2019年贵州省供给侧改革方案全文,贵州省供给侧改革方案出台
新闻提示
4月21日,贵州电力交易中心有限责任公司成立,成为全国首家多股东有限责任公司制的省级电力交易机构。这既是我省推进供给侧结构性改革的重要举措,也是我省深化电力体制改革综合试点的具体行动。
时间回到2月,为推进电力市场化交易,我省“先行先试”,组建了挂靠贵州电网公司的贵州电力交易中心,迈出电力市场化改革的步伐；
3月15日,******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)出台；
11月9日,国家发改委、国家能源局批复《贵州省电力体制改革综合试点方案》,我省成为国内首批电力体制改革试点省份；
11月16日,贵州电力交易中心正式挂牌运行,成为相对独立的电力交易机构；
3月28日,贵州电力交易中心进行公司制组建,完成工商注册,成为全国首家多股东有限公司制的省级电力交易机构；
4月21日,贵州电力交易中心有限责任公司正式成立。同日,贵州电力市场交易系统投入运行。
贵州电力交易中心业务办理区。
机构解读:让市场决定资源配置
据了解,贵州电力交易中心主要有研究起草交易机制和规则、市场交易策划和组织、市场管理、统计结算和分析、信息统计与披露管理、技术支撑建设及运营维护管理等六大职能。
“交易中心是相对独立的,不以营利为目的,依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务,形成公平公正、有效竞争的市场格局,促进市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府监管作用。”贵州省电力交易中心负责人在接受采访时强调。
“相对独立”指将原来由电网企业承担的交易业务与其它业务分开,实现相对独立运行。
此前,贵州电力交易中心挂靠贵州电网公司。而此次由贵州电网有限责任公司和贵州产业投资(集团)有限责任公司共同出资组建贵州电力交易中心有限责任公司,实现公司化运营后,贵州电力交易中心将实行独立运行。中心向市场主体合理收费,用以支付办公、人工等运行成本,主要包括注册费、年费、交易手续费等。
公司化运营之前,贵州电力交易中心在由省经信委、发改委、能源局和能监办共同组成的贵州电力市场化领导小组领导下开展市场化交易工作。之后,其市场化交易工作将接受市场管理委员会的管理。该管理委员会由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户选派代表组成,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,实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制,但能源监管机构和政府有关部门仍然可以行使最终否决权。
颇受关注的是,贵州电力交易中心开展的电力直接交易,将更加凸显电力体制改革的精细化程度。
随着国家发展改革委今年3月正式批复我省输配电价,将按“准许成本加合理收益”的原则,核定电网企业准许收入和输配电价水平。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源,参加电力直接交易的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。
贵州电力交易中心将按照电力市场准入规定,严格执行市场准入和退出政策,受理市场成员递交的入市注册申请,与市场成员签订入市协议和交易平台使用协议,办理交易平台使用账号和数字证书,管理市场成员注册信息和档案。注册的市场成员可通过电子交易平台在线参与各类电力交易,签订电子合同,查阅交易信息等。
据介绍,目前贵州电力交易中心组织的售电业务主要针对火电企业。下一步主推的交易品种涵盖直接交易、富余水电交易、发电权交易、跨省电力交易等。
“富余水电”主要针对汛期时,在保障省内电力供应基础上,为减少弃水,在西电东送电量交易中引入市场化机制,增送用电低谷时段电量。通过电力交易中心在电网与电网之间达成购电交易,有效引导错峰用电。
而发电权交易,则是引导鼓励和促使发电成本高的机组,将其计划合同电量的部分或全部出售给发电成本低的机组替代其发电,以达到优化电源结构、降耗减排的目的。
有关人士就此指出,电力交易中心的成立为本轮电改中可能获得最大红利的售电公司搭建了全新的舞台。
