关于内蒙古电力体制改革的调研报告

第一篇：关于内蒙古电力体制改革的调研报告

关于内蒙古电力体制改革的调研报告

中图分类号：F272 文献标识：A 文章编号：1674-1145（2017）12-000-02

摘 要近年来，随着电力体制改革的不断深入，完善的市场竞争机制逐渐形成，对于行业发展影响深远。内蒙古电力企业在我国的电力能源供给方面发挥着至关重要的作用，其电力工业的高效、清洁、和谐发展，不仅保证了我国首都地区的供电安全，更极大促进了本地国民经济的发展，文章对内蒙古电力体质改革进行了调研分析。

关键词 内蒙古 电力企业 电力体制 环保设施

电力是社会能源中的重要组成部分，企业常通过各种电力技术，将太阳能、风能、水能等一次性能源进行?D化，形成高效清洁、使用方便的二次能源，以此提升服务质量，改进系统效率。电力行业发展可在一定程度上反映整个国家的社会经济水平，其发展应与国民经济相适应，并以此为基础进行内部体制改革，具体调研报告如下。

一、内蒙古电力行业发展现状分析

截至到2009年，全国已有65%的火电机组实现了单机容量30万千瓦以上。资料显示，2008年全国的发电量为34670亿千瓦，其中，内蒙古地区发电量为2148亿千瓦时，列居全国第四位。但由于电力工业的特殊性，近年来在发展的过程中也逐渐暴露了一些问题，分析如下：

首先，内蒙古地区的电力工业布局，由于受到历史因素因素的影响，例如，呼和浩特金桥热点厂因没有铁路而燃煤告急。“八五”期间，丰镇电厂装机已达120万千瓦时，其中半数以上均是依靠地下水来完成，故造成了水位下降问题，对当地居民的生活和生产用水造成严重影响，最后演变成严重的社会问题。

其次，电力的发展规模和速度应与实际的市场发展情况相匹配和适应。电力工业在发展中，虽在不断扩大规模，增加售电量，但实际的社会需求量却远远不能与近年来投产的发电装机相比。

最后，电力生产技术相对落后，且专业技术人员十分缺乏，故导致企业发展中的创新力明显不足，电网建设技术不到位。例如2004～2006年投产建设的大联网工程虽已建成，但其实际的稳定性和安全性却未达到规定要求，后由于技术力量薄弱等因素，导致该项目无法正常运行，未能实现西电东输的目标。

二、内蒙古地区电力优势

2015年，蒙东地区煤炭产量为2.45亿吨，电力装机3908万千瓦，新能源丰富，是国家建立大型能源基地的首选区域，从而为东北，华北等地区提供更加清洁、放心的能源。当地的煤矿生产一般均具有较高的集中度，平均煤矿规模年产198万吨，超出全国平均水平5.6倍，可支撑多个大型的火电基地。蒙东地区大型的坑口电站和高效燃煤机组较多，渣气排放量控制和能源转换效率均位同行业前列，发电成本每千瓦时0.15元，比辽宁省低0.063元，比吉林省低0.0657元，比黑龙江省地0.0678元，成本优势较为突出。蒙东地区还十分注重新能源和传统能源的协同开发，目前，新能源的可用规模已超出2亿千瓦时，是国家能源转型的重要区域。通过对内蒙古尤其是蒙东地区的电力发展情况进行分析，可为其后续的电力体制改革提供参考和依据，从而为该地电力产业的可持续发展提供保障。

三、内蒙古电力体制改革措施

（一）强化电网建设，坚持发电与电网相结合，扩大能源输送规模

为充分落实经济发展建设和电网建设相适应的基本原则，内蒙古地区电力工业需对电力能源进行优化配置，并放眼于全局，抓住华东网、东北网规划机遇，争取西北、华北、东北三个临近电网增加吸纳内蒙古风电的规模，在保证中国电力市场赢得主动权的同时，还应保证内蒙古自治区电力产业的发展稳定性，并以此促进社会经济的快速发展。同时，还应在此过程中，完善电网管理体制，使其快速融入到中国电力的大市场当中，为内蒙古电力发展的市场化和科学化提供保障。

（二）完善行政监管体制

近年来，内蒙古电力发展出现的无序问题就集中体现了现行体制中的弊端和缺陷，为保证电力能源安全，国家应结合实际问题，建立健全监管机构，强化该结构的权威性，并赋予其在维护消费者合法权益、监督市场运行以及监督电力安全等方面的职责和权利，建立一种公平、规范、透明的监督管理机制。为与上述改革相配套，各电力企业需完善其内部的投资管理体制。政府部门的管理工作应从电价、投资项目的审批转向指导和宏观调控，对产业政策、公共利益、发展规划等进行管制，投资项目应主要由市场选择，并由投资者进行决策。

（三）完善政策、健全法制

在内蒙古地区的中心城市发展供热电厂，并以此代替小锅炉，降低废气排放量，有利于节能环保。但从电厂目前的发展现状来看，供热类电厂仍处于亏本运营状态，进而导致投资者失去积极性，对该问题产生的原因进行分析，发现主要是因为缺乏相应的热价政策所导致。例如，水电属于清洁类能源，故应加大发展和开发力度，但建设一次性投资较大，且目前的增值税改革还尚未落实到位，故造成了税负比火电高一倍。发展风电等绿色能源，应依靠国家给予的优惠政策支持，并以此推进电力工业的市场化改革，实现企业的科学化发展。

（四）淘汰陈旧设备，提升能源使用效率

“十一五”期间，内蒙古电力工业加大了在装备和技术上投资力度，并成功的将20%的单位GDP能耗下降指标提升到25%，在能源的应用效率方面更是远远的超出了其他多个省份。其中，北方联合电力公司，为积极响应国家政策，开始进行全面整顿，对企业内部的装备进行了全面检查，对于一些能耗大、污染高的机组也实行了关停处理，总数达到94%以上，在今后较长的一段时间中均是通过该方式进行改革，目的在于提升能源的应用效率，为当地电力工业的可持续发展提供保障。

（五）节能减排新政策

为保证内蒙古电力工业的稳定、顺利发展，应全力响应国家政策和号召，走节能环保路线。可在全区的电力企业中普及洁净煤技术以及环保新技术。例如，提升生物能的应用效率，禁止无序发展，加大基础设施安装投入力度，降低氧化氮、二氧化硫以及碳的排放量等。努力将该地区建设成绿色能源发展基地。

（六）充分借助当地资源进行发展体制改革

内蒙古地区有大量的褐煤，故可通过现代化的新能源技术直接在地下气化成煤气，使其既可供燃气轮机发电，又能满足城镇居民的煤气使用需求。若该技术得以全面应用和推广，该地的电力企业在未来发展的过程中，将为我国节约大量的水资源，且可对企业所在地的环境进行有效的保护。

另外，电力体制改革的过程中，往往需要大量的人才，为此，还应积极加大人才培养力度，优化人才资源配置，并努力打造一支专业齐全、业务精湛、勤奋刻苦的电力团队，以此提升电网运营管理水平，为行业的可持续发展提保障。

四、我国进行电力体制改革的必要性

自改革开放以来，我国电力行业发展突飞猛进，并取得了较为显著的成就。但在电力工业快速发展过程中，改革也在逐渐展开。初次改革在1980年，为缓解国家当时的电力紧缺问题，而制定了一系列措施，以期加快电力企业建设。但电力紧缺问题仍迟迟未得到根本解决，一直到“九五”期间才得到显著改善。

第二次改革中，要求国家电力公司不再具有行政管理的职能，且电力供求关系也发生了较为显著的变化，供需基本可保持平衡，且局部地方还出现了供大于求的现象。电力生产主体呈现多元化发展趋势，市场竞争愈发激烈，在此过程中，电力产业垂直垄断的弊端逐渐显露。

经过几十年的实践证明，电力体制改革的根本目的在于加快企业发展以及实现市场经济体制转变，从而形成一个较为开放的电力市场环境，并制定出符合我国发展国情的电力机制，逐步完成电力工业从计划经济向社会主义市场经济转变的目标。但在市场供求关系发生一定改变之后，原有电力体制的弊端也将暴露的更加明显，且已远远不能满足当下社会主义市场经济体制的发展要求。表现如下：

第一，垄断经营管理体制缺陷。电力企业效率低、人员多且成本高，服务质量尚未得到改善；厂网分界模糊，发电环节出现不公平竞争行为；供电垄断下，用户毫无选择权，严重影响了供电服务质量的提升。第二，电力资源优化配置落实不到位，且在发展中出现了“地方保护”、“分省平衡”等问题，故导致跨省电力市场难以实现电力资源的优化配置，阻碍了“西电东输”工程的开展和实施。第三，政府部门对于电力企业监管工作未落实到位，且相关的管理制度也不够健全，“政企不分”问题未得到根本性解决；现行的定价方式与市场发展实际严重脱离，故给工程造价控制和管理带来了严重影响。基于上述问题，为促进电力企业发展，提升国民经济竞争力，需对电力体制进行全面改革。

五、内蒙古地区电力的发展方向

首先，未来的超临界循环流化床锅炉，可将两种高效、成熟的发电能源技术结为一体。内蒙古地区拥有大量等级相对较差的煤炭资源，同时也面临着巨大的环保压力，故采用循环流化床的方式最为适宜。

其次，内蒙古地区在不断发展的过程中，一直处于“富煤缺水”的状态中，若能发展空冷机组，可大幅度降低水能消耗，节能水源，同时也更加有利于环保工作的落实。但空冷机组的夏季背压较高，且在大风天气时，极易导致背压骤升而引发跳闸，对机组的稳定、安全运行造成严重影响。但随着科学技术的不断发展，该问题在将来也会得到改善和缓解。

再次，加强燃料的监督和管理，可尽量选用接近于设计煤种的燃煤，提升锅炉运行效率；强化入炉煤以及厂煤的化验、计量管理，并将煤炭的含硫量控制在规范合理的范围内，以此控制燃料成本。还可与相关科研院所进行合作，调整燃烧计划，提升锅炉的低负荷稳燃特性。

