《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》解读

第一篇：《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》解读

曾鸣：《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》解读

从上一轮电改至今，经历了13个年头。随着社会主义建设步伐的加快，以及社会经济的持续发展，当今的社会环境，特别是电力工业的环境与13年前相比发生了根本性的变化。此时推进电力体制改革至少有以下几方面优势：一是政策推动。十八届三中全会明确提出经济体制改革是全面深化改革的重点。会议不仅制定了全面深化改革的总目标、总任务，还明确了改革方向和改革重点，表明改革从“口号”走向实操。而电力是国民经济的重要组成部分，此时推动电力体制改革，促使市场在电力资源配置中起决定性作用，正当其时；二是环境允许。当前，我国经济进入新常态，电力发展也不会像过去那样出现大幅度波动和规模性短缺的现象。这为改革创造了一个相对稳定的内外部环境条件；三是技术提升。随着交易平台、智能电网等技术平台的建设和完善，为电改提供了相对较好的技术支撑；四是社会诉求。随着经济社会的持续快速发展，电力工业目前的体制机制已经无法完全满足市场需求，加上电力行业本身也存在着一些问题，使得改革的社会共识不断增加，社会各界对推进加快电力体制改革的诉求也越来越高。因此，选择这个时间重启电改，应该说是“大势所趋”。

通过对中发[2015]9号文，即《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称《意见》）的解读，感觉新方案的总体思想还是符合预期的。《意见》中对于深化电力体制改革的总体思路比较符合我国国情和国家战略方针，也符合十八届三中全会的改革思路和《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》的文件精神，所提出的“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”的基本目标也契合实际需求。文件中对于改革的重点和基本路径可以概括为“三放开、三加强、一独立”，体制框架设计为“放开两头，管住中间”，跟预期基本相同。总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，相比于2002年的“5号文”，更具有现实意义。

当然，《意见》只是一个纲领性和指导性文件，真正落实《意见》内容、深化体制改革、实现改革目标，还需要各方面的政策法规、操作文件来配套。3月20日，国家发改委和国家能源局联合下发了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，业内视其为第一个配套文件。第一个配套文件是有关促进清洁能源高效利用的，说明了节能减排的重要性，同时也反映了以计划为基础逐步走向市场而不是一步迈向市场的基本路径是促进我国清洁能源发展的合理路径。此外，这个配套措施也符合我们一贯强调的节能减排、提高用电效率、促进集中式和分布式清洁能源发电等观点。因此，目前来看从指导层面的新方案到操作层面的配套措施，都比较契合我们的预期。

此外，《意见》秉承五项基本原则：一是坚持安全可靠；二是坚持市场化改革；三是坚持保障民生；四是坚持节能减排；五是坚持科学监管。

首先，我们认为，电力体制改革的终极目标应当是：在安全经济地满足全社会用电需求的情况下，同时做到节能减排。并且，若电力系统的安全稳定运行和电力的可靠供应得不到保障，一切改革措施终将无法实现。因此，将安全可靠作为首要基本原则，具有重要意义。

其次，市场化仍然是电力体制改革的基本方向，和实现电改目的的手段之一，我们必须坚定不移地发挥十八届三中全会提出的市场机制在资源优化配置当中的决定性作用，但是市场机制的作用在电力经济和系统运行中的作用范畴和具体体现形式是什么，不能教条地形而上学地理解，要科学地理性地分析论证。

第三，电力行业是关系到国计民生的基础性行业，因此需要坚持保障民生，结合我国国情和电力行业发展现状，妥善处理交叉补贴问题、完善价格机制等，把解决好人民群众最关心最直接最现实的利益问题作为核心任务。

第四，能源革命的核心价值诉求是绿色低碳，节能优先，加快形成能源节约型社会。因此，电改需要从实施国家战略全局出发，积极开展电力需求侧管理和能效管理等，坚持节能减排，从而逐步实现习主席提出的关于“抑制不合理能源消费，坚决控制能源消费总量，加快形成能源节约型社会”的能源革命目标。

最后，强化政府的科学监管是电力体制改革成功实施的保障，因此改革路程中，我们需不断完善电力监管机构、措施和手段，改进政府监管方法，提高对技术、安全、交易、运行等的科学监管水平。总之，五项基本原则是一切电改措施的根本，在任何时候、任何情况下都不能动摇或否定任何一项，否则电力体制改革将难以顺利进行。在电改方案的具体落实过程中，应综合考虑各项原则，各项原则之间应该是相互联系、相互影响的，同时不能照搬发达国家的理论和模式，应立足于中国电力体制的历史、现状，统筹考虑我国经济社会发展、资源与环境状况。

（一）有序推进电价改革是电力市场化改革的核心和先决条件

建立独立的输配电价，理顺价格形成机制，通过市场竞争确定发、售电价，形成完整的电价传导机制，让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系，将从根本上还原价格机制在电力市场中的作用；此外，独立的输配电价也将明确电网企业的投资收益，保障电网企业的可持续发展能力，促进输电网和配电网的协调发展；通过市场竞争形成发、售电价，也将驱动市场主体进行理性决策，避免低水平重复建设和无序竞争。

（1）单独核定输配电价

《意见》指出，输配电价将逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。这将使电网企业摆脱了现行购销差价形成输配电收入的不确定性，更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平。同时，有利于激励电网企业降本增效，保障电网企业在回收合理成本的同时获得合理收益，促进电网的良性发展。按成本加收益方式对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，这是政府加强对网络型自然垄断环节价格监管的重要举措和有益探索。

输配电价是电力产品价值链的中间环节，不仅关系到电网的健康发展，也关系到电价改革的深入推进和电力资源的优化配置。此次输配电价改革试点按国际通行的核价方法监管电网企业收入，标志着我国对电网企业监管方式的转变，完全符合习总书记在中央财经领导小组第六次会议上所提出的“转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系”要求，对于推动能源体制革命、还原能源商品属性具有积极意义。

（2）分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成

关于市场化电价机制的形成，应放开公益性和调节性以外的发供电计划，积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。鼓励发电企业和电力用户（或市场化售电主体）开展电力交易，采用供需双方直接见面的双边交易合约交易模式，通过自愿协商确定电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。

（3）妥善处理电价交叉补贴

《意见》中指出，要妥善处理电价交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。我们认为，这个思路还是符合我国实际的，交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。在我国现有国情下，短期内完全取消交叉补贴是非常困难的。因此，在改革交叉补贴机制的过程中应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业用户和居民的电价承受能力，在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐渐提高居民电价、适当降低工业用户电价，逐步减少销售电价中交叉补贴。

另外，交叉补贴机制改革应考虑民生。普通群众最关心的是电价的上涨会“增加百姓负担”。因此，在交叉补贴改革的过程中应充分考虑到电价的波动对居民的影响。我们之前也做过相关研究，以我国某省为例进行测算，分析取消交叉补贴对GDP及人均可支配收入的影响。我们认为，对居民电价的调整可以考虑通过生命线电价的方式实现，具体而言，就是规定居民用户每人每月用电量在一定标准以下时，仍按现行的优惠电价予以收费，超出此规定范围的电量除收取其电费外可以征收适量的电力普遍服务基金。在以后条件成熟时，再逐步恢复居民用电价格的市场功能。

（二）以双边交易市场为突破口，促进多主体、跨区域市场机制建设

《意见》中对于市场化交易机制的设计，重点强调了规范准入条件，构建长期稳定、体现主体意愿的双边交易市场模式，建立辅助服务分担共享机制，建设多主体、跨区域市场机制等方面内容。这几方面基本囊括了改革过程中市场化交易机制的核心问题。

首先，规范市场准入条件、加强动态监管是实现“完善市场化交易制度”目标的前提。2014年上半年以来，电力用户直接交易市场在全国多个地区开始试点，被认为是比较符合我国实际情况的具有可操作性的市场化改革措施。但由于对地方政府行为缺乏有效规范监管，交易主体的准入条件不规范，导致了变相补贴高耗能企业等一系列问题。未来，市场化程度进一步提高，市场交易也更将广泛，如果市场准入不规范、监管不加强，可能会造成更加严重的后果。因此，可以说这一项规定，既是对过去现实状况的一种矫正，也是对未来双边乃至多边交易的约束，具有很强的针对性。

其次，鼓励建立以双边交易模式为主的长期稳定交易机制符合客观条件。以双边交易模式为突破口推进市场化交易机制建设是可行路径，主要原因在于以大用户直购电为代表的双边交易在我国经过了一段时间的试点，证明是相对而言比较契合我国国情的、具有可操作性的措施，而且一年多的实践也为后续工作积累了一定经验。《意见》中强调“构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式”应该有这方面的考虑。同时，从国际上看，电力市场中普遍存在中长期的稳定合约市场和短期的动态交易市场，这是风险和利益驱动下形成的市场结构。我国还处于电力市场化改革的初期，长期稳定双边市场的建立可以很好的规避由于多方直接交易带来的一些风险，是多方交易的有力补充。但是，该条最严峻的问题还在于，如何监督和协调地方政府的行为和利益，这也是涉及到方案落实过程中比较难操作的环节。我们考虑，在未来细化方案和推出配套措施时，需要重点考虑这问题，最好能从立法上限制地方权限。

第三，短期和即时多方交易符合市场需求。通过洽谈，实现短期和即时多方交易，电网仅仅担任输送职责接收过网费，这是国际上已有的模式。应该说，这是完善市场化交易机制中比较关键的一点，它赋予了发电、售电、用户对于交易对象、电量、价格的自主选择权，而且还能通过实时信息进行调整，是探索“完全市场”的重要一步。但是，相关探索工作还是应该缓慢、有序的展开，因为很多问题（如系统安全可靠性问题、用户权益保障问题、辅助服务问题等）还需在过程中来逐步解决，过快的迈开或者一次跨的太远可能会给市场带来冲击，这也应该引起我们职能部门和相关决策者的重视。

最后，建立辅助服务分担共享新机制是一个解决老问题的新方法。要实现市场化交易，解决好辅助服务是关键。在原来的体制机制下，切实有效的辅助服务责任分担机制可以说几乎是没有的。在本轮改革思路下，配售电业务要放开引入社会资本，对此，电网将不再无条件保障用户的用电需求，此时建立新的辅助服务机制非常关键。《意见》中按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制，主要通过合约方式由发电企业或者电网企业来提供，应该说符合实际情况和大众思想。但是，未来还是应该探索建立“辅助服务市场”等更加灵活的形式。

