破除“垄断”首要一步便是政策的引导，2015年国家助力电力体制改革下发了很多政策文件。今天，北极星配售电网带你回顾2015年重点政策。
售电侧改革如何推进？电改都改什么？2016年是电改实施元年，发展机遇在哪里？看清政策，把握市场不再难。
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北极星配售电网获悉，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)，推进电力体制改革实施工作，经报请国务院同意，现将国家发展改革委、国家能源局和中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资委、法制办等部门制定，并经经济体制改革工作部际联席会议(电力专题)审议通过的6个电力体制改革配套文件。现已发布，内容如下：
国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知
发改经体[2015]2752号
各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团：
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)，推进电力体制改革实施工作，经报请国务院同意，现将国家发展改革委、国家能源局和中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资委、法制办等部门制定，并经经济体制改革工作部际联席会议(电力专题)审议通过的6个电力体制改革配套文件，印发给你们，请按照执行。
附件：
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2015年11月26日
【新电改9号文四个配套文件回顾】
国家发展改革委 国家能源局《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》
发改运行[2015]518号
北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委(工信委、工信厅、经贸委、经委)，国家能源局派出机构，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团有限责任公司、国家开发投资公司：
为贯彻中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议部署，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，现就改善电力运行调节，促进清洁能源持续健康发展，提出以下指导意见：
一、统筹年度电力电量平衡，积极促进清洁能源消纳
(一)各省(区、市)政府主管部门组织编制本地区年度电力电量平衡方案时，应采取措施落实可再生能源发电全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源发电。
(二)在编制年度发电计划时，优先预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间;鼓励清洁能源发电参与市场，对于已通过直接交易等市场化方式确定的电量，可从发电计划中扣除。对于同一地区同类清洁能源的不同生产主体，在预留空间上应公平公正。风电、光伏发电、生物质发电按照本地区资源条件全额安排发电;水电兼顾资源条件和历史均值确定发电量;核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电;气电根据供热、调峰及平衡需要确定发电量。煤电机组进一步加大差别电量计划力度，确保高效节能环保机组的利用小时数明显高于其他煤电机组，并可在一定期限内增加大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组利用小时数。
(三)各省(区、市)政府主管部门在统筹平衡年度电力电量时，新增用电需求原则上优先用于安排清洁能源发电和消纳区外清洁能源，以及奖励为保障清洁能源多发满发而调峰的煤电机组发电。
(四)能源资源丰富地区、清洁能源装机比重较大地区在统筹平衡年度电力电量时，新增用电需求如无法满足清洁能源多发满发，应采取市场化方式，鼓励清洁能源优先与用户直接交易，充分挖掘本地区用电潜力，最大限度消纳清洁能源。
(五)京津冀、长三角、珠三角以及清洁能源比重较小地区在统筹平衡年度电力电量时，新增用电需求优先满足清洁能源消纳，明确接受外输电中清洁能源的比例并逐步提高，促进大气环境质量改善。
(六)政府主管部门在组织国家电网公司、南方电网公司制定年度跨省区送受电计划时，应切实贯彻国家能源战略和政策，充分利用现有输电通道，增加电网调度灵活性，统筹考虑配套电源和清洁能源，优先安排清洁能源送出并明确送电比例，提高输电的稳定性和安全性。对于同一地区内同类清洁能源的不同生产主体，在送出安排计划上应公平公正。
