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為全面貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力 體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）及相關配套文件 精神，推進電力市場化改革，促進陜西省電力行業健康有序 發展，結合陜西實際制訂本實施方案。
一、充分認識陜西省電力體制改革的重要性和緊迫性 2002 年以來，按照國務院關于電力體制改革的有關要 求，陜西省積極穩妥推進電力體制改革，打破了獨家辦電的 局面，初步形成了央企、省屬企業、地方企業等多家競爭的 發電市場以及國家電網陜西省電力公司和陜西省地方電力 （集團）有限公司共存的電網企業，從根本上解決了電力嚴 重短缺的問題。一是促進了我省電力裝機的快速發展。2015 年，全省發電裝機容量達到 4069 萬千瓦，110 千伏以上電網 線路長度達到 32574 公里，變電容量達到 8027 萬千伏安。 二是供電服務水平有了較大提高。組建了陜西省地方電力 （集團）有限公司，取消了代管縣，農村電網實現了行政村 低壓改造 100%全覆蓋，自然村組電網改造達到 85%，農村 電力供應能力和服務管理水平明顯提升，城鄉供電服務均等 化初步形成，實現了城鄉用電同網同價，2009 年消滅了無電 人口。三是電價形成機制逐步理順。在發電環節實行了上網 標桿電價，在銷售環節實行了不同用戶分類定價，相繼出臺 了差別電價和懲罰性電價、居民階梯電價政策。四是積極探 索電力市場化交易，開展了電力用戶與發電企業直接交易工 作。
但是，陜西省電力行業發展仍存在一些亟需通過改革來 破解的難題，主要有：一是市場在電力資源配置中的作用尚 未得到充分發揮，售電側有效競爭機制尚未建立，發電企業 和用戶之間的市場交易規模有限。二是電網公平開放機制尚 未建立，新能源的接入和消納受到制約。三是主要由市場決 定的電力價格機制尚未完全形成，電力企業成本約束機制不 健全，電力商品價值屬性難以體現。四是電力規劃與其他規 劃的銜接還不到位，站（廠）址保護、線路走廊預留、線路 桿塔遷改頻繁問題未能得到較好解決。五是立法修法工作相 對滯后，制約了電力市場化改革和健康發展。
當前，國際國內能源形勢已發生深刻變化，陜西作為全 國重要的能源大省，正面臨追趕超越和轉型升級的關鍵時 期，亟需通過深化供給側結構性改革，引入競爭機制，激發 市場活力，降低用電成本，促進經濟社會快速發展。《中共 中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》對深 化電力體制改革指明了方向，《中共陜西省委全面深化改革 領導小組 2016 年工作要點》對深化電力體制改革提出了新 要求，社會各界對加快電力體制改革的期盼和共識也在提 高，這些都為深化電力體制改革奠定了良好的基礎。
二、總體要求
（一）基本思路。
認真貫徹國家電力體制改革總體部署，堅持社會主義市 場經濟改革方向，堅持創新、綠色、協調、開放、共享發展 理念，圍繞有序放開公益性、調節性以外的發用電計劃，組 建相對獨立的省級電力交易機構，加快構建有效競爭的市場 結構和市場體系；圍繞輸配電價改革試點，有序放開輸配以 外的競爭性環節電價，加快形成主要由市場決定的電價機 制；圍繞管住中間、放開兩頭的體制架構，有序向社會資本 放開配售電業務，加快促進市場主體多元化；圍繞推動清潔、 高效、安全、可持續發展，加強電力統籌規劃和科學監管， 加快構建電力安全高效運行與可靠供應的體制機制，形成較 為完善的現代電力市場體系，為促進陜西產業轉型升級和結 構調整增添活力。
（二）主要原則。
——堅持安全可靠。遵循電力市場建設發展規律，維護 電力市場秩序，確保電力調度權威，切實保障公益、民生用 電，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，切實提高 電力安全可靠水平。
——堅持市場導向。充分發揮市場在電力資源配置中的 決定性作用，區分競爭性和壟斷性環節，積極培育獨立的市 場主體，鼓勵在發電側和售電側開展有效競爭，切實提高運 行效率，降低生產成本，促進電力事業健康發展。
——堅持試點先行。立足省情實際，穩妥有序推進電力 體制改革，在電力市場建設、售電側改革、跨省跨區電力交 易、輸配電價等領域先行先試、有序推進，圍繞提高電力能 源綜合開發利用水平，引導我省電力企業改善服務質量和生 產水平。
——堅持節能減排。按照綠色發展理念，積極開展電力 需求側管理和效能管理，完善有序用電、節約用電制度，提 高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的 比例，促進能源結構優化。
——堅持科學監管。更好的發揮政府作用，重點加強發 展戰略、規劃、政策、標準等的制定實施，加強市場監管， 完善監管措施和手段，提高對技術、安全、交易、運行等科 學監管水平。
（三）目標和步驟。
按照國家部署，結合我省實際，分兩個階段實施。
第一階段（2016 年—2018 年）：以國家政策框架為基本 遵循，以加快推進條件成熟的改革為突破口，進一步放開發 用電計劃，開展輸配電價測算，完善銷售電價分類改革，完 成相對獨立交易機構的組建和交易平臺的建設，明確市場準 入標準和交易規則。在電力市場體系、社會資本投資配售電 業務、市場主體培育、輸配電價等方面積極探索，在榆林市 開展電力體制改革試點。電力用戶與發電企業直接交易范圍 明顯擴大，價格形成機制基本理順，可再生能源發電和分布 式能源發電在電力供應中的比例明顯提高，市場主體多元化 步伐加快。
