电力体制改革 政策解读
中电投河南电力有限公司
目 录
1.电改9号文你真的看懂了吗 2.新电改的现实逻辑
3.电改再出发：规划、修法、监管一个都不能少 4.取消电费交叉补贴影响几何？
5.当电改遇上混改
6.提高需求侧终端用电效率
7.有序、逐步推动市场化
8.新电改后如何“尝鲜”售电业务
9.电力是实现各能源网络有机互联的枢纽
10.详解能源互联网行动计划
11.可再生能源公平接入考量电改
12.新能源电力系统与能源互联网
13.新电改仍有许多要素掣肘
14.能源互联网行动计划正式确定 牵头人权威解读
15.能源革命与能源互联网
— 1 — 电改9号文你真的看懂了吗
-------曾鸣首次深度解读新电改
2015年3月26日
(新浪财经首席能源记者刘丽丽根据对曾鸣教授的采访资料整理)
新电力体制改革的9号文件很多人都看了，但是你确定自己真的都看到并且看懂了么?其中有些句子背后的深意，都足够单独写个分析报告了。参与9号文件方案讨论的华北电力大学曾鸣教授首次公开深度解读文件背后的潜台词。如果当年你错过了5号文件，这次难道还要错过9号文件么? 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”。
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
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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”?
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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，
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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
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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。
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
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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
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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。
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
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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
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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。
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。
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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
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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。
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
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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。
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新电改的现实逻辑
------2015年3月28日《中国经济导报》
本轮电改的核心价值取向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
电力竞争性领域的放开会是一个逐步的过程，计划与市场将会并行比较长的时间，有一个过渡期。
3月25日，国家发展改革委经济体制改革司巡视员王强就电力体制改革接受中国经济导报记者采访。这一天，新电改方案9号文《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》向社会公开。
与此前很多专家预测的一致，新改革的核心是“三放开”、“一独立”、“三强化”。“三放开”是指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”的体制架构，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。而“一独立”是指推进交易机构相对独立，规范运行。“三强化”指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。