(七)跨省区送受电各方应统筹电力供需、输电通道能力，充分自主协商确定年度送受电计划，尽可能增加清洁能源送出与消纳，全力避免弃水、弃风、弃光。经协商无法达成一致意见的，由国家发展改革委协调确定，协调结果抄送国家能源局。
(八)国家发展改革委会同各省(区、市)政府主管部门、电力企业，按照简政放权和规范行政审批事项的要求，健全省级发供电计划和跨省区发供电计划协商机制。省级年度发电计划、跨省区送受电计划在每年一季度前报国家发展改革委备案。经备案的年度发电计划、跨省区送受电计划纳入各省(区、市)电力电量平衡，电网企业负责组织实施。
二、加强日常运行调节，充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间
(九)各省(区、市)政府主管部门在确定年度发电计划和跨省区送受电计划后，电力企业应据此协商签订购售电合同，并通过替代发电(发电权交易)、辅助服务等市场机制，实现不同类型电源的利益调节，促进清洁能源多发满发。具备条件的地区，可跨省区实施。
(十)各地应建立完善调峰补偿机制，加大调峰补偿力度，鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务。对于煤电机组为避免弃水、弃风、弃光而进行的深度调峰或机组启停，应通过增加发电量等方式进行奖励，所需电量在年度电量计划安排中统筹考虑，年终结清。
(十一)可再生能源消纳困难的地区，可通过市场化的经济补偿机制激励煤电机组调峰。调峰深度没有达到平均调峰率的，不予补偿;调峰深度超过平均调峰率的，予以递进补偿;实施启停调峰的，予以一次性补偿。补偿所需费用由受益的可再生能源和煤电机组根据程度进行相应分摊。补偿与分摊费用应保持平衡。
(十二)水电装机比重较大地区应研究制定水火发电互济机制。在明确煤电机组最小开机方式的前提下，组织水电机组、煤电机组进行替代发电，对为保障水电多发满发而减发的煤电机组进行补偿。如产生电网增收，应主要用于煤电机组补偿。并可尝试通过梯级电站流域补偿、冷备用补偿、股权置换等方式实现不同发电主体间的利益调节。
(十三)各省(区、市)政府主管部门应会同相应能源监管机构，结合运行经验和供需形势，重新核定煤电机组(含热电)的最小技术出力和开机方式，不断研究探索水电、风电、光伏发电与煤电(含热电)等联合运行和优化运行。
(十四)健全跨省区送受电利益调节机制。跨省区送受电协议已由国家协调明确价格的应遵照执行，市场机制比较完善的也可由送受电双方根据实际运行情况，按照风险共担、利益共享原则全部或部分重新协商确定，并将协商结果报送国家发展改革委和国家能源局;国家未明确价格的，由送受电双方协商确定送电价格和电量。
(十五)各省(区、市)政府主管部门应和有关部门定期公布发电运行考核结果，及时公开发布电网运行信息和机组调峰参数等信息。能源监管机构应按月向省(区、市)政府有关部门通报辅助服务管理和并网运行管理数据。
三、加强电力需求侧管理，通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件
(十六)各省(区、市)政府主管部门应加强电力需求侧管理，鼓励电力用户优化用电负荷特性、参与调峰调频，加大峰谷电价差，用价格手段引导移峰填谷，缓解发电侧调峰压力，促进多消纳清洁能源。
(十七)各省(区、市)政府主管部门要加快电力需求侧管理平台开发建设，推广在线监测，帮助用户实现用电精细化，为减少电网峰谷差提供技术支持。
(十八)各省(区、市)政府主管部门要积极尝试开展需求响应试点，以在线监测和互联网技术为支撑，综合运用补贴政策、价格政策等，对在高峰时段主动削减负荷的用户给予经济补偿，或通过与清洁能源开展直接交易给予补偿。
(十九)各省(区、市)政府主管部门应研究完善配套政策，创新工作思路，督促电网企业落实分布式发电并网政策，促使电网企业多吸纳分布式发电。
(二十)鼓励有条件的地区推广热电机组蓄热技术，开展低谷电力供热试点。
四、加强相互配合和监督管理，确保清洁能源多发满发政策落到实处
(二十一)清洁能源发电企业应满足并网技术要求，提高出力预测精度，加强生产运行管理，提升电能质量，减轻电网稳定运行的压力。
(二十二)电网企业应统一负责清洁能源发电出力预测，科学安排机组组合，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网，落实可再生能源全额保障性收购;加快点对网输电线路改造，提升吸纳可再生能源能力。有条件的电网，可以开展清洁能源优先调度试点，即以最大限度消纳清洁能源上网电量为目标，联合优化调度，灵活安排运行备用容量。
(二十三)电网企业应加强清洁能源富集地区送电通道的建设，发展智能电网技术，改善清洁能源并网条件，扩大资源配置范围。
(二十四)各省(区、市)政府主管部门应会同相应能源监管机构，加强对电力调度、发电运行和年度发电计划实施的监督，定期组织通报电力运行信息，协调清洁能源并网及运行矛盾，切实保障清洁能源多发满发。
