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【編者按】  電力行業(yè)是關(guān)系國家能源安全、經(jīng)濟發(fā)展和社會穩(wěn)定的基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)。進一步深化電力體制改革，是貫徹落實國家全面深化改革戰(zhàn)略部署的必然要求；是發(fā)揮市場配置資源的決定性作用、實現(xiàn)我國能源資源高效可靠配置的戰(zhàn)略選擇；是加快推進能源革命、構(gòu)建有效競爭市場結(jié)構(gòu)的客觀要求。我國電力體制改革始于20世紀80-90年代，朝著政企分開、政監(jiān)分開、廠網(wǎng)分離、主輔分離的方向逐步深化，2015年3月中共中央國務(wù)院《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》出臺，意味著新一輪電力體制改革大幕拉開。新電改正努力促進電力市場化改革，促進相關(guān)企業(yè)加強管理、提高效率，引導(dǎo)電網(wǎng)合理投資，引導(dǎo)用戶合理使用電力資源。本期就有關(guān)解讀內(nèi)容予以編發(fā)，供參閱。

◎ 我國電力體制改革歷程

上世紀70—80年代，電力短缺成為制約經(jīng)濟發(fā)展的“瓶頸”，而電力建設(shè)資金長期不足，發(fā)電裝機增長緩慢是造成這一問題的主要原因。

1979年8月，經(jīng)國務(wù)院批準，國內(nèi)部分地區(qū)開始試點電力等基礎(chǔ)設(shè)施投資由國家撥款改為銀行貸款。實施“撥改貸”，拓寬了電力建設(shè)資金渠道。

1985年5月，國務(wù)院批轉(zhuǎn)國家經(jīng)委等部門《關(guān)于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定》，決定把國家統(tǒng)一建設(shè)電力和統(tǒng)一電價的辦法，改為鼓勵地方、部門和企業(yè)投資建設(shè)電廠，并對部分電力實行多種電價的辦法，打破了單一的電價模式，培育了按照市場定價的模式。

1987年9月，國務(wù)院提出“政企分開，省為實體，聯(lián)合電網(wǎng)，統(tǒng)一調(diào)度，集資辦電”的電力改革與發(fā)展“二十字方針”。

1993年1月，華北、東北、華東、華中、西北五大電力集團組建成立。

1997年1月，國家電力公司正式掛牌成立，在政府序列中，仍保留電力部，形式上實現(xiàn)了政企分開。但新組建的國電公司既是企業(yè)經(jīng)營者，又行使政府職能，實際上政企并未分開。

1998年3月，九屆全國人大會議通過決議撤銷電力部，將電力工業(yè)的政府職能移交國家經(jīng)貿(mào)委。國家電力公司承接了原電力部下屬的五大區(qū)域集團公司、七個省公司和華能、葛洲壩兩個直屬集團。

1998年9月，國務(wù)院批轉(zhuǎn)國家經(jīng)貿(mào)委、國家計委《關(guān)于停止執(zhí)行買用電權(quán)等有關(guān)規(guī)定的意見》，這標志長達20年的電力短缺局面基本結(jié)束。

2002年4月，國務(wù)院下發(fā)《電力體制改革方案》（國發(fā)〔2002〕5號），被視為電力體制改革開端的標志。方案的三個核心部分是：實施廠網(wǎng)分開，競價上網(wǎng)；重組發(fā)電和電網(wǎng)企業(yè)；從縱橫雙向徹底拆分國家電力公司。

2002年12月，國家電力公司按“廠網(wǎng)分開”原則組建了兩大電網(wǎng)公司（國家電網(wǎng)公司，中國南方電網(wǎng)有限責任公司）、五大發(fā)電集團公司（中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、中國電力投資集團公司）和四大電力輔業(yè)集團公司（中國電力工程顧問集團公司、中國水電工程顧問集團公司、中國水利水電建設(shè)集團公司、中國葛洲壩水利水電工程集團公司）。

2003年3月，國家電監(jiān)會成立，開始履行電力市場監(jiān)管者的職責，實現(xiàn)“政監(jiān)分開”。

2003年7月，國務(wù)院出臺《電價改革方案》，確定電價改革的目標、原則及主要改革措施。電價被劃分為上網(wǎng)、輸電、配電和終端銷售電價。

2004年3月，國家電監(jiān)會和國家發(fā)改委下發(fā)《電力用戶向發(fā)電企業(yè)直購電試點暫行管理辦法》。

2004年3月，國家發(fā)改委出臺標桿上網(wǎng)電價政策，統(tǒng)一制定并頒布各省新投產(chǎn)機組上網(wǎng)電價。

2004年12月，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見》，制定煤電價格聯(lián)動機制措施。