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近年来，煤电矛盾因价格下跌不断加剧，发电企业频现巨额亏损，火电投资逐年下降。工商企业电费负担沉重，新能源、可再生能源发展受到制约，电力部门服务不到位、“电老虎”脾气大等一系列矛盾，反映出现行电力体制已成为转变经济发展方式、促进节能减排和发展多种所有制经济的重大障碍。
“如果说上次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，那么本轮电改的核心价值取向在于建立一个绿色低碳、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。”华北电力大学经管学院教授曾鸣这样表示。
电力体系庞大复杂，电力体制改革更是一项系统工程，需要权衡利弊、全盘考量、稳妥推进。那么本轮新电改的本质目标如何才能在错综复杂的现实框架下得以落实？
“管住中间”与“放开两头”：“合理选择”的理由 新电改方案的目标很明确，就是要还原能源商品属性，使市场在资源配置中起决定性作用，构建多买多卖的现货市场，让场外买卖双方都可以竞争和选择。
事实上，《意见》指出，目前电力市场交易机制缺失，售电侧有效竞争机制尚未建立，电价市场化机制没有形成。政府定价
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导致用电成本、供需关系和环保支出无法在电价上及时体现，发电企业和用户之间市场交易有限，无法发挥市场配置资源的作用。
早在2002年，国务院即正式批准《电力体制改革方案》，决定对电力行业实施市场化改革。10多年过去了，电力行业虽然破除了独家办电的体制束缚，初步形成多元化竞争格局，但垄断与计划仍主导这一行业，多方利益纠葛使得电力市场化改革迟迟难以全盘推进。
“电力的数量、价格、项目三项审批咬在一起；竞争性业务和垄断性业务咬在一起；行政垄断和自然垄断咬在一起；政策性业务和市场性业务咬在一起；主辅业务和主多业务咬在一起；上下游改革以及央地利益咬在一起；固有的发输配强连接咬在一起。”有专家这样评价电力改革面临的复杂局面。
发电、输电、配电、售电是电力市场的完整链条。本轮改革明确提出“管住中间”与“放开两头”，中间就是输电与配电，两头则是发电与售电。
“管住中间”就是承认了输配电环节的自然垄断属性，从而确定它的公益性。在过去，电网既垄断输配电环节，又转身用“市场化”理由谋求端口垄断暴利，吃了发电方吃购电方。新电改方
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案将输配电的电网定位为公益性主体，电网必须按政府定价收取过网费。
然而，新方案出炉前，对于输配环节的另一种改革思路是电网拆分和输配分离。按照国家能源局副局长王禹民的说法，电改的节点还是落在高度一体化垄断经营的电网，是否拆分和是否输配分离是两个焦点问题。但围绕这两个问题，博弈重重。
中国人民大学经济学院教授吴疆则直言，新电改没有提“电网企业不再负责电力统购统销”、“实现电网企业输配电业务独立核算”，改革仍不彻底。
据知情者向媒体透露，国家发展改革委在征求意见时，南方电网建议将全国电网拆成几大区域电网，增加南方管辖区域，理顺云南和两广送电；国家电网则以电网安全稳定运行和经济性为由反对拆分和输配分开；发电集团列举了电力宽松的事实，要求调度独立；前电力工业部官员认为电力是特殊商品，必须有政府管制和政策性输配电机构即电网兜底，保证电力运行的安全性，输配分开现阶段不具有可行性。
最终新电改方案是一种妥协折衷的选择。王强向中国经济导报记者解释，我国以公有制为主体的基本经济制度和能源资源与能源需求逆向分布的格局，及经济社会较快发展的基本国情决定了电改不能照搬西方模式，只能从实际出发进行探索。
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“管住中间是为了确保电网公平开放、市场公平交易，并更好地实现电网科学规划，充分发挥电网规模效益提高管理效率，避免拆分式改革增加大量管理成本和协调成本。”王强对中国经济导报记者表示。
而“放开两头”则更容易理解，也是本轮改革的亮点所在——将中间环节仅作为通道，通过更大的市场来配置电力供需，将更好地满足市场需求放在首位。为此，新电改方案提出多方直接交易、完善跨省跨区市场交易、建立相对独立的电力交易机构。
中国经济体制改革研究会电力体制改革研究组组长武建东表示，这使得新电改不再仅仅是电力产业部门的改革，更成为一项社会改革。
从发电侧看，尽管发电市场已多元竞争，但发电价及各厂发电量依然由政府制定，使得发电端厂商无法自行根据市场确定最优价格和最优发电量，盈利能力存在巨大波动。而《意见》则规定，以后直接交易的电量和容量将不再纳入发用电计划，政府只保留居民、农业、重要公用事业和公益性调节性发用电计划，执行政府定价。
发电企业与售电主体或用户将通过协商、市场竞价的方式自主确定电力价格。“电价由市场交易价格、输配电价、政府性基
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金三部分组成”，输配电价则由政府单独核定，逐步过渡到“准许成本加合理收益”原则。
而售电侧的市场化则将意味着一场全新革命：增量配电向社会投资开放，存量配电以混合所有制方式向社会开放，用户侧分布式电源建设将全面开放。王强告诉中国经济导报记者，社会资本是否包括外资，需要看产业投资负面清单的最终结果，“如果负面清单里没有说外资不可以做，那么外资就可以参与进来。”
“必须加强需求侧响应。”曾鸣表示，“我们最终是要卖电给消费者，消费者应该有选择权。否则这个市场就没有效率，很容易被供应侧操纵。电力消费者应该根据价格、服务、安全等因素自主决定要不要买和买多少。”