第二階段（2018 年以后）：力爭在 2018 年底前初步建成 電力市場化體系。電力市場建設、交易機構運營、電力市場 化定價機制、售電側改革、社會資本投資配售電業務等方面 邁出實質性步伐；2020 年底前建立以長期交易為主、現貨交 易為補充的市場體系。跨省跨區電力市場化交易份額進一步 擴大，電力行業“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、 價格合理、監管有效”的市場體制比較健全，供應多元化和公 平競爭全面實現，產業技術水平、能源利用效率、電力運行 安全可靠性明顯提升，政府監管能力明顯增強，實現全省資 源優勢轉化為經濟優勢，促進產業結構轉型升級。
三、近期主要任務
（一）推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用。
1、有序縮減發用電計劃。按照《陜西省電力用戶與發 電企業直接交易實施辦法》有關規定，2016 年，電壓等級 110 千伏及以上工商業企業和 10 千伏及以上高新技術企業用 戶參與直接交易，具備條件時，逐步放開所有 10 千伏及以 上電壓等級用戶。2016 年確定優先購電的適用范圍，保障 全省一產、三產中的黨政軍機關、學校、醫院、公共交通、 金融、通信、郵政、供水、供氣等涉及社會生活基本需求的 重要公用事業、公益性服務行業用電。居民生活用電列入優 先保障序列，近期不參與市場競爭，原則上不參與限電，納 入用電計劃。同時鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積 極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主。在 避免出現發電企業和用電企業非理性競爭、影響市場化改革 進程的前提下，穩步增加直接交易電量。2017 年，直接交易 電量比例達到全省全社會用電量的 30%以上。
2、保障公益性調節性發用電需求。政府保留必要的公 益性調節性發用電計劃，以確保居民、農業、重要公用事業 和公益性服務等用電，確保維護電網調峰調頻和安全運行， 確保可再生能源發電依照規劃保障性收購。積極開展電力需 求側管理和能效管理，綜合運用現代信息技術、培育電能服 務、實施需求響應等手段，促進供需平衡和節能減排。做好 節能技改項目審核管理工作，積極建立適應省情的電力應急 機制。
3、建立優先發電機制。在確保維護電網調峰調頻和安 全運行的前提下，優先安排水力、風能、太陽能、生物質能 等可再生能源保障性發電；根據電網調峰調頻需要，合理安 排調峰調頻電量；按照以熱定電原則安排熱電聯產機組發 電；兼顧資源條件、系統需要，合理安排水電發電；兼顧調 峰需要，合理安排余熱余壓余氣發電；考慮節能環保水平， 安排高效節能、超低排放燃煤機組發電，并通過留足計劃空 間、加強電力外送和消納、組織實施替代等措施予以確保。
（二）建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的 市場交易平臺。
4、組建陜西電力交易中心。2016 年，組建股份制陜西 電力交易中心，對現有的交易中心進行股份制改造。電力交 易中心按照政府批準的章程和規則運營，按有關規定為電力 市場交易服務，機構管理運營與各類市場主體相對獨立，并 接受國家能源局西北監管局和省級電力運行主管部門的業 務指導與監管。
5、明確電力交易中心職能。電力交易機構在省級電力 運行主管部門業務指導下為市場主體提供規范、公開、透明 的電力交易服務，參與擬訂電力市場交易規則，主要負責市 場交易平臺的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供 結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合 同，負責市場主體的注冊和管理，披露和發布市場信息等。 交易機構可向市場主體合理收費，主要包括注冊費、年費、 交易手續費。
6、設立市場管理委員會。在省電力體制改革領導小組 的領導下，建立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，主要負責研究審定陜西電力交易中心 章程、交易和運營規則，協調電力交易市場相關事項等。省 級電力運行主管部門、國家能源局西北監管局、省物價局等 相關部門可派員參加電力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 省級有關部門可行使否決權。
（三）推進電力交易體制改革，開展市場化交易。
7、規范市場主體準入標準。嚴格按照《陜西省電力用 戶與發電企業直接交易實施辦法》有關規定，確定并公布可 參與直接交易的發電企業和用戶準入標準。符合條件的發電 企業、售電主體和用戶可自愿到交易機構注冊成為市場主 體。電力交易機構每年公布當地符合標準的發電企業和售電 主體目錄，對用戶目錄實施動態監管。按電壓等級分期分批 放開用戶參與直接交易，參與直接交易企業的單位能耗、環 保排放均應達到國家標準，不符合國家產業政策以及產品和 工藝屬于淘汰類的企業不得參與直接交易。進一步完善和創 新制度，支持環保高效特別是超低排放機組通過直接交易和 科學調度增加發電量。
8、引導市場主體開展多方直接交易。有序探索對符合 準入標準的發電企業、售電主體和用戶賦予自主選擇權，確 定交易對象、電量和價格，按照國家規定的輸配電價向電網 企業支付相應的過網費，直接洽談合同，實現多方直接交易， 短期和即時交易通過調度和交易機構實現，為工商業企業等 各類用戶提供更加經濟、優質的電力保障。
9、鼓勵建立長期穩定的交易機制。構建體現市場主體 意愿、長期穩定的雙邊市場模式，任何部門和單位不得干預 市場主體的合法交易行為。直接交易雙方通過自主協商決定 交易事項，依法依規簽訂電網企業參與的三方合同。鼓勵用 戶與發電企業之間簽訂長期穩定的合同，建立并完善實現合 同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。
