还记得吗？2015年3月29日，备受关注的新一轮电力体制改革文件终于通过中央电视台《新闻联播》正式向全国正式刊播！于是，一石激起千层浪。
关于电改，关于售电，业内有很多解读。
本期电力急先锋精心为大家挑选以下论断，看众家评点谁说对了？
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【曾鸣】
9号文件相比5号文件有哪些继承、调整和超越?
总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，相比于12年的“5号文”，更具有现实意义。虽然两个文件都是围绕“放开两头、管住中间”这条基本路径展开讨论，但9号文件体现的核心价值取向与当年的5号文件具有本质的不同，因而不是其简单延伸。
与上轮电改不同的一个重大前提是，本轮电改的大背景已经发生了历史性的根本变化。变化的两个重要标志：一是国家已经明确了“能源革命”战略构想，二是中央已经决定全面建设“法治社会”。
电改9号文
9号文件在如下几方面有所超越当年的5号文件：
第一，核心价值取向的不同。本轮电改的核心价值取向是旨在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。而上轮电改的价值取向旨在通过厂网分开，打破垄断，引入竞争，剥离关联交易，加快扩大电力供给规模。
第二，暂时不考虑输配分开和电网调度独立。当年的5号文并没有达到预期的改革目标，此次方案制定过程中也进行了反思。我也曾经在多个场合、多个研究报告中提出，调度独立和输配分开并不是科学合理的选择。
第三，明确提出要加强规划。12年后，最大变化就是可再生能源并网的比例越来越大，使发电侧和用电侧具有双侧随机性，电力系统的整体规划必须强化。从这个方面来讲，此次电改绝对不是12年前5号文的延续，应当形成一套新的电力体制规划方法体系。
第四，本轮电改的关键不在于电力企业的拆分重组和盈利模式的改变，而在于新型电力治理体系管理框架的顶层设计，其中政府能否在改革的政策激励和法制环境设计上有所作为至关重要。政府在改革的顶层设计阶段对于如何运用市场杠杆，以及如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等方面进行设计、建立和引导，激励改革目标的实现等方面，必须能够发挥主导性甚至决定性作用。
如何理解三个“有序放开”?
三个“有序放开” 是为了发电侧和售电侧能够建立电力市场而提出的，就是要将发电侧原有的发电计划，发电厂的上网电价放开;售电侧的终端用户电价以及用电计划放开。这样利于形成发电用电市场。当然，放开的是可以进入市场的电量和服务，经营性之外的电量和服务不能放开。
方案中特意强调了“有序放开”，这意味着这几个方面要循序渐进，分阶段的放开，不能短时间内彻底放开。具体地，对于每一个“放开”，有序有不同的意义。
对于输配以外的竞争性环节电价，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。
对于向社会资本放开配售电业务，应分阶段构建多元化的售电主体。售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。
对于公益性和调节性以外的发用电计划，不能短时间内彻底放开，需要一个循序渐进的过程。在供应侧，各机组的初始投资，使用寿命以及机组状况都不尽相同，各电厂不太可能站在同一起跑线上参与市场竞争，现阶段完全依靠市场可能会造成资源浪费，甚至国有资产流失，对于清洁能源发电尤其如此。在用电侧，一些特殊时段区域电力系统仍会出现一定的电力缺口，需要对用户用电进行计划，保证电力系统安全稳定运行。
交叉补贴未来是否要通过逐步涨价解决?
交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。在我国现有国情下，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。因此在改革交叉补贴机制的过程中应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业用户和居民的电价承受能力，在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐渐提高居民电价、适当降低工业用户电价，逐步减少销售电价中交叉补贴。
另外，交叉补贴机制改革应保护民生，不可盲目提价。我们之前已经做过相关研究，以西南某省为例测算，取消交叉补贴可提高GDP及人均可支配收入。然而，作为居民而言，百姓最关心的是电价的上涨会“增加百姓负担”。因此，在交叉补贴改革的过程中不应盲目提价，对居民电价的调整可以通过生命线电价的方式实现，具体而言，就是规定居民用户每人每月用电量在一定标准以下时，仍按现行的优惠电价予以收费，超出此规定范围的电量除收取其电费外可以征收适量的电力普遍服务基金。在以后条件成熟时，再逐渐提高居民用电价格。
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如何有效监管和规范电网企业成本?
按成本加收益方式对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，这是政府加强对网络型自然垄断环节价格监管的重要举措和有益探索。为了有效监管和规范电网企业的成本，应在电网有效资产的具体核定方面下工夫。但确实存在一定难度。
原因有多方面，例如电网的有效资产包括哪些?每个省电网公司的情况都不一样，电网有效资产核定起来比较困难，尤其是存量部分历史形成因素比较复杂;又例如普遍服务所需要的交叉补贴，怎么有效核定?采用什么模式实施?怎么配合两头电价进入市场?这些问题可能要比较长时间逐步解决，因此目前还是以试点为主。
辅助服务分担共享新机制和辅助服务市场有什么异同?
