关于推进电力市场建设的实施意见

（一）《关于推进电力市场建设的实施意见》的必要性、主要内容和主要特点是什么？

答：“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”是贯彻落实中发〔2015〕9号文“构建有效竞争的市场结构和市场体系”要求的核心工作，是中发〔2015〕9号文明确近期推进的电力体制改革重点任务之一。电力市场建设具有较强的专业性，涉及主体众多，因此，需要制定专门文件，以便推进和规范后续的电力市场建设工作。

《实施意见》包括七部分主要内容。一是总体要求和实施路径，要求在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，通过开展试点、总结完善、扩大试点，逐步实现。二是建设目标，明确主要市场类型和交易品种、主要市场模式、电力市场体系。三是主要任务，提出了组建相对独立的交易机构，完善技术支持系统，建立中长期和现货交易机制等。四是市场主体，明确了市场主体的范围、发电企业和用户的基本条件。五是市场运行，规定交易组织实施、双边交易、合同执行、交易结算等内容。六是信用体系建设，要求建立市场主体信用评价制度、守信激励和失信惩戒机制。七是组织实施，按照市场筹建、规范完善、推广融合分阶段推进市场建设。

《实施意见》着重突显以下九个主要特点。一是明确了市场建设“在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”的初期目标。二是强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区交易机制协同推进。三是提出分散式和集中式两类市场模式和一系列市场交易品种；对区域和省（区、市）电力市场范围和功能进行了界定。四是明确规划内可再生能源在优先发电的基础上，优先发电合同可转让，解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。五是将各类发电企业纳入市场主体范围，以促进公平竞争和市场效率；将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡。六是建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡，从而彻底解决直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。七是允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用区域电价或节点边际电价。八是针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。九是对市场信用体系制度建设提出了具体要求。

（二）当前着手推进的电力市场体系、实施路径和主要任务是什么？

从地理分布来看，市场结构分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。在全国较大范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议明确的定向送电，并促进这些计划性质的跨省跨区交易市场化。一定范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖和电力在一定范围内的优化配置。例如，我们现行地理意义范围上的京津冀、南方等传统概念上的区域，其次，两个及以上省份（区、市）联合组成的市场也在此列。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖。由于电力运行的特性限制，负责开展中长期交易和现货交易的区域市场和省（区、市）市场覆盖的地理范围互不重叠，平行设置，互不干预电力市场运行。

电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，按照电压等级和用电容量不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，选择具备条件地区建设现货交易和中长期交易同步开展的电力市场试点，建立适应现货交易要求的优先发用电机制；电力市场试点运行一定时间后，总结试点经验、完善交易机制、丰富交易品种，视情况扩大试点范围，推动各电力市场的融合与联合运行。

非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》以及《关于推进电力市场建设的实施意见》的有关内容开展市场化交易，在国家制定的中长期交易基本规则基础上，规范扩大电力直接交易，逐步过渡到适应现货交易要求的中长期交易机制，并在此基础上研究形成现货市场。各地零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。

电力市场建设明确九项主要任务：一是组建相对独立的电力交易机构。二是完善电力市场交易技术支持系统。三是建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。四是建立相对稳定的中长期交易机制。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。五是完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。六是建立有效竞争的现货交易机制。按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力，挖掘系统消纳清洁能源的能力。七是建立辅助服务交易机制，保障电网运行安全。八是形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。九是建立市场风险防范机制。

（三）电力市场是否影响电力系统安全稳定运行？

答：电力市场建设不改变现行电力系统安全管理体制。各电力企业仍然是电力安全稳定运行的责任主体，保障安全稳定运行仍旧是电力系统各方的首要任务。电力调度机构是电力系统运行的指挥中心，电力市场每一笔交易，都必须经过调度中心的安全校核。现货市场建立后，市场成员的广泛参与和监督将更有利于明确电网运行的安全约束，使得市场可以在清晰、严格的安全约束下组织，实现电网安全运行精益化管理；而且通过电力市场所产生的实时价格信号，增强发用电企业自我调节的积极性，挖掘市场成员提供辅助服务的潜力，提高电力系统实时平衡，更好地保障电力系统平稳运行，保障电网安全。

（四）电力市场能否降低电价？

答：现行电价体制下，用户终端价格主要包括发电上网价格、输配电价、政府基金和附加三部分。本次改革以核定输配电价为切入点，将电网企业购销差价作为主要收入方式转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变“独买独卖”为“多买多卖”，其作用在于提高市场的竞争性，增强电力用户的用电选择权。从目前电力供需形势来看，在一段时间内电能量价格应该呈下降趋势。随着电力供需形势变化和市场机制的完善，电价将出现有升有降的局面。同时，监管机构将加大市场运行中市场力、串谋报价等问题的监管力度，避免市场平均价格大幅波动。

（五）《关于推进电力市场建设的实施意见》中为什么要突出建立现货市场？

答：这一次电力市场建设与2002年的市场化改革相比，一个鲜明的特点就是提出了：电力市场建设应中长期交易和现货交易并举；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。