最后，对辅机的运行方式进行合理安排，降低用电率；选用先进的能耗分析软件，对热力系统、汽轮机以及锅炉等系统运行过程中的耗差进行管理和分析，最大限度的保证机组在一个稳定的状态下，提升运行效率，降低消耗；对办公区、生产区以及生活区内所有的用电设施进行有效管理，并结合发展实际，制定出相应的规章制度，规范人员的用电行为，避免“长明灯”问题；办公电脑用后需立即关机，防止出现不必要的电力损失；定期对系统装置、设备进行检查和更?Q，一旦发现缺陷或泄漏点应在第一时间进行处理，保证机组的状态、性能良好，优化各系统运行方式。通过以上措施，可为企业创造更高的经济效益。

六、结语

综上所述，内蒙古地区地理位置优越且能源丰富，这些均为当地电力企业的发展提供了便利条件。但目前在实际发展过程中，仍不可避免的出现一些问题和缺陷，故急需对原有电力体制进行改革，并积极响应国家政策，坚持走绿色环保道路，为内蒙古电力的可持续发展提供有力保障。

参考文献：

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第二篇：电力体制改革进展情况的调研报告

电力体制改革进展情况的调研报告

一、省电力体制改革进展情况

作为全国首批开展大用户直购电试点的省份，广东省于2006年启动该项工作，安排台山发电厂与6家电力大用户开展直接交易试点，年交易电量约2亿千瓦时。广东物价局为此专门核定了一个输配电价，为0.179元/千瓦时。此项交易与交易价格、输配电价格一直延续至今，未受后期扩大试点的影响。

2013年，《广东电力大用户与发电企业直接交易暂行办法》（南方电监市场„2013‟162号），《广东省电力大用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》（粤经信电力„2013‟355号），《广东电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》（粤经信电力„2013‟550号）等政策文件连续出台。2013年，广东完成电力用户与发电企业直接交易电量23.87亿千瓦时，其中扩大试点交易电量21.92亿千瓦时。2014广东直接交易电量规模约150亿千瓦时，2015广东直接交易电量规模约227亿千瓦时。直接交易发电量占省内总发电量的比例持续提高，每年提高幅度在2%左右。2016年，广东省安排直接交易电量规模目标为420 亿千瓦时，占2015年全省统调发电量的8.3%左右。

2013年12月27日，广东首次电力用户与发电企业集中竞争交易开市，至今已先后开展了十余次集中竞争交易。

2015年11月28日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点，结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点，规范售电侧市场主体准入与退出机制，多途径培育售电侧市场竞争主体，健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，为推进全国面上改革探索路径、积累经验。2015年底广东省经信委下发的《关于2016年电力大用户与发电企业直接交易工作有关事项的通知》（粤经信电力函„2015‟3137号）中，明确了2016年将有12家售电公司进入电力直接交易市场，采用代理电力用户购电的方式，参与长期协议交易和竞争交易。

此后在政府有关部门的组织下，市场主体各方就售电公司如何参与直接交易进行了长期、反复地讨论。受此影响，2016年1、2月份直购电集中竞争交易均未开展。2016年3月1日，广州电力交易中心挂牌。3月22日广东经信委和南方能监局下发了《关于明确2016年售电公司参与直接交易有关事项的通知》（粤经信电力函„2016‟84号，以下简称“粤经信84号文”）。3月25日，在广东电力市场交易系统上进行了有售电公司参加的首次集中竞争交易。

二、市场交易主体

随着电力直接交易的不断深化，市场交易主体群体在逐步扩大。目前广东省参与电力直接交易的市场主体情况：

（一）大用户

1.年用电量8000万千瓦时以上的省内大型工业企业；列入《广东省主题功能区开发产业发展指导目录》的园区内年用电量800万千瓦时以上的企业；2015年用电量5000万千瓦时以上的商业用户；符合上述条件且已在广东电力交易中心注册的用户333家，2015年总用电量约240亿千瓦时；

2.部分省级产业转移园区（共11家）内的工商业用户，2015年总用电量大约30亿千瓦时。此批11家园区内电力用户（不含第1条已确认的大用户），必须通过售电公司代理进行购电，目前园区内已注册用户168家。

（二）发电厂

广东省内单机容量30万千瓦及以上的燃煤发电厂，现有符合条件的发电企业38家，均已注册，合计装机容量约5090万千瓦。

（三）售电公司

“粤经信84号文”确定的并已完成注册的售电公司共12家，后增加一家“广州穗开电业有限公司”，到3月份竞争交易开市前，可参加交易的售电公司共13家。售电企业门槛，售电公司资产总额在5000万元以上，专职在岗员工10人以上（主要包括生产技术部、市场营销部、财务经营部和综合部），其中至少高级职称1人，中级职称3人等方可通过申请。

本次售电公司参与竞争性交易必须首先取得所代理客户的代理授权，已注册的大用户可以在交易系统中确认代理关系，园区用户必须有相关协议。据电力交易中心称，实际执行中园区用户也需要在交易系统注册并确认关系。

三、市场交易电量

根据“粤经信84号文”，广东省2016年直接交易电量目标为420亿千瓦时，其中长期协议交易电量280亿千瓦时，竞争交易电量140亿千瓦时。因1、2月份广东未进行电量竞争交易，因此140亿千瓦时竞争交易电量在剩余10个月内平均分配，每月14亿千瓦时。

根据“粤经信84号文”，2016年单月竞争电量大于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过总竞争电量的15%；单月竞争电量小于等于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过2.1亿千瓦时，单个售电公司年累计成交竞争电量不超过21亿千瓦时。

3月份广东经信委安排竞争电量14亿千瓦时，单一电力用户当月申报总电量上限为1.4亿千瓦时，单一售电公司当月申报总电量上限为2.1亿千瓦时。为形成竞争，发电企业当月申报上限按照竞争直购利用小时数的1.25倍（34.9小时）申报。

但在正式交易前的意向电量申报中，用户申报的总意向电量仅为11.2亿千瓦时。为保证竞争态势，广东经信委将3月份集中竞争电量规模调减至10.5亿千瓦时。发电企业申报电量上限按竞争直购利用小时数的1.25倍（26.2小时）执行，单一电力用户当月申报总电量上限调减为1.05亿千瓦时。但与此同时，维持了单一售电公司当月申报总电量上限不变（2.1亿千瓦时）。

四、竞争报价及撮合办法

报价差：竞争交易报价采用价差报价的方式，即电力用户申报与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报与上网电价的差价。电价下浮为负，电价上浮为正。申报价差最小单位为0.1厘/千瓦时。

分段报价：用户和发电企业报价最多可分成三段报价，各段电量总和不能超过允许申报上限，电力大用户允许申报最少电量为10万千瓦时，发电企业允许申报最少电量为100万千瓦时。采用三段报价，是降低用户和发电企业不中标风险的一种有效措施。

价差对：将发电企业与用户报价配对，用发电企业申报价差减去大用户申报价差，计算生成竞争交易价差对。

交易撮合：价差对为正值时不能成交，为负值或零时价差对小者优先中标交易；价差对相同时，按申报价差相应电量比例确定中标电量。因采用分段报价，因此按量价段撮合交易，而非按厂撮合。

无限次报量报价：集中竞价中，在总电量不超过上限的条件下，用户和发电企业可以无限次修改报量和报价。从去年底竞价情况来看，发电企业一般会进行3-5轮量价修改，但用户修改频率低，大部分首次报价后不再修改。

价差电费返还和成交价格：成交的大用户与发电企业，两家报价可能存在差异，结合成交电量计算将产生价差电费。此部分电费，75%返还给发电企业，25%返还给用户，并由此计算产生最终成交价格。

不干预原则：竞争报价一旦启动，整个过程中交易机构不进行任何干预。且报价信息在整个过程中都是屏蔽的，仅在中间进行撮合计算时临时解密，随后再次锁定屏蔽。不管撮合计算结果如何，均不能作为干预交易过程的理由。

五、3、4月份交易过程简述

（一）3月份交易情况

1、交易过程

3月23日，广东电力交易中心下发了关于开展3月集中竞争交易的通知，明确竞争申报时间为3月25日9:00—12:00，同时要求各交易主体在3月24日17:00前首先填报意向申报电量。3月24日下午，根据意向申报统计，发现用户侧申报总量大幅低于安排竞争电量。为确保形成竞争态势，避免发生用户竞价全中情况。广东电力交易中心发出了《关于2016年3月份集中竞争交易申报时间推迟的紧急通知》，竞价申报时间调整到3月25日的10:00—12:00。随后又根据经信委的调整结果，发出了《关于调整2016年3月份集中竞争电量规模的通知》,下调了总竞争交易电量和大用户、发电企业的申报电量上限。

2、交易结果

2016年3月份集中竞争交易集中撮合，竞价规模为105000万千瓦时。

供应方：共有36家参与报价，总申报电量为129767万千瓦时，异常报价剔除量为0万千瓦时，其中29家最终成交，成交的供应方平均申报价差为-429.023024厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-240.3厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。

需求方：共有81家参与报价，总申报电量为112180万千瓦时，其中80家最终成交，成交的需求方平均申报价差-24.397363厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-0.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-38.4厘/千瓦时。其中售电公司9家参与，8家成交，成交电量为68096万千瓦时，成交的售电企业平均申报价差为-29.430188厘/千瓦时，平均成交价差为-151.453719厘/千瓦时。

