山西省印发《山西省放开增量配电业务试点方案》

 导读：山西省印发《山西省放开增量配电业务试点方案》。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）及其相关配套文件、《国家发改委国家能源局关于同意山西省开展电力体改革综合试点的复函》（发改经体〔2016〕176 号）和《山西省售电侧改革实施方案》（晋政办发〔2016〕113 号）等文件，鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设；创新供用电方式，提高配电网运营效率，为用户提供安全、可靠、高效、清洁、廉价、便捷的供电服务。

参考《2016-2022年中国配电自动化市场竞争态势及十三五发展策略分析报告》

       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）及其相关配套文件、《国家发改委国家能源局关于同意山西省开展电力体改革综合试点的复函》（发改经体〔2016〕176 号）和《山西省售电侧改革实施方案》（晋政办发〔2016〕113 号）等文件，鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设；创新供用电方式，提高配电网运营效率，为用户提供安全、可靠、高效、清洁、廉价、便捷的供电服务。结合山西实际制定本方案。

       一、试点范围

       增量配电网资产包括两部分：一是对于历史形成的，国网山西省电力公司和晋能集团有限公司以外的存量配电网资产，可视为增量配电业务。二是纳入配电网年度建设计划中，电压等级在 110 千伏及以下的新增 配电网，鼓励社会资本参与建设和运营管理。

       增量配电网实施主体以煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励用电企业、发电企业、产业园区、社会资本等合作，共同组建混合所有制公司，形成拥有配电网资产的售电公司；对配电设施产权与国网山西省电力公司或晋能集团有限公司存在相互交叉的区域，可通过产权置换或国网山西省电力公司、晋能集团有限公司参股等形式，共同组建混合所有制公司。

       同一营业区内可以有多个售电公司，但只能有一个拥有配电网资产的售电公司，具有配电网经营权，并提供保底供电服务。

       列入国家 100 个吸引社会资本投资增量配电业务的试点项目优先纳入我省试点范围。

       二、试点条件

       （一）合法主体。按照《中华人民共和国公司法》进行工商登记注册，成为拥有配电网资产的具有法人资格的主体。

       （二）资产要求

       售电公司资产总额应不低于 2000 万元，且为实收资本。

       1.资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的，可以从事年售电量不超过 6 至 30 亿千瓦时的售电业务。

       2.资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的，可以从事年售电量不超过 30 至 60 亿千瓦时的售电业务。

       3.资产总额在 2 亿元人民币以上的，不限制其售电量。

       4.拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的 20%。

       （三）经营场所。

       拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，拥有参与电力市场交易所需的通信信息系统及面向客户的服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。

       （四）专业人员。具有与申请规模相适应的掌握电力系统基本技术经济相关知识、2 年以上相关工作经验的专业人员。

       1.资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的售电公司，应拥有不少于 10 名专业人员。

       2.资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的售电公司，应拥有不少于 15 名专业人员，至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。

       3.资产总额在 2 亿元人民币及以上的售电公司，应拥有不少于 20 名专业人员，至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。

       4.拥有配电网运营权的售电公司，应增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于 20 人，其中至少拥有两名高级职称和五名中级职称的专业管理人员。

       （五）信用记录。 售电公司及其负责人无不良金融、司法记录和不良经营记录。

       （六）营业资格。拥有配电网经营权的售电公司，应由省经信委确定供电营业范围，颁发供电营业许可证。

       三、试点流程

       （一）申报程序

       1.凡具备第三条 1—6 款条件的拥有配电网资产的售电公司，向所在市经信委提出申请。

       2.市经信委对企业申报资料和现场进行核实，符合条件的上报省经信委。

       3.省经信委对各市上报材料进行复核，对社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，纳入试点名单，明确供电营业范围，颁发供电营业许可证。

       （二）申报材料

       1.企业基本情况，法人资格、股权结构等。

       2.企业配电网项目规划纳入山西省配电网建设改造‘十三五’规划或省级配电网年度建设计划等相关材料（新建配电网工程必备）。

       3.政府部门批准的园区材料，包括行政区划范围、地理平面图等（各类园区项目必备）。

       4.运营设施情况，分电压等级的线路名称和长度、分电压等级的供电设备容量、输配电范围、供电网络及负荷分布图，配电接线图等相关资料（存量配电网资产必备）。

       5.专业技术人员清单及技术资格，安全负责人、生产运营负责人、技术负责人职称证件复印件和工作经历说明。

       6.试点企业或其上级部门出具的符合供电要求的营业场所证明。

       7.开展供电营业必备的管理制度、技术标准，计量、试验、维修、通讯及交通运输装等。

       8.履行电力社会普通服务、保底供电服务义务承诺书。

       四、试点内容

       （一）鼓励社会资本以混合所有制方式参与新增 配电网建设

       1.企业规划建设。符合试点条件的企业根据电力市场需求，编制配电网规划，企业配电网规划需纳入山西省配电网建设改造‘十三五’规划或省级配电网年度建设计划，增量配电网项目审批执行建设项目管理相关规定。

