曾鸣解读《关于进一步深化电力体制改革的若干意见Word格式文档下载.docx

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文件中对于改革的重点和基本路径可以概括为“三放开、三加强、一独立”，体制框架设计为“放开两头，管住中间”，跟预期基本相同。

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2002年的“5号文”，更具有现实意义。

　　当然，《意见》只是一个纲领性和指导性文件，真正落实《意见》内容、深化体制改革、实现改革目标，还需要各方面的政策法规、操作文件来配套。

3月20日，国家发改委和国家能源局联合下发了《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》，业内视其为第一个配套文件。

第一个配套文件是有关促进清洁能源高效利用的，说明了节能减排的重要性，同时也反映了以计划为基础逐步走向市场而不是一步迈向市场的基本路径是促进我国清洁能源发展的合理路径。

此外，这个配套措施也符合我们一贯强调的节能减排、提高用电效率、促进集中式和分布式清洁能源发电等观点。

因此，目前来看从指导层面的新方案到操作层面的配套措施，都比较契合我们的预期。

此外，《意见》秉承五项基本原则：

一是坚持安全可靠；

二是坚持市场化改革；

三是坚持保障民生；

四是坚持节能减排；

五是坚持科学监管。

　　首先，我们认为，电力体制改革的终极目标应当是：

在安全经济地满足全社会用电需求的情况下，同时做到节能减排。

并且，若电力系统的安全稳定运行和电力的可靠供应得不到保障，一切改革措施终将无法实现。

因此，将安全可靠作为首要基本原则，具有重要意义。

　　其次，市场化仍然是电力体制改革的基本方向，和实现电改目的的手段之一，我们必须坚定不移地发挥十八届三中全会提出的市场机制在资源优化配置当中的决定性作用，但是市场机制的作用在电力经济和系统运行中的作用范畴和具体体现形式是什么，不能教条地形而上学地理解，要科学地理性地分析论证。

　　第三，电力行业是关系到国计民生的基础性行业，因此需要坚持保障民生，结合我国国情和电力行业发展现状，妥善处理交叉补贴问题、完善价格机制等，把解决好人民群众最关心最直接最现实的利益问题作为核心任务。

　　第四，能源革命的核心价值诉求是绿色低碳，节能优先，加快形成能源节约型社会。

因此，电改需要从实施国家战略全局出发，积极开展电力需求侧管理和能效管理等，坚持节能减排，从而逐步实现习主席提出的关于“抑制不合理能源消费，坚决控制能源消费总量，加快形成能源节约型社会”的能源革命目标。

　　最后，强化政府的科学监管是电力体制改革成功实施的保障，因此改革路程中，我们需不断完善电力监管机构、措施和手段，改进政府监管方法，提高对技术、安全、交易、运行等的科学监管水平。

总之，五项基本原则是一切电改措施的根本，在任何时候、任何情况下都不能动摇或否定任何一项，否则电力体制改革将难以顺利进行。

在电改方案的具体落实过程中，应综合考虑各项原则，各项原则之间应该是相互联系、相互影响的，同时不能照搬发达国家的理论和模式，应立足于中国电力体制的历史、现状，统筹考虑我国经济社会发展、资源与环境状况。

（一）有序推进电价改革是电力市场化改革的核心和先决条件

　　建立独立的输配电价，理顺价格形成机制，通过市场竞争确定发、售电价，形成完整的电价传导机制，让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系，将从根本上还原价格机制在电力市场中的作用；

此外，独立的输配电价也将明确电网企业的投资收益，保障电网企业的可持续发展能力，促进输电网和配电网的协调发展；

通过市场竞争形成发、售电价，也将驱动市场主体进行理性决策，避免低水平重复建设和无序竞争。

（1）单独核定输配电价

　　《意见》指出，输配电价将逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。

这将使电网企业摆脱了现行购销差价形成输配电收入的不确定性，更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平。