10、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。用戶可以結合自身負荷特性，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。具備條件時， 逐步實施輔助服務市場化。
11、開展跨省跨區電力直接交易試點。建立完善的跨省 跨區電力市場交易機制，加強與華中、西南等電力輸入區域 省份溝通協作，建立完善省際合作機制，更大程度地參與全 國電力交易。鼓勵省內發電企業與省外電力用戶建立中長期 電力合作關系，選擇大容量、高效率、超低排放機組，開展 與湖北省等周邊省份跨省跨區電力直接交易試點，擴大市場 化交易電量，豐富交易品種，積極推進我省煤炭向電力轉化。 打造神府、榆橫、延安和彬長“西電東送”煤電基地，加快陜 北至武漢特高壓輸電工程等外送電通道建設，擴大陜電外送 規模，促進電力資源在更大區域范圍優化配置。
（四）推進輸配電價改革，完善市場定價機制。
12、制定輸配電價改革試點方案。按照國家統一安排部 署，參照已開展輸配電價改革試點省份經驗，結合陜西兩家 電網企業并存的實際情況，按照有利于推進電力市場化改 革、有利于促進電網企業健康發展、有利于減輕社會用電負 擔等原則，合理確定試點范圍，科學核定輸配電價，研究擬 定并及時報送適合我省電力體制特點的輸配電價改革試點 方案，經國家批準后組織實施。
13、開展輸配電價成本監審工作。對省內電網企業輸配 電價成本進行調查摸底，密切配合國家開展對陜西電網的輸 配電價成本監審工作，明確監審范圍，完善監審辦法，從嚴 核定成本費用，如期完成陜西電網輸配電價成本監審工作。 14、測算符合實際的輸配電價標準。根據成本監審結果， 在綜合考慮電網企業輸配電資產、成本、效益的基礎上，按 照“準許成本加合理收益”的原則，測算出陜西電網輸配電價 總水平和分電壓等級輸配電價標準，加快改變對電網企業的 監管模式，逐步形成規則明晰、水平合理、監管有力、科學 透明的獨立輸配電價體系。
15、推進電價交叉補貼改革。堅持保障民生、合理補償、 公平負擔的原則，結合輸配電價改革進程，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，逐步建立科學合理的銷售 電價分類體系。
16、完善輸配電價管理政策。研究制定科學合理的輸配 電價管理辦法，進一步加強電網企業成本監管，探索激勵與 約束相結合的方式方法，引導合理有效投資，促進企業節約 成本、提高效率。加快推行輸配電價與發售電價分開形成機 制，有序放開上網電價和公益性以外銷售電價。在放開競爭 性環節電價之前，適時啟動煤電價格聯動機制，調整上網電 價和銷售電價，使電力價格更加靈敏反映市場變化情況。
（五）穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電 業務。
17、鼓勵社會資本投資增量配電業務。認真落實國家關 于創新重點領域投融資機制的工作部署，積極吸引社會資本 參與增量配電業務領域投資，促進國家電網陜西省電力公 司、陜西省地方電力（集團）公司有序競爭、融合發展。有 序向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，探索社會 資本投資配電業務的有效途徑，培育發展混合所有制配電主 體。社會資本投資增量配電網絕對控股的，即擁有配電網運 營權，同時擁有供電營業區內與電網企業相同權利，履行相 同責任和義務。國網陜西省電力公司、陜西省地方電力（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。
18、明確售電放開的市場準入條件。在國家確定的售電 側市場主體準入與退出標準、條件的基礎上，結合陜西實際， 依法確定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售 電主體準入條件。售電主體必須具備獨立法人資格、業務獨 立、信用良好、擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的 注冊資本、設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技 術經濟特征的相關專職專業人員。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”。明確退出規則，加強市場監管，保障各相關方 合法權益。
19、多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產業園 區或經濟技術開發區組建售電主體直接購電。支持擁有分布 式電源的用戶或微網系統參與電力交易。鼓勵能源需求側管 理機構和供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司 開展市場化售電業務。允許符合條件的發電企業投資和組建 售電主體進入售電市場，從事售電業務。
20、明確市場主體權責。售電主體可通過電力市場，采 取向發電企業、集中競價和向其他售電商購電等多種方式購 電。售電主體、電力用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確 權利義務。鼓勵售電主體創新服務，向電力用戶提供合同能 源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。各種電力生產方 式都要嚴格按照國家有關規定，承擔電力基金、政策性交叉 補貼、普遍服務、社會責任等義務。
（六）開放電網公平接入，建立可再生能源發展新機制。 21、積極發展可再生能源和分布式能源。科學編制可再 生能源開發利用規劃，提高可再生能源消費比重和非水電可 再生能源電量消費比重。鼓勵因地制宜投資建設太陽能、風 能、生物質能發電等可再生能源，優先安排可再生能源保障 性發電。安排年度發電計劃時，充分預留可再生能源發電空 間，在保障電網安全穩定運行、可靠供電的前提下，優先安 排發電。加強可再生能源發電與其他電源、電網的有效銜接， 擴大外送可再生能源發電量比例，明確可再生能源電力接 入、輸送和消納責任，建立確保可再生能源電力消納的激勵 機制。
