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近日，浙江省发改委发布《2020年浙江省深化电力体制改革工作要点》，进一步深化电力体制改革。
其中，《要点》提出要全面提速电力现货市场建设。
推动电力现货市场连续结算运行。坚持问题导向，不断总结经验，按照5月开展1次周结算试运行，7月启动月连续结算试运行，下半年研究引入外来电、售电公司和电力用户进入现货市场结算体系的节奏和频次，力争年底前浙江电力现货市场具备连续结算试运行条件。
出台电力市场运营规则。2020年底前，出台能够满足现货市场连续结算试运行所需，涵盖市场模式、架构、运行、结算、管理等在内，经广泛征求意见的电力市场运行规则，不断完善规则配套的流程细则，持续细化相关参数设计。
完善电力辅助服务市场机制。电力现货市场提供调频、备用等多类型市场化辅助服务交易品种，引入负荷集成商、虚拟电厂、抽蓄、储能等新兴市场主体，适时参与电力中长期、现货市场及辅助服务市场，引导电源侧、负荷侧、储能侧资源深入参与电力市场交易。
规范技术支持系统建设运行。优化修正技术支持系统相关功能，确保市场设计和技术系统的一致性；做好结算试运行中的技术系统运行情况分析，解决存在问题，做好定期记录、汇总、披露等工作；规范关键市场参数的设定标准与取值，开展技术系统的第三方验证和标准算例校核等工作。
《要点》要求继续扩大电力市场化交易规模，2020年浙江省电力市场化交易电量目标定为2100亿千瓦时。
其中：普通直接交易、售电市场交易、现货市场交易规模分别达到1700亿千瓦时、300亿千瓦时和100亿千瓦时，全省市场化电量占全社会用电量比例提高到43%左右。
在电价方面，《要点》要求2020年全省降低企业用电成本100亿元以上，企业平均用电成本下降每千瓦时3分以上。
在电力行业准入方面：支持鼓励民营资本进入发电、配电、售电等行业领域，不断促进电力投资建设主体多元化。
在电力市场建设方面：完善电力中长期交易规则、保持售电市场平稳健康发展、加强售电市场与电力现货市场的衔接。
在股份改制方面，持续推进浙江电力交易中心股份制改造，2020年上半年电网企业持股比例下降至70%，年底前下降至50%以下。
详情如下：
省发展改革委印发关于《2020年浙江省深化电力体制改革工作要点》的通知
浙发改能源〔2020〕212号
省财政厅、省交通厅、浙江能监办、省市场监管局，各市发展改革委（能源局），国网浙江省电力有限公司、浙江电力交易中心、各相关电力企业，浙江电力市场管理委员会：
为深入贯彻国务院电力体制改革和省委全面深化改革工作部署，加快我省电力市场体系建设，现将《2020年浙江省深化电力体制改革工作要点》印发给你们，请对照责任分工，贯彻执行。
浙江省发展和改革委员会
2020年6月22日
2020年浙江省深化电力体制改革工作要点
2020年是我省高水平全面建成小康社会和“十三五”规划的收官之年。为贯彻落实党的十九大精神，加快电力市场体系建设，今年我省深化电力体制改革工作的总体思路是：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻“四个革命，一个合作”能源安全新战略，锚定浙江“重要窗口”新目标新定位，以“三个地”使命担当，按照“效果导向、前列意识、浙江特色”总体要求，坚持“安全、经济、绿色”基本原则，系统推进现货市场等电力市场化重点改革攻坚，降低企业用电成本，优化电力营商环境，促进行业高质量发展，力争我省在全国电力体制改革中继续走在前列。
一、不断降低企业用电成本
（一）确保政策性降电价措施执行到位。围绕省委、省政府坚决打赢新冠肺炎疫情防控阻击战、全力稳企业稳经济稳发展工作部署，全面落实国家阶段性降电价和两部制电费减免政策，切实加强商业综合体、产业园区、写字楼等转供电环节收费行为监管，确保降电价红利及时足额传导到终端用户，增加企业获得感。对受疫情影响交费确有困难的企业实行“欠费不停供”等措施，疫情结束后3个月内，由企业补缴各项费用。〔责任单位：省发展改革委、省市场监管局、浙江能监办，各市、县（市、区）发改、市场监管部门，省电力公司〕
（二）扩大电力市场化交易规模。积极发挥市场配置电力资源作用，将2020年浙江省电力市场化交易电量提高到2100亿千瓦时。其中：普通直接交易、售电市场交易、现货市场交易规模分别达到1700亿千瓦时、300亿千瓦时和100亿千瓦时，全省市场化电量占全社会用电量比例提高到43%左右。通过搭建市场平台、组织市场竞价、规范市场秩序，完善电力交易价格市场形成机制，利用当前燃料成本下降的有利时机，有效降低企业用电成本，助力打赢疫情防控阻击战。〔责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，各市、县（市、区）发改部门，省电力公司，浙江电力交易中心，相关发电、售电企业〕
