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，全面放开售电侧经营权，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？
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【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：
贵州省燃煤发电机组上网电价表
贵州省电网销售电价表
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，确保电力供应安全稳定,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)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全面落实。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，安全运行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，全面落实好全市“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，全面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，第一批辅机招标已完成，第二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近平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，统筹安排好安全、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，全面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?
贵州是全国重要能源基地，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，居全国第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全国电力价格改革试点，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）
【《贵州省深化电力体制改革工作方案》印发】
贵州省进一步深化电力体制改革工作方案
为深入贯彻落实《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，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、公益性服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性服务用电，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。进一步完善和创新制度，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、优质的电力保障。(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、安全的原则，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，负责电网系统安全，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性服务功能。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性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，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。提高电力供应的安全可靠水平。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)
17.建立市场主体准入和退出机制。根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。明确售电主体的市场准入、退出规则，加强监管，切实保障各相关方的合法权益。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户有电可用。(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)
18.多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。(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、贵州电力交易中心)
19.赋予市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。鼓励售电主体创新服务，向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。各种电力生产方式都要严格按照国家有关规定承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等义务。(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、贵州电力交易中心)
(六)开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。
20.积极发展分布式电源。分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。(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、贵州电力交易中心)
21.完善并网运行服务。加快修订和完善接入电网的技术标准、工程规范和相关管理办法，支持新能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用机组上网，积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接，依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。加快制定完善新能源和可再生能源研发、制造、组装、并网、维护、改造等环节的国家技术标准。(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、贵州电力交易中心)
22.加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂支持政策。规范现有自备电厂成为合格市场主体，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。(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、贵州电力交易中心)
23.全面放开用户侧分布式电源市场。积极开展分布式电源项目的各类试点和示范。放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。(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、贵州电力交易中心)
(七)加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。
24.切实加强电力行业特别是电网的统筹规划。政府有关部门要认真履行电力规划职责，优化电源与电网布局，加强电力规划与能源等规划之间、与国家电力规划的有效衔接。提升规划的覆盖面、权威性和科学性，增强规划的透明度和公众参与度，各种电源建设和电网布局要严格规划，有序组织实施。电力规划应充分考虑资源环境承载力，依法开展规划的环境影响评价。规划经法定程序审核后，要向社会公开。建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制，保障电力规划的有效执行。(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、省环境保护厅、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司)
25.切实加强电力行业及相关领域科学监督。完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管，加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管，切实保障新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。(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)
26.减少和规范电力行业的行政审批。进一步转变政府职能、简政放权，取消、下放电力项目审批权限，有效落实规划，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，完善市场规划，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。(牵头单位：省发展改革委，责任单位：省能源局、省经济和信息化委、国家能源局贵州监管办)
27.建立健全市场主体信用体系。加强市场主体诚信建设，规范市场秩序。有关部门要建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。(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、省工商局、国家能源局贵州监管办、贵州电力交易中心)
28.加强电力依法行政。加大可再生能源法的实施力度。加快能源监管地方性法规制定工作，适应依法监管、有效监管的要求，及时制定和修订电力领域相关法规、规章。(牵头单位：省能源局，责任单位：省政府法制办、省发展改革委、省经济和信息化委、国家能源局贵州监管办)
二、起草《贵州省电力体制改革综合试点方案(代拟稿)》责任分工
(一)输配电价改革试点。按照国家批复我省输配电价改革试点的有关要求，配合国家开展我省输配电价成本监审和定价方案制定，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。(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)电力市场建设试点。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，建设全国省级试点电力市场。(牵头单位：省经济和信息化委、省能源局，责任单位：省发展改革委、省环境保护厅、省工商局、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心)
(三)售电侧改革试点。通过向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，形成有效竞争的售电市场，先期选择贵安新区、兴义市作为我省售电侧改革试点，在全国售电侧改革试点中先行先试。(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、贵州电力交易中心、黔西南州政府、贵安新区管委会)
(四)跨省跨区电力交易机制试点。按照国家能源战略和经济、节能、环保、安全的原则，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，建立规范的跨省跨区电力市场交易机制，促进电力资源在更大范围优化配置。(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、工作要求
按照整体设计、重点突破、分步实施、有序推进、试点先行的要求，调动各方面的积极性，确保改革规范有序、稳妥推进。
(一)加强组织协调。适时完善专项改革工作方案及相关配套措施，明确有关部门和单位、企业的责任，确保电力体制改革工作顺利推进。(牵头单位：省发展改革委，责任单位：省能源局、省经济和信息化委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、各市〔州〕政府、贵安新区管委会)
