DQZHAN讯：电力急先锋：理清时间表 电改综合试点为何是贵州？
贵州成为电力体制改革综合试点并发布改革时间表，贵州电力交易中心挂牌成立，贵州计划以贵安新区为突破口，**放开售电侧经营权，可自行核准发放售电牌照……
一时间，贵州成为大家关注的焦点。本期电力急先锋带你来探寻贵州是如何成为电改综合试点的？
【解析】贵州*新完整版《试点方案》
【贵州发改委发布降低燃煤发电上网电价和调整销售电价等有关问题的通知】
4月21日，贵州省发展改革委发布关于降低燃煤发电上网电价和调整销售电价等有关问题的通知，全文如下：
各市(州)发展改革委，贵安新区经济发展局，仁怀市、威宁县发展改革局，贵州电网有限责任公司，各发电(集团)公司：
按照《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》(发改价格〔2015〕748号)有关规定，经省人民政府同意，决定降低我省燃煤发电上网电价和调整销售电价。现将有关事项通知如下：
一、降低燃煤发电上网电价
我省燃煤发电上网电价在现行标准基础上每千瓦时降低1.04分钱(含税，下同)，调整后的燃煤发电标杆上网电价为每千瓦时0.3709元(含环保电价)。
调整后的我省燃煤发电机组上网电价标准详见附件1。
二、推进销售电价结构调整
(一)简化电价分类，推进工商用电同价。将我省商业用电、非居民照明用电价格降低到非工业普通工业用电价格水平，将上述三类用电类别合并为一般工商业及其他用电类别。合并后的一般工商业及其他用电执行统一价格标准，适用范围按《贵州省销售电价分类说明(试行)》中关于“非居民照明电价、商业电价、普通工业电价和非工业动力电价”规定的范围执行，随电费征收的城市公共事业附加费按每千瓦时0.8分钱执行。
(二)分步取消化肥用电价格分类。2015年4月20日起，中、小化肥生产用电按附件2所对应的价格执行，2016年4月20日起，取消中、小化肥用电价格分类，电价按相同用电类别的工商业价格执行。受电变压器总容量在315千伏安及以上的中、小化肥生产用电基本电价按大工业用电基本电价标准执行。
(三)取消大工业用电中的“电炉铁合金、电解烧碱、合成氨、电炉钙镁磷肥、电炉黄磷、电石生产用电”分类，电价按大工业用电价格执行。
(四)新设20千伏用电电价，电价按照同类用户1-10千伏和35-110千伏电价的平均值执行。
调整后的我省各类电力用户用电价格详见附件2。
三、执行时间
以上电价调整自2015年4月20日起执行。部分因抄表周期时间不对应的电力用户4月20日后的用电量，可按对应抄表周期内日均用电量乘以应执行调整后电价的天数确定。
四、“西电东送”电价
我省“西电东送”送电价格按国家发展改革委要求，遵循市场定价原则由送、受电双方协商确定。
五、推进电价市场化
各市(州)、各有关部门按照《国家发展改革委办公厅关于核定贵州省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的批复》(发改办价格〔2013〕498号)及《贵州省电力用户与发电企业直接交易实施意见》(黔发改能源〔2014〕964号)精神，积极组织电力用户与发电企业协商，支持具备条件的企业开展电力直接交易，促进我省工业经济健康发展。
六、相关要求
(一)贵州电网有限责任公司和各级供电局要严格按照本文所规定的价格执行，不得擅自提高或降低国家规定的电价水平。
(二)发电企业、煤炭企业要严格遵守年度订货合同，各发电企业要加强成本约束，积极消化电价调整影响，不得向煤炭企业传导，稳定发电用煤价格，保证正常生产经营，确保电力供应**稳定,营造煤电行业良好的经营环境，促进煤电行业协调发展。
(三)有关部门要继续按相关规定对高耗能行业、产能严重过剩行业实施差别电价、惩罚性电价和阶梯电价政策，促进产业结构升级和淘汰落后产能。