（三）缩小浙江与长三角各省电价差距。通过电力市场化改革和政策性降本等措施，充分利用比较竞争优势，进一步降低浙江终端电价水平，2020年全省降低企业用电成本100亿元以上，企业平均用电成本下降每千瓦时3分以上，努力缩小与江苏等长三角各省的电价差距，全力支撑我省经济高质量发展。〔责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，各市、县（市、区）发改部门，省电力公司，浙江电力交易中心，相关发电、售电企业〕
二、着力优化电力营商环境
（四）推进办电服务便利化。根据《2020年浙江省深化“最多跑一次”推进“放管服”改革工作要点》和《国家能源局关于全面提升“获得电力”服务水平持续优化用电营商环境的意见》，围绕用电报装时间、环节、成本、供电可靠性等关键性指标，政企协同、合力推进，全面提升企业主体和人民群众“获得电力”的获得感和满意度。2020年底前，全省低压小微企业用户用电报装压减至2个环节、2份材料、15天以内，10千伏高压供电企业办理用电业务压减至3个环节、2份材料、35天以内。2020年6月底前，杭州市、宁波市160千瓦及以下、其他设区市100千瓦及以下低压用户用电报装率先实行“零上门、零审批、零投资”服务。高压用户用电报装推行“省力、省时、省钱”服务，不得以任何名义收取不合理费用。2020年完成用电报装违规收费核查、清理工作。供电企业制定完成用电报装服务标准和目录清单，进一步提高“网上办”、“掌上办”服务质量；配合推广水电气网协同报装，2020年10月底前实现全省全覆盖。〔责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，各市、县（市、区）发改（能源）部门，省电力公司，各增量配电企业〕
（五）放宽电力行业准入。严格落实《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》，在电力行业着力防止市场垄断，严禁违法限制或排斥竞争。稳妥推进电力企业混合所有制改革，支持鼓励民营资本进入发电、配电、售电等行业领域，不断促进电力投资建设主体多元化。推动三澳核电一期尽快核准建设，打造全国首个有民营资本参与的核电示范项目样板；启动白鹤滩输浙特高压直流项目股份多元化改革，吸引沿线各省地方政府所属投资平台、大型金融机构、产业基金等入股项目建设，开创合作共赢、利益共享的跨省区特高压项目建设投资新模式。〔责任单位：省发展改革委、省能源局，各相关市、县（市、区）发改（能源）部门，省电力公司，浙江电力交易中心，中广核集团、浙江能源集团等相关电力企业〕
三、持续推动售电市场完善
（六）完善电力中长期交易规则。坚持中发9号文规定的电力市场化改革方向，进一步修订完善《浙江省部分行业放开中长期电力交易基本规则（试行）》（浙发改能源〔2019〕405号），按照“交易价格+输配电价+政府基金及附加”的“顺价”模式，完善结算模式，制定结算示例，统筹平衡各方利益，加快培育市场主体核心竞争力，构建 “多买方、多卖方”的售电市场格局。妥善处理保底供电企业承担保底服务可能出现的输配电价回收不足问题。（责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，省电力公司，浙江电力交易中心，相关发电、售电企业）
（七）保持售电市场平稳健康发展。根据浙江省产业政策导向，在2019年放开钢铁、煤炭、建材、有色等四大行业基础上，稳步在交通运输、仓储和邮政业，信息传输、软件和信息技术服务业等引领性强的行业领域进一步放开售电市场交易。按照公平、公正、公开原则，做好电力用户参与售电交易的组织、审核、公示等工作。强化政府引导和监管，做好政策宣贯和风险提示，在当前形势下，鼓励将更多让利空间和改革红利让渡给终端企业用户。〔责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，各相关市、县（市、区）发改（能源）部门，省电力公司，浙江电力交易中心，相关发电、售电企业〕