2005年2月，《電力監(jiān)管條例》頒布。主要內(nèi)容包括：電力監(jiān)管機構(gòu)的設(shè)置，監(jiān)管機構(gòu)的職責，監(jiān)管措施，監(jiān)管機構(gòu)及其工作人員的行為規(guī)范，以及相關(guān)的法律責任。

2005年3月，國家發(fā)改委制定與《電價改革方案》相配套的《上網(wǎng)電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》三個實施辦法。標志著我國電價開始實行新的定價機制。

2006年6月，全國第二次煤電聯(lián)動，火力電企電價調(diào)整，各區(qū)域上調(diào)幅度不同，在1.5%-5%之間。

2007年4月，國務(wù)院轉(zhuǎn)發(fā)《關(guān)于“十一五”深化電力體制改革的實施意見》，總體思路為：深化電力體制改革要針對解決電源結(jié)構(gòu)不合理、電網(wǎng)建設(shè)相對滯后、市場在電力資源配置的基礎(chǔ)性作用發(fā)揮不夠等突出問題。

2008年7月和8月，全國電價兩次上調(diào)，上網(wǎng)電價平均上漲4.14分，銷售電價平均上漲2.61分，緩解了煤價大幅上漲導(dǎo)致的電企虧損。

2009年3月，電改首入《政府工作報告》，提出“要推進資源性產(chǎn)品價格改革。繼續(xù)深化電價改革，逐步完善上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價形成機制，適時理順煤電價格關(guān)系?！?/span>

2009年10月，國家發(fā)改委、電監(jiān)會、能源局三部門發(fā)布《關(guān)于規(guī)范電能交易價格管理等有關(guān)問題的通知》。

2010年，中央多部委叫停地方“直購電”試點。

2011年9月,兩大電力輔業(yè)集團中國電力建設(shè)集團與中國能源建設(shè)集團掛牌成立，并與國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)簽訂了分離企業(yè)整體劃轉(zhuǎn)移交協(xié)議。這標志著歷時多年的電力體制改革終于邁出電網(wǎng)主輔分離改革的重要一步。

2014年上半年，安徽、江蘇、江西等十多個省重啟“直購電”試點。

2015年3月，中共中央國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號），意味著新一輪電力體制改革大幕拉開。

2015年3月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于改善電力運行調(diào)節(jié)促進清潔能源多發(fā)滿發(fā)的指導(dǎo)意見》。明確了電力市場化過程中要繼續(xù)支持清潔能源發(fā)展，同時探索通過市場化手段來確定可再生能源的電價。

2015年4月，國家發(fā)改委、財政部印發(fā)《關(guān)于完善電力應(yīng)急機制做好電力需求側(cè)管理城市綜合試點工作的通知》。要求試點城市及所在省份要借鑒上海需求響應(yīng)試點的實踐和國際經(jīng)驗,為吸引用戶主動減少高峰用電負荷并自愿參與需求響應(yīng)，可以制定、完善尖峰電價或季節(jié)電價。

2015年4月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于貫徹中發(fā)〔2015〕9號文件精神加快推進輸配電價改革的通知》。明確放開售電市場的方向，擴大輸配電價改革的試點范圍，在全國范圍內(nèi)推廣。

2015年5月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于完善跨省區(qū)電能交易價格形成機制有關(guān)問題的通知》。為跨省區(qū)電能交易制定了市場化規(guī)則。

2015年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《電力體制改革配套文件》（發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號），包括《關(guān)于推進輸配電價改革的實施意見》、《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》、《關(guān)于電力交易機構(gòu)組建和規(guī)范運行的實施意見》、《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》、《關(guān)于推進售電側(cè)改革的實施意見》、《關(guān)于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導(dǎo)意見》6個文件，進一步細化、明確了電力體制改革的有關(guān)要求及實施路徑。

2015年12月，國家發(fā)改委、環(huán)境保護部、國家能源局印發(fā)《關(guān)于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關(guān)問題的通知》，推進煤炭清潔利用，促進節(jié)能減排和大氣污染治理。