22、完善并網運行服務。堅持節能減排和清潔能源優先 上網的原則，優先支持新能源、分布式能源、節能降耗和資 源綜合利用機組并網，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。建立保障 可再生能源優先發電制度，確定優先發電企業類別，合理確 定優先發電順序。完善可再生能源消納調峰補償機制。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。
23、全面放開用戶側分布式電源市場。積極開展分布式 電源項目的各類試點和示范。放開用戶側分布式電源建設， 支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資 建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣“熱電冷”聯產等 各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用 電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源 管理”模式建設分布式電源。
24、加強和規范自備電廠建設管理。從強化規劃引導、 發展循環經濟、延伸煤電產業鏈等方面，規范燃煤機組為主 的自備電廠準入標準。新建燃煤自備電廠（除背壓機組和余 熱、余壓、余氣利用機組外）應符合國家產業政策、總量控 制規模、電力規劃布局和國家節能環保排放標準。自備電廠 應公平承擔社會責任，履行相應的調峰義務，已運行自備電 廠加快推進節能減排和淘汰落后機組步伐，確保穩定達標排 放。對承擔相應的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用 費的現有自備電廠，在滿足自備電廠參與市場交易的相關規 定下，規范其成為合格市場主體，允許其在公平承擔社會責 任條件下參與電力市場交易。完善和規范余熱、余壓、余氣、 瓦斯抽排等資源綜合利用類自備電廠支持政策，制定陜西省 自備電廠建設管理辦法。
（七）加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可 靠水平。
25、切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃。認真履 行電力規劃職責，加強電力規劃與能源規劃、地方性電力規 劃與全國電力規劃之間的有效銜接。提升電力規劃的權威 性、科學性和覆蓋面，配電網規劃應重點滿足本區域電力供 應，合理布局變電設施，避免重復建設。農村電網改造規劃 應服務我省移民搬遷、城鄉一體化和重點鎮、文化旅游名鎮 建設以及縣域工業園區發展等。增強規劃的透明度和公眾參 與度，注重做到與城鎮化規劃、土地利用總體規劃和文物、 景區（點）等敏感目標相協調，并及時向社會公布。加大電 力發展重大問題研究，依據資源環境承載能力，科學調控電 力發展的規模和布局，建立規劃監督、評估、考核機制，各 種電源建設和電網布局嚴格按規劃有序組織實施，增強規劃 的執行力。
26、切實加強電力行業及相關領域科學監管。嚴格執行 國家法律法規和行業標準規范，創新監管模式，根據職能依 法履行電力監管職責，開展對電力規劃從編制到實施全過程 監督和后評價工作。加強對電網公平接入、電網投資行為、 成本及投資運行效率的監管。切實保障新能源并網接入，促 進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。國家能源 局西北監管局和陜西省電力行業管理部門對市場主體有關 市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實 施監管。對電力交易中心和電力調度中心執行市場規則的情 況實施監管。
27、建立健全市場主體信用體系。加強市場主體誠信建 設，規范市場秩序。建立企業法人及其負責人、從業人員信 用記錄，將其納入統一的信用信息平臺，使各類企業的信用 狀況透明、可追溯、可核查。加大監管力度，對企業和個人 的違法失信行為予以公開，違法失信行為嚴重且影響電力安 全的，要實行嚴格的行業禁入措施。
28、減少和規范電力行業的行政審批。進一步轉變政府 職能、簡政放權。按照國家要求取消、下放電力項目審批權 限，有效落實規劃，明確審核條件和標準，規范簡化審批程 序，完善市場規則，保障電力發展戰略、政策和標準有效落 實。除法律法規有明確規定的外，任何電力企業不得對其他 公民和法人設定接入電網和輸配電服務方面的附加條件，確 保電網對發電企業、售電主體和用戶無歧視開放。
四、組織實施
（一）加強組織領導。
成立陜西省電力體制改革領導小組，由省政府分管領導 任組長，省發展改革委（省能源局、省物價局）、國家能源 局西北監管局、省工業和信息化廳、省財政廳、省環境保護 廳、省水利廳、省國資委、省政府法制辦、國家電網陜西省 電力公司、陜西省地方電力（集團）有限公司等部門的主要 負責人為成員。領導小組主要負責認真貫徹落實中發〔2015〕 9 號文件精神，全面統籌協調推進陜西省電力體制綜合改革 工作，研究確定組織實施方案和措施，協調解決電力發展、 結構轉型、產業升級的重點難點問題。領導小組辦公室設在 省發展改革委，辦公室主任由省發展改革委主任兼任。
（二）規范推進試點。
堅持正確的改革方向，積極穩妥推進各類試點。堅持市 場定價、平等競爭、節能減排的原則，結合我省實際，制訂 專項試點實施方案，報國家發展改革委、國家能源局批復后 組織實施。試點過程中要建立問題發現和糾錯機制，靈活應 對試點工作中出現的新情況、新問題，切實防范風險，保證 電網安全。
（三）營造改革氛圍。
