为贯彻落实《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）关于“坚持社会主 义市场经济改革方向，加快构建有效竞争的市场结构和市场 体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能 源的监管方式，建立健全电力行业‘有法可依、政企分开、 主体规范、交易公平、价格合理、监管有效’的市场体制， 培育独立的市场主体，构建主体多元、竞争有序的电力交易 格局，形成适应市场要求的电价机制，使市场在资源配置中 起决定性作用”等重要部署，结合新疆生产建设兵团电力行 业实际，制定本实施方案。
一、指导思想
根据党中央、国务院的总体部署和电力体制改革配套文 件要求，坚持市场化改革方向，结合兵团电力行业实际发展 情况，坚持清洁、高效、安全和可持续原则，按照“试点先 行”和“管住中间、放开两头”原则，初期选择兵团第十三 师作为兵团售电侧改革首个试点区域，在原有电力系统运营 的基础上，围绕国家电力体制改革核心工作任务，因地制宜 探索建立匹配区域实际情况的电力市场化体系，保障试点区 域市场化交易科学合理、长期稳定执行；向社会资本开放售 电业务，多途径培育售电侧竞争主体，实现电力销售市场定 价；逐步完善交易机制，结合实际探索合理交易方式，保障 交易主体公平竞争；按照混合所有制模式，向符合条件的市 场主体放开增量配电业务，保障电力稳定、安全、高效、优 质供应；发挥市场在能源资源配置中的决定性作用，激发电 力行业内在活力，实现资源优化配置；强化市场科学监管职 能，创新自主交易市场主体准入机制，以注册认定代替行政 审批，实行“一注册、一承诺、一公示、两备案”。后期通 过试点改革的实施和推进，逐步探索电力市场组织模式，积 累电力市场化实践经验，创建符合兵团实际需求的电力市场 化交易平台和运营监管机制，逐步推广到全兵团，为整个兵 团电力体制改革工作奠定基础。
二、试点区域基本情况
（一）区位情况
新疆生产建设兵团下辖十四个师，各师团场呈点状分布 于新疆辖区内。第十三师辖区均匀分布在新疆哈密地区两县 一市内，地域南北宽约270 公里，东西长约297 公里，辖区 面积9985 平方公里，总人口约10 万人。售电侧改革试点初 期拟定为十三师全部行政辖区，包含红星一场、红星二场、 红星四场、黄田农场、柳树泉农场、火箭农场、红山农场、 淖毛湖农场区域及十三师全部工业园区。后期根据试点改革 推进情况，逐步推广到全兵团。
（二）电力运营现状
兵团电网由十二个师属相对独立供电区域组成。十三师 电网作为兵团电网的组成部分，实现了电网在8 个团场的均 匀布局，全师最高运行电压等级为110 千伏，全师已建成110 千伏变电站共2 座，总变电容量206 兆伏安，在建110 千 伏变电站3 座，总变电容量378 兆伏安，35 千伏变电站共 13 座，总变电容量205.3 兆伏安。截至2015 年底，全师电 源总装机容量为1704.79 兆瓦。其中，水电装机容量1.29 兆 瓦，光伏装机容量570 兆峰瓦，风电装机容量1094 兆瓦， 尾气及余热发电39.5 兆瓦，装机结构以清洁能源居多。
近年来，十三师工业发展呈井喷态势，全师用电量逐年 递增，2015 年达到10.5 亿千瓦时，“十二五”期间年平均增 速超过35%。十三师现有电力购销大部分按照趸售形式进行， 电价及执行存在不统一、不稳定特点，普遍高于同一区域地 方水平。
（三）推行售电侧改革的基础条件
1．配网相对独立，符合改革要求。十三师区域配电网 络由十三师自主建设，独立于新疆公网，电力供需和电价矛 盾较为突出，符合开展国家电力体制改革试点的条件。
2．电力富余，易于市场化体系建立。周边区域电力业 务发展成熟，电力供应市场富余，适宜电力体制改革政策实 施，易于实现电力购销市场定价。
3．经济增速较快，电力需求空间巨大。十三师地处国 家“丝绸之路”经济带重要枢纽区域，国家各项战略规划的 逐步实施将进一步促进区域工业经济发展，电力需求侧市场 增长空间巨大，电力供需平衡市场化调节作用显著。
4．清洁能源丰富，具备能源结构优化基础。区域清洁 能源丰富，清洁电力占比较高，符合售电侧改革中关于提高 能源利用效率和清洁能源消纳水平的要求。
5．区域电力系统可复制性较强，易于政策性推广。兵 团各师当前电力运营模式相对统一，适宜国家电力体制改革 政策推广，十三师售电侧改革试点可为兵团进一步实践电力 体制改革提供示范和经验。
三、基本原则
（一）坚持安全高效，遵循电力供需动态平衡。在客观 遵循电力实时性、无形性、供求波动性等技术规律的基础上， 合理有序推进试点实施，形成有效的市场结构和市场主体， 提升售电服务质量和用户用能水平，保证电网供电安全可靠， 并优先开放符合国家标准和产业政策的用户参与。同时，充 分考虑企业和社会承受能力，优先执行居民、农业、重要公 用事业和公益性服务等用电计划，有效保障供需紧张情况下 试点区域居民等重要用电环节供电优质可靠。
（二）坚持市场化方向，遵循电力商品属性。平等放开 试点区域配售电业务，引入多元竞争主体，在发电侧和售电 侧形成市场化竞争，充分发挥市场在资源配置和电价形成中 的决定性作用，不以行政指定方式确定售电主体和投资主体。