2015年12月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》，合理引導(dǎo)新能源投資，促進陸上風電、光伏發(fā)電等新能源產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展，推動各地新能源平衡發(fā)展，提高可再生能源電價附加資金補貼效率。

2015年12月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于降低燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價和一般工商業(yè)用電價格的通知》，推進電價市場化，鼓勵有條件的電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易，自主協(xié)商確定電價。

2016年10月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》，明確了售電公司的準入門檻，為售電公司的準入和退出設(shè)立了明確的標準。鼓勵社會資本有序投資、運營增量配電網(wǎng)，促進配電網(wǎng)建設(shè)發(fā)展，提高配電網(wǎng)運營效率。

2016年11月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于規(guī)范開展增量配電業(yè)務(wù)改革試點的通知》，公布了105個第一批增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目（隨后又新增1個），對規(guī)范開展試點提出了明確要求。

2016年12月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》，對電力中長期交易的市場成員、市場準入和退出、交易品種及周期和方式、價格機制、交易組織等進行了全方位介紹。

2017年3月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的通知》，加快組織發(fā)電企業(yè)與購電主體簽訂發(fā)購電協(xié)議（合同）、逐年減少既有燃煤發(fā)電企業(yè)計劃電量、新核準發(fā)電機組積極參與市場交易、規(guī)范和完善市場化交易電量價格調(diào)整機制、有序放開跨省跨區(qū)送受電計劃。

2017年8月，國家發(fā)改委辦公廳印發(fā)《關(guān)于全面推進跨省跨區(qū)和區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革工作的通知》，提出要全面推進區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革、完善跨省跨區(qū)專項輸電工程輸電價格調(diào)整機制和加強組織保障落實。

2017年10月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》，提出分布式發(fā)電項目可采取多能互補方式建設(shè)，鼓勵分布式發(fā)電項目安裝儲能設(shè)施。明確分布式發(fā)電項目單位（含個人）與配電網(wǎng)內(nèi)就近電力用戶進行電力交易，電網(wǎng)企業(yè)承擔分布式發(fā)電的電力輸送并配合有關(guān)電力交易機構(gòu)組織分布式發(fā)電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網(wǎng)費”。

2018年3月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)了《增量配電業(yè)務(wù)配電區(qū)域劃分實施辦法（試行）》，形成了一套系統(tǒng)完備、分工明確、可操作性較強的配電區(qū)域劃分辦法，為增量配電業(yè)務(wù)配電區(qū)域劃分提供了政策支撐和制度遵循，為增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目落地創(chuàng)造了條件。

2019年1月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于進一步推進增量配電業(yè)務(wù)改革的通知》，進一步明確增量和存量的范圍，在增量配電網(wǎng)規(guī)劃、投資建設(shè)和運營等方面提出要求，完善了增量配電改革政策體系。

總上，我國電改歷程大體分為三個階段，一是上世紀80年代電力投資上允許多家辦電，改變過去獨家辦電，初步扭轉(zhuǎn)電力短缺問題，標志著我國電力工業(yè)管理體制由計劃經(jīng)濟向社會主義市場經(jīng)濟的歷史性轉(zhuǎn)折；二是2002年2月5號文啟動的電改，實現(xiàn)了廠網(wǎng)分開、主輔分離，電力行業(yè)破除了獨家辦電的體制束縛，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局；三是2015年3月中發(fā)9號文啟動的新一輪電改，改革路徑是“三放開、一獨立、三強化”，改革目的是理順價格形成機制，逐步打破壟斷，進一步推進電力市場化。

回顧三輪電改，基本遵循“開放—多元—競爭—市場—規(guī)則—監(jiān)管—完善”的市場化改革邏輯，讓電力行業(yè)從半封閉走向開放，從集中單一走向分散多元，促進了電力市場的形成、電力企業(yè)的競爭以及行業(yè)的快速發(fā)展，讓消費者不僅“有電用”，而且還擁有選擇權(quán)、參與權(quán)，享受綜合能源服務(wù)，利好社會。上世紀80年代電改鮮明特點是投資側(cè)的放開，之后兩輪電改，如果說2002年電改側(cè)重于“發(fā)電側(cè)的放開”，解決了電力短缺“量”的問題，那么2015年新電改則著力“配售電側(cè)的放開”，重在解決“質(zhì)”的問題，通過產(chǎn)銷對接、市場競爭、提高效率、降低電價、優(yōu)質(zhì)服務(wù)讓用戶享受豐厚的改革紅利。