（三）明确电网企业的定位，建立相对独立的电力交易机构，是提高电力市场竞争公平性与效率的重要举措

以能源革命为背景的新一轮电力改革，是一场打破旧传统，重建价值观，构建新体系的深刻变革，必将推动传统电力企业思想观念、经营目标、管理模式乃至技术路线的重大转变。《意见》指出改革电网企业的功能定位，是使其适应新的角色转换，充分发挥在能源革命中的作用；同时，建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台，是提高电力市场竞争公平性与效率的重要举措。

（1）明确电网企业的定位以及它在电力体系中扮演的角色有利于改革终极目标的实现。电网企业处于联络供需各方的天然枢纽地位，拥有网络基础设施和大数据资源，是发挥产业引导、消费引导和多维资源整合的最佳平台，在涉及多元利益的资源整合中具有不可替代的优势和作用，因此对电网企业的定位改革是整个电力体制改革的重点。电网企业在当前电改进程中成为矛盾的焦点，我们不赞成通过简单拆分来实现表面上的“市场化”。相反，统一电网作为我国电力系统的重要组成部分，正发挥着不可替代的作用。

《意见》指出应遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能，并改革和规范电网企业运营模式。具体地，将改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费，等等。本次改革的思路即是如何激发电网企业的优势，使其做好其他电力企业和政府本身无法做好的事情，同时采取系统的配套的管制与激励政策措施，以及相对应的管理模式来使得电网企业的运作更公开和更有效率，总体来说是符合预期的。

（2）建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台，才能保证电力市场竞争的公正、公平和透明度的更好实现。《意见》指出组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行，并完善电力交易机构的市场功能。电永远是特殊商品，所谓还原它的商品属性，不能片面地理解为一切通过市场来解决，也不能单独依靠市场规律来解决。这个商品的特殊性主要体现在：必须提高其使用效率，必须控制其消费总量，必须控制消费它对环境带来的负面影响，必须是用的越多越贵，必须保证消费者的使用权，等等。因此，电力市场交易就要考虑电力的上述特殊性，保证这些要求能够被满足。

那为什么本次电改提出的是交易机构相对独立？我们在之前的多个课题研究中对交易机构独立的前提条件和可行性进行过系统分析，结果表明：要实现电力交易机构的独立，必须具备三个方面的市场基础条件：一是灵活合理的价格机制，二是严格完善的监管体系，三是坚强统一的大电网平台。只有在以上三个条件同时具备时，电力市场竞争的公正、公平和透明度才能更好的实现，才能为供需两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件，从而为电力交易机构的独立运作提供可观的交易业务总量、可信的交易行为规范、以及可靠的交易物理载体。

但就目前我国电力市场运行状况来看，交易机构独立的三个条件并不具备。在这种情况下，不宜将电力交易机构独立。但是我国未来售电侧放开、大用户直购电交易是改革的重点方向，为推动和实现上述目标，形成具备一定独立性的交易机构也是改革需要，因此就现阶段电力交易机构的“相对独立”是比较可取的过渡手段。

（四）推进发用电计划改革，发挥市场机制的作用

政府制定发用电计划是计划经济时代遗留的产物，在改革开放初期，制定发用电计划主要是解决我国面临的大范围电力短缺问题。随着我国电力工业的发展，当前我国发电装机容量已经基本能够满足各地区用电需求，部分地区甚至出现供大于求的现象。传统发用电计划所坚持的“公平分配”原则，已经无法适应今后发展的需要。一方面，在一定程度上阻碍了高效机组利用和可再生能源发电的消纳；另一方面，也不利于降低工商业用户的用电成本以及提高社会整体的用电效率。此次《意见》中提出的对传统发用电计划改革指导意见，即有序缩减发用电计划、完善政府公益性调节服务功能以及提升需求侧管理为主的供需平衡保障水平三方面内容，对于促进我国电力市场的构建，提高发电企业和用户市场参与积极性都具有重要的现实意义。

第一，放开传统的发用电计划，是发电企业和电力用户参与到电力市场交易的基本条件。只有逐步缩减传统的发用电计划，才能促使电力企业和电力用户真正参与到电力市场交易中来，从而发挥更好的发挥市场优化电力资源配置方面的作用，提高电力企业和用户效益。

但是，在放开发用电计划的过程中一定要注意有序性。发用电计划不能短时间内彻底放开，需要一个循序渐进的过程。在供应侧，各机组的初始投资，使用寿命以及机组状况都不尽相同，各电厂不太可能站在同一起跑线上参与市场竞争，现阶段完全依靠市场可能会造成资源浪费，甚至国有资产流失。在用电侧，一些特殊时段区域电力系统仍会出现一定的电力缺口，需要对用户用电进行计划，保证电力系统安全稳定运行。

第二，电力行业具有一定的公共事业属性，电力用户的用电安全等级也不尽相同。随着发用电计划的放开，完善政府的公益性调节服务功能就显得尤为重要。公益性调节性的发电计划是实施电力普遍服务，保证电力系统安全稳定运行以及社会经济稳定的重要保障。一方面，公益性电力服务是实现电力普遍服务的基础，市场优胜劣汰的竞争原则以及提供电力普遍服务较低的盈利水平，很难激发企业参与的积极性，所以需要政府相关部门制定相应的公益性发电计划，提供电力普遍服务，这一点在《意见》中的第14条也有明确指出。另一方面，系统调峰调频需要的调节性发电计划是可再生能源发电的消纳利用，电力系统安全稳定运行的前提和保证，因此制定合理的调节性发电计划是逐步放开发电计划后政府相关部门必须履行的职责。

第三，随着发用电计划的放开以及可再生能源，分布式电源的集中并网，传统的需求侧单侧随机电力系统将逐步变为供需双侧随机系统，这会对电力系统的稳定运行造成了一定的冲击，增加了调度部门的工作难度。加强电力需求侧管理工作，提高需求侧终端的用电效率，将需求侧的可控资源作为与供应侧等同的可调控资源纳入到电力系统规划运行中，是应对双侧随机电力系统的有效途径。因此，开发需求侧资源、加强需求侧管理、协调供需双侧的可控资源，对于实现电网电力的瞬间平衡具有重要意义，其在提高需求侧用电效率的同时，也一定程度上促进了可再生能源的有序消纳，是实现电力系统清洁、高效、安全发展的重要手段。对此，4月7日发布的《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》(发改运行[2015]703号文件)也充分体现了需求侧管理的重要性。随着售电侧的放开，售电公司也要在政府部门的指导下，配合需求侧管理相关工作的进行，为用户提供相应的合同能源管理，节能服务等增值服务，更好的推动我国需求侧管理工作的进行，在《意见》第19点也明确了售电公司实施需求侧管理的相关职责。

鉴此，放开发用电计划，是市场主体参与到电力市场交易中基本条件。因为安全稳定是电力系统运行的首要原则，放开发用电计划后会对当前的系统运行模式产生一定的影响。如何保证电力系统能够完全稳定运行，保证可再生能源消纳利用，保证用户的用电需求和用电安全，提高用户的用电效率是放开发用电计划后亟需解决的问题。解决这些问题需要政府做好公益性调节性发电计划，保证基本的用电可靠性和电力普遍服务；提高需求侧管理水平，将需求侧可控资源纳入到电力系统运行调度中去，构建供需双侧协调调控电力系统，这也是我们多年以来一直强调的内容。

（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务

稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务是深化电力体制市场化改革、实现我国电力市场公平有效竞争的必经之路。售电侧改革是本轮电改新方案的最大亮点，有序向社会资本放开配售电业务标志着我国一直以来电网公司独家垄断配售电的体制被彻底打破。与法国、英国等国类似，在我国，民营资本也将能够投资新增配电网及成立售电公司。《意见》对市场主体的准入与退出机制、相关权责进行了阐述。

（1）鼓励社会资本投资配电业务

《意见》中提出，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。增量配电投资业务的放开体现了党的十八届三中全会提出的“国有资本、集体资本、非公有资本等交叉持股、相互融合的混合所有制经济，是基本经济制度的重要实现形式，有利于国有资本放大功能、保值增值、提高竞争力，有利于各种所有制资本取长补短、相互促进、共同发展”这一精神。

当前，面对“混改”与“电改”的双重革命，应认清两者的内在联系，促使混改帮助实现电改的最终目标。这里应特别注意的是，电网企业混改不能为了改革而改革，而是要为电改服务，从根本上促进我国电改终极目标的实现。基于我国电力行业的实际情况，在新增配网环节允许民营资本参与是合理的且有利于电力市场健康有序发展的。一方面，新增配网不具有自然垄断属性，与执行电力输配职能的电网公司相比，这些环节的公用事业属性较弱。第二，在新增配网引入民营资本，能够增加其发展活力，有效提高其市场效率以及技术革新，如加快智能配用电系统的建设以及用户侧分布式能源的发展。

在引入多元化资本的同时，政府应完善相应的审查监管职能，在合理的市场机制下，正确引导民营资本的发展。

（2）多途径培育市场主体，并建立市场主体准入和退出机制《意见》提出，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区组建购电主体直接购电，并鼓励符合条件的社会资本、节能服务公司、发电企业等从事售电业务。同时，根据放开售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体准入条件。

这里应明确两个问题，也即新市场模式下市场主体“怎么进”、“怎么动”。“怎么进”也即明确售电主体的技术资质、资金规模，以及相关主体去哪个归口政府部门办理什么手续取得开展相关业务的资质。“怎么动”一是要明确相关主体的权责，二是要明确市场运行的业务流程，告诉相关主体怎么开展交易行为。

此外，市场主体的资质应由相应监管机构来负责审查，做到“有法可依、有法必依、执法必严、违法必究”。要尤其重视中央政府和地方政府两层监管体系的协调运作问题，避免地方政府权利过大的现象。当地方政府手握政策时，拥有绝对话语权的同时也使利益相关方找到了释放寻租的空间，有可能造成98年我国农网改造时出现的地方政府利用手中权力牟利的问题。

