11月的最后一天，新电改6个配套文件终于落地。
作为电力改革文件的重要组成部分，发改委、能源局今日印发电改核心配套文件，包括：《关于推进输配电价改革的实施意见》;《关于推进电力市场建设的实施意见》;《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》;《关于有序放开发用电计划的实施意见》;《关于推进售电侧改革的实施意见》;《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。
国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强在通气会上表示，6个配套文件的发布，标志着新一轮电改开始进入全面实施阶段。
2014年，全国发电量达到5.5万亿千瓦时，电网企业售电收入约3万亿元。据此估算，售电侧市场开放后将有万亿级的市场空间，原本由电网企业独享的这部分收入，其他企业终于可以分羹了。
增量配电网混合所有制供电企业在深圳率先成立，首次探索增量配电引入社会资本
11月30日上午，深圳前海蛇口自贸区供电有限公司(以下简称“前海蛇口供电公司”)正式成立，成为落实党的十八届三中全会精神及五中全会关于“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念和国家电力体制改革、国有企业改革政策，率先在增量配电网领域成立的混合所有制供电企业。国家能源局、国务院国资委企业改革局等领导，南方电网公司董事长赵建国和广东省、深圳市以及合作方相关负责人等出席成立大会。
该公司由南方电网公司、招商局集团等5家企业共同出资创建，表明我国配网领域的混合所有制改革迈出重要步伐，将为前海蛇口自贸区快速发展提供坚强的电力保障。
一直以来，南方电网公司作为我国电力体制改革试验田，认真贯彻中央关于全面深化改革的全面部署，积极支持并投身改革，于今年1月在全国率先启动实施深圳输配电价改革试点。前海蛇口供电公司的成立，是南方电网公司积极贯彻落实党的十八届三中全会、国企改革和电力体制改革精神的又一探索性成果，得到国家发改委、国务院国资委、国家能源局和广东省、深圳市政府及有关部门的大力支持。
顺应电力体制改革要求，前海蛇口供电公司的股东包括了云南文山电力股份有限公司、招商局地产控股股份有限公司等社会资本，成为全国率先引入社会资本投资增量配网、推进混合所有制改革的配电网项目。
作为一家混合所有制供电企业，前海蛇口供电公司汇聚了电力、能源领域多家优质企业的资源，将通过各方的股权合作，致力于打造具有高效法人治理结构的现代企业制度，促进供电企业转型升级。
五方资本将充分发挥各自优势，共同做强做大。通过整合电网公司丰富的电网运营和管理经验，上市公司先进的现代化、国际化公司治理结构，新能源公司分布式能源应用、节能技术服务等领域的专业实力，再加上前海控股公司在推动前海供电合作项目方案与前海的市政基础设施建设无缝对接、加速落地方面的优势，将有利于各方优势互补，促进企业资本管理效益提升，着力打造定位清晰、权责对等、运转协调、制衡有效，完全市场化和国际化的法人治理结构，对现代供电企业管理发挥积极的示范作用。详情点击
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电力市场雏形初现 哪些企业能分羹?
对于目前电力系统的交叉补贴问题，即高工商业电价补贴低居民电价，配套文件也提出，过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收。
输配电价改革后，根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。
国家还推动输配电价改革扩围，开展输配电价测算，严格核减不相关、不合理的投资和成本费用，分类推进交叉补贴改革，明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策。
清理之后，电力市场的建设是关键点。华北电力大学王鹏教授曾在“现代能源论坛”上称，电力实现完全市场化，达到电改目标，至少需要10年时间。
配套文件则勾勒出了电力市场的雏形。输配电价改革试点以来，据不完全统计，全国已经有超过100家售电公司注册，希望从电改中分羹。这些公司包括五大发电集团、能源公司以及不相关产业领域的公司，都会活跃在未来的电力市场上。
配套文件对电力市场作了规定，提出电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。