加強與新聞媒體的溝通協調，加大對電力體制改革的宣 傳報道力度，在社會上形成推進電力體制改革的濃厚氛圍， 加強改革工作的溝通協調，充分調動各方積極性，凝聚共識， 形成工作合力。
一、充分認識陜西省電力體制改革的重要性和緊迫性 2002 年以來，按照國務院關于電力體制改革的有關要 求，陜西省積極穩妥推進電力體制改革，打破了獨家辦電的 局面，初步形成了央企、省屬企業、地方企業等多家競爭的 發電市場以及國家電網陜西省電力公司和陜西省地方電力 （集團）有限公司共存的電網企業，從根本上解決了電力嚴 重短缺的問題。一是促進了我省電力裝機的快速發展。2015 年，全省發電裝機容量達到 4069 萬千瓦，110 千伏以上電網 線路長度達到 32574 公里，變電容量達到 8027 萬千伏安。 二是供電服務水平有了較大提高。組建了陜西省地方電力 （集團）有限公司，取消了代管縣，農村電網實現了行政村 低壓改造 100%全覆蓋，自然村組電網改造達到 85%，農村 電力供應能力和服務管理水平明顯提升，城鄉供電服務均等 化初步形成，實現了城鄉用電同網同價，2009 年消滅了無電 人口。三是電價形成機制逐步理順。在發電環節實行了上網 標桿電價，在銷售環節實行了不同用戶分類定價，相繼出臺 了差別電價和懲罰性電價、居民階梯電價政策。四是積極探 索電力市場化交易，開展了電力用戶與發電企業直接交易工 作。
但是，陜西省電力行業發展仍存在一些亟需通過改革來 破解的難題，主要有：一是市場在電力資源配置中的作用尚 未得到充分發揮，售電側有效競爭機制尚未建立，發電企業 和用戶之間的市場交易規模有限。二是電網公平開放機制尚 未建立，新能源的接入和消納受到制約。三是主要由市場決 定的電力價格機制尚未完全形成，電力企業成本約束機制不 健全，電力商品價值屬性難以體現。四是電力規劃與其他規 劃的銜接還不到位，站（廠）址保護、線路走廊預留、線路 桿塔遷改頻繁問題未能得到較好解決。五是立法修法工作相 對滯后，制約了電力市場化改革和健康發展。
當前，國際國內能源形勢已發生深刻變化，陜西作為全 國重要的能源大省，正面臨追趕超越和轉型升級的關鍵時 期，亟需通過深化供給側結構性改革，引入競爭機制，激發 市場活力，降低用電成本，促進經濟社會快速發展。《中共 中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》對深 化電力體制改革指明了方向，《中共陜西省委全面深化改革 領導小組 2016 年工作要點》對深化電力體制改革提出了新 要求，社會各界對加快電力體制改革的期盼和共識也在提 高，這些都為深化電力體制改革奠定了良好的基礎。
二、總體要求
（一）基本思路。
認真貫徹國家電力體制改革總體部署，堅持社會主義市 場經濟改革方向，堅持創新、綠色、協調、開放、共享發展 理念，圍繞有序放開公益性、調節性以外的發用電計劃，組 建相對獨立的省級電力交易機構，加快構建有效競爭的市場 結構和市場體系；圍繞輸配電價改革試點，有序放開輸配以 外的競爭性環節電價，加快形成主要由市場決定的電價機 制；圍繞管住中間、放開兩頭的體制架構，有序向社會資本 放開配售電業務，加快促進市場主體多元化；圍繞推動清潔、 高效、安全、可持續發展，加強電力統籌規劃和科學監管， 加快構建電力安全高效運行與可靠供應的體制機制，形成較 為完善的現代電力市場體系，為促進陜西產業轉型升級和結 構調整增添活力。
（二）主要原則。
——堅持安全可靠。遵循電力市場建設發展規律，維護 電力市場秩序，確保電力調度權威，切實保障公益、民生用 電，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，切實提高 電力安全可靠水平。
——堅持市場導向。充分發揮市場在電力資源配置中的 決定性作用，區分競爭性和壟斷性環節，積極培育獨立的市 場主體，鼓勵在發電側和售電側開展有效競爭，切實提高運 行效率，降低生產成本，促進電力事業健康發展。
——堅持試點先行。立足省情實際，穩妥有序推進電力 體制改革，在電力市場建設、售電側改革、跨省跨區電力交 易、輸配電價等領域先行先試、有序推進，圍繞提高電力能 源綜合開發利用水平，引導我省電力企業改善服務質量和生 產水平。
——堅持節能減排。按照綠色發展理念，積極開展電力 需求側管理和效能管理，完善有序用電、節約用電制度，提 高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的 比例，促進能源結構優化。
——堅持科學監管。更好的發揮政府作用，重點加強發 展戰略、規劃、政策、標準等的制定實施，加強市場監管， 完善監管措施和手段，提高對技術、安全、交易、運行等科 學監管水平。
（三）目標和步驟。
按照國家部署，結合我省實際，分兩個階段實施。
第一階段（2016 年—2018 年）：以國家政策框架為基本 遵循，以加快推進條件成熟的改革為突破口，進一步放開發 用電計劃，開展輸配電價測算，完善銷售電價分類改革，完 成相對獨立交易機構的組建和交易平臺的建設，明確市場準 入標準和交易規則。在電力市場體系、社會資本投資配售電 業務、市場主體培育、輸配電價等方面積極探索，在榆林市 開展電力體制改革試點。電力用戶與發電企業直接交易范圍 明顯擴大，價格形成機制基本理順，可再生能源發電和分布 式能源發電在電力供應中的比例明顯提高，市場主體多元化 步伐加快。
第二階段（2018 年以后）：力爭在 2018 年底前初步建成 電力市場化體系。電力市場建設、交易機構運營、電力市場 化定價機制、售電側改革、社會資本投資配售電業務等方面 邁出實質性步伐；2020 年底前建立以長期交易為主、現貨交 易為補充的市場體系。跨省跨區電力市場化交易份額進一步 擴大，電力行業“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、 價格合理、監管有效”的市場體制比較健全，供應多元化和公 平競爭全面實現，產業技術水平、能源利用效率、電力運行 安全可靠性明顯提升，政府監管能力明顯增強，實現全省資 源優勢轉化為經濟優勢，促進產業結構轉型升級。
