发改委一日批复5省电改试点！京、闽、甘、琼、黑5省方案汇总

三、主要任务

(一)推进输配电价改革工作。以“准许成本加合理收益”为原则，以各电压等级输配电资产、成本、输电量和线损率等为基础，核定电网输配电价。配合国家发展改革委核定华北电网输电网络输电电价。重点开展以下工作：配合国家发展改革委做好输配电价成本监审，核定国网北京市电力公司提供输配电服务的有效资产和资产折旧、运维费用、合理的工资收入等准许成本以及电网各电压等级输配电价等相关具体工作，形成完整的输配电价体系;设立平衡账户，电网企业监管周期内输配电实际收入与准许收入之间的差额，通过平衡账户进行调节;创新输配电价核定办法，制定激励和约束机制，促进电网企业提高服务质量，增进效率、降低运营成本。

(二)推进京津冀电力交易市场建设。积极推进电网企业相对控股的京津冀电力交易机构组建工作，并争取其在京落户，建设京津冀统一的电力市场。结合有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，开展京津冀区域电力中长期市场交易和现货市场业务。重点开展以下工作：会同天津市政府、河北省政府和国家能源局华北监管局，成立京津冀电力交易机构筹备委员会;配合国家发展改革委、国家能源局制定京津冀电力交易机构组建方案、监管办法以及京津冀电力市场建设方案，确定京津冀电力交易机构主要业务及业务开展模式等;支持京津冀电力交易机构成立市场管理委员会。

(三)推进电动汽车充电设施建设。大力推进电动汽车充电设施网络化建设，满足我市快速增长的电动汽车充电需求。建立合理的电动汽车充电服务机制和收费机制，促进电动汽车产业快速发展。探索推进电动汽车参与电网储能和调峰。重点开展以下工作：制定电动汽车充电设施配套电网规划，完善电动汽车充电设施接入配网支持政策;建立合理的电动汽车充电收费机制;支持社会资本参与电动汽车充电设施建设和运营，鼓励增量配网投资主体参与电动汽车充电设施建设;强化规划、政策、标准等协同，全面推进京津冀区域电动汽车充电设施一体化建设;着力创新技术和运营模式，推动互联网与电动汽车充电设施深度融合;引导电动汽车在电网负荷低谷时段充电，鼓励电动汽车为电网提供储能和调峰服务。

(四)推进高效绿色电力送京。在保障我市电网运行安全和供热安全的前提下，提高外调电比例，减少我市火电发电厂污染物排放，改善大气环境质量。重点开展以下工作：有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，逐步减少我市火电机组计划内发电量;完善发电合同转让交易机制，开展替代发电，在保障我市电网安全和供热安全前提下，尽量将我市火电机组发电量计划转让给京外的可再生能源及大容量、高参数、超低排放机组;推进可再生能源特别是低谷弃风和弃光电力在“煤改电”、热泵系统、乡镇清洁采暖、新能源汽车等领域的使用。推进以电代煤工作，实施农村“电代煤”工程，加快推进农村无煤化进程，到2017年10月底前，实现核心区和南部四区平原地区基本“无煤化”。统筹“煤改电”配套电网建设和外送电通道建设工作，加大农村电网升级改造力度。

(五)推进电力辅助服务市场化建设。建立健全无功补偿、调峰、黑启动、容量备用等电力辅助服务市场化机制。重点开展以下工作：推进调相机建设，增加动态无功电源;完善我市电网黑启动方案;推动储能调频调峰电站建设和应用，结合京津冀电力市场建设，建立完善储能调频调峰电站调度运行机制和市场参与机制;配合国家能源局开展京津冀电力辅助服务市场建设相关工作，科学制定调峰、调频、备用等交易规则，建立无功补偿、黑启动等辅助服务合理的投资回报机制;逐步实现辅助服务有偿化和市场化，提高电力系统安全可靠运行水平。

