几天前（2016年11月7日），国家能源局召开新闻发布会，正式公布《电力发展“十三五”规划(2016-2020)》(下称“《规划》”)。《规划》从供应能力、电源结构、电网发展、综合调节能力、节能减排、民生用电保障、科技装备发展、电力体制改革等八个方面，确定了电力发展五年目标。9日，国家能源局总工程师韩水在新闻发布会上表示，“十三五”期间，我国将组建相对独立和规范运行的电力交易机构，建立公平有序的电力市场规则，初步形成功能完善的电力市场。
电改时间表排定。
2015年3月15日，中发9号文《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》的出台，标志着新一轮电力体制改革的开始。新一轮电力体制改革中，国家强调的是顶层设计，可以说中发9号文是总设计方案，对新一轮电力体制改革做出了总体部署，国家发改委、国家能源局《关于推进输配电价改革的实施意见》等6个核心配套文件是施工图，各省的电力体制改革试点的推进都要在这个框架下进行。
2015年2月，在中发〔2015〕9号文出台前，贵州电网公司经贵州省政府批准，成立了全国首个电力交易中心，开始推进大用户与发电企业直接交易。2016年4月21日，举行了贵州电力交易中心有限责任公司成立暨贵州电力交易系统投运仪式，公司制的贵州电力交易中心正式投入运营。在全国首创电力交易指数,逐步实现了交易机构公司化、交易平台数字化、交易机制市场化、改革红利多样化、售电公司多元化和跨省交易制度化等“六个化”。
2016年3月15日，《贵州电网2016-2018年输配电价方案》正式实施。全省输配电价平均每千瓦时降低1.66分，其中，大工业下降3.06分。贵州省业内权威人士告诉记者，这是目前输配电价降低幅度最大的方案。
2016年5月16日，国家发改委公布了《贵州省电力体制改革综合试点方案》。
电力体制改革初见成效,电力体制改革红利不断释放。
截至目前，贵州省全省共有498家电力用户和16家发电企业参加电力直接交易，交易电量累计完成172.42亿千瓦时，占省内售电量的20.4%，占大工业用电量的37%。
时至今日，贵州的电改已经半岁，电力交易实施已近一年。贵州的电改样本，将给我们何种经验？哪些又是值得个地区学习和借鉴的？
先进一步 贵州电改在全国首创“六个化”！
我们甚至可以这样说，贵州的电改是有其先进性的。
交易机构公司化、交易平台数字化、交易机制市场化、改革红利多样化、售电公司多元化和跨省交易制度化等“六个化”,是电力体制改革“贵州样本”的核心内容。
2016年，贵州进一步放宽市场准入条件、扩大市场规模，交易中心对报装容量1000千伏安及以上非公益性大工业用户开展市场交易。截至9月30日，全省市场化交易签约电量为500.91亿千瓦时，占省内预测售电量的58.18%，其中：省内直接交易22家发电企业和953家电力用户签约电量439.93亿千瓦时，预计用户平均用电单价比目录电价下降0.13元/千瓦时，此举预计保住大工业用电量150亿千瓦时;周边地区跨省跨区交易签约电量60.98亿千瓦时。贵州电力交易中心积极探索建立月度合同变更调整机制、市场交易协调机制和交易计划执行情况跟踪调整机制，保证了市场化交易的顺利进行，市场化交易履约率达81%。
在售电侧改革方面,目前全省已在工商部门注册的售电公司43家,其中国企售电公司10家,国企和民营混合售电公司2家,民企售电公司31家。贵州电网公司对兴义市地方电力公司的代管关系已解除,兴义市地方电网范围内实现了发、输、配、售分开,并向国家上报将兴义市电力有限责任公司纳入独立开展农网改造升级工程承贷主体。
由兴义市电力公司独立开展农网改造升级工程。贵安新区直管区拟组建的配售电公司已完成可行性研究报告,组建方案已经联席会议讨论通过,我省新型配电网投资经营模式和新兴售电主体正在孕育形成,售电公司多元化模式应运而生。
1-9月，全省市场化交易电量完成282.38亿千瓦时，占省内售电量的43.59%，其中省内直接交易完成252.82亿千瓦时，占大工业电量的81.64%;周边地区跨省区交易电量完成29.56亿千瓦时。通过开展电力直接交易，减少用电企业电费支出34.66亿元，其中电网通过输配电价减少13.42亿元、发电企业通过交易电价减少21.24亿元，用户平均用电单价比目录电价下降0.1371元/千瓦时，保住大工业用电量113亿千瓦时，有力支持了省内大工业的生产，省内售电量同比降幅逐步收窄，6-9月同比均实现了正增长，比年初预计售电量增加40亿千瓦时，释放了供给侧结构性改革红利，实现了共赢。