同时提出，条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。“金融衍生品应该及早开发，有交易就会有风险，没有衍生品企业无法锁定收益规避风险。”曾鸣分析说，“这需要具体的执行细则作出更明确的规定。没有金融工具，交易就不能很好开展。”
配套文件还提出，建立相对独立的电力交易机构，完善跨省跨区电力交易机制，并建立有效的现货交易机制。省级电力交易机构之外，还将组建国家电网辖区的北京电力交易中心、南方电网区域的广州电力交易中心，交易中心成为市场交易的载体。详情点击
【国网南网领衔电企布局 全面落实电改】
国家电网公司系统统筹建立竞争有序的电力运行新机制
有序缩减发用电计划，就是允许发电企业直接参与竞争，通过市场化交易方式获得发电量，并逐步扩大市场化电量的比例，实现电力电量平衡从计划手段为主逐步过渡到以市场手段为主。同时，通过保留部分发用电计划，一是保障居民、农业和重要公共事业和公益性服务用电需求，二是确保维护电网调峰调频和安全稳定运行，三是确保可再生能源发电依照规划保障性收购和消纳。那么，有序缩减发用电计划，包括哪些内容，又将带来哪些好处?市场“看不见的手”是有效配置资源的基础性工具。在保障公益性用电和调节性发电的基础上，通过在发用电两侧引入竞争机制，形成合理的电价形成机制，还原电力企业、消费者的市场主体地位和电力的商品属性，促进资源的优化配置和高效利用。
形成正确的电价信号，引导资源优化配置。在市场化条件下，价格由供需双方根据自己的成本和用电价值，互相竞争共同形成正确的价格信号，使发电企业和用户根据价格信号进行决策，从而提高资源配置效率。发电企业可以在高电价期间多卖，低电价期间少卖;用户在高电价期间少用，低电价期间多用，从而提高用电效率和减少用户用电支出，进而降低全社会用电成本。同时，市场化的电价可以体现不同时段和不同区域的电力供求状况，从而引导发电投资合理流向不同区域;用户也可以根据电价的高低选择不同的落点。
缩减发用电计划更能促进发电企业主动改善经营水平，提高运营效率，降低能耗水平，最终达到降低电力生产整体成本的目的，实现社会利益的最大化。
我国电力行业是一个具备高度特殊性和复杂性的领域，在引入“看不见的手”以提高资源配置和利用效率的同时，还需要兼顾居民、农业和重要公用事业用电的安全性和价格的合理性，确保电网安全稳定运行，以及兼顾节能减排，保障可再生能源发展等。因此，电力体制改革需要在政府这一“看得见的手”的系统统筹下，有序地、逐步地引入“看不见的手”，最终形成适合我国实际发展需要的电力体制、机制。
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中国南方电网有限责任公司全面承接电改决策部署
随着六个配套文件的出台，电力体制改革将加速推进。南方电网公司将切实把思想、认识和行动统一到中央的决策部署上来，进一步全面深化国企改革，进一步推进电力体制改革，以9号文和六个配套文件为指引，更好地为南方五省区全面建成小康社会提供电力保障服务。
配套文件遵循了试点先行的精神，在电价改革、市场体系、售电侧放开、增量配电业务投资和清洁能源发展等方面都将通过试点推进，逐步探索改革实施的道路。《关于推进输配电价改革的实施意见》提出“逐步扩大输配电价格改革试点范围”，“试点方案不搞一刀切，允许在输配电核定的相关参数、价格调整周期、总收入监管方式等方面适当体现地区特点”。《关于推进电力市场建设的实施意见》提出，“选择具备条件地区开展试点”，“总结经验、完善机制、丰富品种、视情况扩大试点范围”。通过制定和执行改革试点方案，确保改革不走偏。
当前，南方电网已成立电价改革、电力交易体制、发用电计划、售电侧、电网规划投资5个专项改革工作组，统筹推进有关改革工作。配合国家发展改革委开展了云南、贵州输配电价改革试点工作。深圳试点首个监管周期平稳实施，深圳供电局主动配合政府主管部门按月做好准许收入及平衡账户日常监管。同时，积极推进电力市场化交易，充实了南方电力交易中心。
中国华电集团公司迎来机遇和挑战
售电侧放开后将形成一个巨大的电力销售市场。从发电企业的角度来说，售电侧改革既是机遇也是挑战。
机遇在于：一是发电企业可以通过进入售电领域和新增配电领域，自产自销，延伸产业链条，发挥产业化优势;二是发电企业可以通过售电业务优化资源配置，特别对于资产规模较大、分布较广的大型发电企业，可以通过统筹优化、合理调度实现企业内部的资源最优配置，提高企业赢利能力，也为国家节能减排作出贡献;三是发电企业可以通过充分利用售电客户资源、提供增值服务等打造综合能源服务企业。