(二十五)能源监管机构要对可再生能源全额上网情况进行监管，对未能全额上网的，应查明原因，理清责任，督促相关方限期改正。
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2015年3月20日
发改委：完善电力应急机制 做好电力需求侧管理
北京市、河北省、江苏省、广东省、上海市电力运行主管部门、价格主管部门、财政厅(局)，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司：
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)，加强电力需求侧管理，完善电力应急机制，各有关单位要在前期北京市、苏州市、唐山市、佛山市电力需求侧管理城市综合试点(以下简称试点城市)和上海市需求响应试点工作基础上，进一步突出特色，建立长效机制，更好发挥试点的引领示范作用，现就有关事项通知如下：
一、充分认识电力需求侧管理的重要意义
实施电力需求侧管理，有利于削减或转移高峰用电负荷，化解多年来反复出现的高峰电力短缺问题，并节约大量电源电网投资;有利于提升电力应急保障能力，应对重大自然灾害和突发事件，保障电力供需平衡和生产生活秩序;有利于消纳可再生能源发电，推动智能电网的应用和发展，提升用能管理、企业管理乃至社会管理水平。
二、强化机制创新，实施需求响应
试点城市及所在省份要借鉴上海需求响应试点的实践和国际经验，组织实施需求响应，完善电力应急机制，以更加市场化的方式保障电力供需平衡。为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应，可以制定、完善尖峰电价或季节电价，具体方案请当地价格主管部门会同电力运行主管部门等共同研究确定。请于2015年6月底前制定实施方案，并报国家发展改革委备案;在2015年夏季、冬季用电高峰以及供应紧张时实施需求响应，相应减少的负荷计入临时性减少高峰电力负荷。
三、建立技术支撑，注重能力建设
试点城市及所在省份要加强电力需求侧管理平台建设(以下简称平台)，引导、鼓励用户实现用电在线监测，推广电能服务,为提高运行管理水平和增强应急响应能力建立技术支撑。一是鼓励、支持发展电能服务业，吸引全国乃至全球的优秀电能服务企业参与试点工作。二是鼓励用户按照《电力需求侧管理平台建设技术规范(试行)》要求，实现用电在线监测并接入国家平台。三是对于已安装建筑分项计量或能源管理系统(EMS)等具备用电在线监测功能的用户，鼓励通过必要的数据接口接入国家平台。四是引导与发电企业直接交易的用户加快实现在线监测并接入国家平台。五是对于接入国家平台并主动参与需求响应的用户，原则上不再采取拉闸限电措施。六是大力加强能力建设，通过现场会、经验交流会等推广宣传好的经验和案例，利用国家平台的网络培训等功能加强宣传培训。
四、加强经验交流，相互支持配合
试点城市及所在省份间要加强经验交流，提高组织实施水平，加强政策创新，强化机制建设。上海市要深化实施需求响应试点，完善政策，探索经验，并加强和试点城市的交流借鉴。电网企业要大力支持试点工作，一是积极配合有关地区做好相关政策的制定和落实工作，实施电力需求侧管理项目。二是于6月底前，按照《国家发展改革委办公厅关于加强国家电力需求侧管理平台数据收集整理分析的通知》(发改办运行[2014]1292号)要求，将试点城市及所在省份、上海市的有关电力数据提供给相应省级电力需求侧管理平台，以便实施需求响应、加强经济运行监测分析。三是于6月底前，通过手机APP等方式，向试点地区的用户提供其准实时用电数据，以便吸引用户参与需求响应。
五、创新资金应用，建立长效机制
试点城市及所在省份要注重总结实践经验，创新试点资金使用方式，除支持项目实施、平台建设和能力建设外，还可支持投融资服务、政府和社会资本合作项目(PPP)的融资、建设和运维，以及电力需求侧管理平台的升级改造和运行维护等。
六、明确评估原则，及早做好准备
国家发展改革委、财政部将对试点城市工作目标完成情况和工作措施落实情况进行评估验收。为了引导试点城市兼顾项目实施和机制建设，将统筹评估电力负荷节约和转移量指标完成情况、工作措施落实情况;在总任务量不变的前提下，试点城市可根据实际情况，对临时性减少高峰电力负荷、永久性节约电力负荷和转移高峰负荷任务量进行适当调整。试点城市及所在省份要及早做好评估验收的准备工作，及时完善地方配套政策，加强机制建设，以便复制、推广。
国家发展改革委
财政部
2015年4月7日
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)，建立科学合理的输配电价形成机制，决定加快推进输配电价改革，国家发改委发布加快推进输配电价改革的通知。
国家发展改革委关于贯彻中发[2015]9号文件精神
加快推进输配电价改革的通知
发改价格[2015]742号
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司：