◎ 我國新電改政策

在2015年3月中共中央國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）的基礎(chǔ)上， 2015年11月，發(fā)改委又一次性發(fā)布了6個配套文件,足見中共中央、國務(wù)院對電力體制改革的力度和決心。

新電改9號文件---《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）的重點內(nèi)容是“三放開、一獨立、三強化”，即:放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，向社會資本放開配售電業(yè)務(wù)，放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃;推進交易機構(gòu)相對獨立，規(guī)范運行;強化政府監(jiān)管，強化電力統(tǒng)籌規(guī)劃，強化電力安全高效運行和可靠供應(yīng)。

新電改配套文件1---《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》主要內(nèi)容：按照管住中間、放開兩頭的體制架構(gòu)，構(gòu)建有效競爭的電力市場結(jié)構(gòu)和體系。引導(dǎo)市場主體開展多方直接交易，建立長期穩(wěn)定的交易機制，建立輔助服務(wù)共享新機制，完善跨省跨區(qū)電力交易機制。

新電改配套文件2---《關(guān)于電力交易機構(gòu)組建和規(guī)范運行的實施意見》主要內(nèi)容：建立相對獨立的電力交易機構(gòu)，形成公平規(guī)范的市場交易平臺。將原來由電網(wǎng)企業(yè)承擔的交易業(yè)務(wù)和其他業(yè)務(wù)分開，實現(xiàn)交易機構(gòu)相對獨立。電力交易機構(gòu)按照政府批準的章程和規(guī)則為電力市場交易提供服務(wù)。相關(guān)政府部門依據(jù)職責對電力交易機構(gòu)實施有效監(jiān)管。

新電改配套文3---《關(guān)于推進售電側(cè)改革的實施意見》主要內(nèi)容：向社會資本開放售電業(yè)務(wù)，多途徑培育售電側(cè)市場競爭主體。售電主體設(shè)立將不搞審批制，只有準入門檻的限制。售電主體可以自主和發(fā)電企業(yè)進行交易，也可以通過電力交易中心集中交易。交易價格可以通過雙方自主協(xié)商或通過集中撮合、市場競價的方式確定。

新電改配套文件4---《關(guān)于推進輸配電價改革的實施意見》主要內(nèi)容：政府按照“準許成本加合理收益”的原則，有序推進電價改革，理順電價形成機制。核定電網(wǎng)企業(yè)準許總收入和各電壓等級輸配電價，明確政府性基金和交叉補貼，并向社會公布，接受社會監(jiān)督。電網(wǎng)企業(yè)將按照政府核定的輸配電價收取過網(wǎng)費，不再以上網(wǎng)電價和銷售電價價差作為主要收入來源。

新電改配套文件5---《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》主要內(nèi)容：建立優(yōu)先購電制度保障無議價能力的用戶用電，建立優(yōu)先發(fā)電制度保障清潔能源發(fā)電、調(diào)節(jié)性電源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)。通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發(fā)用電計劃。在保證電力供需平衡、保障社會秩序的前提下，實現(xiàn)電力電量平衡從以計劃手段為主平穩(wěn)過渡到以市場手段為主。

新電改配套文件6---《關(guān)于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導(dǎo)意見》主要內(nèi)容：新(擴)建燃煤自備電廠項目要統(tǒng)籌納入國家依據(jù)總量控制制定的火電建設(shè)規(guī)劃;應(yīng)對符合規(guī)定的自備電廠無歧視開放電網(wǎng)，做好系統(tǒng)接入服務(wù);企業(yè)自備電廠自發(fā)自用電量應(yīng)承擔社會責任并足額繳納依法合規(guī)設(shè)立的政府性基金以及政策性交叉補貼。推進自備電廠環(huán)保改造，提高能效水平，淘汰落后機組。

◎ 我國新電改進展及成效

第一，新電改的推進已為企業(yè)帶來實實在在的實惠。通過實施煤電價格聯(lián)動機制、輸配電價改革、電力市場化交易、取消中小化肥優(yōu)惠電價、完善基本電價執(zhí)行方式等，大幅降低電價。

