打破省网统购统销！特许经营评估管理！浙江能源改革工作要点来了！

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来源：浙江省发改委

编者注：近日，浙江省发改委、浙江省能源局下发《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》，该要点坚持以市场化改革为方向，以惠民利民为中心，围绕能源安全保供和营商环境优化，加强顶层设计和统筹谋划，加快推动电力、煤炭、石油、天然气、可再生能源、节能等领域改革，充分发挥市场在资源配置上起决定性作用，更好地发挥政府作用，加快构建有效竞争、充满活力的市场体系。

具体到天然气领域，年度改革目标为加快市场化改革，到2020年初步形成“网络化、县县通，多气源、少层级，管中间、放两头”符合浙江实际的天然气新体制。同时，有以下任务：

1、稳妥推进管网独立、管输和销售分离改革。打破省级管网统购统销，实行管输和销售业务分离，推进省级管网和LNG接收站等天然气基础设施向所有市场主体公平开放。

2、深化天然气价格改革。改革过渡期实行政府主导的价格联动机制，综合考虑周边省市价格、企业经营和管输成本等因素，按淡旺两季确定城市门站价格，结合配气成本核定终端最高价格。

3、推动城镇燃气扁平化和规模化改革。出台《浙江省管道燃气特许经营评估管理办法》。

4、创新登陆中心建设和运行体制。进一步开放LNG接收站建设市场。推进建设主体多元化，推动LNG接收站向第三方公平开放。

长期以来，省级政府所属的省级天然气管网相对于三大国家石油公司所属的国家主干管网，是低调而封闭的存在。而浙江省网更因其“绝无仅有”的覆盖全省的统购统销模式，也遭遇了许多评论、甚至批评的声音。此次《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》，将打破省级管网统购统销，力度不可谓不大。在国家管网公司已经成立的大背景下，浙江的改革最后结果如何，让我们拭目以待。

附：《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》全文

2020年浙江省能源领域体制改革工作要点

深入贯彻“四个革命，一个合作”能源安全新战略，认真落实国家发展改革委、国家能源局《能源体制革命行动计划》《能源体制革命重点行动（2019—2020年）》有关要求，坚持以市场化改革为方向，以惠民利民为中心，围绕能源安全保供和营商环境优化，加强顶层设计和统筹谋划，加快推动电力、煤炭、石油、天然气、可再生能源、节能等领域改革，充分发挥市场在资源配置上起决定性作用，更好地发挥政府作用，加快构建有效竞争、充满活力的市场体系。

一、推进能源运行与管理体制改革创新

（一）年度目标。建立权责明确、运转高效、系统协同的煤电油气运协调机制，2020年建成数字能源系统，全面提升能源管理水平，营造良好的营商环境。

（二）主要任务。

1.健全煤电油气运协调机制。充分发挥浙江省煤电油气运工作领导小组作用，着力健全煤电油气运协调机制。完善气电协调等机制。研究建立省内不同类型电源之间、外来电送受双方之间等基于市场化的利益调节机制。建立健全多层次、多渠道、通畅的信息沟通机制。

2.健全能源运行分析和动态监测机制。切实强化能源运行分析和动态监测，加快数字能源建设，完善运行监测技术手段，2020年底前建成数字能源管理系统。

3.以“最多跑一次”改革为牵引加快能源管理模式创新。继续推进行政审批事项取消和下放工作，做好国家能源局下放权限的承接工作。继续推进证照分离改革，对“电力业务许可证”和“承装（修、试）电力设施许可证”提出改革措施建议。加快用电报装“一件事”改革，以国际、国内“领跑者”为标杆，进一步优化用电报装流程，2020年底前供电公司办理高压电力用户用电业务平均用时35个工作日以内；小微企业电力接入平均总时长不超过15个工作日。加快推动互联网、物联网、移动支付等先进技术在能源服务领域的应用，全面推行“一站式办理”和“互联网+”服务机制。创新能源监管方式，重点围绕行业准入、项目核准建设、节能监察、节能审查、安全运行等，强化事中事后监管。完善能源安全管理制度，健全安全生产责任体系。

二、加快推进电力体制改革综合试点

（一）年度目标。加快电力现货市场改革，完善电价形成机制，构建主体多元、竞争有效的电力市场体系，力争我省在全国电力市场化改革中走在前列。

（二）主要任务。

1.不断加快电力现货市场建设。进一步完善市场运行机制，出台运营规则，优化技术系统，细化参数设计；进一步强化市场组织架构，加快完成交易中心股份化改造，促进电力交易机构规范独立运行；进一步开展试运行工作，不断积累经验，优化方案，确保公平，力争2020年正式启动电力现货市场不间断结算试运行。