建立辅助服务分担共享新机制是一个解决老问题的新方法。要实现市场化交易，解决好辅助服务是关键。在原来的体制机制下，切实有效的辅助服务责任分担机制可以说几乎是没有的。在本轮改革思路下，配售电业务要放开引入社会资本，对此，电网将不再无条件保障用户的用电需求，此时建立新的辅助服务机制非常关键。
辅助服务分担机制是一种被动承担的模式，而辅助服务市场则是制度框架下主体主动通过市场来承担的模式，两者之间还是有差别的。但是，就目前的国情来看，通过分担机制作为过渡，应当是理性的、合理的选择。而《意见》中按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制，主要通过合约方式由发电企业或者电网企业来提供，应该说符合实际情况和大众思想。但是，未来还是应该探索建立“辅助服务市场”等更加灵活的形式。
未来的电力期货和电力场外衍生品交易需要满足什么条件?
未来，随着电力市场化改革的推行，竞争环境下的电力生产和消费方式将发生根本性变化，以电价剧烈波动为首的市场风险凸显，因此电力期货和电力场外衍生品交易还是有可能会产生的，这类衍生交易可规避电力市场的价格风险，优化资源配置，进而有利于电力体制改革深化及电力系统的稳定发展，但是目前来看，可能距离这种交易还比较远。
电力场外衍生品交易
当前，我国正在进行电力体制改革，电价依然由国家实行监管，电力现货市场尚未完全放开，对于建立何种模式的电力期货未有定论，但电力市场化改革和电力期货上市二者之间相辅相成的关系将成为未来电力市场发展的动力之一。鉴于国外成熟电力市场相继引入了金融衍生品交易，有的成功运营至今并不断完善，有的则以失败告终，在建立我国电力期货及衍生品交易时，有必要结合我国电力市场发展的进程和特点，对我国电力金融衍生品交易的可行性和有效性进行探讨和论证，尤其需要剖析国外成功市场的经验，探寻其交易机制和模式上的优势。
如何理解“继续完善主辅分离"?
“主辅分离”是2002年电改提出来的主要任务之一，此次电改再次提到“继续完善主辅分离”，在我看来不应当是上次电改的简单延续，而应当具有新的含义。
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在此次电改中，节能减排、绿色低碳再次被摆到了一个更重要的位置上，因此这里的“主辅分离”的新含义应当是充分调用各类辅助服务资源，包括分布式发电、需求侧响应、负荷优化等技术，为清洁能源发电提供辅助服务，从而降低清洁能源发电对电网安全稳定运营的不利影响、提高清洁能源发电并网比例、促进清洁能源的高效开发利用。
在此次电改中，节能减排、绿色低碳再次被摆到了一个更重要的位置上。
电力交易机构如何产生?相对独立如何理解?
要实现电力交易机构的独立，必须具备三个方面的市场基础条件：一是灵活合理的价格机制，二是严格完善的监管体系，三是坚强统一的大电网平台。只有在以上三个条件同时具备时，电力市场竞争的公正、公平和透明度才能更好的实现，才能为供需两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件。
但就目前我国电力市场运行状况来看，交易机构独立的三个条件并不具备。在这种情况下，不宜将电力交易机构独立。但是我国未来售电侧放开、大用户直购电交易是改革的重点方向、同时也是改革需要，因此电力交易机构的“相对独立”仍然是比较可取的过渡手段。
社会资本进入增量配电业务和售电业务，需要满足什么条件?
社会资本投资增量配电业务，技术条件和资质条件肯定要过关，这是必须要满足的。这里想多谈一些关于社会资本的投资责任问题。电网的投资建设，尤其是配电网的投资建设不仅是一项经济行为，更多的是要承担社会普遍服务的责任。我国还有很多地方，尤其是边远农村、山区、落后地区，网架结构还很薄弱，在这些地方进行配电网投资是很难收回成本的，投资者不应当只顾为大用户、工业用户增加配电网投资而忽视了社会普遍服务的责任。同时，既然引入市场机制，那么未来如何刺激市场参与者为这些落后用户提供配电网建设，也值得我们深思。
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要进入售电领域，技术水平、技术指标也必须要过关，关键在于要保证进入售电市场的售电主体必须满足节能减排的要求。在这方面，应综合考虑国家的环保要求与能耗标准，优先开放污染排放低的发电企业参与直购电，鼓励煤耗低、排放少、节水型火电机组参与直购电，限制能耗高、污染大的机组，已到关停期限或违反国家有关规定的机组，不得开放。从目前情况来看，传统燃煤发电在大用户直购中的优势明显，风电、光伏发电等低碳化电源的先天劣势在短期内无法弥补。因此，这就需要设立碳减排标准，通过行政手段强制发电企业提高发电低碳化水平，确保大用户直购的电是符合国家要求的、低碳的电。
社会资本进入需要注意什么?
进入售电市场被认为看起来很美，实际上很难，企业需要注意什么?