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)，建立科学合理的输配电价形成机制，决定加快推进输配电价改革，现就有关事项通知如下：
一、扩大输配电价改革试点范围
在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南省(区)列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。鼓励具备条件的其他地区开展输配电价改革试点。请试点省(区)价格主管部门参照深圳市输配电价改革试点经验，结合当地实际，拟定本省(区)电网输配电价改革试点方案，于2015年7月底前报送我委。
二、全面开展输配电价摸底测算工作
上述试点范围以外的地区，要同步开展输配电价摸底测算工作。请非试点省(区、市)价格主管部门认真做好推进输配电价改革的前期准备工作，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况，深入分析输配电价管理中存在的主要矛盾和问题。在此基础上，初步测算本省(区、市)电网各电压等级输配电价水平，研究提出推进输配电价改革的工作思路，于2015年10月底前将测算结果和改革思路书面报送我委。
三、改革对电网企业的监管模式
通过加快输配电价改革，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。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。在输配电价核定过程中，既要满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平，又要加强成本约束，对输配电成本进行严格监审，促进企业加强管理，提高效率。我委今年将出台输配电定价成本监审办法，并在认真总结改革试点经验基础上，尽快研究完善输配电价管理办法，建立健全对电网企业成本约束和收入监管机制。
四、积极稳妥推进电价市场化
结合电力体制改革，把输配电价与发售电价在形成机制上分开，积极稳妥推进发电侧和售电侧电价市场化，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。鼓励电力用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定市场交易价格，并按照其接入电网的电压等级支付输配电价。
五、加强组织实施
推进输配电价改革是中发[2015]9号文件提出的明确要求和近期重点任务。各地价格主管部门要高度重视，周密部署，加强与有关部门的合作，组织精干力量扎实推进，确保按期完成工作。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要配合做好输配电价改革试点和摸底测算工作，客观、真实提供电网成本、投资、电量等相关信息及证明材料，确保相关工作顺利进行。
国家发展改革委
2015年4月13日
5月5日，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)精神，完善电价形成机制，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，国家发改委印发《关于完善跨省跨区电能交易》通知。
国家发改委关于完善跨省跨区电能交易
价格形成机制有关问题的通知
发改价格[2015]962号
各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，国家能源局派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，三峡集团公司，国家开发投资公司：
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)精神，完善电价形成机制，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，经商国家能源局，现将有关问题通知如下：
一、跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。
二、国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价;鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。
三、国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格，送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行，协商结果报送国家发展改革委和国家能源局。
四、送受电双方经协商后确实无法达成一致意见的，可建议国家发展改革委、国家能源局协调。