同时，有利于激励电网企业降本增效，保障电网企业在回收合理成本的同时获得合理收益，促进电网的良性发展。

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。

　　输配电价是电力产品价值链的中间环节，不仅关系到电网的健康发展，也关系到电价改革的深入推进和电力资源的优化配置。

此次输配电价改革试点按国际通行的核价方法监管电网企业收入，标志着我国对电网企业监管方式的转变，完全符合习总书记在中央财经领导小组第六次会议上所提出的“转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系”要求，对于推动能源体制革命、还原能源商品属性具有积极意义。

（2）分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成

　　关于市场化电价机制的形成，应放开公益性和调节性以外的发供电计划，积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。

鼓励发电企业和电力用户（或市场化售电主体）开展电力交易，采用供需双方直接见面的双边交易合约交易模式，通过自愿协商确定电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。

　　（3）妥善处理电价交叉补贴

　　《意见》中指出，要妥善处理电价交叉补贴。

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，通过输配电价回收。

我们认为，这个思路还是符合我国实际的，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非常困难的。

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考虑民生。

普通群众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应充分考虑到电价的波动对居民的影响。

我们之前也做过相关研究，以我国某省为例进行测算，分析取消交叉补贴对GDP及人均可支配收入的影响。

我们认为，对居民电价的调整可以考虑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，再逐步恢复居民用电价格的市场功能。

（二）以双边交易市场为突破口，促进多主体、跨区域市场机制建设

　　《意见》中对于市场化交易机制的设计，重点强调了规范准入条件，构建长期稳定、体现主体意愿的双边交易市场模式，建立辅助服务分担共享机制，建设多主体、跨区域市场机制等方面内容。

这几方面基本囊括了改革过程中市场化交易机制的核心问题。

　　首先，规范市场准入条件、加强动态监管是实现“完善市场化交易制度”目标的前提。

2014年上半年以来，电力用户直接交易市场在全国多个地区开始试点，被认为是比较符合我国实际情况的具有可操作性的市场化改革措施。

但由于对地方政府行为缺乏有效规范监管，交易主体的准入条件不规范，导致了变相补贴高耗能企业等一系列问题。

未来，市场化程度进一步提高，市场交易也更将广泛，如果市场准入不规范、监管不加强，可能会造成更加严重的后果。

因此，可以说这一项规定，既是对过去现实状况的一种矫正，也是对未来双边乃至多边交易的约束，具有很强的针对性。

　　其次，鼓励建立以双边交易模式为主的长期稳定交易机制符合客观条件。

以双边交易模式为突破口推进市场化交易机制建设是可行路径，主要原因在于以大用户直购电为代表的双边交易在我国经过了一段时间的试点，证明是相对而言比较契合我国国情的、具有可操作性的措施，而且一年多的实践也为后续工作积累了一定经验。

《意见》中强调“构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式”应该有这方面的考虑。

同时，从国际上看，电力市场中普遍存在中长期的稳定合约市场和短期的动态交易市场，这是风险和利益驱动下形成的市场结构。

我国还处于电力市场化改革的初期，长期稳定双边市场的建立可以很好的规避由于多方直接交易带来的一些风险，是多方交易的有力补充。

但是，该条最严峻的问题还在于，如何监督和协调地方政府的行为和利益，这也是涉及到方案落实过程中比较难操作的环节。

我们考虑，在未来细化方案和推出配套措施时，需要重点考虑这问题，最好能从立法上限制地方权限。

　　第三，短期和即时多方交易符合市场需求。

通过洽谈，实现短期和即时多方交易，电网仅仅担任输送职责接收过网费，这是国际上已有的模式。

应该说，这是完善市场化交易机制中比较关键的一点，它赋予了发电、售电、用户对于交易对象、电量、价格的自主选择权，而且还能通过实时信息进行调整，是探索“完全市场”的重要一步。

但是，相关探索工作还是应该缓慢、有序的展开，因为很多问题（如系统安全可靠性问题、用户权益保障问题、辅助服务问题等）还需在过程中来逐步解决，过快的迈开或者一次跨的太远可能会给市场带来冲击，这也应该引起我们职能部门和相关决策者的重视。

