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电改目标一致改革各有侧重

电力体制改革的总体目标是以中发9号文件精神为指导，合理核定输配电价，构建相对独立的交易机构和交易平台，推进售电侧改革，形成反映电力实际成本的电价机制，加强电源和电网规划建设，建立健全有序高效的电力管理体制。

4个综合电改试点的目标、方向基本一致，均提出组建相对独立的、开放的、不以盈利为目的的电力交易中心。同时提出，交易中心由主电网企业相对控股，地方电网、发电企业、部分电力用户、第三方机构参股，接受地方政府及其有关部门、国家能源局派出机构的监管。

在电价改革、电力交易、发用电计划等方面，各省在实施重点上各有侧重。推进输配电价改革方面，各省在“准许成本加合理收益”的统一框架下，改革的着力点各有不同。

广西提出根据多张电网并存的实际，积极稳妥推进输配电价改革;试点建立过渡期电价随购电成本联动调整机制，根据水电出力情况，动态测算电网企业购电成本变化，当电网企业平均购电成本降低或上升到一定幅度时，对工商业销售电价进行联动调整。

山西提出，结合能源基地建设战略、产业结构优化升级等对电网建设的需求，深入分析输配电价管理中存在的主要矛盾和问题;妥善处理电价交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。

贵州明确，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，建立符合电力行业经济特性和贵州实际的输配电价形成机制。

在完善电力市场交易方面，广西提出，地方电网范围内符合条件的企业跨网参加直接交易，2016年直接交易电量不低于当年全区用电量的20%。山西提出建立完善的跨省跨区电力市场交易机制，加强与华北、华中、华东等电力输入区域省份沟通协作，更大程度地参与全国电力交易。贵州将“西电东送”电量区分为计划电量和市场电量，送受端煤电发电小时基本相当、送电通道小时在合理水平等因素合理确定计划电量，计划电量送电价格执行现行政府定价机制;以计划电量的一定比例作为浮动上限采用市场机制，送电价格由供需双方自主协商确定。云南鼓励建立长期稳定的交易机制。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，建立并完善合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。

在规范发用电计划方面，广西提出，在不影响电力系统安全、供需平衡以及保障优先购电、优先发电的前提下，逐步放开一定比例发用电计划，参与直接交易。

山西明确，在确保民生稳定的前提下，确定市场化电量比例和范围，明确优先购电用户和发电企业类别，建立优先购电和优先发电保障机制。贵州提出，随着用电逐步放开，火电发电计划逐步放开，2016年放开的比例达到30～40%。云南在提出直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划的同时，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的目标。

在售电侧改革方面，广西提出鼓励社会资本或以混合所有制方式投资配电业务，广西电网公司外的存量配网视为增量配电业务。山西提出，试点先行，逐步放开售电侧市场准入，健全购电交易机制，2016年底前开展园区型售电主体直接交易。

贵州提出理顺地方电力管理体制，将兴义市地方电力公司改造成独立的输电公司和配售电公司，由兴义供电局和兴义市地方电力公司签订新的相关协议明晰权利、责任;争取国家同意将兴义市地方电力公司纳入农网改造升级独立承贷实施主体，享受相关优惠政策并承担供电营业区内的保底义务。云南明确，鼓励社会资本投资配电业务、建立市场主体准入和退出机制、多途径培育市场主体，同时，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方式。

在加强电力统筹规划和科学监管方面，4地均提出了“完善电力规划统筹协调机制”的重点任务。此外，山西提出，加强电力行业及电力市场科学监管。云南明确，加强电力行业及相关领域科学监管，减少和规范电力行业的行政审批，建立健全市场主体信用体系，抓紧修订地方电力法规。

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