过去我们推广开展的大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制，由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此，需要建立现货市场。一是现货市场能满足电力特殊物理属性要求。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发电、输电、配电、用电瞬时完成，因而电力系统运行必须保证实时平衡。现货市场交易以每5-60分钟时段的电量为交易标的符合电力实时平衡的特性，交易时段越短（如5分钟为一个时段）越有利于保障电力实时平衡。二是现货市场能与节能发电调度目标一致，有利于清洁能源的消纳。现货市场以区域或节点边际电价作为市场出清价格，发电企业都是基于其发电机组的短期边际成本进行报价（市场力行为除外），一般情况下，发电机组按报价由低至高的排列顺序依次为可再生能源发电（包括风电、泾流式水电、光伏发电）机组、无调峰能力的水电机组、核电机组、低煤耗煤电机组、高能耗煤电机组、有调峰能力的水电机组、燃气发电机组、燃油机组等，除燃气机组之外，与节能发电调度的排序基本一致，满足清洁能源的优先消纳。三是现货市场能有效引导电源、电网投资建设。由于在现货市场上，每个时段、乃至不同地区或节点的市场价格不同，使得现货市场价格能够充分地反映不同时段、不同地点（节点或地区）的边际发电成本和供需状况，因而具有时间和位置信号，可以有效地引导电源投资、优化电源结构、布局和新建输变电工程需要。四是现货市场能为其他电力交易提供价格信号。由于电力系统实时平衡的特殊要求，发电机组组合一般在日前24小时才能确定，电网的安全约束和输电约束也同样在此时确定，所以电力的三个价格信号（即电的商品价格信号、时间价格信号、位置价格信号），在日前甚至更短的时间内释放出来。现货市场正好承担了这三个价格信号的发现功能，通过发现完整的电力价格信号，引导市场主体开展中长期电力交易、输电权交易和电力期货交易。所以说，电力现货市场被称为现代电力市场体系的标志和核心。

从国际经验来看，英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始，在此基础上，形成中长期交易和金融衍生品交易的价格信号。目前国家电网电力调度运行采用的D5000系统，已经考虑了现货市场交易的大部分功能。

（六）为什么要求用户应全部电量参与市场交易且一定周期不可退出？

答：符合条件的用户选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，且一旦参与，一定周期内不可退出，主要是为了保证电力市场的长期稳定运行，维护发用电企业双方的利益。在电力市场建设没有完成之前，不参与直接交易的部分发电企业和电力用户执行政府定价，价格相对固定，而市场交易价格是随着供需、发电成本变化（比如煤炭价格变化）的而变化的，两者之间必然存在一定的价差。如果发电企业和电力用户随意退出市场或选择部分电量参与市场交易，必然会影响其他市场主体的利益，也不能及时准确的反应电力供需和价格，达不到建设电力市场的作用。

我们保障所有用户的用电权利，保证电力普遍服务，不强制电力用户参与市场交易。符合条件但不想直接参与市场交易的电力用户，可以通过两种方式购电，一是通过售电企业进行购电，二是通过电网企业在当地的供电企业提供的保底供电服务，按照政府定价进行购电。

（七） 如何保障电力市场公平、公正和规范运行？

答：配套文件提出切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局将依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）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。

目前，我们在原国家电监会颁布的《电力市场监管办法》基础上，结合当前电力体制改革新要求，修订完善了《电力市场监管办法》。对监管主体、监管对象、监管内容、监管措施等进行详尽的规定，形成有法可依、有规可依的监管环境。在实际工作中，除了加强日常监管外，还通过重点检查、信息披露、约谈约访、专项稽查、受理投诉举报等监管措施发现问题，违法违规情况一经认定，将按照规定进行处理，在事前、事中、事后的各个环节保障市场公平、公正和规范运营。

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）有关要求，推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变，现就推进电力市场建设提出以下意见。

一、总体要求和实施路径

（一）总体要求。

遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，积极培育市场主体，坚持节能减排，建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，无歧视开放电网。具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。

（二）实施路径。

有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；总结经验、完善机制、丰富品种，视情况扩大试点范围；逐步建立符合国情的电力市场体系。非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》开展市场化交易。试点地区可根据本地实际情况，另行制定有序放开发用电计划的路径。零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。

二、建设目标

（一）电力市场构成。

主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

（二）市场模式分类。

主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。

各地应根据地区电力资源、负荷特性、电网结构等因素，结合经济社会发展实际选择电力市场建设模式。为保障市场健康发展和有效融合，电力市场建设应在市场总体框架、交易基本规则等方面保持基本一致。

（三）电力市场体系。

分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。其中，在全国较大范围内资源优化配置的功能主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易；一定范围内资源优化配置的功能主要通过中长期交易、现货交易，在相应区域电力市场实现。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易。同一地域内不重复设置开展现货交易的电力市场。

三、主要任务

（一）组建相对独立的电力交易机构。按照政府批准的章程和规则，组建电力交易机构，为电力交易提供服务。

（二）搭建电力市场交易技术支持系统。满足中长期、现货市场运行和市场监管要求，遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，实行统一标准、统一接口。

（三）建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

（四）建立相对稳定的中长期交易机制。鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，或通过交易机构组织的集中竞价交易平台签订合同。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。允许按照市场规则转让或者调整交易合同。

（五）完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，承担相应辅助服务义务，其他跨省跨区送受电参与电力市场。

（六）建立有效竞争的现货交易机制。不同电力市场模式下，均应在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。

（七）建立辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

（八）形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

（九）建立市场风险防范机制。不断完善市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。

四、市场主体

（一）市场主体的范围。

市场主体包括各类发电企业、供电企业（含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区等，下同）、售电企业和电力用户等。各类市场主体均应满足国家节能减排和环保要求，符合产业政策要求，并在交易机构注册。参与跨省跨区交易时，可在任何一方所在地交易平台参与交易，也可委托第三方代理。现货市场启动前，电网企业可参加跨省跨区交易。

