贵阳市电费有城市附加费吗
贵阳市电费有城市附加费。根据查询《贵州省物价局关于调整贵州电网上网电价和销售电价的通知》贵州电价涉及五项附加费：国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金、城市公用事业附加费、可再生能源电价附加费和地方水库移民后期扶持资金，其中三项涉及居民用电。
配电网网架结构薄弱，低电压频繁停电问题较为突出
用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分
调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业
电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高
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——摘自国家能源局《2019年重点专项监管报告》
国家能源局
监管公告
2020年第3号
2019年重点专项监管报告
二〇二〇年七月
根据《国家能源局综合司关于印发2019年重点专项监管工作方案的通知》（国能综通监管〔2019〕38号），国家能源局组织各派出机构开展了用户“获得电力”优质服务情况、清洁能源消纳、12398热线投诉举报共性问题重点专项监管（以下简称重点专项监管）。在日常监管、企业自查、现场检查的基础上，形成本报告。一、基本情况国家能源局严格落实中央“基层减负年”部署要求，将重点专项监管与能源行业漠视侵害群众利益问题专项整治、农网改造升级大排查工作统筹安排、协同推进，努力减轻基层负担。各派出机构坚持目标引领和问题导向，认真制定实施方案和工作台账，按照启动部署、自查整改、现场监管等步骤，全面摸底排查，深入调研督导，严格行政执法，确保重点专项监管工作取得实效。在监管工作中，国家能源局集中全局力量，组成15个工作组，在全国范围内进行了调研督导和现场监管。 从监管情况看，各电网公司及各级供电企业基本能够落实重点专项监管工作要求，注重拓展服务渠道、创新服务方式，努力提高供电质量和供电服务水平，积极解决人民群众反映的各类用电问题，取得了较好成效。在监管中也发现了部分企业在用电报装办理、配电网运维管理和市场交易组织等方面存在的问题。二、存在问题经统计，国家能源局工作组和各派出机构在重点专项监管中共发现各类问题717项。本报告按照同类合并、通报典型原则，重点披露以下问题。 （一）用电业务办理时间超出国家规定时限或业务办理“体外循环”，时间信息不真实 部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求；业务办理存在“体外循环”，重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录，用电报装时间统计信息不准确等问题。 1.广东湛江供电局在竣工检验和装表接电环节超时率达35%；内蒙古赤峰、山西太原、河南邓州、贵州湄潭等地区供电企业部分用电报装资料不符合逻辑，业务办理环节时间倒置。 2.天津城西、西藏林芝等地区供电企业营销系统记录时间与业扩资料记录时间不一致，或与实际情况不一致；宁夏石嘴山、安徽阜阳、广西贺州等地区供电企业存在先办理用电业务、后发起系统流程的现象；新疆喀什供电公司部分低压非居民新装用电业务直至装表接电环节才发起系统流程。 （二）办电资料或环节精简不到位，线上报装系统功能不完善或推行力度不够 部分供电企业办电资料或环节精简不到位，有的增设审批、承诺事项，有的报装申请资料繁杂，有的线上办电系统功能不完善或推行力度不够，制约了“获得电力”便利化水平提升。 3.福建闽侯等地区供电企业对部分用电报装项目增设“前期办电指导”环节；湖北新洲等地区供电企业要求低压用电报装必须委托台区网格员办理；浙江省电力有限公司在用电报装业务办理中对110kV及以上用户增设“接入系统审批”环节。 4.河北承德、唐山等地区供电企业要求新装用户既提交纸质用电申请资料，又使用“掌上电力”APP重复提交业务申请；江苏无锡供电公司在办电报装办理过程中重复收取营业执照、法人身份证复印件。 5.海南三亚供电局在个别用户用电报装时，要求提供包括管委会报装函、中标通知书、管理合同等11项报装申请资料。 （三）接电和抄表收费不规范，违规收费情况依然存在 部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费；投资界面不清晰，随意扩大用户受电工程范围，将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户；在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件；对用户变更信息不及时导致重复收费。 6.云南电网有限责任公司对部分使用变电站间隔和既有电缆通道的用户收取租赁费，违反《国家发展改革委办公厅关于清理规范电网和转供电环节收费有关事项的通知》（发改办价格〔2018〕787号）规定；广西富川水电公司自立名目收取电能表材料费、电表押金、验表费等。 7.安徽亳州、陕西延安等地区供电企业将计量、用电信息采集、负控装置等本应由供电企业承担的费用转嫁至部分用户承担；海南三亚供电局将计量装置辅件有关费用转嫁至用户，2017年至2019年5月份累计约600万元。 8.浙江省电力有限公司统一印制《低压电力智能交费服务协议》相关条款限制用户变更交费方式的选择权，且对用户交费金额、方式设置不清晰，并在办理过程中对用户的知情权和选择权没有充分告知；重庆市电力公司在推广智能交费时设置隐含预付费条件，且要求预付费账户余额不得低于20元。 9.