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92个光伏项目、2项关键技术 贵州大力发展太阳能发电

2019-07-30 11:58
科技之星
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近日,贵州省发布了《关于印发贵州省十大千亿级工业产业振兴行动实施方案的通知》,通知明确指出:大力发展太阳能发电。坚持集中开发与分散开发并举、电能优先消纳和就近消纳为主的原则,大力开发利用太阳能资源,推动光伏发电项目建设。积极推进高效、双面及双玻光伏组件在贵州地区应用,提高土地的节约集约综合效率。推广应用太阳能光伏瓦片组件技术成果,利用工业园区、农业观光园、城市综合体等有利条件,发展分布式光伏发电项目,推进太阳能发电多元化发展。并且,明确92个光伏发电重点项目,和屋顶分布式光伏发电技术、太阳能光伏瓦片组件技术成果推广应用两项光伏关键技术。

详情如下:

省领导领衔推进十大千亿级工业产业联席会议关于印发贵州省十大千亿级工业产业振兴行动实施方案的通知

各市、自治州人民政府,贵安新区管委会,各县 ( 市、区、特区 )人民政府,省政府各部门、各直属机构:

贵州省十大千亿级工业产业振兴行动各产业实施方案已分别经领衔省领导审定,现印发给你们,请结合实际认真贯彻执行。

省领导领衔推进十大千亿级工业产业联席会议办公室

(省工业和信息化厅代章)

2019 年 6 月 18 日

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其中涉及光伏发电领域部分如下:

附件 6

贵州省清洁高效电力产业振兴行动实施方案

为贯彻落实《贵州省十大千亿级工业产业振兴行动方案》,促进电力产业结构优化和转型升级,实现高质量发展,制定本方案。

一、总体要求

以习近平总书记新时代中国特色社会主义思想为指导,坚守发展和生态“两条底线”,深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全战略,按照“巩固、增强、提升、畅通”八字方针深化电力供给侧结构性改革,以推进能源工业运行新机制为总体要求,坚持安全发展、清洁发展、高效发展、可持续发展,深入实施火电转型升级、水电优化发展、新能源有序开发、电网结构强化提升、电力市场拓展壮大、深化电力体制改革“六大行动计划”,打造电量充足供给、电价有竞争优势、电源结构优化、电网智能安全的千亿级清洁高效电力产业,以电力的高质量发展推动能源产业质量变革、效率变革、动力变革,不断巩固和提升能源产业的战略性、基础性地位,为全省经济社会发展提供有力支撑。

二、发展目标

到 2020 年,全省电力装机容量 6400 万千瓦左右,非水可再生能源装机比重提高到 13%,全省发电量 2500 亿千瓦时,清洁高效电力产业总产值达到 1650 亿元;到 2022 年,全省电力装机7000 万千瓦左右,非水可再生能源装机比重提高到 15%,全省发电量2900亿千瓦时,清洁高效电力产业总产值达到2000亿元。(牵头单位:省能源局,责任单位:省工业和信息化厅

三、重点任务

(一)深入实施火电转型升级行动计划

1. 切实提高煤电机组发电利用小时数。深入实施能源工业运行新机制,督促电煤中长期协议签订履约,鼓励发电企业抓好电煤储备,开展电煤调度供应管理新模式研究,确保电煤有效供应,提高机组发电保障能力。充分发挥我省低电价优势,积极拓展省内、外电力市场,提高省内全社会用电量和外送电量,做大电力市场“蛋糕”。强化精准调度,建立发电激励机制,对电煤保障有力、单耗指标好的高参数大容量燃煤发电机组给予基础电量奖励。加强电厂内部生产运行管理,合理安排机组检修,不断优化电力运行调度,切实提高煤电机组发电利用小时数。(牵头单位:省能源局,责任单位:省工业和信息化厅、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司)