通过交易机制遏制欠费，保障发电企业和电网公司的合法权益。在交易过程中，贵州电力交易中心密切跟踪直接交易用户欠费情况，1-9月按交易规则对欠费用户及时下达55份中止交易的预通知，帮助追回欠费3.63亿元，使直接交易用户本年欠费与去年同期相比下降2亿元，有效遏制了大用户欠费的势头。
在售电侧改革方面,目前全省已在工商部门注册的售电公司43家,其中国企售电公司10家,国企和民营混合售电公司2家,民企售电公司31家。贵州电网公司对兴义市地方电力公司的代管关系已解除,兴义市地方电网范围内实现了发、输、配、售分开,并向国家上报将兴义市电力有限责任公司纳入独立开展农网改造升级工程承贷主体。
由兴义市电力公司独立开展农网改造升级工程。贵安新区直管区拟组建的配售电公司已完成可行性研究报告,组建方案已经联席会议讨论通过,我省新型配电网投资经营模式和新兴售电主体正在孕育形成,售电公司多元化模式应运而生。
9月8日，国家发改委官网发布了一篇《关于贵州省上半年经济形势的调研报告》，里边写到：“电力直接交易量的提升在一定程度上靠行政干预。目前贵州2016年省内交易签约电量417亿千瓦时，占电网售电大工业用电量的80%左右，约占全社会用电量的35.5%、发电量的21.5%;周边地区跨省交易签约电量50亿千瓦时。1—5月实际完成交易量117亿千瓦时，合同兑现率为83%。预计通过直接交易，全年可减少用电企业电费支出54亿元。达到这样的规模和价格，在一定程度上是政府要求电力企业让利的结果。电力企业反映，全年发电企业让利32亿元，电网企业让利22亿元。受此影响，预计火电全年将亏损25亿元。”
报告建议：要更多使用市场化手段推进改革。推进电力体制改革过程中，要尽可能减少行政手段使用，避免出现过度损害某一方利益的问题。要设计好相关规则并通过实践不断完善，探索形成符合我国国情的电力市场化路径，充分调动市场主体参与积极性，确保可持续发展。
答卷 贵州电改样本给我们提供了哪些经验?哪些问题将是接下来贵州以及个地区应该避免的？
由于发电企业积极性较高，抢占市场的意识强，造成2016年年度直接交易签约电量过大，以至于没有电量可以开展月度和季度的竞价交易，交易方式单一，不能适应电力供需形势地变化带来的市场波动，难以反映供求关系和电力的真实价格，市场主体难以控制相应的经营风险。贵州9月份出现的电煤供应问题将直接影响发电企业完成年度直接交易合同的积极性。
贵州核定的各电压等级的输配电价没有包含线损，同时在核定输配电价时预测的省内售电量与预计完成值偏差较大，造成已核准的电网的“合理收益”难以落实。据电网公司测算，2016年前三季度输配电价平衡账户已亏损挂账13.1亿元、超过了准许收入的8%，将对电网经营造成较大影响，影响其参与市场化交易的积极性，并可能造成电力市场化改革试点难以为继，亟需建立输配电价平衡账户年度调整机制。
目前执行的贵州电网各电压等级输配电价不平衡，一方面220千伏和110千伏输配电价核定值过低，且这部分电量占到市场化交易电量的60.89%，对输配电价平衡账户存在一定影响;另一方面由于220千伏和110千伏输配电价核定值过低，造成10-35千伏输配电价核定值相对较高，使得该电压等级用户参与电力市场化交易的购电价格较高，造成低电压等级的用户想方设法升压改造，既产生不必要的投资浪费，也可能将10-35千伏电压等级承担的交叉补贴转移给了电网公司，使输配电价核定时确定的电网公司的“合理收益”难以落实到位。因此亟需尽快均衡调整贵州各电压等级的输配电价，使之更加科学合理。
由于市场主体信用体系缺位，市场主体行为缺乏约束，出现虚签合同电量、合同签订不规范、用户和电厂随意变更合同等情况。由于用户未完成合同计划用电量造成合同履约率低，1-9月，省内直接交易合同履约率为81.09%，其中155家用电企业6-7月合同履约率、80家用电企业7-8月合同履约率连续低于50%。导致调度电力电量难以平衡，目前只能采取按上月实际完成电量下达下月发电量计划的方式来进行电力电量平衡。
电改时至今日，想必已经无人会说其力度，说其浮于表面了。我们需要做的就是，等待电改给我们更多红利，无论企业还是个人……
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