《贵州省电力体制改革综合试点方案》批复后,我省售电侧改革加快步伐。在贵安新区,放开增量配电投资业务,目前正在加速推进混合所有制配售电公司的组建工作。在兴义市,解除了贵州电网公司对兴义市地方电力公司的代管,将兴义市地方电力公司改造成独立的输电公司和配售电公司。而在全省,售电业务向社会资本放开,全省工商注册的售电公司已有24家,注册资本包括了地方国资、当地民资和省外资本。
今后,售电公司进入省政府公布的售电主体目录后,可注册成为电力交易中心的会员。他们可以通过提供优质的服务捆绑多个用电户进行集中竞价或挂牌,从而掌握价格谈判主动权。
中电投贵州金元集团股份有限公司总经理朱绍纯认为,贵州电力交易中心开展电力市场化交易,将极大地支持省内工业发展,为发电企业赢得市场,实现共赢。
应运而生:推进电力交易体制改革
成立贵州电力交易中心,是我省电力体制改革的一项重要任务。中心的主要职能是在政府监管下,为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务,完善市场化交易机制。
11月9日,国家发改委、国家能源局批复同意《贵州省电力体制改革综合试点方案》,明确改革内容涵盖输配电价改革、电力市场改革、售电侧改革和跨省跨区电力交易改革。其中,建设公平、规范的电力交易平台,是新电改“管住中间,放开两头”体制构架的具体形式体现,未来将引入市场竞争,打破市场壁垒,建设全国省级试点电力市场。
贵州为什么会成为全国首批电力体制改革综合试点?
从供给侧来看,有着“水火互济”优势的贵州,电力资源较为丰富,一直渴望将资源优势转化为经济发展优势。
统计数据显示,底我省电力装机已达4669万千瓦,当年全省发电量1844亿千瓦时,省内用电量1173.7亿千瓦时,外送电量500亿千瓦时。到,全省发电量1930亿千瓦时,省内用电量1180亿千瓦时,电力外送电量750亿千瓦时。其中,电力外送占发电量近三分之一,西电东送是主要去向。
然而,近年来我省电力行业却遭遇了一场难熬的市场“寒流”:火电企业因发电设备利用小时数减少,生产经营困难增多,迫切需要借助电力市场化改革拓展电力市场空间。与此同时,省内煤炭产能过剩问题突出,持续的消费疲软和市场供大于求,让煤炭企业迫切希望借助电力市场改革寻求出路。
从需求侧来看,随着宏观经济下行压力加大,产业结构调整和转型升级造成工业用电量下滑。省内的化工、有色、冶金、煤炭、建材、装备制造、电子信息等行业亟需降低用电成本,稳定企业生产,由此带来电力供大于求的矛盾进一步显现。
在此背景下,2月,贵州电力交易中心“先行先试”,应运而生。中心通过双边交易、集中竞价交易和挂牌交易等方式,为电力市场主体提供直接交易平台。
“形象地说,电力交易中心的功能与模式类似证券交易所。”贵州电网有限责任公司董事长尚春表示,此举的目的在于无歧视放开电力市场,提高市场效率,释放供给侧结构性改革的红利。
因此,贵州电力交易中心的成立,被业内视为本轮电改的一大亮点。
华北电力大学 教授、国家发改委电力体制改革专家咨询组专家曾鸣接受采访时认为,随着电力改革推进,交易中心是进行电力直接交易的必需场所,预计未来各省都会借鉴贵州这一框架进行电力体制改革。
贵州最后一座大型水电站——马马崖水电站。 刘坤伦 摄
贵州第一个风电场——赫章韭菜坪风电场。
成效初现:释放红利保增长
业内人士介绍,通过电力交易中心平台,参与电力改革的市场主体都将分享改革红利:
——发电企业可以通过降低生产成本、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。
——电网企业主要从事电网投资运行,电力传输配送,负责电网系统安全,保障电网公平无歧视开放,按国家规定履行电力普遍服务义务,承担供电营业区的保底供电服务。同时,通过电网企业的售电公司,参与电力市场化竞争,提高服务能力和水平。
——各类资本被允许进入售电领域和新增配电领域,获得新的潜在盈利机会。
——通过发电侧和售电侧开展有效竞争,形成适应市场要求的电价机制,激发企业内在活力,使市场在资源配置中起决定性作用。
——电力用户用电更加便利,工业和商业电力用户有自主选择权,增加市场议价能力,用户权益可以得到更好的保障。
事实上,通过一年多运行,贵州电力交易中心“先行先试”释放出的改革红利已经让部分企业尝到了“甜头”。
据了解,贵州电力交易中心共组织全省498家电力用户和16家发电企业开展电力直接交易,全年交易电量172.42亿千瓦时,占省内售电量的20.4%。通过电力直接交易,用户购电价格每千瓦时平均下降5.9分,共减少用电企业电费支出10.17亿元,稳住省内大工业用电量约100亿千瓦时,相当于稳住了省内火电机组平均利用小时数426小时,有力支持了全省经济发展。
在宏观经济下行压力增大的环境下,以贵州电力交易中心为代表的电力体制改革红利已经释放,为保增长立下了汗马功劳。
