2016年12月5日，国家电网公司在京召开以混合所有制方式开展增量配电投资业务暨交易机构相对独立运作新闻发布会，公布了以混合所有制方式开展增量配电投资业务、交易机构相对独立运作等重点改革举措及成果。以下为会议主要内容：
新一轮电力体制改革是深化经济体制改革的重要组成部分，是落实供给侧结构性改革的重大战略举措。国家电网公司坚决贯彻党中央、国务院决策部署，以中发9号文件为根本遵循，认真学习领会改革精神，坚决拥护改革，积极支持改革，持续深入推进各项改革任务，认真配合国家有关部委和地方党委政府做好配套政策出台、试点方案制定等工作，积极主动服务市场主体，努力让改革红利更多地惠及全社会。
一是积极配合国家发改委加快推进输配电价改革试点。公司经营范围内，安徽、湖北、宁夏首批3省输配电价已经批复实施。北京、天津、河北、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆等10个省级电网以及华北电网等第二批试点单位输配电成本监审工作基本完成，进入输配电价测算阶段。除西藏外的剩余13个省级电网输配电价改革全面提速，10月份启动成本现场监审工作，预计年底前完成。输配电价改革将为电力市场化交易提供坚实基础。
二是积极推动交易机构组建和规范运行。按照配套文件要求和地方政府批复，以全资子公司和股份制模式成立北京电力交易中心和26家省级电力交易中心，交易机构组建基本完成。其中，北京电力交易中心是我国第一家正式注册的国家级电力交易中心。严格按照中发9号文件要求，建立交易机构公司化相对独立运作的工作机制，完善交易平台功能，推动交易机构规范运行，及时为市场主体提供公平快捷的交易服务。
三是主动做好售电主体和用户服务。认真落实《售电公司准入与退出管理办法》，编制印发《国家电网公司关于做好售电公司、市场交易用户供电服务工作的通知》，发布售电公司、直接交易用户、市场化零售用户业务办理服务指南，主动做好各类市场主体服务。坚持服务与市场导向，完成营销业务流程优化。充分发挥95598全网全业务集中运营优势，加快国际一流电力客户服务平台建设，加强服务监督管控，主动消除服务短板，不断提升服务质量。
四是积极支持服务增量配电投资业务放开。结合配电网建设发展实际，深入研究有序推进增量配电投资放开，确保配电网健康发展的科学模式，提出遵循避免重复建设、坚持公平竞争和确保电网安全的三项原则。积极向有关部委建言献策，配合做好有序放开配电网管理办法研究和增量配电试点项目遴选工作，以积极、开放的态度，引导社会资本投资。
五是多措并举促进新能源消纳。针对新能源消纳矛盾突出等问题，国家电网公司采取了多项举措。加快电网建设，“十二五”期间累计投资约850亿元，开工、投运一批特高压重点工程，促进新能源外送消纳;研究攻关风机低电压穿越、新能源集群控制等一批重大技术问题，最大限度挖掘系统消纳潜力;加强抽水蓄能电站等灵活调节电源建设管理，尽最大可能消纳新能源。
在国家有关部委的指导下，在各方的大力支持下，国家电网公司深化电力体制改革工作取得了积极成效。
一是有效降低用户成本。安徽、湖北、宁夏3省核定输配电价以后，较之前的购销价差模式，年减少用户电费支出超过35亿元;统筹运用取消化肥优惠电价、跨省跨区电能交易价格下降等电价空间，降低21个省份工商业用电成本约168亿元;认真落实国家发改委通知要求，调整优化用户基本电价计费方式，放宽减容(暂停)期限限制，降低停产、半停产企业电费支出效果明显，按年计算可达到150亿元。
二是市场交易规模不断扩大。交易机构组建完成后，通过放开用户自由选择权，极大提高了用户参与市场的积极性。截止11月底，北京电力交易中心和国家电网公司经营区域内各省级交易机构共开展电力直接交易电量5245亿千瓦时，同比增长177.8%，发电侧竞争形成的降价空间全部疏导到用户侧，为电力用户降低购电成本271亿元。
三是多买多卖市场竞争格局初步形成。积极培育和服务市场主体，公司经营范围内已成立售电公司1221家。完成30个重点城市市区和30个非重点城市核心区配电网改造，加快农网改造升级，为售电市场竞争提供坚强的网架支撑。积极引导社会资本投资增量配电业务，促进配电网投资业务多元化，推动配电网健康可持续发展。
四是清洁能源消纳取得新进展。今年以来，北京电力交易中心共开展水电、风电、光电、核电等清洁能源省间送电量达到3406亿千瓦时，同比增长9.1%，接近北京、上海、天津、重庆四个直辖市全年的用电量。累计向华北、华东、华中等负荷中心地区输送电量3164.5亿千瓦时，减少当地标煤燃烧10126万吨，减少当地二氧化碳排放25240万吨、烟尘排放106万吨、灰渣排放2835万吨，为大气污染防治和雾霾治理做出了重要贡献。