（八）加强售电市场与电力现货市场的衔接。为实现与电力现货市场的有机对接，售电企业与发电企业开展电力中长期交易时，应在合同中约定分时结算规则，交易价格分为尖峰、高峰和低谷电价，峰谷分时电价时段参照《浙江省电网销售电价表》执行。市场用户参与售电市场交易继续执行基本电价、功率因数考核等电价政策。（责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，省电力公司，浙江电力交易中心，相关发电、售电企业）
四、全面提速电力现货市场建设
（九）推动电力现货市场连续结算运行。坚持问题导向，不断总结经验，按照5月开展1次周结算试运行，7月启动月连续结算试运行，下半年研究引入外来电、售电公司和电力用户进入现货市场结算体系的节奏和频次，力争年底前浙江电力现货市场具备连续结算试运行条件。（责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，省电力公司，浙江电力交易中心，相关发电、售电企业）
（十）出台电力市场运营规则。2020年底前，出台能够满足现货市场连续结算试运行所需，涵盖市场模式、架构、运行、结算、管理等在内，经广泛征求意见的电力市场运行规则，不断完善规则配套的流程细则，持续细化相关参数设计。（责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，浙江电力交易中心、省电力市场管理委员会）
（十一）完善电力辅助服务市场机制。电力现货市场提供调频、备用等多类型市场化辅助服务交易品种，引入负荷集成商、虚拟电厂、抽蓄、储能等新兴市场主体，适时参与电力中长期、现货市场及辅助服务市场，引导电源侧、负荷侧、储能侧资源深入参与电力市场交易。（责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，浙江电力交易中心、省电力市场管理委员会）
（十二）规范技术支持系统建设运行。优化修正技术支持系统相关功能，确保市场设计和技术系统的一致性；做好结算试运行中的技术系统运行情况分析，解决存在问题，做好定期记录、汇总、披露等工作；规范关键市场参数的设定标准与取值，开展技术系统的第三方验证和标准算例校核等工作。（责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，省电力公司，第三方评估机构）
五、全力优化电力运行管理
（十三）有序放开经营性电力用户发用电计划。统筹电力中长期交易与现货市场，发用电计划管理和电力市场改革，在优先保障居民、农业和重要公共事业用电基础上，有序推动电力运行管理模式从计划向市场的转变，力争通过2-3年的努力，全面放开经营性行业发用电计划。（责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，省电力公司，各发电企业）
（十四）保障电力系统安全可靠运行。衔接上下游电力行业规划，不断提高电力规划的科学性、系统性和先进性，提高电力系统运行效率。树立“安全第一”理念，电力市场交易开展要以电网网架、调度运行和信息的安全保障作为前提和约束条件，严格落实电网安全运行标准要求，做好电力电量平衡，强化市场信息发布，及时处理电网故障、供需失衡等异常情况，确保电网安全稳定经济运行。（责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，省电力公司，各发电企业）
六、深入推进增量配电改革
（十五）评估增量配电改革试点成效。组织开展全省前三批11个增量配电网改革试点实施情况评估工作，总结进展成效，分析存在问题。进一步加强与电网企业、发电企业、电力用户等各方面的协调沟通，对增量配电业务符合配电网规划、电网公平开放、电力普遍服务等开展评估，充分发挥试点示范引领作用。〔责任单位：省发展改革委、省能源局、浙江能监办，各相关市、县（市、区）发改（能源）部门，省电力公司，各增量配电企业〕
（十六）协调推动新增试点组织实施。指导第四批3个试点落实落细各项规划建设目标任务。严把业主遴选、规划批复、公司组建等环节，组织符合条件的主体开展新一轮试点申报和落地实施。电网企业要按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，公开与配电网接入有关的信息，提供便捷、及时、高效的并网服务。增量配电网公司要积极落实输配电价制度，推进分布式发电、市场化交易等改革，确保增量配电网电力稳定供应。〔责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，各相关市、县（市、区）发改（能源）部门，省电力公司，各增量配电企业〕
