发改委新闻发言人施子海表示，电力体制改革6个配套文件已进入报批阶段将争取尽快印发。已经下发的四个文件紧跟“9号文”，被认为落实电改的首批文件。
但业内认为，6个即将发布的配套文件是围绕电改执行的真正政策，也被称为电改的实施细则。具体包括输配电价改革、电力市场建设、交易机构组建、放开用电计划、售电侧改革、自备电厂监管等6大方面。
关于发改委将抓紧推进电力体制改革实施工作，拟在云南、贵州等省启动一批电力体制改革综合试点和专项试点的最新进展是怎样的？本期电力急先锋带你走进云南和贵州看一看。
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【发改委拟在云南、贵州等省启动电力改革试点】
12日上午，发改委表示电力改革6个配套文件已完成起草，目前正处于报批阶段。下一步，发改委将抓紧推进电力体制改革实施工作，拟在云南、贵州等省启动一批电力体制改革综合试点和专项试点。
今日上午，发改委就宏观经济运行数据举行发布会。会上，改革委政研室主任、新闻发言人施子海介绍了10月份以来相关重点改革任务的进展情况、固定资产投资项目情况、主要商品价格服务价格的情况以及全国价格举报和处置的情况。
施子海表示，10月份以来，发改委会同有关部门，研究起草了输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、售电侧改革、加强和规范燃煤自备电厂监督管理等6个配套文件。这些配套文件目前正处在报批阶段，争取尽快印发。下一步，发改委将抓紧推进电力体制改革实施工作，拟在云南、贵州等省启动一批电力体制改革综合试点和专项试点。
数据显示，10月份全社会用电量同比下降0.24%，增速同比回落了3.3个百分点。对此，施子海回应称，回落的原因主要是高耗能产业用电增速持续回落，带动了整个社会用电量的下行。一方面用电总量在下降，但是另一方面用电结构还处在优化的过程中。
据悉，10月份第三产业用电同比增长了4.64%，第二产业用电量同比下降1.95%。施子海表示，从用电量比重来看，三产用电比重达到了12.33%，同比提高了0.59个百分点；二产用电比重为73.44%，同比回落了1.29个点。他认为，用电结构的变化也从一个侧面反映了结构调整正在取得积极的进展。
【贵州成电改综合试点具体时间表一览】
11月9日，国家发展改革委、国家能源局正式批复同意贵州省电力体制改革综合试点方案，贵州省成为全国首批电力体制改革综合试点省之一。
据了解，改革开放以来，贵州省电力体制改革作为整体经济体制改革的重要部分，为经济社会发展提供了坚强的能源保障。尤其是国家实施“西部大开发”战略将贵州列为“西电东送”重要省份以来，我省电力工业更是进入快速发展阶段，截至2014年底，全省发电装机达到4668.68万千瓦，是“西电东送”起步时的7倍多。电力行业快速发展的同时，电力普遍服务水平得以提高。
按照“管住中间、放开两头”的体制架构，贵州省电改综合试点方案主要目标是：通过试点，形成贵州省独立的输配电价体系，组建相对独立的贵州电力交易中心，培育社会资本参与的配售电主体，建立规范的跨省跨区电力交易机制。
四项内容
主要包括四项内容：一是输配电价改革试点。建立独立输配电价体系和输配电价形成机制，改革和规范电网运营模式，按照“准许成本加合理收益”的原则，核定电网企业准许收入和输配电价水平，设立平衡账户主要用于平衡输配电价结构等。
二是电力市场建设试点。组建相对独立、规范运行的贵州电力市场交易中心，成立市场管理委员会。规范市场主体准入标准，实行市场主体注册制，引导市场主体开展多方直接交易，建立中长期稳定的交易机制。
三是售电侧改革试点。先期选取贵安新区、兴义地方电力开展售电侧改革，培育配售电业务主体，逐步放开增量配电投资业务，形成售电侧竞争市场。
四是跨省跨区电力交易机制试点。争取国家支持，按照市场化机制，与广东省、南方电网公司协商建立和完善黔电送粤(含黔电送深)交易机制，积极争取扩大与广西、重庆、湖南等周边省(市、区)的跨区电力交易，促进电力资源在更大范围内优化配置。
任务
贵州省电力体制改革试点任务时间紧凑，在2015年12月31日前，一是按国家发展改革委批复的输配电价测算方案要求，制定我省首个监管周期贵州电网输配电准许收入及价格水平测算方案，争取年内报国家发展改革委。二是与广东省、南方电网公司共同协商建立和完善“黔电送粤”(含“黔电送深”)交易机制，起草签订“十三五”“黔电送粤”(含“黔电送深”)框架协议。
明年6月底前，建成省级电力市场电子交易平台，完善贵州电力交易中心；组建混合所有制模式贵安新区配售电公司；兴义地方电力按现代企业制度组建配售电公司。（来源：贵州商报）