近期，国家发展改革委、国家能源局印发《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，确定了第一批105个试点项目。其中，国家电网公司经营区82个。国家电网公司将积极参与增量配电投资业务竞争，全力做好相关服务工作。
一是面向政府，为增量配电投资业务放开提供支撑。根据国家确定的试点项目名单，各省级电力公司发挥技术优势，协助地方政府划定供电区域、明确供电范围。按照国家有关要求，配合政府部门做好电网统一规划，加强上级电网建设，确保外部电源的稳定可靠供应。
二是面向试点项目业主，提供优质并网服务。为试点项目提供便捷、及时、高效的并网服务。与试点项目运营主体签订调度协议，按照电网统一调度原则，做好调度管理和运行监督，确保电网安全稳定运行。对不具备独立运营条件的试点项目业主，在自愿协商一致的基础上，国家电网公司可以接受其运营委托，充分发挥电网公司人才、技术、管理等方面优势，实现专业化管理。
三是面向合作伙伴，努力争取多方共赢。省级电力公司作为投资主体，积极参与竞争，与符合条件的社会资本合作成立混合所有制供电公司，通过参加招标等市场化方式争取成为试点项目业主。对国家电网公司投资控股的混合所有制供电公司，做好信息公开工作，保障各类股东的合法权益。
为了深入落实交易机构相对独立、规范运作的要求，北京电力交易中心将进一步促进市场公开透明运行，扩大电力市场交易规模，促进能源资源大范围优化配置。
一是优化交易业务各项流程。按照“界面清晰、流程高效、公开透明、服务优质”的原则梳理完善市场注册、交易组织、交易结算等交易业务流程，并通过电力交易平台面向市场主体全面公开。后续，我们还将根据监管要求与业务开展需要持续优化完善其他交易业务流程。
二是加大电力市场交易信息披露力度。北京电力交易中心将丰富发布内容，做好交易全过程的信息披露，公开透明开展交易。充分利用互联网技术，强化电力交易平台发布信息的主渠道作用，提供更加灵活的信息定制和发布手段，提高发布的权威性和专业性，为市场主体参与交易、制定交易策略提供信息支撑。同时主动接受监管机构的监管，配合做好新的信息披露规则的编制和执行。
三是进一步提升电力交易平台功能。继续推进电力交易平台建设与应用，融合“互联网+”发展理念，完善月内短期交易等功能，实现交易组织公平规范、市场结算统一高效、市场服务友好互动。为市场主体办理市场注册、交易申报、合同管理、交易结算、信息查询等各类交易业务提供更为便捷高效的服务。
四是进一步拓展电力市场交易咨询服务。为了更好的服务市场主体，为市场主体提供业务咨询、反映意见的便捷渠道，设立了北京电力交易中心电力交易平台网站(https：//pmos.sgcc.com.cn)。设立了专门的电力市场交易服务电话(010-66597042)，服务时间为工作日的9：00-17：00。
国家电网公司将坚决学习贯彻中央改革精神，认真落实各项改革工作部署，切实履行政治责任、经济责任和社会责任，坚定不移推进改革，推动改革红利惠及全社会，为全面建成小康社会、实现中华民族伟大复兴作出积极贡献。
在新闻发布会上，国家电网公司新闻发言人介绍了国家电网公司深化电力体制改革整体情况，国家电网公司发展部、北京电力交易中心介绍了以混合所有制方式开展增量配电投资业务、交易机构相对独立运作的工作情况。
附：(一)北京电力交易中心详细介绍
一、北京电力交易中心组建和运行情况
依据中发9号文件和改革配套文件、《国家发展改革委国家能源局关于北京、广州电力交易中心组建方案的复函》(发改经体〔2016〕414号)，今年3月1日北京电力交易中心正式组建，搭建了负责我国大范围能源资源优化配置的平台，在提升能源资源配置效率、促进清洁能源消纳、尽快释放改革红利等方面具有重要意义。北京电力交易中心主要负责省间电力市场的建设和运营，落实国家计划、地方政府协议，开展市场化省间电力交易，促进清洁能源大范围消纳。