(四)电价调整后，省发展改革委、省经济和信息化委、省财政厅、省能源局、贵州能监办等有关部门要按照职能职责，密切配合，落实省委省政府工作部署，针对我省当前经济运行情况和煤电行业发展实际，合理统筹电力调度，研究出台支持煤电行业发展的政策措施;认真落实《**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)精神，深入研究我省电力价格体系等相关问题，提出相关政策措施，积极争取国家支持，促进我省工业和实体经济的发展。
(五)各级价格主管部门要按照本通知要求，与有关部门加强配合，精心组织，周密安排，加强监管，确保本通知要求的各项政策措施得到**落实。执行中遇到的问题，请及时报告省发展改革委。（来源：贵州发改委）
【贵州省能源局局长张应伟调研黔西南州电力体制改革工作】
5月21日至22日，省发改委副主任、省能源局局长张应伟率省发改委、省能源局有关处室到黔西南州调研电力体制改革工作。国家能源局贵州监管办有关负责人参加了调研协调，贵州电网公司副总经理邱跃丰及有关部门负责人参加协调座谈会。
5月21日中午12时，调研组一行从贵阳抵达兴义市，立即赶往清水河工业园区调研热电联产动力车间项目。
项目负责人向调研组介绍，该项目规划总装机为4×350兆瓦超临界燃煤湿冷机组，项目分两期建设，一期工程建设规模为2×350兆瓦，总投资32.98亿元，1号机组已于4月份并网发电，2号机组计划6月份发电运行。自备电厂建成后将并入兴义市地方电网发电，年发电量可达45亿千瓦时，将为兴义市新增重要的电源点，为工业发展提供强劲的电能保障。
随后，调研组来到兴义电厂，了解电厂发电运行情况。
兴义电厂是贵州、广西两省(区)煤电联营的重要合作项目，规划建设4×600兆瓦。一期两台600兆瓦超临界机组于2011年建成发电，目前两台机组累计发电约250亿千瓦时，**运行1480多天，累计营业收入达67.49亿元，为贵州、广西两省(区)经济发展做出了积极贡献。
电厂负责人介绍，目前正积极开展电厂二期2x660兆瓦扩建项目前期工作。
21日下午，调研组在兴义市召开黔西南州电力体制改革座谈会。黔西南州政府、州发改委、州工信委、州能源局、州改革办，兴义市政府，贵州电网公司、兴义市供电局有关负责人参加座谈会。
座谈会上，各参会单位对黔西南州电力体制改革工作及兴义市2015年农网改造升级工程投资计划实施进行了发言。
张应伟局长指出，党中央《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称“电改9号文”)，正式启动了中国电力体制改革的进程。新一轮电改将对贵州的能源结构调整产生重要影响，黔西南州要紧紧抓住这次电改机会，力求破解黔西南州电力体制难题。
张应伟局长强调，兴义市要根据实际需求，将“十三五”农网改造计划纳入全省“十三五”农网改造规划编制，**落实好全市“十三五”农村电网改造升级任务。
黔西南州政府、贵州电网公司表示，将全力支持新一轮电力体制改革工作，按照省委、省政府的统一安排部署和要求，认真落实好中央“电改9号文”精神，**参与新一轮电力体制改革工作;将认真落实好党中央、国务院关于农网改造的有关文件精神。
5月22日上午，调研组驱车前往普安县青山工业园区中电(普安)发电有限责任公司，调研中电(普安)电厂工程进展情况。
中电(普安)电厂规划建设4×660兆瓦超临界燃煤机组，项目分两期建设，一期工程拟建设2×660兆瓦超临界燃煤发电机组，项目总投资约50亿元，工程将同步建设高效静电除尘、脱硫、脱硝和在线烟气连续监测装置，各项排放指标须满足国家环保要求。同时，预留了超洁净排放装置位置空间，并留有二期工程扩建条件。
据项目负责人介绍，该项目将创建数字化电厂，建成贵州地区精品工程，计划2017年5月和8月1、2号机组分别投产。该项目于2014年底取得国家能源局路条，2015年2月获得贵州省发改委核准，目前项目环评工作已完成评审上报。