内蒙古呼和浩特赛罕供电分局因电量采集不及时导致部分用户用电递升阶梯，电费升高，连续两次被通报仍未采取有效措施予以解决。 （四）配电网网架结构薄弱，低电压频繁停电问题较为突出 部分农村地区配电网架构薄弱，供电能力不足，低电压、频繁停电等问题多发频发；部分供电企业电网运行方式安排不合理、计划检修统筹不科学、停电 抢修不及时，供电“两率”数据管理不规范、统计不准确。 10.河南信阳、周口、驻马店等地区，河北唐山、沧州、保定等地区，湖北恩施、黄冈等地区，陕西西安、汉中等地区，广西贺州、玉林等地区，贵州毕节、铜仁等地区农村配电网基础设施较为薄弱，当地群众反映的低电压和频繁停电问题较为突出，投诉举报数量偏高。 11.四川省部分藏区县配电网建设投资不足，网架薄弱，供电能力、供电可靠性较低，频繁停电、低电压等问题突出。 12.宁夏石嘴山供电公司停电计划执行率偏低，2019年1月、5月计划检修执行率为71.43%、77.5%；陕西西安供电公司2019年1月主网停电工作中临时检修占比达50%，配电网停电计划完成率仅为39%。 （五）用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分 部分供电企业区别对待关联企业和其他承装（修、试）电力设施企业，影响和阻碍市场公平开放；其关联企业利用特殊地位，影响公平竞争；对承装（修、试）电力设施许可资质查验把关不严，存在无资质或虚假资质施工单位违规承揽用户工程的现象。 13.湖南郴电国际郴州分公司明确要求该公司各部门直接介入用户工程设计、施工单位确定、材料采购、项目管理等各环节。 14.浙江绍兴、衢州等地区供电企业的关联企业与用户签订的施工合同部分条款显失公平，如要求用户在合同签订后10日内付清全款、未约定质保金或质保期。 15.江苏常熟供电公司的关联企业在当地用户（含居配）接入工程设计、施工、监理市场份额占比100%，河南安阳、湖南株洲等地区供电企业的关联企业电力试验项目市场占有率超过80%。 16.甘肃酒泉、河南西峡等地区供电企业对承装（修、试）电力设施许可资质审核把关不严，个别未取得资质或资质已注销的施工企业仍在承揽用户工程。 （六）信息发布不规范，办电透明度有待进一步提高 部分供电企业对用户“获得电力”优质服务举措宣传贯彻不到位，宣传内容与优化用电营商环境政策不相符；部分供电企业未按照《供电企业信息公开实施办法》要求，及时、准确、全面地公开相关信息；个别电力交易机构未及时向清洁能源发电企业披露与市场交易相关的安全约束、出清结果等信息。
17.国家电网有限公司部分供电企业在门户网站、供电营业场所等处公开的《供电服务“十项承诺”》中，对部分用电业务的办理时限规定不符合国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》要求；安徽安庆等地区供电企业门户网站未公布营业网点信息。 18.甘肃兰州供电公司停电计划制定不严谨，停电时间预测偏差较大，不利于群众合理安排生产生活用电；山西朔州山阴、右玉等地区供电企业只发布计划检修停电信息，其他故障停电信息未发布。 19.山西电力交易机构新能源交易公布出清结果耗时较长，外送交易公告时间较短；信息披露不完整，缺少关键输电通道剩余可用能力、关键设备检修预安排等安全约束信息。 （七）调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业 部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大；部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同，导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。
20.冀北电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，同一风力资源区、同一输电断面的不同风电场站弃风比例差异较大。 21.辽宁电力交易机构未与新建机组并网前签订购售电合同，未与发电企业按期结算并网调试期上网电费，影响发电企业效益。 （八）组织交易不规范，交易规则执行不到位 个别电力交易机构未按交易方案组织市场交易，定向扩大市场交易规模；未按要求提交调度机构进行安全校核；新能源发电计划安排不合理，执行进度差异较大；省间外送电交易合同执行率较低。
22.新疆电力交易机构未遵循交易方案，超规模组织新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易，挤占了新能源优先发电和市场化交易电量空间。 23.蒙东电力交易机构2019年上半年组织的市场化交易均未经电力调度机构安全校核。 24.青海电力交易机构安排新能源基数电量计划无明确原则，在月度电量交易计划编制时，未根据前期各电厂基数电量完成情况进行合理调整，新能源企业基数电量计划完成进度差异较大。 25.四川省电力公司2019年上半年外送电年度交易合同执行率仅为67%，影响省内市场交易边界条件确定和发电企业发电计划制定。 （九）电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高 部分电网企业结算上网电费、发放可再生能源补贴不及时，对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后；支付购电费金额与应付购电费存在差异；向发电企业支付电费中银行承兑汇票比例较高。