（二）发电企业和用户的基本条件。

1．参与市场交易的发电企业，其项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。

2．参与市场交易的用户应为接入电压在一定电压等级以上，容量和用电量较大的电力用户。新增工业用户原则上应进入市场交易。符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户，由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。用户选择进入市场后，在一定周期内不可退出。适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价。

五、市场运行

（一）交易组织实施。电力交易、调度机构负责市场运行组织工作，及时发布市场信息，组织市场交易，根据交易结果制定交易计划。

（二）中长期交易电能量合同的形成。交易各方根据优先购电发电、直接交易（双边或集中撮合）等交易结果，签订中长期交易合同。其中，分散式市场以签订实物合同为主，集中式市场以签订差价合同为主。

（三）日前发电计划。分散式市场，次日发电计划由交易双方约定的次日发用电曲线、优先购电发电合同分解发用电曲线和现货市场形成的偏差调整曲线叠加形成。集中式市场，次日发电计划由发电企业、用户和售电主体通过现货市场竞价确定次日全部发用电量和发用电曲线形成。日前发电计划编制过程中，应考虑辅助服务与电能量统一出清、统一安排。

（四）日内发电计划。分散式市场以5—15 分钟为周期开展偏差调整竞价，竞价模式为部分电量竞价，优化结果为竞价周期内的发电偏差调整曲线、电量调整结算价格、辅助服务容量、辅助服务价格等。集中式市场以5—15 分钟为周期开展竞价，竞价模式为全电量竞价，优化结果为竞价周期内的发电曲线、结算价格、辅助服务容量、辅助服务价格等。

（五）竞争性环节电价形成。初期主要实行单一电量电价。现货市场电价由市场主体竞价形成分时电价，根据地区实际可采用区域电价或节点边际电价。为有效规避市场风险，对现货市场以及集中撮合的中长期交易实施最高限价和最低限价。

（六）市场结算。交易机构根据市场主体签订的交易合同及现货平台集中交易结果和执行结果，出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算依据。建立保障电费结算的风险防范机制。

（七）安全校核。市场出清应考虑全网安全约束。电力调度机构负责安全校核，并按时向规定机构提供市场所需的安全校核数据。

（八）阻塞管理。电力调度机构应按规定公布电网输送能力及相关信息，负责预测和检测可能出现的阻塞问题，并通过市场机制进行必要的阻塞管理。因阻塞管理产生的盈利或费用按责任分担。

（九）应急处置。当系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，政府有关部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，政府有关部门、国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。当市场运营规则不适应电力市场交易需要，电力市场运营所必须的软硬件条件发生重大故障导致交易长时间无法进行，以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易。

（十）市场监管。切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场及区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力监管职责，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。

六、信用体系建设

（一）建立完善市场主体信用评价制度。开展电力市场交易信用信息系统和信用评价体系建设。针对发电企业、供电企业、售电企业和电力用户等不同市场主体建立信用评价指标体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信息平台，使各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。

（二）建立完善市场主体年度信息公示制度。推动市场主体信息披露规范化、制度化、程序化，在指定网站按照指定格式定期发布信息，接受市场主体的监督和政府部门的监管。

（三）建立健全守信激励和失信惩戒机制。加大监管力度，对于不履约、欠费、滥用市场操纵力、不良交易行为、电网歧视、未按规定披露信息等失信行为，要进行市场内部曝光，对有不守信行为的市场主体，要予以警告。建立并完善黑名单制度，严重失信行为直接纳入不良信用记录，并向社会公示；严重失信且拒不整改、影响电力安全的，必要时可实施限制交易行为或强制性退出，并纳入国家联合惩戒体系。

七、组织实施

在电力体制改革工作小组的领导下，国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、国务院国资委、国家能源局等有关部门，充分发挥部门联合工作机制作用，组织协调发电企业、电网企业和电力用户，通过联合工作组等方式，切实做好电力市场建设试点工作。

（一）市场筹建。由电力体制改革工作小组根据电力体制改革的精神，制定区域交易机构设置的有关原则，由国家发展改革委、国家能源局会同有关省（区、市），拟定区域市场试点方案；省级人民政府确定牵头部门并提出省（区、市）市场试点方案。试点方案经国家发展改革委、国家能源局组织专家论证后，修改完善并组织实施。试点地区应建立领导小组和专项工作组，做好试点准备工作。根据实际情况选择市场模式，选取组建区域交易机构或省（区、市）交易机构，完成电力市场（含中长期市场和现货市场，下同）框架方案设计、交易规则和技术支持系统基本规范制定，电力市场技术支持系统建设，并探索通过电力市场落实优先购电、优先发电的途径。适时启动电力市场试点模拟运行和试运行，开展输电阻塞管理。加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范。

（二）规范完善。一是对比分析不同试点面临的问题和取得的经验，对不同市场模式进行评估，分析适用性及资源配置效率，完善电力市场。二是继续放开发用电计划，进一步放开跨省跨区送受电，发挥市场机制自我调节资源配置的作用。三是视情况扩大试点范围，逐步开放融合。满足条件的地区，可试点输电权交易。长期发电容量存在短缺风险的地区，可探索建设容量市场。

（三）推广融合。一是在试点地区建立规范、健全的电力市场体系，在其他具备条件的地区，完善推广电力市场体系。进一步放开竞争性环节电价，在具备条件的地区取消销售电价和上网电价的政府定价；进一步放开发用电计划，并完善应急保障机制。二是研究提出促进全国范围内市场融合实施方案并推动实施，实现不同市场互联互通，在全国范围内形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。三是探索在全国建立统一的电力期货、衍生品市场。