目前，该项目主机设备招标已完成并已签订合同，**批辅机招标已完成，**批辅机招标正在进行中，厂区围墙道路、生产用水施工工程已完成招标。场平全部结束，其余工程正在紧锣密鼓进行中。
截至今年4月底，已到位资金9000多万元，累计投资7000多万元。计划今年完成投资15亿多元，2016年计划完成投资23亿多元。
公司负责人表示，希望调研组协调解决以下问题：加快电网接入项目推进和施工工作;加快推进水源施工进度;加快公路改造进度;将电厂二期扩建项目列入贵州省“十三五”能源发展规划。
调研组当即表示，将尽快协调贵州电网公司，加快电网接入项目和施工工作以及电厂二期扩建项目纳入贵州省“十三五”能源发展规划。
黔西南州政府、普安县政府负责人也当即表示，水源施工和公路改造正在进行中，将加快两个项目的进度，确保电厂建设顺利。
张应伟局长要求，电厂建设要认真贯彻落实习**总书记对贵州生态文明建设的指示精神和贵州省委、省政府关于进一步坚守发展和生态“两条底线”的要求,保护好青山绿水，将电厂建成绿色示范工程;要合理安排工期，尽量超前考虑，统筹安排好**、质量、工期。
张应伟局长希望中电(普安)发电有限责任公司立足黔西南州，积极参与贵州能源其他项目的投资建设，在新一轮电力体制改革中谋求更大发展。
22日中午，调研组来到兴仁县巴铃镇，沿着泥泞的道路，调研组走进大唐贵州兴仁电厂项目选址地，了解项目进展情况。
该项目规划总装机4×660兆瓦，分两期建设。一期工程拟建设2×660兆瓦超临界燃煤机组，同步建设脱硫脱硝装置。
在项目选址地，调研组详细了解项目环保、水源、运输等情况。
项目负责人向调研组介绍，该项目预计7月份完成核准申请，2015年底正式开工建设，2017年底两台机组建成投产。（来源：贵州人民政府）
【贵州输配电价改革试点获批 为什么是贵州?】
6月5日国家发改委发文称，国家发改委会商国家能源局，同意将贵州省列入输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许收入和输配电价。
国家发改委要求贵州省发改委，拟定试点方案、开展成本监审、测算准许收入和输配电价等试点各项工作，并加强与省政府相关部门、能源监管机构的合作，充分听取有关方面意见。
2015年7月底前贵州省上报输配电价改革试点方案，于2015年10月15日前上报输配电价测算方案。
倒逼输配成本”黑洞“公开
贵州是继深圳市、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南后第七个开展输配电价改革试点省份。
能源观察认为，本轮输配电价改革的本意是对电网成本约束，监管其收益，在“准许成本加合理收益”的原则下核定输配电价，为发电、售电实现市场定价打下基础。但更为核心的问题是，执行。
在改革导向上，发改委鼓励具备条件的其他地区开展改革试点。试点范围以外地区也要同步开展输配电价摸底测算工作，**调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况，初步测算输配电价水平，研究提出推进输配电价改革的工作思路。
发改委希望，通过加快输配电价改革，建立健全对电网企业成本约束和收入监管机制，对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。
这里的难点是电网输配成本、收入账目的核算。长久以来，这笔账处于不透明状态，无论是能源管理部门、价格管理部门，均无法获得真实的数据信息。在深圳输配电价的核算过程中，就存在这一问题。
根据深圳改革方案，深圳市输配电价改革于今年1月1日起正式实施。改革实施后，2015年深圳市输配电价水平比2014年每千瓦时下降1.23分。但目前深圳输配电价各项成本并未对外公开。
为什么是贵州?