26.天津市电力公司存在单月结算多个月电费情况；冀北电力有限公司对可再生能源企业支付补贴不及时；四川省电力公司对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后，所属供电企业之间差异明显，退费时间跨度最长达3个月。 27.陕西省电力公司月度支付购电费与应付购电费存在差异，且差额在年底核对清算。 28.贵州电网有限责任公司结算电费中银行承兑汇票比例较高，将用户开具的大部分银行承兑汇票转移支付给发电企业，自行承担比例较低。 （十）对群众投诉举报重视不够，处理质量不高 部分供电企业对12398热线投诉举报共性问题重点专项监管部署滞后、效果不佳；未严格落实12398热线投诉举报事项调查处理要求，内部流程不清晰、调查结果不准确、责任认定不严谨；处理群众投诉举报问题针对性不强、处理质量不高。
29.新疆喀什等地区供电企业对个别用户多次反映低电压的投诉举报事项重视不够，整治问题不及时、不彻底；新疆阿勒泰等地区供电企业处理部分群众投诉举报问题针对性不强，解决措施不具体。 30.湖南平江供电公司没有建立12398热线投诉举报共性问题处理台账，多项投诉举报未及时进行处理；四川泸州供电公司共性问题台账不规范，无基本信息、整改措施等内容；四川省能源投资集团有限责任公司、乐山电力股份有限责任公司工作部署滞后，未能有效组织所辖供电企业开展12398热线投诉举报共性问题专项监管。三、监管成效针对重点专项监管发现的问题，国家能源局按照闭环监管工作要求，综合运用会商通报、监管约谈、行政处罚等方式，推动发现问题得到有效解决。对属于国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司的623项问题，国家能源局于2020年4月13日、15日分别与两家电网公司进行了会商通报。在重点专项监管中，两家电网公司按照监管工作要求制定专项工作方案，明确工作措施和时间节点，对国家能源局及派出机构发现的问题即时进行整改，同时坚持举一反三，强化建章立制，不断健全问题解决长效机制。截至5月15日，两家电网公司的562项问题已经整改完毕；其余61项因涉及农网改造、资金投入等因素，也已明确整改措施和预计完成时间，将逐步予以解决。对属于地方电力企业的94项问题，各派出机构向相关企业进行了通报，并责令进行了整改。 总体来看，通过重点专项监管的深入开展，推动了各地用电营商环境持续改善，健全了电力市场交易机制，促进了清洁能源消纳和更大范围的资源优化配置，解决了一批人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的共性问题，进一步提高了供电质量和供电服务水平。主要体现在以下几个方面。 （一）推动“获得电力”优质服务水平进一步提升 我国用户“获得电力”优质服务水平稳步提升，全国用电营商环境持续优化。2019年10月，世界银行发布的《全球营商环境报告2020》显示，以北京、上海为样本城市参评的我国“获得电力”指标排名由第14位进一步提升至第12位，连续两年保持全球领先水平，部分指标属全球最佳。
1.办电更省时。上海市电力公司无缝对接地方政府“一网通办”和“联审平台”，低压小微企业平均接电时间4.22天，最短仅需1天；福建省电力有限公司促请地方政府对20-200米内的配套电力外线工程占掘路实行备案制，用户办电平均时长较2018年压缩超过1/3；青海省电力公司实现低压业扩配套工程“抢修领料”工作模式，办电效率同比提升32.5%。 2.办电更省心。北京市电力公司创新运用 “互联网+”“大数据”，实现工程管理全流程电子化，用户报装接电全程“指尖”完成；深圳供电局有限公司推出了“零资料”“零审核”的无感低压用电报装，市民仅需“刷脸”即可完成低压报装业务；江苏省电力有限公司在农村地区实现网格化、片区化综合服务，通过深化大数据应用、推广移动作业终端、推进“线上+线下”业务融合，实现农村低压用户办电“一次都不跑”，偏远地区居民用电“7×24预约上门服务”。 3.办电更省钱。广东电网有限责任公司广州供电局创新推行“临电租赁共享”“电能保”等供电服务，降低企业用电成本。2019年，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司等3家电网公司通过提高低压接入容量、延伸投资界面，合计为用户节省投资约225亿元。 4.信息更透明。重庆市电力公司编制线上线下宣传材料，通过新闻发布会、走访沟通、典型案例宣传等方式全面宣介“三零”服务举措及“掌上电力”APP，方便企业群众知政策、享便利、得实惠。 （二）推动清洁能源消纳能力进一步增强 全国清洁能源装机保持稳步增长，电源结构持续优化，清洁能源消纳水平不断提高，弃电量、弃电率实现“双降”，弃水问题得到有效缓解，风光消纳逐年好转。清洁能源市场化交易机制不断完善，交易组织、安全校核、电量调度等环节精益化管理水平有所提升。电力辅助服务市场建设逐步深化，系统灵活调节能力和安全裕度全面提升，清洁能源消纳空间进一步拓展，能源结构转型升级效果显著。
5.清洁能源消纳整体形势持续向好。2019年，全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点。全国弃风电量约169亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点。全国弃光电量约46亿千瓦时，平均弃光率2%，同比下降1个百分点。通过电力辅助服务市场深度挖掘系统调峰能力3100万千瓦，促进清洁能源电量增发850亿千瓦时，相当于少消耗2600万吨标煤，少排放1.7万吨二氧化硫、1.6万吨氮氧化物。 6.资源优化配置成效显著。西北区域跨省调峰市场实现了区域资源共享和省间互济，以甘肃为例，2019年区域辅助服务市场为甘肃电网提供调峰电量25.83亿千瓦时，甘肃电网为其他省份提供调峰电量2.28亿千瓦时。