电改行业深度分析报告.docx
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电改行业深度分析报告
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2017年8月
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适应当前形势，电改势在必行
我国电力工业起步较晚，随着改革开放后经济的快速发展，国内用电量得到大幅提升，我国陷入了长期的电力短缺的局面。
到2002年，供用电基本趋于均衡，但电价过高的问题仍然存在，且由于垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置。
当时现行的管理方式已经不适应发展要求，国务院颁布了《电力体制改革方案》（又称电改“5号文”），开启了我国电力体制改革的大幕。
电改“5号文”指明了我国电力市场化的中长期路线。
按照5号文的规划，我国电力体制改革分为厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网四个部分。
从实施情况来看，“厂网分开”基本实现，2002年底，原国家电力公司拆分为5大发电集团、2家电网公司和4家辅业集团；“主辅分离”则是通过重组形成了中国能源建设集团和中国电力建设集团。
图1：
国家电力公司拆分情况
电力价格仍未市场化，发电企业对价格不敏感
但2002年电改5号文仅实现“厂网分开，主辅分离”，随着国家电网“三集五大”的实行以及特高压网架的逐步建成，将国家电网拆分成五大区域电网的设想愈发难以实现，由于电网的“自然垄断”属性以及电网企业通过购销差价获取垄断利润的盈利模式，“输配分离”的改革阻力巨大，同时由于2002年前后的电力供应形势紧张，电力供应基本均衡，“竞价上网”很难实现。
经过十多年的发展，我国的电力工业取得了长足的进步，电力短缺的问题已不复存在，电力供应已呈现出供过于求的态势。
当前电力市场发生了新的变化，新的挑战不断出现，与目前电力体制的矛盾愈发突出。
目前我国的电价体系分为上网电价、输配电价和销售电价，销售电价分为工商业、农业和居民用电三类。
1985年后我国实行了多种电价制度，1987年发布的《关于多种电价实施办法的通知》将电价划分为指令性电价和指导性电价，但电价未能反映供需关系，导致煤电价格矛盾突出，发电企业普遍出现亏损。
为了缓解这一问题，2004年12月国家发改委出台了煤电价格联动政策，实现上网电价与煤炭价格、销售电价与上网电价联动，销售电价仍由发改委进行核定和调整。
然而由于居民电价需要保持平稳等非市场化因素，销售电价的提高幅度远低于上网电价浮动的幅度，导致电网企业持续承压，发电企业的燃料成本上升无法通过市场机制传导至用户，销售电价的交叉补贴现象严重。
另一方面，我国发电计划由政府根据上一个年度的全社会用电量对下一个年度的电力需求做出预测和各省的发电计划，再具体到各个电厂执行。
在计划发电模式下，企业的发电量并非根据电厂的发电成本、能耗水平等竞争优势来决定，而是基于政府制定的配额来制定生产计划，低耗能、低成本的机组和企业不能完全发挥优势，不利于资源的优化配置和能源结构的优化。
发电企业产出的电能仅由电网一家企业统购，发电厂之间基本没有竞争，因而企业对电力价格不敏感。
虽然我国开放了大用户直购电，但仅仅占全部用电量的很小一部分，总体来说电力价格仍未实现市场化，不能适应当前的经济社会发展。
电力需求放缓、供应过剩，有推供给侧竞争的环境
2002年的电力改革将方向定为“厂网分开、主辅分离、输配分离、竞价上网”，意图在发电侧引入竞争机制，但当时由于电力紧缺，并没有形成改革的有利环境，电力市场基本属于卖方市场。
为了保证在此环境下的电价水平，“竞价上网”不具备实施的条件。
自2002年以来，我国电力装机保持高速增长，“十二五”和“十三五”期间我国电力装机容量分别增长49%和31%，2012-2016年均电力装机容量超过1亿千瓦。
经过十多年的高速建设，我国“电荒”问题得到有效解决，电力装机完成了从严重不足到适度超前的过程。
而由于当前经济下行，GDP增长率降低，整体电力需求放缓，而电力装机依旧保持高增速。