（3）赋予市场主体相应的权责

《意见》重点阐述了售电主体拥有的权利与需要承担的责任。

第一，售电主体可以通过多种方式在电力市场中购电，且各市场主体应通过签订合同达成购售电协议。方案提出，售电主体可以向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。同时，售电主体、用户、其他相关方应依法签订合同，明确相应的权利和义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。

第二，鼓励售电主体提供创新服务。《意见》中指出，除传统的售电业务外，鼓励售电主体通过向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值业务。这里，对售电主体帮助用户实现节约用电，促进电力行业的节能减排给予了鼓励，符合当前我国绿色低碳的能源发展战略。为有效促进这一目标的实现，应选择有能力促进用户提高其用电效率，优化用电模式的售电企业或者机构，且这些企业或者机构能够在市场中通过公平竞争的方式来提高用户用电效率或者优化用户用电模式并在此基础上获利。同时，需要对售电主体提供用电服务实行相关政策法规约束，改变其单纯追求售电收入的盈利模式，明确其承担提高用户用电效率、为用户提供需求侧管理服务的责任，将为用户提供高效的用电策略作为其增加收益的主要途径。且政府应对供电可靠性、用电效率改善等情况进行重点配套监管。

第三，对市场主体的权责做出规定。《意见》提出，售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。在售电市场建立初期，这一点尤为重要。但是，各项义务该如何承担、由谁来监督和保障、各项规则该如何制定是亟需解决和重点关注的问题。因此，在进行售电侧电力市场设计时应遵循两个原则：第一，应促进用户不断提高其用电效率，自觉优化用电模式；第二，应引入竞争机制来促进售电主体为用户提高用电效率，而非激励售电主体通过其他不利于节能减排、不利于提高用电效率的促销方式来增加售电量。此外，如何使售电主体在盈利的同时兼顾节能减排以及分布式能源的接入等问题都需要考虑。

总体而言，在我国，要真正实现售电侧放开还有很长的路要走。售电侧市场是需要充分公平有效竞争的市场，如果不能形成有效竞争市场，售电侧放开可能会带来一定的问题。而其有效竞争取决于是否能够形成有序的市场机制和相应的市场结构。我国售电侧改革最终目标是要实现一个竞争性的售电市场，从而提高市场效率、优化资源配置。深化电力市场化改革，提高电网运营效率和供电服务水平，应考虑逐步放开售电侧市场，在不同的发展阶段采用相适应的操作思路。通过售电侧市场的逐步开放，构建多个售电主体，放开用户选择权，形成“多买方-多卖方”的市场格局，构筑“放开两头、监管中间”的行业结构，建立政府监管下的电力市场体系，进而提高效率和服务质量，最终实现增加全社会福利的目标。售电侧市场如何放开，交叉补贴、普遍服务问题如何考虑，市场规则如何设计以维护市场公平和保障市场效率，如何监管多元化市场主体等等问题，都需要引起顶层设计者的关注和慎重考虑。

（六）开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制

积极发展分布式电源、放开用户侧分布式电源市场是促进清洁能源高效开发利用的重要手段之一。分布式发电具有灵活、可控、调节性好等特点，当前以分布式发电和微电网为标志的多元电力供应体系已是当代国际能源技术革命的大势所趋。《意见》中明确了发展分布式电源的指导意见，迎合了当前开源电网的发展潮流。放开电网接入，建立分布式电源发展新机制，对促进我国分布式电源的发展，智能电网技术的发展以及可再生能源的利用都具有重要的现实意义。

第一，明确了分布式电源的运行模式。即采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，这符合分布式电源电能就地消纳的原则，能够充分利用分布式电源的清洁电力，满足用户自身用电需求，同时合理安排剩余电量上网，一方面可以使分布式电源为系统提供一定的辅助服务；另一方面也能够加快分布式电源的资本回收周期。从而进一步促进分布式电源的建设和发展。在技术、经济条件允许的情况下，利用先进储能技术提高分布式发电的灵活可控性，可以提高系统对光伏发电、小型风电等分布式清洁能源的消纳能力和利用效率。

第二，督促各级政府落实分布式发电并网政策，促使电网企业多接纳分布式电源。只有制定完善电源并网规范，才能够保证分布式电源正常稳定运行，进一步促进可再生能源消纳利用，保障电力系统安全稳定运行。随着主动配电网等智能电网的建设，未来双向潮流流动的新型电力系统，电网技术的发展使得系统能够接纳更多的分布式电源。如果电源接入的相关管理规范以及技术标准缺失，就会造成接入的分布式电源技术规格，管理水平参差不齐，一方面这会给电力系统运行调度造成困难，另一方面也会对分布式电源的投资建设造成不良的影响。

第三，全面、科学地放开分布式电源市场，是推动分布式电源发展的重要保障。分布式电源的发展一定要做到因地制宜，进行科学合理的规划，否则可能会造成资源浪费，电源建设成本回收困难，影响当地电力系统安全稳定运行等问题。因此，建设分布式电源要充分考虑各分布式电源投资点的能源资源特性、地理分布特征、电源并网难度、配电网及微网连接合理性和科学性等，在适宜开发分布式电源的地点，支持企业、机构、社区等根据自身特点建设分布式电源。通过政策的合理引导，鼓励多种模式建设投资分布式电源，如专业化能源服务公司与用户合作或者“合同能源管理”模式等。

（七）以完善的立法为基础，强化政府监管、强化电力统筹规划、强化电力安全高效运行和可靠供应是实现改革目标的必由之路

纵观国外成功的规制改革，无不伴随着完善的配套法律配合，电改是关系到我国经济社会发展的重大战略，因此必须做到有法可依、有法必依，同时以立法为基础实现电力系统的统筹规划，保障电力系统的安全可靠运营。方案对完善立法的必要性、电力统筹规划改革的方式和方法进行了重点阐述。

（1）要实现能源革命目标，必须重点改革及切实加强电力行业的统筹规划。

《意见》中重点提到各级电力规划之间的协调问题、电力规划与能源规划之间的协调问题，并且把优化规划和安全运行作为重点任务之一，这充分反映了两者的重要性。

与其他公共事业不同，电力系统是一个连续运行系统，其电能生产、供应、使用是在瞬间完成的，并需保持平衡，因此电力行业的规划、决策与运行天然具有整体性，在规划过程中，必须保持这种天然整体性不割裂，否则不仅必然造成重复建设和资源浪费，还会严重影响电力系统的安全稳定运营。

《意见》中提出，要切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，因此必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。在这方面，综合资源规划应当在电力体制改革过程中占有重要的战略地位。长期以来，节能工作在电力体系中都没有真正作为一项重要工作来实施。满足电力需求增长的传统思维模式是单纯注重增加资源供应，综合资源规划和电力需求侧管理建立了以提高需求方终端用电效率所节约的资源同样可以作为供应方替代资源这样一个新概念，使可供利用的资源显著增加，可节省大量供应侧资源投入，同时提高需求侧用电效率，是可以完全满足用电需求增长情况下的真正意义上的“大节能”。尤其当未来大规模的间歇性随机性的新能源电力接入电网之后，综合资源规划和电力需求侧管理及需求侧响应对于实现电网电力的瞬间平衡具有重大的意义。

（2）强化政府的科学监管是电力体制改革成功实施的保障。

《意见》中提出，要完善电力监管组织体系，保证售电侧改革和用户电力交易的稳妥进行。要实现这一点，必须要完善我国的电力监管组织体系，构建组织结构健全，自律、监督、服务、协调等职能完备的电力监管组织，加强对电力投资、电力行业运营的监管力度，保障新能源的高效开发利用并促进节能减排。同时，各级政府也要做到简政放权、下放电力项目审批权限，正如李克强总理在政府工作报告中提到的，“转变职能的有力推进机制，给企业松绑，营造公平竞争环境”。从电改的角度来讲，就是要进一步转变政府职能，行政审批事项都要规范、简化程序，通过完善市场规则保证市场交易、规划方案的有效落实。用政府权力的“减法”，换取市场活力的“乘法”。此外，建立健全市场信用体系建设也是完成电改目标的重要环节，要推进全电力行业信用体系建设，建立全国统一的信用记录制度和信用信息共享交换平台，并且依法保护企业和个人信息安全。

（3）电力体制改革的成功实施，必须以完善的立法为基础。

目前中央已经正式决定全面建设“法治社会”，电力体制改革作为国家重大改革，必须于法有据、立法与改革有机衔接。《意见》中提出，政府在设计制订适应改革的政策法规和制度框架中应起主导性和决定性作用。下面提出几个关键点：

第一，重新制订《电力法》，并与《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法规相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。

第二，新《电力法》的核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，绝不是仅仅在原来基础上的文字增删修订，而应作“革命性”的重塑。

第三，应当在新《电力法》中做到四个明确：明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务；明确国家电力工业综合资源规划设计主体的法律定位；明确电力市场主体各自的法律定位，尤其是规定电网企业强化公用事业的性质以及作为IRP实施主体的功能定位；明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。

第四，尽快出台与新《电力法》相配套的政策措施，建立相应的监督机制和实施保障机制。

第二篇：关于深化医药卫生体制改革的意见解读

关于深化医药卫生体制改革的意见解读

解民忧

医改向何处去，事关亿万人民健康，千家万户幸福，党中央、国务院高度重视。经过长期酝酿，广泛征求社会各界意见，4月6日，新华社受权发布《中共中央 国务院关于深化医药卫生体制改革的意见》，为涉及广大人民群众根本利益的新医改指明了前进方向。《意见》的提出，是贯彻落实科学发展观、促进经济社会全面协调可持续发展的必然要求，是中国共产党坚持以人为本执政理念的又一具体实践。