只能提供一些售电侧市场建设需要注意的地方，但是这些建议也是将来想要进入售电行业的企业必须重点关注的。此次售电侧改革必须要研究解决以下几个具体问题：
第一，研究需求侧响应资源如何引入到售电侧市场中来，使得终端用户真正有能力、有可能、有动力选择供电商，充分利用不断进步的智能电网技术，为用户提供更为个性化的用电方式;
第二，研究如何让新售电机构有激励并且有义务为用户提高用电效率、优化用电模式、增加清洁能源消费比例，并且优化整个电力系统用电负荷曲线。未来新的售电机构不能通过采用增供促销的手段来盈利，重点应放在竞争出售用电(节电)服务方面。政府对于售电机构的监管与考核应该是用户的用电效率、用户单位用电的效益等指标，而不是用电量。对于提高用电效率的售电机构要给予奖励，反之则要惩罚。如果通过售电侧放开，引入竞争机制能够促进用户节电、提高用电效率、节能减排，比目前垄断下的节能减排更有效率，那么电改才算成功了;
第三，提出售电侧放开的各阶段目标和措施，明确售电机构的盈利机理和模式，同时要保证普遍服务，并且能最低限度影响售电侧市场的经济效率。同时，要有严格的监督保障机构来保证这套机制的执行，最关键是保证用户的正当权益得到保障，要充分保护用户的选择权、知情权、市场定价的参与权等基本权利，也要保障新成立的售电公司的正当权益。
第四，电力的稀缺性、安全性、短期价格无弹性、普遍服务要求、对于环境的影响、投资的专一性等等，将使得建立一个公平充分竞争、消费者利益有保证的市场比较困难，因此未来如何在市场中规避市场力，尽可能降低其寡头特征，提高市场竞争效率等，是亟需研究解决的问题。
如果上述问题不能获得有效解决，就会是这样一种前景：只管住了中间，而两头放开将迟迟实现不了。也就是说，12年前厂网分开一夜之间实现，竞价上网等了12年还没有到来的情况将再次重演。
还有哪些方面改革会在条件合适时继续推进?
电改还需贯彻落实售电侧市场改革、加强电力系统规划和法律法规制定三个方面。
改革继续推进
对于规划层面，必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。在这方面，综合资源规划应当在电力体制改革过程中占有重要的战略地位。满足电力需求增长的传统思维模式是单纯注重增加资源供应，综合资源规划和电力需求侧管理建立了以提高需求方终端用电效率所节约的资源同样可以作为供应方替代资源这样一个新概念，使可供利用的资源显著增加，可节省大量供应侧资源投入，同时提高需求侧用电效率，当未来大规模的间歇性随机性的新能源电力接入电网之后，综合资源规划和电力需求侧管理及需求侧响应对于实现电网电力的瞬间平衡具有重大的意义。
在法律法规建设层面，主要有以下几个关键点：第一，重新制订《电力法》，并与《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法规相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。第二，新《电力法》的核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，绝不是仅仅在原来基础上的文字增删修订，而应作“革命性”的重塑。第三，应当在新《电力法》中做到四个明确：明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务;明确国家电力工业综合资源规划设计主体的法律定位;明确电力市场主体各自的法律定位，尤其是规定电网企业强化公用事业的性质以及作为IRP实施主体的功能定位;明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。第四，尽快出台与新《电力法》相配套的政策措施，建立相应的监督机制和实施保障机制。（来源：能见派）
【刘纪鹏】
电力改革最应该反什么样的垄断？
电力体制改革的目标就是打破垄断吗?如果以打破垄断为目标，我们的电力体制改革将走向何方?又会带来什么后果?刘纪鹏在《大船掉头：我与国电公司的五年》中写道，垄断不能与全国联网相对立;全国联网需要一个实实在在的国网公司;明确推进电力改革的责任主体;电力垄断源头在于审批制度，电力反垄断的重要内容是摒弃旧的行政审批制度;改革旧的行政审批制是当前电力改革反垄断的重中之重。
实际上，在中国电力体制改革过程中，出现了三种改革思路：
第一种是横向分割，即按区域形成分割成若干个发、输、配电一体化的电力公司集团。就中国的实情来说，横向分割也就是要承认目前互不相连的东北、华北、华东、华中和西北等五大区域网和五六个独立省公司网共十一二个各自分割的电网格局，以五六个局域网为独立的法人实体，让它们互相自由竞争。
第二种则是纵向分切，即按电力本身的特点将发、输、配、售电四环节彻底分开，国电公司不要既搞发电又搞电网，而是先把厂网分开，让电厂彻底分出去，再将输电网和配电网分开，同时培育私人售电公司，最终国电公司自然演变为一个只管全国输电网的国网公司，统一规划建设各大独立网间的联络线，最终实现全国联网，在全国联网的基础上实现资源的优化配置，让电源竞价上网，而输电作为自然垄断行业采取收过网费的方式，最终构造一个电源竞价上网的竞争平台，让发电商相互竞争，形成全国市场，成立国网公司，打破区域垄断，实现资源优化配置，最终将消费电价降下来。
