电力体制改革配套文件重点内容介绍

第一篇：电力体制改革配套文件重点内容介绍

电力体制改革配套文件重点内容介绍

2015-12-14 国家能源局法制和体制改革司 梁昌新

尊敬的女士们、先生们，新闻界的朋友们，大家上午好！

很高兴代表国家能源局参加今天的新闻通气会，与大家交流电力体制改革有关工作。刚才王强先生对中发9号文的总体思路和6个配套文件的主要内容进行了介绍。下面，我向各位媒体朋友通报6个配套文件的一些重点内容。

一、关于推进输配电价改革的实施意见

单独核定输配电价是重新定位电网企业功能、改革和规范电网企业运营模式的基础，是“管住中间，放开两头”的主要内容。这项改革有三个亮点：

一是规范电网企业运营模式。改革后，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源，这样就可以促进电网企业公平对待所有发电企业和用户。

二是健全对电网企业的约束和激励机制。按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入及分电压等级输配电价，抑制不合理投资，核减不合理费用，可以促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。

三是分类推进交叉补贴问题。逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴，变暗补为明补。

二、关于推进电力市场建设的实施意见

电力市场建设是电力体制改革的核心任务，这项改革有三个亮点：

一是明确提出了逐步建立符合国情的电力市场体系。从市场范围看，有区域电力市场和省（区、市）电力市场；从市场组成看，有中长期市场和现货市场。通过试点、总结、完善、推广，逐步建立符合国情的电力市场体系。

二是明确提出了电力市场体系的实施路径。有序放开发用电计划、竞争性环节电价，组建相对独立的电力交易机构，搭建交易平台，逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化机制，最终形成功能完善的电力市场。

三是强化市场监管和建设电力市场信用体系。切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。建立健全守信激励和失信惩戒机制，建立完善市场主体信用评价和信息公示等制度。

三、关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见

交易机构是市场主体开展市场化交易的场所和平台，对推进构建有效竞争的市场结构和市场体系具有重要意义。这项改革有三个亮点：

一是明确了交易机构的职能定位。交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。主要负责市场交易平台的建设、运营和管理；负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务；负责市场主体注册管理，披露和发布市场信息等。

二是明确了交易机构的组织形式。交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。其中，电网企业相对控股的公司制交易机构，由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。

三是提出了电力市场管理委员会这一议事机制。建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等按类别选派代表组成的市场管理委员会，研究讨论交易机构章程、交易规则，协调相关事项等，维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益。

四、关于有序放开发用电计划的实施意见

发用电计划放开是推动电力市场建设的必要条件，这项改革有三个亮点：

一是建立优先购电制度，保障民生用电。一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电，初期执行政府定价，不参与市场竞争。

二是建立优先发电制度，促进可再生能源消纳。纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电。

三是有序放开发用电计划，促进市场化交易。除纳入优先购电制度和优先发电制度的发用电计划外，逐步放开其他发用电计划，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。

五、关于推进售电侧改革的实施意见

售电侧改革是培育合格市场主体的基础，对于推动能源消费革命具有重要意义。这项改革有三个亮点：

一是向社会资本开放售电业务和增量配电业务。社会资本及其他企业均可投资成立售电公司，个人也可以投资成立售电公司，只要符合准入条件即可。

二是售电准入不搞行政审批。参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度。社会比较关注的售电公司“牌照”问题，文件明确不搞行政许可的准入方式，而是建立“一承诺、一公示、一注册、两备案”的准入制度。

三是建立保底服务制度。拥有输电网、配电网的电力企业承担其供电营业区保底供电服务，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，按照政府规定收费。当竞争性售电公司不能提供售电服务时，拥有输电网、配电网的电力企业按规定向相关用户供电。

六、关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见

自备电厂在降低企业生产成本，促进资源富集地区的资源优势转化等方面发挥了积极作用，但其建设和运营也存在不少问题，需要进一步规范管理。

一是将自备电厂纳入统一规划管理。通过明确自备电厂规划建设程序、标准和管理要求，推动自备电厂有序发展。

二是明确了自备电厂的社会责任。自备电厂自发自用电量要缴纳国家依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴，合理缴纳系统备用费，与公用电厂平等参与市场竞争。