经过半年多的建设和运行，北京电力交易中心加强运营机制建设，充分发挥电力交易平台作用，努力扩大市场化交易规模，各项工作有序推进。一是建立公司化运作机制。北京电力交易中心按照《公司法》相关要求进行组建，办理了工商注册手续，及时完成机构设置和人员配备，梳理制定电力交易业务各项流程，建立工作规则和“三重一大”决策机制，设立独立的银行账户和财务账套，注册资本全部到位，公司化运作机制初步建立。二是快速建成电力交易平台技术支持系统。电力交易平台技术支持系统是提供给市场供需各方在线开展交易、签订合同、办理结算、查询信息的软件系统。目前北京电力交易平台技术支持系统已建成投运，面向所有准入的发电企业和电力用户开放应用，实现了国家电网经营区域全覆盖。电力交易平台技术支持系统支撑省间电力交易、电力直接交易、发电权交易等各类交易品种在线运营，具备从市场成员注册、交易组织、电能结算到信息发布等全业务流程的运作能力。三是切实加强市场服务工作。编制电力市场主体注册规范指引和服务手册，做好新入市的市场主体注册工作。合计注册市场主体32000余家，其中电力用户6400余家，发电企业26000余家。并为参与省间交易的4000余家发电企业提供电力交易平台应用技能培训。四是成立了电力市场管理委员会。于10月成立了由发电侧、用电侧、电网企业和第三方机构等各方41名代表组成的市场管理委员会，形成了各方共同参与、推进市场建设和运营的协商机制。
二、开展省间市场化交易情况
北京电力交易中心成立以来，积极开展市场化交易，努力发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进释放改革红利。所有市场化交易均在北京电力交易平台组织完成，超过两万家次发电企业和电力用户参与了交易。所谓市场化交易指由供需双方通过交易平台以双边协商、集中竞价、挂牌等方式达成的交易，各类交易组织规范、高效，交易过程透明。
截至11月底，北京电力交易中心组织完成省间交易7103亿千瓦时，同比增长6.7%。其中落实西电东送、清洁能源消纳等国家能源战略交易规模5484亿千瓦时，是北京全年用电量的5.8倍;市场化交易电量达到1619亿千瓦时，同比增长16.4%。据统计数据，截至11月底，国网经营区域各交易中心累计开展市场化交易电量6891亿千瓦时，占总电量的20.1%。
一是促进了能源资源大范围优化配置。比较典型的案例有：先后组织开展了新疆送江苏、江西、天津、广东、北京5省(市)的“电力援疆”市场化交易，累计达成交易电量26亿千瓦时，拓展新疆电能消纳空间，促进了多方共赢;组织西北送重庆、江西送重庆等市场化交易，12月安排省间送重庆电量18.6亿千瓦时，将减少重庆市内电煤消耗93万吨，为缓解重庆电煤紧缺导致的电力供应紧张形势发挥积极作用。
二是促进了清洁能源消纳。北京电力交易中心共开展水电、风电、光电、核电等清洁能源省间交易电量达到3406亿千瓦时，同比增长9.1%，接近北京、上海、天津、重庆四个直辖市全年的用电量。组织开展了西南水电外送交易，累计交易电量265亿千瓦时，有效减少了西南地区弃水，并首次实现了“藏电进京”。
三是促进释放改革红利。北京电力交易中心积极落实有序放开省间发用电计划，组织省间电力直接交易，促进释放改革红利。比较典型的案例有：银东直流省间电力直接交易和京津唐地区电力直接交易。银东直流省间电力直接交易达成交易电量90亿千瓦时，降低山东电力用户购电成本5.4亿元;京津唐地区电力直接交易电量61亿千瓦时，降低京津唐电力用户购电成本4.3亿元。据统计数据，国网经营区各交易中心组织电力直接交易4525亿千瓦时，同比增长178%，降低用户购电成本271亿元。
四是促进了大气污染防治和雾霾治理。北京电力交易中心成立以来，累计向华北、华东、华中等负荷中心地区输送电量3164.5亿千瓦时，减少当地标煤燃烧10126万吨，减少当地二氧化碳排放25240万吨、烟尘排放106万吨、灰渣排放2835万吨，为大气污染防治和雾霾治理做出了重要贡献。
三、进一步促进市场公开透明运行
为了深入落实交易机构相对独立、规范运作的要求，下一步北京电力交易中心将在以下方面采取措施，切实发挥交易平台作用，促进市场公开透明运行。
一是优化交易业务各项流程。按照“界面清晰、流程高效、公开透明、服务优质”的原则梳理完善市场注册、交易组织、交易结算等交易业务流程，并通过电力交易平台面向市场主体全面公开。后续，我们还将根据监管要求与业务开展需要持续优化完善其他交易业务流程。
二是加大电力市场交易信息披露力度。北京电力交易中心将丰富发布内容，做好交易全过程的信息披露，公开透明开展交易。充分利用互联网技术，强化电力交易平台发布信息的主渠道作用，提供更加灵活的信息定制和发布手段，提高发布的权威性和专业性，为市场主体参与交易、制定交易策略提供信息支撑。同时主动接受监管机构的监管，配合做好新的信息披露规则的编制和执行。
三是进一步提升电力交易平台功能。继续推进电力交易平台建设与应用，融合“互联网+”发展理念，完善月内短期交易等功能，实现交易组织公平规范、市场结算统一高效、市场服务友好互动。为市场主体办理市场注册、交易申报、合同管理、交易结算、信息查询等各类交易业务提供更为便捷高效的服务。