关于区域电力市场建设的指导意见通知

国家电力监管委员会关于印发《关于区域电力市场建设的指导意见》的通知

电监市场〔2003〕21号

国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电网经营企业，各有关发电企业：

为推进区域电力市场建设，国家电力监管委员会制订了《关于区域电力市场建设的指导意见》，现印发你们，请依照执行。

已经开展区域电力市场建设试点工作的，要精心组织，积极推进。尚未进行的，应结合区域电网实际，认真研究。执行中的有关重大问题，请及时向国家电力监管委员会报告。

国家电力监管委员会

二○○三年七月二十四日

关于区域电力市场建设的指导意见意见

关于区域电力市场建设的指导意见

根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发〔2002〕5号)精神，为推进区域电力市场建设，提出以下指导意见。

一、电力市场建设的指导思想、原则和任务

(一)电力市场建设的指导思想是：从我国的国情出发，借鉴国外电力市场建设的经验，遵循社会主义市场经济规律和电力工业发展规律，以厂网分开、竞价上网为基础，以区域电力市场建设为重点，打破市场壁垒，充分发挥市场配置资源的基础性作用，优化电力资源配置，促进电力工业持续健康发展，满足国民经济发展和人民生活水平提高对电力的需要。

(二)电力市场建设的基本原则是：统筹规划，合理布局，总体设计，分步实施，因地因网制宜。电力市场建设要有利于电力系统安全稳定运行；有利于促进电力工业持续健康发展；有利于消除市场壁垒，实现电力资源的优化配置；有利于促进电力企业公平竞争，降低成本，提高效率。

(三)电力市场建设的任务是：到十五末期，初步形成华北、东北、华东、华中、西北、南方六大区域电力市场，基本建立电力市场运营的法规体系和电力监管组织体系，全国大部分地区大部分发电企业实行竞价上网，符合条件的大用户(含独立配售电企业，下同)直接向发电企业购电。

二、区域电力市场建设的基本目标和模式

(四)区域电力市场建设的目标是：构筑政府监管下的统一、开放、竞争、有序的电力市场体系。区域电力市场包括统一市场和共同市场两种基本模式。

统一市场是指在一个区域内设置一个电力市场运营机构，电能交易(包括合约交易和现货交易)和交易价格均在一个市场运营机构内形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，统一运作。

共同市场是指在一个区域内设置一个区域市场运营机构和若干个市场运营分支机构，电能交易(包括合约交易和现货交易)和交易价格在市场运营机构内分层形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，协调运作。

(五)在区域电力市场建设初期，区域电力市场运营机构暂时不能覆盖或电网联系比较薄弱的地区，可设立相对独立的市场运营机构，实行与区域电力市场统一规划，统一规则，统一管理，在区域市场运营机构的指导下相对独立运作，条件成熟时，逐步向统一市场或共同市场过渡。

(六)选择区域电力市场模式，应根据区域内电力资源与用电负荷特点、电网技术条件、电力体制状况，结合当地社会经济的客观情况综合考虑确定。

(七)无论选择何种市场模式，在同一区域内均应统一制定电力市场建设方案，统一考虑市场布局，统一市场运营规则和竞争模式，统一市场技术标准，统筹规划，配套建设，协调推进。

三、区域电力市场的主要交易方式

(八)区域电力市场的电能交易按照 “合约交易为主，现货交易为辅 ”的原则组织。合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，现货交易是由发电企业竞价形成的次日(或未来24小时)电能交易以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。

(九)合约交易可以按周、月、季、年或一年以上时段组织，合约交易原则上通过竞争的方式形成，竞争电量的比例由电力监管机构确定。随着电力市场的发育和改革的深化，应逐步扩大参加竞争的电量比例。

(十)现货交易可以采用全电量竞价和部分电量竞价的方式。全电量竞价指参与竞价上网机组的全部电量均在现货市场中竞价，其中大部分电量由购售电双方签订差价合同；部分电量竞价指参与竞价上网的发电机组按规定安排一定比例的电量参加现货市场竞价，大部分电量由购售电双方签订物理合同。

(十一)各区域电力市场应合理确定电费结算方式，按规定报批后执行。在国家电价制度改革之前，竞争电量部分按市场竞争形成的价格结算，其余电量按国家批准的价格结算，或按购售电企业签订的差价合约结算。具备条件的可实行容量电价和电量电价两部制模式。在电力市场运行初期，为维护市场稳定，电力监管机构可以会同有关部门对竞争形成的电价实行最高和最低限价。

(十二)建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制。经核准的大用户向发电企业直接购电，其购售电价格由双方协商确定，输配电价格按国家规定执行。

(十三)辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务，辅助服务的具体分类由区域电力监管机构根据区域电网的实际情况研究确定。电力市场主体应按规定向系统提供基本辅助服务。有偿辅助服务原则上通过市场有偿获得。在电力市场建设初期有偿辅助服务可暂不纳入交易范围，随着市场发育，辅助服务逐步实行市场竞争。

四、加快区域电力市场建设的主要措施

(十四)深化厂网分开改革，培育和规范市场竞争主体。对集资建设或合作建设的发电企业，要抓紧明晰产权，完善法人治理结构，落实出资人权利，按现代企业制度组建独立发电公司；对跨省跨区经营的发电企业，要理顺发电企业参与电力市场的组织关系；在政府依法监管下，按照市场引导、企业自愿、优势互补、规模经营的原则，推动发电企业的联合、重组，并创造条件，逐步优化发电企业的产权结构。