三、近期主要任務
（一）推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用。
1、有序縮減發用電計劃。按照《陜西省電力用戶與發 電企業直接交易實施辦法》有關規定，2016 年，電壓等級 110 千伏及以上工商業企業和 10 千伏及以上高新技術企業用 戶參與直接交易，具備條件時，逐步放開所有 10 千伏及以 上電壓等級用戶。2016 年確定優先購電的適用范圍，保障 全省一產、三產中的黨政軍機關、學校、醫院、公共交通、 金融、通信、郵政、供水、供氣等涉及社會生活基本需求的 重要公用事業、公益性服務行業用電。居民生活用電列入優 先保障序列，近期不參與市場競爭，原則上不參與限電，納 入用電計劃。同時鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積 極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主。在 避免出現發電企業和用電企業非理性競爭、影響市場化改革 進程的前提下，穩步增加直接交易電量。2017 年，直接交易 電量比例達到全省全社會用電量的 30%以上。
2、保障公益性調節性發用電需求。政府保留必要的公 益性調節性發用電計劃，以確保居民、農業、重要公用事業 和公益性服務等用電，確保維護電網調峰調頻和安全運行， 確保可再生能源發電依照規劃保障性收購。積極開展電力需 求側管理和能效管理，綜合運用現代信息技術、培育電能服 務、實施需求響應等手段，促進供需平衡和節能減排。做好 節能技改項目審核管理工作，積極建立適應省情的電力應急 機制。
3、建立優先發電機制。在確保維護電網調峰調頻和安 全運行的前提下，優先安排水力、風能、太陽能、生物質能 等可再生能源保障性發電；根據電網調峰調頻需要，合理安 排調峰調頻電量；按照以熱定電原則安排熱電聯產機組發 電；兼顧資源條件、系統需要，合理安排水電發電；兼顧調 峰需要，合理安排余熱余壓余氣發電；考慮節能環保水平， 安排高效節能、超低排放燃煤機組發電，并通過留足計劃空 間、加強電力外送和消納、組織實施替代等措施予以確保。
（二）建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的 市場交易平臺。
4、組建陜西電力交易中心。2016 年，組建股份制陜西 電力交易中心，對現有的交易中心進行股份制改造。電力交 易中心按照政府批準的章程和規則運營，按有關規定為電力 市場交易服務，機構管理運營與各類市場主體相對獨立，并 接受國家能源局西北監管局和省級電力運行主管部門的業 務指導與監管。
5、明確電力交易中心職能。電力交易機構在省級電力 運行主管部門業務指導下為市場主體提供規范、公開、透明 的電力交易服務，參與擬訂電力市場交易規則，主要負責市 場交易平臺的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供 結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合 同，負責市場主體的注冊和管理，披露和發布市場信息等。 交易機構可向市場主體合理收費，主要包括注冊費、年費、 交易手續費。
6、設立市場管理委員會。在省電力體制改革領導小組 的領導下，建立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，主要負責研究審定陜西電力交易中心 章程、交易和運營規則，協調電力交易市場相關事項等。省 級電力運行主管部門、國家能源局西北監管局、省物價局等 相關部門可派員參加電力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 省級有關部門可行使否決權。
（三）推進電力交易體制改革，開展市場化交易。
7、規范市場主體準入標準。嚴格按照《陜西省電力用 戶與發電企業直接交易實施辦法》有關規定，確定并公布可 參與直接交易的發電企業和用戶準入標準。符合條件的發電 企業、售電主體和用戶可自愿到交易機構注冊成為市場主 體。電力交易機構每年公布當地符合標準的發電企業和售電 主體目錄，對用戶目錄實施動態監管。按電壓等級分期分批 放開用戶參與直接交易，參與直接交易企業的單位能耗、環 保排放均應達到國家標準，不符合國家產業政策以及產品和 工藝屬于淘汰類的企業不得參與直接交易。進一步完善和創 新制度，支持環保高效特別是超低排放機組通過直接交易和 科學調度增加發電量。
8、引導市場主體開展多方直接交易。有序探索對符合 準入標準的發電企業、售電主體和用戶賦予自主選擇權，確 定交易對象、電量和價格，按照國家規定的輸配電價向電網 企業支付相應的過網費，直接洽談合同，實現多方直接交易， 短期和即時交易通過調度和交易機構實現，為工商業企業等 各類用戶提供更加經濟、優質的電力保障。
9、鼓勵建立長期穩定的交易機制。構建體現市場主體 意愿、長期穩定的雙邊市場模式，任何部門和單位不得干預 市場主體的合法交易行為。直接交易雙方通過自主協商決定 交易事項，依法依規簽訂電網企業參與的三方合同。鼓勵用 戶與發電企業之間簽訂長期穩定的合同，建立并完善實現合 同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。
10、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。用戶可以結合自身負荷特性，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。具備條件時， 逐步實施輔助服務市場化。