由于建设惯性以及处于地方利益考虑等问题，各地仍在报批火电项目，加之新能源渗透率不断提高，而弃风弃光率却居高不下，电力供需关系发生了变化。
考虑到当前电力供应形势是供大于求，整体电力市场已经逐步转化为买方市场，电力“竞价上网”已具备实施的条件。
图2：
2002-2016我国电力装机容量情况
新能源接入成能源发展趋势，需要营造新环境
煤炭石油等石化资源的开采不具备可持续性，积极开发利用可再生资源是实现社会可持续发展的基本需求。
同时，由于经济增长过快导致我国石化能源消耗量巨大，环境污染问题日益突出，急需通过对新能源的有效利用来减少石化能源的消耗。
开发利用可再生能源是建设资源节约型社会，环境友好型社会和实现可持续发展的基本要求，也是我国能源发展战略的必然方向。
我国新能源发电资源丰富，新能源发电技术经过多年的发展已经较为成熟。
在政策支持下，我国已具备开发利用新能源的产业基础，发展新能源成为必然趋势。
我国现阶段新能源消纳问题是制约新能源发展的主要瓶颈，其主要原因一是新能源发电经济性还不占优，一定程度上还依赖补贴等支持政策。
其次，新能源发电具备一定的波动性，需要电网的调峰能力较强，为保证电网的安全运行，电网对新能源的消纳动力不足；最后，由于新能源发电区域和电力需求区域分属于不同的省份，需求省份出于对本省发电企业的利益保护对外送的新能源发电的消纳意愿普遍不强。
因此解决新能源消纳问题，除了在硬件方面的升级改造之外，通过电改完善市场化机制建设，从而增强新能源消纳的竞争力，提高消纳水平是当前的一项重要任务。
主要途径包括完善调峰辅助服务的补偿机制，从而增加火电机组调峰积极性，建立新能源发电的保障性收购机制，从而增强新能源发电在电力市场中的竞争力。
综上所述，由于体制因素、供需关系以及能源发展的新形势下，我国目前的电力体制已不能满足当前电力市场的发展需要，加之当前经济下行，迫切需要通过改革释放红利，增强市场活力。
新一轮的电改在这样的背景下应运而生。
顶层设计指明改革方向，配套文件持续密集落地
电改9号文发布，顶层设计出炉
2015年3月，国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）》，明确了“管住中间，放开两头”的体制架构，改革的重点和基本路径可以概括为“三放开、一独立、三加强”，放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，公益性调节性以外的发电计划放开；交易机构相对独立；加强政府监管，强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。
电改9号文的发布，标志着本轮电改的顶层设计出炉，电改大幕正式拉开。
与2002年电改的环境不同，电力供需关系的改变是推进本轮电改的主要推动力量，与电改“5号文”相比，本轮电改“打破垄断，引入竞争”的核心目标是一致的，而在操作层面上，2002年的电改主要实现了在发电侧引入竞争，并未形成有效的电力市场，本轮电改的核心意在建立市场化机制，从输配电价核定、发电侧改革、售电侧放开等角度全面建立电力市场，不仅是对5号文指导思想的延续和推进，且加入了诸如针对新能源消纳等新问题的改革方案。
当前经济下行的整体环境将倒逼改革发力，随着配套文件的密集颁布，本轮电改将迈出实质性步伐，释放巨大的改革红利。
表1：
电改9号文主要内容
配套文件出台，电改试点逐步推进
电力市场整体规划：
电力市场指的是电力生产者与消费者进行电力交易，并确定价格与数量的广义场所，电力市场的关键特征是充分的竞争。
其主要由现货市场和中长期市场构成。
现货市场主要开展日前、日内以及实时电能交易和调峰调频等辅助服务的交易，中长期市场主要开展以年、季、月、周等日以上的电能交易以及调压等辅助服务交易活动。
现阶段我国处于电力市场初期阶段，主要以中长期交易为主。
建立有效的电力市场是本轮电改的核心。
推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制是电改9号文“构建有效竞争的市场结构和市场体系”的中心工作。