(十五)按照国务院文件精神和电力改革的总体要求，重组电网经营企业。区域电网公司应按照区域电力市场建设的需要，理顺组织关系，完善功能，加强区域电网规划，加快电网建设，加强对区域电力市场运营机构的管理，保证电网安全稳定运行。

(十六)加快电力市场运营机构建设。在现有电力调度通信体系的基础上，建立和健全电力交易、计量、结算等功能，合理确定电力调度交易机构的功能分工，逐步建成与市场运作相适应、综合配套的电力市场运营机构。

(十七)健全电力市场法规体系。加强电力市场法规建设，制定电力市场运营的基本规则、区域电力市场运营规则和有关细则，加强市场准入和退出管理，保证电力市场运营规范、有序。

(十八)加快建立电力市场监管体系，加强电力市场培育和市场运营监管。电力监管机构要与电力市场整体设计、同步建设，具备条件的，可根据需要先行建立电力监管机构，以加快电力市场的培育。

(十九)加强电力市场技术支持系统建设。区域电力市场技术支持系统应按照统一规划、统一标准、统一管理的原则，由区域电网公司按规定商发电企业统一开发，各市场主体按规定配套建设。

五、推进电力市场建设的步骤及组织实施

(二十)电力市场建设要积极稳妥、因地制宜、试点先行、梯次推进。2003年先选择部分地区进行区域电力市场建设的试点，加强对其他区域电力市场研究的组织协调，2004、2005年再按条件依次启动其他区域电力市场，用三年的时间初步形成六大区域电力市场。在此基础上，结合电力体制改革的总体进程，进一步推进电力市场的建设。

(二十一)国家电力监管委员会根据电力体制改革的总体部署和各区域电网实际，确定电力市场建设的任务、目标和实施步骤；电力监管分支机构会同有关电网经营企业和发电企业研究区域电力市场建设方案，经国家电力监管委员会批准后实施。未经批准，任何单位不得擅自出台电力市场建设方案。

(二十二)电力市场建设问题复杂、涉及面广，需要统筹规划、统一领导、分工负责、协调推进。开展电力市场建设的区域，要成立由电力监管机构牵头，电网经营企业、发电企业和有关方面参加的工作领导机构，明确分工，密切配合，系统推进电力市场建设，保证电力市场的健康发展。

关于推进公共机构节约能源资源促进生态文明建设的实施意见

国管节能〔2015〕579号

为贯彻落实《中共中央国务院关于加快推进生态文明建设的意见》（中发〔2015〕12号），现就推进公共机构节约能源资源，促进生态文明建设，提出如下实施意见。

一、总体要求

公共机构节约能源资源，是生态文明建设的重要组成部分，是加强公共机构自身建设的内在要求。各级公共机构要按照党的十八届五中全会关于创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，认真贯彻节约资源和保护环境的基本国策，树立节约集约循环利用的资源观，充分认识节约能源资源、促进生态文明建设的重要性和紧迫性，切实增强责任感和使命感，坚持以建设节约型、绿色化公共机构为主线，全面节约和高效利用能源资源，为生态文明建设作出积极贡献。公共机构推进生态文明建设，要与节能工作相结合，大力实施节能改造，积极采用节能新技术新产品，不断提高能源资源利用效率；要与节约型机关建设相结合，加强办公用房、各类资产、办公用品的节约集约使用，努力降低行政成本；要与精神文明建设相结合，积极开展生态文明宣传教育，践行绿色文明的生活方式，发挥公共机构的示范引领作用。

二、重点工作

（一）推进公共建筑节能。

加强对新建工程项目规划、设计、施工、竣工验收等环节的节能监督管理，严格执行建筑节能标准和建设项目节能评估审查制度，率先执行绿色建筑标准。推进既有建筑节能改造，实施围护结构、供热、空调、数据中心等既有设施设备节能改造。实施燃煤锅炉节能环保综合提升工程，加快淘汰小型分散燃煤锅炉，减少燃煤消耗。积极推广应用节能环保新技术、新材料、新产品以及太阳能、浅层地能等可再生能源，建设节能、节水、节地、节材的绿色建筑。

（二）抓好节约用水。

执行最严格的水资源管理制度，科学制定用水指标，强化用水目标管理，建立健全节约集约用水机制，实施水效领跑者引领行动，促进水资源使用结构调整和优化配置。大力推广应用节水技术，全面普及节水器具，积极实施用水器具、设施设备和老旧管网节水改造，推行合同节水管理。鼓励开展中水回收和雨水收集，提高水资源循环利用次数。组织开展节水型单位创建，到2020年全部省级机关和50%以上的省级事业单位建成节水型单位。

（三）高效利用各类资产。

新建、改扩建办公用房，应按照统筹兼顾、适用为主、满足办公需要的原则进行建设；具备条件的，要打破系统、部门之间的界限和一个单位一座办公楼的模式，实行集中建设或联合建设，共享公共服务和附属设施。优化办公家具、办公设备等配置，盘活存量资产，严格履行资产处置审批程序，减少和杜绝资产的闲置浪费。严格执行节能环保产品强制采购制度，优先采购节能、节水、节材等有利于环境保护、绿色低碳的产品、设施和设备。推动办公信息系统的统筹建设和云计算技术应用，实现网络平台互联互通和数据信息共享共用。