2. 稳步推进现役燃煤机组节能减排改造。优化存量机组,对现役非 W 型火焰锅炉和非循环流化床锅炉煤电机组进行超低排放改造,实现在基准氧含量 6% 条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10、35、50 毫克 / 立方米,推进煤电产业清洁发展。采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频等节能改造技术,重点对 30 万千瓦和 60 万千瓦级机组实施综合性、系统性节能升级改造。出台相关政策,鼓励有条件的电厂实施供热改造,不断降低现役燃煤机组供电煤耗。到 2020 年,全面完成 792 万千瓦现役非 W 型火焰锅炉和非循环流化床锅炉煤电机组超低排放改造和 1719 万千瓦煤电机组节能改造任务;依法关停野马寨电厂(3×20 万千瓦)和习水电厂(4×13.5 万千瓦)等技术落后煤电项目,实现我省现役燃煤发电机组平均供电煤耗低于 320 克 / 千瓦时的目标。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、国家能源局贵州监管办)

3. 大力推动高参数大容量煤电项目建设。大力推动煤电项目建设,优先发展高参数、大容量、高效率、低排放的大型燃煤机组,积极推进已核准的兴仁电厂(2×66 万千瓦)、二郎电厂二期(2×66 万千瓦)、华润毕节电厂(4×66 万千瓦)等项目有序投产发电,协调推进大方电厂二期(1×66 万千瓦)、安顺电厂三期(2×66 万千瓦)在“十四五”初期开工建设,满足省内经济社会发展对电力的需求和继续实施“西电东送”国家战略,以及推进黔电送渝的需要。到 2020 年,我省 60 万级以上煤电机组装机容量占比达到 60% 以上,2022 年达到 65% 以上。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省生态环境厅、省自然资源厅、省交通运输厅、省水利厅、省林业局,安顺市、毕节市、黔西南州政府)

4. 加快推进超超临界循环流化床示范项目。加强与东方 电气集团和西南电力设计院的合作,研发具有自主知识产权的新技术新设备,通过采用深度机炉耦合和污染物协同脱除等创新性技术,将项目参数提升至世界最先进的高效超超临界水平,实现供电煤耗小于 280 克 / 千瓦时。加快推进威赫电厂 660MW 超超临界循环流化床锅炉工程国家电力示范项目的前期工作,促进项目尽快核准开工建设,早日投产发电,为我省 30 万千瓦及以下机组“上大压小”清洁高效发展提供示范,实现高硫无烟煤的清洁高效利用。

加强与西安交大、山东兖矿等联系和沟通,积极引进煤炭超临界水气化制氢发电多联产、地下煤气化发电等先进技术,不断探索煤炭清洁高效发电方法。(牵头单位:省能源局,责任单位:省科技厅、省生态环境厅、省自然资源厅、省交通运输厅、省水利厅、省林业局、国家能源局贵州监管办,毕节市政府)

5. 大力推动煤电联营发展。用足用好国家关于大力推进煤电联营项目的政策措施,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。支持盘江煤电集团、乌江能源集团等大型国有企业通过煤电一体化融合发展、大比例交叉持股、股权转让、兼并重组、战略合作、长期稳定协作、资产联营等形式实现煤电联营,增强企业综合竞争力。积极推动华润毕节电厂与大型煤矿企业开展煤电联营示范项目建设。(牵头单位:省能源局,责任单位:省国资委、省发展改革委、省工业和信息化厅、国家能源局贵州监管办,毕节市政府)

6. 积极推进气电项目建设。在煤矿瓦斯较多的矿井,积极规划建设一批瓦斯发电项目,实现资源的充分利用。在黔西北等页岩气较为丰富的区域,加快抽采步伐,结合资源情况布局天然气发电项目。积极争取习水燃机综合示范项目等列为国家燃气轮机创新示范项目,加快推进毕节热电厂二期煤改煤层气热电联产项目前期工作。利用管道天然气因地制宜推进冷热电三联供分布式天然气发电项目。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省科技厅,有关市〔州〕人民政府)

(二)深入实施水电优化发展行动计划

1. 加快推进水电项目建设。加强项目的跟踪、调度和服务力度,协调推进已核准的小井水电站、兰子口水电站等项目前期工作,力争尽快开工建设;大力推动高生、官庄、沙坝等在建水电项目尽快投产,不断增加水电装机容量,进一步优化我省电源结构和提高我省水火互济能力。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省生态环境厅、省自然资源厅、省水利厅、省林业局)