第二，輸配電價改革實現(xiàn)省級電網(wǎng)全覆蓋。自2014年我國首次在深圳市啟動輸配電價改革試點以來，試點逐步擴圍，初步建立了科學、規(guī)范、透明的電網(wǎng)輸配電價監(jiān)管框架體系。按準許成本加合理收益原則核定電網(wǎng)企業(yè)準許收入和輸配電價。通過理順和明確獨立的輸配電價形成機制，建立健全市場化的電力價格機制，有利于還原電力商品屬性，實現(xiàn)市場在電力資源的配置中的決定性作用。

第三，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)全面加速。2018年，我國電力市場建設(shè)取得顯著進展，發(fā)用電計劃放開比例提升，市場化交易規(guī)模進一步擴大，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域內(nèi)市場化交易電量達到1.66萬億千瓦時，占售電量的39%。省間市場交易規(guī)模不斷上升，大范圍資源優(yōu)化配置水平顯著提高。第一批現(xiàn)貨市場試點逐步啟動試運行，對交易機制和市場規(guī)則進行了有益探索。目前，山西、甘肅、廣東電力現(xiàn)貨市場已啟動試運行，山東、浙江、福建、四川、蒙西等5家試點單位已完成現(xiàn)貨市場建設(shè)方案編制。根據(jù)國家發(fā)改委要求，第一批電力現(xiàn)貨市場試點省份將于2019年上半年全面進入試運行

第四，增量配電業(yè)務(wù)試點深度與力度加大。截至2019年1月，全國共批復(fù)三批次試點項目320個（第一批106個、第二批89個、第三批125個），基本實現(xiàn)地級以上城市全覆蓋。根據(jù)國家要求，第一批試點項目將于2019年6月底前建成投運，增量配電改革將進入加速落地階段。目前，國家發(fā)改委、國家能源局已啟動第四批試點項目申報工作。

◎ 我國新電改存在的問題和面臨的挑戰(zhàn)

第一，電改的目的是理順電力價格市場化形成機制。部分學者和改革參與主體片面將電改的目的理解為降電價。電價升或降，應(yīng)當是市場各參與主體在該價格機制下博弈的結(jié)果。

第二，增量配電業(yè)務(wù)改革試點背后的利益博弈較為激烈，可能會引發(fā)配電網(wǎng)層面變電站、線路等的重復(fù)建設(shè)、交叉供電等問題的出現(xiàn)。

第三，增量配電業(yè)務(wù)如何通過增值服務(wù)、多能互補、需求側(cè)響應(yīng)、能源互聯(lián)網(wǎng)等途徑或技術(shù)實現(xiàn)安全經(jīng)濟、節(jié)能環(huán)保的電改終極目標，這是現(xiàn)階段電改面臨的難點和挑戰(zhàn)之一。

第四，發(fā)電企業(yè)可能形成發(fā)配售一體化，從而出現(xiàn)小壟斷代替大壟斷、大網(wǎng)嵌套小網(wǎng)的情況，導(dǎo)致社會公平性失衡以及社會資源的嚴重浪費。

◎ 我國下一步加快新電改的重點任務(wù)

“四個有序加快”：有序加快放開發(fā)用電計劃、配售電業(yè)務(wù)、競爭性電價以及交易機構(gòu)交易業(yè)務(wù)范圍。

“四個加快規(guī)范”：加快規(guī)范輸配電價、優(yōu)先發(fā)電權(quán)優(yōu)先購電權(quán)計劃、自備電廠、局域網(wǎng)和增量配電網(wǎng)。

“四個加強”：加強電力交易機構(gòu)建設(shè)、電力行業(yè)綜合監(jiān)管、電力行業(yè)信用體系建設(shè)、電力市場信息共享。

◎ 甘肅省新電改工作思路

根據(jù)中央9號文件及相關(guān)配套政策，按照省委、省政府關(guān)于進一步深化全省電力體制改革總體安排和部署，結(jié)合2016年、2017年全國電力體制改革座談會精神，確定了全省電力體制改革的思路：

一是以輸配電價核定和理順交叉補貼為基礎(chǔ)，逐步建立科學合理的電價形成機制。

二是以建立中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的電力交易機制作抓手，推進電力市場建設(shè)。