曾鸣告诉中国经济导报记者，如何构建售电侧电力市场是新电改最严峻的挑战。“如果只管住了中间，而两头放开迟迟实现不了，那么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。”
配套与试点：逐步、有序、稳妥推进
电力改革不可能一蹴而就，集中了利益各方博弈的新方案，在具体改革方案的研制、推进过程中，势必将经历更多的互动和博弈。《意见》明确指出，输配电价改革的试点范围要逐步扩大。
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售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等重大改革事项，要先试点，后修法，再全面推开。
2015年1月1日，深圳市如期启动输配电价改革试点，将电网吃购售差价的盈利模式，改为对电网按有效资产实行总收入监管，公布独立的输配电价，打开电网成本核算的“黑匣子”。日前，深圳已成立新的售电机构——深电能售电有限公司，作为民营企业，不属于南方电网。
根据《深圳市输配电价改革试点方案》，深圳市输配电价的核价基础为深圳供电局有限公司的输配电资产和业务。输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。深圳市输配电价将按电压等级制定。电网企业将对各电压等级的资产、费用、供输售电量、线变损率等逐步实行独立核算、独立计量。
深圳试点中，深圳市发展改革委、国家能源局南方监管局、深圳市经信委和深圳市供电局几方共同核算输配电成本和收入，数据由深圳市供电局提供，广东省发展改革委和国家发展改革委等进行核对。
深圳市发展改革委价格处副处长谭茂芹对媒体表示：“不应纳入输配电价成本测算的资产被核减了25%~30%。过去电网建变电站，建多少、建多久都是电网自己决定，投入费用也无人监管，现在要一一核实。”
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按照试点方案，2015~2017年深圳市电网输配电价水平分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年的每千瓦时0.1558元下降1分多钱。未来3年每千瓦时输配电价将下降1分多钱，电网收益累计减少24亿元。
“电网企业的角色将彻底转换，从市场的主导与控制方转换为被监管的缺少话语权的弱势方，从电力行业的强势企业转换为要讨好两头市场的企业。”有专家这样判断深圳试点的前景。
也有专家指出，输配电成本核定谈何容易。深圳电网相对独立、结构简单，以后试点推广，要核定有着交叉补贴、城乡补贴和农村补贴服务等的数万亿电网资产，像国家电网还涉及电网设备制造、发电厂、新能源、金融、传媒等辅业资产。
“电网企业拥有相关数据和知识、设备等自然垄断优势，核准人员在信息有限的情况下，仍需要电网企业提供专业数据，可能力不从心。”中国人民大学教授郑新业表示。
1月15日，国家发展改革委也批复了内蒙古西部电网启动输配电价改革的试点。有专家推测，电改全国铺开的顺序可能是深圳、蒙西、南方电网、国家电网。
蒙西地区拥有大量火电和风电资源，但窝电严重，希望通过电改解决困境。但蒙西电网试点也不轻松，复杂的交叉补贴和资产规模不定，使得输配电价难以确定。由于国家电网中长期规划
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仍未出台，蒙西电网和国家电网对于以何种方案联接双方意见不一，这直接关系到电网资产规模的确定和未来成本的测算。
仅通过输配电价核准这一项改革试点，就可以看出电改难度之大。“电改是系统性工程，要在各方共识的基础上，本着先易后难的原则，有序、有效、稳妥推进。那些大的、觉得看不准的，不会试点。可以明确地说，制定改革试点方案是为防范改革的风险。在电价改革、市场体系、售电侧放开、增量配电业务投资和新能源发展方面，都将通过试点来逐步探索改革。”王强说。
王强还告诉中国经济导报记者，9号文件是一个原则性文件，需要若干配套政策辅助才能落地，所有配套措施将在2015年年底前全部出台，近期就会出台需求最急迫的六七个配套文件，“下周就开会，很快就要征求意见，尽量争取早点出来，让电改更有可操作性。”
据王强透露，这些文件涉及放开发用电计划的具体操作方法、包括市场准入标准在内的组建交易机构的规则、电价核准办法、输配电核准方案、售电侧售电主体的准入原则等方面。
“电力竞争性领域的放开会是一个逐步的过程，计划与市场将会并行比较长的时间，有一个过渡期。市场交易状况好的会慢慢放开，而对于居民、公益性、农业用电和清洁能源这块，计划是保留的。”王强强调。
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电改再出发
规划、修法、监管一个都不能少
——2015年4月3日《中国经济导报》
【电力作为特殊商品，产、供、销要瞬间平衡，电力系统供求关系要时时平衡。如果整个电力系统的规划各自为政，就缺乏统一性、科学性与权威性，规划也就形同虚设，最终难以执行】
近日，国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下简称《意见》），确定依据“管住中间、放开两头”的体制框架，放开输配以外的竞争性环节电价，放开配售电业务，同时放开公益性和调节性以外的发用电计划。
时隔13年，电力体制改革再出发。政府在改革的顶层设计阶段如何运用市场杠杆？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？带着这些问题，中国经济导报记者采访了相关专家学者。
市场与政府相结合
“现在电力行业的主要问题是市场缺失。资源配置也好，价格制定也好，主要是通过政府来配置的。”中国经济交流中心副研究员景春梅在接受中国经济导报记者采访时表示，此次《意见》的出台，意在解决电力市场构建问题。