电力市场改革的总体思路是通过建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，在具备条件的地区逐步建立现货交易为辅，中长期交易为主的电力交易机制。
通过建立功能完善的交易市场，达到最终由市场来决定价格。
在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。
2015年11月发布的《关于推进电力市场建设的实施意见》是电力市场整体规划的纲领性文件，也是9号文的核心配套文件之一。
《意见》的总体实施路径是有序放开发用电计划和竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。
《电力市场运营基本规则》、《电力市场监管办法（征求意见稿）》和《电力中长期交易基本规则（暂行）》明确了电力市场的交易体系、监管机制等，形成了一个比较完整的市场交易及监管体系。
表2：
《关于推进电力市场建设的实施意见》主要内容
表3：
电力市场其他相关配套文件
发电侧改革：
由于电力需求增速放缓，而电力装机却一直保持较高增速，加之新能源发电的不断接入，造成当前发电侧，尤其是火电机组的利用小时数不断降低，当前电力供给过剩的局面与计划体制的矛盾愈发凸显。
推进发用电计划改革是本轮深化电力体制改革的重点任务之一。
图3：
2010-2016我国火电机组利用小时数
目前我国发电侧生产高度计划，发电企业根据政府制定发电计划安排生产，且只面对电网一家企业进行电力销售，各个发电厂之间基本不存在竞争，对电价不敏感，需要通过建立有效的电力市场，释放发用电计划交由市场来配置，从而还原电力的商品属性。
但是完全竞争的电力市场也是不可行的，这主要因为电力除了具有商品属性，还具有一定的特殊性。
它的公共事业属性要求居民、农业和其他公益性事业等价格需要保持在较低水平，同时电力系统影响国民生产生活的每一个环节，保障电力系统的安全稳定尤为重要。
当前，新能源发电目前成本仍较高，竞争力不及传统火电，需要政策保障其发展。
我国电力市场尚处于起步阶段，若完全放开发用电计划，则可能引起公共事业领域价格波动、电力系统稳定性受到影响、新能源发电发展受限等一系列问题，因此本轮电改强调“有序放开”。
总体思路是通过优先购电和优先发电制度保留一部分发用电计划，满足农业、居民用电以及重要公共事业等的用电需求，同时逐步放开发用电计划，释放出的这部分电量通过市场化的方式完成交易，同时采取措施落实可再生能源发电的保障性收购制度，为清洁能源开拓市场空间。
表4：
《关于有序放开发用电计划的实施意见》主要内容
表5：
发电侧相关其他配套文件
输配电价改革：
输配电价是指对各个电压等级的用户的销售电价与当地平均上网电价之差。
电改9号文对输配电价改革提出了具体要求，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”的原则，分电压等级核定，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利润来源，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。
输配电价改革是电价改革的重要一环，输配环节是连接供给侧与需求侧的桥梁，输配电价改革是放开竞争性售电市场的基础，也是供给侧改革的客观要求。
2015年11月下发的《关于推进输配电价改革的实施意见》是输配电价改革的核心配套文件。
《意见》的总体目标是建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，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。
按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。
健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。
《意见》明确要逐步扩大试点范围，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、贵州省（区）列入先期输配电价改革试点范围，并尽快覆盖到全国。