　　最后，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。

《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。

　　（三）明确电网企业的定位，建立相对独立的电力交易机构，是提高电力市场竞争公平性与效率的重要举措

　　以能源革命为背景的新一轮电力改革，是一场打破旧传统，重建价值观，构建新体系的深刻变革，必将推动传统电力企业思想观念、经营目标、管理模式乃至技术路线的重大转变。

《意见》指出改革电网企业的功能定位，是使其适应新的角色转换，充分发挥在能源革命中的作用；

同时，建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台，是提高电力市场竞争公平性与效率的重要举措。

（1）明确电网企业的定位以及它在电力体系中扮演的角色有利于改革终极目标的实现。

电网企业处于联络供需各方的天然枢纽地位，拥有网络基础设施和大数据资源，是发挥产业引导、消费引导和多维资源整合的最佳平台，在涉及多元利益的资源整合中具有不可替代的优势和作用，因此对电网企业的定位改革是整个电力体制改革的重点。

电网企业在当前电改进程中成为矛盾的焦点，我们不赞成通过简单拆分来实现表面上的“市场化”。

相反，统一电网作为我国电力系统的重要组成部分，正发挥着不可替代的作用。

　　《意见》指出应遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能，并改革和规范电网企业运营模式。

具体地，将改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费，等等。

本次改革的思路即是如何激发电网企业的优势，使其做好其他电力企业和政府本身无法做好的事情，同时采取系统的配套的管制与激励政策措施，以及相对应的管理模式来使得电网企业的运作更公开和更有效率，总体来说是符合预期的。

（2）建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台，才能保证电力市场竞争的公正、公平和透明度的更好实现。

《意见》指出组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行，并完善电力交易机构的市场功能。

电永远是特殊商品，所谓还原它的商品属性，不能片面地理解为一切通过市场来解决，也不能单独依靠市场规律来解决。

这个商品的特殊性主要体现在：

必须提高其使用效率，必须控制其消费总量，必须控制消费它对环境带来的负面影响，必须是用的越多越贵，必须保证消费者的使用权，等等。

因此，电力市场交易就要考虑电力的上述特殊性，保证这些要求能够被满足。

　　那为什么本次电改提出的是交易机构相对独立？

我们在之前的多个课题研究中对交易机构独立的前提条件和可行性进行过系统分析，结果表明：

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，从而为电力交易机构的独立运作提供可观的交易业务总量、可信的交易行为规范、以及可靠的交易物理载体。

　　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，为推动和实现上述目标，形成具备一定独立性的交易机构也是改革需要，因此就现阶段电力交易机构的“相对独立”是比较可取的过渡手段。

　　（四）推进发用电计划改革，发挥市场机制的作用

　　政府制定发用电计划是计划经济时代遗留的产物，在改革开放初期，制定发用电计划主要是解决我国面临的大范围电力短缺问题。

随着我国电力工业的发展，当前我国发电装机容量已经基本能够满足各地区用电需求，部分地区甚至出现供大于求的现象。

传统发用电计划所坚持的“公平分配”原则，已经无法适应今后发展的需要。

一方面，在一定程度上阻碍了高效机组利用和可再生能源发电的消纳；

另一方面，也不利于降低工商业用户的用电成本以及提高社会整体的用电效率。

此次《意见》中提出的对传统发用电计划改革指导意见，即有序缩减发用电计划、完善政府公益性调节服务功能以及提升需求侧管理为主的供需平衡保障水平三方面内容，对于促进我国电力市场的构建，提高发电企业和用户市场参与积极性都具有重要的现实意义。