第三种是既横向分割又纵向分切的“破碎式”改革模式。前两种方式在其他国家的电力体制改革中都能找到实例，然而我们却非常痛苦地发现当时中国出现了第三种思路，即既纵向分切又横向分割的“破碎式”改革。它将国电公司的经济垄断当成我国电力行业垄断的根源，要求拆分国电公司，一下子把整个电力行业从垄断状态推进到肢解状态。这看起来很过瘾，迎合了人们反垄断的心理，但实际上是非常不可取的，改革的风险非常大。
我认为，在探讨中国电力体制下一步改革方向这一重要问题时，一定要根据电力企业的特点，要以对电力工业垄断属性的正确认识为前提。中国“破碎式”改革模式的出现正是由于对中国电力工业垄断属性的认识出现偏差造成的。
在我看来，中国电力行业存在三种既要明确界定又要加以区分的垄断形态，即自然垄断、经济垄断和行政垄断，只有在了解这三种垄断的基础上才能进一步界定中国电力行业的垄断属性，从而找出中国电力体制改革的正确方向。
自然垄断是指在某一行业中一个厂商生产的产品总成本低于两个或两个以上厂商生产该产品的成本之和，即我们常说的“1大于2”。
经济垄断是指经济主体在市场中拥有绝对或者相对经济优势地位，从而产生限制其他经济主体进入市场的可能。它的主要组织形式包括卡特尔、辛迪加、托拉斯以及康采恩四种。
行政垄断是地方政府或国家经济管理部门凭借政府行政权力所形成的垄断，具有强制性，主要表现为地方保护主义和行业垄断。
这三种垄断形态各有特点，必须明确加以区分，这对于正确界定我国电力行业的垄断属性非常关键，对确立我国电力体制改革的正确方向也至关重要。
在上述三种垄断中，自然垄断是“好”垄断，不能反也不必反。对电力行业来说，输电网属于自然垄断行业，我们不能为了刻意反垄断而违背其自然垄断属性，简单盲目地在发、输、配、售四个环节都来制造不同的利益主体。实现全国联网才是电力体制改革的正确方向，就是要构造一个竞争平台，这个平台做得越大，电力产业效率就越高，电厂也就能在更大范围内进行竞争。也就是我们平时所说的电力联网，网越大越经济，网越大越安全。一个统一的电网对于保证电力供应系统的稳定非常关键，电力供求平衡必须在电网的每一个环节上保持不变，否则将造成大规模电力供应的中断。
国电公司企业组织的经济垄断仅是表象，政府的行政垄断才是根源，尤其是电价形成机制和投资项目审批方面的行政性垄断。企业的经济垄断无非是为了获取高额垄断利润，而保证最大限度地获取利润则要依赖于企业能够依靠自身的经济地位和市场控制力量决定较高的垄断价格。但国电公司并不具有电力产品和服务的定价自主权，长期以来我国的电力项目和电价都是由政府某一部门审批出来的，其下属经济运行调节局组织电的紧急调度和协调，基础产业司审核重大电力建设项目，价格司组织拟订、调整电价和收费标准。电价的核定成为能否赚钱的关键，现实中，一厂一价甚至是一机一价十分普遍，中国的电价不知有几百种，为核定优惠电价，企业“跑部钱进”，政府部门的行政权力得到极大的发挥，这是当前电力体制中最为敏感的电价问题的症结所在。由于电价的形成机制不合理，国电公司又必须按照这一不合理电价购买，因此国电公司尽管资产很多，利润却不理想，在这种扭曲的体制下，它一切信号的反应都是不真实的。
因此，从电力工业的特点来说，中国电力改革应当做到保留自然垄断，打破经济垄断，废除行政垄断，即通过厂网分开，把发电和售电环节推入竞争领域，把输电和配电环节保持在自然垄断领域;同时，在监管环节，废除旧体制形态下以电价及投资立项方面的行政审批为核心内容的行政垄断。
“破碎式”改革思路的出现是有些经济学家揣摩领导人的思路，认为打破垄断是经济上反垄断、政治上反腐败的需要，把反垄断当成电力体制改革的目标。这样的目标定位是要误事的，他们片面否定国电公司主导的电力改革，认为电力是垄断行业“四大家族”之首，电网里藏着巨大的利润黑洞，但实际上这些说法都不是经过客观理性分析的结果。
那么电力体制改革的目标到底是什么?反垄断究竟是目标还是手段?在我看来，市场经济是消费者主导的经济，电力改革的终极目标理应定位于为消费者和用户提供质优价廉、安全的电力产品和服务，使消费者得到实惠，同时促进经济效益。而打破垄断、引入竞争、培育完善市场、降低电力成本和提高电力工业效率仅仅是实现这一终极目标的手段而已。如果单纯以打破垄断为改革目标，不顾输电环节的自然垄断属性，不计成本和代价地人为制造若干竞争主体，进行破碎式改革，一味强调拆分国电公司系统的组织体，无人触及打破电价行政性垄断这一实质性问题，电力体制改革的后果将不堪设想!再者，如果某些领域、某些形态的垄断有助于实现这一终极目标，那么为什么不能作为改革的一种手段而保留呢?为什么一定要为了反垄断而反那些“好”的垄断呢?分清楚电力改革的手段和目标至关重要，二者不能混淆，更不能替代。
【专家团】
新电改进入实操阶段，发电企业如何应对?
文/陈宗法
国家发改委6个电改配套文件的出台，同时批复复云、贵两省开展电力体制改革综合试点，京、广组建电力交易中心，这标志着新电改建章立制、顶层设计初步完成、正式进入实际操作阶段，对电力企业、工商用户、经济发展的影响将进一步显现。因此，面对电力市场的普遍过剩，作为发电企业如何以开放、分享的姿态，主动借力新电改，趋利避害，挖潜商机，转型发展，实现“变革再平衡”，成为“十三五”期间的一个重大课题。
对发电企业有哪些影响?