挑战在于：一是企业竞争进一步加剧，用户选择权将导致发电企业原有的计划电量电价一去不复返，发电企业只能通过提高自身竞争力去抢占客户资源，维持企业生存;二是市场风险加大，发电企业将直面电力用户，需要承担的社会责任、用户违约、用电欠费等市场风险进一步加大;三是电网企业也可以进入售电业务，其利用原有的庞大客户资源和技术力量，将对其他售电市场主体形成强大的竞争优势。但总体来说，发电企业既可以自己成立售电公司，也可以向售电公司卖电，在市场化的新形势下，发电企业通过改变传统的经营模式，通过向用户提供优质的产品和服务来占领市场，形成自身的核心竞争力，来应对挑战、迎接改革带来的机遇。
《意见》出台后，通过售电业务的逐步放开，构建多元化市场主体，放开用户选择权，进行市场化交易，建立信用体系和完善的政府电力交易监管体系，将进一步推进售电侧改革，推动新一轮电力体制改革进入新的阶段。
中国国电集团公司理顺定价机制推进市场改革
六个配套文件的出台，标志着电力改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。此前，9号文明确了新电改将按照管住中间、放开两头的体制架构进行，电价改革无疑成为电力体制改革的核心内容。
配套文件对上网电价、输配电价、销售电价形成机制进行了全新构建，将进一步促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。
本轮电改要求对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，确保电网公平开放、市场公平交易。
《关于推进输配电价改革的实施意见》明确，凡开展电力体制改革综合试点的地区，直接列入输配电价改革试点范围。在总结深圳、内蒙古、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等试点省份经验的基础上，个性化制定针对性强、可操作性强的试点方案。按照“准许成本加合理收益”的原则，在统一组织输配电价成本监审的基础上，以有效资产为基础核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价。
本轮电改要求在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局，价格由市场形成，发挥市场配置资源的决定性作用。《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确，对一产用电、三产中的重要公用事业及公益性服务行业用电、居民生活用电优先购电，相应的销售电价、上网电价均执行政府定价;对于发电企业与用户、售电企业直接交易的电量，上网电价和销售电价初步实现由市场形成。
中国电力建设集团公司为企业发展创造更好机遇
近日，六个配套文件出台，标志着新一轮电改进入具体操作阶段。而新一轮改革将在如下三个方面对电力行业发展趋势产生深远影响。
一是电网建设将出现投资与创新高潮。开放社会资本投资增量配电网对整个电网建设有三重意义：第一，社会资本成为电网建设的有益补充;第二，社会资本带来配网市场的有序竞争，将掀起新一轮技术创新热潮，进一步提高配网智能化水平;第三，电网企业的投资能力与技术创新将专注于坚强电网的建设。
二是清洁可再生能源迎来长期稳定的发展机遇。长期以来，受制于电价形成机制、跨区送出消纳和配电网建设水平等问题，水电、风电、太阳能发电等清洁可再生能源的发展受到严重制约，弃水、弃风、弃光现象时有发生。优先发电制度从法规层面解决了清洁可再生能源的制度制约，开放社会资本带来电网投资与创新热潮，将从资源利用水平上提高对清洁可再生能源的并网消纳能力。
三是抽水蓄能电站将进入更加合理的快速发展通道。配套文件中明确建立辅助服务交易机制，逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，有利于充分发挥抽水蓄能电站具有装机容量替代、备用节煤和大规模储能效益，能使大容量的火电站或核电站高效率地以最优输出工况运行，显著提高煤电、核电及西部水电的发电量，减少温室气体排放，并增强跨省跨区接受季节性的西部水电和间歇性的风电、光电等清洁能源的比较优势，提高抽水蓄能电站、龙头水库的应用价值和功能效益。未来抽水蓄能电站的投资效益、社会效益、经济效益和环境效益将日益显现。
四是分布式电源与微电网建设破冰起步。随着配电网、微电网的智能化发展，分布式电源将提高到战略性发展高度。优先发电制度给予了分布式风电、太阳能发电用户以高于一类优先保障的待遇。分布式发电的破冰起步，也给两类产业带来希望。