东北区域开展跨省调峰支援991次，支援电量近18.12亿千瓦时，并积极协调俄罗斯、朝鲜开展跨国调峰，缓解冬季低谷时期调峰困难。 7.清洁能源消纳空间不断拓展。南方区域提前建成滇西北直流工程，新增云电送粤能力500万千瓦；加强调峰电源建设，新增抽水蓄能装机130万千瓦。东北区域加强清洁能源消纳综合管理，2019年消纳清洁能源发电量830.37亿千瓦时，同比增长14.85%，新能源受限电量15.59亿千瓦时，同比减少46.55%，实现历史最好水平。 8.电力调度运行机制不断完善。华北区域实施集中式光伏扶贫电站优先调度机制，2019年，河北省电力有限公司、冀北电力有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司光伏扶贫电站合计增发电量1.97亿千瓦时，增收1.56亿元，助力打赢精准脱贫攻坚战。云南开展梯级水电群精细化调度，2019年主汛期全网弃水电量同比减少92.5%，全年弃水电量同比减少158.1亿千瓦时。 （三）推动投诉举报共性问题得到较好解决 各供电企业按照监管要求，对人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的频繁停电、低电压、停电抢修不及时、用户报装受限等12类共性问题进行了深入自查整改，共自查问题13551个，绝大部分问题于2019年完成整改，一大批人民群众身边的操心事、烦心事、揪心事得到有效解决。同时，国家能源局严格行政执法，对重点专项监管中发现的侵犯人民群众合法权益事项坚决予以查处，对13起严重违法案件进行了行政处罚，罚没金额195万元。
9.群众反映集中的电能质量问题得到重点解决。针对投诉举报集中的低电压、频繁停电等电能质量问题，各供电企业进行了重点治理，解决电能质量问题8093个。广东电网有限责任公司认真梳理电压不稳和低电压共性问题案例，开展降低故障率专项行动，完成942个低电压台区的问题治理，区域内的电压不稳及低电压问题得到有效缓解，频繁停电问题数量大幅下降。河南省电力公司针对排查出的低电压、频繁停电问题，制定专门台区改造计划，下达9.5亿元专项整改资金，集中对相关台区进行改造治理，12398热线投诉举报数量排名下降明显。 10.影响较大的部分深层次问题得到有效解决。针对群众反映强烈的河南部分地区农业生产灌溉用电费用较高问题，河南监管办将该问题列入共性问题清单进行专项治理，联合地方政府有关部门、供电企业，从规划衔接、并网接入、电费收取等方面研究出台意见，推动了相关问题的有效解决。针对福建地区行业反映强烈的新建住宅小区供电配套设施建设问题，福建监管办开展专题调研，联合地方政府出台规范性文件，辖区内的相关问题得到了较好解决。 11.投诉举报共性问题长效解决机制初步建立。中国南方电网有限责任公司制定《南方电网公司大力减少12398投诉十项举措》，实行客户问题“日监控、周分析、月通报”机制，打造“全客户、全渠道、全业务、全数据”的“四全”统一服务平台，投诉举报管控力度持续强化，客户问题解决能力全面提升。四川省电力公司完善投诉举报管控机制，建立三级分析例会制度，定期核查重难点问题；建立低电压精准治理工作机制，强化投诉举报问题源头治理。辽宁省电力有限公司制定12398热线投诉举报共性问题专项管控方案，建立共性问题台账长效分析制度，常态开展“回头看”。四、监管意见各电网公司及各级供电企业要深入践行以人民为中心的发展思想，认真贯彻能源安全新战略，提高政治站位，强化责任担当；要进一步强化问题治理，持续推进能源结构转型升级，全面提升服务质量和服务水平，不断满足人民群众日益增长的美好生活需要。 （一）全面提升“获得电力”优质服务水平 各供电企业要加快复制推广北京、上海等地“获得电力”典型经验做法，聚焦用户需求，创新服务方式，拓展服务渠道，进一步压缩办电时间、提高办电便利度、降低办电成本，全面提升我国“获得电力”整体服务水平，确保完成“2020年供电企业办理电力用户用电业务平均时间压减到40个工作日以内”的目标任务；同时，要进一步规范服务行为，强化企业内部管理，加大信息公开力度，切实提高用户对优质服务的获得感。 （二）持续提高供电能力和供电质量 各供电企业要加大城市配网和农村电网投资建设和改造力度，将农村地区线路老化、供电半径大、电压低、停电频繁等突出问题优先纳入电网改造计划，着力解决低电压、频繁停电等突出问题；要加强对贫困地区倾斜投资，对供电能力较差、突出问题较多的贫困地区进行重点改造，着力解决电网建设发展不平衡问题；要优化综合保障体系，提高电网运行维护管理水平，加强停电计划管控和停电过程管理，严格执行国家供电质量有关规定和标准，全面提升供电可靠能力。 （三）建立清洁能源消纳综合保障体系 各电网公司和电力调度、交易机构要注重长效机制建设，着力破解清洁能源消纳的制约因素，构建适应高比例清洁能源消纳的综合保障体系；要统筹推进网源荷储协调发展，同步规划、同步建设、同步运行清洁能源配套电网工程；要积极配合电力辅助服务市场机制建设，进一步优化实时调度原则和联合调度运行方式；要持续规范市场化交易组织方式，加强市场化交易合规管理和电量分解执行工作，提升交易规则、交易方案的执行刚性，提高清洁能源消纳公平性；要认真落实清洁能源电力消纳责任权重，合理确定各省（自治区、直辖市）清洁能源利用率目标并适时动态调整，稳步提升清洁能源电量在能源消费中占比。 （四）进一步健全完善投诉举报处理机制 各供电企业要高度重视12398热线投诉举报处理相关工作，高度关注人民群众的每一项诉求，认真查找服务短板，严格规范内部流程，加快投诉举报处理进度，提高投诉举报处理质量，持续提升群众反映问题的解决能力，确保群众诉求得到及时回应，群众困难得到圆满解决；要重点关注和定期总结群众投诉举报中的共性问题，善于从群众诉求中发现一般性规律和普遍性诉求，注重从配网建设、投资布局、力量配备、服务能力等方面解决深层次矛盾，做到共性问题“发现一个、整改一批、杜绝一类”；要进一步健全完善投诉举报响应机制，优化投诉举报处理制度，科学合理制定投诉举报考核评价体系，不断健全完善共性问题处理长效机制。