五、国家发展改革委和国家能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格(含线损，下同)。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1：1比例分摊。
六、以上电价政策自2015年4月20日起执行。
七、现有办法和规定与本通知不一致的，按本通知规定执行。
国家发展改革委
2015年5月5日
【售电侧改革迎来起点！重庆市、广东省试点申请获批复】
北极星配售电网获悉，近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点，并在复函中提出了修改意见，要求他们进一步细化试点方案。
以下为文件全文：
国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于同意重庆市广东省开展售电侧改革试点的复函
发改办经体[2015]3117号
重庆市发展改革委，广东省发展改革委、经济和信息化委、国家能源局南方监管局：
报来《重庆市发展和改革委员会关于批准重庆市配售电改革专项试点的请示》（渝发改能[2015]1382号）、《广东省经济和信息化委广东省发展改革委国家能源局南方监管局关于开展售电侧改革试点的请示》（粤经信电力[2015]361号）收悉。经经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）同意，现函复如下：
一、同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点。
原则同意重庆市、广东省对试点工作的总体考虑，试点名称请统一规范为售电侧改革试点。
二、加强组织领导，细化试点方案。
试点地区要加强对售电侧改革试点工作的组织领导，建立健全工作体系和工作机制，明确牵头单位和相关部门职责分工。按照《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，以下简称中发9号文）和《关于推进售电侧改革的实施意见》精神，结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点，规范售电侧市场主体准入与退出机制，多途径培育售电侧市场竞争主体，健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，为推进全国面上改革探索路径、积累经验。
三、把握改革方向，规范推进试点。
售电侧改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，试点地区要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持三条原则：一是坚持市场定价的原则，避免采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价；二是坚持平等竞争的原则，发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的，应当符合规则，履行社会责任，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费；三是坚持节能减排的原则，对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。
四、稳妥推进改革，确保电力安全。
试点地区要建立问题发现和纠错机制，切实防范试点过程中可能出现的风险，灵活应对试点工作中出现的问题，保证电网安全，保障民生用电。省级有关部门和国家能源局派出机构要依据相关法律法规，对市场主体准入、电网公平开放、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管，依法查处违法违规行为。加强与电网企业、发电企业等相关方面的协调沟通，搞好工作衔接，形成工作合力，重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议（电力专题），确保改革顺利进行。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调和督促检查，共同做好试点工作。
五、具体修改意见
（一）为明确输配电价改革过渡措施，建议重庆市将“以核定的电力直接交易输配电价为基础，按‘准许成本加合理收益’原则预算电网分电压等级输配电价”修改为“加快推进输配电价改革，按‘准许成本加合理收益’原则核定电网分电压等级输配电价。新的输配电价机制建立前，暂执行核定的重庆电力直接交易输配电价”。
（二）建议重庆市将“参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分组成”修改为“参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成”。