       2.政府规划建设。地方政府规划建设、扩建、改造的增量配电网项目，通过招标等市场化机制公开、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期等并签订协议。

       3.社会资本投资收益方式。坚持谁投资、谁受益的原则，以混合所有制方式参与新增 配电网建设，符合条件的可以运营配电业务；也可以通过固定投资回报率方式、资产重组产权多元化等方式，获取投资收益，不参与运营。

       4.公平接入系统。电网企业按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，公开接入流程和信息、承诺办理期限，对纳入试点的企业无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。

       （二）拥有配电网资产的售电公司配电价格核定和结算方式

       1.配电价格核定。增量配电区域的配电价格由省级价格主管部门依据国家发展改革委关于输配电价有关政策规定核定。配电网价格核定前，暂按国家发展改革委核定我省省级电网分电压等级输配电价执行，具体为：售电公司向用户售电的电压等级输配电价标准扣减该配电网接入省级电网电压等级对应的输配电价标准后执行。

       2.交易结算。按规定向交易主体收取配电费（含线损和交叉补贴），代国家收取政府性基金（电网企业代收除外）；按照山西电力交易机构出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，并出具结算发票，保障交易电费资金安全。

       （三）拥有配电网资产的售电公司参与市场交易运营模式

       创新运营机制和服务方式，配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域限制购电。拥有配电网资产的售电公司既可在配电网区域内购、售电，以市场化、保底供电等多种方式向受托用户售电；也可在配电网区域外购、售电。拥有配电网运营权的售电公司，应将配电业务和竞争性售电业务分开核算。

       1.配电网区域内承担保底供电服务。配电区域内的居民、农业、重要公用事业、公益性服务等享有保底供电服务，其用电继续执行山西目录销售电价。

       2.配电网区域内的市场交易。售电公司向发电企业直接购电，并向区域内电力用户售电，执行电力直接交易价格。参与电力直接交易市场主体向配电区域外电源购电，购电价格由发电企业的交易价格（或售电公司交易价格）＋国网山西省电力公司的输电价格（含交叉补贴和线损）＋售电公司配电价格（含交叉补贴和线损）＋政府性基金等四部分组成；参与电力直接交易市场主体向配电区域内电源购电的，购电价格由发电企业的交易价格（或售电公司交易价格）＋售电公司配电价格（含交叉补贴和线损）＋政府性基金等三部分组成。

       3.配电网区域外购售电。同无配电网资产、不拥有配电网运营权的独立售电公司相同的权力和义务。

       （四）供电运营区域内的电源点（自备）运营模式

       严格执行电力行业相关规章，维护电力系统安全稳定运行。执行统一的产业政策和市场规则，自备电厂是合格市场主体，公平参与市场交易,承担社会责任，缴纳各项费用。对符合规定的自备电厂无歧视开放电网，做好系统接入服务。

       （五）探索拥有配电网资产的售电公司风险防范机制

       为有效防范风险，对拥有配电网资产的配售电公司引入第三方金融机构，缴纳售电保证金，实行保证金额度与允许售电规模联动制度。

       五、试点企业主要业务

       （一）供电服务业务

       配电网运营者在其配电区域内从事供电服务包括：

       1.负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。

       2.负责配电网建设与改造。

       3.向各类用户无歧视开放配电网络，负责用户用电设备的包装、接入和增容。

       4.向各类用户提供计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠费等服务。

       5.承担其电力设施保护和防窃电义务。

       6.向各类用户提供电力普遍服务，公开配电网络的运行、检修和供电质量、服务质量等信息，受委托承担电力统计工作。

       7.向市场主体提供配电服务、增值服务。

       8.向非市场主体提供保底供电服务，在售电公司无法为签约用户提供售电服务时，直接启动保底供电服务。

       9.承担支付接入其配电网的可再生能源发电补贴的责任；法律、法规、规章规定的其他业务。

       （二）配电网服务业务

       配电网运营者向配电区域内用户提供的配电网服务包括：

       1.向市场主体提供配电网络的可用容量、实际容量等必要的市场信息。

       2.与市场主体签订经安全校核的三方购售电合同。

       3.履行合同约定，包括电能量、电力容量、辅助服务、持续时间、供电安全等级、可再生能源配额比例、保底供电服务内容等。

       4.承担配电区域内结算业务，按照政府核定的配电价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金和交叉补贴，按合同向各方支付相关费用。