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她进一步分析指出，上一轮电力体制改革只实现了厂网分开，在发电侧形成了基本竞争的格局，而在输、配、售环节还是由电网统一经营，形成垂直一体化的垄断局面。调度、交易、结算以及对电力进行统供统销，发电跟售电被电网阻隔，不能进行直接谈判与交易。“当前的电力行业市场主体并不健全。”她说。
与此同时，上网定价、销售定价都由政府决定；发电量计划也经各级政府分解指标，甚至分解到每个机组。“一个企业不能自主决定生产多少产品，产品的价格是多少，这哪是真正的市场化？”景春梅说。
“新电改还原了电力的商品属性，厘清了政府、市场和企业的关系。”华北电力大学经济与管理学院教授、能源与电力经济咨询中心主任曾鸣在接受中国经济导报记者采访时表示，《意见》最突出的就是放开两头、监管中间。所谓放开两头，是指在条件逐渐成熟的情况下，发电和售电业务逐步有序推向市场。管住中间，是指在现阶段科技水平下，输电与配电环节具有自然垄断属性，不适于通过市场竞争的方式运作，还需监管。
曾鸣认为，把放开两头、监管中间作为新电改的基本路径架构，体现了市场无形之手与政府有形之手的有机配合，既符合国际电力市场化改革的基本特征，又符合我国电力改革的实际。“根据国际经验，电力改革一般分步实施，不可能一蹴而就。”他说。
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协调配合，统筹规划
十八届三中全会《决定》指出，让市场在资源配置中起决定性作用，更好地发挥政府作用。“新电改的核心内容之一是加强监管、加强统筹规划、加强供电可靠和安全。其中，统筹规划是最薄弱的环节。”曾鸣说。
电力作为特殊商品，产、供、销要瞬间平衡，电力系统供求关系要时时平衡。如果整个电力系统的规划各自为政，就缺乏统一性、科学性与权威性，规划也就形同虚设，最终难以执行。事实上，十几年来，电力行业在整体规划与运行方面仍存在种种痼疾。
厂网规划不协调问题便是一例。13年前厂网迅速分开，成立了五大发电集团公司、两大电网公司和四大辅业集团。“各自分家后，各做各的规划，各跑各的路条，电网规划与电源规划之间出现严重不协调。”曾鸣分析指出，如此一来，电厂超前建成电网却没有同步跟上，送不出去电造成资源巨大浪费；电网早已搭建完毕，电源还没建好，造成电网资源的浪费。不管是前者还是后者，都造成了电力资源的浪费。
又如，近几年西北地区出现的“弃风”、“弃光”现象。风能与太阳能属于可再生能源，弃风、弃光，以煤炭等不可再生且有污染排放的能源来补给，拆东墙补西墙，这是对整体资源的最不优
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化配置与最大浪费。数据显示，2014年上半年全国平均弃风率达8.5%，部分地区弃风现象依然严峻，新疆弃风率达到17.25%，吉林弃风率达到19.75%。
“这暴露了我国能源规划、建设和运行中的矛盾。”曾鸣进一步分析指出，横向来看，各种电源间多源互补充分协调，才能发挥最好的效益。纵向而言，源、网、荷的规划也不统一——电源、电网各自规划，各地工业、商业、居民用电的用电负荷，也不会同电网、电源规划密切配合，引起发了电送不出去、送出去又落不下来的现象。
在我国经济增长与资源环境双重约束的国情下，这种只关注供应侧电力资源，不重视需求侧管理资源的传统规划方法必须彻底改革，否则难以实现“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。基于此，曾鸣认为，国家电力规划设计体系的改革是本轮电改的重中之重，也是电改成败的关键之一。
曾鸣说，未来扩大可再生能源比例的同时，需要加强节能减排。大幅增加发电侧风电和太阳能的比例，控制火电燃煤与污染排放，同时提高分步式发电。“当电力系统由过去的单侧随机性逐步过渡到双侧随机性时，对电力系统的安全运行也会是一个巨
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大挑战，因此更需要做好统筹规划，建立和维护电力市场的秩序。”他表示。
完善立法，于法有据。《意见》指出，立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。现行的《电力法》修订于1996年，至今已近20年。在形势、条件、环境都发生巨大变化的前提下，《电力法》与当前很多实际情况都有抵触，如果不修订有关法律、法规、政策、标准，新电改就无据可依。此外，一些配套改革政策也亟待出台。
“新电改有两大背景，一是能源革命的战略构想，一是全面建设法治社会。法治社会要求所有的改革于法有据，不可以行政方式为之。”曾鸣强调，为了推动新电改向前走，要赶紧修订法律法规，而且修法的工作量很大。《电力法》的修改与《意见》电力改革方案细则的制定要协调配合，齐头并进。法律的条款要配合电改具体实施的要求，同时电改细则的制定也要依据相关的法律法规。
曾鸣指出，在法规建设方面，尽快重新制订《电力法》，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，明确电力市场主体各自的法律定位，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。与此同时，与
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《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。
监管与服务并重。“不该政府管的，理应放出去，但这并不等于政府完全退出了市场，而是转变职能——由过去制定计划、制定价格转变为去监管市场、监管价格；检验市场是否公平交易，售发电企业是否公平交易，是否存在违规操作；保证发电企业稳定、可靠、安全供电；提高售电公司用户服务质量。”景春梅谈道。