同时，电力体制改革带来的可再生能源、抽水蓄能电站及包含分布式电源在内的环保智能建筑产业发展机会，定将为中国电建发展创造更好的机遇。
中国华能集团公司厘清输配电价和电网企业定位
9号文提出了“管住中间、放开两头”的思路，要把这一思路落实到位，核心在于完成两项工作：一是核定输配电价;二是将电网企业的运营模式规范为电能输送。这将打破电能产品单买单卖的格局，在多买多卖的新平台上充分发挥市场机制对电力资源的优化配置作用，并推动电力直接交易、放开售电侧、发展分布式电源等改革措施深入开展。 《关于推进输配电价改革的实施意见》的贯彻实施，可以更好地促进电力商品的流通，还原市场对资源的配置作用，具体而言有三个方面好处。
一是有助于充分发挥电力商品生产、交换、分配和消费各环节的积极性。价格信号顺畅传导将促进消费带动生产、生产促进消费的良性循环：对生产环节，以销定产能抑制发电企业的盲目扩张冲动，对消费环节，市场化的电价机制可以减少不合理用电需求。
二是有助于解决电力规划、交易机构设置、售电侧放开等一系列问题。政府机构能更好地发挥统筹规划、市场监管等职能，从更高层次上促进公平竞争、促进节能环保和提高安全可靠性，逐步消除交易中的信息不对称现象，使得放开发用电计划有章可循、有理可依、为售电侧业务放开提供良好的环境。
三是有助于电力交易新平台的形成，促进电力行业效率和全社会效益的提高。
输配电价改革将推动新的交易方式形成，多元化的售电主体能在更加公开、公正、公平的基础上开展竞争业务，各售电主体要在激烈竞争中立于不败之地，必须树立起以用户为中心的服务理念，必然会把以用户为中心的思想融入到电量预测、用电方案设计、电力营销、售后服务等环节，主动了解用户需求，汇集用户智慧，构建起和用户互动的生态圈，打造出服务全社会的电力交易新平台。
进一步海阔天空。国家发展改革委这次出台的一系列配套文件，以积极、稳妥、求实、提升的方式来落实9号文提出的各项改革要求。我们相信，输配电价这个关键的结一旦解开，后续改革措施将如奔向大海的一江春水，为我国电力的发展提供源源不断的动力。
中国大唐集团公司把握改革机遇拓展售电业务
在上一轮电力体制改革基础上，及时启动售电侧改革，推动形成多元参与、多买多卖、有效竞争的市场结构及市场体系，有利于发用电计划放开、市场建设等其他改革任务的协调推进。
发电企业虽然面临进入售电市场的有利时机，但总体上看，还缺少相应的配售电资产、运营管理平台和经验，以及营销等专业的人才队伍。进入售电市场，需要做好充分准备，在改革实践中不断探索、积极尝试。
近期，需要做好以下几项工作：加强政策研究，跟踪试点进展。及时把握售电试点省份的政策动向，研究电改政策措施，吃透文件精神以及主导方意图;研究售电业务模式、业务流程、经营策略、风险管控方式，营销组织构架、队伍能力建设，做好成立售电机构的准备。
主动开拓市场，开发优质用户。认真研究所在区域电力市场特性，主要用户电、热力以及能源服务需求;挖掘优质用户资源，主动加强与电力用户、工业园区和经济技术开发区等大用户联系，为未来业务发展做到产销衔接。 加强战略合作，分散投资风险。发挥自身的品牌、信誉、实力以及电力专业优势，加强与地方国有资本投资运营主体、地方电力企业，以及新兴业态主体特别是在互联网技术上具有独特优势的企业的合作，实现优势互补、资源共享和风险分担。
拓展新兴业务，做好前瞻布局。依托节能减排技术、运营管理方面的专业优势，积极拓展能源服务业务，致力于用户价值创造;加强统筹协调，坚持集约化发展，推进供电+供热一体化能源供应业务;加快分布式发电以及热电冷联供、智能微电网、工业园区等负荷中心智慧能源电力项目试点示范，抢占未来产业竞争的制高点。
国家电力投资集团公司电力体制改革激发市场活力
新一轮电改将目光投向了电力用户。
电力用户在电力产业链中处于末端，体量小，分散度大，数量众多，对社会经济影响重大，是电力商品的最终使用者和价值实现的最终环节。建立售电市场，将使得终端用户直接参与整个社会的资源优化配置和能源消费总量控制。
通过售电市场改革，打破单一销售和单一购买的格局，赋予用户购电选择权，将使用户自主决定电能交易的对象、数量、质量、时间和用电方式，实现售电侧的竞争。要赋予所有用户选择权，用户就要有可供选择的买电对象。售电公司是连接批发市场和用户的平台和纽带，应根据不同用户电能需求等，提供差异化服务。售电公司的数量必须满足竞争的需要。应限制单个售电公司的市场份额，避免单个市场主体份额过大产生市场力，影响市场的公平竞争。 售电市场不能离开批发市场独立存在。电力批发市场是为发电企业、售电公司、大用户、园区用户等市场成员服务的竞争性市场平台。零售市场是售电公司直接向最终用户售电的竞争市场。售电公司在批发市场中是购电主体，在零售市场中是售电主体。
