1．出台背景

2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上发表讲话，强调积极推进我国能源生产和消费革命，加快实施能源领域重点任务重大举措。特别强调了推动能源体制革命，打通能源发展快车道。坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系。为贯彻落实《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），推进电力体制改革实施工作，2015年11月26日，国家发改委和国家能源局联合出台了《关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体[2015]2752号）。电改配套文件共有6个，分别是《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》。这六大配套文件是在电改9号文确实的改革实施方向的基础之上，分别针对输配电、电力市场建设、电力交易机构组建、放开发用电计划、售电侧引入竞争、规范自备电厂管理等方面提出了实施意见，可以看成是电改9号文进一步细化的执行文件。

2.核心内容

（1）将电网运营模式由传统的“吃价差”的模式转变为“准许成本+合理收益”的模式

《关于推进输配电价改革的实施意见》指出输配电价改革的总体目标是建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。还原电力商品属性，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。

输配电改革的主要措施包括：

①逐步扩大输配电价改革试点范围。在在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省（区）列入先期输配电价改革试点范围，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。鼓励具备条件的其他地区开展试点，尽快覆盖到全国。

②认真开展输配电价测算工作。按照《输配电定价成本监审办法》扎实做好成本监审和成本调查工作。其中，国家发展改革委统一组织对各试点地区开展输配电定价成本监审，建立平衡账户，实施总收入监管与价格水平监管。非试点地区同步开展成本调查，研究测算电网各电压等级输配电价，为全面推进电价改革做好前期准备工作。

③分类推进交叉补贴改革。过渡期间，通过输配电价回收交叉补贴数额；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，积极探索，采取多种措施保障交叉补贴资金来源。

④明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策。已制定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行；暂未单独核定输配电价的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式。

（2）建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格的电力市场。

《关于推进电力市场建设的实施意见》提出电力市场建设的总体要求是遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，积极培育市场主体，坚持节能减排，建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，无歧视开放电网。具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。

电力市场建设主要包括以下几方面内容：

①电力市场构成

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。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

②电力市场模式

主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。

③电力市场体系

分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易。同一地域内不重复设置开展现货交易的电力市场。

④主要任务

组建相对独立的电力交易机构，搭建电力市场交易技术支持系统，建立优先购电、优先发电制度，建立相对稳定的中长期交易机制，完善跨省跨区电力交易机制，建立有效竞争的现货交易机制，建立辅助服务交易机制，形成促进可再生能源利用的市场机制，建立市场风险防范机制。

⑤组织实施

在电力体制改革工作小组的领导下，国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、国务院国资委、国家能源局等有关部门，充分发挥部门联合工作机制作用，组织协调发电企业、电网企业和电力用户，通过联合工作组等方式，切实做好电力市场建设试点工作。

（3）建立相对独立、规范运行的电力交易机构

《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》指出的组建电力交易机构的指导思想是坚持市场化改革方向，适应电力工业发展客观要求，以构建统一开放、竞争有序的电力市场体系为目标，组建相对独立的电力交易机构，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，形成公平公正、有效竞争的市场格局，促进市场在能源资源优化配置中发挥决定性作用和更好发挥政府作用。

交易机构的组建包括以下内容：

①职能定位：交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。

②组织形式：将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。

③市场管理委员会：可建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成的市场管理委员会。按类别选派代表组成，负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则，协调电力市场相关事项等。

④体系框架：有序组建相对独立的区域和省（区、市）交易机构，区域交易机构包括北京和广州电力交易中心和服务于有关区域电力市场的交易机构。

⑤人员和收入来源：交易机构人员可以电网企业现有人员为基础，高级管理人员由市场管理委员会推荐；交易机构可向市场主体合理收费，主要包括注册费、年费、交易手续费。

⑥与调度机构的关系：交易机构主要负责市场交易组织，调度机构主要负责实时平衡和系统安全。日以内即时交易和实时平衡由调度机构负责。日前交易要区别不同情形，根据实践运行的情况和经验，逐步明确、规范交易机构和调度机构的职能边界。