此外，政府要做好输配电价成本的监管，是不是给企业带来的利润率过高、是不是超过了社会平均利润率、是否有操纵价格的嫌疑。
《意见》指出，政府应完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管，加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管，切实保障新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。还要加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。
“最重要的是为企业创造一个公平竞争的环境。”景春梅指出，售电侧方面，《意见》明确有五大类企业将有可能成为新的售电主体，售电主体除了发电企业，还包括其他高新区的一些售
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电企业。“所有这些售电主体能否公平竞争？企业在交易以及提供电力服务的过程中是否提供安全、可靠、优质的服务？是否达到安全供电的标准？这些都需要政府去监管、服务。”
而在减少和规范电力行业的行政审批方面，政府需进一步转变职能、简政放权，取消、下放电力项目审批权限，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，完善市场规划，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。
同时，政府还需要建立健全市场主体信用体系，规范市场秩序；建立企业法人及其负责人、从业人员信用纪录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查；加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。
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取消电费交叉补贴影响几何？
曾鸣 华北电力大学教授
------2015年4月10日中国电力新闻网
近年来，电力行业交叉补贴问题在保障民生方面起到了重要作用，但同时在一定程度上阻碍了我国电力工业的市场化进程。交叉补贴是否有存续必要？取消后是否会影响国民经济发展？这些都是令人深思的问题。
一、交叉补贴现状及存在问题
我国电力行业的交叉补贴是利用盈利领域（工商业用电以及发达地区）的收益来补贴非盈利领域（居民、农业用电以及贫困落后地区）。以广东和贵州为例，在交叉补贴措施下，两省用电价格如右表所示。
可见，此措施将居民用电和农业用电的电价保持在较低水平，但是却抬高了工商业用电的电价水平。
交叉补贴措施目的是保障民生和维护社会稳定，但工商业用电电价的提高会增加企业的生产成本，从而导致两种可能后果：一是削弱企业利润，降低企业市场竞争力，不利于国民经济的整体发展；二是企业为保利润而提高产品价格，居民消费者购买的是“加价”后的产品，不利于民生的改善。此外，较低的居民用电价格也会影响到用户对电价的需求响应，当电价水平较低时，用
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户对电价的负反馈响应不明显，不利于节能减排和需求侧管理工作的推进。
由此看来，交叉补贴的存在有可能已经偏离了政府改善民生的初衷。下面通过经济学分析进一步探讨。
二、取消交叉补贴的经济学分析
为分析交叉补贴取消前后对国民经济的影响，我们选取了GDP和人均可支配收入作为两个重要指标，并提出以下假设：一是居民用电量对电价的弹性较小，故用电改变量忽略不计；二是交叉补贴取消后全社会折旧、税收、企业储蓄和转移支付不变，据此可构建GDP与人均可支配收入之间的回归分析模型；三是用电总量可大致反映工商业发展水平，进而体现国民经济发展水平，据此可建立GDP与工商业用电量之间的联动模型。
在以上假设和模型建立的基础上，我们搜集了贵州省2010～2014年的工商业和居民用电电价、用电量、GDP总量以及人均可支配收入等作为基础数据进行测算。
测算结果如下：贵州省2010～2014的GDP可分别增加544.5亿元、701.7亿元、868.0亿元以及951.9亿元；城镇居民年人均可支配收入可分别增加1046.6元、1348.9元、1668.4元以及1829.7元，人均每年多付电费仅为49.6元、59.3元、72.79元以及76.28元；农村居民年人均可支配收入可分别增加
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312.4元、402.7元、498.0元以及546.2元，人均每年多付的电费仅为16.1元、19.26元、23.7元以及24.8元。
上述分析结果中GDP与人均可支配收入均有显著提高，但城乡居民因此额外支出的电费并不算多。也就是说，无论是在国民经济的发展还是民生的提高方面，取消交叉补贴均有明显的效益。
三、实施建议
交叉补贴机制的改革，是对现有电价结构的重大调整，不仅关系到电力行业稳定有序发展，也关系到国民经济和社会民生等重要层面，在实施的过程中需要注意改革的方式及后果。在此，笔者提出以下几点建议：第一，交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。改革应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业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，最终形成无交叉补贴、能够真实反映供电成本的销售电价体系。
第二，交叉补贴机制改革应保护民生，不可盲目提价。盲目的提价只会增加民众对电力行业垄断性的误解，因此可以通过生命线电价的方式调整居民电价，即规定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