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【面对新电改：云南电网如何着力建设】
怒江傈僳族自治州位于滇西北横断山脉纵谷地带，东连大理，西邻缅甸，南接保山，北靠西藏，是全国唯一的傈僳族自治州，全州总面积1.47万平方公里，总人口54万人，辖泸水县、福贡县、贡山独龙族怒族自治县和兰坪白族普米族自治县。境内拥有丰富的矿产、水能、生物和旅游资源，铅锌、铜等矿产种类多、储量大，水能资源蕴藏量达2000万千瓦以上，具有独特的峡谷自然风光和民族风情。
怒江州因地处三江上游、世界大峡谷自然遗产“三江并流”腹地，资源开发和保护的矛盾较为突出，因受政策和地理环境制约，开发滞后，资源优势未能切实转化为经济优势。州内至今无高速路、无机场、无铁路、无航运、无管道运输，很多群众出行靠溜索，是云南省唯一一个“五无一有”的地州。“边、少、山、穷、富”五个特殊性是怒江州基本州情，是滇西边境贫困山区的典型代表。
2003年以来，云南怒江傈僳族自治州紧紧围绕“构建国家级水电基地”的战略目标和“电矿经济强州”的发展思路，云南电网从培育我省水电支柱产业的战略高度，认真贯彻落实南方电网“对中央负责，为五省区服务”的方针，设立了怒江供电局，并从改善怒江州电网结构，切实缓解枯期电力不足，有效解决丰水期中小水电送出的高度出发，积极加快骨干电网规划建设，加大投资力度，为怒江电力参与“云电外送、西电东送”的能源大战略，构建了更高层次、更广阔的发展平台，为怒江州经济社会发展提供了强有力的支撑。全州电源发展呈现出大中小微水电优先开发的多元化发展、多种经济成分共同发展的强劲势头，中小水电装机规模从2003年不到6万千瓦到截止2015年9月底装机达133.9万千瓦。
近年来，云南电网公司加大电网建设力度，全面推进输变电网架、城农配电网、提高供电可靠性建设与改造。截止2015年末拥有变电站、开关站60座，其中220kV变电站4座，110kV变电站14座（其中客户变5座）、110kV开关站9座，35kV变电站33座（客户变4座）；中小型、微型水电站103座，在110kV侧并网电站57座，35kV、10kV侧并网电站46座。2003年以来，全州电力建设累计投资突破100亿元，其中电源投入突破70亿元，电网建设投入突破30亿元。2009年至截止2015年9月，累计完成州内售电量117.73亿千瓦时，累计外送电量54.09亿千瓦时，资源优势转化为现实生产力，发供电能力及电能外送能力逐年提升，对怒江州国民经济增长的贡献日益凸显，成为支撑怒江社会经济跨越式发展的“生力军”。
近年来，虽然怒江电网建设与改造投资力度大、建设速度快，但由于长期以来，欠开发、欠投入、欠机遇，怒江电网起步晚、底子薄、历史欠帐较多，且大多骨干电网途经三山（“高黎贡山、碧罗雪山、云岭雪山”）自然保护区核心地带，致使项目审批手续难度大，加之由于电源、电网、负荷不协条，电网结构、电源布局和负荷分布不够匹配，州内工业基础薄弱、支柱产业单一、用电负荷增长缓慢和用电负荷和电源分布“两极化”等原因，导致丰盈枯缺电力供需矛盾日趋突出，也是造成窝电、缺电并存的主要原因，加之由于受北部通道和主通道的制约，州内在一定时期内存在“有电送不出、用电送不上”的困境。2015年1月至9月底，州内各中小水电弃水电量累计近7亿kwh。
2015年是“十二五”收官之年，也是加快推进怒江电网建设的关键之年。
针对电力产业中存在的问题，破解中小水电“窝电、限电、弃水”难题，为有效解决州内“窝电”问题，怒江供电局依据“统筹电网结构优化、北部区域电力外送、南部区域电力调配消纳”的原则，着眼于大电开发，并结合怒江特殊地理环境和电网实际，提高电力规划科学性，认真研究电网调度运行方式，增强电网规划与电源规划的协调性，科学安排改进优化电网运行方式及电能输送方向，重点加强跨区输电能力改造建设，加强送受端电网的配置建设，着力解决电力“送得出去，受得进来”，全面加快电网优化改造建设速度。
220千伏崇仁变三期工程于2015年6月投运，提升了泸水县境内电力送出能力，同时满足线路N-1要求，提高泸水县220kV崇仁变供电可靠性；110千伏上帕变主变更换改造工程已于2015年10月投产；110千伏片马输变电工程和110千伏石登输变电工程计划将于2016年6月和9月投产；220千伏贡山输变电工程、220千伏贡山线路加强工程、220千伏贡山变110千伏接入系统工程和110千伏茨开变增容工程，该项目计划年内投运。220kV贡山输变电项目投运后，贡山境内电力外送由单回110kV福茨线变为双回220kV福贡变至贡山变线路，贡山和福贡县均有了独立的220kV外送通道，电能外送能力大幅度提升，将有效解决贡山境内“送出难”问题，2016福贡和贡山电网总外送极限预计可提高至230MW，与2015年相比预计增加50MW。