機制建設。按照常態化和精細化原則，引導用戶實施電力需求側管理，通過加強能效管理、實施需求響應等手段，進一步優化電力資源配置，提高電能利用效率和效益，實現科學、節約、有序、高效、智能用電。加強電力應急能力建設，提升應急響應水平，確保電力供需緊張狀態下重點用電需求，保障電力供應安全穩定可靠。

(五)穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務。

1.鼓勵社會資本投資新增配電業務。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。國網山東省電力公司以外的存量配電資產視同增量配電業務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區域。

2.建立售電主體準入和退出機制。按照符合技術、安全、環保、節能標準和承擔社會責任的要求，科學界定售電主體條件，建立和規范售電主體的市場準入和退出規則。每年向社會公布售電主體清單，并實行動態管理。電網企業應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用;負責收費、結算、歸集交叉補貼，代收政府性基金，并按規定及時向有關發電公司和售電公司支付電費，保障電費資金安全。

3.多途徑培育售電主體。允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區、發電企業投資和組建售電公司，允許擁有分布式電源的用戶和微網系統參與電力交易。鼓勵社會資本投資成立售電公司，鼓勵公共服務行業和能源服務公司從事售電業務。

4.賦予售電主體相應的權責。售電主體可以采取多種方式通過電力市場購電，與發電企業、電網企業和用戶依法簽訂合同，明確相應的權利和義務，按規定約定相關事項，嚴格按照國家有關規定承擔政府性基金、政策性交叉補貼、社會責任等義務。擁有配電網運營權的售電公司承擔保底供電服務職責。

(六) 開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制。

1.積極發展分布式電源。分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式。在確保安全的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率。積極開展分布式電源項目的各類試點和示范。放開用戶側分布式電源建設，支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣“熱電冷”聯產等各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源管理”模式建設分布式電源。

2.完善并網運行服務。完善接入電網的技術標準、工程規范和相關管理辦法，支持新能源、可再生能源、節能降耗和資源綜合利用機組上網，做好新能源和可再生能源發電與電網以及其他電源的有效銜接，依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，解決好無歧視、無障礙上網問題。

(七) 加強和規范自備電廠監督管理，推動自備電廠轉型升級。

1.規范自備電廠建設管理。新(擴)建燃煤自備電廠項目(除背壓機組和余熱、余壓、余氣利用機組外)要統籌納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃。自備電廠建設過程中要嚴格執行火電建設相關產業政策和能效、水效、環保、安全質量等各項標準。

2.加強自備電廠運營管理。堅持鼓勵競爭、公平競爭，維護電力市場秩序。擁有自備電廠的企業，應按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及政策性交叉補貼，合理繳納系統備用費。規范現有自備電廠成為合格市場主體，允許其在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。鼓勵有條件并網的自備電廠并網運行，并網自備電廠要根據自身負荷和機組特性參與電網調峰，并按照“兩個細則”進行電網輔助服務考核與補償。積極探索促進現有“孤網” 規范運行并健康發展的有效途徑和方式。

3.加快推進自備電廠升級改造。加快推進全省自備電廠超低排放等環保改造，確保穩定達到相應階段污染物排放標準和總量控制要求，并安裝污染物自動監控設備，與當地環保、監管和電網企業等部門聯網。對達不到環保等政策標準要求且不實施改造或不具備改造條件的，逐步淘汰關停。

(八)加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可靠水平。

1.加強電力行業特別是電網的統籌規劃。政府有關部門要認真履行電力規劃職責，優化電源與電網布局，提升規劃的覆蓋面、權威性和科學性，增強規劃的透明度和公眾參與度。各種電源建設和電網布局要嚴格規劃，有序組織實施。加快扶貧電網改造升級，深入實施“彩虹工程”，提高服務城鄉居民用電能力。電力規劃應充分考慮資源環境承載力，依法開展規劃的環境影響評價。規劃經法定程序審核后，要向社會公開。建立規劃實施檢查、監督、評估、考核工作機制，保障電力規劃的有效執行。

2.減少和規范電力行業行政審批。進一步簡政放權，承接并落實好國家取消、下放的電力項目審批權限，明確審核條件和標準，規范簡化審批程序，加強事中和事后監管，保障電力發展戰略、政策和標準有效落實。