三是以組建相對獨立的電力交易機構(gòu)為平臺，構(gòu)建統(tǒng)一開放、競爭有序的電力市場體系。

四是以擴大電力直接交易規(guī)模為突破口，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃。

五是以推動增量配電業(yè)務(wù)試點建設(shè)和售電公司組建為切入，推進售電側(cè)改革。

六是以促進新能源就近消納為出發(fā)點，著力緩解新能源棄風限電矛盾。

◎ 甘肅省新電改工作進展

研究制定了《甘肅省電力體制改革試點工作方案》，成立了全省電力體制改革工作小組，明確了主要目標、重點任務(wù)、時間要求及任務(wù)分工，靠實了工作責任。編制完成了《甘肅省電力體制改革試點實施方案》并于2016年8月獲國家發(fā)改委、國家能源局批準，同步制定了電力交易中心組建、售電側(cè)改革、可再生能源就近消納、電力直接交易4個專項改革試點方案，形成了“1+4”電力體制改革工作框架。

第一，推進輸配電價改革。2016年10月開始啟動輸配電價改革，引入了第三方力量進行了歷史成本監(jiān)審工作，進行了輸配電價水平測算工作。2017年7月，國家發(fā)改委正式批復(fù)輸配電價水平，甘肅電網(wǎng)2017-2019年監(jiān)管周期輸配電價水平為0.1882元/千瓦時，較2015年電網(wǎng)購銷差價降低1.8分錢。同時，按照國家發(fā)改委統(tǒng)一部署，自2017年7月1日起降低了全省大工業(yè)特別是高載能行業(yè)生產(chǎn)用電價格，釋放了輸配電價改革紅利。

第二，規(guī)范電力市場建設(shè)與運行。按照國家制定的《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》，規(guī)范有序開展了電力直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易等中長期交易電力市場建設(shè)工作。

第三，組建電力交易機構(gòu)。一是以省電力公司全資子公司方式組建了甘肅省電力交易中心，2016年5月省電力交易中心掛牌成立。二是組建了由發(fā)電企業(yè)、電力用戶、電網(wǎng)企業(yè)、售電公司以及第三方代表共26位委員組成的省電力市場管理委員會。

第四，有序放開發(fā)用電計劃。按照國家《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》，從2015年起開始嘗試放開發(fā)電計劃管理工作，從2015年開始政府部門沒有再下達年度發(fā)電調(diào)控計劃，每年省工信委商政府相關(guān)部門后確定年度電力生產(chǎn)運行基本原則，從2016年開始按照改革要求開始嘗試建立和完善優(yōu)先發(fā)用電制度。

第五，推進售電側(cè)改革試點工作。一是研究確定售電側(cè)改革試點單位。根據(jù)地方政府改革意愿、區(qū)域電源電網(wǎng)條件、電力負荷預(yù)測及產(chǎn)業(yè)發(fā)展特點等因素，明確了我省售電側(cè)改革試點工作重點區(qū)域。確定了蘭州新區(qū)、平?jīng)龉I(yè)園區(qū)和酒泉市瓜州資源綜合利用產(chǎn)業(yè)園區(qū)為全省第一批售電側(cè)改革試點單位。二是積極培育售電側(cè)市場主體。全省已注冊成立66家售電公司，在2017年全省電力直購交易工作中，已有11家售電公司代理66家用戶與發(fā)電企業(yè)簽訂直購電合同電量29.9億千瓦時，售電公司代理用戶用電價格平均降幅約0.0596元/千瓦時，降低用戶用電成本約1.78億元，售電公司獲取代理服務(wù)費總額約1275萬元。三是積極推動增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)改革。全省三批共申報21個項目列入國家增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)改革試點，金昌市紫金云大數(shù)據(jù)產(chǎn)業(yè)園增量配電網(wǎng)項目被列入第二批試點。

第六，探索開展可再生能源消納試點工作。搶抓國家批復(fù)我省為新能源綜合示范區(qū)的難得機遇，探索符合甘肅實際的可再生能源消納途徑和渠道，積極采取增加用電負荷、市場化交易、示范項目帶動、政策支持等措施，有序推動實施多能互補及微電網(wǎng)示范、新能源清潔供暖示范、終端能源消費電能替代、新能源示范城市建設(shè)等工作，全力提高可再生能源就地消納能力和出力水平。

◎ 金昌市落實新電改政策情況

第一，落實輸配電價改革政策。執(zhí)行全省統(tǒng)一目錄電價，清理規(guī)范電網(wǎng)及轉(zhuǎn)供電環(huán)節(jié)收費，一般工商業(yè)用電戶享受到了每千瓦時降價7.68分錢的電價紅利政策。