（三）为兼顾短期改革目标和中长期改革方向，建议广东省将“无议价能力或不参与电力市场的用户，由提供保底服务的供电企业按照政府核定的目录电价供电”修改为“无议价能力或不参与电力市场的用户，由提供保底服务的供电企业按照政府核定的目录电价或政府确定的定价规则供电”，并删去“指定企业提供保底供电服务时，电价按照政府核定的规则计算，应高于参与市场的用户平均用电价格水平”的内容。
（四）建议广东省将“拥有分布式能源电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务”的内容纳入《试点方案》。
国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司
2015年11月28日
【国家发改委正式批准《宁夏电网输配电价改革试点方案》】
国家发展改革委关于宁夏电网输配
电价改革试点方案的批复
发改价格[2015]2012号
宁夏回族自治区物价局：
报来《关于报请审定<宁夏回族自治区输配电价试点方案的请示>》(宁价商发[2015]50号)收悉。经商国家能源局，现批复如下：
一、原则同意《宁夏电网输配电价改革试点方案》(以下简称《试点方案》)。《试点方案》具体内容见附件。
二、请按照批复的《试点方案》，抓紧组织开展改革试点各项工作，尽快拟订首个监管周期(2016-2018年)宁夏电网输配电准许收入及价格水平测算方案，报我委审核后实施。
三、输配电价改革试点意义重大，情况复杂，要加强与有关部门的沟通协调，充分听取各方面意见，研究解决试点中出现的各种情况和问题，重大问题及时向我委报告。
附件：宁夏电网输配电价改革试点方案
国家发展改革委
2015年9月6日
宁夏电网输配电价改革试点方案
为探索建立科学合理的输配电价形成机制，推进电力市场化改革，根据《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)、《国家发展改革委关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》(发改价格〔2015〕742号)、《国家发展改革委办公厅关于扎实做好输配电价改革试点工作的通知》(发改办价格〔2015〕1237号)等文件规定，结合宁夏回族自治区实际情况，制定本方案。
一、目标和原则
(一)目标
在宁夏电网建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，转变政府对电网企业监管方式，健全对电网企业的约束和激励机制，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。
(二)原则
1.深化改革。输配电价形成机制要与电力体制改革相适应，有利于推进电力市场化改革。
2.促进发展。输配电价应按合理成本、合理盈利的原则制定，引导电网企业合理投资，促进电网健康发展。
3.强化监管。建立对电网企业成本的约束与激励机制，促进电网企业加强管理、提高效率。
4.公平负担。输配电价应逐步反映各类用户、各电压等级输配电成本，利用价格信号引导用户合理使用电力资源，促进电力事业和国民经济的协调、健康发展。
5.积极稳妥。既要立足当前，又要着眼长远;既要大胆创新，又要循序渐进。妥善处理好改革对相关各方的影响，促进改革顺利实施。
二、输配电价核定办法
(一)输配电价核定范围为国网宁夏电力公司全部共用网络输配电服务的价格。
(二)核价基础为国网宁夏电力公司的输配电资产和业务。
(三)输配电价实行事前监管，按成本加收益的监管方式确定，监管周期为三年。
(四)输配电价监管包括总收入监管与价格水平监管。总收入核定以有效资产为基础。有效资产指电网企业为提供输配电服务所必需的各项资产，不包括从电网企业分离出来的辅助性业务单位、多种经营企业及“三产”资产等。价格水平分电压等级核定，以各电压等级输配电的合理成本为基础。
(五)输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。
总收入的核定方法为：准许收入=准许成本+准许收益+税金。其中：
1、准许成本由折旧费和运行维护费构成。
折旧费是指电网企业按宁夏回族自治区物价局核定的输配电固定资产原值和定价折旧率计提的费用。
运行维护费是指维持电网企业输配电业务正常运行的费用，包括材料费、修理费、职工薪酬和其他费用。
《宁夏回族自治区电网输配电准许成本核定办法》见附件。
2、准许收益等于可计提收益的有效资产乘以加权平均资本收益率。
可计提收益的有效资产是指由电网企业投资形成的、可获取投资收益的有效资产。用户或地方政府无偿移交等非电网企业投资形成的资产，不计提投资收益。具体项目由宁夏回族自治区物价局核定。
加权平均资本收益率=权益资本收益率×(1-资产负债率)+债务资本收益率×资产负债率
其中：权益资本收益率按照监管周期初始年前一年财政部公布的中国10年期国债收益率加1-3个百分点的投资机会损失确定，投资机会损失参考电网企业及当地电力行业实际运营情况确定;债务资本收益率参考同期人民币贷款基准利率与电网企业实际融资结构和借款利率确定;资产负债率参照监管周期初始年前3年电网企业实际资产负债率平均值确定。