（4）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

《关于有序放开发用电计划的实施意见》指出的放开发用电计划的总体思路是通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，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，并促进节能减排。

有序放开发用电计划的主要内容包括：

①建立优先购电制度

优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障。一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。重要公用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。

②建立优先发电制度

优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源，为满足调峰调频和电网安全需要、调峰调频电量，在采暖期为保障供热需要、实行“以热定电”、供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的热电联产机组列入一类优先保障，国家计划、地方政府协议送电量、水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组列入二类优先保障。

③积极推进直接交易

用户方面允许一定电压等级或容量的用户参与直接交易；允许售电公司参与；允许地方电网和趸售县参与；允许产业园区和经济技术开发区等整体参与。发电方面允许火电、水电参与直接交易；鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与；火电机组中，超低排放的燃煤发电机组优先参与。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。

④放开用户范围

现阶段可以放开110 千伏（66 千伏）及以上电压等级工商业用户、部分35 千伏电压等级工商业用户参与直接交易。下一步可以放开全部35 千伏及以上电压等级工商业用户，甚至部分10 千伏及以上电压等级工商业用户参与；允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时，可以放开全部10 千伏及以上电压等级用户，甚至允许所有优先购电的

企业和用户自愿进入市场。

⑤放开步骤

首先，选取试点地区开展现货市场试点，探索建立电力电量平衡新机制。然后，在现货市场试点基础上，丰富完善市场品种，探索实施途径、积累经验、完善规则，尝试建立比较完整

的电力市场体系，为全国范围推广奠定基础。鼓励需求侧资源参与各类市场竞争，促进分布式发电、电动汽车、需求响应等的发展。后期，进一步完善各类电力市场和交易品种，并逐步在全国范围推广、建立比较完善的电力市场体系，使得电力电量平衡能够主要依靠电力市场实现，市场在配置资源中发挥决定性作用。

（5）多途径培育售电侧市场竞争主体

《关于推进售电侧改革的实施意见》提出售电侧改革的指导思想是向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。售电侧改革与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进，形成有效竞争的市场结构和市场体系，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，提高供电安全可靠性。

售电侧改革的内容包括：

①售电侧市场主体

售电侧市场主体包括电网企业、售电公司和用户三类。电网企业需要承担其供电营业区保底供电服务。售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易。

②售电公司准入条件

资产总额在2 千万元至1 亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6 至30 亿千瓦时的售电业务；资产总额在1 亿元至2 亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30 至60 亿千瓦时的售电业务；资产总额在2 亿元人民币以上的，不限制其售电量；拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。

③售电侧放开步骤

在已核定输配电价的地区，鼓励社会资本组建售电公司，开展试点工作。在未核定输配电价的地区，因地制宜放开售电业务，可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。在及时对改革试点工作进行总结的基础上，逐步在全国范围内放开所有售电业务。

（6）加强和规范燃煤自备电厂监督管理

《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》对燃煤自备电厂提出了以下几点管制措施：

①统筹纳入规划。新（扩）建燃煤自备电厂项目（除背压机组和余热、余压、余气利用机组外）要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，禁止以各种名义在总量控制规模外核准。

②公平参与优选。新（扩）建燃煤自备电厂要符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，与公用火电项目同等条件参与优选。京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。

③科学规范建设。开工建设前要按规定取得核准文件和必要的支持性文件，建设过程中要严格执行火电建设相关产业政策和能效、水效、环保、安全质量等各项标准。

④并网自备电厂应按要求配置必要的继电保护与安全自动装置以及调度自动化、通信和电量计量等设备，切实做好并网安全等相关工作。

⑤承担社会责任。企业自备电厂自发自用电量应承担并足额缴纳国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持基金和城市公用事业附加等依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴。