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南方电网第一，为经济社会可持续发展提供电力保障，是电网企业的核心责任。
为履行好这一责任，我们主要从以下三个方面开展工作：
■ 一是确保安全。电力是一种“产、运、消”瞬时同步完成的特殊商品。因此，确保电网的安全稳定是电力供应的基础。
南方电网远距离、大容量、超高压输电，交直流并联运行，是世界上结构最复杂、技术含量最高的电网之一，电网安全风险控制和运行管理难度很大。五年来，我们掌握了交直流混合电网安全稳定控制的核心技术，电网的安全稳定运行一直处于可控状态。
■ 二是做好供应。过去的5年，南方区域统调负荷年均增长15.6%，售电量年均增长15.5%。南方电网区域成为了中国缺电最严重的地区之一，最大缺口940万千瓦。在严峻的电力供应形势面前，我们把握了两个原则：一是确保居民供电，二是配合政府，按照单位GDP电耗进行排序，优先向单位GDP电耗小的企业供电。我们通过积极组织电源、快速灵活调度和加强需求侧管理等各种措施，基本保障了五省区经济社会可持续发展。
■ 三是提升服务。我们深化细化供电服务，努力把缺电对客户的影响降到最低。2007年南方电网仅拉路限电329条次，为2003年18万余次的0.18%。我们把缩短客户停电时间作为优质服务的核心指标，启动与国际先进水平供电企业对标工作，努力提高供电质量。
我们还深入开展“万家灯火，南网情深”优质服务主题活动，优秀的供电服务得到社会认可。在中介机构组织的服务行业第三方调查中，我们连续获得总满意度第一。 第二，建设绿色电网，推动全社会节能减排，是电网企业的时代责任。
中国通过电力消费的能源在终端能源消费中的比重达到43%，南方五省区中有的省份这一比重达到50%。显然，电力行业在推进节能减排战略中负有重要的责任。
我们认真分析了电力生产、输送和消费三大环节的节能潜力，发现在客户侧的节能潜力最大，约占53%；发电侧其次，约占39%；电网企业降低综合线损率的挖潜空间约为8%。因此，我们除在输配电环节做好节能降耗外，还需要切实承担起引导产业链上下游和全社会节约能源、保护环境的特殊使命。
■ 我们的做法是：持续推进“绿色行动”。
按中央政府要求，“十一五”期间，五省区要完成单位GDP能耗降低20%的目标，相当于年均需节能1576万吨标准煤。根据我们的研究，南方区域电力生产和消费各环节的节能贡献率约占全区节能目标值的30%～45%。五省区电力生产和消费各环节对各自省区的节能贡献率分别为：广东41%～60%，广西34%～50%，云南30%～41%，贵州19%～28%，海南74%～92%。
2006年，南方五省区单位GDP能耗同比下降2.6%，电力生产和消费各环节为此做出了积极的贡献。2007年，我们启动以“科学用电，节能减排”为主题的南方电网节能服务“绿色行动”，继续加大服务五省区节能减排工作力度，同时为减少全球温室气体和污染物排放履行了国际责任。
● 在发电侧：协助政府落实“上大压小”政策，已关停小火电404万千瓦，计划到2010年累计关停1327万千瓦，可降低发电煤耗28克/千瓦时。在贵州电网率先启动节能发电调度试点，实现脱硫信息实时监测。努力提高新能源和可再生能源的发电比重。
● 在输配电环节：南方电网挖掘自身节能降耗的潜力，对五省区实现节能目标可做出约2.38%的贡献。经过努力，我们的线损率从2002年的8.0%下降到2007年的6.90%，减少损失电量55亿千瓦时，相当于节约了190万吨标准煤。开展了“十一五”电网优化研究，预计到2010年，线损率可降至6.30%。
● 在客户侧：配合政府优化产业结构，对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼等八个行业实行差别电价政策。2007年，执行差别电价电量14.9亿千瓦时，617家淘汰类高耗能企业关停并转，上述行业的综合能耗呈下降态势。以贵州为例，2007年该省电解铝产量增长30.3%，用电量增长了10.03%，铁合金产量增长19.2%，用电量增长9.72%，这说明上述耗能行业单位产量的电耗有所下降，实施差别电价政策取得了明显效果。借此机会，我也建议进一步发挥差别电价对于经济结构调整的引导作用，把差别电价作为落实科学发展观的一个抓手。
在“绿色行动”中，我们举办了197期节能降耗研讨班，吸引4673家企业、约7000人参加学习培训。为1340家企业提供节能诊断服务，促进客户一年节电约5亿千瓦时。这项工作还有很大潜力，我们将继续加大节能宣传和服务的力度，最大限度挖掘需求侧节能的潜力。
● 科技节能。我们开工建设世界上第一个±800千伏特高压直流输电工程，比常规工程节约土地资源8600多公顷，减少线路损耗65%左右；推广标准化设计，应用紧凑型输电技术，新建110千伏及以上变电站平均减少占地约10%－20%，110千伏及以上新建输电线路平均减少钢材、铜材消耗约5%－10%。我们同时鼓励节能产品进入电网，制定了节能产品进入电网招标优惠办法。
■ 积极消纳区内富余水电，提高可再生能源比例。南方电网内东西部能源资源和经济发展交叉不平衡，大力推进西部水电东送，是提高资源利用效率、保护环境的重要途径。
五年来，西部水电实现东送电量2096亿千瓦时，消纳西部富余水电187亿千瓦时，实现了“零弃水”。相当于减少火电标准煤耗6811万吨，减少二氧化硫排放163万吨，减少烟尘排放68.1万吨。 第四，坚持电力普遍服务，促进城乡协调发展，是电网企业的特殊责任。