全网总成交电量为105000万千瓦时，最终结算的平均价差为-125.553778厘/千瓦时。

3、售电公司成交情况

已注册13家售电公司中，本次共有9家参与了竞争交易报价，最终成交8家，合计成交电量为68096万千瓦时，占总成交电量的64.85%。各售电公司成交电量请见下表。

目前各家分段报量报价情况仍然保密，估计粤电售电公司、恒运能源销售公司申报电量总额可能达到了上限，但有小报量段降价期望值较高而未能成交。

（二）4月份交易结果 1、4月份竞价情况

本次交易为 2016年4月集中竞争集中撮合，竞价规模为145000万千瓦时。竞价申报时间为2016-04-26 14:00至 2016-04-26 16:00。

供应方：共有 36家参与报价，总申报电量为 179299万千瓦时，异常报价剔除量为 0万千瓦时，其中33家最终成交，平均申报价差为-436.944191厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-371厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。

需求方：共有 81家参与报价，总申报电量为 160734万千瓦时，其中 79家最终成交，成交的需求方平均申报价差-51.58659厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-1.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-76厘/千瓦时。

全网总成交电量为 145000万千瓦时，最终结算的平均价差为-147.92599厘/千瓦时。

2、售电公司成交情况

售电公司方面，共有11家售电公司参与了竞价交易。国家电投深圳售电公司、深圳市兆能供电服务有限公司2家未参与报价。参与报价的售电公司全部达成了交易，合计成交电量99589万千瓦时，占总交易单量的68.68%。各家成交电量情况请见下表。

六、3、4月份交易情况分析

初步分析广东省3、4月份竞价交易，其主要特点如下：

（一）市场交易主体对交易认知度存在较大差距

1、用户侧购电意愿不足

一是用户参与比例低。广东现有可以参与竞价的大用户和售电公司合计346家，而参与此次竞价的仅有81家，比例仅为23%。二是注册比例低。11个产业转移园区内工商业用户1000多家，而目前到交易中心注册的仅有167家，仍有800余家未注册。三是降价期望值低。最小降价期望值仅为0.1厘/千瓦时，最高也只有38.4厘/千瓦时，可见用户并未充分意识到目前发电企业的电量销售压力，对市场总体趋势认识不足。四是用户参与主动性差。一些可以直接参与交易的大用户，也交给售电公司代理购电，且代理购电占比达到64.85%，说明被代理的大用户用电比重还比较高。

从广州电力交易中心了解到，为形成有效竞争避免恶性杀价，在安排竞价时，希望申报电量与成交电量比例为1.1:1。但3月份竞价实际申报意愿电量明显低于预期，导致广东省经信委调低竞争电量并推迟报价时间，实际最终形成的意愿电量和成交电量比例为1.09:1，仍未完全达到1.1:1。

2、发电企业市场意识强烈

在利用小时数持续下滑的情况下，发电企业普遍具有紧迫感，市场意识觉醒较早也较强。3月份发电企业所申报的降价额度令人惊讶，也从一个侧面体现了发电企业抢占电量的积极性很高、决心很大。

（二）价差电费返还规则，对交易结果影响较大 以往历次竞价中，价差电费100%返还给发电企业，3月份开始竞价中调整为75%返还给发电企业，25%返还给用户。这一规则影响十分重大。

1.发电企业和用户报价走向两个极端

作为发电企业，报出较高的降价意愿值可以有效提高中标概率，而在交易达成后，通过价差电费返还计算确定的最终成交价，很可能比发电企业自己报出的电价高得多，电厂仍可保证边际收益。而用户则恰恰相反，都通过报出比较小的降价期望值来保证自己拿到电量，而后通过价差电费返还取得更大收益。

正是由于上述原因，3、4月份竞争交易供需双方走向两个报价极端。以三月份为例发电企业报出429.02厘/千瓦时的平均降价意愿值，而用户平均降价期望值仅为24.40厘/千瓦时，两者差距达到0.4元/千瓦时。

2.售电企业获取暴利，被代理用户吃了大亏

售电企业在参与竞争性报价前，与被代理用户首先签订了协议，明确了降价额度。此额度如参照3月份竞价中需方最高降价期望值来考虑，也不超过38.4厘/千瓦时，而售电公司实际成交平均降价额度为151.45厘/千瓦时，因此每度电在售电公司一进一出差价最少113厘。如按此测算，粤电售电公司本次最少也可得到2100万元的毛利，可谓收益惊人。本次竞价后，被售电公司代理的大用户普遍惊呼“亏大了”。

（三）加强规则研究和合理报价策略对中标率至关重要 除前面所述的价差电费返还外，三段式报价等一系列规则对报价策略、中标率影响非常重大。

1.发电企业可以按照竞争直购利用小时数的1.25倍申报电量，且报价可以分为三段（3月份36家发电企业报出90多个价段）。那么发电企业就可以先用较高的降价意愿值来争取一块较大的基础电量，而后用多出来的0.25倍来报个较低的降价意愿值，尝试争取一下高电价中标。2.发电企业要在低电价争取中标率，可能拿到的价差电费返还收益，发电边际成本等几个因素中进行综合衡量，寻找平衡点，难度很大，且不可测因素较多。

（四）交易对后期市场产生一定影响

1、对交易规则影响 3、4月份竞争交易过程和结果出乎各方预料，各方反响均较强烈，特别是售电公司获得巨大利益，与市场改革初衷存在一定差距，后期的市场竞争交易中，有关政府部门必然会对交易规则有所调整。

2、对大用户影响

交易结果是被代理的大用户感到震惊，从长期利益看，可以直接参与交易的大用户找售电公司代理相当于放弃应有市场主体地位，这种情况长期存在的可能性低。目前已与售电公司签订代理协议的大用户在一年内无法解除协议，但后期继续委托代理的大用户可能减少。

3.售电公司代理对象发生变化

为控制市场交易秩序，必须对市场主体数量进行控制，因此从长期来看中小用户也只能通过售电公司代理购电。这就为售电公司保留了一块市场蛋糕。从11家产业转移园区来看，尚有800多家中小用户未进行购电委托，所以这块蛋糕总体量还是不小的。

4.售电公司挑肥拣瘦的习惯要改 目前来看，售电公司普遍将精力放在大用户身上，原因一是只要做成几单大用户总体的交易量就可以有保障了；二是中小用户数量众多，事情繁杂琐碎，交易管理难度大，形成大的交易总量比较困难。

但从目前来看，售电公司必须采取措施适应和解决与中小用户交易中存在的困难，这是市场所决定的，售电公司完全无法选择。

五、对于公司相关建议

作为新一轮电改的最大亮点，售电侧放开从一开始就受到各界的高度关注，据不完全统计，目前国内注册成立的售电公司已经超过400余家，包括央企、地方国资企业、民营企业和混合制企业。由于各地售电政策不同，售电公司业务开展的进度也千差万别。当前，广东推动售电侧改革试点工作，允许售电公司作为市场主体参与交易，并成为交易市场中最活跃单元，其代理成交交易电量占广东省交易总量的60%以上。作为央企，我们更应该积极参与售电侧业务，拓展公司业务范围，为公司实现可持续发展奠定基础。

一是对于各单位售电公司成立时间进度应有明确要求。目前广东省仅有13家售电公司可以参与售电业务，还有40多家售电公司被堵在围墙之外无法获取市场主体地位。我们各三级单位要及早成立售电公司并取得工商营业执照，这样至少在区域发放牌照时我们还有对应公司存在，不然就无法入围售电业务范围。

二是要加强售电公司人才队伍培养。从广东售电公司注册门槛看，每家售电公司公司至少要有4个部门，全职人员至少10人以上，此外对于人才的职称等级都有明确要求。中电国际目前已成立的售电公司（或综合能源服务公司）主要以发展项目为主，售电侧改革工作开展主要以营销人员为主，目前各单位营销人员配备远不能达到要求，对业务开展十分不利。建议公司增加各单位市场营销人员编制，储备优质市场化人才，为适应各区域售电侧工作开展打基础。

三是加强售电侧改革研究学习。目前全国仅有广东和重庆开展售电侧改革试点，允许售电公司参与市场交易，但两个地方交易模式存在较大差别。各区域要开展售电侧改革，必将以上述两个地方作为参照，各单位要密切关注区域售电侧改革动向，加强售电侧改革调研学习和研究，争取在区域售电市场占有一席之地。中电国际利用二级单位有利条件，积极组织各单位进行售电侧改革政策学习研讨，开展售电侧改革调研，有条件时可以参与系统内售电公司交易工作。只有学习和了解游戏规则，才能有效制定应对策略，获取最大收益。

四是加强用户侧管理和梳理。在电力市场化改革不断推进的前提下，各单位要详细梳理区域内大用户的情况，加强用户信息档案管理工作，有针对性的甄选用户，做好市场风险方案预控措施。同时要不断提高市场服务意识，了解用户需求，全方位、多渠道与用户沟通合作，锁定优质用户。

五是加强营销体系建设。目前营销范围的变化和售电侧业务开展，对人员配备、团队建设和培训育人方面，都必须有一个能有更细化的要求与措施。必须建设一支精干的电力营销和后续售电综合能源服务的专业人才团队，结合信息化建立电力市场信息支撑系统，对用户市场进行有效整理，规范市场业务流程，有效进行风险防控。同时要制定研究激励机制，防止骨干业务人员流失。

第三篇：关于内蒙古矿产资源开发管理体制改革调研报告

关于内蒙古矿产资源开发管理体制改革调研报告

内蒙古发展研究中心调研组

进入“十五”以来，受资源品价格持续走高带来的巨大经济利益影响，矿产资源开采得到了快速发展，采矿业已成为资源富集区经济发展和财政收入的重要支柱产业。但同时矿产资源开发中存在许多诸如非法开采、利益分配不合理和矿业权非法转让等一系列乱象，严重影响着矿产资源开采的有序发展和对地方经济的带动作用。因此，在把脉国家逐步推进资源品价格机制改革和当前资源品价格走势趋缓的背景及机遇下，为进一步促进矿产资源开发产业有序发展，提高矿产资源对地方和国家的贡献及理顺各利益主体间关系，近期，内蒙古发展研究中心课题组对我区资源开采业快速发展的鄂尔多斯进行了专题调研，有关调研情况如下：