根据《意见》，新医改解民之忧的核心举措一是减轻群众负担，突出公益性质。新中国成立以来，中国医疗卫生事业取得了举世瞩目的成就。中国人均寿命从1949年的35岁增长到2007年的72.5岁，全民健康水平明显提高。但是，随着经济社会的快速发展，原有的医疗卫生体系越来越不适应人民日益增长的医疗卫生服务需求，“看病难、看病贵”成为许多普通百姓心头挥之不去的阴影。为解民之忧，新医改在政府、社会、个人的三方利益调整中，突出强调政府的主导作用和基本医疗卫生服务的公益属性。明确提出通过加大投入、强化监管、改善服务等举措，切实发挥政府在制度、规划、筹资、服务、监管等方面的职责，维护公共医疗卫生的公益性，促进公平公正，切实缓解医药费用上涨过快，个人负担过重的问题。

二是扩大保障范围，推进城乡均等。过去，医疗卫生资源配置不合理的问题比较突出，城乡之间、区域之间、不同社会人群之间在享有医疗保障方面存在较大差距。因此，新医改将解决资源配置不合理、推进医疗服务均等化作为重点，明确提出，把基本医疗卫生制度作为公共产品向全民提供，大力发展农村医疗卫生服务体系，争取到2011年，建立全面覆盖城乡居民的基本医疗保障制度和基本药物制度，使基本公共卫生服务得到普及，到2020年，建立覆盖城乡居民的基本医疗卫生制度，实现人人享有基本医疗卫生服务的目标。

三是提高服务质量，完善医疗体制。除了政府投入不足、资源配置失衡之外，体制机制不健全、不合理是造成“看病难，看病贵”的又一主要原因。新医改着重强调政事分开、管办分开、医药分开、营利性和非营利分开的指导思想，明确提出完善医药卫生四大体系，鼓励引导各种社会力量积极参与发展医疗卫生事业，加强医药卫生人才队伍建设，保障医药卫生体系有效规范运转，为实现人人享有基本医疗卫生服务的目标搭建了制度框架。

民惟邦本，本固邦宁。新医改解民之忧，也是在固国之本。

在《意见》指导下，新医改将使有中国特色社会主义制度的社会保障体系进一步完善，人民群众最关心、最直接、最现实的利益问题得到有效解决。这不仅有利于提高人民健康水平，共享社会进步成果，而且对减少社会矛盾、促进社会和谐也将具有积极意义。

“医改”是世界性难题，能否在满足人民不断增长的医疗卫生需要与经济社会可持续发展之间找到平衡，既考验执政智慧，又直接影响全面建设小康社会的进程。在新医改方案酝酿过程中，党和政府积极借鉴国外先进经验，广纳民智，吸取历史经验教训，通过突出强调公益与公平，践行了发展为了人民、发展依靠人民、发展成果由人民共享的执政理念。

党的十七大提出了建立中国特色的医药卫生体制，逐步实现人人享有基本医疗卫生服务的目标。《意见》则为实现这一目标，规划出惠民“路线图”。（窦含章）

设上限

“公立医院提供特需服务的比例不超过全部医疗服务的10%。”这是7日发布的《医药卫生体制改革近期重点实施方案（2009－2011年）》中的规定。

一些公立医院过多设置一些VIP高级病房、特需门诊等特需医疗服务项目，引起社会争议。业内人士指出，限定公立医院设置过多的特需服务，是使公立医院回归公益性的一项举措，也有利于充分利用紧缺的公共医疗资源为老百姓提供服务。

为维护公立医院公益性，缓解老百姓看病就医难题，《实施方案》还明确要推进公立医院补偿机制改革。逐步将公立医院补偿由服务收费、药品加成收入和财政补助三个渠道改为服务收费和财政补助两个渠道。政府负责公立医院基本建设和大型设备购置、重点学科发展、符合国家规定的离退休人员费用和政策性亏损补偿等，对公立医院承担的公共卫生任务给予专项补助，保障政府指定的紧急救治、援外、支农、支边等公共服务经费，对中医院（民族医院）、传染病医院、职业病防治院、精神病医院、妇产医院和儿童医院等在投入政策上予以倾斜。

《实施方案》指出，推进医药分开，逐步取消药品加成，不得接受药品折扣。医院由此减少的收入或形成的亏损通过增设药事服务费、调整部分技术服务收费标准和增加政府投入等途径解决。药事服务费纳入基本医疗保险报销范围。适当提高医疗技术服务价格，降低药品、医用耗材和大型设备检查价格。

一卡通

医保能否跨地区报销？针对许多人的这一期待，7日发布的《医药卫生体制改革近期重点实施方案（2009－2011年）》明确，我国将改进医疗保障服务，推广参保人员就医“一卡通”，实现医保经办机构与定点医疗机构直接结算。

随着人口流动的加剧，如退休后投奔子女、派驻到其他城市工作、进城务工等，越来越多的人在就医中遇到难题－－报销手续繁琐，在不同城市来回奔波。不少人提出，异地医保不解决将制约市场经济下的人才流动和福利社会框架下的异地医疗，希望出台医疗保障转移、衔接、异地看病的切实可行方案，建立跨地区、跨省份的基本医疗转移结算办法，形成全国统一的医疗信息网。

为此，《实施方案》指出，建立异地就医结算机制，探索异地安置的退休人员就地就医、就地结算办法。制定基本医疗保险关系转移接续办法，解决农民工等流动就业人员基本医疗保障关系跨制度、跨地区转移接续问题。做好城镇职工医保、城镇居民医保、新农合、城乡医疗救助之间的衔接。《实施方案》明确，允许参加新农合的农民在统筹区域内自主选择定点医疗机构就医，简化到县域外就医的转诊手续。

此外，为提高基本医疗保障管理服务水平，《实施方案》还提出鼓励地方积极探索建立医保经办机构与医药服务提供方的谈判机制和付费方式改革，合理确定药品、医疗服务和医用材料支付标准，控制成本费用。探索建立城乡一体化的基本医疗保障管理制度，并逐步整合基本医疗保障经办管理资源。在确保基金安全和有效监管的前提下，积极提倡以政府购买医疗保障服务的方式，探索委托具有资质的商业保险机构经办各类医疗保障管理服务。

第三篇：进一步深化电力体制改革的思考档

进一步深化电力体制改革的思考

-2012年是中国开展电力市场化改革十周年。通过改革，极大地增强了电力企业活力，提高了电力供给能力。但是近几年，煤电矛盾不断加剧，发电企业频现巨额亏损，工商企业用电负担沉重，新能源、可再生能源发展受到制约，电力普遍服务不到位。一系列能源领域的突出矛盾，反映出现行电力体制已成为转变经济发展方式、促进节能减排和发展多种所有制经济的重大障碍。当前应进一步深化电力体制改革，从根本上解决这一长期困扰电力工业和经济运行的突出问题。

一、当前电力行业的突出问题

2002年国务院出台《电力体制改革方案》（下简称“5号文件”），对国有电力资产进行重组，成立两大电网公司，五大发电集团和四个辅业公司，组建国家电监会。改革打破了原国家电力公司集发、输、配、售为一体，垂直运营、高度集中的体制，实行了政企分开、厂网分开。改革后形成了五大发电集团与神华集团、华润集团等中央发电企业以及众多地方、外资、民营发电企业多家办电、多种所有制办电的竞争格局。改革前，一年新增发电装机2千万千瓦就是很好的成绩。改革十年，很多年份一年就可以新增装机1亿千瓦，极大地缓解了长期困扰中国发展的电力短缺问题。改革也有力地增强了发电企业活力。在建设成本大幅度上升的情况下，十年来火电工程造价平均降低了一半，企业的投入产出效率明显提高。

但也要看到，电力体制改革只是取得了阶段性进展，5号文件确定的一些重要改革任务尚未落实，如输配分开没有实行，区域电力市场建设受阻，电价改革滞后，积累了一系列新的矛盾和问题。

煤电矛盾周期性发作。进入新世纪以来，煤电轮番涨价、发电企业经营困难。往往越是在迎峰度夏、迎峰度冬、重要节庆期间，煤电矛盾表现越是集中，近两年甚至出现了淡季“电荒”。2008－2010年，整个火电行业亏损达上千亿元，一些发电企业资产负债率甚至超过100%。虽然国家采取了煤电联动、鼓励煤电一体化、电煤限价、实施煤炭储备等措施，但都无法从根本上解决煤电矛盾。

新能源发电困难。中国风电装机容量已居世界第一，太阳能发电增长速度居世界首位。但新能源的实际发电量与设计水平相比有较大差距，“弃风”、“弃光”、限电现象严重，发展难以为继。在发达国家非常普遍的分布式屋顶光伏发电、小规模风力发电、分布式天然气多联产电站在中国举步维艰。

电力节能减排形势严峻。中国电力结构中，燃煤发电量占82%。不同效率机组的供电煤耗从200多克/千瓦时到400多克/千瓦时，相差很大。长期以来，在大部分电力调度中，对高耗能火电机组与高效节能机组、可再生能源发电的机组平均分配发电时间，甚至存在为了完成火电发电量计划，可再生能源发电要为火电让路的情况，等于鼓励了高耗能机组发展，形成了对节能减排的逆向调节。

工商企业用电负担过重。目前，发电企业的上网电价是0.3－0.4元/千瓦时，而工业企业实际用电成本一般要比上网电价高一至两倍，东部地区商业企业大都在1.2元以上。企业普遍反映，电网收费环节多，实际用电支出远高于国家目录电价，甚至达到一些发达国家水平，在很大程度上影响了企业的国际竞争力。

二、电力行业矛盾的成因分析

电力行业近年来之所以出现上述突出矛盾和问题，源于2002年以来的改革没有从根本上解决计划与市场的矛盾。

传统的计划管理方式仍在延续。一般说来，发电企业的销售收入等于电价乘以电量（收入=电价×电量）。目前，上网电价由政府审批决定，发电量由地方政府下达的生产计划决定。作为一个企业，在产品产量和定价上没有自主权，这在市场化改革三十多年后的今天是一个罕见现象。人为设定的电价和发电量计划几乎不反映供求关系，也无科学依据。当电煤价格上涨或下跌时，发电企业无法自主调整、应对成本变化因素。地方政府在制定发电量计划时，基本上是按机组户头平均分配发电时间。火电机组一年可以发电6000多小时，往往只给4000－5000小时。对这部分计划内电量，电网企业按国家规定的上网电价进行收购，计划外电量则降价收购。当电煤价格大幅上涨时，火电厂超计划发电甚至造成亏损。越是煤电矛盾突出的时候，企业的发电积极性越低。在全国发电能力充裕的情况下，不合理的制度安排造成了“电荒”。