11、開展跨省跨區電力直接交易試點。建立完善的跨省 跨區電力市場交易機制，加強與華中、西南等電力輸入區域 省份溝通協作，建立完善省際合作機制，更大程度地參與全 國電力交易。鼓勵省內發電企業與省外電力用戶建立中長期 電力合作關系，選擇大容量、高效率、超低排放機組，開展 與湖北省等周邊省份跨省跨區電力直接交易試點，擴大市場 化交易電量，豐富交易品種，積極推進我省煤炭向電力轉化。 打造神府、榆橫、延安和彬長“西電東送”煤電基地，加快陜 北至武漢特高壓輸電工程等外送電通道建設，擴大陜電外送 規模，促進電力資源在更大區域范圍優化配置。
（四）推進輸配電價改革，完善市場定價機制。
12、制定輸配電價改革試點方案。按照國家統一安排部 署，參照已開展輸配電價改革試點省份經驗，結合陜西兩家 電網企業并存的實際情況，按照有利于推進電力市場化改 革、有利于促進電網企業健康發展、有利于減輕社會用電負 擔等原則，合理確定試點范圍，科學核定輸配電價，研究擬 定并及時報送適合我省電力體制特點的輸配電價改革試點 方案，經國家批準后組織實施。
13、開展輸配電價成本監審工作。對省內電網企業輸配 電價成本進行調查摸底，密切配合國家開展對陜西電網的輸 配電價成本監審工作，明確監審范圍，完善監審辦法，從嚴 核定成本費用，如期完成陜西電網輸配電價成本監審工作。 14、測算符合實際的輸配電價標準。根據成本監審結果， 在綜合考慮電網企業輸配電資產、成本、效益的基礎上，按 照“準許成本加合理收益”的原則，測算出陜西電網輸配電價 總水平和分電壓等級輸配電價標準，加快改變對電網企業的 監管模式，逐步形成規則明晰、水平合理、監管有力、科學 透明的獨立輸配電價體系。
15、推進電價交叉補貼改革。堅持保障民生、合理補償、 公平負擔的原則，結合輸配電價改革進程，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，逐步建立科學合理的銷售 電價分類體系。
16、完善輸配電價管理政策。研究制定科學合理的輸配 電價管理辦法，進一步加強電網企業成本監管，探索激勵與 約束相結合的方式方法，引導合理有效投資，促進企業節約 成本、提高效率。加快推行輸配電價與發售電價分開形成機 制，有序放開上網電價和公益性以外銷售電價。在放開競爭 性環節電價之前，適時啟動煤電價格聯動機制，調整上網電 價和銷售電價，使電力價格更加靈敏反映市場變化情況。
（五）穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電 業務。
17、鼓勵社會資本投資增量配電業務。認真落實國家關 于創新重點領域投融資機制的工作部署，積極吸引社會資本 參與增量配電業務領域投資，促進國家電網陜西省電力公 司、陜西省地方電力（集團）公司有序競爭、融合發展。有 序向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，探索社會 資本投資配電業務的有效途徑，培育發展混合所有制配電主 體。社會資本投資增量配電網絕對控股的，即擁有配電網運 營權，同時擁有供電營業區內與電網企業相同權利，履行相 同責任和義務。國網陜西省電力公司、陜西省地方電力（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。
18、明確售電放開的市場準入條件。在國家確定的售電 側市場主體準入與退出標準、條件的基礎上，結合陜西實際， 依法確定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售 電主體準入條件。售電主體必須具備獨立法人資格、業務獨 立、信用良好、擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的 注冊資本、設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技 術經濟特征的相關專職專業人員。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”。明確退出規則，加強市場監管，保障各相關方 合法權益。
19、多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產業園 區或經濟技術開發區組建售電主體直接購電。支持擁有分布 式電源的用戶或微網系統參與電力交易。鼓勵能源需求側管 理機構和供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司 開展市場化售電業務。允許符合條件的發電企業投資和組建 售電主體進入售電市場，從事售電業務。
20、明確市場主體權責。售電主體可通過電力市場，采 取向發電企業、集中競價和向其他售電商購電等多種方式購 電。售電主體、電力用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確 權利義務。鼓勵售電主體創新服務，向電力用戶提供合同能 源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。各種電力生產方 式都要嚴格按照國家有關規定，承擔電力基金、政策性交叉 補貼、普遍服務、社會責任等義務。
（六）開放電網公平接入，建立可再生能源發展新機制。 21、積極發展可再生能源和分布式能源。科學編制可再 生能源開發利用規劃，提高可再生能源消費比重和非水電可 再生能源電量消費比重。鼓勵因地制宜投資建設太陽能、風 能、生物質能發電等可再生能源，優先安排可再生能源保障 性發電。安排年度發電計劃時，充分預留可再生能源發電空 間，在保障電網安全穩定運行、可靠供電的前提下，優先安 排發電。加強可再生能源發電與其他電源、電網的有效銜接， 擴大外送可再生能源發電量比例，明確可再生能源電力接 入、輸送和消納責任，建立確保可再生能源電力消納的激勵 機制。