新电改突出开放多元的“民主革命”和电力市场化改革，通过发电则、售电侧的放开，让电力行业从半封闭走向更开放，从集中单一走向分散多元，让电力消费者拥有选择权、参与权，利好社会，但对发电企业实质是“双刃剑”：做好是机遇，挑战是常态，比拚的是市场竞争力，将重塑发电企业，对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。
发电企业有哪些机遇?
今后发电企业除了投资运营电厂外，还可以进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目，全产业链经营，发展空间更大，配售电业务将成为新的产业板块与效益增长点。分布式能源、新能源、微电网发展更有配套激励措施保障。风电、光电、生物质能发电，电网调频调峰电量，热电联产“以热定电”电量;跨省跨区送受电量中的国家计划、地方政府协议电量，水电、核电、余热余压余气发电，超低排放燃煤机组等“六类电”拥有一、二类优先发电权。对技术经济指标处于区域电力市场平均先进水平或短缺区域的发电企业，将会抢得商机。
发电企业面临的挑战?
目前，我国电力市场普遍过剩，地方政府为稳增长主动参与电改的积极性高，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈，发电企业“打折让利”成新常态，“降价潮”将席卷全国;
电价机制仍双轨运行，只保留少量政府定价电量，直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加，电价信号变得敏感，电力需求侧反映将会变得积极;
逐步取消电价交叉补贴，电价结构更趋合理，但电价水平将明显下降;
突破计划电量、政府定价的传统模式，影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅度增加;
面对市场竞争与广大用户，发电人将告别单纯发电时代，将进入横向多源互补、纵向源-网-荷-储-用协调的能源互联网时代，工作更富挑战与激情。
对发电企业的未来影响?
从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来有可能出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，发电企业从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”，实现电力产业的“转型升级”和电力市场的“变革再平衡”。
发电企业如何应对?
2002年电改以来，发电企业经历了煤电矛盾、环保风暴两次大的“劫难”，进入了经营业绩最好时期，也处在一个新的历史起点。能否经受新电改带来的市场化“冲击”，关键在于能否趋利避害，综合施策：要高度关注新电改，密切跟踪试点动向，做到未雨绸缪;提高对市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。当然，也要做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备;提升发电设备可靠性，抓紧建立营销体系，强化区域公司主体责任;开拓优质电力用户，探索参与电能直接交易，抢先布局售电市场;运作好售电平台，促进需求侧响应，建立一个绿色低碳、节能减排、安全可靠、资源优化配置的新型电力运营体系。
售电公司如何参与市场交易?
文/参与电改权威专家
随着本轮电力体制改革6个配套文件的正式发布，售电侧改革作为本轮改革的重要组成部分，再次得到了大家广泛的关注。毋庸置疑，随着售电测改革而诞生的售电公司将在未来电力市场中发挥重要作用。
参与市场的基本方式?
售电公司参与市场的基本方式，一方面作为市场交易主体，从电力批发中长期市场和现货市场中购买电能量;另一方面，作为零售商，向中小电力用户出售电能量。在整个电力市场运行过程中，售电公司充当中小电力用户和电力批发市场之间的媒介，帮助中小电力用户避免直接面对电力批发市场中的价格波动;另外，售电公司代表中小用户参与电力批发市场，将中小用户的需求反映在电力批发市场的供需环境中。
中小电力用户的重要性
中小电力用户考虑到其用电需求规模和技术支持水平情况，一般没有能力也没有必要参与电力批发市场。然而，能否在整个电力批发市场中反映中小用户的需求，对电力市场能否有效的优化资源配置有着至关重要的作用。
在市场化环境下，售电公司将成为中小电力用户的有效代表：
售电公司一方面通过各式各样的电力套餐，吸引中小用户(包括部分不愿意自己直接参与电力批发市场的大用户)成为自己的客户。例如，根据售电公司可以根据用户的购电偏好，制定出固定电价套餐(针对不愿接受价格波动风险的用户)、分时电价套餐(针对用电需求较为灵活的用户)、随发电燃料价格变化的电价套餐(针对用其他金融衍生品规避燃料波动风险的用户)、绿色能源套餐(针对愿意为环保多付出电费的用户)等等。
另一方面，通过对电价套餐和相应客户负荷预测，制定出自己参与批发市场的策略。例如，售电公司可以根据已经和自己签订合同的中小电力用户的数量，制定出自己在中长期双边合同市场、中长期期货/期权市场、现货市场中最优化的购电组合，以取得效益最大化的目标。