主要是在以下三方面承担这一特殊责任的。
■ 推进农村农网建设。五年来，我们用于农村电网建设和改造的资金达491亿元，改变了农村电力基础设施简陋落后的局面；“十一五”期间，安排553亿元建设改造农村电网，投资规模相当于建国以来到2002年的总和。
■ 解决无电户用电。五年来，已累计解决109万户农村人口用电问题。至2007年底，南方五省区剩余无电人口65.9万；规划“十一五”期间完成投资33亿元，通过大电网延伸，解决41万户无电人口用电问题；其余无电人口问题，通过配合地方政府用分布式供电的方式加以解决。
■ 减轻农民负担。五年来，通过落实城乡同网同价政策，累计减轻农民用电负担100多亿元。
前款所称生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。第三条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依照本办法对电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量的情况实施监管。第四条 电力企业应当依照法律、行政法规和规章的有关规定，从事可再生能源电力的建设、生产和交易，并依法接受电力监管机构的监管。
电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。第二章 监管职责第五条 电力监管机构对电网企业建设可再生能源发电项目接入工程的情况实施监管。
省级以上电网企业应当制订可再生能源发电配套电网设施建设规划，经省级人民政府和国务院有关部门批准后，报电力监管机构备案。
电网企业应当按照规划建设或者改造可再生能源发电配套电网设施，按期完成可再生能源发电项目接入工程的建设、调试、验收和投入使用，保证可再生能源并网发电机组电力送出的必要网络条件。第六条 电力监管机构对可再生能源发电机组与电网并网的情况实施监管。
可再生能源发电机组并网应当符合国家规定的可再生能源电力并网技术标准，并通过电力监管机构组织的并网安全性评价。
电网企业应当与可再生能源发电企业签订购售电合同和并网调度协议。国家电力监管委员会根据可再生能源发电的特点，制定并发布可再生能源发电的购售电合同和并网调度协议的示范文本。第七条 电力监管机构对电网企业为可再生能源发电及时提供上网服务的情况实施监管。第八条 电力监管机构对电力调度机构优先调度可再生能源发电的情况实施监管。
电力调度机构应当按照国家有关规定和保证可再生能源发电全额上网的要求，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构进行日计划方式安排和实时调度，除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制可再生能源发电出力。本办法所称危及电网安全稳定的情形，由电力监管机构组织认定。
电力调度机构应当根据国家有关规定，制定符合可再生能源发电机组特性、保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，报电力监管机构备案。跨省跨区电力调度的具体操作规则，应当充分发挥跨流域调节和水火补偿错峰效益，跨省跨区实现可再生能源发电全额上网。第九条 电力监管机构对可再生能源并网发电安全运行的情况实施监管。
电网企业应当加强输电设备和技术支持系统的维护，加强电力可靠性管理，保障设备安全，避免或者减少因设备原因导致可再生能源发电不能全额上网。
电网企业和可再生能源发电企业设备维护和保障设备安全的责任分界点，按照国家有关规定执行；国家有关规定未明确的，由双方协商确定。第十条 电力监管机构对电网企业全额收购可再生能源发电上网电量的情况实施监管。
电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，可再生能源发电未能全额上网的，电网企业应当及时将未能全额上网的持续时间、估计电量、具体原因等书面通知可再生能源发电企业。电网企业应当将可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等报电力监管机构，电力监管机构应当监督电网企业落实改进措施。第十一条 电力监管机构对可再生能源发电电费结算的情况实施监管。
电网企业应当严格按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时、足额结算电费和补贴。可再生能源发电机组上网电价、电费结算按照国家有关规定执行。第十二条 电力监管机构对电力企业记载和保存可再生能源发电有关资料的情况实施监管。
电力企业应当真实、完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料。第三章 监管措施
不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。
事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。
以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。
根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。
财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。
另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。
