9月5日国家能源局公开了7月12日召开的一次电力体制改革专题会议纪要。
华夏能源网记者认为，这次会议基本确定了2017年下半年电改的工作重点，同时也回应了目前针对电力改革的大部分热点问题。
这次电力体制改革专题主要明确了以下几个关键问题，每一个问题都很重要：
1，自备电厂何去何从。
2，电力现货市场怎么开展。
3，增量配网业务怎么做？
4，重点解决新能源消纳问题。
5，建立全国电力交易机构联盟。
上述工作将涉及以下几个相关单位及部门。
国家发展改革委体改司、运行局、基础司、价格司和国家能源局法改司、电力司、新能源司、市场监管司、资质中心负责同志，工业和信息化部运行局，国家电网公司、南方电网公司以及北京、广州电力交易中心负责同志，中国电力科学研究院、水电水利规划设计总院、国网电力科学研究院
会议具体内容如下：
一、开展燃煤自备电厂专项治理。
会议指出，加强和规范燃煤自备电厂监督管理是电力体制改革和防范化解煤电产能过剩风险的一项重要内容。
近期专项督查情况表明，一些地方燃煤自备电厂装机规模较大，存在的问题比较突出，主要包括违法违规建设、落后产能较为严重、基本未承担或少承担社会责任和调峰义务、欠缴政府性基金及附加、环保排放不达标等。对于这些问题，必须从国家层面采取及时有效措施，否则将影响电力市场的公平竞争。下一步，要在六个督查组调研报告的基础上形成汇总报告，向委主任办公会和能源局局长办公会报告。
要抓紧制定燃煤自备电厂规范建设和运行的专项治理方案，提出具有针对性的治理措施：
一是要严格按照《国务院关于发布政府核准的投资项目目录（2016年本）的通知》要求，新建燃煤自备电厂，一律由省级政府在国家依据总量控制制定的建设规划内核准，不得超出规划核准，也不能放在工业项目中备案。
热电站（含自备电站）由地方政府核准，其中抽凝式燃煤热电项目由省级政府在国家依据总量控制制定的建设规划内核准。
二是全面清理违法违规建设和没有取得发电业务许可证的自备电厂。
清理工作要按照区别对待的原则进行：落后产能要纳入去产能范围坚决淘汰，公用电厂去产能的政策，自备电厂也要坚决执行；不符合自备电厂建设条件的应依规转为公用电厂，要借鉴石油天然气、煤炭行业去产能和处理违法违规问题经验，通过减量置换、购买淘汰落后指标等方式，把违法违规建设的自备电厂整改纠正到位。
三是限期征收政府性基金和系统备用费。自备电厂一律要依政策缴纳政府性基金和系统备用费，未缴纳的必须限期清收，实施中可以考虑给予一定的宽限期。
四是限期完成环保改造。自备电厂必须按照公用电厂的标准进行环保改造。
五是明确政策性 交叉补贴的承担范围。
拥有自备电厂的企业必须与其他工商业电力用户一样承担政策性 交叉补贴。
政策性 交叉补贴的核定要以省为单位，把拥有自备电厂的企业应当承担的政策性 交叉补贴纳入到所在省的政策性 交叉补贴总量中去。省政府不向拥有自备电厂的企业收取的，由地方政府在省域范围内统筹，不能让全国其他电力用户多承担交叉补贴。
六是明确自厂承担调峰责任的具体办法。
七是坚决淘汰落后产能。
八是明确政策鼓励发展的自备电厂。
对于余热余压发电的自备电厂、以背压形式热电联产的自备电厂、特定企业和军工企业的自备电厂、综合利用自备电厂、以消纳新能源为主的自备电厂等，也要按照区别对待的原则，体现鼓励发展的政策导向。
这项工作由体改司、电力司牵头，价格司、运行局、基础司和能源局法改司、市场监管司、资质中心参加。
二、加快启动电力现货市场建设试点。
推进电力现货市场建设，区域和省级层面都可以搞试点。
区域和省级层面的试点，要抓紧印发开展第一批试点的通知，将南方市场（以广东起步）和蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川作为第一批试点地区。