贵州开磷集团股份有限公司,是全国三大磷矿石生产基地之一,也是我省重要的工业用电大户。公司总经理徐魁用“雪中送炭”来形容电力直接交易为企业带来的好处。据他介绍,贵州电力交易中心开展的电力直接交易,有效降低了开磷集团工业企业的用电成本。
今年,贵州电力交易中心已组织全省941家电力用户和22家发电企业参加年度双边协商直接交易,签约电量356.7亿千瓦时。其中,一季度完成直接交易电量54.56亿千瓦时,通过直接交易减少用电企业电费支出3.59亿元。
■ 相关链接贵州电力市场交易系统
贵州电力市场交易系统是贵州电力交易中心的主要交易平台。通过该系统,可以进行市场成员管理、交易管理、合同管理、结算管理和信息发布,实现电力交易的全过程实时管控。该系统于今年1月开始建设,4月开始试运行,预计6月正式运行。
在该系统中,贵州电力交易中心通过对全省13个重点产品的日交易电量统计,结合产品单耗、产品单价信息的分析,研究提出电力交易指数,该指数可实时反映交易电量对重点行业工业产值的影响。
未来,通过贵州电力市场交易系统,所有电力市场主体可以同时通过互联网进行在线交易,极大提升交易管理水平,提高交易效率。监管部门可以依托互联网,运用大数据,实现对交易情况的实时跟踪、对交易环节的实时管控。而交易中心则可以为市场主体提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务,形成公平公正、有效竞争的市场环境。
贵州第一个光伏发电站——平箐光伏电站。
2018年5月31日,国家发改委联合财政部、国家能源局出台《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。内容如下：
近年来，随着我国光伏发电建设规模不断扩大，技术进步和成本下降速度明显加快。为促进光伏行业健康可持续发展，提高发展质量，加快补贴退坡，现将2018年光伏发电有关事项通知如下。
1、合理把握发展节奏，优化光伏发电新增建设规模。
（1）根据行业发展实际，暂不安排2018年普通光伏电站建设规模。在国家未下发文件启动普通电站建设工作前，各地不得以任何形式安排需国家补贴的普通电站建设。
（2）规范分布式光伏发展。今年安排1000万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设。考虑今年分布式光伏已建情况，明确各地5月31日（含）前并网的分布式光伏发电项目纳入国家认可的规模管理范围，未纳入国家认可规模管理范围的项目，由地方依法予以支持。
（3）支持光伏扶贫。落实精准扶贫、精准脱贫要求，扎实推进光伏扶贫工作，在各地落实实施条件、严格审核的前提下，及时下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划。
（4）有序推进光伏发电领跑基地建设。今年视光伏发电规模控制情况再行研究。
（5）鼓励各地根据各自实际出台政策支持光伏产业发展，根据接网消纳条件和相关要求自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目。
2、加快光伏发电补贴退坡，降低补贴强度。
完善光伏发电电价机制，加快光伏发电电价退坡。
（1）自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元，I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元（含税）。
（2）自发文之日起，新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.32元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。
（3）符合国家政策的村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价保持不变。
3、发挥市场配置资源决定性作用，进一步加大市场化配置项目力度。
（1）所有普通光伏电站均须通过竞争性招标方式确定项目业主。招标确定的价格不得高于降价后的标杆上网电价。
（2）积极推进分布式光伏资源配置市场化，鼓励地方出台竞争性招标办法配置除户用光伏以外的分布式光伏发电项目，鼓励地方加大分布式发电市场化交易力度。
（3）各地、各项目开展竞争性配置时，要将上网电价作为重要竞争优选条件，严禁不公平竞争和限价竞争，确保充分竞争和建设质量。省级能源主管部门应及时将采取竞争方式确定的项目及上网电价或度电补贴额度抄送省级价格、财政主管部门和国家能源局派出监管机构。