3.加強電力行業及相關領域科學監督。完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段，有效開展電力交易、調度、供電服務和安全監管，加強電網公平接入、電網投資行為、成本及投資運行效率監管，切實保障新能源并網接入，促進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。加強和完善行業協會自律、協調、監督、服務的功能，充分發揮其在政府、用戶和企業之間的橋梁紐帶作用。

4.建立健全電力市場主體信用體系。建立電力市場主體信用評價制度，將相關企業的法定代表人或主要負責人、從業人員信用記錄納入全省公共信用信息平臺，嚴格守信激勵和失信懲戒制度，使各類企業的信用狀況透明、可追溯、可核查。加大監管力度，對違法失信行為予以公開，對違法失信行為嚴重且影響電力安全的，要實行嚴格的行業禁入措施。

四、組織實施

(一) 加強組織領導。成立我省電力體制改革領導小組，負責統籌推進全省電力體制改革，協調推動各專項領域的改革。領導小組辦公室設在省發展改革委，負責領導小組日常工作。省直各有關部門(單位)要密切配合，按照各自職責分工，做好電力體制改革各項工作。

(二) 明確任務分工。省發展改革委負責擬訂《山東省電力體制改革實施方案》，組織協調有關單位制定專項改革方案并做好實施工作，加強電源和電網建設統籌規劃，建立分布式電源發展新機制。省經濟和信息化委會同有關部門，負責牽頭擬訂電力市場建設、電力交易機構、發用電計劃、售電側等方面的專項改革方案并組織實施，指導電力交易中心及其市場管理委員會的籌建。省物價局會同有關部門，負責牽頭擬訂輸配電價改革方案并組織實施。省環保廳會同有關部門，負責制定燃煤機組排放水平排序，評估全口徑火電廠大氣污染物排放情況。山東能源監管辦會同有關部門，負責牽頭擬訂電力市場建設方案和規則，監管電力市場建設和運行;擬訂規范自備電廠運營專項方案并組織實施。國網山東省電力公司負責電網公平接入，具體負責組建電力交易中心及其市場管理委員會，擬訂交易中心章程、交易細則以及市場管理委員會相關規則。省發展改革委要發揮好總牽頭作用;各專項改革的牽頭部門要履行主體責任，會同各有關部門主動開展工作;各參與部門要根據各自職能，積極配合，各司其職，各負其責，形成工作合力。

(三) 合理安排進度。結合我省電力行業實際，力爭用三年的時間完成電力體制改革任務。2016年，研究制定山東省電力體制改革實施方案和各專項改革方案，做好相關前期準備工作，包括完成輸配電價成本調查和測算工作，研究制定發用電計劃有序放開、售電市場主體進入和退出的具體辦法，研究制定電力市場交易規則。其中，上半年完成電力交易中心及其市場管理委員會組建工作。2017 年，按照國家批準的實施方案落實電力體制改革各項任務。完成輸配電價成本監審和核定工作。2018 年，對電力體制改革情況進行總結評估，進一步修訂完善各項制度，基本形成現代電力市場體系。

(四) 規范工作程序。電力體制改革實施方案和各專項改革方案，須經領導小組辦公室集體研究、達成共識后按程序報批。其中，電力體制改革實施方案按程序報省委、省政府審定后，由省政府報國家發展改革委、國家能源局審批。各專項改革方案經省電力體制改革領導小組審定后，報國家發展改革委、國家能源局備案。

電力體制改革涉及全省經濟社會發展的方方面面，意義重大，影響深遠。領導小組各成員單位要加強對改革進展及市場運行情況的跟蹤分析，要及時協調解決改革中出現的新問題，切實防范改革可能出現的風險，保持電力供需平衡，保證電網安全，保障民生用電。通過改革，進一步解決電力行業深層次矛盾，推動電力行業轉型升級、健康發展。

(三) 穩妥推進改革。加強市場運行情況跟蹤分析，建立糾錯機制，靈活應對試點工作中出現的問題，及時協調解決影響改革的各類問題，防范和化解改革過程中可能出現的風險，保持電力供需平衡，保證電網安全，保障民生用電。