三是有利于节能减排。自备电厂要实施环保改造，提高能效水平，淘汰落后机组，有利于节能减排。

以上是我对6个配套文件重点内容的简单介绍。

第二篇：6个电力体制改革文件

6个电力体制改革文件

1.电力体制改革的重点就是要解决五个问题:一是要还原电力商品属性,形成由市场决定电价的机制,以价格信号引导资源有效开发和合理利用。二是要构建电力市场体系,促进电力资源在更大范围内优化配置。三是要支持清洁能源发展,促进能源结构优化。四是要逐步打破垄断,有序放开竞争性业务,调动社会投资特别是民间资本积极性,促进市场主体多元化。五是要转变政府职能,进一步简政放权,加强电力统筹规划。2.三放开、一独立、三强化

 “三放开”是指在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上,按照管住中间、放开两头的体制架构,有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本放开配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。标志着我国一直以来电网公司的传统模式被打破

 “一独立”是指推进交易机构相对独立,规范运行。这实际上是还原了电网作为专门的电力输送通道的公益属性,把买卖电的职能交还给发电企业和用户,让电力交易更加独立,消除买卖双方“直接见面”的阻隔。

 “三强化”,即进一步强化政府监管,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

3谁从电改中受益? 打击电老虎

首当其冲的是电网。根据此次改革方案，电网将不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源,而是按照政府核定的输配电价收取过网费。对电网输配电业务实行成本加收益管制方式,将使电网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,促进电网的良性发展。

发电企业可以通过降低成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，争取更多的发电量和收入利润；电力用户更加便利，工业和商业电力用户拥有自主选择权，增强了市场中的议价能力，用户权益可以得到更好的保障。售电侧放开将使售电商为客户提供更加高质量的服务以及更加低廉的供电价格以吸引更多用户,这些都将增加电力用户的福利。对于工业用户而言,改革方案鼓励其与发电企业直接交易,这将大大降低工业用户的用电成本。

此外，在居民用电方面，欧阳昌裕认为,从目前来看,居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电继续执行政府定价,居民用电价格将保持相对稳定。从长远看，随着售电主体的增加，老百姓也可能有更多的选择，能够追求更加个性化的服务。

一、关于推进输配电价改革的实施意见——电网转型

 主要措施：

（一）逐步扩大输配电价改革试点范围

（二）认真开展输配电价测算工作

（三）分类推进交叉补贴改革

（四）明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策  解读

实现发电、供电和用电之间的直接交易，其重要前提是要独立的核定输配电价 电网运营模式转变：吃价差——准许成本+合理收益

二、关于推进电力市场建设的实施意见

 电力市场的构成：主要由中长期市场（主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷，稳定价格和供需平衡）和现货市场（主要开展日前、日内和实时电能量交易和备用），以后也许还会有容量市场、电力期货和衍生品交易

 电力市场的模式：分散式（主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏离电量通过日前、实时平衡交易进行调节）

；集中式（主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价）

 主要任务：组建相对独立的交易机构，搭建电力市场交易技术支持系统，建立优先购电优先发电制度，建立相对稳定的中长期交易机制，形成促进可再生能源利用的市场机制等

三、关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见——相对独立

 交易机构做什么：市场交易平台的建设、运营和管理；市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同；市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息（不以盈利为目的）

 可建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成的市场管理委员会，负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等

四、关于有序放开发用电计划的实施意见——有序放开

 总体思路：实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排

 哪些电优先上网：可再生能源发电、调峰调频电量等

 积极推进直接交易：允许一定用户准入，允许各类发电准入  放开三部曲：试点地区，现货市场试点，全国范围推广

五、关于推进售电侧改革的实施意见——大家都来玩

 售电公司：只有电网企业——电网企业的售电公司+社会资本投资增量配电网+独立售电公司

六、关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见——不能再任性了

自备电网规范化

第三篇：坐标文件内容介绍

坐标文件内容介绍：

坐标头内容包含数据产生单位、数据产生日期、坐标系、几度分带、投影类型、计量单位、带号、精度、转换参数。

[地块坐标] 内容从左到右由逗号隔开，含义分别为界址点数，地块面积，地块编号，地块名称，记录图形属性(点、线、面)。

注意：

数据产生日期的格式为：year-month-day；坐标系为80国家大地坐标系；投影类型为高斯克吕格；几度分带为3、6或1.5；带号、精度、转换参数、界址点数、地块面积、地块圈号,X坐标,Y坐标必须为数字型；且不能用该（9999,000,000）方式表示；地块编号、地块名称、记录图形属性(点、线、面)、图幅号、地块用途、地类编码、点号的每项里不能含有“,”、“@”符号；所有的逗号分隔符都必须是英文输入法状态下的逗号；