一、调研地区煤炭资源开发及管理体制

（一）开发情况

依托丰富的资源优势和近几年持续走高的煤炭价格驱动，鄂尔多斯煤炭开采业得到了快速发展。截至到2008年底，全市建成煤矿297座，产能24300万吨/年，其中神华集团15座，产能10470万吨，地方煤矿282座，产能13830万吨。2008年全年煤炭生产量达到26000万吨，其中市内转化煤炭3070万吨，市外区内用量4730万吨，出区外运量18200万吨。全年实现产值773.6亿元，增加值441.4亿元，占全市规模以上工业增加值的比重分别达到80.63%和86.5%，来自煤炭开采的直接税收收入占地方总财政收入比重高达57%左右，煤炭开采业直接吸纳劳动力3万人，间接吸纳劳动力人数50万人左右。

（二）管理体制

1．价格形成机制。目前鄂尔多斯煤炭的定价主体主要包括煤炭行业协会和企业，其中煤炭行业协会主要是根据具体的情况规定煤炭的最低保护价，在保护价前提下煤炭价格形成主要由企业自行决定。煤炭企业的定价形式主要有两种，一种是完全市场价，主要存在于地方的个别中小型煤矿企业和没有固定客户的企业中；另一种是个别企业自行定价，主要是一些具有固定客户的企业，如某国有煤矿，其主要的客户是属于同一总部集团的其它公司，因此其价格并不随市场变化而出现大的波动。总的来说，目前鄂尔多斯地区煤炭价格形成机制主要以完全市场价为主。

2．收益分配情况。我国矿产资源归国家所有，利益分配的主体主要有国家、富有管理权的国务院委托下的市县一级政府、开发企业、矿区居民及开采过程中使用的要素收益，具体的收益分配情况主要包括以下方面：

宏观方面，2007年鄂尔多斯煤炭行业（其中95%以上为煤炭开采行业）总的增加值为254.97亿元，其中上缴政府各种税费合计82.11亿元，企业实现利润147亿元，直接从事煤炭开采行业职工3万人，平均工资为45327元，合计职工收入为13.6亿元，企业实现利润、政府税费收入和职工工资性收入占煤炭行业增加值比重分别为57.65%、32.2%和5.33%，企业和政府具有相对高的收益。从税费分配情况看，在收入完全归当地政府的资源税、各种费用（目前主要包括安全费、水土保持治理费、人力资本积累金等8项费用，其中生态环境恢复补偿金主要由企业自收自支）及地方煤炭企业上缴的营业税中，资源开采地旗县

或乡镇获得部分相对很少；同时，这些地区承载着尤为繁重的诸如矿区矛盾协调化解压力、矿区居民诉求压力、矿区生态环境整治压力和矿区社会负重发展压力等重担。

3．资源配置情况。矿产资源配置方式主要依据不同的资源而定，对于非煤炭类资源主要是采用招、拍、挂的形式；对于煤炭资源主要是以协议配置的方式进行，协议配置主要在市一级或省一级进行，配置条件主要有单井产能和就地转化率两方面规定，其中单井生产能力为120万吨/年；就地转化方面规定煤炭就地转化率最低不得低于50%，煤-电为100%，煤化工75%，其他必须达到50%。

4．资源管理方面。目前矿产资源开采管理的主体为鄂尔多斯市和县一级政府，在实际的运作中，政府对矿产资源开发管理主要体现在对回采率和资源有偿使用两方面。回采率主要执行的是2005年内蒙古自治区人民政府（内政发〔2005〕210号）《内蒙古自治区人民政府印发关于进一步推进煤炭资源整合和有偿使用实施办法（试行）》规定的最低30%的回采率标准；资源有偿使用主要按照《内蒙古自治区人民政府批转自治区国土资源厅关于深化矿业权有偿使用制度改革培育和规范矿业权市场意见的通知》（内政发〔2003〕343号）和《内蒙古自治区人民政府关于加快发展能源重化工业进一步推进煤炭资源优化配置意见》（内政字〔2004〕436号）有关文件的要求，从新置煤炭资源、矿业权变更和延续、探矿权审批、已关闭煤矿矿业权重置等方面对煤炭有偿使用提出了具体的规定。

二、存在的问题

从本次调研中反映的问题看，利益分配不均已成为所有问题和矛盾的焦点，改革现行的资源利益和分配制度，建立新型的资源利益体系已成为当地大多数人的共识，同时在矿产资源开发政策制定和实施方面也存在一定不完善的方面，具体问题主要表现在以下方面：

（一）矿产资源开采业整体对地方贡献作用比较小

作为全民所有的矿产资源，在开发过程中，国家通过税收等调节手段收取大部分收益用于全体国民福利的改善和提高的做法无可厚非；但同时矿产资源分布具有一定的地域性和普遍的稀缺性，在其价格上涨和主要外部性由地方承担的大背景下，应适当强化其开发过程中对地方的贡献。但从本次调研中发现，矿产资源开采业整体对地方贡献作用比较小，主要表现在以下方面：

1．地方在矿产资源转化增值中受益较小。提高资源综合利用和促进资源多次转化增值是提升煤炭产业社会贡献和可持续发展的重要途径。2006年鄂尔多斯政府就出台了相关文件规定，煤炭开采企业必须达到最低50%的就地转化率，但在实际的调研中发现该地区煤炭资源仍然主要以外销为主，真正用于煤炭就地转化增值的比例很小。2008年全市煤化工行业设计煤炭转化能力1160万吨/年，而全年实际转化煤炭仅为480万吨，不到煤炭设计转化能力的43%，实际转化煤炭占全年煤炭生产量比重仅为1.85%，而全年外运量达到18200万吨，所占比重高达70%。

2．同区外煤炭省市相比较税费比较低。合理的税费是增强地方可支配财政和产业发展的重要调节手段，但同区外煤炭大省相比较，鄂尔多斯整体税费水平较低。一方面煤炭开采中的资源税整体水平比较低。2008年煤炭的资源税为3.2元/吨，而同时期河南、山东的征收标准分别为4元/吨和3.6元/吨，即使按照山东的标准计征，全年仅资源税一项就少征9.36亿元，占鄂尔多斯全年财政收入比例为12.15%；另一方面调节煤炭生产和促进地区生态建设等方面的费用比例也比较小，2008年鄂尔多斯对煤炭开采企业征收的各项费用总计为11.24元/

吨，而山西省对对外运煤增收的“可持续发展基金”一项就高达15元/吨左右，因此效仿山西省的做法，即使在原有的费用基础上对外运煤加征2-3元/吨的煤炭专项调节基金，也可增加当地可支配财政收入3.6-5.4亿元，占2008年全年财政收入比重达到5%左右。

3．存在部分利益外流现象。煤炭属于国有资源，但对个别人来说煤炭价格疲软或持续上涨是摄取国家利益的最好时机，通过非法转让和开采可获得巨大的利益；一方面煤炭价格疲软时，个别小矿可以不通过合法手续进行开采权的转让，而中间并不需要缴纳相应的交易税及矿业权有偿转让费用，使得地方利益有很大部分流向了非法转让的个体，根据当地人介绍，个别人在煤炭价格疲软时以几万元的价格获得矿业权，在价格上涨时转手以高于转入价的百倍甚至千倍转手出让，中间获取了巨额利润；另一方面，在个别时期（尤其是近几年高企的煤炭价格）刺激了地方个别能人的神经，非法开采现象时有发生，如2008年煤炭价格高涨时，地方个别人一天挖煤的收入就高达几十万元；此外，个别煤炭生产企业与用煤企业存在协议定价机制，这使得在煤炭价格持续高涨条件下，价格并不能完全反映价值，煤炭增值部分存在一定程度的外流。

（二）利益分配在各相关体之间存在很大矛盾

1．当地政府和中央企业之间。一方面体现在各种费用征收中。在地方制定的各种费用类型中，许多项目是中央企业不执行的。如2008年鄂尔多斯煤炭局和当地政府制定的所有煤炭企业的8项费用合计11.24元/吨，而当地的国有企业仅向当地政府上缴4.7元/吨，许多费用项目在国有企业得不到执行，即使在可执行的费用项目中，当地企业与国有企业之间也存在一定差别，如2006年开始征收的跨区生态恢复补偿金，当地企业的征收标准为2.0元/吨，而国有企业的标准为1.8元/吨，国有企业与当地企业存在很大区别；另一方面，当地政府在税收争取方面与国有企业之间也存在很大的矛盾，设在地方的国有煤炭开采企业主要是充当“煤炭生产车间”的角色，而生产-运输-销售过程中的营业税、所得税及增值税并不留在当地，按照中央企业只有一个法人的企业治理现状要求要上缴到企业所在地总部，在此过程中产生的收益地方基本无从获益；同时从未来形势看，目前国家矿业权分配已基本完成，矿业权要在地方和企业间进行新一轮的配置，在中央企业和地方政府利益矛盾存在的背景下，双方出于各自利益考虑必然加强对矿业权的争夺。

2．企业与居民之间。一方面煤炭机械化开采对于提高煤炭利用效率具有重大意义，但机械化开采中对地方居民的就业带动比较弱。据介绍大煤矿开采中，直接雇佣的劳动力人员仅为传统煤矿的3%，2008年鄂尔多斯全市煤炭产业实现增加值254.97亿元，而其中的职工收入占增加值的比重仅为5%左右，煤炭开采业的富民作用比较弱；另一方面，资源开发区居民不得不承受资源开发造成的环境污染、物价上涨等外部性影响。随着煤炭开采企业开采力度的加大，矿区许多地方出现了不同程度的塌陷，虽然大多数企业对塌陷区进行了一定治理，并对塌陷区居民给予一定的补偿和安置处理，但这些措施仅限于采矿区，而对于相邻矿区同样面临耕地、水污染居民的补偿根本没有或少之甚少，引发了许多居民的不满；同时，随着矿区开采业的发展地区物价也会随之高涨，高物价影响了当地居民的生活水平，在一定程度上进一步损害了当地居民的利益。