2.深入扩展水电开发方式。优化中小水电开发模式,坚持发电、航运、灌溉等综合利用开发,多用途利用水力资源,发挥水电项目的综合经济效益。推进都柳江和清水江流域的郎洞、温寨、平寨、旁海等航电枢纽工程,启动都柳江流域柳叠、坝街、寨比航电枢纽工程。充分利用国家支持政策,加快推进普定木拱河、贵定江边窑、黄平石厂、贞丰福拉、威宁哈喇河三级、省水城龙潭和凤冈半坡等一批农村小水电开发扶贫试点项目,实现贫困农户共享水电资源开发成果。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省交通运输厅、省水利厅、省扶贫办)

3. 扎实推进小水电清理整改工作。认真贯彻落实国家关于小水电清理整改的要求,研究制定我省小水电清理整改工作方案,细致开展排查摸底和综合评估,按照退出、整改、保留分门别类建立台账,认真进行清理整改,切实纠正小水电违规建设、影响生态环境等突出问题。积极推广小水电机组节能增效关键技术的应用,对具备改造条件的小水电站实施增效扩容改造和生态改造,提高发电能力和减少生态影响,实现既充分有效,又科学合理利用水能资源。(牵头单位:省水利厅,责任单位:省生态环境厅、省发展改革委、省能源局、省自然资源厅、省林业局、国家能源局贵州监管办)

4. 稳步推进抽水蓄能项目前期工作。利用乌江、南北盘江等流域水能资源优势,综合考虑区域抽水蓄能电站合理配置和电力系统实际需求,在充分利用水、火电调峰能力和加强需求侧管理等措施后,做好站点资源保护,稳步推进贵阳和黔南抽水蓄能两个站点的项目前期工作,科学安排推荐站点建设时机,按计划投入运行,进一步提高电力系统的灵活性和调峰能力,促进电网安全经济稳定运行。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省能源局、省水利厅)

(三)深入实施新能源有序开发行动计划

1. 有序发展风力发电。按照统一规划、生态优先、有序发展的要求,优化风电发展布局,有序开发风电资源。积极培育一批百万千瓦级风力发电企业,在保护和治理好生态环境的基础上,大力推广超低风速风机、高塔筒、长叶片等适合贵州山地特点的风电装备,有效开发利用风力资源。加快从江县达棒山、纳雍县龙场等风电项目建设,进一步提高我省非水可再生能源装机比重。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省自然资源厅、省生态环境厅、省林业局)

2. 大力发展太阳能发电。坚持集中开发与分散开发并举、电能优先消纳和就近消纳为主的原则,大力开发利用太阳能资源,推动光伏发电项目建设。积极推进高效、双面及双玻光伏组件在贵州地区应用,提高土地的节约集约综合效率。推广应用太阳能光伏瓦片组件技术成果,利用工业园区、农业观光园、城市综合体等有利条件,发展分布式光伏发电项目,推进太阳能发电多元化发展。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省自然资源厅、省生态环境厅、省林业局)

3. 积极推进农林生物质和垃圾焚烧发电。在农林资源丰富区域,鼓励发展生物质热电联产项目,提高农林废弃物综合利用,减少秸秆等露天焚烧,促进节能减排。大力引进先进生产技术和管理模式,积极在各市(州)布局生活垃圾焚烧发电项目,提高垃圾无害化处理水平,实现资源的循环利用。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省农业农村厅、省住房城乡建设厅、省林业局)

4. 适时开展核电项目前期工作。利用我省不处于任何地震带及远离海岸线,不存在地震、海啸等自然灾害对核电站构成较大威胁的区位优势,运用前期选址成果,加强对核电站选址保护工作;加强与中广核等核电企业的合作,进一步论证我省发展核电的可行性和必要性,积极开展铜仁玉屏小堆项目相关前期工作,争取进入国家内陆核电发展规划盘子。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委,铜仁市政府)