（四）推进资源循环利用。

加强废旧商品、生活垃圾、建筑垃圾等的分类收集，鼓励公共机构与有资质的企业建立定点定期回收机制，形成网络完善、处理良好、管理规范的回收体系，到2020年回收利用率达到80%以上。推广使用环保再生纸、再生鼓粉盒等资源再生产品。推进餐厨废弃物资源化利用，具备条件的公共机构要安装餐厨废弃物就地资源化处理设备。

（五）推广应用新能源汽车。

鼓励和引领新能源汽车的消费和应用，具备条件的公共机构要结合单位电动汽车配备更新计划以及职工购买使用电动汽车需求，利用内部停车场资源，规划建设配备充电设施或预留充电设施安装条件的电动汽车专用停车位，其比例不低于10%。鼓励和支持公共机构创新商业运营模式，引进社会资本利用既有停车位参与充电桩建设和提供新能源汽车应用服务。2016年公共机构配备更新公务用车总量中新能源汽车的比例达到30%以上，之后比例逐年增加，2020年实现新能源汽车广泛应用。

（六）营造绿色办公环境。

积极参与大气、水、土地污染防治工作，推进办公环境综合整治。抓好办公区绿化美化，因地制宜实施小微绿化、屋顶绿化和垂直绿化。加强公共区域内的人文遗迹和古树名木的保护管理。在公共机构食堂推广使用节能环保型炉灶，安装油烟净化设施，保证油烟排放达标。倡导和鼓励办公区内禁烟，积极打造无烟办公区。

（七）践行绿色生活方式。

培育绿色生活价值观念，倡导合理消费，反对过度消费，力戒奢侈浪费，广泛开展绿色生活行动，养成绿色低碳、文明健康的生活方式。积极引导干部职工购买和使用新能源汽车、高能效家电、节水型器具等节能环保低碳产品，限制和减少使用一次性用品和过度包装用品。大力倡导绿色低碳出行，鼓励干部职工乘坐公共交通工具。深入开展反食品浪费行动，引导干部职工养成爱粮、惜粮、节粮的餐饮习惯。

（八）培育生态文化。

加强节约能源资源和生态文明建设教育培训，广泛开展节能宣传周、全国低碳日、中国水周等主题宣传活动，在干部职工中普及生态文明法律法规、科学知识，树立生态文明理念，培育生态道德。各级公共机构及干部职工在履行职能职责过程中，要切实贯彻生态文明理念，认真落实生态文明建设任务，推动工作方式向科技含量高、资源消耗低、环境污染少的方向转变，推动生活方式向勤俭节约、绿色低碳、文明健康的方向转变，推动公共机构各项事业绿色、低碳、循环发展。

（九）拓展示范引领。

发挥公共机构节约能源资源的示范引领作用，深入开展节约型公共机构示范单位创建活动，在“十二五”时期创建2000家示范单位的基础上，再创建3000家示范单位。实施公共机构能效领跑者制度，建立评价标准体系，完善标准动态更新机制，推进能效领跑者创建工作，创评200家能效领跑者。在学校、医院等公共机构积极开展合同能源管理试点，2020年前实施600个示范项目。

三、保障措施

（一）加强组织领导。

加强对公共机构能源资源节约、生态文明建设工作的领导和指导，建立和完善由机关事务管理、发展改革、财政、工业和信息化、住房城乡建设、环境保护、水利、商务等部门参与的指导协调机制，形成分工明确、运转顺畅、执行有力、监管有效的管理监督机制。各级公共机构节能主管部门要切实履行推进、指导、协调、监督职能，与有关部门齐抓共管，及时研究新情况、解决新问题、推广新经验，一级抓一级，层层抓落实。各地区要结合实际制定工作方案，明确目标任务，确保各项措施落到实处。

（二）健全制度标准。

强化公共机构能耗、水耗强度控制，合理确定能源、水消费总量控制目标，健全节能节水目标责任制和奖励制。推进能源管理体系建设，加快制定修订能源资源消费基准、计量统计、能源审计、监督考核、降低碳排放等制度标准，强化节能评估与节能监察。加强公共机构节约能源资源统计工作，建立健全信息通报和公开制度。

（三）落实资金保障。

充分发挥财税、金融等政策作用，支持、激励和引导公共机构推进能源资源节约，促进生态文明建设。完善落实财税、金融等相关配套政策，加快推行合同能源管理、政府与社会资本合作（PPP）等市场机制，对符合条件的项目给予财税、信贷、融资支持，引导社会资本参与公共机构节约能源资源和生态文明建设。

（四）增强监管能力。

建立和完善节约能源资源目标责任制，逐级分解落实工作目标，把目标完成情况作为领导班子和领导干部综合考核评价的重要内容。落实领导班子和领导干部奢侈浪费、损害生态责任追究制度。推进公共机构重点用能单位能耗监管系统建设。年能源消费量500吨标准煤以上或年电力消耗200万千瓦时以上或建筑面积1万平方米以上的公共机构或集中办公区，每5年应开展一次能源审计，与节能规划计划编制、节能改造、合同能源管理等工作相衔接。

（五）强化技术支撑。

加强互联网、物联网技术与传统节能环保技术的融合，充分利用“互联网 ”模式，提升公共机构节能的信息化、智能化水平。建立健全节能环保技术和产品的遴选、鉴定、应用、推广机制，积极采取融资租赁、合同能源管理等模式，推动节能环保新技术、新产品的应用。