（三）坚持清洁环保，遵循优先发电制度。在确保电网 安全的前提下，提高清洁能源发电在电力供应中的占比，按 安全比例预留清洁能源发电空间。
（四）坚持试点先行，遵循客观实际条件。在试点推进 过程中，客观对待十三师电力系统历史发展中的实际矛盾， 以现有条件为基础，切实解决实际问题，遵循市场发展规律， 循序渐进推进兵团试点实施，依托十三师试点建立成熟市场 体系，逐步推广至全兵团范围。
（五）坚持改革创新，遵循技术引领。搭建先进的电力 交易技术系统，整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴 技术，提高智能综合能源服务质量和水平，通过技术革新， 引领电力体制改革创新实践，在不断的实践中探索电力体制 改革新途径。
（六）坚持科学监管，遵循公平公正原则。建立规范化 的购售电交易机制，对整个交易环节进行系统化监管，明确 主体责任，完善监管措施及技术方法，严格执行准入退出机 制。由上至下，分层次落实监管职责，杜绝违法、违规等不 正当操作行为。
四、总体目标 在国家电力体制改革政策指导下，稳步推进兵团售电侧 改革试点工作。初期以兵团十三师的电力发展情况为基础， 在区域实施售电侧改革试点，鼓励售电侧竞争主体积极参与 市场化公平竞争，建立健全符合兵团实际情况的电力市场化 体系。通过电力购销市场化平衡，切实解决区域电力供需、 稳定及质量方面存在的实际问题；改善区域经济发展与电价 之间由于历史积累而产生的矛盾，市场化调节区域保底供电 以外的竞争性环节电价，还原电力商品属性，激发区域经济 发展活力，解决同区域经济发展差异化矛盾；提高售电服务 质量和用户用能水平，改善因电力供应相对垄断、服务质量 低下而造成的不良影响。后期通过发电侧和售电侧改革工作 的不断推进和完善，完成电力体制改革路径探索，依托成熟 的兵团电力市场化体系，逐步实现电力体制改革政策在兵团 的全面推广，改善兵团在电力供需方面的实际矛盾。
五、工作路径
新疆生产建设兵团售电侧改革试点工作依据《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）文件及配套文件确定的改革方针和原则进行， 充分结合区域电力系统发展特点，在遵照国家电改政策的基 础上不断探索创新。其中：
第一阶段：十三师作为兵团售电侧改革试点第一阶段的 示范区，制定详细方案明确市场成员构成及职责，推动电力 供应从传统方式向现代交易模式转变；在新疆区域单独核定 输配电价之前的过渡时期，参照“新疆大用户直供输配电价” 确定输电环节电价。逐步完成配电价格核定，保证输、配电 业务健康发展，提高供电可靠性；对于历史形成的国网公司 以外的存量配电资产，均视同为增量配电业务，鼓励以混合 所有制发展试点区域配电业务，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，并切实履行相同的责任和义 务；依托国网新疆电力公司现有交易中心完成市场化的交易 组织和实施；公平无歧视开放输配电服务，多途径培育独立 的售电侧竞争主体参与市场化交易；制定详细的交易规则， 确定匹配实际情况的交易模式，逐步完善交易机制，保障合 同电量等多元交易品种在内的合理、合法交易；理顺交易机 构同调度机构关系，在符合电网安全校核要求的基础上，确 保交易电量形成调度计划并予以执行；确立合理的发用电计 划，优先保障民生用电，优先保障清洁能源、调节性电源并 网发电；完善电力市场监管机构及规则，确定市场监管主体 和职责，保证市场统一、开放、竞争、有序运行。
第二阶段：在售电侧改革试点市场化体系建立并不断完 善的基础上，结合新疆电力体制改革推进情况，逐步执行新 疆分电压等级单独核定的输配电价，并组建相对独立交易机 构，进一步探索完善电力市场体系，规范扩大电力直接交易， 逐步向现货市场过渡，实现市场交易规范化运行。
六、组织实施方案
（一）市场主体
1．售电公司
根据国家售电侧改革相关配套政策，结合试点区域实际 情况，建立售电业务准入退出机制，积极培育多元化市场竞 争主体，鼓励发电公司及社会资本投资成立售电公司从事售 电业务。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。 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 约束等管理模式；根据试点推进进程逐步鼓励、指导售电公 司开展合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。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，在 供电营业区内拥有与电网企业相同的权利，并切实履行相同 的责任和义务。
2．用户
在试点范围内，原则上允许公益性和调节性以外的用户 自愿参与十三师电力市场化交易。在符合国家产业政策，单 位能耗、环保排放标准的基础上，结合兵团十三师实际情况， 逐步完善用户准入退出条件，尊重用户自主选择权利，既可 以与售电公司交易，也可以选择不参与市场交易。