电力市场发育不足。2002年以来的改革，只是在发电领域初步建立了竞争格局，输电、配电、售电环节仍然维持了上下游一体化的组织结构。电网企业集电网资产运营、工程施工建设、电力系统调度、电量财务结算于一身。有的电网企业通过大规模收购兼并，将业务延伸至设备制造领域，对电网设备（如变压器、继电器、开关、电表、电缆电线等）形成生产制造和采购使用的内部一体化。发电企业和电力用户没有选择权，阻断了供求双方的直接交易。其他施工企业无法参与竞争，输变电设备制造业界反映强烈。有的电网企业大规模投资收购境外的发电、电网甚至矿业资产，而国内的农网改造工程和无电地区电力建设资本金却全部要国家财政出资；以系统安全、接入标准等理由，限制新能源发电上网；上收五大区域电网人、财、物资源配置权，使5号文件规定的区域电力市场进一步萎缩。现在，电网的购电、售电差价在世界上名列前茅，但资产收益率仍然很低。由于电网调度、交易、财务缺乏透明度，造成其高差价、低收益的内在原因一直是个谜。深化电力体制改革已经到了刻不容缓的地步。

电力体制的进一步深化改革存在的问题点评

电价改革作为电力体制改革的核心问题，自去年写入政府工作报告后，就一直被社会各界寄予厚望。其实，2009年除了在年底调整销售电价、优化上网电价及大用户直购电试点工作取得初步进展外，电价改革尤其是电力体制改革处于停滞状态。

改革停滞

全国政协委员、中电国际董事长李小琳5日接受中国经济时报记者采访时说：“事实上，在2002年实现厂网分离、电力行业重组之后，电价机制改革、电网企业主辅分离、输配分开等方面的改革进程都比较缓慢，相关的市场化改革也没有取得真正惠及民生的效果。”

李小琳表示，电力行业作为一个公共基础性产业，其改革效果并没有实现社会福利的最大化。特别是面对我国加快经济增长方式转变的迫切要求，作为基础能源产业，电力体制的进一步深化改革，是难以绕开的一个重要环节。她认为问题主要有：

第一，电价机制改革滞后，定价机制没有理顺，电力企业因成本传导受阻而经营风险加大。虽然我国多次提出要完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，但实际上并没有完成相应的改革目标。我国目前的电价水平，还是主要受固定资产投资等因素的影响，与发电企业的煤耗关系并不大，而作为临时解决方案的煤电联动机制无法及时启动，导致发电企业的发电成本无法得到有效传导。

第二，电源结构比例不平衡，电网基础设施的配套滞后制约了清洁能源的快速发展。目前我国电力还是以火电为主，从1991年开始，火电占总装机容量的比例一直都保持在74%以上。2009年底水电占22.51%、核电占1.04%、并网风电占1.84%，电力结构发展不平衡。近几年来，虽然风电、核电等新能源发展速度很快，并网风电2009年同比增长了92.26%，但是由于电网建设滞后导致清洁能源上网困难，这一问题目前已经造成了资源和投资的低效甚至浪费。

第三，缺少对相应行业监管职能的配套改革，第三方行业机构没有发挥有效的市场监管作用。2002年厂网分离之后，改革主要集中在发电侧和供电侧，而整个行业的统一规划、先进技术、有关数据统计、电力交易等，都缺少第三方机构的有效参与，对于行业发展中的问题没有及时掌控、采取有效解决措施，电力企业没有足够的危机处理能力。

大用户直购电是“零和游戏”

停滞的电力体制改革如何突破？全国政协委员、大唐集团原总经理翟若愚4日对本报记者说，只有坚持市场化方向，电力体制改革才能有出路。而对于其他，这位老电力不愿意再多谈一句。

而在电力行业中素以敢言能言著称的全国政协委员、中电投总经理陆启洲，从全国政协十一届三次会议开幕以来，一直回避着媒体，3月5日小组讨论结束之后，在记者的围堵下，他终于就电力体制改革谈起了深思熟虑后的看法。

从江苏、湖北电力公司总经理至国家电网公司副总经理，2007年转任中电投总经理，用陆启洲自己的话说：“我是搞技术出身，在电力行业摸爬滚打了42年。”

陆启洲说，电力行业能够竞争的两个环节，一个是发电环节，一个是用电环节，这两个环节完全可以进行市场化。这两个环节，无论是发电运营商还是用电客户，要有选择权，没有选择权就没有市场化。

他在简单回顾了我国电力体制改革过程之后表示，充分发挥市场配置电力资源的基础性作用是电力体制改革的最终目的，实际上就是使发电商和用户在市场上有选择权。

陆启洲说，现在电力体制改革基本上属于停滞状态，主要是因为电力体制改革下一步的难度比较大，即输配电分开的难度比较大，所以就提出了一个过渡办法，就是大用户直购电。

“现行的电价制度是发电企业、电网、用户处于同一个电价空间，谁都想在这空间里面谋利，你得利肯定要损我，利己必损人，这套游戏就是利己必损人的零和游戏规则。”

电网不能成为市场化主体

“电力体制改革分两个方面，一个电力体制本身的改革，改革的要害就是还原电网企业的自然垄断属性。现在电网企业承担了大量的政府职能，应该把电网企业所承担的政府职能剔除。”陆启洲对本报记者说，电网企业是电力市场的载体但不能成为电力市场的主体。

电力体制改革另外一个方面就是电价问题，电价改革要使电价回归它的市场属性，电价要能够反映成本，反映供求关系，反映资源的稀缺性。而不是把电价作为一个宏观调控的工具来使用。

“大家对电力体制改革比较关心，归根到底就是这两个问题，所有的电力体制改革都应该围绕这两个问题来开展。”陆启洲说。

对于电力体制改革取向，李小琳也持相同观点，她对本报记者说：“改革的目标在于形成一个更加公平高效的市场。”她建议，形成一个系统性的改革方案，真正实现政企分开，明确第三方机构的行业服务职能和政府机构的市场监管职能，增强中央和地方对电力能源基础产业的统筹协调。

电力行业面临四大问题，应深化电价改革

近年来，我国电力工业发展迅速，成绩斐然，举世瞩目。但与此同时，电力行业也长期存在一些体制性、结构性问题，致使“电荒”有成为常态的趋向。

中国电力国际有限公司董事长李小琳说，当前电力行业面临四大日益凸显的矛盾和问题。一是电力体制改革滞后。2002年实现了“厂网分离”改革之后，在发电侧引入了竞争机制，但由于自身产业链、价值链的局限，无法将本身激烈竞争带来的效益传达给最终用户，无法实现社会福利的最大化。改革的滞后，导致煤电关系至今尚未理顺，火电连年巨额亏损，严重挫伤了发电企业的积极性，局部地区出现“电荒”危机。

二是结构性矛盾突出。随着工业化、城镇化进程加快和消费结构持续升级，能源需求呈刚性增长。同时，火电连年巨亏，可持续发展遭遇严峻挑战。去年前三季度，火电、风电投资同比负增长，火电新投产、新开工及在建规模持续减小。

三是环境压力日益增大。以煤为主的资源禀赋现状，决定了我国以火电为主的历史事实，也决定了今后将长期以火电为主；但过度、无序、低效的开发，也给生态环境造成了隐忧。

四是自主创新能力不强。目前火电能效利用率较高的也就40%左右，风能整机效率只有30%至40%；特别是新能源产业，一些关键零部件、材料依靠进口，缺少自主知识产权。

李小琳建议，为促进电力行业持续健康发展，国家应抓住当前有利时机，加快推进电力体制改革，理顺价格等相关要素关系；同时，电力企业也应在结构转型中承担起更重要的使命。

第一应深化电价体系改革，理顺价格机制，使得发电环节的竞争和经济效应，传导到最终的消费端。

第二，应推进煤电联营，加快煤电基地建设。国家宜设立专门的煤电联营的协调组织，破解“煤电顶牛”僵局，引导推进煤电联营、一体化；应加大力度整合煤炭产业，提高央企对煤炭资源的控制力。

第三，应积极发展新能源、清洁能源，为电力能源的可持续发展开辟新路。应尽快制定国家层面的清洁能源技术创新规划，提高我国在一些核心关键技术的创新力度；在大规模建设的同时，提升清洁能源的利用效率；构建我国清洁能源的产业集群。

第四，基于我国的资源禀赋和电力需求现实，在把新能源作为战略产业的同时，仍然不能忽视传统电力能源的优化升级

电力企业在低碳经济中面临的挑战与应对策略

全球气候变暖是当前人类社会所面临的最大挑战之一。减排CO2是应对气候变暖的关键所在。2003年，英国政府公布的能源白皮书中，首次提出了低碳经济的发展理念，倡导通过减少CO2排放来改善全球的气候条件；通过提高能源供应的多样化来调整能源结构，降低能源的供应与经济风险；大力发展低碳技术，引领科技创新。

低碳经济的提出，刮起了一股涉及生产模式、生活方式、价值观念和国家权益的全球性革命风暴，代表了从工业文明向生态经济文明的巨大进步。

发展低碳经济是贯彻科学发展观，走可持续发展道路的本质要求，有利于转变经济发展方式、提高我国的核心竞争力；有利于融入世界最新的经济发展与技术革新浪潮之中，提高对全球性经济风险的抵御能力；有利于树立负责任大国的国际形象，化解国际压力，提高国际影响力；是我国建设资源节约型、环境友好型社会，建设创新型国家的必经之路。发展低碳经济对中国具有重要的现实意义和战略意义。1 低碳经济模式下电力行业的关键性转变

在我国，电力碳排放具有总量大、增速快的特点，电力行业CO2排放量远超发达国家与全球平均水平。在低碳经济模式下，传统电力行业无论在其所面临的外部环境还是内在的发展模式上，都将面临巨大的转变。