　　第一，放开传统的发用电计划，是发电企业和电力用户参与到电力市场交易的基本条件。

只有逐步缩减传统的发用电计划，才能促使电力企业和电力用户真正参与到电力市场交易中来，从而发挥更好的发挥市场优化电力资源配置方面的作用，提高电力企业和用户效益。

　　但是，在放开发用电计划的过程中一定要注意有序性。

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。

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。

　　第二，电力行业具有一定的公共事业属性，电力用户的用电安全等级也不尽相同。

随着发用电计划的放开，完善政府的公益性调节服务功能就显得尤为重要。

公益性调节性的发电计划是实施电力普遍服务，保证电力系统安全稳定运行以及社会经济稳定的重要保障。

一方面，公益性电力服务是实现电力普遍服务的基础，市场优胜劣汰的竞争原则以及提供电力普遍服务较低的盈利水平，很难激发企业参与的积极性，所以需要政府相关部门制定相应的公益性发电计划，提供电力普遍服务，这一点在《意见》中的第14条也有明确指出。

另一方面，系统调峰调频需要的调节性发电计划是可再生能源发电的消纳利用，电力系统安全稳定运行的前提和保证，因此制定合理的调节性发电计划是逐步放开发电计划后政府相关部门必须履行的职责。

　　第三，随着发用电计划的放开以及可再生能源，分布式电源的集中并网，传统的需求侧单侧随机电力系统将逐步变为供需双侧随机系统，这会对电力系统的稳定运行造成了一定的冲击，增加了调度部门的工作难度。

加强电力需求侧管理工作，提高需求侧终端的用电效率，将需求侧的可控资源作为与供应侧等同的可调控资源纳入到电力系统规划运行中，是应对双侧随机电力系统的有效途径。

因此，开发需求侧资源、加强需求侧管理、协调供需双侧的可控资源，对于实现电网电力的瞬间平衡具有重要意义，其在提高需求侧用电效率的同时，也一定程度上促进了可再生能源的有序消纳，是实现电力系统清洁、高效、安全发展的重要手段。

对此，4月7日发布的《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》（发改运行[2015]703号文件）也充分体现了需求侧管理的重要性。

随着售电侧的放开，售电公司也要在政府部门的指导下，配合需求侧管理相关工作的进行，为用户提供相应的合同能源管理，节能服务等增值服务，更好的推动我国需求侧管理工作的进行，在《意见》第19点也明确了售电公司实施需求侧管理的相关职责。

　　鉴此，放开发用电计划，是市场主体参与到电力市场交易中基本条件。

因为安全稳定是电力系统运行的首要原则，放开发用电计划后会对当前的系统运行模式产生一定的影响。

如何保证电力系统能够完全稳定运行，保证可再生能源消纳利用，保证用户的用电需求和用电安全，提高用户的用电效率是放开发用电计划后亟需解决的问题。

解决这些问题需要政府做好公益性调节性发电计划，保证基本的用电可靠性和电力普遍服务；

提高需求侧管理水平，将需求侧可控资源纳入到电力系统运行调度中去，构建供需双侧协调调控电力系统，这也是我们多年以来一直强调的内容。

（五）稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务

　　稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务是深化电力体制市场化改革、实现我国电力市场公平有效竞争的必经之路。

售电侧改革是本轮电改新方案的最大亮点，有序向社会资本放开配售电业务标志着我国一直以来电网公司独家垄断配售电的体制被彻底打破。

与法国、英国等国类似，在我国，民营资本也将能够投资新增配电网及成立售电公司。

《意见》对市场主体的准入与退出机制、相关权责进行了阐述。

（1）鼓励社会资本投资配电业务

　　《意见》中提出，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

增量配电投资业务的放开体现了党的十八届三中全会提出的“国有资本、集体资本、非公有资本等交叉持股、相互融合的混合所有制经济，是基本经济制度的重要实现形式，有利于国有资本放大功能、保值增值、提高竞争力，有利于各种所有制资本取长补短、相互促进、共同发展”这一精神。