国家机关事务管理局 国家发展和改革委员会 财政部

2015年12月30日

各辖市、区人民政府，市各委办局，市各公司、直属单位：

加快现代林业工程建设，是实现“两个率先”的重要举措，也是打造绿色常州的现实要求。根据国家、省林业发展政策和市委《关于力争“两个率先”、实现富民强市的目标和实施意见》（常发[2003]31号）精神，现就全面推进绿色常州现代林业工程建设提出如下意见：

一、充分认识现代林业工程建设的重要意义

现代林业是以可持续发展理论为指导，以生态环境建设为重点，以产业化发展为动力，高效发挥森林的多种功能和多重价值，以满足人类日益增长的生态、经济和社会需求的林业。林业是陆地生态系统的重要组成部分，加快现代林业工程建设对于营造投资环境、改善生态环境、提高人居环境有着不可替代的作用。近年来，各级各部门按照市委、市政府的统一部署，坚持科学发展、城乡一体，全市经济建设和社会各项事业都取得了新的进展，城乡面貌也得到较大改善。2004年，我市先后荣获了“国家环保模范城市”，通过了“省级园林城市”检查验收。但是随着工业化、城市化加速推进，生态环境面临压力仍将越来越大，特别是对照全面建设小康社会指标要求，我市森林覆盖率目前仅为16.9%，离20%尚有较大差距。推进现代林业工程建设，不仅是促进人与自然协调发展、构建和谐社会的根本要求，也是贯彻落实科学发展观、力争“两个率先”迫切要求。对此，全市各级各部门要立足战略全局，充分认识推进现代林业工程建设的重要意义，精心组织，认真实施，以高度的责任感和使命感抓紧抓好现代林业工程建设。

二、现代林业工程建设的指导思想和目标任务

（一）指导思想

推进绿色常州现代林业工程建设，要以贯彻落实科学发展观、全力构建和谐社会为指导，紧紧围绕“打造绿色常州、促进两个率先”总体目标，全面落实中央、省关于加快林业发展的决定和有关政策要求，坚持“生态优先、产业促进、城乡一体、重点突破”的工作方针，以扩大森林资源总量、提高森林覆盖率为重点，积极探索建立林业发展的多元化投入机制，切实加快现代林业工程建设步伐，高效发挥森林综合效益，努力建设与经济社会发展相适应的常州现代林业生态体系和产业体系。

（二）主要目标

到2006年，全市森林覆盖率达到20%；到2010年，达到22%；到2020年力争达到26%。基本建成森林资源充足、布局合理、生态安全、景观宜人、特色鲜明、效益显著的现代林业体系。

（三）总体布局

根据《常州市城市建设总体规划》、《常州市土地利用总体规划》、《绿色常州现代林业工程总体规划》的要求，全市现代林业体系的总体布局是构建“一区二沿三带十园”的林业生态体系和产业体系。一区，即加快建设溧金丘陵生态保护区；二沿，即沿水、沿路两侧建设绿色开敞空间和防护林带，构筑生态廊道，形成有机生态网络；三带，即重点发展“花木种苗、优质水果、木材精深加工三个产业带（区）”；十园，即建设仙人山、龙潭、瓦屋山、茅东、长荡湖、新芳桥、竺山湖、淹氵鬲、横山、小黄山等十个森林公园。

（四）重点工程

加快建设现代林业，就是要通过规划来明确功能区分和发展目标，通过落实项目、以点带面来组织推进。今明两年要着重抓好以下六大工程的建设：

1．生态防护林工程。抓住长江中下游防护林体系列入国家林业重点工程契机，加快建设长江中下游防护林1万亩，大力实施溧金丘陵岗地植被恢复工程，对坡度大于6度、二级提水的岗地进行植被恢复造林2万亩；重点建设太湖、长荡湖、氵鬲湖、天目湖岸线200米湿地6000亩；立足和充分利用现有资源，加快森林公园建设。全面提升生态防护林工程建设水平。

2．绿色通道建设工程。绿色通道建设能体现一个地区环境形象、经济实力、精神文明和绿化水平，也是缩小与先进地区差距、打造绿色常州需要重点突破的工程。要成立专门的领导机构和工作班子，科学规划设计，明确建设主体，落实相应政策，创新建管机制，全面加快建设沿路、沿水防护林带。

3．绿色基地建设工程。进一步抓好经济林专业村建设，加强技术培训，提高栽培水平，扩大桃、梨、葡萄、枇杷四大水果及良种茶等经济林生产规模，力争通过两年时间努力，全市经济林生产规模达到28万亩。加快建设速丰林生产基地，大力发展种植周期短、需求平稳、收益快的短轮伐期商品林2万亩。花木种苗产业要稳步扩大规模、优化品种规格，提升品种档次，增加产品竞争力。

4．镇区绿化创优工程。对照创建国家园林城市有关标准，大力推进镇区绿化创优工程建设，全面开展以“绿化家园、美化家园”为主题的镇区绿化创优活动，确保2008年前所有建制镇镇区绿化率达到35％以上。镇区绿化要坚持高标准规划，综合推进道路、居住区、单位绿化建设，全面提升镇区绿化水平。同时，要大力组织全民义务植树，开展四旁植树，切实提高镇区绿化覆盖率。全市19个重点中心镇2006年前要率先达到镇区绿化创优标准。

5．生态村庄绿化工程。结合村镇规划撤并自然村建设中心村，结合农村“三清”工程的实施，结合经济林专业村和休闲农庄建设，按照“政府推动，市场引导，部门配合，全民参与”的办法，全面推进村庄绿化工程建设。要坚持因地制宜的原则，做到经济林、风景林科学布局，常绿树种、落叶树种、花灌木合理搭配。村庄范围内，绿化覆盖率要达30%以上，其中乔木树种数量达70%以上。2006年底，全市绿化达标的村庄要达到60%以上。创建的省级、市级生态村和农村现代化试点村要率先建设成为生态村庄绿化的样板。