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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。
第三，应发挥电网企业在社会普遍服务中的重要作用。电网企业除了以追求售电量和利润为企业经营导向，还具有明显的公共事业企业特征。因此，改革需要重点发挥电网企业在社会普遍服务中的重要作用，对交叉补贴机制重点扶持的地区提供 “兜底”服务，即在售电侧市场放开的情况下，这类地区仍享有一定的电价优惠，从而实现保障民生与促进国民经济发展“双轨齐下”。
四、结语
一直以来，社会普遍认为交叉补贴是能够保障民生的重要措施，但由经济学分析可以看出，取消交叉补贴不仅能促进国民经济发展，更能够进一步改善民生。交叉补贴机制的改革，也应当成为电价机制改革的重要内容，并且在改革政策设计时，应当做到“既不保守、也不冒进”，否则将不仅失了经济，更丢了民生。（作者系华北电力大学教授）
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当电改遇上混改
曾鸣 华北电力大学教授
------2015年4月14日新华网
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营资本参与是合理的且有利于电力市场健康有序发展的。
作为电力产品价值链的中间环节，输配电价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，对于推动能源体制改革、还原能源商品属性具有积极意义。
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，必须是用得越多越贵，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。
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自2002年电改实施以来，在党中央、国务院的领导下，取得了不少成果，这是有目共睹的。过去13年的改革，有效促进了电力工业的发展，提高了电力普遍服务水平，形成了初步市场化体系，完善了电价机制，这些成绩都为后续深化改革积累了宝贵的经验。
但是，随着社会经济的发展和时代的进步，原有的改革思路和进程已经无法完全满足现有实际需求，改革过程中出现了种种问题：缺乏顶层设计和规划，政府职能履行不到位；市场化程度较低，价格机制扭曲，资源利用率不高；可再生能源发展受阻；政府监管和市场力作用不协调；立法滞后，法律法规、政策标准都无法适应发展需求等等。电力工业是事关我国能源安全和经济社会发展的基础性行业，上述问题不解决好，将直接动摇我国的立国之本、影响国计民生。因此，正如《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称《意见》）中所说，深化电力体制改革是一项紧迫的任务，随着社会各界对加快电力体制改革的呼声越来越高，推进改革的社会诉求和共识越来越大，加上正值我国进行深化经济体制改革和能源革命的关键时刻，政策环境、经济条件、技术水平、社会诉求都处于有利位置，因此进一步推进电力体制改革应该说是大势所趋。
作为本次电改的核心文件，《关于进一步深化电力体制改革
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的若干意见》是通过“中发[2015]9号文”下发的。经过研读，感觉新方案的总体思想还是符合预期的。《意见》中对于深化电力体制改革的总体思路比较符合我国国情和国家战略方针，也符合十八届三中全会的改革思路和《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》的文件精神，所提出的“建立健全电力行业‘有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效’的市场机制”的基本目标也契合实际需求。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。仔细研读《意见》内容，有几个关键内容值得我们关注和分析，包括推进输配电价改革、建立相对独立的交易机构、放开配售电业务、加强统筹规划和科学监管等。
有序推进输配电价改革 妥善处理交叉补贴
本轮电改方案的亮点之一是提出“输配电价逐步过渡到按‘准许成本加合理收益’原则，分电压等级核定”。输配电价的改革基本在“放开两头，监管中间”的改革体制框架内，通过改革实现了
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电网企业盈利模式的转变，体现了自然垄断环节的公共事业属性。作为电力产品价值链的中间环节，输配电价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，对于推动能源体制改革、还原能源商品属性具有积极意义。深圳市输配电价改革试点将为其他地区输配电价改革积累经验，有利于政府逐步实现对全国输配电价监管的科学化、规范化和制度化。
具体而言，输配电价改革对于整个电力体制改革的意义在于：（1）进一步推进电力市场化改革的迫切需要。输配电价机制与深化电力体制改革，推进电力市场化有着密切的关系，电力体制决定了输配电价机制，而输配电价机制对电力体制改革目标的实现有重要支撑作用。（2）促进电网健康发展的客观要求。建立独立、规范的输配电价机制，对电网输配电业务实行成本加收益管制方式，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。（3）完善政府定价监管的重要举措。十八届三中全会指出，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环