2016年，发改委发布《关于扩大输配电价改革试点范围有关工作的通知（征求意见稿）意见的函》，进一步扩大输配电价改革范围。
表6：
输配电价改革相关配套文件
售电侧改革：
本次售电侧改革的主要思路是增加售电主体，有序向社会资本放开售电业务。
主要从以下几个方面来推进售电侧改革：
增加投资主体，鼓励社会资本投资配电业务，探索社会资本投资增量配电网的有效途径；建立市场主体准入和退出机制，明确售电主体的权责，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；多途径培育售电侧市场竞争主体，允许符合要求的发电企业进入售电市场，允许符合条件的产业园区或开发区组建售电主体直接购电，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易，售电主体可以采取多种方式进行购电。
售电侧改革采取分步推进的实施路径，在已核定输配电价的地区，鼓励社会资本组建售电公司，开展试点工作。
在未核定输配电价的地区，因地制宜放开售电业务，可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。
在及时对改革试点工作进行总结的基础上，逐步在全国范围内放开所有售电业务。
《关于推进售电侧改革的实施意见》是售电侧改革的核心配套文件，明确了售电侧改革的总体思路，市场主体的准入与退出机制，市场化交易以及结算方法以及组织实施等方面内容，《售电公司准入和退出管理办法》对售电公司准入和退出机制进行了政策上的设计，《有序放开配电网业务管理办法》对配电网业务范围做出了规定，进一部明确了售电公司和配电业务的准入和退出条件等方面的内容。
两个文件是对《实施意见》的进一步的深化。
表7：
《关于推进售电侧改革的实施意见》主要内容
表8：
售电侧改革其他相关配套文件
电改试点进展良好，以点带面全面铺开
成立两个国家级交易中心，省级交易中心基本布局完成
建立相对独立的交易平台是电改9号文“三放开，一独立，三加强”思想路线的重要组成部分。
通过建立供需双方自由交易的平台，逐步拓展电力用户的选择权，理顺电价形成机制，为售电侧的放开提供软硬件基础。
电力交易中心的职能是负责市场主体的注册管理，组织年度、季度、月度市场交易，交易合同和交易结算管理，电力供需、市场交易的信息发布等。
电力交易中心在发展初始阶段主要落实区域内以及跨省跨区之间的电力市场化交易，最终建立全国性的电力交易市场，使电厂和用户可以在电力平台上实现自由交易，还原电力商品属性。
目前全国有33家电力交易中心挂牌成立，包括北京、广州两个全国性的交易中心和31个省级电力交易中心。
其中，贵州，广西，广东，云南以及广州电力交易中心为南网控股，其余28个电力交易中心均为国网控股，目前仅海南省还未成立电力交易中心。
国家级电力交易中心：
2016年2月，发改委、国家能源局印发《关于北京、广州电力交易中心组建方案的复函》，通过了组建北京和广州的电力交易中心的方案。
2016年3月1日，北京电力交易中心和广州电力交易中心分别挂牌成立。
两大电力交易中心均依托电网公司组建，在业务和财务上均独立运营，重点在落实国家计划和政府间的协议，负责跨区跨省电力市场的建设和运营，促进新能源消纳，逐步推进全国范围内的市场融合，业务包含交易平台运营、市场成员注册、市场分析预测、交易计划管理、交易结算以及其他市场服务等。
两大交易中心的成立标志着我国区域电力市场的建设进入实施阶段，将有效促进电力市场公平交易，推动形成有效的市场竞争机制。
北京与广州电力交易在指导思想、组织形式、业务范围等定位不同，对比如下表所示。
表9：
两大全国交易中心对比
省级电力交易中心：
目前，全国有33家电力交易中心成立，仅海南省还未成立省级电力交易中心。
省级电力交易中心的成立表明电力市场化改革的全面落地。
省级电力交易中心主要任务是组织省内发电企业和用户开展电力交直接易。
截至目前，安徽、江苏、上海、陕西、蒙东、甘肃、吉林、辽宁、云南、贵州、广东等11省已完成电力市场管理委员会组建，河南、山西、新疆出台了电力市场管理委员会组建方案。
表10：
省级电力交易中心情况
广东电力交易改革走在全国前列。
2016年，广东计划直接交易电量420亿kWh，其中月度集中竞价交易规模140亿kWh。