全国较大范围的区域电力现货市场建设，不再采取试点的方式，请国网公司、南网公司积极创造条件，早日启动电力现货交易。
关于电力现货交易由谁主导的问题，省级层面开展现货交易的，由地方结合自身实际，研究制定试点方案，明确试点中调度机构和交易机构的责任分工，鼓励探索以调度机构为主、交易机构参与，或以交易与的试点模式，在实践不断进行完善。
三、规范推进增量配电业务试点。
开展增量配电业务试点具有很强的创新性，试点过程中要及时发现问题、解决问题。
体改司、运行局、价格司和能源局电力司、资质中心要组成联合工作组，结合目前存在的问题形成补充通知，对各地试点工作提出针对性要求：
第一，地方政府不得指定项目业主。
增量配电业务试点项目，原则上必须采取招投标等竞争性方式确定项目业主；除非参与投标的企业少于两家，政府才能协商确定项目业主。
第二，电网企业要积极参与竞争，但应当采取与社会资本合作的方式。
电网企业应采取与社会资本合作的方式参与增量配电业务试点项目，第一批试点项目中电网企业控股、参股的项目不得超过50%原则上不搞绝对控股。第二批试点可以不限制，按照招投标定项目业主。
第三，对于增量业务和存量业务的划分，请联合工作组结合实际拿出意见。由国家能源局资质中心牵头制定增量配电业务配电区域划分相关办法。对220千伏的增量配电试点项目，电网企业要持开放态度，不要再有各种限制，也不能将试点条件限定为单一用户专用变压器。电网企业已有规划但尚未建设，或实际投资低于10%的项目，都要向社会资本开放，不得列入电网公司的存量范围。
但是，依托自备电厂建设增量配电设施的，现阶段不得纳入增量配电业务试点。
第四，公共电网要向增量配电项目公平开放。电网企业要向增量配电业务试点项目无歧视开放公共电网。
第五，增量配网价格的核定办法，请价格司抓紧提出指导意见。
第六，下一步的电网规划，请能源局、基础司进行整体考虑。
工作中，要处理好政府规划和电网企业规划的关系。
四、开展清洁能源发电跟踪评估工作。
清洁能源发电季节性、时段性、波动性较强，消纳清洁能源涉及很多很复杂的因素，既有规划层面的问题，也有政策层面、体制机制层的问题；既有通道的问题，也有调节的问题，还有一些经济政策问题。
对弃水弃风弃光弃核情况进行即时跟踪评估，目的就是把存在的问题研究清楚，提出针对性的解决措施。
下一步的重点工作是：第一，请运行局、价格司和新能源司、电力司密切协调，共同指导这项工作。
第二，三个评估方案要互相借鉴、取长补短，进一步修改完善。通过跟踪评估，要把清洁能源弃发的原因弄清弄细，进行准确的定量分析。
比如，哪些是通道容量不足，哪些是因为调峰的问题，什么时段调峰问题突出，如何打破省间市场壁垒，对常规电源少发如何建立补偿机制，等等。
第三，国网公司和南网公司要积极配合跟踪评估工作。现货交易市场建立之前，要研究完善激励型跨省跨区电力交易机制，打破省间市场壁垒，给消纳清洁能源创造更多空间。
第四，着手解决两个电网之间有效对接的问题。两个电网之间也要建立经济补偿机制，不能单纯依靠行政命令。
第五，把这项工作与电力现货市场建设试点紧密结合。
五、组建全国电力交易机构联盟。
第一，请北京电力交易中心以筹备的形式先开展工作。
交易规则有两个层面，需要监管部门制定的，由监管部门来制定；大量的规则规苑、技术标准属于技术层面的范畴，要以交易机构联盟的形式加以推动，促进交易机构之间统一规则、相互融合，形成全国电力市场体系。
第二，成立联盟的程序要向民政部咨询一下，按照法定程序进行。请北京、广州交易中心共同牵头开展这项工作，需要注册法人就注册法人，需要民政部批准就报批，但报批不影响工作的开展。
第三，组建方案的具体内容可以进一步征求意见。