6．农田林网化工程。农田林网是平原绿化的重要组成部分。我市的农田林网建设要把重点放在可绿化的沟渠路堤的林带建设上。各地要针对近年来农田林网管护等方面存在的突出问题，采取有效措施，对建成的农田林网进行完善提高，同时要新建一批高标准农田林网，今明两年新建农田林网10万亩，争取到2008年全市农田林网控制率达到90%以上。

三、认真落实推进现代林业工程建设的关键措施

各级各部门要高度重视现代林业工程建设，切实增强加快林业发展的使命感、责任感，精心组织，狠抓关键，加快推进，共同把打造绿色常州这一功在当代、利在千秋的伟大事业做好做实。

（一）切实加强领导，加快组织推进。各级各有关部门要切实把现代林业工程建设列入重要议事日程，建立专门的工作责任机制，明确责任分工，落实工作措施，加快形成一级抓一级、层层抓落实的现代林业工程建设机制。各级政府是本地区林业建设工作的责任主体，政府主要负责同志是第一责任人，分管负责同志是主要责任人。对现代林业工程建设的主要指标，要实行任期目标管理，严格考核，严格奖惩。各部门要各司其职，协调配合，共同推进绿色常州现代林业工程建设。市绿委办要充分发挥绿化工程建设的综合协调、督促、考核等作用，并会同交通、建设、水利等部门把干线、环线、河道两侧防护林带工程作为重点抓紧抓好；计划部门要把绿色常州现代林业工程建设纳入全市经济社会发展计划；农林部门要切实抓好丘陵山区植被恢复、生态村庄、农田林网建设和林业产业工程；国土部门要严格控制规划林地、绿地的征占用和变更，通过土地利用总体规划修编加快推进绿色通道建设；铁路部门要抓好铁路沿线的绿化；水利部门要抓好江河湖堤高标准防护林带的建设；其他相关部门也要充分发挥职能作用，共同推进现代林业产业的发展。

（二）落实关键措施，加大保障力度。一是强化规划控制。各市、区要按照绿色常州现代林业工程建设的总体要求，组织编制森林生态系统规划。规划的制订要与土地利用规划、城镇体系建设规划等相衔接、相配套，确保规划的科学性、合理性，确保现代林业建设与其他各项事业协调发展、整体推进。在此基础上，认真制订具体的工程计划安排，逐项明确具体的实施时间和建设标准。要实行严格的工程规划管理制度，对规划中确定的绿化用地，按照《常州市绿线管理办法》实行强制性管理。二是强化投入保障。要加大财政投入，将现代林业工程建设资金纳入经济社会发展计划和年度财政预算，并予优先安排。要严格按照《森林法》有关规定建立生态公益林补偿机制，每年列出专项资金，用于公益林的建设、保护和管理。市级财政对市级公益林的抚育按每年每亩8元标准予以补助。有关辖市、区也要按照国家、省、市的公益林补助标准，落实县级生态公益林补助、补贴资金。同时，要进一步落实国家和省的各项林业税收优惠政策，取消一切不合理的林业收费类目；完善育林基金征收、管理和使用办法，确保育林基金全额用于林业再生产。三是强化技术支撑。切实加强林业科技的研究、引进和推广，继续实施林业品种、技术、知识三项更新工程，大力提高重点林业工程的科技支撑水平。要按照分类指导的原则，认真组织开展各类教育和培训活动，不断提高林业生产者的实用技能和经营水平。同时，切实加强林业科技推广体系建设与改革，加快建立与现代林业发展相适应的林业技术推广服务体系。

（三）加快改革创新，营建发展机制。一是深化林业产权制度改革。在坚持国家和集体土地所有权不变的前提下，实行林地或宜林地的所有权与使用权分离，将使用权交给那些能够经营和善于经营的主体，真正建立投资者、经营者、管理者多元化、责权利相统一的现代林业发展新机制。二是鼓励发展非公有制林业。在认真落实有关法律和政策规定的前提下，鼓励各种社会主体，跨所有制、跨行业、跨地区投资林业。进一步明确非公有制林业的法律地位，切实落实“谁造谁有、合造共有”的政策。凡符合条件的农户、城镇居民、科技人员、私营企业主、外国投资者、企事业单位和机关团体的干部职工等，都可以单独或合伙参与林业开发，从事林业建设。三是加快发展生态公益林。积极鼓励多种经营主体发展生态公益林，允许一定面积的生态公益林地用于管理、服务等设施建设，以吸引社会资本投资生态林的管护和培育。

（四）加强队伍建设，强化依法护林。加强森林资源林政管理，严格林地征占用审核审批制度，规范木材加工和野生动植物资源经营利用行为。进一步完善森林防火行政领导负责制和部门分工负责制，切实加强森林防火基础设施建设，健全火情监测了望、林火预测预报、通讯指挥调度、火灾控制阻隔等网络体系，加快实现扑救队伍专业化、扑火设备机械化。加强森林公安队伍建设，将基层森林公安民警纳入公安管理序列，享受相应待遇。要加大林业执法力度。强化执法监督，规范执法行为，提高执法水平，严厉打击乱砍滥伐林木、乱垦滥占林地绿地、非法捕猎野生动物等不法行为。

二○○五年四月十九日 2100433B