四是进一步拓展电力市场交易咨询服务。为了更好的服务市场主体，为市场主体提供业务咨询、反映意见的便捷渠道，我们设立了北京电力交易中心电力交易平台网站(网址是https：//pmos.sgcc.com.cn)，大家可登录了解相关情况。此外，北京电力交易中心还设立了专门的电力市场交易服务电话，号码是010-66597042，服务时间为工作日的9：00-17，欢迎大家就电力市场交易有关问题进行咨询。
下一步，北京电力交易中心将坚持以市场和客户为导向，通过电力交易平台在政府监管和社会监督下提供各种交易服务，持续完善运行模式、工作机制和业务流程，健全交易平台，提升运营效率，维护市场秩序和市场主体合法利益，让政府放心、让客户满意，当好电力市场的“服务员”。
附：(二)国家电网公司积极支持、服务增量配电投资业务放开工作的有关情况介绍
一、国家电网公司开展的相关工作
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)，提出“鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”国家电网公司认真学习领会中央精神，积极支持改革、参与改革、服务改革。
为落实中发9号文要求，国家电网公司对增量配电投资业务的放开范围、原则等重大问题深入研究，积极参与、密切配合国家有关部门，起草制订相关配套文件和管理办法，推动增量配电投资业务放开工作。10月初，国家发展改革委、国家能源局印发《有序放开配电网业务管理办法》，为增量配电投资业务放开奠定了基础。
根据管理办法，国家发展改革委、国家能源局组织各省(自治区、直辖市)能源管理部门，提出第一批增量配电投资业务放开试点项目。国家电网公司组织省级电力公司积极配合，从电网现状、技术条件等方面提出建设性意见，为试点项目后续实施提供保障。11月底，国家发展改革委、国家能源局印发《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2016〕2480号)，确定了第一批105个试点项目。其中，国家电网公司经营区82个。试点项目的批复，标志着增量配电投资业务放开已经从顶层设计进入了实施操作阶段，对探索社会资本投资配电业务具有重要的示范作用。
二、增量配电投资业务放开应遵循的原则
根据国家相关文件、管理办法和试点通知，有序、规范放开增量配电投资业务，应遵循以下原则：
一是避免重复建设原则。按照界限清晰、责任明确的原则，划定试点项目的供电范围，防止同一个营业区出现交叉供电，充分发挥电网网络作用，避免重复投资、重复建设，提高投资效率和效益。
二是坚持公平竞争原则。试点项目向符合条件的市场主体公平开放，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主，对各类投资主体一视同仁，电网投资回报机制相同，收益率合理，避免出现暴利现象。
三是保障电网安全原则。新增配电投资主体需具备国家规定的相应资质，执行电网统一规划、统一标准，服从统一调度，确保电网安全和用户可靠供电。
三、全力保障增量配电投资业务放开试点项目实施
国家电网公司在积极参与增量配电投资业务竞争的同时，结合自身职责，将全力做好相关服务工作。
一是面向政府，为增量配电投资业务放开提供支撑。根据国家确定的试点项目名单，各省级电力公司发挥技术优势，协助地方政府划定供电区域、明确供电范围。按照国家有关要求，配合政府部门做好电网统一规划，加强上级电网建设，确保外部电源的稳定可靠供应。
二是面向试点项目业主，提供优质并网服务。为试点项目提供便捷、及时、高效的并网服务。与试点项目运营主体签订调度协议，按照电网统一调度原则，做好调度管理和运行监督，确保电网安全稳定运行。对不具备独立运营条件的试点项目业主，在自愿协商一致的基础上，国家电网公司可以接受其运营委托，充分发挥电网公司人才、技术、管理等方面优势，实现专业化管理。
三是面向合作伙伴，努力争取多方共赢。省级电力公司作为投资主体，积极参与竞争，与符合条件的社会资本合作成立混合所有制供电公司，通过参加招标等市场化方式争取成为试点项目业主。对国家电网公司投资控股的混合所有制供电公司，做好信息公开工作，保障各类股东的合法权益。
国家电网公司将全面贯彻落实中发9号文要求，认真做好试点项目服务工作，保障电网安全运行，为深化电力体制改革作出积极贡献。
