三、第一階段重點任務 

　　2016年—2017年推進電力體制改革的重點任務如下：

　　（一）推動輸配電價改革。 

　　1．單獨核定輸配電價。按照《國家發展改革委關于寧夏電網輸配電價改革試點方案的批復》（發改價格〔2015〕2012號）要求，分電壓等級核定輸配電價，并向社會公布，接受社會監督。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。 

　　2．發售電價格市場化。積極穩妥推進發電側和售電側電價市場化，分步實現公益性、調節性以外的發售電價格由市場形成。鼓勵電力用戶或售電主體與發電企業通過自愿協商、市場競價等方式自主確定市場交易價格，并按照其接入電網的電壓等級支付輸配電價。 

　　3．妥善處理電價交叉補貼。堅持保障民生、合理補償、公平負擔的原則，結合電價改革進程配套改革不同種類電價之間的交叉補貼，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。按照國家電力體制改革意見，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，經政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收。

　　（二）建立相對獨立的電力交易機構。 

　　1．成立寧夏電力交易中心。研究制定寧夏電力交易中心組建方案。按照自治區人民政府批準的章程和規則，組建股份制寧夏電力交易中心，對現有交易中心進行股份制改造，將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，明確工作界面和工作流程，搭建公開透明、功能完善的電力交易平臺。交易中心以電網企業現有人員為基礎，根據業務發展需要，通過公開擇優選聘充實專業人員隊伍。 

　　2．明確交易中心職能。交易中心在國家能源局西北監管局和自治區電力管理部門的監管下為市場主體提供規范、公開、透明的電力交易服務，主要負責交易平臺的建設、運營和管理；負責市場交易組織，提供結算依據和相關服務，匯總電力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。電力交易中心經政府有關部門批準后，可向市場主體收取合理費用。 

　　3．設立市場管理委員會。在自治區電力體制改革領導小組的領導下，組建寧夏電力市場管理委員會，由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等按類別選派代表組成，實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，主要負責研究討論交易機構章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事項等。國家能源局西北監管局和自治區發展改革委、經濟和信息化委、物價局等相關部門可派員參加市場管理委員會有關會議。市場管理委員會審議結果經審定后執行，國家能源局西北監管局和自治區人民政府有關部門行使否決權。 2016年完成寧夏電力市場管理委員會組建。

　　（三）建立健全電力市場交易機制。 

　　1．完善區內電力直接交易機制。建立優先購電和優先發電制度，在已開展的電力直接交易基礎上，根據實際需要，在不影響電力系統安全、供需平衡和保障優先購電、優先發電的前提下，進一步增加交易種類，擴大交易電量規模。除優先發電以外的公用機組發電量全部放開，允許依法取得售電資質的售電主體和符合條件的自備機組按規則參與市場；電力用戶試點全電量參與市場，實施市場化的電量偏差調整機制；建立新能源與火電調峰輔助服務補償機制；將發電權交易納入市場交易；建立健全違規和失信懲罰機制；引導售電公司參與市場。2016年完成放開發用電計劃實施方案，試運行供給側保障優先發電前提下全部放開。 

　　2．完善跨省跨區電力交易市場化機制。制定跨省跨區電力市場化交易實施方案。按照國家能源戰略和經濟、節能、環保、安全的原則，依托銀東直流、靈紹直流等外送通道及西北市場，積極開拓全國電力市場，開展跨省跨區電力直接交易、新能源發電權交易試點，擴大市場化交易電量。采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推進跨省跨區電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優化配置。2017年完成跨省跨區電力交易實施方案。

 

　　3．適時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，根據寧夏電源布局、負荷特性、電網結構等因素，適時開展現貨交易試點，啟動日前、日內、實時電能量交易和備用、輔助服務等現貨交易品種。通過市場競爭發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。同時，加強對電力期貨和衍生品交易的前期研究，探索建立寧夏電力金融交易平臺，逐步將電力容量市場、電力期貨和衍生品等納入交易體系。 

　　4．積極探索新能源市場化發展新機制。在保障電網安全穩定和民生的前提下，完善并網運行服務，積極推進新能源和可再生能源發電與其他電源、電網的有效銜接，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。積極發展分布式電源，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。選擇具備條件的區域或企業，開展微電網建設試點。規劃內可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與市場競爭、跨省跨區消納。積極推進可再生能源發電參與直接交易。 

　　5．建立輔助服務分擔共享新機制。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，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。通過多種方式加大調峰補償力度，通過雙邊協商或市場化招標等方式確定參與調峰交易雙方。用戶可結合自身負荷特性，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。2017年制定寧夏電力市場輔助服務建設框架方案。 

　　6．規范和加強自備電廠管理。規范自備電廠準入標準，自備電廠的建設和運行應符合國家能源產業政策和電力規劃布局要求，嚴格執行國家節能和環保排放標準，公平承擔社會責任，履行相應的調峰義務。除以熱定電的熱電聯產項目外，原則上不再新（擴）建自備電廠項目。禁止公用電廠違規轉為企業自備電廠。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、政策性交叉補貼和系統備用費，探索以市場化方式逐步代替系統備用費的機制。完善和規范余熱、余壓、余氣等資源綜合利用類自備電廠支持政策。規范現有自備電廠成為合格市場主體，允許在符合國家產業政策和能效環保要求、公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。

　　（四）售電側改革。 

　　1．多途徑培育市場主體。制定寧夏售電側改革試點方案并報國家發展改革委、國家能源局。在國家確定的售電側市場主體準入與退出標準與條件基礎上，結合寧夏實際，確定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售電主體條件。向社會資本放開售電業務，賦予用戶更多的選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平，形成有效的市場競爭結構和市場體系。創新售電業務市場準入機制，以注冊服務代替行政審批，實行“一注冊、一承諾、一公示、三備案”。 

　　2．實施園區型售電主體直接交易。在高新產業園區、經濟技術開發區、循環經濟園區等各類園區中，選擇有參與意愿并符合準入條件的，組建獨立的售電公司，2016年底前開展園區型售電主體直接交易。 

　　3．鼓勵社會資本投資增量配電業務。按照國家關于增量配網建設有關要求，探索社會資本投資配電業務，以新規劃建設的高新產業園區、經濟技術開發區、循環經濟園區、工業園區及礦區等為重點，有序向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務。國網寧夏電力公司、地方電力（集團）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。同時，社會資本投資增量配電網控股的，在取得供電業務許可后即擁有配電網運營權，在供電營業區內擁有與電網企業相同的權利，并切實履行保底供電責任等相同的責任和義務。

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