可再生能源发电项目公司和电网企业，应通过国家能源局官方网站首页（www.nea.gov.cn）的“在线办事-可再生能源发电项目信息管理系统”（以下简称“信息管理系统”）进行注册，并按“信息管理系统”相关提示，按顺序完成“前期工作”、“核准备案”、“项目建设”和“补助目录申报”等页面的信息填报和附件上传工作；已通过“信息管理系统”注册和填报项目信息的项目公司和电网企业，需补充完善相关信息。
对于分布式光伏发电项目，非自然人分布式光伏发电项目的项目业主应通过“信息管理系统”进行注册和填报项目相关信息；自然人分布式发电光伏项目由电网企业代为申报电价补贴，无需个人通过“信息管理系统”填报。
需要说明的是，补贴目录申报，一定要取得项目并网验收意见单。
第一步：登录国家能源局网站（http://www.nea.gov.cn/）。
注意：务必使用IE8及以上浏览器，切记切记！
第二步：点击进入“可再生能源发电项目信息管理系统”。
第三步：账号注册。记住网页下方的技术服务电话，后面会有用处。
注册信息提交以后，一定要拨打上面的技术服务电话，请求审核，审核通过后，对方会电话通知，就可以登录了。
第四步：信息填报。
可再生能源发电项目信息管理系统的界面如下图示：
需要先将项目前期信息填报，提交后，才可以继续填报项目信息
2、信息中心形式校验
国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息中心”），通过“信息管理系统”对各省（区、市）申报项目资料的完整性进行形式上的校验，并对企业填报项目信息提供指导和服务。
3、省级主管部门初审
各省（区、市）能源主管部门对通过形式校验的电价附加资金补助申报项目信息进行在线初审，对初审通过的项目，通过“信息管理系统”导出打印可再生能源电价附加资金补助目录申报表（申报表格式参见《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》(财建〔2012〕102 号)附 1）。
对完成在线初审的项目，项目业主按照省级财政、价格、能源主管部门要求，将申报工作所需的项目纸质申报材料分别报送至本省（区、市）财政、价格、能源主管部门。最终由省级财政、价格、能源主管部门联合上报财政部、发展改革委、国家能源局并提交项目纸质申报材料。
在国家电网公司、南方电网公司经营范围内的分布式项目，由其下属省（区、市）电力公司汇总，并经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司和南方电网公司审核汇总后报财政部、发展改革委、国家能源局。
4、补助目录申报审核要点
对于已实行年度开发计划管理的风电项目和光伏电站项目，需经能源主管部门确认进入风电核准计划、年度开发方案或光伏发电年度实施方案的具体项目名单后，由信息中心录入“信息管理系统”后企业方可进行在线信息填报。
各级主管部门和信息中心重点对审批、核准或备案项目是否符合规划和年度开发计划、程序是否合法、手续是否完备、并网时间是否符合本次目录申报条件进行审查核实。
可再生能源发电项目业主按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能〔2015〕358 号）要求，完整填报建成后的月度运营信息，并上传电费结算单、结算发票等，便于确认并网建成时间，加快补助目录审核工作。
法律分析：(一）省级电网企业（含各级子公司）销售给电力用户的电量；
(二）省级电网企业扣除合理线损后的趸售电量（即实际销售给转供单位的电量，不含趸售给各级子公司的电量）；
(三）省级电网企业对境外销售电量；
(四）企业自备电厂自发自用电量；
(五） 地方独立电网销售电量(不含省级电网企业销售给地方独立电网的电量）；
(六）大用户与发电企业直接交易的电量。省（自治区、直辖市）际间交易电量，计人受电省份的销售电量征收可再生能源电价附加。
法律依据：《中华人民共和国政府信息公开条例》
第七条 各级人民政府应当积极推进政府信息公开工作，逐步增加政府信息公开的内容。
第八条 各级人民政府应当加强政府信息资源的规范化、标准化、信息化管理，加强互联网政府信息公开平台建设，推进政府信息公开平台与政务服务平台融合，提高政府信息公开在线办理水平。
第九条 公民、法人和其他组织有权对行政机关的政府信息公开工作进行监督，并提出批评和建议。
不知道你是做哪方面的，是节能政策主管部门还是环保政策。主体是贵州省能源局，其他相关的部门是贵州省环保局（微观）和贵州省发展改革委员会（宏观调控）
地址：云岩区瑞金北路172号。主要负责处罗列五个，后面有所有部门分布，和负责人，2010年情况，人员变动、调职未有确认，仅供参考。
(一)办公室。
承担机关日常运转、政务公开、机关目标绩效管理、新闻发布等工作承办机关及所属企事业单位的财务、资产管理和监督工作编报部门财务预算、决算，负责机关及所属单位的财务会计制度建设、资金(资产)管理与监督以及绩效评价工作拟订省属国有煤矿亏损补贴方案组织部门内部审计工作和绩效管理组织征收政府有关能源调节基金交财政专户管理，用于新能源研发，提出资金使用和监管建议。
(二)政策法规处。
研究能源重大问题并提出相关建议起草有关贯彻国家能源法律、法规、规章的实施意见和办法拟订能源产业政策和能源行业标准对本局起草的规范性文件进行合法性审核承担相关行政复议、行政应诉工作。承担能源生产和市场资格准入许可受理工作。
(三)发展规划处。
提出能源发展战略建议拟订能源发展规划、年度计划并监督实施承担能源综合业务工作,参与能源体制改革有关工作。承担能源合作工作拟订能源对外开放战略、规划及政策协调全省能源开发利用工作。
(四)能源节约和科技装备处。