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节。输配电环节具有自然垄断的特性，推进输配电价改革，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。
当然，在我国电价改革绕不开交叉补贴问题。《意见》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，逐步减少销售电价中交叉补贴。另外，交叉补贴机制改革应兼顾民生，在交叉补贴改革的过程中不应盲目提价，要作综合考虑。
明确电网企业的定位 建立相对独立的电力交易机构
以能源革命为背景的新一轮电力改革，必然是一场重建价值观、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
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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。
一、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。电网企业在之前电改进程中一直备受关注，我们一贯不赞成通过简单拆分来实现表面上的“市场化”。相反，因其具备自然垄断属性，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。
二、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
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环境带来的负面影响，必须是用得越多越贵，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。
至于为什么本次电改提出的是交易机构相对独立？我们要从交易独立的几个条件来分析。一般认为，交易机构独立有三个条件：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。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。在上述三个条件不具备、电力市场化程度仍然较低的情况下，我国电力交易机构的独立运作缺乏相应的体制机制保障和平台条件，因此在现阶段将电力交易机构从电网中完全独立不合时宜。
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。售电侧改革被认为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。
一是鼓励社会资本投资配电业务。《意见》中提出，逐步向
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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；另一方面，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。
二是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
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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，避免地方政府权力过大的现象。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1998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。
三是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。《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
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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。
不过，虽然本次“9号文”中明确提出要稳步推进售电侧改革，放开配售电市场，但要真正实现售电侧放开还有很长的路要走。售电侧市场如何放开，交叉补贴、普遍服务问题如何考虑，市场规则如何设计以维护市场公平和保障市场效率，如何监管多元化市场主体，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接入等等问题，都需要引起顶层设计者的关注和慎重考虑。
加强电力统筹规划 强化政府科学监管
纵观国外成功的规制改革，无不伴随着完善的配套法律法规，电改是关系到我国经济社会发展的重大战略，因此必须做到有法可依、有法必依。同时，以立法为基础实现电力系统的统筹规划，强化政府科学监管，是实现电改目标的重要保障。
首先，要实现能源革命目标，必须重点改革及切实加强电力行业的统筹规划。《意见》中重点提到各级电力规划之间的协调问题、电力规划与能源规划之间的协调问题，并且把优化规划和
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安全运行作为重点任务之一，这充分反映了两者的重要性。
与其他公共事业不同，电力系统是一个连续运行系统，其电能生产、供应、使用是在瞬间完成的，并需保持平衡。因此，电力行业的规划、决策与运行天然具有整体性，在规划过程中，必须保持这种天然整体性不被割裂，否则不仅必然造成重复建设和资源浪费，还会严重影响电力系统的安全稳定运营。