J101表示第一个圈的第一个界址点，1为地块圈号，不能小于零。

一般情况下地块为单圈，若圈内有一个挖空区域，则外圈为圈号1，内圈为圈号2，若圈内有多个挖空区域，则外圈为圈号1，内圈为圈号2,3….依次累加。

每个圈号中第一个界址点坐标与最后一个界址点坐标必须相同，以形成闭合图形。

1.每一张登记卡至少使用一个坐标文件

2.上传坐标文件后，如果坐标文件不正确也可以查看简图，但是不能成功

保存。

登记卡1填写完成后，单击图3-8所示功能按钮的所有地块列表中显示新增加的地块信息。，即可在图3-4所示

第四篇：2017=78号文件大检查重点内容

工矿商贸行业领域大检查重点内容

1．生产煤矿证照是否齐全有效，建设煤矿手续是否齐全、是否按设计进行建设施工。

2.煤矿企业安全管理制度、安全生产责任制是否健全、是否落实。3.矿井“五职”矿长、专业技术人员等安全管理人员是否配备齐全，主要负责人和安全生产管理人员是否在规定时限内考核合格，特种作业人员是否持证上岗，一般从业人员是否先培训合格后上岗。4.煤矿企业自检自改是否认真，是否存在走过场的；对安全 “体验”发现的隐患和问题整改是否做到“五落实”，重大隐患是否由地方人民政府挂牌督办。

5.停工停产矿井是否落实专人盯守或巡查责任，复工复产煤矿是否严格执行验收内容、标准及履行签字程序，是否存在违抗停产停建指令擅自生产建设行为，9万吨／年及以下矿井是否列入去产能淘汰退出计划。

6．矿井安全监控系统运行是否正常，瓦斯检测数据是否真实，瓦斯超限是否落实停电、撤人、分析查明原因和责任追究，煤与瓦斯突出矿井是否严格落实两个“四位一体”综合防突措施，正常组织生产的采掘工作面瓦斯抽采是否达标。

7.煤矿是否存在致灾因素不清或重大灾害不治理盲目组织生产行为，水害防治是否落实“三专两探一撤”等措施，汛期安全措施和应急值守是否落实到位。8.煤矿采掘持续是否正常，是否存在“剃头下山”开采，是否存在超能力、超强度或者超定员组织生产行为，上级部门、企业是否向煤矿下达超能力生产计划或指标，井下采掘工作面和井巷维修作业是否存在违规分包、转包。

9.煤矿企业是否严格对照新《煤矿安全规程》进行逐条对标检查、整改落实，是否存在超层越界开采或违法违规开采保安煤柱行为，是否使用国家明令淘汰工艺和装备，是否存在图纸造假、图实不符合假密闭等违法生产行为。

10.煤矿安全生产标准化新标准新办法是否宣贯培训，是否开始达标创建，是否建立安全风险分级管控制度，正常生产煤矿是否达到三级以上安全生产标准化。

11.煤矿企业是否开展职业病危害因素日常监测、检测，是否发放符合标准的个体符合用品，是否开展职业健康检查，是否建立井下防尘洒水系统，采掘工作面是否采用综合防尘措施等。

第五篇：2015年电力体制改革配套文件：关于推进售电侧改革的实施意见

关于推进售电侧改革的实施意见

为认真贯彻《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)精神，现就推进售电侧改革提出以下意见。

一、指导思想和基本原则、工作目标(一)指导思想。

向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。售电侧改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进，形成有效竞争的市场结构和市场体系，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。

(二)基本原则。

坚持市场方向。通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，完善电力市场运行机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。

坚持安全高效。售电侧改革应满足供电安全和节能减排要求，优先开放能效高、排放低、节水型的发电企业，以及单位能耗、环保排放符合国家标准、产业政策的用户参与交易。

鼓励改革创新。参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度，不实行行政审批。整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务，提高服务质量和水平。完善监管机制。保证电力市场公平开放，建立规范的购售电交易机制，在改进政府定价机制、放开发电侧和售电侧两端后，对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体严格监管，进一步强化政府监管。