(二)积极营造氛围。加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道，在社会上形成推进电力体制改革的浓厚氛围，加强改革工作的沟通协调，充分调动各方积极性，凝聚共识、形成工作合力。(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、各市〔州〕政府、贵安新区管委会)
(三)稳妥有序推进。电力体制改革是一项系统性工程，在各方已有共识的基础上有序、有效、稳妥推进。逐步扩大输配电价改革试点范围。努力争取国家支持，积极探索我省在售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等重大改革事项上先行试点，力争尽早在总结试点经验和修改完善相关法律法规的基础上全面推开。(牵头单位：省发展改革委，责任单位：省能源局、省经济和信息化委、国家能源局贵州监管办、贵州电网公司、各市〔州〕政府、贵安新区管委会)
四、近期工作安排
(一)2015年7月10日前，省发展改革委、省经济和信息化委负责将贵州省电力市场建设试点方案联合上报国家发展改革委。省发展改革委、省能源局负责将贵州省售电侧改革试点方案联合上报国家发展改革委、国家能源局。
(二)2015年7月15日前，省发展改革委牵头会同省能源局等有关部门和单位，起草完成我省贯彻落实《意见》的基本思路和我省电力体制改革综合试点方案(初稿)，并与国家发展改革委进行衔接。
(三)2015年7月31日前，省发展改革委负责将我省贯彻落实《意见》的实施意见(代拟稿)和我省电力体制改革综合试点方案(代拟稿)报省政府，并负责将我省输配电价改革试点方案报国家发展改革委。
(四)2015年10月15日前，省发展改革委负责将我省输配电价测算方案报国家发展改革委。
【贵州电改将动真格：相对独立交易机构有望亮相】
在外界等待电改配套文件出台的当口，贵州省先行一步。
7月27日，贵州省政府网发布《贵州省深化电力体制改革工作方案》(下称《方案》)，并指定牵头部门负责具体问题，贯彻电改“9号文”并提出按照输配电价改革、电力市场建设、售电侧改革和跨省跨区电力交易机制分工落实电改。
值得注意的是，国家电改方案中提出的相对独立的交易机构在贵州的《方案》中看到雏形。《方案》强调，将“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，建设全国省级试点电力市场。”
《方案》还提出，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，形成有效竞争的售电市场，并在贵安新区、兴义进行售电侧改革试点，在全国售电侧改革试点中先行先试。
售电开放思路更明晰
今年5月31日，国家发改委在先期深圳市、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南列入输配电价改革试点范围的基础上，将贵州省纳入了输配电价改革试点，输配电价改革试点扩容至7个省市。
与此同时，自从年初新电改“9号文”公布后，外界对电改实施的细则充满期待。实施细则也被称为是电改配套文件，包括输配电价改革、电力市场建设、交易机构组件、放开用电计划、售电侧改革、自备电厂监管等6大方面。
但有媒体报道，在部委层面讨论售电方案时，电网企业和发电企业对于竞争性售电业务有一定的分歧，地方政府对于售电业务也颇多想法。交易机构到底如何相对独立，外界一直期待权威部门能有明确的说法。
截至目前，贵州的工作方案是目前外界能够看到的地方政府针对电改内容最丰富的方案，而且改革的范围涉及到电改的所有领域。
其中对售电主体，提出比国家的电改方案更细的想法。《方案》指出，“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。”
针对售电主体，提出多途径培育市场主体。高新产业园区或经济技术开发区、社会资本、分布式电源、公共服务行业和节能服务公司、发电企业可进入售电市场外，符合条件的自备电厂也可以参与售电。《方案》提出，“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。”
相比省级区域内的试点，贵州还提出要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，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。
“售电市场放开影响最大的是发电企业，电力市场需要批发市场和零售市场，对发电企业的行为会有直接影响，不过国内关注点集中在社会资本进入售电领域。”加州电力市场设计师刘树成曾对本报记者称。
相对独立交易机构雏形
相对独立的交易机构曾经有看不透的一面。贵州的电改工作方案进一步明确了交易机构的组成。
《方案》提出，“积极探索我省在售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等重大改革事项上先行试点，力争尽早在总结试点经验和修改完善相关法律法规的基础上全面推开。”
据本报记者了解，贵州今年2月份就组建了贵州电力交易中心。今年4月份，贵州省经信委主任李保芳针对进一步支持工业企业加快发展的若干政策措施时，提出组建贵州电力交易中心，尽快形成适应市场要求的电价机制，以此为突破口推动电力体制改革。
贵州电力交易中心出现在工作方案具体任务执行的名单中。更早之前，对了推动本省电力直接交易，贵州就存在类似的交易机构，但电改之后被赋予新的角色。
电改方案提出组件相对独立的交易机构，按照贵州电力交易中心的现状，交易机构可能未来不会完全摆脱电网，而是挂靠电网相对独立，同时接受贵州省电力市场化相关机构领导。
工作方案公布前，贵州省还成立了专门的电改联席会议制度，专门执行电改。联席会议召集人由省委常委、常务副省长秦如培担任，副省长王江平任联席会议副召集人，省政府副秘书长丁雄军，省政府副秘书长冯仕文，省发展改革委主任付京，省发展改革委副主任、省能源局局长张应伟，省发展改革委副主任徐元志等任联席会议成员。
联席会议主要职责是贯彻落实国家深化电力体制改革工作部署，指导全省深化电力体制改革，全面统筹安排改革工作，研究重大改革事项，协调解决改革中的重大问题。
按照《方案》的安排，贵州将制定落实电改的实施意见(代拟稿)和电力体制改革综合试点方案(代拟稿)上报，到时关于电改细则将更趋清晰。（来源：一财网）
【贵州贵安供电局挂牌成立 打造配售电侧改革范本】