3、税金包括企业所得税、城市维护建设税、教育费附加。
(六)宁夏电网输配电价分220/330千伏及以上、110千伏、35千伏、10千伏、不满1千伏五个电压等级制定。宁夏电力公司应逐步对各电压等级的资产、费用、电量、输配电损耗率等实行单独核算和计量。准许成本、准许收益、价内税金分别在各电压等级上分摊。
(七)输配电价的核定需考虑不同电压等级或各类用户交叉补贴问题。在核定输配电价的同时，同步明确各电压等级承担(或者享受)的交叉补贴水平。在相关条件具备时，可在分电压等级的基础上，进一步考虑负荷特性对输配电成本的影响。
三、平衡账户
电网企业监管周期内输配电实际收入与准许收入之间的差额，通过设立平衡账户进行调节。多出部分进入平衡账户，不足部分由平衡账户弥补。
平衡账户设在宁夏电力公司，由宁夏回族自治区物价局商有关部门管理和调整，专项用于平衡输配电价水平和有关电价调整，具体办法另行制定。
四、其它事项
(一)监管周期起始时间。第一个监管周期为2016年1月1日至2018年12月31日。
(二)核价程序。宁夏电力公司须在每一监管周期开始前一年的10月31日前向宁夏回族自治区物价局提交申请及相关材料。宁夏回族自治区物价局受理后，经输配电成本监审及对预测成本的评估分析，并充分听取各利益相关方的意见后，于次年5月31日前公布本监管周期内电网企业各年的准许收入和输配电价水平。
(三)激励和约束机制。电网企业通过加强管理，提高效率，使其运营成本低于准许成本，节约的成本可在企业与用户之间进行分享。在一个监管周期内，如果电网实际成本低于核定的准许成本，则节约部分的50%在下一监管周期通过提高电网企业准许收入方式留给企业，其余在下一监管周期核价时用于降低输配电价水平或计入平衡账户。
宁夏回族自治区物价局会同相关电力行业主管部门等制定考核电网企业运营效率和服务质量的奖惩机制。电网企业服务绩效(如创新、普遍服务、提高可靠性等)超过规定目标的，适当给予奖励，反之予以惩罚。同时，制定企业诚信评估机制。电网企业虚报相关数据，情节严重的，将纳入诚信评估机制考核并扣罚部分准许收益。
(四)跟踪监测。监管周期内每一个年度结束后，宁夏回族自治区物价局要测算该年度电网企业实际输配电成本和收入，并与准许成本和准许收入进行分析比较。宁夏回族自治区物价局应会同相关电力行业主管部门持续监测电网企业的资产、成本、收入、服务等相关信息，并与其他政府有关部门、利益相关方和专家组成评估小组进行分析评估。
(五)职能与分工。推进输配电价改革是中发〔2015〕9 号文件提出的明确要求和重点任务，在宁夏回族自治区政府统一领导下，各有关部门要协调配合，规范实施。自治区物价局负责日常工作协调，会同有关部门制定方案、开展输配电成本监审、核定准许收入和输配电价水平、管理和调整平衡账户等具体工作;自治区发展和改革委负责会同有关部门对电网企业监管周期预计新增固定资产投资的必要性进行审核;自治区经济和信息化委负责会同有关部门对电网企业监管周期预计新增的技术改造投资规划进行审核，并对销售电量的增减变动情况进行合理预测;国家能源局西北能源监管局依照职责开展输配电价执行情况的监管，及时提出电价调整建议。
电网企业应按照政府各有关部门的要求提供真实、充分的成本、投资等相关信息及证明材料;在提交监管周期预测电量、投资和成本等资料时，应包含预测的条件、依据、方法及结果等内容;每一个监管年度结束后，应提交预测数据与实际发生数的差异情况及原因分析等材料;应根据实际情况和核定输配电准许成本的需要，逐步改变现有成本费用的核算方式，由现行按成本属性分类的方式改为按经济活动(分生产成本、管理费用和销售费用等)的方式归集成本，并进一步细化到按分电压等级归集成本。
五、配套改革
(一)结合电力体制改革，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开，积极稳妥推进发电侧和售电侧电价市场化，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。鼓励电力用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定市场交易价格，并按照其接入电网的电压等级支付输配电价。
(二)输配电价平衡账户盈亏超过当年输配电准许收入的6%时，相应对执行政府定价电力用户的销售电价进行调整，具体由宁夏回族自治区物价局负责实施。
(三)结合电价改革进程和宁夏实际，采取综合措施妥善处理并逐步减少不同种类电价之间的交叉补贴。在交叉补贴取消前，电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准，应包含交叉补贴的成本。
附：
宁夏电网输配电准许成本核定办法
一、宁夏回族自治区电网输配电准许成本核定对象为共用网络准许成本。
二、输配电准许成本包括折旧费和运行维护费。