电力批发市场建设是一项系统工程。
市场机制应公平开放，包括通道开放，交易信息完备、有效，交易公平，维护市场成员合法权益，消除市场壁垒;市场结构合理，交易区域划分和协调运行等方面要清晰、明确、顺畅;市场流程规范严谨，交易的各个环节的运行应该由计算机系统完成，尽量减少人为干预;市场运作在技术层面和经济层面稳定高效可靠。(中电新闻网)
【国家能源局大力推动电网企业回购电源项目自建配套送出工程】
日前，国家能源局市场监管司在江苏南京召开电网企业回购电源项目自建配套送出工程专项监管工作总结会，对历时5个多月的专项监管工作进行了全面总结。
会议指出，电源项目自建配套送出工程涉及面广、成因复杂，厂网之间一直存在较大的意见分歧和矛盾。为规范市场秩序，维护市场公平，促进厂网协调发展，国家能源局于今年6月至10月组织开展了电网企业回购电源项目自建配套送出工程专项监管，选取江苏、山东、山西、河南、湖南、四川、云南等7省作为重点省份，其中江苏为驻点监管省份。期间，专项监管工作组通过现场检查、实地调研、座谈等形式，沟通了解情况，听取有关各方意见建议，督促有关单位尽快落实监管要求。
通过国家能源局的大力推动，各派出机构及有关省份能源管理部门的认真组织实施和有关电力企业的积极配合，此次专项监管工作取得了显著成效。截至2015年10月底，国家电网公司、南方电网公司范围内回购的电源项目配套自建送出工程达103项，实现了符合国家政策条件的项目100%回购，涉及金额80.2亿元，线路长度4730.7公里，涉及省级电网企业20家，涉及发电企业共170余家，自2015年底陆续开始回购，至2018年底全部完成回购。本次专项监管涉及的7个重点省份列入回购计划44项，涉及金额37.36亿元。其中，国家能源局驻点的江苏省自建送出工程5项，涉及金额14.67亿元，在7个重点省份中排名第一，驻点监管示范作用明显。
会议认为，专项监管工作无论是驻点的江苏，还是全国都取得了明显成效，电源项目自建配套送出工程回购这个历史遗留下来的、困扰各方面多年的“老大难”问题得到了根本解决。回购工作取得突破，有助于建立新形势下和谐的厂网关系;有助于维护市场公平，保障发电企业的合法权益;有助于保障电力系统的安全稳定运行，电力系统抗灾能力和供电可靠性得到了进一步加强;有助于进一步推动电力体制改革，电网企业能够合理地明确输配电成本构成，发电企业能够更加公平、合理地通过交易机构参与市场竞争。
下一步，电网企业回购电源项目自建配套送出工程工作将遵循依法依规、分类处理，统筹规划、完善政策，加强监管、抓好落实等原则，由国家能源局派出机构督导电力企业按回购协议及时完成计量点迁移、资产移交及资金支付等工作，确保电网企业回购电源项目配套自建送出工程工作落到实处。(国家能源局)
竞争售电侧 浅谈电厂售电业务的“出海口”
据能源行业著名公号“深度能源观察”报道，由电网企业出资回购电厂自建配套送出工程的工作正在能源局的推动下如火如荼地进行。对于电网企业和电厂在该项交易中的得失，电力法律观察采访了从未从事过评级工作的非专业人士观茶君，请他对交易双方的表现进行了评价。下面请看详细报道。
电力法律观察：请问，您如何评价交易双方的表现?
观茶君拿出一本从未读懂过的《易经》认真地瞄了一眼，正色道：
我给电网的表现打A+，给电厂的表现打B-。
电力法律观察：为什么?是因为电网给您的评估费多吗?
观茶君：这是什么话?我们的评估一向公平公正，不信你去打听一下，从来没有任何人说我们的评级不公正!
电网得A+理由很简单。首先从付出的代价看，电网是付出了部分建设成本，承担了将来的维护费和安全责任;但从得到的收益看，该部分资产的购入增大了电网企业的输配电资产总量，在输配电价改革实行后，完全可以将该部分资产计入成本、计提折旧、计取收益;而且，还削弱了电厂在售电侧放开后与自己竞争售电业务的能力，可谓有百利而无一害。
电厂得B-理由也很清楚。从收益上看，电厂将资产变现，回收了投资，不必再为维护义务、安全责任操心，这要是放在以前不搞新电改的时候，肯定是一笔非常划算的买卖。但是，在售电侧放开、电厂即将开展售电业务的前提下，电厂保留送出工程比卖给电网更有意义。毕竟，送出工程虽然不多，但好比是多了一个开展售电业务的通道和出海口，在将来的售电市场上会比没有任何“出海口”要主动一些。这样看来，电厂得到了现在，但可能失去了未来。（电力法律观察）
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