　　当前，面对“混改”与“电改”的双重革命，应认清两者的内在联系，促使混改帮助实现电改的最终目标。

这里应特别注意的是，电网企业混改不能为了改革而改革，而是要为电改服务，从根本上促进我国电改终极目标的实现。

基于我国电力行业的实际情况，在新增配网环节允许民允许民营资本参与是合理的且有利于电力市场健康有序发展的。

一方面，新增配网不具有自然垄断属性，与执行电力输配职能的电网公司相比，这些环节的公用事业属性较弱。

第二，在新增配网引入民营资本，能够增加其发展活力，有效提高其市场效率以及技术革新，如加快智能配用电系统的建设以及用户侧分布式能源的发展。

　　在引入多元化资本的同时，政府应完善相应的审查监管职能，在合理的市场机制下，正确引导民营资本的发展。

（2）多途径培育市场主体，并建立市场主体准入和退出机制《意见》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购电主体直接购电，并鼓励符合条件的社会资本、节能服务公司、发电企业等从事售电业务。

同时，根据放开售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体准入条件。

　　这里应明确两个问题，也即新市场模式下市场主体“怎么进”、“怎么动”。

“怎么进”也即明确售电主体的技术资质、资金规模，以及相关主体去哪个归口政府部门办理什么手续取得开展相关业务的资质。

“怎么动”一是要明确相关主体的权责，二是要明确市场运行的业务流程，告诉相关主体怎么开展交易行为。

　　此外，市场主体的资质应由相应监管机构来负责审查，做到“有法可依、有法必依、执法必严、违法必究”。

要尤其重视中央政府和地方政府两层监管体系的协调运作问题，避免地方政府权利过大的现象。

当地方政府手握政策时，拥有绝对话语权的同时也使利益相关方找到了释放寻租的空间，有可能造成98年我国农网改造时出现的地方政府利用手中权力牟利的问题。

　　（3）赋予市场主体相应的权责

　　《意见》重点阐述了售电主体拥有的权利与需要承担的责任。

　　第一，售电主体可以通过多种方式在电力市场中购电，且各市场主体应通过签订合同达成购售电协议。

方案提出，售电主体可以向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。

同时，售电主体、用户、其他相关方应依法签订合同，明确相应的权利和义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。

　　第二，鼓励售电主体提供创新服务。

《意见》中指出，除传统的售电业务外，鼓励售电主体通过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业务。

这里，对售电主体帮助用户实现节约用电，促进电力行业的节能减排给予了鼓励，符合当前我国绿色低碳的能源发展战略。

为有效促进这一目标的实现，应选择有能力促进用户提高其用电效率，优化用电模式的售电企业或者机构，且这些企业或者机构能够在市场中通过公平竞争的方式来提高用户用电效率或者优化用户用电模式并在此基础上获利。

同时，需要对售电主体提供用电服务实行相关政策法规约束，改变其单纯追求售电收入的盈利模式，明确其承担提高用户用电效率、为用户提供需求侧管理服务的责任，将为用户提供高效的用电策略作为其增加收益的主要途径。

且政府应对供电可靠性、用电效率改善等情况进行重点配套监管。

　　第三，对市场主体的权责做出规定。

《意见》提出，售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。

在售电市场建立初期，这一点尤为重要。

但是，各项义务该如何承担、由谁来监督和保障、各项规则该如何制定是亟需解决和重点关注的问题。

因此，在进行售电侧电力市场设计时应遵循两个原则：

第一，应促进用户不断提高其用电效率，自觉优化用电模式；

第二，应引入竞争机制来促进售电主体为用户提高用电效率，而非激励售电主体通过其他不利于节能减排、不利于提高用电效率的促销方式来增加售电量。

此外，如何使售电主体在盈利的同时兼顾节能减排以及分布式能源的接入等问题都需要考虑。

　　总体而言，在我国，要真正实现售电侧放开还有很长的路要走。

售电侧市场是需要充分公平有效竞争的市场，如果不能形成有效竞争市场，售电侧放开可能会带来一定的问题。

而其有效竞争取决于是否能够形成有序的市场机制和相应的市场结构。

我国售电侧改革最终目标是要实现一个竞争性的售电市场，从而提高市场效率、优化资源配置。

深化电力市场化改