2016年全年完成7次月度竞价交易，2017年修改交易规则，将价差返还撮合出清方式改为统一出清方式，目前已进行了4次月度集中竞价交易，预计广东2017年市场交易电量将超过1000亿kWh。
表11：
广东电力交易政策一览
2016年广东电力交易采取相对报价体系，即相对目录电价的变化幅度，用户和发电企业可以分成三段报价。
电力交易中心将发电企业申报价差、购电主体申报价差进行配对，形成竞争交易价差对，其中价差对=发电企业申报价差-购电主体申报价差，价差对为负或零时按照价差对小者优先成交的原则进行交易。
在实际交易中可能会出现双方报价不匹配的问题，《关于集中竞争交易规则调整有关事项的通知》规定了引入价差返还系数，通过价差返还机制进行结算。
其中3-5月返还系数为25%，即25%返还给用户，其余75%返还给发电企业，6月份以后返还系数调整至50%。
广东省2016年共进行了7次月度竞价交易，共成交电量159.8亿kWh，且提前一个季度超额完成了全年140亿kWh的目标。
售电公司从最初的13家增长至154家，显现出市场的活跃度很高。
2016年电力月度集中竞价交易的结果如下图所示。
图4：
2016年广东电力竞价交易供需比
图5：
2016年广东电力竞价交易购售电价差
从2016年的交易规则来看，广东电力竞价交易还处在初级阶段，与国外成熟电力市场相比，在报价策略、交易电量方面存在诸多限制。
2016年实行的价差对和返还机制对供给侧和需求侧产生了不同的影响。
当返还系数为25%时，发电侧的最终成交价差小于其报价差，由于返还电价上升一定程度上抵消了报价的降低，最终结果是发电企业为了获得更大的市场份额而采取低价策略，从而造成3-5月申报价差较大。
与发电侧情况相反，售电侧最终成交价差大于其报价差，若售电公司采取低价策略以获得更多的返还电价，则不能成交的风险会加大，反之获得的返还电价将减少。
因此，在这一交易机制下，发电侧的报价策略较为简单，而售电侧较为复杂。
6月份更改了返还系数之后，发电侧获得的返还电价减少，采取地板价的报价策略将很可能造成亏损，加之需求增加，因此发电侧普遍采取提高报价的策略，从而使6-9月的成交价差收窄。
2017年广东改变了竞价交易规则，主要有三点变化：
（1）出清方式由价差返还撮合出清改为统一出清，将双方报价分别排序，售电方按照从小到大排序，购电方按照从大到小排序，购电方价差大于售电方价差可以成交，最后一个成交的购电方和售电方申报价差的算术平均值作为统一出清价。
（2）偏差处理方面，按照同类机组合同执行率大致相当的原则进行平衡调度。
（3）偏差考核方面，无论正负偏差均按照出清价绝对值的两倍计算。
2017年2-5月的集中竞价交易结果如下图表所示。
表12：
广东2017年月度集中竞价交易结果
在改变了交易规则后，发电企业为了抢占市场份额纷纷采取地板价的竞价策略，2-5月份，供应方的平均申报价差为-389.46元/兆瓦时、-368.05元/兆瓦时、-237.15元/兆瓦时、-293.11元/兆瓦时，尤其2、3月份的竞争最为惨烈，部分发电企业出现了“入不敷出”的局面，从中可见发电侧竞争的残酷。
4月份起将供需比调整为1.5之后，出清价差开始出现收窄。
在当前的规则下，发电侧之间的博弈显得尤为重要。
需求侧方面，偏差考核机制将会给需求方带来一定风险，售电侧竞争要求售电公司具备较强的负荷预测能力。
总结广东2016和2017至今的月度电力竞价交易，虽然存在诸多不完善的地方，但总体来说是成功的。
广东电力市场在交易规则的探索走在了全国的前列，形成了供需双方相互博弈的竞争性的市场氛围，培育了一批售电公司，最终实现了发电侧的让利，降低了电价。
在电改初期，广东电力交易市场的运行积累了丰富的经验。
输配电价改革管住中间，为放开两头创造条件
2014年，国家发改委发布《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，规定了输配电价的核定方法，即准许收入=准许成本+准许收益+税金，深圳和内蒙古最早成为输配电价改革的两个试点。
在取得初步成效后，为加快推进输配电价改革，发改委颁布了《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》，将安徽、湖北、宁夏、云南四省列入输配电价改革试点（6月贵州列入试点），同时开展输配电价摸底测算工作。