贵州是国内重要能源基地，2014年底贵州全省电力装机已达4645万千瓦，当年全省发电量1800亿千瓦时，省内用电量1170亿千瓦时，外送电量630亿千瓦时。电力外送占发电量近1/3，西电东送是主要去向。
其一，贵州火电企业因发电设备利用小时数减少，生产经营困难增多。需要借助电力市场化改革拓展电力市场空间。
其二，贵州又是产煤大省，保有煤炭资源量542亿吨，居国内第5位，素有“江南煤海”之称。贵州煤炭产能已达1.9亿吨/年。2014年，贵州实现销售1.8亿吨，其中外送煤炭4800万吨。
从煤炭行情看，煤炭产能过剩问题突出，消费疲软、市场供大于求。煤炭企业希望借助电力市场改革寻得出路。
其三，本地高耗能产业需要低电价支撑。
为支持本地工业企业加快发展，今年贵州省政府出台多项政策措施。在电价方面，通过组建贵州电力交易中心，形成适应市场要求的电价机制。
把电力直接交易范围由化工、有色、冶金行业扩展到煤炭、建材、装备制造、电子信息等行业，准入条件由年用电量5000万千瓦时降到3000万千瓦时。
其四，贵州具备电力直接交易基础
2012年1月，国务院出台《关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》，提出在贵州率先开展国内电力价格改革试点，探索发电企业与电力用户直接交易方式方法。
实际上，2009年贵州就开始推行直购电交易，为本地电解铝产业寻找出路。2013年贵州省发展改革委、贵州省能源局出台了电力用户与发电企业直接交易实施意见，正式建立直购电交易机制。
按照贵州省能源局局长张应伟介绍，今年进一步扩大直供电试点范围，加快推动贵州省大用户直供电工作市场化。探索组建电力市场交易平台，推动直供电试点向工业园区、云计算、大数据和相关产业倾斜。（来源：能源观察微信）
为深入贯彻落实《**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，以下简称《意见》)文件精神，按照省委、省政府关于进一步深化电力体制改革总体安排部署，制定本工作方案。
一、起草我省贯彻落实《意见》的实施意见(代拟稿)任务分工
(一)有序推进电价改革，理顺电价形成机制。
1.单独核定输配电价。政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益**务和网络自然垄断环节。政府主要核定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。(牵头单位：省发展改革委，责任单位：省能源局、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
2.分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益**务用电，继续执行政府定价。(牵头单位：省发展改革委，责任单位：省能源局、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
3.妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。(牵头单位：省发展改革委，责任单位：省能源局、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
(二)推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。
4.规范市场主体准入标准。按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。进一步完善和**制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。准入标准确定后，省政府按年公布当地符合标准的发电企业和售电主体目录，对用户目录实施动态监管，进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主体。(牵头单位：省能源局、省经济和信息化委，责任单位：省发展改革委、省环境保护厅、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
5.引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易，短期和即时交易通过调度和交易机构实现，为工商业企业等各类用户提供更加经济、上等的电力保障。(牵头单位：省经济和信息化委，责任单位：省能源局、省发展改革委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
6.鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式，任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。直接交易双方通过自主协商决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。(牵头单位：省经济和信息化委，责任单位：省能源局、省发展改革委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
7.建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。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，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。(牵头单位：国家能源局贵州监管办，责任单位：省能源局、省经济和信息化委、省发展改革委、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
8.完善跨省跨区电力交易机制。按照国家能源战略和经济、节能、环保、**的原则，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。鼓励具备条件的区域在政府指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制，促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力，充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用。积极开展跨省跨区辅助服务交易。待时机成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段。(牵头单位：省发展改革委、国家能源局贵州监管办，责任单位：省经济和信息化委、省能源局、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
(三)建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。
9.遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能。改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统**，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。继续完善主辅分离。(牵头单位：省发展改革委、国家能源局贵州监管办，责任单位：省国资委、省能源局、贵州电网公司)
10.改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业投资和资产管理行为。(牵头单位：省发展改革委，责任单位：国家能源局贵州监管办、省能源局、贵州电网公司)
11.组建和规范运行电力交易机构。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管。(牵头单位：省经济和信息化委，责任单位：省能源局、省发展改革委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
12.完善电力交易机构的市场功能。电力交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体的注册和相应管理，披露和发布市场信息等。(牵头单位：省经济和信息化委，责任单位：省能源局、省发展改革委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
(四)推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用。
13.有序缩减发用电计划。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。(牵头单位：省经济和信息化委，责任单位：省能源局、省发展改革委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
14.完善政府公益性调节**务功能。政府保留必要的公益性调节性发用电计划，以确保居民、农业、重要公用事业和公益**务等用电，确保维护电网调峰调频和**运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。积极开展电力需求侧管理和能效管理，通过运用现代信息技术、培育电能服务、实施需求响应等，促进供需平衡和节能减排。加强老少边穷地区电力供应保障，确保无电人口用电全覆盖。(牵头单位：省经济和信息化委，责任单位：省能源局、省发展改革委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
15.进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平。政府有关部门要按照市场化的方向，从需求侧和供应侧两方面入手，搞好电力电量整体平衡。提高电力供应的**可靠水平。常态化、精细化开展有序用电工作，有效保障供需紧张下居民等重点用电需求不受影响。加强电力应急能力建设，提升应急响应水平，确保紧急状态下社会秩序稳定。(牵头单位：省经济和信息化委，责任单位：省能源局、省发展改革委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
(五)稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。
16.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。(牵头单位：省能源局，责任单位：省发展改革委、省经济和信息化委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