3．资源开采地政府之间。资源分布具有很强的地域性特点，同时资源开采中带来的各种负外部性在短期内主要由所在地承受。因此，加强对资源开采地区的治理投入等方面的投入就显的尤为紧迫和重要，但在实际调研中发现，在各种

税费的收入分配中，当地政府分配给矿区所在地的乡镇或村的部分很少。如2008年鄂尔多斯政府收取的煤炭开采行业税收中，所得税95%都上缴鄂尔多斯政府，只有10%左右的比例留在矿区；在中央返还25%的增值税主要在自治区、鄂尔多斯及矿区所在政府进行分配，此外资源税收入也主要在自治区与鄂尔多斯市共同分成，这样总体留给矿区的部分就非常小。

（三）政策执行和制定方面存在不完善

首先对非法开采资源方面的监督仍然存在漏洞。为加快资源整合，鄂尔多斯政府加大了对现有煤矿资源、已关闭矿井剩余资源和零星边角资源的整合力度，矿井数量由2005年的552座减少到目前的276座，但受巨大利益刺激，在个别时期（如春节期间）仍然存在非法开采资源的行为；其次，在对矿业权配置中条件执行方面的监督存在不完善的方面。如在鄂尔多斯煤炭资源配置的条件之一是企业煤炭就地转化率必须达到最低50%的要求，但在实际的操作过程中大多数加工转化项目并不能达到此要求，对此当地政府也没有具体的监督措施或对策；此外，在资源配置过程中存在中央和政府之间政策不统一的现象。如在煤炭资源配置条件中，国家的规定是“先配资源后配项目”，而当地政府在具体执行过程中的要求是“先有转化项目后配资源”，政策之间在一定程度上存在不统一。

三、促进矿产资源管理体制改革的几点建议

完善矿业权管理体制，从而实现矿产资源有偿使用制度，使矿业权的取得成本、环境成本等在矿产资源收益分配中得到完全体现，是调节中央与地方、地方政府与矿产资源开发所在地及企业与当地居民利益分配的核心。基于此，针对调研地区完善矿产资源管理体制提出以下几点对策和建议：

（一）加快矿产资源有偿使用市场化改革步伐

在现有国家矿业权分配完毕的基础上，建议按照（内政发〔2005〕210号）《内蒙古自治区人民政府印发关于进一步推进煤炭资源整合和有偿使用实施办法（试行）》办法，加快矿产资源有偿使用的市场化改革步伐。一要转变当前的协议配置形式，在重点考虑煤炭转化增值的前提下，逐步推行矿业权取得和使用中的“招、拍、挂”的市场出让方式；二要加强对已取得矿业权的企业进行全面清查和整顿，对无偿取得国家矿业权的企业要进行重新评估，并按照协议价格补缴矿业权价款；三要加强对矿业储量、利用年限及利用效率方面的研究，并依据国家产业政策和矿产品供求关系，尽快制定动态的补偿机制，促进矿产资源的收益分配合理化和提高资源的综合利用效率。

（二）建议尽快开征煤炭可持续发展基金

矿产资源勘探开发以及利用会带来生态和环境的负外部性，其实质是对公共物品性质的生态与环境资源的消耗，是对社会公共利益的损害。建议借鉴山西省做法，在充分实现矿产资源价值基础上，千方百计争取国家对自治区煤炭可持续发展基金征收的批复，通过征收可持续发展基金来使生态环境成本内在化，一方面提高煤炭就地转化增值能力，提高煤炭产业对地方的贡献水平；另一方面将收取基金专项用于提高矿产资源开发利用效率的技术研发、公共设施建设、社会发展、替代产业发展等方面，并从政策方面适当加强对资源开发地区倾斜，提高矿产资源开发所在地区可持续发展水平。

（三）积极探索煤炭流通体制改革

近年来，在政府主导的煤炭订货会体制下，我区煤炭往往以低于市场价格向外输出煤炭。如2008年煤炭坑口价为90-100元/吨，运往外地销售煤炭平均利润在150-200元/吨，而我区外运煤炭的比例高达80%以上，这在很大程度上造

成了地方利益的流失，全国煤炭订货会的淡化为占全国煤炭产量18%的我区转变煤炭利益流失创造了重要机遇。因此积极探索煤炭流通体制改革，改变长期的煤炭行业利益外流现象就显得尤为重要和紧迫；一方面要积极争取全国（或区域性）煤炭市场在我区的设立，提高煤炭大省在煤炭产供销方面一定的发言权；另一方面创新煤炭营销策略，鼓励大型煤炭企业通过控股、联合等方式培育煤炭物流“旗舰型”企业，提高区域煤炭市场的集中度，从而实现在确保国家能源安全的前提下真正维护地方经济利益。

（四）强化对矿产资源开发的监管

要采取标本兼治，治本为主的办法，从法律、体制、执法等方面入手，强化对矿产资源开发的监管。一要加强对矿产资源开发中的落地转化项目的监督，对部分“圈占资源而没有进行实际转化”或转化不符合最低50%要求的项目，要加强整顿，必要时收回其已取得矿业权，从而实现我区产业结构的优化和升级，加快新型能源重工基地建设步伐；二要进一步加强对非法开采现象的监督和整治，强化执法、惩处措施等重点环节，从根本上杜绝非法开采现象；三要理顺政策，当前要重点和尽快理顺国家和当地政府在矿业权配置方面关于“资源配置和项目先后条件”、“中央、地方企业”在费用收取方面政策的不统一。（调研组成员：胡德、李靖靖、韩淑梅、冯玉龙）

第四篇：电力体制改革试题

电 力 改 革 试 题 库

一、填空

1、电力体制改革从根本上改变了指令性计划体制和 政企不分、厂网不分 等问题。

2、通过电力体制改革，要建立健全电力行业“ 有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的市场机制。

3、山西省电力中长期交易规则中规定，电力中长期交易可以采取 双边协商、集中竞价、挂牌交易 等方式进行。

4、推进售电侧改革的基本原则是 坚持市场方向、坚持安全高效、鼓励改革创新、完善监管机制。

5、深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国 能源安全 和经济社会发展 全局。

6、售电公司以 服务用户 为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则。

7、电力市场售电公司准入条件要求，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。

8、符合准入电力市场的市场主体向 省级政府 或由 省级政府 授权的部门申请，并提交相关资料。

9、潞安集团电力中心是集团电力的业务主管部门，负责集团发电、供电、配电、售电管理及光伏和新能源电站管理。对潞安集团电力市场化运作负监督和管理责任。

10、电力市场有序开发用电计划的主要原则是坚持市场化、坚持保障民生、坚持节能减排和清洁能源优先上网，坚持电力系统安全和供需平衡，坚持 有序推进。

11、对于社会资本投资增量配电网控股的，在取得供电业务许可后即拥有配电网的 运营权，在供电营业区域内拥有与电网企业 相同 的权力，并切实履行相同的责任和义务。

12、山西省售电侧改革实施方案中指出要理顺电价形成机制，还原电力的 商品 属性，推进电力市场建设，完善市场化交易机制。

13、进一步激活省内用电市场，提高电力消纳能力，在现有大用户直接交易的基础上，不断扩大参与电力市场交易的 市场主体 范围和交易规模。

14、坚持市场化改革要区分竞争性和垄断性环节，在 发电 侧和 售电 侧开展有效竞争。

15、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。

16、按照 公平、公正、公开 的原则，组建相对独立的电力市场交易机构，组建电力市场管理委员会，推动电力市场规范运行。

17、为保障电力系统安全稳定运行、促进清洁能源消纳以及满足各类用户安全可靠用电，按照“谁受益，谁承担”的原则构建电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

18、创新售电业务市场准入机制，以注册认定代替 行政审批，实行“一承诺、一公示、一注册、两备案”。

19、统筹推动 省内、省外 两个市场建设，更好地发挥国家综合能源基地优势，促进“黑色煤炭绿色发展，高碳资源低碳发展”。

20、电力市场中，市场主体违反国家有关 法律法规 的、严重违反交易规则和破产倒闭的需强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。

20、增量配电网的试点范围是以 煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。

21、电力市场的交易方式是以自主协商交易为主，集中撮合竞价交易为辅，协商和

竞价 相结合的交易方式进行。

22、电力改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费。

23、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。

24、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。

25、潞安配售电公司于 2017年1月17日 正式成立。

26、供电企业供电的额定频率为交流 50 赫兹。

27、售电公司在准入后，需取得电力用户的交易委托代理权，并向交易中心提交委托代理协议后方可参与市场交易。

28、未参与电力市场的用户，继续执行 政府定价。

29、电网企业要严格按照《山西省发展和改革委员会关于山西电网2017——2019年输配电价及有关事项的通知》中规定的价格执行，不得擅自 提高 和 降低 电价水平。30、2017年7月1日起，大工业电度电价，110KV电压等级是 0.4582元/千瓦时；35KV电压等级是 0.4782 元/千瓦时。

31、参与电力市场化交易的电力用户输配电价水平按山西电网输配电价表执行，并按规定征收 政府性基金 及附加。32、2017年山西省电力直接交易规模为500亿千瓦时，约占全省工业用电量的36%，占全社会用电量的30%。

33、两部制上网电价是将上网电价分成 电量 电价和 容量 电价两部分。

34、峰谷分时电价是指根据电网负荷变化情况，将电力系统中负荷的一个周期（一般指一天24小时）划分为 高峰、平段 和 低谷 等多个时段分别制定不同的电价水平以鼓励用电客户合理安排用电时间。35、2016年，潞安集团按照国家电力体制改革的政策导向，实现总交易电量13.5亿KWh，交易电价0.4284元/KWh，比以往购电方式下降0.071元/KWh，全年可为集团公司降低购电成本超过 10135万元。36、2017年集团电力中心电力2—8月组织的直接交易，共完成交易及结算电量 11.16亿 KWh，同比2016年电价水平为集团节约电费支出约7300 多万元。