三、输配电准许成本主要按照电网企业历史成本，未来年度的预测成本，并参考同类型企业先进成本标准等情况综合核定。
四、历史成本指电网企业实际发生的成本，主要以电网企业经审计(审核)的财务数据为基础，按照国家发展改革委、国家能源局印发的《输配电定价成本监审办法(试行)》核定。随该办法调整做相应调整。
五、预测成本指电网企业在下一监管周期内预计发生的成本。主要根据自治区电力行业主管部门对电网企业下一监管周期的投资计划及电网发展的审核情况进行确定。
1、折旧费。根据经审核的电网企业计划新增固定资产以及国家发展改革委、国家能源局印发的《输配电定价成本监审办法(试行)》规定的电网企业固定资产分类定价折旧年限确定。
2、运行维护费。其中：(1)材料费。参考电网经营企业监管期初前三年历史费率水平，以及同类型电网企业的先进成本标准，按照不高于预测年度的新增固定资产原值的1%确定。(2)修理费。参考电网经营企业监管期初前三年历史费率水平，以及同类型电网企业的先进成本标准，按照不高于预测年度的新增固定资产原值的1.5%确定。(3)职工薪酬。参考国有资产管理部门等有权限的政府有关部门核定的监管期初前三年历史成本水平，考虑定员人数变化及CPI增长率等确定;(4)其他费用。按不高于预测年度的新增固定资产原值4%确定，同时首个监管周期费率要适当有所降低。
【蒙西电网实施输配电价改革试点：大工业电度每千瓦时降2.65分】
内蒙古自治区发展和改革委员会下发关于在蒙西电网实施输配电价改革试点工作的通知。通知提出，将内蒙古西部电网目录电价中的大工业电度电价每千瓦时降低2.65分(含增值税)。
以下为通知全文：
内发改价字[2015]1299号
各有关盟市发展改革委，内蒙古电力(集团)有限责任公司：
按照《国家发展改革委关于内蒙古自治区西部电网2015年-2017年输配电价的批复》(发改价格[2015]2200号)精神，决定自2015年10月1日起在蒙西电网实施输配电价改革试点工作。现将有关事宜通知如下：
一、 实施输配电价改革试点工作
按照国家发展改革委批复的内蒙古自治区西部电网第一个监管周期(2015年-2017年)准许收入和输配电价，实施输配电价改革试点工作。各年平均输配电价及分电压等级输配电价标准见附件1。
二、 降低大工业用电价格
鉴于当前我区经济下行压力较大，为促进经济发展，此次输配电价改革降价空间主要用于降低大工业电价，将内蒙古西部电网目录电价中的大工业电度电价每千瓦时降低2.65分(含增值税)。具体执行标准见附件2。
三、 交叉补贴
结合电力体制改革需要，内蒙古电力(集团)有限责任
公司应按照中发[2015]9号文件要求，于2016年底前申报内蒙古西部电网各电压等级交叉补贴数额。
四、 有关要求
各级价格主管部门要密切关注输配电价改革试点工作，确保相关改革措施的落实。电力公司要加强管理，约束成本，进一步提高服务水平。各单位在试点中发现问题，请及时向我委反馈。
特此通知
附件：1.2015年-2017年内蒙古西部电网输配电价表
2.内蒙古西部电网销售电价表
内蒙古自治区发展和改革委员会
2015年10月9日
北极星配售电网获悉，10月8日，发改委批复《关于报请审定云南省输配电价改革试点方案的请示》，内容如下：
国家发展改革委关于云南电网输配
电价改革试点方案的批复
发改价格[2015]2260号
云南省发展改革委：
报来《关于报请审定云南省输配电价改革试点方案的请示》(云发改物价[2015]1158号)收悉。经商国家能源局，现批复如下：
一、原则同意《云南电网输配电价改革试点方案》(以下简称《试点方案》)，对《试点方案》有关内容进行适当修改，修改后的清稿见附件。
二、请按照批复的《试点方案》，抓紧组织开展改革试点各项工作，根据成本监审结果和预测成本等，尽快拟订首个监管周期(2016-2018年)云南电网输配电准许收入及价格水平测算方案，报我委审核后实施。
三、输配电价改革试点意义重大，情况复杂，要加强与有关部门的沟通协调，充分听取各方面意见，研究解决试点中出现的各种情况和问题，重大问题及时向我委报告。
国家发展改革委
2015年10月8日
国家发展改革委关于贵州省列入输配电价改革试点范围的批复
发改价格[2015]1182号
贵州省发展改革委：
报来《关于将贵州纳入国家输配电价改革试点范围的请示》(黔发改价格[2015]601号)收悉。经商国家能源局，现批复如下：
一、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。
二、请你委按照国家统一部署，结合本地实际，认真做好拟定试点方案、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。请于2015年7月底前上报你省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。
国家发展改革委
2015年5月31日
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