5. 大力引进推广应用储能技术。加强与中科院、华北电力大学等科研院校合作,加大空气储能、新能源储能等新技术的研发,积极发展分布式储能项目。积极引进国内外新技术,探索开发利用氢能等绿色、高效的二次能源,推广运用于新能源汽车及发电等领域。按照“充储用”一体化思路,应用大数据和智能化,通过“互联网 + 充电 +”,积极探索“车桩网”融合发展新模式,建设一批智能充电、柔性充电示范性项目,努力打造“电动贵州、绿色出行”新名片。(牵头单位:省能源局,责任单位:省科技厅、省发展改革委,各市〔州〕人民政府、贵安新区管委会,贵州电网公司)

(四)深入实施电网结构强化提升行动计划

1. 优化电力网架。推进 500 千伏南、北电力通道建设,打通兴仁~独山南部送电通道和威宁~奢香~鸭溪北部送电通道。完善黔中腹地的 500 千伏输变电项目,尽快形成“三横一中心”网架结构。加快推进习水 500 千伏输变电工程,为习水电厂 4×13.5万千瓦淘汰关停后习水、赤水等地区提供电力保障;积极支持和推进云贵互联和黔电送渝等 500 千伏电力通道建设,为进一步拓展省外市场奠定基础。根据负荷发展和网架强化需要,大力推进220 千伏输变电项目,近期重点解决盘县电厂、盘北电厂送出通道容量不足的问题;在保障电网安全稳定运行前提下,推进兴义地方电网与贵州电网 220 千伏互联互通。到 2020 年,全省十个供区内部均有连接通道,具备相互支援能力,增强电力系统稳定性。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委,贵州电网公司、兴义市电力公司)

2. 加强配网改造。以提高电网供电能力和供电可靠性为抓手,重点实施城乡配电网电压质量提升、煤矿“两化”改造、重点产业、特种行业、工业园区等供电保障项目,基本建成安全可靠、经济高效、结构合理、适度超前、智能环保的现代化配电网。到2022年,中心城市(区)智能化建设和应用水平大幅提高,供电可靠率达到 99.99%,用户年均停电时间不超过 0.88 小时,供电质量达到全国先进水平;城镇地区供电可靠率达到 99.91%,用户年均停电时间不超过 7.89 小时,供电能力及供电安全水平显著提升。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司、兴义市电力公司)

3. 大力实施农村电网改造升级工程。加快实施新一轮农村电网改造升级,通过“小康电”示范县建设以及“六网会战”等工程,努力建成满足同步小康需求的农村电网。到 2022 年,确保农村电网供电可靠性不低于 99.82%,农村居民端综合电压合格率不低于98.50%,农村电网户均配变容量不低于 2.2 千伏安,全面解决偏远地区和深度贫困地区电网薄弱问题,有效缓解农村电网“卡脖子”现象。同时,优化报装程序,积极推进农村用电公共服务均等化,切实提高老百姓的获得电力感。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司、兴义市电力公司)

4. 开展智能电网建设。推广建设“一体化设备、一体化网络、一体化系统”的新一代智能变电站,提高配电网装备、自动化、信息化水平,逐步推进智能电网和微电网技术的开发利用,实现中低压智能变电站关键设备产业化。推广应用电力行业北斗卫星应用关键技术和集成可再生能源的主动配电网技术,结合贵州电网在防冰抗灾、主动配电网、智能变电站等领域基础优势,加快研究一个省级总体规划、三个市州重点示范和 N 个专项示范的“1+3+N”建设模式,在 2019-2020 年开展一批示范项目建设,重点加强农村电能质量治理,搭建输电线路防冰抗灾智能管控体系,推进旅游景区智能电网示范项目建设,建立贵安新区能源互联网运行控制平台,2022 年实现智能电网全覆盖。积极争取国家批复黔西南州义龙新区并网型微网试点并组织实施。(牵头单位:贵州电网公司、兴义市电力公司,责任单位:省能源局、省发展改革委、省科技厅)

