三、第一阶段重点任务 

　　2016年—2017年推进电力体制改革的重点任务如下：

　　（一）推动输配电价改革。 

　　1．单独核定输配电价。按照《国家发展改革委关于宁夏电网输配电价改革试点方案的批复》（发改价格〔2015〕2012号）要求，分电压等级核定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。 

　　2．发售电价格市场化。积极稳妥推进发电侧和售电侧电价市场化，分步实现公益性、调节性以外的发售电价格由市场形成。鼓励电力用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定市场交易价格，并按照其接入电网的电压等级支付输配电价。 

　　3．妥善处理电价交叉补贴。坚持保障民生、合理补偿、公平负担的原则，结合电价改革进程配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，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。按照国家电力体制改革意见，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，经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收。

　　（二）建立相对独立的电力交易机构。 

　　1．成立宁夏电力交易中心。研究制定宁夏电力交易中心组建方案。按照自治区人民政府批准的章程和规则，组建股份制宁夏电力交易中心，对现有交易中心进行股份制改造，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，明确工作界面和工作流程，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台。交易中心以电网企业现有人员为基础，根据业务发展需要，通过公开择优选聘充实专业人员队伍。 

　　2．明确交易中心职能。交易中心在国家能源局西北监管局和自治区电力管理部门的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，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同；负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。电力交易中心经政府有关部门批准后，可向市场主体收取合理费用。 

　　3．设立市场管理委员会。在自治区电力体制改革领导小组的领导下，组建宁夏电力市场管理委员会，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，实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制，主要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。国家能源局西北监管局和自治区发展改革委、经济和信息化委、物价局等相关部门可派员参加市场管理委员会有关会议。市场管理委员会审议结果经审定后执行，国家能源局西北监管局和自治区人民政府有关部门行使否决权。 2016年完成宁夏电力市场管理委员会组建。

　　（三）建立健全电力市场交易机制。 

　　1．完善区内电力直接交易机制。建立优先购电和优先发电制度，在已开展的电力直接交易基础上，根据实际需要，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下，进一步增加交易种类，扩大交易电量规模。除优先发电以外的公用机组发电量全部放开，允许依法取得售电资质的售电主体和符合条件的自备机组按规则参与市场；电力用户试点全电量参与市场，实施市场化的电量偏差调整机制；建立新能源与火电调峰辅助服务补偿机制；将发电权交易纳入市场交易；建立健全违规和失信惩罚机制；引导售电公司参与市场。2016年完成放开发用电计划实施方案，试运行供给侧保障优先发电前提下全部放开。 

　　2．完善跨省跨区电力交易市场化机制。制定跨省跨区电力市场化交易实施方案。按照国家能源战略和经济、节能、环保、安全的原则，依托银东直流、灵绍直流等外送通道及西北市场，积极开拓全国电力市场，开展跨省跨区电力直接交易、新能源发电权交易试点，扩大市场化交易电量。采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。2017年完成跨省跨区电力交易实施方案。

 

　　3．适时建立有效竞争的现货交易机制。在推进中长期交易基础上，开展电力市场现货交易机制研究，根据宁夏电源布局、负荷特性、电网结构等因素，适时开展现货交易试点，启动日前、日内、实时电能量交易和备用、辅助服务等现货交易品种。通过市场竞争发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。同时，加强对电力期货和衍生品交易的前期研究，探索建立宁夏电力金融交易平台，逐步将电力容量市场、电力期货和衍生品等纳入交易体系。 

　　4．积极探索新能源市场化发展新机制。在保障电网安全稳定和民生的前提下，完善并网运行服务，积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接，依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。积极发展分布式电源，主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。选择具备条件的区域或企业，开展微电网建设试点。规划内可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与市场竞争、跨省跨区消纳。积极推进可再生能源发电参与直接交易。 

　　5．建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，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。通过多种方式加大调峰补偿力度，通过双边协商或市场化招标等方式确定参与调峰交易双方。用户可结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。2017年制定宁夏电力市场辅助服务建设框架方案。 

　　6．规范和加强自备电厂管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新（扩）建自备电厂项目。禁止公用电厂违规转为企业自备电厂。拥有自备电厂的企业应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费，探索以市场化方式逐步代替系统备用费的机制。完善和规范余热、余压、余气等资源综合利用类自备电厂支持政策。规范现有自备电厂成为合格市场主体，允许在符合国家产业政策和能效环保要求、公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。

　　（四）售电侧改革。 

　　1．多途径培育市场主体。制定宁夏售电侧改革试点方案并报国家发展改革委、国家能源局。在国家确定的售电侧市场主体准入与退出标准与条件基础上，结合宁夏实际，确定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。向社会资本放开售电业务，赋予用户更多的选择权，提升售电服务质量和用户用能水平，形成有效的市场竞争结构和市场体系。创新售电业务市场准入机制，以注册服务代替行政审批，实行“一注册、一承诺、一公示、三备案”。 

　　2．实施园区型售电主体直接交易。在高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区等各类园区中，选择有参与意愿并符合准入条件的，组建独立的售电公司，2016年底前开展园区型售电主体直接交易。 

　　3．鼓励社会资本投资增量配电业务。按照国家关于增量配网建设有关要求，探索社会资本投资配电业务，以新规划建设的高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区、工业园区及矿区等为重点，有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。国网宁夏电力公司、地方电力（集团）公司以外的存量配电资产视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。同时，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运营权，在供电营业区内拥有与电网企业相同的权利，并切实履行保底供电责任等相同的责任和义务。

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