贡山电网的外送极限预计可提高至140MW，与2015年相比预计增加75MW。2016年汛期贡山和福贡电网送电量预计可增加25200万kwh；220kV福贡变扩建主变工程计划于2016年6月投产，该项目投运后，实现两台主变进行供电，供电可靠性进一步提升，220kV福贡变增扩2﹟主变外送能力可由180MVA提升至360MWA；220kV兰福线路加装电容串补工程，在220kV福剑线路上加装可控串补后，可提升福贡断面送出极限约12万kW，该项目计划2016年12月投产后，怒江北部送出通道220千伏福兰线、220千伏福剑线幅电能力将大幅提高。110千伏马（吉）-福（贡）II回线路工程，该项目总长46.5km，计划2017年6月投运。上述骨干电网工程建成后，将形成220千伏崇仁、220千伏兰坪变、220千伏福贡变、220千伏贡山变为中心枢纽，220千伏电网辐射四县的主网架和“电矿结合，东西互补”的战略格局，州内“北电南调、西电东送”电力调配能力不断提升，外送能力实现质的飞越，怒江供电局的电网建设呈现出了快速发展的态势。
近年来，怒江供电局认真贯彻落实南方电网公司、云南电网公司和怒江州委州政府的决策部署，用实际行动践行“主动承但社会责，全力做好电力供应”的使命，以“责任南网、服务怒江”为已任，围绕中心，服务大局，倾情服务地方经济社会发展，致力于承担服务全州各族人民群众脱贫致富事业的社会责任。为地方经济大发展提供强有力的电力保障的同时，主动做好电网建设和科学规划，努力构建一个强有力的坚强电网，促进当地经济社会可持续发展。
“经济要发展，电力须先行”在怒江供电局不只是一句口号，更是一种实践。当前在正积极开展“三严三实”专题教育活动全面践行社会主义核心价值观，在企业责任被频繁提及的今天，怒江供电局把自身发展积极融入地方经济发展的大局之中，加快电网建设，拓展服务领域，用真情回报社会，履行南网人的社会责任，用心点亮了怒江大峡谷的万家灯火，有力助推了地方经济社会的快速发展。
面向未来，面对当前电力体制改革新的机遇与挑战，怒江供电局局长来琨充满信心地说：“对于担当着重要社会责任、承担着自身发展压力的中央供电企业来说，成绩喜人，但任重道远。‘认识新常态、适应新常态’，面对新机遇、新形势、新任务、新要求，我们将紧紧抓住中央稳增长政策，进一步夯实电网架构的同时，加紧农村、城乡配电网建设和改造，着力打造稳定、安全、优质的供电网络保障，在实现中国梦的征程中，我们还须更加努力，用优质、方便、规范、真诚的服务，让政府放心，让群众满意，为地方经济社会发展不断增添亮点，为怒江百姓营造安全、稳定、舒适的用电环境，同时，突破地域限制，让全州电力产业乘搭好南方电网的高速大通道，走出怒江，优质服务于全省全国，这样才能不辱使命。”
怒江供电局党委书记、工会主席密勇志表示，“南网雄鹰”、“点亮独龙江”为代表的先进事迹是广大电力干部员工为怒江电力发展做出积极贡献的缩影，虽然工作中历尽艰辛，克服种种困难，但这不仅仅是南网人的一种责任，更是一种荣耀。”（来源：云南网）
【云南电力市场化交易领跑全国】
当前，新一轮电力体制改革正向核心区推进，云南电网公司紧紧抓住电力改革试点的重要机遇，推进电力市场化交易，促进了富余水电的消纳，实现了多方共赢，逐渐探索出了一条符合云南实际的电改之路——“3134”云南电力市场化交易模式。今年1至8月，云南电网成交电量189.9亿千瓦时，有效降低了工业企业成本，稳定和扩大了工业生产，“稳存量，促增量”的作用十分明显，为云南省上半年GDP增长8%作出了贡献，为云南省全年实现GDP增长9%奠定了基石。云南电力市场化工作取得的成效也得到了国家发改委、能源局的肯定，为我国电力体制改革积累了宝贵经验。
“客户受益8.3亿元，发电厂增加售电收入12.4亿元，云南电网有限责任公司新增售电量39亿千瓦时，实现了多方共赢。”这是2014年云南电网有限责任公司运用市场化交易机制最大限度消纳水电，带来的明显成效。
2014年，云南电网有限责任公司配合云南省政府出台了《2014年汛期富余水电市场化消纳方案》，全省9家水电企业、87家用电企业参与了市场化竞价交易，协议成交电量94亿千瓦时，实际交易电量82亿千瓦时。
今年，云南电网有限责任公司在认真总结2014年经验的基础上，配合政府部门制定了2015年市场化交易工作方案及相关实施细则，建立了较为完善的交易规则和市场运作模式。
领跑全国：国家发改委、能源局肯定市场化交易
今年1月28日，国家发改委《经济运行与调节》全文刊发了《2015年云南电力市场化工作方案》，要求各云南省市区认真学习借鉴，云南电力市场化建设契合新一轮电改方向，走在了全国前列。