37、国家电力需求侧管理平台是国家发展改革委为广泛深入推进电力需求侧管理工作而组织开发的综合性、专业化、开放式的网络应用平台。

38、国家电力需求侧管理平台功能模块本着“总体设计、分步实施”的原则进行开发。

二、单选题

1、《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》是中发【2015】（B）号文。A、5 B、9 C、280、还原电力商品属性，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分（A）等级核定。A、电压 B、电流 C、电量

3、电力交易中直接交易双方通过（A）决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。A、自主协商 B、自由结合 C、相互约定

4、建立相对独立的电力交易机构，形成（C）市场交易平台。A、公平竞争 B、公平协商 C、公平规范

5、电力市场售电公司准入条件中要求，资产总额在（B）亿元人民币以上的，不限制其售电量。A、1 B、2 C、3

6、稳步推进售电侧改革，（A）向社会资本放开售电业务。A、有序 B、逐步 C、统一

7、深化电力体制改革，实现三个规范分别是规范交易机构的运行、规范市场化售电业务和（C）

A、规范售电公司管理B、规范供电系统管理C、规范自备电厂管理

8、开展输配电价摸底测算要全面调查电网输配电资产、（A）和企业经营情况。A、成本 B、利润 C、收入

9、山西电网的特点是（B）、送出型、规模型。A、内向型 B、外向型 C、内外结合型

10、建立优先发电制度是以资源消耗、环境保护为主要依据，坚持节能减排和（A）优先上网的原则。A、清洁能源 B、高耗能源 C、燃煤能源

11、经山西省人民政府同意，晋政办发【2016】113号文件印发《山西省（A）改革实施方案》。A、售电侧 B、发电侧 C、用电侧

12、售电公司应拥有与申请的售电规模相适应的掌握电力系统技术经济相关知识、具备（B）年以上相关工作经验的专业人员。A、1 B、2 C、3

13、山西省售电侧改革实施步骤分为两个阶段，第一阶段是（C），第二阶段是2018年——2020年。A、2010——2015 B、2015——2017 C、2016——2017

14、售电侧改革第一阶段的工作内容中要求完善山西省电力直接交易机制，电力直接交易规模达到全社会用电量的（B）A、20% B、30% v C、50%

15、开展放开增量配电投资业务试点要求社会资本投资增量配电网（B）控股，拥有配电网运营权。A、相对 B、绝对 C、参与

16、供电设备计划检修时，对35KV及以上电压供电用户的停电次数，每年不应超过（A）次，对10KV供电的用户，每年不应超过三次。A、一 B、二 C、三

18、供电企业必须按规定的周期校验、轮换计费电能表，并对计费电能表进行（B）检查。A、定期 B、不定期 C、经常

19、山西省电网销售电价表中规定大工业用电的基本电价部分，按最大需量是（C）元/千瓦••月；按变压器容量是（C）元/千伏安•••月。A、24、36 B、40、20 C、36、24 20、电力体制改革的实施使电网企业的收入来源不再是原来的上网电价和销售电价价差，而是按照政府核定的输配电价收取（A）。A、过网费 B、政府性补贴 C、附加费

三、多选题

1、电力体制改革的重要性包括（ABCD）

A、促进了电力行业快速发展 B、提高了电力普遍服务水平C、初步形成了多元化市场体系 D、电价形成机制逐步完善

2、市场交易价格可以通过以下哪些方式确定（ABC）

A、双方自主协商确定 B、集中撮合C、市场竞价 D、政府定价

3、推进售电侧改革的组织实施包括以下哪些方面（ABC）

A、分步推进 B、加强组织指导C、强化监督检查D、加强协商管理

4、电力交易机构在山西省能源监管办和山西省电力管理部门和监管下为市场主体提供（BCD）的电力交易服务。A、开放B、规范C、公开D、透明

5、山西省售电侧改革实施方案的基本原则是（ABCD）A、坚持市场方向B、坚持安全高效 C、鼓励改革创新D、完善监管机制

6、电网的基本供电任务是履行确保（ABCD）等用电的基本责任。

A、居民B、农业C、重要公用事业D、公益性服务

7、对按规定实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供（BC）A、降低电价B、优惠电价C、电费补贴D、照顾补贴

8、鼓励发用电双方建立（AB）的交易关系，科学规避市场风险，防止出现非理性竞争。A、长期 B、稳定 C、短期 D、融洽

9、用电计量装置包括（ABCD）

A、计费电能表B、电压互感器C、电流互感器D、二次连接线导线

10、在电力交易中各有关交易主体应按照交易规则要求，平等协商，自主交易，诚信为本，严禁（ABC）

A、串通联盟B、形成价格壁垒C、干扰交易秩序D、恶性竞争

四、判断题

1、此次国家电改进入“厂网分开”时段。（√）

2、此次国家电改现在进入“管住中间、放开两头”阶段。（√）

3、潞安电力体制改革的方向是“经营与管理职能分离”。（√）

4、参与国家及山西省电力体制改革是潞安电力产业发展的必经之路。（√）

5、从事配售电业务不需要办理《电力业务许可证（供电类》。（╳）【需要】

6、电改形势下，职工思想和职业技术素养都需要进一步提升。（√）

7、电网企业是指拥有输电网、配电网运营权（包括地方电力公司、趸售县供电公司），承担其供电营业区保底供电服务的企业。（√）

8、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 30%（╳）【20%】。

9、发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订 双方（╳）【三方】合同。

10、推进输配电价改革的总体目标是建立规则明晰、水平合理、监管有力，科学透明的独立的输配电价体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。（√）

11、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 内（╳）【外】的存量配电网资产，可视为增量配电业务。

12、山西省放开增量配电业务试点方案中纳入电网建设计划中包括电压等级在110KV及以下的新增配电网和 110KV（╳）【220KV】及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。

13、电网企业应履行的职责和相关业务有基本供电、普遍服务、信息报送和披露、交易结算。（√）

14、电力市场售电企业的合法主体是的是按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格的售电公司。（√）

15、电力市场的电力用户企业和准入条件包括用电项目手续齐全、能源消耗达到国家标准、环保排放达到国家标准、信用良好、拥有自备电源并满足微电网接入系统条件的用户。（√）

16、电力市场主体的准入步骤是“一承诺，一公示，一注册，一（╳）【两】备案。”

17、供电企业和用户应当在正式供电前，根据用户用电需求和供电企业的供电能力以及办理用电申请时双方认可协商一致的相关文件签订供用电合同。（√）

18、在电力市场交易中对2016有违约记录、信誉度较低的企业和上交易合同兑现较低的企业，适当扣减2017年交易总量上限或取消交易资格。(√)

19、国家需求侧管理平台目前主要具有门户、业务两类功能。（√）

20、潞安集团抓住新一轮电改机遇，将对现有电网结构进行优化和改造，实现潞安煤—电—化、煤—电—油产业成本优化、协同发展。（√）

五、问答题

1、深化电力体制改革的基本原则是什么？

答：坚持安全可靠，坚持市场化改革，坚持保障民生，坚持节能减排，坚持科学监管。

2、现有电力体制下售电公司分哪三类？

答：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。

3、山西省电力体制综合改革的必要性和可行性有哪些？

答：一是山西实施电力体制综合改革有基础；二是山西实施电力体制综合改革有需求；三是山西实施电力体制综合改革有共识。

4、推进输配电价改革的主要任务有哪些？

答：①开展输配电价摸底预算；②做好输配电价定价成本监审；③妥善处理电价交叉补贴；④制定输配电价改革试点方案。

5、如何建立和完善电力市场交易机制？

答：①完善省内直接交易机制；②开展跨省跨区电力直接交易试点；③适时建立有效竞争的现货交易机制；④探索建立市场化的辅助服务分担机构。

6、参与电力市场的用户购电价格由哪几部分组成？

答：由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）和政府性基金及附加组成。

7、电力市场交易主体应该满足哪些要求？

答:应该是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。8、2017年山西省电力市场的交易模式有哪些？

答：普通交易、重点交易、长协交易。对重点交易和长协交易，同一发电企业只能选择其一，不得同时参加。

9、省电力交易平台发布的交易信息公告包括哪些内容？

答：电量规模、输配电价、线损、政府性基金、交易政策及电网的主要约束条件等。

10、国家电力需求侧管理平台具有哪些功能？

答：具有信息发布、在线监测、核查认证、电力供需形势分析、有序用电管理、网络培训、经济分析、需求响应等功能。

11、峰谷分时电价的意义是什么？

答：提高高峰时段的电价，降低低谷时段的电价，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高系统负荷率和电力资源的利用效率。

12、为了保证电力市场的正常运行，电力市场应该具备的六大要素是什么？ 答：市场主体、市场客体、市场载体、市场价格、市场规则和市场监管等。

第五篇：财税体制改革调研报告[范文模版]

财税体制改革调研报告 一、基本情况（一）“十二五”时期财政收支总量、增幅取得新突破。“十二五”时期，财政工作经历了经济下行压力不断增大的严峻挑战，在县委、政府的坚强领导和上级财政部门的鼎力支持下，克服各种不利因素，坚持在困境中求发展，在发展中求突破，取得了来之不易的成绩，圆满完成了县委、政府确定的各项目标任务。201X 年-201X 年累计完成财政收入 110.56 亿元，其中一般公共预算收入 53.86 亿元，基金预算收入 56.7 亿元。一般公共预算收入从 201X 年的 7.5 亿元增长到 201X 年的 13.81 亿元（预计），年均增幅 15%以上，财政收入增幅位居全区各县区前列。随着财政收入规模的不断壮大，财政支出规模也逐年上升。201X 年-201X 年累计完成财政支出 177.42 亿元，其中一般公共预算支出 120.9 亿元，基金预算支出 56.52 亿元。财政支出从 201X 年的 24 亿元增长到 201X 年的 52 亿元，年均增量 7 亿元，年均增幅 20%以上。