七、继续加快电价体制改革（十七）科学核定新一轮输配电价。根据国家发展改革委相关部署，按照“准许成本加合理收益”原则，组织开展浙江和华东区域电网输配电定价成本监审工作，积极争取国家发展改革委在第二监管周期加大对我省输配电价核减力度，为进一步降低终端用户电价腾出空间。（责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，省电力公司）
（十八）调整降低部分电源上网电价。对标统调煤电基准上网电价，争取国家发展改革委合理降低我省部分核电项目上网电价。利用天然气代输机制，启动天然气发电机组上网电价改革试点，有效降低气电平均上网电价水平；研究地方水电、地方热电等衔接电力市场相关体制机制，促进电价下降，实现竞争力提升。（责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，省内各相关电力企业）
八、有序构建电力交易格局
（十九）推动浙江交易中心股份化改造。积极落实《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）等文件精神，制定交易中心规范独立运行实施方案并上报国家审批，加快构建公开透明的电力交易平台。按照“多元制衡”原则，持续推进浙江电力交易中心股份制改造，2020年上半年电网企业持股比例下降至70%，年底前下降至50%以下。（责任单位：省发展改革委、省能源局，省电力公司，浙江电力交易中心）
（二十）发挥市场管理委员会作用。进一步厘清电力市场管理委员会、交易机构和调度机构的职能定位，充分发挥市场管理委员会在电力市场建设、制定交易规则、监督市场运行等方面的作用，强化调度机构在现货市场运营中的职责定位，确保电力市场安全平稳运行。（责任单位：省发展改革委、省能源局，浙江能监办，省电力公司，省电力市场管理委员会）
九、大力促进电力技术创新
（二十一）推动天然气分布式能源发展。制定天然气分布式能源项目发展支持政策，启动首批天然气分布式能源试点项目申报，重点在增量配电网、数据中心、商业综合体、医药化工等行业部署建设一批项目，通过一体化规划、建设、运营，实现互利互惠，共同发展。〔责任单位：省发展改革委、省能源局，有关市、县（市、区）发改（能源）部门，省电力公司，浙江能源集团，省内各电力企业〕
（二十二）完善新型电力基础设施布局。抢抓新基建机遇，加快建设多元融合高弹性电网，打造坚强灵活的电力骨干网架，构建大规模源网荷储友好互动系统，完成年度电网投资220亿元。优化充电基础设施布局，推动形成广泛覆盖、便捷智能的充电设施服务网络，2020年新建公用充电桩4050根，高速公路充电站6座，岸电设施50台（套）。完善充电设施智能服务平台，构建充电大数据共享中心，推动充电设施服务网络与未来社区、智慧城市、智慧交通融合发展。发挥电动汽车动态储能特性，鼓励和引导电动汽车通过负荷聚合参与削峰填谷。完善新能源汽车充电基础设施财政补贴支持政策。降低岸电设施用电价格。〔责任单位：省发展改革委、省能源局、省交通厅、省财政厅，有关市、县（市、区）发改（能源）部门，省电力公司，省充电设施联盟，各充电设施企业〕
（二十三）增强电力需求侧响应能力。实施“百万用户、百万千瓦”行动，广泛发动各类用户参与电力需求侧响应，全省精准负荷响应能力达到400万千瓦，负荷侧调峰能力达到全社会最高负荷的5%；引入市场化竞价模式，探索需求响应资源参与辅助服务市场交易，有效控制需求响应补贴成本；完善需求响应技术标准体系，形成具有浙江特色的电力需求侧管理模式。（责任单位：省发展改革委、省能源局，省电力公司）
十、进一步健全工作保障机制
（二十四）统一思想认识。进一步提高政治站位，推动各方形成改革合力，破解改革难点，破除利益藩篱，将我省改革开放先行地的体制机制优势 转化为电力体制改革的先发优势，全力打赢电力体制改革突围战。
（二十五）加强组织保障。强化省煤电油气运工作领导小组对电改工作的领导，完善下设电力体制改革办公室的工作机制，充实人员配备，压实各单位主体责任，统筹电力市场、输配电价、增量配电等各专项改革进程，建立综合协调机制，确保各项改革协同推进、相辅相成。
（二十六）强化市场监管。完善市场信息发布机制，做好政策宣贯和培训，发布风险提示，引导各主体理性开展市场交易，增强市场主体对政策的理解和掌握能力，避免改革不稳定因素。加快行业监管体系、信用体系建设，构建规范有序、公平竞争的电力市场环境。