售电公司参与电力市场的核心竞争力
综上所述，售电公司参与电力市场的核心竞争力在于两点：
第一是如何通过各种营销策略，获取更多的终端电力用户，为自己确定一个相对稳定的客户群体;
第二是如何通过各种购电策略，以尽可能低的成本和风险购买足够的电力来满足自己的客户群体用电需求。而其中产生的售电收益和购电成本的差额，即使售电公司的利润来源所在。
除了传统的营销手段，与可再生能源相结合、与需求侧资源相结合也可能为售电公司在新的市场环境下的发展壮大提供了潜在的思路。
望电改能同供给侧改革形成联动效应
文/曹寅
“供给侧改革”是指从供给、生产端入手，通过解放生产力，提升竞争力促进经济发展。其核心在于提高全要素生产率， 西方经济学的供给学派是供给侧改革的理论先声，供给理论认为生产的增长决定于生产要素的供给和有效利用，市场会自动调节生产要素的利用，所以核心在于消除阻碍市场调节的因素。
最典型的供给学派理论19世界经济学家萨伊提出“萨伊定律”：经济一般不会发生任何生产过剩危机，供给会创造自己的需求。以电力为例，按照供给理论，当电力供给过剩后，剩余的部分会拿到市场上廉价销售，促进用电消费，所以不会存在生产过剩。
电改方向同供给侧改革的目标和精神不谋而合
对电力行业来说，目前正面临供给过剩，结构畸形，竞争缺乏，清洁转型等迫切矛盾，供给侧改革显得尤其重要，而本次电改虽然在供给侧改革正式提出前就已经开始设计，但电改方向仍然同供给侧改革的目标和精神不谋而合：
建立有效市场交易机制，实现市场配置资源的核心作用：通过多层次的电力市场建设，调整电力产品和资源要素在不同部门间的相对价格，引导各种要素在不同部门间的重新配置，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。
解放生产力，放开供给侧：鼓励多元主题成立售电公司，同时放开发电和用电计划，以售电侧竞争带动发电侧竞争，促进过剩电力产能有效化解，实现优势资源往优势产能集中。
维护公平竞争，淘汰落后产能：规范自备电厂监督管理，推进自备电厂与公用电厂同等管理，淘汰一部分高排放低参数的自备燃煤电厂。
还原电力商品属性，降低全社会用能成本：建立独立的输配电价体系，降低企业和社会用电成本，发挥价格调节供需的作用，规范电网企业运营模式，实现基础设施的充分开放
在现阶段，电力行业供给侧对市场信号反应存在较大阻力与干扰，由于电力生产和电力消费价值环节的割裂，以及缺乏电力交易市场和基于供需情况的价格形成机制，市场供给无法对需求做出有效反应，无法达到市场平衡的状态，继而产生了目前所面临的严重问题，希望电改能同供给侧改革形成联动效应，共同加速中国能源革命的成功。
新电改助力实现电为中心的能源格局
文/司贺秋
能源消费需求中电力比重上升，能源清洁化的主要途径是可再生能源发电，能源互联网主要基于电力互联网，这些决定了未来我国电力发展在能源发展中处于中心地位。新电改涵盖电力发展各个方面，为我国电力发展注入强劲动力和活力，有利于形成电力为中心的能源发展格局。
以电力为中心，要在终端能源消费方面“以电代煤，以电代油”，未来还将“以电代气”。
当前，我国煤炭、油气领域的市场化程度远远大于电力领域的市场化程度，显然从资源配置效率方面来看，替代市场煤、市场油的应该是市场电，不应是计划电。新电改的核心，即让供需在市场见面、用价格对话，必然会进一步提高电力配置效率。
以电力为中心，要广泛动员社会资本积极投身电力事业，变国有企业一家独大为万马奔腾。
新电改所追求的发电、售电、辅助服务价格市场化，可以使各类社会主体根据供需做出科学决策，促进电力事业投资;通过政府严格监管，实现输配电成本合理化、电网开放无歧视，有利于提高电力与替代能源的价格竞争力并使各类发电顺利上网，促进电力生产投资。
以电力为中心，在提高从电力生产到消费全过程、各环节效率、降低成本的同时，还要保障电力普遍服务。
在非垄断环节，市场最有效率，新电改体现了能市场化的环节都市场化的思路，并提出了循序渐进、多层次推进市场建设的可行措施;尊重输配环节自然垄断属性，防止效率流失。同时，通过优先购电、保底供电机制，兼顾社会公平。
以电力为中心，要提高电力发展的清洁性，降低能源整体排放水平。
新电改坚持清洁能源优先上网，是电力市场机制下、可再生能源还不具备竞争力时促进可再生能源发展的重要保障。此外，调节性电源优先发电上网、鼓励跨省跨区消纳可再生能源、建立辅助服务交易机制、推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电等举措，都有利于可再生能源全额保障性收购制度的落实。鼓励可再生能源参与电力市场，则指明了可再生能源降低成本、提高竞争力的发展方向，这也是可再生能源规模化发展的必由之路。
6个配套文件意义何在?
文/薛静
纵观6个配套文件，推进输配电电价改革实施意见，是电力改革、电力市场建设的前奏，是售电侧改革的必要条件。电力市场建设意见是6个文件的总纲，其余文件是其补充，下一步还会有进一步引申文件出台。
电力市场改革最重要的是构建电力交易市场。国际上电力交易最先是将5%的市场化交易，中国为了稳定起见，建立以中长期为主、现货为辅的交易机制，保证平稳过度。
配套文件有何亮点?