《意见》中提出，要切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，因此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。长期以来，节能工作在电力体系中都没有真正作为一项重要工作来实施。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，是可以完全满足用电需求增长情况下的真正意义上的“大节能”。尤其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。
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其次，强化政府的科学监管是电力体制改革成功实施的保障。《意见》中提出，要完善电力监管组织体系，保证售电侧改革和用户电力交易的稳妥进行。要实现这一点，必须要完善我国的电力监管组织体系，构建组织结构健全，自律、监督、服务、协调等职能完备的电力监管组织，加强对电力投资、电力行业运营的监管力度，保障新能源的高效开发利用并促进节能减排。同时，要进一步转变政府职能，行政审批事项都要规范、简化程序，通过完善市场规则保证市场交易、规划方案的有效落实。用政府权力的“减法”，换取市场活力的“乘法”。
第三，电力体制改革的成功实施，必须以完善的立法为基础。《意见》中提出，政府在设计制订适应改革的政策法规和制度框架中应起主导性和决定性作用。我们认为，以下几点值得关注：
1、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。
2、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。
3、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
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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。
4、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。
当然，电力改革过程中需要考虑和关注的问题远不止以上几点，本轮电改需要我们探讨的问题也很多。本文仅结合本次改革方案提出的几个重点任务，从个人角度进行了解读和分析。至于电改下一步如何落实、配套措施如何布局、对改革过程中潜在的风险如何进行控制和管理等问题，还需我们的顶层设计者和决策者统筹考虑后给出答案。
（作者系华北电力大学工商管理学科学术委员会主任、能源与电力经济研究咨询中心主任）
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提高需求侧终端用电效率
2015年4月21日《中国电力报》——曾鸣
4月9日，国家发展改革委、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》（下称《通知》）。日前，记者就相关专业问题请教华北电力大学曾鸣教授。
记者：电力需求侧管理主要包含哪些内容？有何经济实效？
曾鸣：电力需求侧管理通过采用有效的措施，引导电力用户科学用电、合理用电、节约用电，进而提高电能利用效率，优化资源配置，实现节能减排。电力需求侧管理主要内容概括起来包括能效管理、负荷管理和有序用电等。实施DSM对于电网企业来说，可以减少电网峰谷差，平滑负荷曲线，改善电网运行的经济性和可靠性；对于用户来说，可以促使户改变消费行为，主动参与节能节电，并获得相应的经济效益；对于社会来说，可以减少资源能源消耗，实现节能减排目标。
记者：国际普遍使用的电力需求侧管理模式有哪些？
曾鸣：电力需求侧管理自上世纪90年代起陆续引入世界各国后，成为世界范围内可持续发展战略的重要保障措施。总的来说，需求侧资源主要包括能效资源和需求侧响应资源，其中需求响应资源又分为基于价格的需求响应和基于激励的需求响应。当
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前，国外电力需求侧管理措施主要有签订能源绩效合同、负荷控制、节能信息宣传、可中断电价、分时电价和实 时电价等，而我国需求侧管理的措施主要有峰谷分时电价、可中断电价、直接负荷控制、蓄能工程、用户宣传等。
记者：目前我国供电企业需求侧管理有什么特点？具体效果如何？
曾鸣：9号文发布前，我国虽然进行了DSM试点工作，但规模有限，而且手段相对单一，电网企业也缺少实施DSM的积极性。9号文发布后，售电侧和竞争性电价都要逐步推向市场，售电企业实施DSM是可以盈利的，这给多种DSM管理手段的实施创造了有利的条件，过售电企业或者节能企业等专业化公司实施较为大规模、多元化的DSM成为可能。
记者：未来电力需求侧管理还需做好哪些工作？
曾鸣：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，是实现电力系统清洁、高效、安全发展的重要措施。未来还需要做好：第一，完善DSM相关政策与法律法规；第二，将需求侧资源引入到售电侧市场中，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有效用电方式，加快典型项目试点及逐步推广；第三，建立科学合理的电价形成
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机制，以促进DSM工作的有效开展；第四，逐步推进合同能源管理机制，培育节能服务市场和需求响应市场。
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