| 产品展厅 |
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四节八边形吊臂，主臂全伸25.5m，单缸绳排伸缩系统，同吨位产品臂长最长，性能最高，达到10吨级产品性能；
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行业首创合作开发专用型通用底盘，越野能力强，油耗低，35%强劲爬坡能力。
ABS防抱死制动系统，行驶更安全。
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| 电力改革须有序推进 |
来源：《中国投资》 本网发布日期：2015/7/2 |
——专访国家发展改革委体改司巡视员王强 我国以公有制为主体的基本经济制度、能源资源与能源需求逆向分布的格局和经济社会较快发展等基本国情决定了我国电力体制改革不能简单照搬西方模式
3月15日，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号，下称9号文）发布，新一轮电力体制改革开始启动。
虽然此次电改方案力度低于市场预期，但之后电改配套文件出台速度较快。
3 月23 日国家发展改革委和能源局联合下发第一个配套文件《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》重申全额收购清洁能源电力；4 月9 日，国家发展改革委和财政部联合发布《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》，4 月 15 日,国家发展改革委网站发布《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》。
电改9号文方案的主要架构是“管住中间、放开两头”，最大的亮点是有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。
对于电力市场改革的路径该如何选择，国家发展改革委体改司巡视员王强在接受《中国投资》采访时表示，“各国改革的模式、路径与本国的经济体制、能源资源禀赋、经济发展阶段、电力工业发展历程等密切相关，不存在某一固定模式。我国以公有制为主体的基本经济制度、能源资源与能源需求逆向分布的格局和经济社会较快发展等基本国情决定了我国电力体制改革不能简单照搬西方模式”。
记者：多年之后电力改革再次启动，推动这项改革出台的背景是？
王强：2002年实施以厂网分开、主辅分离等为主要内容的改革后，进一步激发了市场主体投资和经营的积极性。截至2014年，全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万公里，220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安，发电量达到5.55万亿千瓦时，电网规模和发电能力位列世界第一，技术装备水平明显提高，供电可靠性显著增强，人民群众生产生活用能条件得到显著改善，初步形成了多元化的电力市场体系。
但我们也要看到，电力行业中仍然存在一些突出问题，比如电力交易市场有效竞争的机制尚未建立，电价关系还未完全理顺，节能高效环保机组未能得到充分利用，新能源和可再生能源发展的体制机制不健全等，这些问题都需要通过深化改革加以解决。
电力行业是关系国家能源安全、经济发展和社会稳定的基础产业。进一步深化电力体制改革，是贯彻落实国家全面深化改革战略部署的必然要求；是发挥市场配置资源的决定性作用、实现我国能源资源高效可靠配置的战略选择；是加快推进能源革命、构建有效竞争市场结构的客观要求。
记者：中国电力市场改革的路径如何选择？为什么说深化电力体制改革必须在充分考虑国情及发展阶段的基础上进行？
王强：纵观国际电力体制改革的历程，各国改革的模式、路径与本国的经济体制、能源资源禀赋、经济发展阶段、电力工业发展历程等密切相关，不存在某一固定模式。我国以公有制为主体的基本经济制度、能源资源与能源需求逆向分布的格局和经济社会较快发展等基本国情决定了我国电力体制改革不能简单照搬西方模式，只能从我国实际出发，探索出一条具有中国特色的改革发展道路。
记者：您认为此次改革的亮点是什么？
王强：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制构架，开展“三放开、一独立”和“三强化”的改革，即：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
扩容电力市场
记者：如何培育更多合格的售电主体参与市场交易？
王强：9号文提出，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。
记者：理顺电价形成机制的目标是什么？
王强：反映电力供需状况；引导电力投资，促进电力投资布局优化；促进合理用电，提高用电效率，促进清洁能源发展、能源转型和环境保护。
记者：电力市场交易中辅助服务费用如何解决？
王强：辅助服务包括备用、调频、无功、黑启动等服务，是电力系统安全稳定运行的重要保障。在辅助服务市场建立前，按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。电力用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。未来，随着改革的推进和电力市场的完善，建立辅助服务市场，通过市场机制为各类辅助服务定价，解决辅助服务费用的来源和分摊。
记者：售电主体的权利义务有哪些？
王强：售电主体权利包括：一是自由购电权。售电主体可以通过多种方式购电，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。二是依法签订合同。售电主体与用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务、收费、结算等事项。三是开展增值服务。售电主体可向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。售电主体义务包括：承担国家规定的电力基金、交叉补贴、普遍服务和社会责任等义务，依法履行合同约定。
记者：新方案下的清洁能源发电能否突破并网难题？
王强：国家将按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部电量的比重，完善电网企业优先调度和收购可再生能源发电的具体办法。同时，电网企业要加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力。
根据分布式电源并网特点，对分布式电源实施差异化服务，优化并网流程，简化并网手续，落实无歧视、无障碍上网要求。保障电网运行安全和用户可靠用电的重点：一是严格技术规范。按照严格的技术要求和管理规范，开展并网验收调试，严把并网关，适应电网安全稳定运行要求。二是强化运行管理。将所有分布式光伏纳入运行管理体系，对不同装机容量实施差异化管理。三是加快智能配电网建设与改造。按照高效适用、协调有序的原则，统一规划配电网。加强用户接入方案管理，增强与配电网规划的协调性，确保分布式电源及时接入，同步投产。
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