（1）电力行业面临新的机遇和发展模式。电能是典型的二次清洁能源，其终端消费具有明显的低碳优势，从而为行业的快速发展提供良好条件；我国减排立法、碳税、碳配额、碳交易机制等宏观调控与经济手段的引入，为电力行业未来的发展构建了一个全新的宏观经济环境与政策环境；各类低碳技术的应用为电力行业的发展带来了新的机遇与挑战，碳减排将成为电力行业可持续发展的重要目标之一，从而改变电力行业的发展模式，并在行业内部各个环节引入“碳约束”机制。

（2）电力行业面临全新的运行模式。在低碳环境下，将使电力行业呈现出明显的低碳特性与全新的运行模式，并广泛地影响电力系统的投资、规划、调度与运行等环节。

因此，电力行业必须分析低碳机制引入对电力行业各个环节的影响与挑战，提前做好部署与规划，以便为我国电力行业的低碳化发展提供理论支撑。2 发电企业所面临的风险、挑战及其应对策略

2.1 发电企业面临的风险与挑战

在低碳环境下，发电企业将遭遇极大的经营风险，这种风险主要来自于全社会对环保的关注、宏观行业政策的不确定性以及碳市场上碳价的波动。

（1）环保风险。当发电企业未能满足环保要求时，将被取消生产资格或处以罚金。所以，环保风险将提高传统发电企业尤其是火电企业的经营成本，将会对火电厂的发电能效与清洁程度提出新的要求。

（2）政策风险。由于发电机组的服役期较长，需要考虑相当长一段时间内的政策走向，以规避政策风险

（3）市场风险。市场风险是发电企业在低碳经济中面临的最为直接的风险因素。碳排放额度具有典型的金融特性，有较高的流动性，且几乎覆盖大部分重要的工业部门。

2.2 发电企业的应对策略 发展新能源技术

新能源技术主要包括可再生能源和传统能源的清洁利用。大力发展新能源技术，优化企业电源结构，具有重要意义：可以提高电能生产的清洁度、提高能效、降低碳排放；可以提高技术水平与可持续发展能力，以提前适应各类低碳政策的颁布，规避政策风险；可以降低整个电源资产整体的碳排放水平，以规避因实施碳税或市场碳价波动所带来的经济风险。3 电网企业所面临的影响、挑战及其应对策略

3.1 电网企业面临的影响和挑战

电网是连接发电侧与用电侧的枢纽，也是实现发电侧与用电侧低碳效益的重要载体，为低碳能源的接入并网与低碳用电技术的运用推广提供了重要的支撑作用。发展低碳经济将带来很多新的低碳要素，为电网企业的运营发展带来如下影响和挑战：

（1）各类低碳电源与低碳技术的并网运行将改变传统电力系统的运行方式。要求电网应能对各类低碳技术的运用与发展提供良好的支撑，并对电网运行的安全性、稳定性、可控性与灵活性等方面提出了新的要求和挑战。

（2）各类低碳宏观政策与市场机制的引入将为电能的生产、传输与使用带来“碳成本”。电网企业必须综合考虑各类低碳政策和机制的影响，以使企业的发展战略与国家的宏观规划相吻合，并满足我国发展低碳经济的内在需求，（3）低碳经济增加了电力系统运行难度，亟需科学、高效的发电调度方式。积极探索低碳经济背景下的科学、高效的发电调度方式。

3.2 电网企业的应对策略分析

根据业务职能的不同，电网企业分为规划、调度、生产技术、交易、营销等不同的部门，在低碳经济背景下很多部门都将遇到新的问题与挑战，因此，各部门应互相协调，明确分工，各自承担相应的责任与义务，共同适应低碳经济发展的需求，并承担CO2减排的压力。

3.2.1 电网规划部门的应对策略分析 以风电为例，我国大部分风力资源都分布在北部，而当地负荷水平较低，无法消纳大量的风力发电量，因此，电网建设的滞后将极大地制约可再生能源的大规模发展。

3.2.2 电网生产技术部门的应对策略分析

发展低碳经济、减排CO2主要是为了应对温室气体产生的温室效应导致全球气候变暖，而电网运行中也存在着一定的温室气体排放，在未来发展中，该数值将继续增加，不可忽视。

3.2.3 电网调度运行部门的应对策略分析

低碳经济将对电网的调度技术提出新的要求，低碳将继安全、经济之后成为电力系统调度运行中的重要目标之一，与此同时，以风电为主的可再生能源将得到蓬勃发展。但风电出力具有较强的随机性、间歇性与不可控性的特点，将对系统运行的安全与稳定控制带来更高的要求，面临严峻的挑战。为此，电网调度运行部门可采取的主要应对策略如下：

（1）针对各类新型火力电源的调度特性采取精细调度。

（2）针对可再生能源的运行特性引入相应的并网运行调度技术。

（3）发展面向低碳目标的电力调度技术。优化的调度技术可调整不同机组的发电量，从而改变整个电力系统的CO2排放量。

3.2.4 电力市场交易部门的应对策略分析

在我国电力市场中，电网企业是单一购电方，负责市场计划的落实、校核与执行，承担着市场运营的重要职能。电网企业应深入探讨和设计与低碳经济相适应的电力市场体系与市场模式，引入相应的电力价格形成机制与电力市场交易体系，以控制电力市场风险，满足电力交易需求，提高电力市场的竞争性，降低交易成本，实现电力交易与碳交易的良好衔接与协调运行。

3.2.5 电力营销部门的应对策略分析

（1）基于低碳的购电成本分析与购售电策略。碳交易、碳税等政策的引入将为电力生产带来“碳成本”，从而相应改变电网企业的购电成本，而购电成本的变化将影响电网企业的赢利空间。

（2）提倡低碳用电技术，提高电能的市场覆盖率，实施积极的营销策略。4 相关政策建议

4.1 针对发电环节的政策建议

应在科学发展的前提下加快各类新能源的规划与建设步伐。政府应在研发激励、价格补贴、财税优惠、环保评测、装机限额等方面，给予扶持与支撑，以促进各类新能源的快速、健康发展。4.2 针对电网环节的政策建议

在低碳经济中，加快电网建设对电力行业的低碳化发展具有关键意义，因此，建议政府相关部门：

（1）根据国家能源发展战略实现科学的电网规划，使其与电源规划，尤其是可再生能源的发展规划相配套，并适应大规模发展电动汽车等产业政策的需求。

（2）大力发展高效的输配电技术，替换落后的输配电设备，并积极探索电力系统高效的运行方式，引入基于低碳目标的新型发电调度方式，实施内部挖潜，向机制与管理要效益。结语

发展低碳经济将全方位改变传统电力行业的发展模式，为电力行业的可持续发展带来巨大的风险与挑战。低碳发展理念的渗透与低碳技术、低碳政策等各类低碳要素的引入，为发电企业和电网企业的生产、运营与发展带来了广泛的影响，其影响涉及环境、政策、市场与安全等诸多层面。

第四篇：关于进一步深化农村金融体制改革的指导意见

省人民政府关于进一步深化农村金融体制改革的指导意

见

各市、自治州人民政府，各县(市、区、特区)人民政府，省政府各部门、各直属机构：

为深入贯彻落实第四次全国金融工作会议、省第十一次党代会和全省金融工作会议精神，根据《中共中央关于推进农村改革发展若干重大问题的决定》(中发〔2008〕16号)和《国务院关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》(国发〔2012〕2号)，现就进一步深化我省农村金融体制改革提出以下指导意见：

一、总体要求和主要目标

(一)总体要求。以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，大力解放思想，坚持发挥市场配置金融资源的基础性作用，坚持农村金融创新与监管并重，不断深化农村金融体制改革。根据农业和农村经济发展的客观需要，围绕我省“十二五”规划和“三农”工作目标，以服务“三农”为根本方向，充分发挥政策性金融、商业性金融和合作性金融的作用;以推进农村金融服务全覆盖为工作重点，不断完善农村金融组织体系;以推动农村金融创新为根本途径，不断提高农村金融服务水平;以加大政策支持为有效手段，不断深化农村金融体制改革。

(二)主要目标。到2015年，基本实现我省农村金融服务全覆盖，农村各类金融主体特别是农村合作金融机构的支农实力、竞争力和抗风险能力显著增强，农村金融服务功能不断完善，涉农融资结构明显优化，农村金融发展的政策支持体系基本建立，农村金融供求矛盾得到有效缓解，初步建成与我省农村经济社会发展相适应的多层次、广覆盖、防风险、可持续的农村金融体系。

二、大力实施金融服务乡镇全覆盖工程

(三)支持政策性银行和商业银行增设分支机构。鼓励和支持农业发展银行增设和完善县级机构。鼓励和支持国有商业银行在有条件的县(市、区、特区)及乡镇增设分支机构，重点增设具有信贷功能的营业机构。支持农业银行探索“三农金融事业部”改革。鼓励和支持股份制商业银行和地方银行向市(州)和县域延伸机构网点。

(四)深化农村合作金融机构改革。引导农村信用社实施分类推进改革，保持县域法人地位稳定，按照“成熟一家、组建一家”的原则，加快农村商业银行组建步伐，2012年底前将资格股全部转换为投资股，完成25家以上农村信用社(合作银行)改制组建为农村商业银行。鼓励省内外企业投资入股农村商业银行，优化股权结构。2015年底前全面完成全省农村合作金融机构股权改造工作，最大程度地提高法人股比例，将城区所在地联社(合作银行)法人股比例提高到35%以上;县域联社(合作银行)法人股比例提高到20%以上。支持农村合作金融机构便民服务点向正式网点转化，到2015年正式网点实现乡镇全覆盖。

(五)推动邮政储蓄银行分支机构建设。鼓励和支持邮政储蓄银行设立县级分支机构并在乡镇布局增设网点。在有效防控金融风险的前提下，探索扩展代理网点的业务范围，加强农村金融精品网点建设。

(六)加快发展新型农村金融机构。大力引进和鼓励省内外符合条件的银行业金融机构、大中型企业和民间资本在县域发起或参与设立村镇银行。到2015年全省所有县(市、区、特区)至少成立1家村镇银行。引导具备条件的村镇银行向乡镇延伸。在有条件的地区鼓励和支持农民、农村小微企业参与设立农村资金互助社。

(七)建立健全农村保险服务网络。支持内控严密、管理规范、效益良好的保险公司向县域、乡镇延伸机构。推动商业保险农村服务网点建设。创新农业保险经营组织形式，鼓励试点相互保险组织。