今年3月，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，将云南、安徽、湖北和宁夏4省区纳入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。在省委、省政府和南方电网公司的指导下，云南电网公司和全省发电企业等密切配合，结合全省实际，全力推进试点工作，目前已建成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”云南电力市场化交易模式。
今年5月，国家发改委、能源局调研组调研云南时，也对云南电力市场化工作取得的成绩给予高度肯定。
成效显著：1至8月市场化交易成交电量189.9亿千瓦时
通过积极推进云南省内电力市场化交易，“稳存量，促增量”的作用十分明显。
2015年1至8月，云南电网成交电量189.9亿千瓦时，有效稳住了云南省内用电负荷负增长;从3月开始，云南电网实施西电东送计划外交易，成交电量44.5亿千瓦时，有力促进了富余水电消纳;通过开展清洁能源市场化交易，成交电量51.18亿千瓦时，有效缓解了云南水火矛盾。电力市场化交易实际为工业企业减少电费支出20.13亿元。其中，云南电网有限责任公司承担8.08亿元，承担比例40.14%，48家发电企业共承担12.05亿元，平均承担比例1.25%，有效降低了工业企业成本，稳定和扩大了工业生产。
通过推进云南省内电力市场化交易也促进了云南电网公司售电量的增长。据统计， 1至8月，云南电网公司完成售电量1196.1亿千瓦时，同比增长3.16%;省内售电量718.2亿千瓦时，同比降低1.11%;西电东送电量(含溪洛渡)581.92亿千瓦时，其中，云南售广东电量(含溪洛渡)549.29亿千瓦时，同比增长4.94%;售广东(不含溪洛渡)432.21亿千瓦时，同比增长6.99%;售广西32.63亿千瓦时，同比增长145.04%;通过云南国际公司向境外送电13.02亿千瓦时。云南送广东电量(含溪洛渡)549.29亿千瓦时，同比增长4.94%。
服务经济：为云南省GDP增长9%奠定基石
在积极推进云南省内电力市场化交易的同时，云南电网公司注重配套提高服务水平，做好用电保障。
云南电网通过密切跟踪用电市场变化，努力挖掘用电潜力，做好供电服务;通过开展业扩报装专项治理，形成治理常态化机制。云南电网积极做好滇池国际会展中心、沪昆高铁等新增重点项目的用电服务，未出现因内部管理原因影响客户用电的情况;提升综合停电管理水平，按照综合停电“六步法”原则优化年度停电计划，建立各部门共同参与的综合停电协同机制，对主配网各类停电需求严格停电分析和过程管控。加强合环调电、线路重合闸管理，减少不必要的停电发生，减少停电次数;提升用户侧用电规范化管理，减少客户故障出门的影响。提升配网带电作业技术推广应用。搭建客户全方位服务体系，除“95598”外还全面推广微信服务平台应用、网上营业厅服务，利用“电费缴纳直通车”“惠农服务点”将交费渠道延伸至农村边远地区。
通过一系列的举措，1至8月，云南电网公司全口径综合供电可靠率达到99.9533%，比2014年同期的99.9485%提高0.0048%。全口径城市供电可靠率达到99.9822，比2014年同期的99.9770提高0.0052%。全口径农村供电可靠性99.9480，比2014年同期的99.9430提高0.0049%。为云南省上半年GDP增长8%作出了积极贡献，为全年GDP增长9%奠定了基石。同时，云南电网公司也在云南省十大公共服务行业公众满意度调查中实现“六连冠”。
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“3134”云南电力市场化交易模式
云南电力市场建设走在全国前列，自主探索并形成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”电力市场模式。
“三个主体”：即云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体。
“一个中心”：即交易在云南电力交易中心进行。
“三个市场”：即云南电力市场中的省内市场、省外增量市场、清洁能源市场3个电力交易市场。
“四种模式”：即云南电力市场中现有的直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易4种交易模式。（来源：云南电网公司）
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