海南省电力体制改革试点方案

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1、附件海南省电力体制改革试点方案为贯彻落实《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）和电力体制改革配套文件精神，参照其他各省（市、区）电力体制改革路径，有序推进海南省电力体制改革，为国民经济发展和社会发展提供坚强保障，拟以“围绕大用户直接交易为突破口，配套建立过渡输配电价、有序向社会资本放开配售电，逐步推动海南电力市场建立”的思路，开展海南省电力体制改革试点。一、海南省电力体制现状（一）海南电力体制改革基础自1998年起，按照国家电力体制改革关于实施农村电网“两改一同价”要求，我省积极推进了农电管理体制改革工作，并在全范围内率先全面实现城乡供电管

2、理一体化，实行省级电网公司、市县级供电局、乡镇供电所三级垂直管理，实现农村直管直供到户，抄表到户，户户通电。目前，只剩下桂林洋农场、莺歌海盐场、昌江海矿片区和三道农场等区域是自供区。（二）电力基础设施海南电网已基本建成环绕沿海各负荷中心的220千伏“目”字形双环网，并通过1条500千伏海底电缆与南方电1网主网相连，基本建成了北、中、南三条西电外送大通道，建成了海口、三亚、洋浦三个重要负荷中心较为坚强的受端电网，110千伏及以下电网已覆盖全省各市县，乡镇和行政村的通电率达到100%,农村电网改造率达近100%。拥有500千伏变电站1座，变电容量75万千伏安；220千伏线路长度367

3、7.39千米，变电站31座，变电容量839万千伏安；110千伏线路长度3774.39千米，变电站104座，变电容量632万千伏安。海南电源装机主要由煤电、气电和水电三类电源构成，发展为核电、水电、煤电、气电、风电、光伏发电、垃圾焚烧发电、生物质利用、余热利用等多元互补的电源新格局。（三）电力市场基本情况1.发电情况。截止2015年底，全省发电装机总容量为670.5万千瓦。其中，水电装机88.3万千瓦，占13.2%；风电装机31.1万千瓦，占4.6%；煤电装机351.6万千瓦，占52.4%；气电装机74.3万千瓦，占11.1%；光伏及综合利用装机60.3万千瓦，占9.1%。全省所有

4、机组累计发电261亿千瓦时，其中核电、水电、煤电、气电、风电、生物质、光伏发电的发电量分别占比为1.9%、5.3%、78.7%、9.3%、2.6%、1.1%、1.1%。2.送电通道（电网）。海南除海口桂林洋农场、昌江海钢供电区、乐东莺歌海盐场、松涛水库等极少自供区域采取趸售和小水电自供保障用电外，其他地区电力输配售业务基本都是由海南电网公司提供。23.售电情况。2015年，海南全社会用电量达到270.7亿千瓦时，其中，第一产业用电量12.7亿千瓦时，第二产业用电量136.3亿千瓦时，第三产业用电量72亿千瓦时，居民生活用电49.7亿千瓦时，三次产业、居民生活用电占比分别为4.7:

5、50.4:26.6:18.3。第二、第三产业用电量占比接近76.9%。4.大用户基本情况。2015年海南电网专变用户用电量约63.52亿千瓦时，除去金海浆纸自备电厂直供电量29.38亿千瓦时，其余专变用户用电量34.14亿千瓦时，占比约14%。其中220千伏等级用户1户，用电量5.5亿千瓦时；110千伏等级用户21户，用电量24亿千瓦时；35千伏等级用户16户，用电量4.7亿千瓦时。二、存在问题（一）电力交易总量小，发电侧发电主体少。海南省电力市场相对独立，以满足自身需求，自我平衡为主。电力交易总量小，发电侧发电主体少，核电只有一家，煤电装机华能集团占比较大，市场竞争难以形成。（

6、二）配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立。海南省电力基本上是由海南电网公司实行统购统销，电网建设及终端销售完全依靠海南电网公司一家，尚未形成配售电市场，也未建立社会资本进入配售电市场投资机制，售电侧竞争机制难于形成。3（三）系统峰谷差不断加大，系统安全运行压力大。2015年海南省统调最大峰谷差156.5万千瓦，年平均峰谷差率34.4%，年平均负荷率79.9%。负荷稳定的工业用户比例偏小，商业和居民用户比重偏大，电网调峰压力大。同时，核电和新能源装机比重不断加大，系统调峰压力不断加大。（四）独立的输配电价机制尚未形成。电网是实现大用户和发电企业进行直接交易的基础,建立独立的输

7、配电价机制是推进电力市场化改革的重要内容。由于目前还没有形成独立的输配电定价机制,电力市场化改革效应尚难有效释放。三、指导思想和改革思路（一）指导思想：立足我省电力供应“安全、可靠、绿色、高效”，从我省电力发展实际出发，借鉴省外成功经验，以大用户直接交易为切入点，逐步探索电力市场体系建设，不断完善政策法规。同时考虑电力需实时平衡特殊商品属性，逐步建立辅助服务分担共享机制，确保海南岛屿型电网安全稳定运行，为今后现货交易打下基础。电力市场推进过程中，做好与南方区域市场之间的衔接。（二