       配电网运营者不得超出其配电区域从事配电业务。

       （三）保底供电服务业务

       配电网运营者向居民、农业、重要公用事业和公益性服务等电力用户，具备市场交易资格选择不参与市场交易的电力用户，售电公司终止经营、无法提供售电服务的电力用户，以及政府规定暂不参与市场交易的其他电力用户实行保底供电服务。

       包括： 1.按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠的电力供应。

       2.履行普遍供电服务义务。

       3.按政府定价向发电企业优先购电。

       4.按政府定价或有关价格规则向电力用户收取电费。

       （四）增值服务业务

       配电网运营者有偿为各类用户提供增值服务。包括但不限于：

       1.用户用电规划、合理用能、节约用能、安全用电、替代方式等服务。

       2.用户智能用电、优化用电、需求响应等。

       3.用户合同能源管理服务。

       4.用户用电设备的运行维护。

       5.用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务。

       六、试点要求

       （一）加强试点的组织领导

       放开增量配电业务应按照“试点先行、积极稳妥、有序推进”的原则，严格履行试点手续，及时总结试点经验并逐步扩大试点范围。省政府相关部门要依据职责对放开增量配电业务试点实施情况予以指导和监管，建立定期汇报协调工作机制。

       （二）探索创新供电方式

       拥有配电网运营权的售电公司应创新运营机制和服务方式，以市场化、保底供电等多种方式向受托用户售电，并可为用户提供综合能源服务，利用现代信息技术，向用户提供智能用电、科学用电的服务，进一步降低用电成本，促进能源消费革命。

       （三）保障供电安全可靠

       拥有配电网运营权的售电公司享有电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。承担配电网的投资建设和运营管理，对其供电区域内的用户，应确保安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务。

       2016 年北京国际风能大会开幕，会议上提出“十三五”期间风电发展不再以规模为导向 记者从 2016 年北京国际风能大会暨展览会开幕式上了解到，“十三五”期间整个风电产业发展不再以规模为导向，在规划目标上将有保有压，更要注重就近就地利用，将部署可再生能源高比例综合应用试点，而海上风电方面，则是积极稳妥推进，绝不催熟。同时，成本下降和补贴退坡将成为主旋律，用 5 到 10 年时间使风电成本在目前标杆电价的基础上下降 20%-25%。

       “风电技术成熟、开发成本低、发展前景广阔。我国新增风电装机连续五年领跑全球，并成为首个装机达到 1 亿千瓦的国家。”国家能源局新能源与可再生能源司司长朱明表示，我国风电装机容量在全国电源结构中的占比仍然比较低，并网消纳的问题日益突出。

       我国风电发展距欧洲等风电强国还有很大的差距，正处于由替代能源向主体能源过渡的关键节点，亟须进一步推动风电行业布局优化、技术升级与成本下降，尽早实现风电平价上网，推动风电尽快成为我国主力电源。

       国家能源局新能源与可再生能源司处长李鹏透露，“十三五”期间整个风电乃至新能源产业的发展，不再以规模为导向，不再只注重新建规模，更要重视利用，特别是就近和就地的利用，会逐年统计和发布各省（区、市）非水可再生能源的占比指标，以此来监测风电等新能源的利用情况。在规划目标上，采取有保有压的政策，对于风电利用情况较好、不存在弃风限电问题的省份，将把规划目标作为最低目标，鼓励各省制定更高的发展目标。对于弃风限电比较严重的省份，还是希望“十三五”时期以解决存量风电项目的消纳为主，要通过各类示范和深化体制改革尽快解决风电的消纳问题。

       “我们也会部署和跟踪一批比较有典型意义的试点项目，争取通过广泛的示范，为最终更大范围内风电等可再生能源的高比例应用积累有效的技术和政策经验。这个可以说是我们‘十三五’工作的重中之重。”李鹏透露称。

       值得注意的是，“十三五”海上风电发展的政策思路是积极稳妥推进，“绝不催熟”，规划目标是到 2020 年确保并网 500 万千瓦，力争开工 1000 万千瓦。李鹏解释称，未来会进一步完善支持海上风电发展的各项政策措施，确保对海上风电的支持力度不降低，同时积极为企业开展项目建设提供便利条件，要进一步推动简政放权，不再编制建设方案，地方可以自行核准建设。仍然不会急于求成，一些需要做的基础工作一定要做扎实，包括整机制造、施工技术研发等领域该做的一定要做深做透，要在不断总结工程实践经验的基础上，逐步推动全产业链技术水平的进步和成本下降。 此外，补贴退坡将成为贯穿整个“十三五”风电产业发展的主旋律。

       据透露，为了加快补贴的退出，国家能源局最近也在深入研究国际上比较普遍采用的可再生能源发电配额考核和绿色证书交易制度，希望采取市场化的方式来确定补贴的额度，同时逐步减少对财政直接补贴资金的需求。

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