（二）201X 年 1-11 月财政收支情况。1-11 月完成地方财政收入 385225 万元，同比增长 51.23%。其中完成一般公共预算收入128733 万元，占预算任务的 93.22%,同比增长 16.43%；政府性

基金收入完成 256492 万元，占预算的 169.97%，同比增长77.92%，预计可完成今年收入目标任务。同时相关部门及时把握政策，主动捕捉项目信息，时申报项目，继续抓好节能环保、“一事一议”、特色小城镇中心村及棚户区改造、交通及城市基础建设项目及农业基础设施建设补助等政府投资大、社会效益明显的项目资金争取工作,截止目前已到位 17.8 亿元，全年力争项目资金 20 亿元，增长30%。

（三）201X 年 1-11 月政府融资情况。为了解决重点项目建设、兑付农户征地补偿款及归还银行贷款等资金不足的困难，通过融资平台向金融机构贷款，努力提高融资工作实效，全力争取金融机构的信贷支持，截止目前到位贷款 28.8 亿元。积极申请自治区政府债务置换资金，截止目前三批共到位地方政府债券置换存量债务资金 514822万元。

（四）201X 年 1-10 月各项存、贷款情况。截止 201X 年 10 月底，永宁县辖区内金融机构各项人民币存款余额 103.19 亿元，同比增长 4.41%。辖区内金融机构各项人民币贷款余额 118.63 亿元，同比增长 4.55%，其中长期贷款余额 55.18 亿元，短期贷款余额 60.46 亿元，行政事业及企业贷款余额 73.59 亿元，基本达到货币政策与地方经济发展目标的融洽统一。

（五）“四个清理”专项行动开展情况。按照银川市的统一部署，从 3 月至 6 月下旬，在全县范围内集中开展闲置土地清理、地方政府债务清理、政府存量资金清理和行政事业单位固定资产清理四个专项行动，清理结果为：

一是闲置土地清理方面：

对认定的 7 宗部分建设土地，下发限期开工通知，按期进行开工建设；对认定的因征地拆迁、规划调整等原因造成的 9 宗土地闲置（面积为 933.48 亩）。按照《闲置土地处置办法》的相关规定，我县与用地单位签订《国有建设用地使用权出让合同》补充协议，重新约定了开工、竣工时间。

二是政府债务清理方面：

截至 6 月 30 日，全县共有 36 个单位上报了政府债务，上报总额共计 1799009.52 万元，其中，银行贷款共计 346290 万元，涉及 9个单位、部门；地方政府债券（含国债转贷）33071.28 万元，涉及 1个单位；外国政府贷款 3013.6 万元，涉及 1 个单位；企业债81976.37 万元，涉及 5 个单位、部门；应付工程款 1334658.67 万元，涉及 29 个单位、部门。通过全面清理和核查，真实、完整地反映了政府债务的总体情况。

三是政府存量资金清理方面：

截至 6 月 30 日，核查清查工作结束，全县 133 个账户余额为88511 万元。依据核查情况，全县各单位账户按原用途继续留本单位使用金额 18903.8 万元，财政收入上缴财政金额 16.4 万元，财政拨款资金结存退回财政国库金额 264.8 万元，财政专户余额为 7221 万元，贷款户 62105 万元。依据核查情况，县财政已将拨款资金结存应退回财政国库金额 264.8 万元全部收回统筹安排。其余资金继续按原用途留用。

四是行政事业单位固定资产清理方面：

截至 6 月 30 日，我县行政事业单位实有固定资产价值达67962.19 万元，其中土地、房屋及构筑物 34728 万元，通用设备16160 万元，专用设备 12451 万元，图书、档案类 459.3 万元，家具、用具、装具及动植物 3638.35 万元，文物和陈列品 194 万元，无形资产 334 万元。通过清理核查，我县固定资产盘亏 7863 万元，其中土地、房屋及构筑物 2020.8 万元，通用设备 3539.9 万元，专用设备 1429.1 万元，图书、档案类 34.18 万元，家具、用具、装具及动植物 705.8 万元，文物和陈列品 2.27 万元。

（六）推进财税体制机制改革情况。

一是为促进全县经济健康发展和财政收入稳定增长，出台了《永宁县社会综合治税工作实施方案》，根据我县实际建立综合治税“三

个一”工作机制，主抓七项重点工作，形成财政收入可持续增长长效机制。

二是为推进政府购买服务工作顺利开展，出台了《永宁县政府向社会力量购买服务暂行办法》及《永宁县政府购买服务指导目录》，已下发各单位执行。

三是推行国有资产动态管理，开展经营性资产专项整治，建立设施园艺贷款清收工作长效机制，截止目前共收回设施园艺贷款本金857.37 万元，利息 162.04 万元，本息合计 1019.41 万元。

二、财税工作运行情况分析 一是我县公共财政预算收入中税收收入所占比例较小（截止 11 月底为 66.57%），税源结构存在不合理现象。一方面从行业角度看，房地产建筑业税收比重进一步加大，占总体税收收入的 80%以上，另一方面从政府协税角度看，收入比重也在加大，占总体税收收入的39%。

二是定期召开的综合治税对公共财政预算收入增收效果明显。

三是财政部门加强对非税收入、国有资产收益的监管，截止 11 月底，完成非税收入 4.3 亿元，超收 2.3 亿元。

四是全县金融机构对实体经济、小微企业、“三农”和民生等薄弱环节发展金融支持力度不断加大，存款、贷款持续增长。

三、存在的主要问题 一是财政收入质量不高。受宏观经济下行等因素影响，我县支柱产业减收严重，特别是房地产业成交萎缩，造成税收增长乏力。我县公共财政预算收入中税收收入所占比重较小（截止 11 月底为66.57%），公共财政预算收入主要靠非税收入拉动，非税收入所占比重较大（截止 11 月底非税收入为 4.3 亿元，占公共财政预算收入的33.43%）。今年我县虽能完成今年的公共财政预算收入目标任务，但收入质量不高，可用财力较少，造成年初财政预算安排的资金不能及时保障到位。

二是偿债压力较大，国库资金调度困难。由于历年城乡基础设施建设贷款逐步到期，还本付息压力困扰着财政工作正常运行，加之兑付农民征地拆迁安置等支出无资金来源，维护稳定任务较重，今年还本付息等支出占用大量国库资金，造成部分中央和区市专项资金不能及时拨付，加之上年结转专项资金数额较大，造成财政支出矛盾突出。四、201X 年财税体制改革工作思路（一）培植财源抓增收。

一是配合税务部门，积极培植财源，切实加强征管，确保应收尽收，不断规范非税收入管理，对水资源费、排污费、人防费、交通罚

没等非税情况进行跟踪督查，形成税收和非税收入齐抓共管的长效机制，促进财政收入稳定增长，一般公共预算收入比 201X 年增长 7%。

二是对全县重点招商引资项目从立项开始进行跟踪服务，实施优惠政策促进新开工项目加快建设速度，尽快形成有效税源。

三是继续加大项目和资金争取力度，及时把握政策，主动捕捉项目信息，配合相关部门及时申报项目，继续抓好节能环保、“一事一议”、特色小城镇中心村及棚户区改造项目、农业基础设施建设补助、交通及城市基础建设项目等财政投资大、社会效益明显的项目资金争取工作,增强县级可用财力，支持全县城乡基础设施建设，促进全县经济社会平稳健康发展，力争 201X 年比上年增长 20%以上。

四是落实各项支持企业发展的优惠政策，设立小微企业发展专项基金、科技后补助资金、创业就业担保基金等各类基金，创造有利于企业发展的良好环境，涵养有效税源，支持鼓励全民创业就业。五是设立永宁县产业发展引导基金，加快推进各行业快速发展。建议以永宁县中小企业发展服务中心为平台，县财政每年注入 1 亿元（三年共计 3 亿元），委托一家商业银行，引入社会资本，放大若干倍，作为产业发展引导基金，同时对现有的扶持中小企业发展基金、农业产业发展基金、扶贫产业扶持基金、妇女创业基金、劳动就业创业基金、木兰村村级互助基金等各类基金进行整合，设立若干子基金，聘请先

进经营管理团队，提高运营效率，为全县工业、农业、服务业等产业发展提供融资担保。

（二）完善制度抓征管。

一是为促进财政收入稳定增长，破解由于经济下行影响导致财政收入增长缓慢的难题，根据《永宁县社会综合治税工作实施方案》，继续深化社会治税工作，建立综合治税“三个一”工作机制，主抓七项重点工作，实现“政府领导、部门共管、财税主办、社会参与、司法保障、信息化支撑”的综合治税新格局，形成财政收入稳定增长长效机制。

二是制定国有资产管理办法，建立行政事业单位固定资产动态管理制度。将原有的行政事业单位固定资产统计报表系统由单机版升级为网络版，改变以前年底集中报送为即时报送，全县行政事业单位固定资产实行网上填报、统计，实现实时检查，实时更新，随时监控各单位的固定资产变化情况。

三是完善建立经营性资产管理制度。明确经营性资产管理主体，完善建立经营性资产统一管理、公开招租制度，出租价格、出租期限等，严格按照《宁夏回族自治区行政事业单位资产管理暂行办法》的规定执行，防止经营性资产随意出租出借，甚至造成国有资产流失。

同时，加强经营性资产收入管理，做到经营收入应收尽收，及时、足额上缴国库。

四是研究制定政府性资金竞争存储管理办法。加强政府性资金管理，规范各部门在金融单位存储资金的行为，探索建立政府性资金引导银行信贷资金投放的激励机制，全面提高政府性资金管理水平和使用效益。

（三）搭建平台抓融资。为进一步增强我县投融资能力，更好地发挥融资平台公司在基础设施和公共服务领域融资、建设、经营的引领和主导作用，对我县现有资源进行有效整合，组建政府经营性平台公司，实现国有资本、产业资本、金融资本、风险资本的有效结合，进一步拓宽融资通道，为县域经济发展提供资金保障。