第二，開展新能源電力就地消納試點工作。2015年，采用電能替代、發(fā)電權(quán)置換、直接交易三種模式消納新能源電量4.36億千瓦時；2016年，省上將發(fā)電權(quán)置換工作納入全省電力交易平臺，我市新能源就地消納只采取了電能替代、直接交易兩種模式，消納新能源電量約1.31億千瓦時。兩年內(nèi)新能源發(fā)電企業(yè)讓利于參與消納的工業(yè)企業(yè)額度達1.4億元。

第三,落實清潔能源供暖價格支持政策。2017—2018年采暖期，對市內(nèi)居民電采暖用戶落實分時價格政策，在延長低谷時段2小時的基礎(chǔ)上，降低電價每度0.2元，鼓勵利用谷段低價電取暖。

第四，開展大用戶直購電試點工作。2018年，我市共有5家企業(yè)納入全省大用戶直購電交易范圍，全年交易電量25.13億千瓦時，降低企業(yè)用電成本9500多萬元。2019年，我市將繼續(xù)貫徹落實全省大用戶直購電相關(guān)政策，同時積極爭取未納入直購電交易范圍的工業(yè)企業(yè)以用電增量參與全省大用戶直購電交易。

第五，實施工業(yè)企業(yè)電價補貼政策。為推進我市氯堿化工產(chǎn)業(yè)鏈達產(chǎn)達標，成為拉動全市工業(yè)經(jīng)濟增長的新動力，2017—2018年分年度制定出臺了《金昌市氯堿化工產(chǎn)業(yè)鏈項目電價獎勵辦法》，市財政兩年共獎勵氯堿化工產(chǎn)業(yè)鏈項目企業(yè)近2000萬元。

第六，開展增量配電業(yè)務(wù)改革試點工作。我市紫金云大數(shù)據(jù)產(chǎn)業(yè)園增量配電網(wǎng)項目被列為全國第二批增量配電業(yè)務(wù)改革試點，完成了規(guī)劃建設(shè)方案并取得了省發(fā)改委批復(fù)，目前正在開展項目業(yè)主招標工作。同時，我市已向國家申報將金川集團公司工業(yè)生產(chǎn)廠區(qū)增量配電網(wǎng)項目列為國家第四批增量配電業(yè)務(wù)改革試點（待批復(fù)）。

◎金昌市急需把握和爭取落實的電改政策機遇

第一，積極向上匯報銜接，爭取省上參照《白銀劉川工業(yè)園區(qū)新增（新建）負荷用電階梯電價優(yōu)惠方案》，研究制定金昌工業(yè)園區(qū)新增（新建）負荷用電階梯電價優(yōu)惠方案，實現(xiàn)企業(yè)用電價格與周邊省份工業(yè)電價基本持平。對金川集團公司鎳銅冶煉爐余熱發(fā)電項目，給予“資源綜合利用企業(yè)認定”，減免繳納企業(yè)余熱發(fā)電電量政府基金。

第二，搶抓甘肅省創(chuàng)建國家新能源綜合示范區(qū)機遇，爭取省上支持我市建設(shè)新能源就近消納示范區(qū)，不斷完善能源消納機制。將鎳鈷銅產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)企業(yè)納入大用戶直購電交易范圍；探索制定更加優(yōu)惠的電價補貼政策，鎳銅鈷產(chǎn)業(yè)鏈和與之密切關(guān)聯(lián)企業(yè)新增電量部分每度電價按0.28元執(zhí)行，差額部分爭取省級財政補貼。繼續(xù)向省上爭取新能源企業(yè)參與我市氯堿化工產(chǎn)業(yè)鏈項目大用戶直購電工作，降低企業(yè)用電成本，緩解新能源棄風棄光限電矛盾。

第三，加快推進紫金云大數(shù)據(jù)產(chǎn)業(yè)園增量配電網(wǎng)項目建設(shè)，爭取將更多符合條件的項目納入我市增量配電網(wǎng)范圍，降低企業(yè)用電成本。同時，以降低企業(yè)用電價格為切入點，積極引進現(xiàn)代高載能產(chǎn)業(yè)、戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)等入駐經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)區(qū)，促進全市經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展。