这次的配套文件主线涉及到电力市场主体、模式、品种、交易方式、交易周期、平衡机制、交易机构、电价、规避风险方式、市场监管以及自备电厂等。与以往不同，亦考虑了用电侧，涉及需求侧管理和用电效率提高。
关于交易主体：发电侧包括增量部分和存量部分，增量部分基本要进入电力市场交易，存量部分由于历史原因可选择进入。供电侧既包括电网公司的供电局、地方电网，民间资本也可以进入。就供电企业而言，虽没有提发放售电牌照，但有市场化准入要求。供电企业在履行其公用服务的职能基础上，要售电就要有业务许可证。从配套文件来看，最大的亮点成立售电公司，售电公司是做好用户侧服务的中间机制，其可以是独立的售电公司，电网公司也可以售电，但售电要和配电网分开。
关于交易：交易分长期和现货、分散式交易模式和集中式交易模式，分散式是中长期交易模式，稳定电量和价格，保证80%的交易，且以直接交易实物为主。而集中式交易，是通过挂牌交易的方式竞价交易，是差价为主，具备金融属性。现货又分日前和日中两种，日前要求对发电侧和用电侧的波动进行匹配，日中则是短时间内自动完成，5分钟以下的交易由调度中心和交易中心协调完成，短时间内来不及交易的由调度中心进行调度。所以交易中心要相对独立，调度中心则由电网负责。
关于电力交易市场：从配套文件看，电力交易市场分全国、区域、省级。其中以省级市场为核心，基本实现电力平衡，区域是补充，全国是跨区电量的平衡和交易，跨区部分又可通过交易落实在省级市场。三者之间没有上下级之分，是互相融通。省级交易平台则需引入第三方管委会进行监管。
关于交易机制：从交易机制看，设置了优先权，发电优先和供电优先。供电优先是没有竞价能力的满足，发电优先包括分布式发电足额收购，鼓励非电网发展，清洁能源在前，然后是跨区，再是本地，有序放开，最终实现市场化交易。
关于辅助服务：关于辅助服务，主要提供了调峰、调频、备用的期权，是电力市场交易上更高层次的博弈，不仅是电力交易，也是金融交易的过程，其会促进电网提升消纳能力。
关于新能源的参与：关于新能源的参与，鼓励竞价，或者优先进入，但会有市场容量。当然，市场容量会小于发电量，所以就有新能源内部的竞价问题，会推动价格波动，或者上升，或者下降。
新电改还应看清深层体制难题
文/冯永晟
细读9号文及配套文件后会发现，在相比5号文取得明显进步的同时，局限性也很明显，真实的改革困难远比想象中复杂。
原有体制约束下，竞争红利的释放难
新一轮电力体制改革在最大限度保持厂网分离以来市场组织结构的前提下，寻求了与现行结构相配套的交易体制调整，从而使现行改革带有了明显的利益调整色彩。尽管放开售电侧、构建电力交易市场、改变电网营利模式等改革举措具有创新意义，但在面临原有国企体制及市场组织结构的约束下，竞争红利的释放通道很难说通畅。
具体而言，9号文及配套文件确定了一种计划加市场的双轨机制，在这种安排下，竞争仅能在部分电量市场中实现：
除少数地区外，可放开竞争的市场份额均是有限，而这些市场的集中度又往往较高，国有发电集团占有明显优势，竞争效率令人担忧。
双轨制给构建电力交易市场增加了难度，因为难以有效阻止市场主体，特别是拥有众多发电资产的国有发电集团在计划与市场份额之间套利，也无法有效制约政府的自由裁量权。
双轨制会带来一种非对称的影响，可能使现货市场设计产生严重缺陷，因为计划份额会影响竞争份额，但竞争份额不会影响计划份额。
独立输配电价在双轨制下的实施难度也非常大，售电放开也很难为系统层面资源配置机制的建立提供直接帮助。
以上难题的根结何在?
之所以面临这些困难，是因为9号文及配套文件在面临上述约束的条件下对电力市场改革的核心，即电网环节采取了体外手术的策略，反映出未能理解让市场机制释放竞争红利所需的结构支撑。通过法人分离模式在电网环节实现售电功能的分离是推进各项改革的制度前提，然而这却涉及现行电力国企体制的较大变化，从而形成改革阻力。目前，只能寄希望于通过试点中的问题和经验总结来向正确改革方向逼近。
电改方案如何支持能源转型?