(五)深入实施电力市场拓展壮大行动计划

1. 发展壮大省内市场。进一步放宽电力直接交易准入门槛,探索建立“基准价 + 浮动价”的交易价格机制,鼓励发电企业对价格较为敏感的高载能企业加大降价力度;研究天生桥一、二级水电站转网贵州,减少电网企业交叉补贴,提高电网企业让利能力;严格落实国家有关降低实体经济用电成本政策,探索火电企业“来料加工”模式,打造电力价格“洼地”,激发“存量”大工业用户扩大产能,吸引更多高载能企业和新兴产业入驻,不断发展壮大我省第二产业。同时,积极推进电能替代的实施,进一步扩大省内电力市场。到 2020 年和 2022 年,确保省内全社会用电量分别达到 1700 亿千瓦时和 2000 亿千瓦时。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省工业和信息化厅,贵州电网公司、兴义市电力公司)

2. 继续实施“西电东送”战略。积极贯彻落实国家“西电东送”战略,加快启动我省“十四五”西电东送研究,力争进入国家新一轮西部大开发战略,利用“大扶贫”契机,保住黔电送粤500 亿千瓦时的年度计划规模。在此基础上,按照“计划 + 市场”的模式,探索跨省跨区电力交易新机制,进一步扩大我省“西电东送”市场份额。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省能源局、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司)

3. 积极拓展周边省区市场。充分利用我省与重庆、湖南、广西的电价比较优势,吸引周边省份更多电力用户通过直接交易等形式购买我省电力电量,不断扩大我省电网企业售电量。依托我省煤炭资源禀赋,加大协调力度,推进华润毕节电厂和二郎电厂- 146 -二期有序开工建设,进一步扩大重庆电力市场份额。到 2020 年和2022 年,力争外送周边省市区电量分别达到 170 亿千瓦时和 270亿千瓦时以上。(牵头单位:省能源局、责任单位:省发展改革委、国家能源局贵州监管办,遵义市政府、毕节市政府,贵州电网公司、兴义市电力公司)

(六)深入实施电力体制改革行动计划

1. 进一步完善电力直接交易。推进电力交易机构独立规范运行,完善电力市场规则,积极开展现货市场试点,丰富交易品种,初步形成功能完善的电力市场体系。充分发挥市场主体作用,强化“电力”的商品属性,不断扩大直接交易电量。推进诚信体系建设,努力营造公平有序的市场环境,促进售电公司有序进入和健康发展。建立完善可再生能源电力配额制度,鼓励支持市场主体开展可再生能源电力交易,进一步助推电力产业清洁发展。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司)

2. 深入推进水火发电权交易。进一步完善水火发电权交易机制,合理确定水火发电权交易规模和价格,规范水火发电权交易管理,做大省内电力市场,拓展水电发电空间,紧密联结煤炭、水电、火电利益,实现煤炭、水电、火电均衡发展。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司、兴义市电力公司)

3. 认真做好新一轮输配电价改革工作。根据第一轮监管情况和取得的经验,统筹平衡电价、电量和电网投资增长关系,扎实做好新一轮电网企业输配电定价成本监审工作。按照从严从紧的原则确定相关测算指标,核定电网输配电准许收入。充分研判电量增长因素,科学确定预测电量增幅,加强与相关改革的统筹协调、衔接配套,合理制定电价方案。(牵头单位:省发展改革委,责任单位:省能源局、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司)

4. 统筹推进增量配电业务试点。加快推进贵安新区、兴义市、瓮安县工业园区、铜仁锰钡新材料产业聚集区、清镇市经济开发区、水城县经济开发区、遵义和平经济开发区、安顺西秀产业园区、纳雍经济开发区、炉碧经济开发区等 10 个增量配电业务试点,积极申报第四批增量配电业务改革试点,探索社会资本进入配售电业务的有效途径,构建有效竞争的电力市场体系。按照公平开放的原则,推进增量配电网无歧视接入大电网,支持贵州电网公司与兴义市电力公司开展“两网融合”。积极争取兴义市电力公司成为独立承贷主体,进一步强化地方电网的投资能力。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、国家能源局贵州监管办,各市〔州〕人民政府、贵安新区管委会,贵州电网公司、兴义市电力公司)