10月10日，贵州电网公司第10家地区供电局——贵安供电局正式挂牌成立。该局的成立，将为服务贵安新区发展、助推贵安新区加快售电侧改革试点工作以及加快贵州经济结构转型升级发挥极其重要的作用。
贵州省委常委、常务副省长，贵安新区党工委书记秦如培和公司党组书记、董事长唐斯庆共同为贵安供电局揭牌。省政府副秘书长、省政府办公厅主任陈训华，省发改委副主任、能源局局长张应伟，省经信委副主任宛会东，省能源局总工程师徐光伟，省能源监管办党组书记、专员潘军，贵安新区党工委副书记孙登峰出席揭牌仪式。公司总经理唐广学主持揭牌仪式。公司领导班子成员邱跃丰、何愈国、钟连宏、晋晓越、郑添参加揭牌仪式。
打造配售电侧改革范本
2012年，国发2号文件提出要推进贵阳-安顺经济一体化发展，加快建设贵安新区，把贵安新区建设成为内陆开放型经济示范区。2014年1月，国务院批复同意设立国家级新区贵州贵安新区。
今年3月15日，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》（即9号文），该文件印发预示贵州电力体制改革正式拉开帷幕。为此，贵州电网贵安供电局应运而生。
贵安供电局的成立，将为新区加快推进电力体制改革试点工作提供有力支撑。秦如培强调，贵安供电局是贵州电力体制改革以来的第一家地区供电局，要加快各项基础设施建设，为贵安新区的发展提供便捷、安全、可靠的电力保障。
“我们将在省委省政府和南方电网公司领导下，按下‘快进键’，跑出‘加速度’，积极推进电力体制改革试点工作，打造配售电侧改革的范本。”唐斯庆在致辞时表示，贵安供电局将抓住机遇，发挥优势，勇于创新，敢于担当，为贵安新区的发展提供坚强电力保障，为贵安新区经济社会发展再作贡献。
服务更贴心
为积极服务新区发展，公司主动响应，在2013年9月成立贵安新区供电服务中心，2014年3月成立贵安新区供电局筹备组。
相关机构成立以来，大力加强电网规划建设和客户服务工作，配置项目经理，开通业扩报装绿色通道，为电子信息园等产业园区及企业提供“一站式”服务，有力促进了新区大数据、大健康、高端装备制造、文化旅游、现代服务业等产业的快速成长。
今年7月，经南方电网公司批复同意成立贵安供电局，主要负责新区供电业务的对外服务、对内协调以及电网规划、建设协调和用电咨询、用电业务受理、客户服务协调等事宜。
贵安供电局成立后，将坚持高标准、高起点，采用国内先进的设备和技术，先进的管理方式，提升管理水平和优质服务水平，努力创建国内先进水平供电局，为贵安新区的发展提供更加贴心、便捷的服务和安全、可靠的电力保障。
公司副总经理、贵安供电局局长钟连宏表示：“贵安供电局将和引进的企业、项目同步，全力、高效、安全地为新区做好供电服务。”
电网更可靠
贵安新区位于贵阳市和安顺市的结合部，电网结构相对比较薄弱。2013年以来，公司已投入24.1亿元进行贵安新区电网建设，建成220千伏变电站2座，总容量66万千伏安；110千伏变电站5座，总容量55.8万千伏安；35千伏变电站3座，总容量4.93万千伏安，新区的电网结构得到增强，供电可靠性得到提升。
经过两年多的发展，富士康、三大通信运营商等多个重大项目纷纷落户贵安新区，使得贵安新区用电量出现快速增长。2013年直管区售电量为2.88亿千瓦时，2014年为3.67亿千瓦时，2015年预计为4.5亿千瓦时。
为支持新区快速发展，依据贵州电网公司编制完成的贵安新区“十三五”电网规划，“十三五”期间拟投入21.66亿元建设新区电网，其中直管区16.2亿元，非直管区5.46亿元。共新建和扩建110千伏及以上变电站27座，新增变电容量4032兆伏安；新建、扩建10千伏及以上线路1421.7千米。
未来五年，公司及贵安供电局将积极配合贵安新区，按照省委书记、省长陈敏尔提出的努力把贵安新区打造成为全省综合改革先行区的目标要求，抢抓战略发展新机遇，积极迎接经济发展新挑战，为新区开发建设提供安全、高效的能源保障，以此助推贵安新区加快建设内陆开放型经济新高地、西部地区重要经济增长极、生态文明示范区。（来源：南方电网公司）
【贵州电力交易中心正式挂牌运行】
11月16日，贵州省委常委、常务副省长秦如培(右)与国家能源局法制和体制改革司副司长刘刚为贵州电力交易中心揭牌。
卢志佳摄
贵州电力交易中心16日在贵阳举行揭牌仪式，标志着该中心正式挂牌运行。贵州省委常委、常务副省长秦如培出席揭牌仪式。
记者从启动仪式现场获悉，贵州电力交易中心是为贯彻落实《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》文件精神，经贵州省政府同意，按照“政府主导，共同组建，稳妥推进”的原则组建的相对独立的省级电力交易中心。
贵州电力交易中心自今年2月开始试运行，在贵州电力市场化交易工作领导小组的领导下履行贵州电力市场交易日常管理职能，负责电力市场交易的组织、结算和管理，为全省电力市场交易主体提供优质电力交易服务。
3月，《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》文出台后，交易中心进一步完善了交易职能，探索更多的交易品种。面对省内产业结构调整和转型升级、省内工业增长乏力的局面，通过电力交易平台进一步放开电力直接交易市场，推出了年度双边协商、集中竞价和挂牌交易等三种交易方式，目前已有14家发电企业和425家电力用户参与，涵盖了有色、化工、冶金、建材、煤炭、电子等行业，签约电量达到263.7亿千瓦时，占省内售电量的31%，比例居全国首位。通过电力直接交易，促进市场在能源资源优化配置中发挥决定性作用，有效遏制了省内工业企业用电量下滑的势头，同时还实现了市场各方互利共赢，进一步推动了节能减排和产业转型升级。
贵州电网公司党组书记、董事长唐斯庆在揭牌仪式致辞中说，贵州电力交易中心的正式挂牌运行是贵州省推进电力市场化改革的一件大事，是贵州省贯彻落实《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》文件精神的重要举措，希望贵州电力交易中心积极搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，为电力市场各类市场主体提供公开、公平、公正的电力交易服务，力争打造电力市场建设试点范例、创建国内先进水平的电力交易中心，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。（来源：新华网）
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