扩展资料：
《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（以下简称《通知》）。
6月11日，能源局相关负责人在回答记者提问时提到，《通知》本身不是“急刹车”，在政策研究制定过程中，借鉴了德国、西班牙、捷克等国家经验，通过征求意见会（2月）、新闻发布会（4月）等多种方式充分征求意见、吹风提示，还专门召开会议听取了地方发展改革委（能源局）、有关电网企业意见并作了政策宣介。经多次修改完善、反复论证后，于5月31日正式印发了《通知》。
出台《通知》既是落实供给侧结构性改革、推动经济高质量发展的重要举措，也是缓解光伏行业当前面临的补贴缺口和弃光限电等突出矛盾和突出问题的重要举措。这是光伏产业发展进入新阶段的必然要求，出台《通知》是十分必要的。对实现光伏产业持续健康发展和提高我国光伏产业在国际上的竞争力具有重要作用。
参考资料来源：国家发展改革委-关于2018年光伏发电有关事项的通知
参考资料来源：人民网-光伏通知不是“急刹车” 提质增效利于提升国际竞争力
光伏上网电价三类地区分别从0.98元、0.88元、0.80元下调至0.75元、0.65元、0.55元，而屋顶分布式“自发自用余量上网”和“全部自发自用”的补贴由目前执行的0.42元，下调至一类地区0.2元，二类地区0.25元，三类地区0.3元。
国家发改委发布关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、国家电网公司、南方电网公司：为合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，依据《可再生能源法》，决定调整新能源标杆上网电价政策。
法律依据：《国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》
一、对集中式光伏发电继续制定指导价。综合考虑2019年市场化竞价情况、技术进步等多方面因素，将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。
二、降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。
法律依据
《国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》第一条 1、可行性研究报告；
2、开展前期工作通知由省发改委发放；
3、土地初审文件由项目所属当地国土部门发放，预审文件由省国土厅发放；
4、环境评价批复文件由省环保厅发放；
5、水土保持批复文件由省水利厅发放；
6、项目贷款文件由项目所申请贷款的银行发放；
7、系统接入文件由电网公司发放。
1、企业营业执照，法人身份证复印件；
2、项目公司营业执照，法人身份证复印件；
3、企业地理位置照片，厂房屋顶照片；
4、企业房产证，土地证；
5、企业厂房建筑设计公司的资质复印件和出示厂房承重证明（如没有可以找有资质的建筑设计公司）；
6、项目清单，项目实施方案；
7、项目登记表（项目公司盖章）；
8、房屋租赁合同；
9、能源管理合同（租赁不需要）。
扩展资料
屋顶光伏电站项目备案申报过程的注意事项：
1、不要做无效劳动
免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件(相比大型电站程序大大简化)。自然人的项目由电网公司提供备案服务，集中申报。
2、准备工作要充分
各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规划、运营模式等，确需变更时，由备案部门按程序办理。
3、注意备案时机
国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划，各地区分布式发电需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理，下达的分布式光伏发电年度指导规模，在该年度内未使用的规模指标自动失效。
4、注意备案与建设的衔接
年度指导规模指标范围内的项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在年度指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。
参考资料来源：南靖政府网-储坑村屋顶分布式光伏发电项目备案证明