四、保障措施

1. 强化要素保障。加快煤矿 30 万吨 / 年及以上生产规模长期证照手续办理,稳定生产能力水平。督促煤矿企业大力释放优质产能,稳步提高煤炭产量;切实履行电煤供应中长期协议,严格考核奖惩,稳定电煤库存,确保电煤供应。到 2020 年和 2022 年,力争全省电煤供应分别达到 8500 万吨和 1 亿吨。充分利用现有产业基金专项资金,采取股权投资、债权投资、股债结合、贷款贴息、以奖代补等方式,按照绩效承诺奖补办法,支持电力产业清洁高效发展。积极协调金融机构特别是地方金融机构,加大对电力企业的信贷支持,帮助发电企业解决流动资金不足等问题。建立和完善电力行业专家咨询制度,与电力规划设计总院、华北电力大学等机构开展合作,聘请省内外知名专家就我省清洁高效电力发展进行研究,推动电力行业技术创新。(牵头单位:省能源局,责任单位:省财政厅、省发展改革委、省科技厅、省人力资源社会保障厅)

2. 强化政策保障。鼓励循环流化床锅炉和 W 火焰炉煤电机组实施超低排放改造,推动煤电机组清洁发展;制定容量替换等政策措施,在确保电网安全稳定的前提下,开展 30 万千瓦及以下煤电机组“上大压小”试点,在规划建设、项目核准、资源配置、运力协调、债务划转、计划电量等方面优先支持,大力发展高参数、大容量、低排放、高效率的煤电项目。进一步完善发电企业上网电价形成机制,实现输配电价与发、用电价在形成机制上分开。

结合有序放开发用电计划进程,有序放开输配电价以外的其他竞争性环节电价,形成多买多卖的市场格局,发挥市场配置资源的决定性作用。加快推进电力市场交易,完善交易价格规则,参与交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等市场化方式自主确定。(牵头单位:省能源局,责任单位:省财政厅、省发展改革委、国家能源局贵州监管办,贵州电网公司)

3. 强化能力保障。积极支持盘江煤电集团和乌江能源集团等省属国有能源企业作为全省能源战略重点实施主体、清洁能源开发主体、能源技术创新主体和能源基地建设主体,按照打造国内能源领域具有核心竞争力企业集团的战略目标,通过参股、并购、股权置换和新建项目等多种方式做大做强,增强政府对能源资源的调控能力,提升全省电力保障能力。(牵头单位:省国资委,责任单位:省能源局、省发展改革委、省工业和信息化厅)

4. 强化组织保障。在省委、省政府统一领导下,建立省清洁高效电力产业振兴领导小组,统筹协调解决产业发展中的困难和问题。坚持问题导向,有针对性组建相关工作专班,着力研究和破解清洁高效电力产业发展中的重大问题。坚持省、市、县三级联动,分类指导、一企一策,大力实施“双千工程”,推动清洁高效电力产业健康发展。科学制定项目推进、电煤保障和节能减排等任务目标,并将任务分解到各市(州)政府和相应的煤炭、发电企业,制定奖惩制度,创新监管方式,严格进行调度督查和考评考核,确保清洁高效电力产业振兴方案顺利实施。(牵头单位:省能源局,责任单位:省发展改革委、省工业和信息化厅、省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省水利厅、省国资委、省林业局、国家能源局贵州监管办,各市〔州〕人民政府、贵安新区管委会、贵州电网公司)

5. 优化发展环境。深化“放管服”改革,坚持以客户需求为导向,加强服务创新和报装监管,进一步精简环节、压缩时限、降低成本,不断增强企业和群众办电的便捷性、满意度和获得感,努力提高“获得电力”水平,按照“非禁即入、公平对待”的原则,支持和鼓励民间资本进入电力领域,落实领导干部联系企业制度,切实帮助电力企业解决制约发展的主要矛盾和困难,努力营造良好的营商环境。(牵头单位:国家能源局贵州监管办,责任单位:省能源局,各市〔州〕人民政府、贵安新区管委会,贵州电网公司)

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