(八)构建多层次的农村融资担保体系。引导各类经济实体、社会资金以及外资在省、市(州)、县及乡镇参与组建融资性担保机构，鼓励融资性担保机构设立分支机构。加快推动成立省信用再担保机构。鼓励有条件的市(州)和县(市、区、特区)设立专门为现代农业服务的融资性担保机构，逐步建立覆盖省、市(州)、县三级行政区域的农村融资担保体系。引导农户和农村小微企业、各类组织以入股方式加入互助式信用担保机构。建立健全全省融资担保协会，通过行业自律促进融资性担保机构依法合规经营。

(九)大力发展小额贷款公司。鼓励多元化投资，在不违背国家法规政策的前提下，适当放宽单一投资者持股比例限制，调整准入门槛，根据经济发展水平分别制定省、市(州)、县设立小额贷款公司的注册资本要求，并在完善相关配套政策和风险防控等措施后，下放设立和变更事项审批权。到2015年实现小额贷款公司在全省乡镇的全覆盖。探索允许经营管理规范、风险控制良好的小额贷款公司跨区域经营或设立分支机构。支持具备条件的小额贷款公司改制为村镇银行。

三、建立健全农村资金回流机制

(十)引导政策性金融加大对“三农”的资金支持。鼓励和支持农业发展银行围绕保障国家粮食安全和主要农产品市场稳定、支持农业农村基础设施建设两大重点任务，着力发展以粮油收储、加工、流通为重点的全产业链信贷业务，着力发展以支持新农村建设和水利建设为重点的农业、农村基础设施建设中长期信贷业务，加大对农业科技的贷款支持力度。鼓励国家开发银行加强县域信贷平台建设，到2015年各县(市、区、特区)至少有一个信贷平台承担贷前调查和贷后管理任务。探索创新农业产业化开发扶贫、生态移民搬迁、“三位一体”(水利建设、生态建设、石漠化治理)规划的金融扶贫方式。

(十一)鼓励银行业金融机构加大对县域的信贷投放。适当下放县域分支机构的贷款管理权限，对信贷总量大、管理规范的县支行，探索开展省分行直管县支行试点。创新管理和考核机制，简化信贷审批程序，县域内银行业金融机构新吸收的存款主要用于当地发放贷款，县域法人银行业金融机构新增可贷资金70%以上用于当地发放贷款。

(十二)推动邮政储蓄银行增强信贷能力。进一步理顺邮政储蓄银行内部管理机制，促进县(市、区、特区)和乡镇营业机构由吸储为主向吸储和放贷并重转变，持续增加信贷投放力度，逐年提高存贷比。鼓励邮政储蓄银行加强与其他金融机构的合作，通过资金拆借等方式将资金更多用于当地。

四、提升农村金融服务水平

(十三)推进农村金融服务方式创新。积极向中央有关部门申报设立县级全国农村金融改革试验区。引导银行业金融机构改进金融服务流程，开发差异化信贷产品，探索发展“公司+农户”、“公司+专业合作社+农户”、“信用社+农户+龙头企业+保险公司+政府”等新型信贷模式。探索和推进多种形式的抵(质)押贷款品种，逐步扩大林权抵押贷款，稳步推进农村土地承包经营权和宅基地使用权抵押贷款试点工作。积极推行银行卡助农取款服务，2013年全面实现“银行卡助农服务村村通工程”。在农村地区推广使用电话银行、网上银行等业务，积极开展农村地区金融机构银行本票、商业汇票、支票等支付结算业务试点。

(十四)充分发挥政策性农业保险的功能和作用。不断完善各级政府对“三农”保险的补助机制，积极扩大政策性农业保险试点品种和地域。引导保险机构参与新型农村合作医疗管理。探索通过保险提高被征地农民养老保障水平的有效方式，逐步建立农村计划生育家庭养老保险制度。

(十五)充分发挥资本市场服务“三农”的积极作用。积极培育涉农企业上市资源，大力推动农业产业化龙头企业上市融资和再融资。鼓励符合条件的农业产业化龙头企业发行企业债、中期票据、短期融资券，鼓励农村小微企业发行小微企业集合票据、集合债券。引导上市公司、创业投资企业和股权投资企业的资金投向，多渠道支持“三农”建设。鼓励有实力的农业企业开展农产品期货交易，充分发挥期货的价格发现和套期保值功能。

(十六)增强融资性担保机构担保能力。鼓励融资性担保机构通过再担保、联合担保以及与保险相结合的方式加大对“三农”的融资服务。县域内凡有财政投资入股和补贴的担保公司，要在担保总额中安排30%为“三农”贷款提供担保。推动建立银行业金融机构与融资性担保机构的风险分担机制，合理确定担保放大倍数，推进涉农贷款担保创新。对融资性担保机构为“三农”贷款提供担保服务并符合信贷条件的，鼓励银行业金融机构适当放宽合作门槛和贷款审批条件，简化贷款手续，提高贷款办理效率。

(十七)增强小额贷款公司服务“三农”能力。鼓励小额贷款公司增资扩股，增强放贷能力。在控制风险的前提下，探索拓展小额贷款公司的业务领域。对服务“三农”、运作规范、风险可控的小额贷款公司，鼓励银行业金融机构提供融资支持，增强其后续融资能力。

五、加大财税政策和货币信贷政策支持力度

(十八)发挥财税政策的杠杆作用。落实涉农贷款税收优惠，完善涉农金融机构定向费用补贴和涉农贷款增量补贴政策，引导更多信贷资金和社会资金投向农村。对在县域及乡镇新设立的金融机构，当地政府可给予一定奖励。对发放的“三农”贷款和小微企业贷款，可按贷款新增额由当地政府给予一定的风险补偿。鼓励金融机构依法及时核销“三农”贷款和小微企业贷款呆账。对农业产业化龙头企业上市，发行公司债、企业债、中期票据和短期(超短期)融资券的，各级政府可分别给予适当补贴。逐步扩大政策性农业保险品种，增加保费补贴范围。引导建立健全农业再保险和巨灾风险分散机制。各级政府视财力状况，逐步健全融资性担保机构资本补充和风险补偿机制，建立完善农业信贷风险分担与补偿机制;省工业和信息化专项资金要进一步加大对省内符合条件的融资性担保机构的补助力度和规模。

(十九)发挥货币信贷政策的引导和激励作用。鼓励在黔金融机构积极向其总部争取对我省的政策倾斜，加大对我省“三农”发展的支持力度。加强“窗口指导”，引导涉农银行业金融机构调整信贷结构，在资金运用上向“三农”倾斜。充分用好支农再贷款、再贴现和差别存款准备金率等货币政策工具，灵活调剂辖内支农再贷款限额，重点支持涉农贷款比例较高、经营稳健的地方法人县域存款类金融机构。

六、强化农村金融体制改革的组织保障

(二十)加强组织领导。各地各部门要把农村金融体制改革摆上重要议事日程，从组织保障、政策支持、工作部署、法制环境等方面，加强和改进对农村金融体制改革的组织领导和协调服务，引导和推动建立现代农村金融制度。建立健全相关职能部门的工作协调机制，合力加强对涉农金融机构的管理、协调和服务。

(二十一)完善农村金融监督管理。鼓励金融监管部门继续完善涉农金融机构差别化监管政策，适当提高监管容忍度，支持和鼓励涉农金融机构开展业务创新。加强各类涉农金融机构监管，切实防范金融风险。各级政府要切实履行对融资性担保机构、小额贷款公司的监管责任，确保其持续健康发展。

(二十二)健全农村社会信用体系。建立健全信用联合奖惩激励机制和农村社会信用体系运行机制，以创建信用户、信用村、信用乡镇、信用县(市)为载体，努力构建县(市、区、特区)、乡镇、村、涉农金融机构、农户“五位一体”的农村信用体系。坚决制止和打击逃废金融债务的行为，提高涉农金融案件执行力度，依法维护金融机构合法权益。规范和引导民间借贷健康发展，依法打击农村地区的非法集资和非法金融活动。

(二十三)强化分工协作。积极争取中央加大对我省扶贫贷款贴息、保费补贴、基础金融服务薄弱地区定向费用补贴等的支持力度，抓紧制定和落实扶持农村金融发展的政策措施。结合农村产权制度改革，加快农村各类产权的确权、登记、发证工作，加快发展农村产权评估机构，规范农村各类产权的评估工作，切实降低各类收费标准，逐步建立健全农村产权交易体系，积极为农村金融业务创新创造条件。要在工商登记、税收优惠、机构选址、人才引进等方面给予支持，推动涉农金融机构加快发展。加大金融知识宣传和普及力度，以农民和农村小微企业喜闻乐见的形式，送金融知识下乡，逐步增强金融意识;创造有利条件，培养和引进农村金融人才;加强对领导干部尤其是农村干部的金融知识培训，不断提高运用金融政策和工具的能力。

2012年7月8日

第五篇：进一步深化农村卫生体制改革的实施意见

进一步深化农村卫生体制改革的实施意见

进一步深化农村卫生体制改革的实施意见

各镇人民政府，市直有关部门：

为进一步深化农村卫生体制改革，理顺农村卫生管理体制，进一步全面提高我市小康社会水平，提升我市在全国综合实力“百强县”中的位次，在全市建立起与我市经济、社会发展水平相适应的农村卫生服务体

系，形成新的管理体制和运行机制，切实保障农民身体健康，配合好我市正在实施的建立和完善新型农村合作医疗制度工作，根据中共中央、国务院《关于进一步加强农村卫生工作的决定》（中发【2002】13号）（以下简称《决定》），省委、省政府《关于进一步加强农村卫生工作的意见》（鲁发【2003】号）（以下简称《意见》）及济宁市委、市政府《关于进一步加强农村卫生工作的实施意见》（济发【2003】11号）（以下简称《实施意见》，结合实际情况，制定我市卫生院体制改革的实施意见。

一、指导思想

认真践行“三个代表”重要思想，贯彻落实《决定》、《意见》和《实施意见》精神，结合实际，推进体制创新和机制转变，合理规划，调整布局，优化重组卫生资源，建立由政府举办、布局合理、机制灵活、医疗服务水平和效率高、以承担公共卫生服务和基本医疗服务职能为主、能充分发挥农村卫生服务网络枢纽作用的镇卫生院，促进全市农村卫生事业的发展。