文/何继江
推动能源转型是本次电改方案的重要目标，而能源转型的核心是以可再生能源替代化石能源。在本次发布的6份配套文件中，重视计划统筹和市场引导两种治理路径的融合，协同推进能源转型。
计划统筹的方式体现在三方面：
可再生能源优先发电。“拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争”。“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电”。此外，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，以确保清洁能源送出。
“可再生能源优先发电合同可转让”，这是给予可再生能源的优惠政策。
政府用行政手段明确“修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间”。
市场引导的方式主要体现在六个方面：
确定输配电价，无歧视开放电网。通俗说就是风电光伏给电网公司付过网费后就可以直接销售给客户。在局部市场，风电加上过网费的价格对客户已经有明显吸引力，东部城市的分布式光伏的发电成本加上过网费用已经低于白天的商业电价。目前，深圳和内蒙古已经有了输配电价，深圳市搞光伏直供具备了一切必要条件。
明确了现货市场建设的目标，要建立起“以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。现货市场可以通过实时电价信号引导发电企业主动调峰，并为实施需求侧响应奠定机制基础，优化统筹全网调节资源，有效促进可再生能源消纳，减少弃风、弃光。
需求响应得到高度重视。“引导供应侧、需求侧资源积极参与调峰调频，保障电力电量平衡”，这将大大增加电网的灵活性资源，有利于消纳强波动性的风电光伏。这次文件中第一次出现了需求响应资源的数字，“在前期试点基础上，推广需求响应，参与市场竞争，逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力”。以北京为例，总负荷将近1900万千瓦，3%就大约是60万千瓦，这对张家口风电的消纳当然是好消息。全国实现3%更是巨大的利好消息。
峰谷电价差拉大。“直接交易电量应区分峰谷电量，实行峰谷电价，峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值”，峰价提高风电光伏来说是，峰谷差拉大则促进了储能的利用，提高了对风电光伏的消纳能力。
分布式电源可办售电公司。“拥有分布式电源的用户可从事市场化售电业务”，然后就可以“整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务”，这样的售电公司为客户提供的清洁电力和增值服务，在市场上是有竞争力的。目前售电公司注册资本最低2000万元，这对拥有分布式光伏发电资产的小公司是个不低的门槛，文件又表示“拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务”，鼓励态度很明确，但这些事刚刚开始，大家还要等待另行制定的交易方式文件的出台。
未来可再生能源可以成为自备电厂的资源。文件鼓励“推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电”。在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。
目前的电改配套方案对于可再生能源的消纳还是计划统筹为主，市场引导为辅，随着输配电价试点从深圳和内蒙古推广到全国，随着现货市场的逐步形成，在分时电价和可再生能源配额制的支撑下，促进可再生能源利用的市场机制终将成为推动能源转型的主导方式。
延伸阅读：
2016年电力交易中心有望落地 重服务的互联网售电将得到推广
新电改配套文件 对区域能源互联网意味着什么?
文/冯江华
六个配套文件与近期国家对天然气价格市场化调整的文件相互呼应，为天气分布式能源及能源互联网在“十三五”期间大规模发展奠定了战略性的基础。
区域能源互联网“卡”在哪儿了?
近年来，我们一直在大力推进区域能源互联网的发展，但由于体制上的阻力，举步维艰。其最主要的原因是由于建设能源互联网的基本条件是必须实现能源系统的一体化，在此基础上才能进一步实现结构的最优化和高智能化，没有电网的参与和配合，很难实现真正意义上的能源互联网。我们在区域智慧能源系统的基础上推出了能源互联网的概念，目前与四川省能源投资公司共同在宜宾高捷工业园开发中国第一个工业园区的能源互联网试点项目。选择此园区的一个重要条件是此区域电网同属于四川能投公司，而在国家电网供电的区域内很难形成一体化的能源体系。
开发区可作为发展目标
中国GDP能耗的近80%是工业耗能，美国已建成的近1亿kW的分布式能源项目中超过80%为工业项目，奥巴马政府又提出了近年内再建设4000万kW的目标。约80%的中国工业GDP是近30年来在城市周边发展起来的各类开发区中实现的，这是区别于国外的中国工业的发展模式。我们认为可以把每一个开发区作为发展基础能源互联网的目标(能源互联网的细胞构架)。中国现有近200个国家级开发区，近1500个省级的各类开发区，有经济价值的开发区超过1万个，这些都将有可能作为发展基础能源互联网的对象。
最合理的能源互联网经营模式是什么?
我们认为最合理的能源互联网的投资和经营模式是以开发区的能源负荷为基础建立一体化的能源服务公司(可采用PPP的模式，能源系统的投资者和开发区政府，或电网公司参与)，采用区域智慧能源系统和能源互联网技术，统一投资、建设和管理园区内的能源供应系统。能源服务公司的功能将包括电力、天然气和其他能源的采购以及向用户直接销售能源产品，也就是说应该具有电力销售的职能，这样的公司最好同时是区域电网的投资者和经营者。配套文件中规定“社会资本投资增量配电网拥有配电网的经营权”，可以成为售电公司，这就为能源服务公司获得此方面的经营权提供了重要的保障。
电网参与能源服务公司
由于国内整体经济情况导致增量配电网的建设规模有限，按此类模式发展能源互联网的规模将受到限制。大规模发展能源互联网项目多数需要在电网公司已建配电网区域中进行，这就需要当地的电网公司参与到能源服务公司中来，配套文件中规定电网公司可以相对控股电力交易机构，也可以成立售电公司，因此电网参与能源服务公司的可能性是存在的。但事实上，电网公司从现在“即买电又卖电”转变成只收过网费的实体还需要相当长的过程。能源服务公司将以为用户节能和提高经济性作为自己的经营目标，这与改革前电网公司的主营目标相违背。我们认为配套文件的战略定位是完全正确的，但存在某些过渡性的政策也可以理解，这需要我们在实际操作中发挥智慧去处理好这些矛盾，也需要政府有关部门的理解和进一步的支持。
利好天然气分布式能源
由于天然气分布式能源是可中断、可调节的能源系统，它可以在能源互联网中起到为可再生能源、用户和全系统调节的重要作用。文件中提出的“建立辅助服务交易机制”将有可能使分布式能源的优势得到充分体现。
电力改革要经历一个艰苦和长期的历程，配套文件的出台是电力体制改革的里程碑，文件中制定了电力改革分步实施的路线图，使我们看到了分布式能源及能源互联网这种新的能源革命技术将获得巨大的发展空间，为此我们希望进一步出台的改革文件将会给出明确的时间表。（来源：中国能源报）
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