1、划分三大类资产。根据我县债务系统锁定的债务及“四个清理”专项行动中的国有资产清理结果，将所有债务和资产对应划分为非经营性资产（如学校、医院、城市公用基础设施、道路、水系、林地等资产）、可转换经营性资产（如城市综合管网、污水处理、垃圾处理、路灯维护、绿化管护等资产）、经营性资产（如国有土地、增减挂钩土地、黄河公路大桥及连接线工程、小城镇中心村配套营业房、新建学校、医院等资产）三大类。

2、组建五个平台公司。

一是组建两个经营性资产公司，对经营性资产进行经营管理，发挥国有资产经营效益，解决政府投资项目的资金问题，同时为控股公司新的融资模式提供有效担保。

二是组建一个可转换经营性资产公司，将所有可转换经营性资产及对应的债务全部纳入该公司管理，通过 PPP 经营模式，进一步盘活国有存量资产，将经营效益前置，解决项目建设资金不足的局面。

三是组建一个非经营资产管理公司，将所有非经营性资产即对应的债务全部纳入该公司管理，负责非经营性资产的管理，并承接政府现有债务。

四是组建一个国有控股公司，从银川市收购一个国有控股公司，将以上四个公司的有效资产以股份的形式全部纳入控股公司管理，为中期票据、短期融资、私募债券、项目收益债等融资手段奠定基础。

3、建立六个偿债主体。

一是以新组建的五个公司作为五个偿债主体，分别就各自资产和债务，承担各自相应的债务，在正常经营条件下，自身作为偿债主体承担相应的债务，如遇中央、自治区等上级政府债务化解时，自动纳入政府债务，进行化解。

二是县财政作为另外一个偿债主体，将以上五个公司新增债务报请政府，政府经人大决议后批复列入财政预算管理，为五个新公司融资提供偿债保障。

（四）规范市场防风险。严格执行新《预算法》，硬化预算约束，切实推进财税管理制度改革。

一是严格执行新《预算法》，推进财政科学化规范化管理，细化财政预算编制，减少财政代编预算规模，强化预算约束，严格执行人代会批准的预算，切实做到“先预算后支出”、“无预算，不支出”。同时加强对全县财政干部、各预算单位领导及财务人员的宣传培训，以增强其预算法治意识，把新《预算法》的要求落实在实际行动上，贯彻到具体操作中，做到依法行政、依法理财。

二是根据新《预算法》要求，全面公开全县 118 个预算单位（县武装部不公开））的部门预算、决算及及财政总预算、决算（政府公众网公开）。同时根据自治区财政厅的统一安排，按照“先行试点、同步完善、普及实施”的总体思路，积极推进项目及涉农资金信息公开工作，通过永宁县政府公众网、乡镇民生服务中心电子屏、村队公示栏等方式公开公示各类项目及涉农资金信息，推进各项惠农政策落到实处，接受社会各界监督。

三是根据《永宁县政府性债务管理实施暂行办法》的规定，不断规范地方政府债务举借、资金使用、偿还和担保行为的管理。进一步加强政府债务动态管理，切实做到“心中有数、底数清楚”（201X 年全区政府存量债务清理甄别确认的政府债务余额为 159.71 亿元，截止目前，政府债务余额 185 亿元，其中银行贷款余额 53 亿元，征地拆迁补偿 35 亿元，工程及其他 97 亿元）；积极防范政府性债务风险，建立偿债准备金制度和债务偿还预算保障机制。将偿债准备金列入当年财政预算，201X 年财政预算安排偿债准备金为 99487 万元，201X年根据财力情况继续按规定在预算列入；积极申请自治区政府债务置换资金，截止目前三批共到位地方政府债券置换存量债务资金 514822万元，201X 年继续申报地方政府债券置换政府存量债务。通过政府债券置换、财政预算保障、拆迁安置结算、土地收益及拓宽融资渠道等方式，积极化解政府债务，维护政府信誉，有效降低政府性债务风险。

四是规范资金管理程序，修改完善《永宁县人民政府关于印发〈永宁县财政性资金管理暂行办法〉等办法的通知》（永政发〔201X〕144 号文件），项目建设资金由用款单位提出资金申请，县财政局业务主管人员核实预算资金安排及项目实施情况，提出审核建议，经主管局长审核后报县人民政府审批。五是继续完善预算管理体系，编制“三公”经费预算预算控制，推行公务卡强制结算、国库集

中收付、国库动态监控、预算绩效评价等预算管理制度改革，不断提高预算管理水平。

附送：财税工作调度会发言 财税工作调度会发言 财税工作调度会发言尊敬的**长、各位领导，同志们：

根据会议安排，我就**县元至 4 月财税收入情况及下步工作打算作如下发言，不妥之处，敬请批评指正。

一、1 至 4 月全县财税收入情况元至 4 月，**县财政总收入累计完成 50086 万元，同比减少 12.41%，减收 7095 万元，完成目标任务 21.16 亿元的 23.67%。其中：

公共财政预算收入完成 34306 万元，同比减少 12.34%，减收4829 万元，完成目标任务 13.2 亿元的 25.98%财政收入分部门完成情况：

国税部门完成收入 8949 万元，同比减少 18.47%，减收 2027 万元；地税部门完成收入 25077 万元，同比增长 6.69%，增收 1572 万

-14-元；财政部门完成收入 16061 万元,同比减少 29.33%，减收 6667 万元。

二、财政收入增速下滑原因元至 4 月，**县是全州唯一财政收入负增长县，原因：

一是受全球经济发展趋缓、国内经济增速下滑、电价下调、房地产萎靡、焦化和钢铁行业产能过剩、进口煤挤压、新能源产业崛起等多重因素影响，全县煤炭产业发展举步维艰，1 至 4 月全县煤炭过站量仅为 68 万吨，比上年同期 155 万吨减少 87 万吨，减少税收 8700万元。

二是 201X 年 1 至 4 月一次性收入过高，达 26,660 万元，201X年无该类收入入库，造成财政收入同比减少。（201X 年 1 至 4 月一次性收入入库 26,660 万元，其中公共财政收入 24,860 万元。主要项目是金凤凰公司 201X 年缴纳耕占税 9,000 万元，公共财政收入7,200 万元；金凤凰公司 201X 年缴纳国有资产处置收入 13,800 万元；万盛集团 201X 年缴纳东仓国有资产处置收入 2,000 万元；大丫口煤炭 201X 年缴纳国有资产处置收入 1,000 万元;五交化公司缴纳国有资处置收入 860 万元）。

-15-三是全县招商引资虽取得一定成效，成功引进了登高煤电铝一体化、大唐**电厂、锦江集团 300 万吨煤电铝一体化等项目，但目前这些大项目仍处于建设阶段，新的财源点尚未形成。

四是近年来，县政府为了加快经济社会发展，通过多种渠道和方式，不同程度地举借债务，以债务存量换取经济发展增量，有效推动了县域经济社会发展。但 201X 年，全县进入债务偿还高峰期，全年需要偿还债务 7 亿元，同比增长 40%。1 至 4 月，偿还债务 2 亿元，同比增长 50%，造成财政刚性负担增加。

三、下步工作打算按 1 至 4 月全县财税收入实际测算，我们今年就只能完成 95400 万元，比年初预算缺口 116172 万元（煤炭销售按500 万吨测算、提供税收 5 亿元），公共财政收入只能完成 47600 万元，比年初预算缺口 84400 万元，为确保 201X 年年初预定目标的实现，**县委、县政府从 5 月起，将采取超常规的手段，千方百计、不遗余力确保全年财税收入目标任务顺利完成。

一是大力开展项目建设。一方面积极向上“跑项争资”。认真研究中央和省相关产业政策、扶持重点，鼓励各单位找准“政策眼”、发现含金量，加大跑省跑部力度，确保全年省州重点项目完成投资 40亿元以上。另一方面加大招商引资力度，继续围绕服装轻纺产业链、煤电铝上下游产业，强化用地、用水、用电、用工等保障，实施重点

-16-招商，确保全年引进 30 个以上亿元项目，实现招商到位资金 200 亿元以上。通过项目建设，增加财税收入 3 亿元（其中，建筑安装营业税收完成 2 亿元，企业所得税 1 亿元）。

二是大力扶持煤炭产业发展。通过多方联动，采取降低税费、煤炭企业分期缴纳相关规费，降低汽车短途运输参考价，合理控制群众平煤费用、积极拓展煤炭产业链条等扎实举措，帮助全县煤炭产业走出困境、稳步发展，增加财税收入 3 亿元。（其中，多方让利，预计煤炭销售可增加 200 万吨，增加税收 2 亿元；10 月登高集团自备电厂发电，预计煤炭销售可增加 50 万吨，增加税收 5000 万元；强化监管，加强煤炭销量监控，严把进项抵扣关，防止企业偷逃税费，预计可增加税收 5000 万元）

三是积极利用综合治税平台，上下联动，将各中小税源企业经营情况及税收统计下划至各乡镇（办事处），并进行目标任务考核，调动全县税收管理的积极氛围，全年预计增加财税收入 3000 万元。

四是加大力度对全县耕地占用税及房产税的清理征收工作，预计可实现税收 1500 万元；五是加快国有资产盘活力度，力争处置保障性住房等国有资产处置收入完成 4 亿元以上；六是对以前国有资产处置欠款单位进行催收，力争收取处置收入欠款 1.2 亿元；七是强化绩效考核，提升行政管理效能。认真开展绩效综合考核工作，按照

-17-细化考核指标，及时督促规范，扎实做好各项基础性、日常性、创新性工作，年末争创全州好成绩。最后请州委、州政府放心，在当前全国经济进入新常态、全县完成财税收入任务面临的挑战和压力前所未有的形势下，**县委、县政府将以破釜沉舟的决心、百折不饶的韧劲、扎实有效的举措，确保全年财税收入目标任务顺利完成。

谢谢大家！