二、目标任务

2006年完成全市镇卫生院改革任务，将镇卫生院上划市政府管理，原则上每个镇必须有一所政府举办的卫生院。其性质为非营利的公益性事业单位。其职能以公共卫生服务和提供基本医疗服务为主，综合提供预防、保健和卫生监管。

三、基本原则

（一）坚持有利于加强农村卫生工作，有利于提高农村卫生防保应急处理能力，有利于提高农民健康水平和生活质量的原则。坚持合理布局，优化资源配置，规范医疗市场，推进乡村卫生服务管理一体化建设，最大限度发挥现有卫生资源作用的原则。

（二）坚持分类指导、稳妥推进，在镇党委、政府组织领导下，实行一镇一策、一院一法，成熟一个、上划一个的原则。坚持区分不同情况，不搞一刀切，条件成熟几个上划几个，稳妥推进保持稳定的原则。对暂不附合政府举办条件（无经营场地、无资产、人员已分散单干，各自独立核算或不愿意上划者）的镇卫生院，可实行“分步到位”，待条件成熟后再上划管理。

（三）坚持“谁主管、谁负责”，“先改革、后上划”，创新体制和机制，明晰产权关系并依法处置资产的原则。坚持每个卫生院必须有自己的独立的营运场所的原则。卫生院资产所有权不变，即全民所有制或集体所有制性质不变。

（四）坚持市委、市政府统一领导，坚持自觉维护全市改革、发展和稳定大局，确保上划期间以及上划后的稳定。好范文版权所有

四、改革内容

改革现有镇卫生院管理体制和运行机制，建立精干高效的农村卫生管理体制，形成有生机活力的用人机制和分配激励体制。在完成改革任务的基础上，再上划市政府管理。

（一）清产核资及资产处置

由卫生局、镇政府、财政局和审计局等部门联合成立清产核资小组，对镇卫生院的固定资产、流动资产、债权债务、欠缴的各类保险金和2003年－2005年期间镇政府欠拨的经费进行清理、评估、核资和产权界定。清产核资既要保证国有资产不流失，又要保护集体和个人的利益。

清产核资后，各卫生院必须达到产权明晰，债权债务明晰，欠缴的各类保险金额明晰，2003－2005年期间镇政府欠拨卫生院经费数额明晰。镇政府欠拨卫生院的2003年－2005年期间经费应足额补全，部分卫生院门诊点欠缴的管理费应足额补缴。对有效债权应由原单位组织追偿。镇政府欠拨的经费、部分门诊点补缴的管理费以及各类追回的债务主要用于卫生院职工的各类保险金缴纳和其他改革。对确已无法追偿的呆坏帐，经全体职工讨论同意后，报相关部门批准核销。镇政府欠拨的经费、部分门诊点补缴的管理费以及各类追回的债务仍不能补齐卫生院职工的各类保险，上划前，卫生院职工的各类保险由镇政府全部缴清。

前海卫生院的债权、债务原则上按上述意见处理，然后，考虑与颜店中心卫生院合并及上划事宜。

（二）工作人员重新登记和聘任

1、重新登记所有卫生院的人员。

由卫生局、镇政府、人事局等部门组成卫生院工作人员重新登记工作小组，对卫生院离休人员、退休人员、在职人员、借调人员、聘干、各类临时工等所有人员重新登记，重点核实其年龄、进入卫生院时间和方式、正式身份、职称、执业资格等内容。

2、核定卫生院编制。

由市编办、卫生局、镇政府等部门，依据有关政策和我市实际，重新核定各卫生院编制。重点核定防保人员，医生、护士、工人、行管人员等。根据核定后的编制，重新

设岗定员。卫生院内设预防保健站，按2－4人／万人的标准设置专职防保人员，站长由卫生院院长兼任，另设专职副站长一名（由在职防保人员中选聘）。其他科室由卫生局指导卫生院设定。

3、公开选聘卫生院院长。

按照公开、平等、竞争、择优的原则，在全市或更大范围内招聘作风好、懂业务、懂管理、懂经营的优秀人才，由市卫生局任命，实行院长负责制和任期目标责任制，院长待遇实行年薪制（简章另行制定）。

4、重新聘任卫生院工作人员。

核定编制和岗位后，卫生院所有工作人员全部实行聘任制。卫生院聘用人员可以在全市城、乡统筹招录，优先在8个卫生院在职人员中招聘，不足部分向社会招聘。聘任人员必须具备与所从事的工作相适应的执业资格，工人及行管人员应至少具备中专（高中）以上文化水平。聘任后人员全部实行人事代理制。

对未被聘任的人员，原是临时工的，予以清退，并按有关规定适当补偿；原是聘干的，依据有关政策，解除聘干关系，并按有关规定适当补偿；原是正式职工的，发给基本生活费，在家待岗学习，在机会成熟时，由卫生局协调重新聘任。好范文版权所有

分流人员中具有执业助理医师或执业医师资格的，可以申请开设村卫生室或个体诊所。若第二轮聘任仍未成功且没有生活来源的，可申报当地最低生活保障。

5、对各类应聘人员的要求是：

（1）专职防保人员应具有热心防保工作，业务精，医风好，具备执业助理医师以上等条件。聘期1至3年。其职责为，专门从事日常公共卫生和突发公共卫生事件的应急处理。专职防保人员改革后由市财政实行定额工资。

（2）基本医疗服务人员：应根据需要在编制以内设置岗位。原则上医师应具备执业助理医师以上资格，其他卫生技术人员具备初级以上专业技术资格。聘期1至3年。

（3）新聘用临床医务人员（非原在册职工）必须具备国家承认的大中专以上医学教育学历，或具有执业助理医师及以上资格。试用期三个月，试用期满后，享受相应岗位待遇，聘期1至3年。任何单位或个人不得向镇卫生院安排非卫生技术人员从事卫生技术工作。

（三）、离、退休人员按相关政策安置。

（四）、各类保险的缴纳。

新聘用人员按照有关政策参加城镇职工养老保险以及医疗和失业保险。分流的正式职工养老保险关系，以个人身份继续参保，原缴费年限累计计算。聘用的原正式职工，继续参加城镇职工养老保险以及医疗和失业保险。

完成以上任务后，上划市政府管理。

（五）其他

1、为确立改革后的卫生院的法人地位，使其依法承担经济民事责任，上划后的卫生院由市卫生局审查其执业资格，按规定进行医疗机构注册。

2、对卫生院改革中涉及的资产评估、房地产过户等，可按国有企业改革的有关政策在收费上实行优惠。

五、上划后的管理

上划的镇卫生院由市政府委托市卫生局实行全行业管理。在业务上采用目标考核制，每年经费采取年初拨一部分，年底对防保、医疗、财务、医风医德建设等工作进行考核后再拨另一部分的办法拨付给卫生院。在人员上，上划的卫生院职工聘期内违反聘用合同的，由卫生院报市卫生局批准后，予以解聘，并报市人事局备案；聘期满后该岗位面向社会重新公开招聘。编制内需新聘用人员的，由卫生院向市卫生局申请，批准后按程序面向社会公开招聘。在卫生院经费上，按照省、市的有关规定执行。在资产上，按照所有权与经营权分离的原则，由卫生院在市卫生局监督指导下经营，卫生院应确保国有资产合理增长、资金积累。鼓励镇、村卫生机构开展管理、业务、技术等纵向联合，推行乡村卫生服务管理一体化。

镇政府要把农村卫生工作纳入经济和社会发展的总体规划，全面落实农村初级卫生保健发展规划；要成立农村卫生工作和处理突发公共卫生事件领导小组，把农村卫生工作列入重要议事日程，每年专题研究1—2次；要切实改善农村基本卫生条件，增强处理农村突发卫生事件的能力，减少本地因病致、返贫人数，提高农村健康水平。

六、组织实施

（一）实施步骤

1、准备阶段

成立由市委、市政府有关领导任组长，卫生、人事、财政、审计、各镇政府负责人等为成员的兖州市农村卫生改革领导小组，各镇政府成立相应领导小组。市农村卫生改革领导小组加强领导，各镇领导小组具体负责组织实施。各镇负责对管辖内的镇医疗机构进行调查摸底。

2、宣传动员阶段

各镇认真组织卫生院职工学习有关文件，召开职工大会，统一思想，提高认识，明确镇卫生院改革和上划的意义、目的、政策原则、具体措施。

3、组织实施阶段

镇政府会同有关部门对镇医疗机构进行清产核资、张榜清理人事（劳动）关系、完善职工养老保险，面向社会选聘院长。各医疗机构按照本文文件要求，在相关部门配合下，制定具体的实施方案及岗位设置、竞争上岗、未聘人员安置、分配制度的初步方案，经职工大会讨论，经镇党委、政府研究确定，报市农村卫生改革领导小组批准后实施。

4、总结验收阶段

各镇改革工作结束后，及时总结，做好检查验收的各项准备工作，市农村卫生改革领导小组组织检查验收。

（二）加强领导，落实责任

深化镇卫生院改革的工作涉及面广、政策性强，需要研究和解决的具体问题多，工作难度大，要在党委、政府的统一领导下进行。卫生院要克服等待观望和依赖思想，积极主动思考和提出本卫生院改革的思路、方法，同时要向职工宣传改革的具体政策、措施、办法，增强改革的透明度，使职工理解改革，支持改革，增强其参与改革的自觉性和心理承受能力，共同把工作做好；镇政府要具体负责组织实施卫生院的改革；市卫生局要加强指导督促；市人事、劳动、财政、国土、建设等有关部门要积极配合，及时研究农村卫生改革中出现的新情况、新问题，提出切实可行的解决办法和政策措施，共同推进这项改革。

认真贯彻卫生部、人事部（卫基妇发[2002]15号）文件，对卫生院调入人员进行冻结，加强资产、债务、人事劳动关系档案的管理。对违规进人、私自划拨截留国有资产、虚设债务等违法违纪行为，要追究相关人员的责任，并严肃处理。

附：我市卫生院现状调查报告