指导能源行业节能减排和资源综合利用承担能源科技进步和装备相关工作协同有关部门对能源行业安全生产监管工作进行监管。参与指导协调能源行业重特大安全事故抢险救灾和调查处理承担散装水泥行业监督管理工作。
(五)能源市场监管处。
拟订能源行业经济运行的政策和措施承担能源行业运行统计、预测预警工作指导协调能源产运销衔接和铁路运输计划平衡工作协调省内电煤及省内外重点用户的煤炭调运负责能源市场资格准入许可及监管工作承担石油行业的监管工作，拟订石油储备布局规划和管理办法并实施监管监督管理商业石油储备。
(六)新能源和可再生能源处。
承担天然气、新能源和可再生能源行业监管的相关工作。指导协调新能源、可再生能源和农村能源发展工作拟订煤层气、新能源、水能、生物质能和其他可再生能源，煤制燃料和燃料乙醇、煤化工、煤炭加工转化为清洁能源产品的发展规划、计划及政策与实施办法并组织实施负责新能源和可再生能源的资格准入许可及监管工作。承担新能源、可再生能源、煤层气、煤化工、煤炭加工转化为新能源等行业的技术改造、生产协调和监管工作。
（一）办公室承担机关日常运转、政务公开、机关目标绩效管理、新闻发布等工作；承办机关及所属企事业单位的财务、资产管理和监督工作；编报部门财务预算、决算，负责机关及所属单位的财务会计制度建设、资金（资产）管理与监督以及绩效评价工作；拟订省属国有煤矿亏损补贴方案；组织部门内部审计工作和绩效管理；组织征收政府有关能源调节基金交财政专户管理，用于新能源研发，提出资金使用和监管建议。徐 钰（主任）赵小林（副主任、正处长级）魏 娟（副主任）陈豫黔（副调研员）张永霞（副调研员）何 志（主任科员）邹 瑾（主任科员）周胜利（副主任科员）崔晓娟（副主任科员）（二）政策法规处研究能源重大问题并提出相关建议；起草有关贯彻国家能源法律、法规、规章的实施意见和办法；拟订能源产业政策和能源行业标准；对本局起草的规范性文件进行合法性审核；承担相关行政复议、行政应诉工作；承担能源生产和市场资格准入许可受理工作。 刘兴科（处长） 刘晓阳（副处长） 张南宁（副调研员） 黄迎春（主任科员） （三）发展规划处提出能源发展战略建议；拟订能源发展规划、年度计划并监督实施；承担能源综合业务工作,参与能源体制改革有关工作。承担能源合作工作；拟订能源对外开放战略、规划及政策；协调全省能源开发利用工作。 王家平（处长） 杨 毅（主任科员）（四）能源节约和科技装备处指导能源行业节能减排和资源综合利用；承担能源科技进步和装备相关工作；协同有关部门对能源行业安全生产监管工作进行监管。参与指导协调能源行业重特大安全事故抢险救灾和调查处理；承担散装水泥行业监督管理工作。韩树强（处长）梁昌腾（主任科员）赵温跃（主任科员）刘登国（主任科员）（五）电力处 承担电力行业监督管理职责。拟订火电、水电、核电、风能、光能和地方电网有关发展规划、计划及政策并组织实施；参与电力体制改革有关工作。承办电力行业的技术改造、生产协调和监管工作；按规定权限审批、核准、审核国家和省规划与年度计划内电力项目及上报国家核准项目。 徐光伟（处长） 邹乾海（主任科员） 胡杰锋（主任科员） 黄 鹤（主任科员） 杨昌荣（工作人员）（六）煤炭处 承担煤炭行业监督管理工作。拟订煤炭开发、发展规划、计划和政策并组织实施；承办煤炭生产资格准入许可及监管工作；承担参与煤炭体制改革有关工作；协调有关部门开展淘汰煤炭落后产能、煤矿瓦斯治理和利用工作；负责煤炭行业的技术改造、生产协调及监管工作；按规定权限审批、核准、审核国家和省规划与年度计划内煤炭项目及上报国家核准项目。承担煤炭建设项目的监督管理，负责组织煤矿工程质量监督检查和竣工验收。兰海平（处长）高腾友（调研员）冯元庆（副处长）冯 冰（主任科员）郭宇辉（主任科员）王志勇（主任科员） 张 杰（副主任科员）（七）能源市场监管处 拟订能源行业经济运行的政策和措施；承担能源行业运行统计、预测预警工作；指导协调能源产运销衔接和铁路运输计划平衡工作；协调省内电煤及省内外重点用户的煤炭调运；负责能源市场资格准入许可及监管工作；承担石油行业的监管工作，拟订石油储备布局规划和管理办法并实施监管；监督管理商业石油储备。 关 鸣（处长） 蒲海帆（调研员） 吴 昊（主任科员） 马 波（主任科员）（八）新能源和可再生能源处承担天然气、新能源和可再生能源行业监管的相关工作。指导协调新能源、可再生能源和农村能源发展工作；拟订煤层气、新能源、水能、生物质能和其他可再生能源，煤制燃料和燃料乙醇、煤化工、煤炭加工转化为清洁能源产品的发展规划、计划及政策与实施办法并组织实施；负责新能源和可再生能源的资格准入许可及监管工作。承担新能源、可再生能源、煤层气、煤化工、煤炭加工转化为新能源等行业的技术改造、生产协调和监管工作。 卓 军（处长） 万 键（副处长） 施绍贵（主任科员） 龙 斌（主任科员） 罗春林（主任科员） 吴 平（工作人员）（九）人事处承担机关及所属事业单位的机构编制、干部人事、队伍建设、行业培训工作；承办能源行业专业技术职务申报、评审工作；负责煤矿矿长资格准入许可及监管工作；承担局机关和直属单位出国（境）人员审查及申报工作；负责机关及所属单位离退休干部工作，指导所属企事业单位做好离退休干部工作。承担机关党委的日常工作。直属机关党委：负责机关和所属企事业单位的党群工作。杨玉华（处长）江庆丰（副处长）田晓红（副调研员）徐 州（副调研员）陈 勇（主任科员）纪检监察机构：省纪委派驻省能源局纪检组、省监察厅派驻省能源局监察室。徐健生（主任）张国强（主任科员） 省煤矿工会：领导、组织、协调全省各级煤矿工会开展组织建设、民主管理、经济技术、劳动保护、群众安全、生活保障、女职工特殊权益保护、职工文化体育、工会经费收缴等工作。
胡秀礼（主席） 吴坤茂（副主席、正处长级） 王文娟（副调研员） 李振亚（工作人员）