（二）市场交易
引导市场主体开展多方直接交易，符合准入条件的发电 企业、售电公司、用户具有自主选择权，可自主确定交易对 象、电量和价格，实现多方直接交易，也可以通过交易中心 集中交易。
市场运营初期，电力交易具体工作依托国网新疆电力公 司交易中心进行，负责提供市场交易组织、主体注册、披露 和发布市场信息、交易合同备案等服务；基于安全约束，编 制交易计划，提交调度机构，通过安全校核，形成调度计划， 并负责提供结算依据。电网企业负责收费、结算，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。后期根据试点推进情况，逐步完善电力交 易机制。
（三）价格形成机制
参与电力市场交易的到户用电价格，分两类构成：第一 类为配电网外购电，到户价格由发电企业的交易价格＋对应 配电网电压等级的输电价格（含交叉补贴）＋配电价格＋售 电公司合理成本及回报＋政府性基金等五部分组成；第二类 为配电网内购电，到户价格由发电企业的交易价格＋配电价 格＋售电公司合理成本及回报＋政策性交叉补贴＋政府性 基金等五部分组成。其中，与发电企业交易价格、售电公司 合理成本及回报由市场竞争形成；对应配电网电压等级的输 电价在市场运营初期按照国家《关于核定新疆自治区电力用 户与发电企业直接交易输配电价的批复》（发改办价格〔2014〕 1782 号）和电力体制改革配套文件执行；配电价格由兵团价 格主管部门核定；政府性基金和附加执行现行标准；政策性 交叉补贴执行同类省级电网用户的交叉补贴水平。市场运营 后期输配电价,按照新疆电网“准许成本加合理收益”分别 核定的分电压等级输配电价执行。
（四）配电业务
在试点范围内，鼓励社会资本投资运营增量配电网，促 进配电网建设发展，加强配电网统筹规划，提高配电网运营 效率，具有配电网运营权的企业应做好用户并网和设备投运 管理，并向电网调度机构备案，切实履行对应的责任和义务， 兵团有关部门将根据国家电力体制改革政策，结合自身电力 系统实际情况，探索增量配电业务建设、运营新途径。
（五）发用电计划
在试点范围内，按照国家政策要求，鼓励符合准入条件 的发电主体和用户，积极参与市场化交易，逐步扩大市场化 用电比例。在发用电计划形成机制上，要坚持民生用电供给， 建立优先购电制度，保障居民、农业、重要公用事业和公益 性服务用电计划；建立优先发电制度，坚持节能减排和清洁 能源优先发电上网，有序实施电力电量平衡从计划手段向市 场手段平稳过渡。
（六）监管机制
根据国家电力体制改革相关政策要求，国家能源局及兵 团电力管理部门主要负责兵团售电侧改革试点市场主体和 交易机构的市场行为监管，逐步建立健全监管机制，编制完 善兵团售电侧改革试点监管办法，报国家发展改革委、国家 能源局备案。其中，重点加强市场信息公开、主体信用评价、 违约风险防范和科学监管等方面内容。
1．建立信息公开机制。新疆生产建设兵团电力管理部 门牵头定期更新市场准入退出标准、交易主体目录、负面清 单、黑名单、监管报告等信息。指导监督市场主体定期公示 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。
2．建立市场主体信用评价机制。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。
3．强化信用评价结果应用。加强交易监管等综合措施， 制定适用于市场不同业务形态的交易合同及并网技术协议 等具备法律效力的示范文本，努力防范售电业务违约风险。 市场发生严重异常情况时，监管机构可对市场进行强制干预。
4．建立科学监管机制。兵团电力管理部门配合国家能 源局派出机构按照监管职能，依法履行电力市场监管职责， 对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交 易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执 行市场规则的情况实施监管，及时研究、分析交易情况和信 息以及公布违反规则的行为，逐步完善市场监管组织体系及 相关办法。
七、工作机制
在国家发展改革委、国家能源局的指导下，由兵团发展 改革委牵头，会同工业和信息化委员会等单位组织实施本次 试点工作，负责市场组建、价格形成体系及监管细则等方案 编制及申报；发电侧、售电侧及符合条件用户作为市场主体 实行准入退出机制，自愿选择进入交易中心按照交易规则实 施电力交易，并接受市场监管；国家能源局驻新疆能源监管 办公室和兵团电力管理部门共同进行市场交易监管，共同指 导配电业务经营企业完成相关手续办理；对实行差别电价和 惩罚电价的企业，严格禁止参与电力市场交易；兵团价格主 管部门根据试点区域配电资产及收益，负责核定配电价格； 在按照本方案确定的输、配电价执行的同时，积极配合加快 推进输配电价改革，按照“准许成本加合理收益”原则推动 输配电价分电压等级核定；原则上允许试点区域结合自身特 点和技术条件，探索创新售电侧改革思路，在充分论证并通 过国家审核后予以实施。