(六)推进可再生能源发展。逐步完善可再生能源发展机制，鼓励以分布式可再生能源和天然气热电冷三联供为主的分布式能源发展，提升可再生能源就地消纳能力和利用比例。重点开展以下工作：研究建立我市可再生能源目标引导和考核制度，到2020年非水可再生能源电力消费占全市电力消费比重达到10%以上;政府及公共机构率先使用绿色电力，并研究制定绿色电力自愿认购制度，鼓励企业、社会单位及家庭使用绿色电力;支持利用能源互联网技术、微电网技术等提高可再生能源就地消纳能力，支持可再生能源电源就近向电力用户售电;鼓励社会资本投资建设可再生能源发电设施，完善可再生能源发电设施接入电网支持政策。

(七)推进增量配电业务放开试点工作。在具备条件的开发区、产业园区和重点功能区开展增量配电业务放开试点工作，鼓励社会资本投资增量配电业务，促进我市电力基础设施建设，提高配网运营效率，降低配电成本，更好为广大用户提供电力服务，保障首都电力供应。重点开展以下工作：结合配电网规划，确定试点区域，通过招标等市场化机制公开、公正优选确定项目业主，并按现有要求做好项目核准工作;制定增量配电业务投资与运营的监管办法，建立增量配电业务投资回报和运行保障机制;建立健全增量配电市场主体信用体系，建立增量配电市场风险防范机制等。对于历史形成的，国网北京市电力公司以外的存量配电资产，可视为增量配电业务。

(八)推进竞争性售电业务放开试点工作。培育售电市场主体，吸引社会资本进入竞争性售电领域，发展能源增值服务，为用户提供多样化、个性化的综合能源服务。推进全市大用户、售电主体与发电企业直接交易。重点开展以下工作：建立健全售电侧管理体系，明确市场主体权责，制定售电公司准入条件与退出机制，制定售电业务监管细则;建立保底供电服务机制，建立健全售电市场主体信用体系，制定售电市场风险防范机制;推进大用户、售电主体与发电企业的跨省跨区电力直接交易。

(九)提高需求调控能力。针对我市电网峰谷差大的特点，完善电力需求侧管理和需求侧响应机制。加强电力需求侧资源开发利用，提高负荷调控能力，引导电力用户削减高峰时段用电需求，削减电网峰谷差，减轻电网运行压力，促进节能减排。重点开展以下工作：建立60万千瓦政府需求响应库和120万千瓦有序用电资源库;完善需求侧响应应急实施方案与激励机制;建立电力与环保应急联动机制，在空气重度污染时启动负荷调控措施，减少电力消耗，降低生产排放;推动电储能技术应用，推动分布式储能系统发展，研究出台促进电储能技术应用的支持政策。

(十)提高安全保障能力。针对电力体制改革后市场主体增多、市场交易频繁等新情况，完善监管机制，创新监管措施，进一步提高政府部门监管能力。重点开展以下工作：健全监管机构，做好电力交易、调度、供电服务和安全运行全过程监管工作;建立供电服务市场化保障和风险防范机制，在供电合约中明确供电企业安全责任，提高供电可靠性。

四、组织实施

(一)完善工作机制。成立市电力体制改革领导小组，由分管副市长任组长，市政府分管副秘书长、市发展改革委主要负责同志任副组长，市能源与经济运行调节工作领导小组办公室、市财政局、市环保局、市国资委、市工商局、市金融局、各区政府、国家能源局华北监管局、国家电网公司华北分部、国网北京市电力公司、国网冀北电力有限公司、北京能源集团有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、神华集团有限责任公司、首钢总公司分管负责同志为成员，负责电力体制改革综合试点工作的政策指导和统筹协调，加强监督检查和跟踪落实，研究解决试点工作中的重点难点问题。领导小组办公室设在市发展改革委(市能源与经济运行调节工作领导小组办公室)。

(二)积极营造改革氛围。加强与新闻媒体的沟通协调，加大对我市电力体制改革工作的宣传力度，正确引导社会舆论，充分调动各方面积极性，切实形成工作合力，在全社会形成推进电力体制改革的浓厚氛围。