2.有序放开经营性行业用户发用电计划。组织实施《浙江省部分行业放开中长期售电市场交易基本规则（试行）》，积极引入售电企业，加快培育市场主体，做好与现货市场的衔接工作。通过扩大市场化交易，力争再通过1-2年时间，全面放开发用电计划。

3.持续推进增量配电网改革试点工作。严把业主遴选、规划批复、公司组建环节，规范规划实施、项目投资和建设运行，对前三批11个增量配电网试点实施情况开展评估，实施第四批3个增量配电网试点，开展第五批增量配电网试点申报。

4.深入开展输配电价改革试点。开展成本监审，在成本监审基础上，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，改革和规范电网企业运行模式，加强对电网企业监管。推进发电侧和售电侧电价市场化改革。妥善分类推进电价交叉补贴改革，建立输配电价核定和调整机制。

5.继续加快电能替代体制机制创新。鼓励国有企业事业单位充分利用现有停车场地，按照不低于停车位数量的10%的比例建设充电设施。在大型物流集散地建设集中式充电桩和快速充电桩，为承担物流配送的新能源车辆在城市通行提供便利。支持地方和企业依托路灯、加油站等设施，因地制宜开展充电设施建设、服务。

6.进一步完善电力需求侧响应机制。持续实施迎峰度夏、度冬电力需求侧响应机制，削峰填谷，提高电能利用效率。充分利用互联网、智能电表、分布式天然气发电、储能、蓄能等技术和设施，创新电力需求侧管理。完善电力市场辅助服务提供机制。

7.统筹优化电力规划建设运行管理。衔接上下游电力行业规划，不断增强电力规划的科学性、系统性、先进性，打造一批智能电厂、电网工程，完善电力调度交易机制，提高系统综合运行效率。2020年完成年度电力项目投资300亿元以上，其中电网投资250亿元。进一步放开核电、输配电、售电领域，不断促进电力投资建设主体多元化。积极推进分布式发电市场化交易，激发市场活力。根据电力运行实际，统筹研究优化统调电厂供热机组的运行调度机制。

三、加快推进天然气体制改革

（一）年度目标。大力推动我省天然气体制改革方案落地实施，加快天然气市场化改革，到2020年初步形成“网络化、县县通，多气源、少层级，管中间、放两头”符合浙江实际的天然气新体制。

（二）主要任务。

1.稳妥推进管网独立、管输和销售分离改革。重组合并浙江浙能天然气管网有限公司和浙江省天然气开发有限公司，制定省管网公司以市场化方式融入国家石油天然气管网公司的方案，组建央企、地方国资和各类社会资本参与的混合所有制浙江省管网公司。打破省级管网统购统销，实行管输和销售业务分离，推进省级管网和LNG接收站等天然气基础设施向所有市场主体公平开放。

2.深化天然气价格改革。改革过渡期实行政府主导的价格联动机制，综合考虑周边省市价格、企业经营和管输成本等因素，按淡旺两季确定城市门站价格，结合配气成本核定终端最高价格。建立终端天然气价格向市县主要领导通报制度。完善市场化价格形成机制，2020年建立天然气价格第三方监测评估机制，动态分析比对我省与周边地区天然气价格。

3.推动城镇燃气扁平化和规模化改革。出台《浙江省管道燃气特许经营评估管理办法》。按照省级管网到终端用户之间减少配气层级和供气环节扁平化的要求，由各设区市人民政府牵头制订本行政区域城镇燃气扁平化和规模化改革方案，全面推进城镇燃气扁平化和规模化改革。

4.创新登陆中心建设和运行体制。进一步开放LNG接收站建设市场。推进建设主体多元化，发挥省属企业天然气市场和港口优势、央企资源和网络优势、民营资本体制机制灵活优势、外资管理技术先进优势，推动形成央企、省属国有企业、民营资本、外资共同参与、优势互补的LNG接收站项目建设体制。推动LNG接收站向第三方公平开放。

四、健全煤炭储备和质量管控体系

（一）年度目标。进一步强化煤炭储备能力建设，完善煤炭质量管控体系，逐步实现煤炭库存动态调节，确保新建成200万吨煤炭储备能力。

（二）主要任务。

1.完善煤炭储备制度。强化煤炭储备能力建设，在落实新增200万吨煤炭储备能力任务基础上，督促企业加快储备项目建设，确保燃煤电厂最低库存15天。加强浙南浙西煤炭资源保障能力建设。2020年底前研究出台煤炭可调节库存制度，逐步实现煤炭库存动态调节。