2015年6月，发改委发布《输配电定价成本监审办法（试行）》，建立对电网企业的成本约束，促进输配电价改革。
2015年10月，国务院发布《关于推进价格机制改革的若干意见》，推进水、石油、天然气、电力、交通运输等领域价格改革，放开竞争性环节价格，充分发挥市场决定价格作用。
明确主要目标是到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开，加快推进能源价格市场化，还原能源商品属性。
在电力方面明确了把输配电价与发售电价在形成机制上分开，单独核定输配电价，分步实现公益性以外的发售电价由市场形成,按照“准许成本加合理收益”原则，合理制定电网、天然气管网输配价格。
扩大输配电价改革试点范围，逐步覆盖到各省级电网，科学核定电网企业准许收入和分电压等级输配电价，改变对电网企业的监管模式，逐步形成规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。
目前，全国已有31个省市发布了输配电价改革方案。
方案的具体内容可以概括为下表：
图6：
输配电价改革方案主要内容
图7：
输配电价核定方法
目前，安徽、陕西、山西、湖北、湖南、宁夏、冀北、北京、河北、江西、天津、贵州、云南、广西、内蒙古西部等16家省级输配电价完成核定，其余省级电网均处于输配电价测算阶段，预计2017年6月底前批复。
输配电价改革取得了明显的成效，通过输配电价改革，促进了发电侧和售电侧的市场化交易，为进一步扩大交易范围奠定基础，激发市场活力。
电网企业的输配电收入、成本和价格受到直接监管，强化了对电网企业的成本约束，以安徽、湖北、宁夏、云南、贵州五省为例，通过成本监审核减不合理成本比例达到16%，电网成本“瘦身”效果显著，电价得到有效降低，用电企业用电成本明显降低，减轻了企业负担。
为了鼓励电网企业加强管理，提高效率，本次改革通过对电网企业的运行效率进行考核，采取一定的奖惩措施，提高了电网企业降低成本的积极性。
售电侧改革试点铺路，综合改革试点快速推进
发改委2015年11月发布的《关于推进售电侧改革的实施意见》是电改9号文6个核心配套文件之一，也是售电侧的核心指导性文件。
《意见》明确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，赋予用户更多选择权等，《意见》的发布标志着我国电网售电侧的垄断将彻底被打破，形成竞争性的售电市场将是目前售电侧的主要改革方向。
目前的电力改革试点分为输配电价改革试点、售电侧改革试点和综合试点，其中输配电价改革试点在2014年底就已经开始。
2015年11月初云南和贵州成为第一批电改综合试点省份，随后发改委和国家能源局下发6大核心配套文件，2015年12月上旬，重庆、广东作为首批售电侧改革试点获得发改委批复。
售电侧改革的重点是在试点区域内向社会资本开放售电业务，培育售电侧市场竞争主体，逐步放开试点区域增量配网。
售电侧改革试点有利于理清各方利益，为进一步改革提供经验。
电改综合试点是售电侧改革的进一步拓展，包括输配电价改革、售电侧改革、电力市场建设以及建立跨省跨区电力交易机制。
广东和重庆成为售电侧改革第一批省（市）。
2016年2月，重庆市发布《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》，《方案》明确了售电侧改革的总体思路、试点范围、市场主体、电源组织、输配电价、电力输配、用户接入、交易和结算、市场监管、工作机制等十项内容，具有典型的示范意义。
具体实施方案如下表所示。
表13：
《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》内容
目前已有14个省（市）开展了售电侧改革试点。
其中广东的售电侧改革试点进展最快，经验也最丰富，目前已率先开展了月度竞价交易，初步建立了市场化电力交易机制。
为了进一步扩大了改革范围，发改委陆续批复了省级电力改革综合试点方案。
与
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