⑥推进环保和节能改造自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求，并安装污染物自动监控设备，与当地环保、监管和电网企业等部门联网。自备电厂运行要符合相关产业政策规定的能效标准要求。

3.主要评价

电改六大配套文件的提出，实际上是吸取了上一轮电力改革失败的经验教训，对于市场边界的界定，不再拘泥于区域电力市场的提法，而是充分考虑我国电力工业发展以省为实体的现实情况，以及以省为主体的财政管理体制，提出建立区域和省（区、市）电力市场，并且市场之间不分级别，实际上是调动了省政府在改革中的积极性，充分保障各省在电力体制改革中利益不会流失。把改革的主动权下发到省级政府，让各省政府之间可以自由地互相结合建立区域电力市场，而不是像上一轮改革那样，强制要求建立按地理大区划分的区域电力市场。这种做法尽管会在一定程度丧失更大范围配置资源的效率，但是降低了改革可能面对的阻力，显得更加务实。

试点先行，稳妥推进的做法减少了改革的风险。电力体制改革，实际上是用市场来替代传统的计划手段重新配置电力行业的各类资源，尽管可以通过市场竞争来提高资源配置效率，但也会增加市场交易成本，而且市场理论通常是从静态或比较静态的方法得出市场是资源配置的最优手段，忽略了达到市场均衡所需要的时间。但电力的不可储存性要求市场必须在规定时间内收敛，否则交易成本将大于计划配置的效率损失。因此在推进电力市场化改革时，必须制定市场失灵时重新使用计划手段配置的预案。电改配套文件对此方面有着明确的规定，而且试点先行，并且有序放开发电用计划的改革路径可以把市场风险降到最低。

然而此轮电力改革也回避了一些可能影响到电改成功的制度性因素。首先，无论是中发9号文还是电改六大配套文件，都没有解决好电力行业管制权力分散的问题。根据当前的权力配置结构，年度发用电计划的制定，在中央层面由国家发改委经济运行局负责，在省级政府则是由经信委（工信委、厅）电力处负责，电价制定权由国家发改委价格司以及省级价格管理部门负责，电力市场监管则是由国家能源局市场监管司及其派出机构负责，有关电改的文件也是由这三个部门联合发出并执行，这也增加了机构之间协调的难度。而且电力市场的推进必然会削减经信委电力处对于电力行业的管理权力，很难相信该部门维持存在的情况下会放弃管理权力。

其次，无论是发电侧还是售电侧，或者是电力用户，电改配套文件都以节能减排的原则设计了过多的准入条件，这种做法也限制了电力市场的竞争程度，可能会产生潜在的市场势力的问题。实际上，节能减排目标的实现，也不可能单单依靠进入电力市场准入门槛的设置，还是需要通过庇古税（补贴），或者是排污权交易的方法来加以解决。目前我国无论是煤炭还是电力价格，都没有完全反映出资源的稀缺性和环境的外部性成本。因此，电力改革下一步的方向，还应该通过市场化的手段来解决节能减排的问题。

再次，尽管电改配套文件强调了对于市场势力的监控和管制，但是缺乏对市场势力的有效震慑手段。国外电力改革的经验已经证明了，电力市场中市场势力可能会推高电价从而让改革设计者和公众丧失对电改的信心，但从电改配套文件中所列出的企业信用管理的做法，滥用市场势力之后禁止进入市场的举措，对企业的约束力太弱，并不能有效地制止市场势力的发挥。因为建立市场势力的初衷是通过市场竞争来降低电价，理想状态下，企业进入市场之后电价会降低，理性的企业更有动机在滥用市场势力在电力市场上大赚一把，然后让监管机构把自己排除在市场之外而避免竞争，享受传统管制下的高电价。更有效的防治市场势力的做法还是采取反垄断的做法，对于滥用市场势力的企业处以高于垄断所得的巨额罚款，让企业认识到发挥市场势力从经济上是得不偿失的，这样才能对企业产生足够的威慑力。

撰稿人： 中国政府管制研究院徐骏博士