二、售电侧市场主体及相关业务(一)电网企业。

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，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电，按照政府规定收费。若营业区内社会资本投资的配电公司无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。

电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电;无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务;保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息;在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定收购分布式电源发电;受委托承担供电营业区内的有关电力统计工作。

电网企业按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)，代国家收取政府性基金;按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。鼓励以混合所有制方式发展配电业务。向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。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，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。

(二)售电公司。

售电公司分三类，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。

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，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。

(三)用户。

符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。

三、售电侧市场主体准入与退出(一)售电公司准入条件。

1.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。

2.资产要求。

(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%。

3.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，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，有关要求另行制定。

4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。

(二)直接交易用户准入条件。

1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。2.拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。

3.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。(三)市场主体准入。

1.符合准入条件的市场主体应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。2.省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体将市场主体是否满足准入条件的信息及相关资料向社会公示。

3.省级政府或由省级政府授权的部门将公示期满无异议的市场主体纳入公布的市场主体目录，并实行动态管理。

4.列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。在新的交易机构组建前，市场主体可先行在省级政府或由省级政府授权的部门登记。有关市场主体准入、退出办法另行制定。

(四)市场主体退出。

1.市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。退出市场的主体由省级政府或由省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册，向社会公示。

2.市场主体退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

四、市场化交易(一)交易方式。

市场交易包括批发和零售交易。在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。有关交易方式另行制定。

(二)交易要求。

参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定，到交易机构注册成为市场交易主体。市场有关各方应依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。

(三)交易价格。

放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。

输配电价由政府核定，暂未单独核定输配电价的地区，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

(四)结算方式。

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，按照自愿原则签订三方合同。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，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。

五、信用体系建设与风险防范(一)信息披露。

建立信息公开机制，省级政府或由省级政府授权的部门定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。

(二)信用评价。

建立市场主体信用评价机制，省级政府或由省级政府授权的部门依据企业市场履约情况等市场行为建立市场主体信用评价制度，评价结果应向社会公示。建立黑名单制度，对严重违法、违规的市场主体，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，不得再进入市场。

(三)风险防范。

强化信用评价结果应用，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时，政府可对市场进行强制干预。

(四)强化监管。

国家能源局和省级政府应加强市场主体和交易机构的市场行为的监管，建立完善的监管组织体系，及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为。

六、组织实施(一)分步推进。

在已核定输配电价的地区，鼓励社会资本组建售电公司，开展试点工作。在未核定输配电价的地区，因地制宜放开售电业务，可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。在及时对改革试点工作进行总结的基础上，逐步在全国范围内放开所有售电业务。

(二)加强组织指导。

国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、环境保护部、国家能源局等有关部门加强与试点地区的联系与沟通，通力合作、密切配合，切实做好售电侧改革试点相关工作。各省级政府要高度重视，加强领导，建立健全工作机制，全面负责本地区改革试点工作，协调解决改革工作中的重大问题。试点地区要按照电力体制改革总体部署，编制工作方案、配套细则，报国家发展改革委、国家能源局备案。要对改革试点情况定期总结，及时上报，推动改革不断深入。国家发展改革委会同国家能源局要对全国试点地区改革工作总体情况进行及时总结，宣传典型做法，推广改革成功经验。

(三)强化监督检查。

国家发展改革委、国家能源局会同有关部门及时掌握试点地区改革动态，加强指导、协调和督促检查，依据相关法律法规和监管要求对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。对改革不到位或政策执行有偏差的及时进行纠正，防止供应侧和需求侧能耗、排放双增高。

试点地区要及时检查指导各项试点探索工作。对在改革过程中出现的新情况、新问题，要积极研究探索解决的办法和途径，重大问题及时报告，确保改革的顺利进行。建立电力交易督查机制，对各类准入交易企业的能耗、电耗、环保排污水平定期开展专项督查，及时查处违规交易行为，情节严重的要追究相关责任。

国家能源局派出机构和省级有关部门依据相关法律法规，对市场主体准入、电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管，依法查处违法违规行为。