22、完善并網運行服務。堅持節能減排和清潔能源優先 上網的原則，優先支持新能源、分布式能源、節能降耗和資 源綜合利用機組并網，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。建立保障 可再生能源優先發電制度，確定優先發電企業類別，合理確 定優先發電順序。完善可再生能源消納調峰補償機制。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。
23、全面放開用戶側分布式電源市場。積極開展分布式 電源項目的各類試點和示范。放開用戶側分布式電源建設， 支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資 建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣“熱電冷”聯產等 各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用 電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源 管理”模式建設分布式電源。
24、加強和規范自備電廠建設管理。從強化規劃引導、 發展循環經濟、延伸煤電產業鏈等方面，規范燃煤機組為主 的自備電廠準入標準。新建燃煤自備電廠（除背壓機組和余 熱、余壓、余氣利用機組外）應符合國家產業政策、總量控 制規模、電力規劃布局和國家節能環保排放標準。自備電廠 應公平承擔社會責任，履行相應的調峰義務，已運行自備電 廠加快推進節能減排和淘汰落后機組步伐，確保穩定達標排 放。對承擔相應的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用 費的現有自備電廠，在滿足自備電廠參與市場交易的相關規 定下，規范其成為合格市場主體，允許其在公平承擔社會責 任條件下參與電力市場交易。完善和規范余熱、余壓、余氣、 瓦斯抽排等資源綜合利用類自備電廠支持政策，制定陜西省 自備電廠建設管理辦法。
（七）加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可 靠水平。
25、切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃。認真履 行電力規劃職責，加強電力規劃與能源規劃、地方性電力規 劃與全國電力規劃之間的有效銜接。提升電力規劃的權威 性、科學性和覆蓋面，配電網規劃應重點滿足本區域電力供 應，合理布局變電設施，避免重復建設。農村電網改造規劃 應服務我省移民搬遷、城鄉一體化和重點鎮、文化旅游名鎮 建設以及縣域工業園區發展等。增強規劃的透明度和公眾參 與度，注重做到與城鎮化規劃、土地利用總體規劃和文物、 景區（點）等敏感目標相協調，并及時向社會公布。加大電 力發展重大問題研究，依據資源環境承載能力，科學調控電 力發展的規模和布局，建立規劃監督、評估、考核機制，各 種電源建設和電網布局嚴格按規劃有序組織實施，增強規劃 的執行力。
26、切實加強電力行業及相關領域科學監管。嚴格執行 國家法律法規和行業標準規范，創新監管模式，根據職能依 法履行電力監管職責，開展對電力規劃從編制到實施全過程 監督和后評價工作。加強對電網公平接入、電網投資行為、 成本及投資運行效率的監管。切實保障新能源并網接入，促 進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。國家能源 局西北監管局和陜西省電力行業管理部門對市場主體有關 市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實 施監管。對電力交易中心和電力調度中心執行市場規則的情 況實施監管。
27、建立健全市場主體信用體系。加強市場主體誠信建 設，規范市場秩序。建立企業法人及其負責人、從業人員信 用記錄，將其納入統一的信用信息平臺，使各類企業的信用 狀況透明、可追溯、可核查。加大監管力度，對企業和個人 的違法失信行為予以公開，違法失信行為嚴重且影響電力安 全的，要實行嚴格的行業禁入措施。
28、減少和規范電力行業的行政審批。進一步轉變政府 職能、簡政放權。按照國家要求取消、下放電力項目審批權 限，有效落實規劃，明確審核條件和標準，規范簡化審批程 序，完善市場規則，保障電力發展戰略、政策和標準有效落 實。除法律法規有明確規定的外，任何電力企業不得對其他 公民和法人設定接入電網和輸配電服務方面的附加條件，確 保電網對發電企業、售電主體和用戶無歧視開放。
四、組織實施
（一）加強組織領導。
成立陜西省電力體制改革領導小組，由省政府分管領導 任組長，省發展改革委（省能源局、省物價局）、國家能源 局西北監管局、省工業和信息化廳、省財政廳、省環境保護 廳、省水利廳、省國資委、省政府法制辦、國家電網陜西省 電力公司、陜西省地方電力（集團）有限公司等部門的主要 負責人為成員。領導小組主要負責認真貫徹落實中發〔2015〕 9 號文件精神，全面統籌協調推進陜西省電力體制綜合改革 工作，研究確定組織實施方案和措施，協調解決電力發展、 結構轉型、產業升級的重點難點問題。領導小組辦公室設在 省發展改革委，辦公室主任由省發展改革委主任兼任。
（二）規范推進試點。
堅持正確的改革方向，積極穩妥推進各類試點。堅持市 場定價、平等競爭、節能減排的原則，結合我省實際，制訂 專項試點實施方案，報國家發展改革委、國家能源局批復后 組織實施。試點過程中要建立問題發現和糾錯機制，靈活應 對試點工作中出現的新情況、新問題，切實防范風險，保證 電網安全。
（三）營造改革氛圍。
加強與新聞媒體的溝通協調，加大對電力體制改革的宣 傳報道力度，在社會上形成推進電力體制改革的濃厚氛圍， 加強改革工作的溝通協調，充分調動各方積極性，凝聚共識， 形成工作合力。
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