2.完善煤炭质量管控体系。建立健全煤炭质量管理台账，建立涉煤企业煤炭质量管控名单。严格控制煤炭质量，提高调入煤炭的热值，落实硫分、灰分等含量要求。

五、完善可再生能源发展机制

（一）年度目标。创新绿证交易方式，切实增加我省可再生能源消纳量，推动完成“十三五”可再生能源电力消纳责任权重、非水可再生能源电力消纳责任权重等目标。

（二）主要任务。

1.开展绿证交易创新试点。配合国家可再生能源信息中心研究适应光伏、风电逐步接近平价上网时期的绿证交易方式，引导各类主体积极购买绿证。

2.开展可再生能源消纳责任考核。按照国家要求，围绕年度消纳责任权重及消纳量分配、消纳实施工作机制、消纳责任履行方式、对消纳责任主体的考核方式等，2020年制定出台《浙江省可再生能源电力消纳实施方案》，全面进行监测评价和考核。

六、加快节能领域改革

（一）年度目标。推动用能权交易改革取得突破，为国家用能权有偿使用和交易提供可复制、可推广的经验。到2020年底符合条件的省级以上平台（包括高新技术产业开发区、工业园区、开发区、产业集聚区、特色小镇）实现区域能评全覆盖，推动“十三五”能源“双控”和煤炭消费总量控制目标任务的完成。

（二）主要任务。

1.继续深化用能权交易改革。印发《浙江省用能权有偿使用和交易管理暂行办法》《浙江省用能权有偿使用和交易第三方审核机构管理暂行办法》《浙江省用能权交易资金管理办法》《企业用能权确权核算通则》等制度文件。完善交易系统，积极构建“统一标准，网上交易，实时监管，在线清算”的交易模式，实现全流程在线注册、在线审核、在线交易、在线监测和在线清算。扩大交易范围，实施存量交易，开展纺织、钢铁、水泥等行业确权工作；2020年实施租赁交易。

2.稳步推进区域能评改革。进一步推进区域能评与“标准地”、“亩均论英雄”改革的深度融合，真正实现区域能源“双控”、办事效率“双提升”，到2020年底，省级以上平台原则上全面完成区域能评，省级以下平台完成率不低于60%。建立区域能评准入机制和退出机制，超出节能审查意见有效期的，区域节能审查意见失效；当区域年度能源消费强度和煤炭消费总量突破区域控制目标的，节能审查机关撤销区域节能审查意见。严格执行我省新增工业项目“标准地”指导性指标、企业投资工业项目“标准地”负面清单和区域能评负面清单。

七、建立能源开放合作机制

（一）年度目标。围绕“一带一路”倡议、长三角一体化发展、长江经济带等国家战略，推动列入国家纲要、计划、规划的项目实施，促进高水平开放合作。

（二）主要任务。

1.积极参与“一带一路”能源开放合作。鼓励浙商参与“一带一路”能源项目开发建设，探索建立海外能源生产基地。积极吸引国际油气企业参与浙江自贸区油气全产业链建设，打造国际油气交易中心、国际油气储运基地。

2.加快推进长三角能源一体化合作。加快推动能源基础设施互联互通，进一步深化四地气网、油网、电网、热网互助联动机制，推进能源网络智能化。推动浙沪、浙苏、浙皖油气管道联通，合作推动长三角油气交易平台建设，与上海共建长三角期现一体化油气交易市场，推动大宗商品期现市场联动。共同建立区域能源协调互动合作机制，建立能源互济互保机制，共同应对能源安全风险。

3.参与长江经济带能源开放合作。进一步加强与四川、云南等能源富集省（区）的战略合作，加快推动产业转移与能源资源合作开发。以舟山江海联运服务中心为龙头，加快推动长江经济带省市江海联运合作，积极参与“气化长江”等重大行动。

八、推进试点示范创新

（一）年度目标。到2020年，建成若干个分布式能源试点、“互联网+”智慧能源试点示范项目，继续推进综合供能服务站建设，为能源体制革命提供示范。

（二）主要任务。

1.大力推进综合供能服务站建设。2020年继续推进综合供能服务站建设，推动综合供能服务站在供能品种多样化、供地形式多元化、服务标准规范化方面实现创新、打造标杆。

2.推动储能参与电力辅助服务试点。制定出台《浙江省加快储能技术与产业发展实施方案》，支持和引导先进电池企业加大储能技术研发和创新。在安全性、经济性兼顾的原则下，2020年前适时启动电网侧、电源侧、用户侧储能示范试点。

3.推动分布式能源试点。结合未来社区、美丽园区等试点建设，推动能源资源供给侧、需求侧统筹创新，建设多元协同供应、全方位智慧节能、供应侧和需求侧智慧互动的社区、园区等综合能源系统和分类分级资源循环系统。

4.继续开展“互联网+”智慧能源试点示范。加快推进国家“互联网+”智慧能源试点项目，积极推动能源供应+消费智能化的区域综合能源示范。

抄送：省政府办公厅，省电力公司、浙江能源监管办，省能源集团。  

浙江省发展和改革委员会办公室               2020年1月20日印发  

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