11月30日，在社會各界的千呼萬喚中，國家發改委、國家能源局正式發布新一輪電改的6大核心配套文件，內容涉及輸配電價、電力市場、交易機構、發電計劃、售電側、自備電廠等改革核心層。

與5號文大刀闊斧開始、黯然而終相比，9號文在繼承和發揚的基礎上，延續了上一輪改革理念，明確了新一輪電改的大方向。而此次6大核心配套文件的出臺，也標志我國新一輪電力體制改革制度建設初步完成，將步入全面實施階段。

細看文件，不乏亮點?！赌茉础酚浾咭苍诘谝粫r間采訪了諸多專家，下面就讓我們來看看他們的精彩解讀。

▼前鋒輸配電

電價改革是電力體制改革的重要內容。中發9號文提出，妥善處理電價交叉補貼，結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩。

《關于推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確，按照“準許成本加合理收益”原則，核定電網企業準許總收入和分電壓等級輸配電價，建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系。

一直以來，我國電價中發電、輸電、配電、稅費等的占比情況都未能予以明晰，尤其是交叉補貼問題的存在，使得我國的電價構成變成了一筆糊涂賬，更為當前價格機制的完善帶來了阻力和困難。

而此次《關于推進輸配電價改革的實施意見》也進一步明確了具體要求。即在過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，經政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收。在輸配電價改革后，根據電網各電壓等級的資產、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算并單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。

“輸配電價改革是此次6個配套文件中的亮點，也是核心。輸配電價是前提和基礎，如果滯后，一定會拖延后面的改革。雖然速度一定要快，但也不能搞一刀切，有些地區節奏應慢一些，如西藏。關于試點方向毋庸置疑就是要獨立出來，7個試點省區的經驗最快可在1~2年推向全國。”中國國際經濟交流中心副研究員、能源專家景春梅向記者表示。

據悉，今年上半年，我國輸配電價改革試點范圍快速在深圳、內蒙古、安徽、湖北、寧夏、云南、貴州7個省區鋪開，試點啟動的速度超出預期，表明國家加快推進電改的決心。

“隨著改革的深入和全面推開，可比較的輸配電網的輸配成本信息也會逐漸明朗化，從而形成‘標尺競爭’的局面，這會進一步促進電網企業優化投資、降低輸配電網運維成本。”華北電力大學經濟與管理學院副教授袁家海說。

在11月30日國家發展改革委、國家能源局有關負責人就推進實施新一輪電力體制改革答記者問上，相關負責人還透露，按照各地輸配電價改革試點方案，第一個監管周期定為三年（2016—2018年）。目前，發改委已經批復內蒙古西部電網首個監管周期輸配電準許收入和電價水平，這是我國第一個按照“準許成本加合理收益”原則測算的、能夠直接用于電力市場交易的省級電網獨立輸配電價。通過成本監審核減不相關、不合理成本，降價空間將主要用于降低蒙西電網大工業電價每千瓦時2.65分錢，降價金額約26億元。

▼妥協的售電側

自9號文發布以來，全國已陸續成立了幾十家售電公司，但到目前為止，售電公司均未有實質性的業務進展，這與售電公司的市場準入條件未明，市場運營模式未定有著密不可分的關系。

《關于推進售電側改革的實施意見》明確了售電公司、市場主體等的準入和退出條件，而且也明確了售電公司可擁有增量配電網的經營權，并對售電的交易方式、交易要求、交易價格，以及結算方式進行了詳細說明。

售電側改革后，參與競爭的售電主體可分為三類：一是電網企業的售電公司；二是社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司；三是獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。

“意見顯示，電網企業又可以參與到售電了，但卻沒有規定退出機制，即具體退出市場的時間。”談及此輪電改售電側文件的力度，景春梅略顯失望的說。“按理說，我們9號文很大的亮點就是界定了電網的功能，也規定了電網的盈利模式，即電網企業應退出售電側市場，而電網企業則主要承擔保底售電的功能。但此次配套文件提及的三類企業，仍將電網企業放在了第一個部分，并沒有明確其退出的時間表，這或許會成為日后電改一個存疑的地方。”

當前，電網企業因擁有成熟的網絡、先進的技術，具備絕對的優勢，新的售電主體根本無法與其競爭。如何在短時間培育新的售電市場主體，并讓第二類售電主體充分進入，是改革的當務之急。

信達證券能源互聯網首席分析師曹寅認為，“關于民營資本或社會資本進入售電市場，應循循漸進，逐步培育。在電改放開的初期，主要交易對象仍是大用戶，以及基于原有直購電體系下的擴展。因為對于大用戶來說，最核心的要素仍是電價。我認為目前最占優勢的莫屬發電企業自己建設的售電公司，他們有望在未來5~6年成為中國售電市場的主流”。

此外，據方正證券電氣設備行業高級分析師周紫光預測，受此次電改配套文件的影響，以下三類電力企業將成為主要受益者。第一類是切入售電領域的發電公司。本輪售電側改革將首先在完成輸配電價梳理的試點地區發放售電牌照，并首先向高效、優質、清潔的發電企業放開售電側，因此試點地區（深圳、蒙西）的大型電力集團有望首批獲得售電牌照。

第二類企業是地方小電網公司。這類公司輸配售一體化，在改革過程中與單純的發電企業和電網公司相比，擁有比較優勢。改革之后，公司上游掌握電力資源，下游坐擁配電網和用戶資源，擁有較強競爭力。

第三類企業是轉型能源服務的電力設備企業。電改對于電力設備板塊的影響偏長期性，但影響程度更深，此類企業短期依托能源服務創造業績，長期具備從現有業務轉型售電和其他電力服務的基礎，有望成為改革長期受益方。

▼正本清源自備電廠

《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》對自備電廠的規劃和建設做出了嚴格的規定，不僅納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃，而且要與公用火電項目同等條件參與優選。

同時，意見還明確指出，京津冀、長三角、珠三角等區域新建項目禁止配套建設燃煤自備電廠；裝機明顯冗余、火電利用小時數偏低地區，除以熱定電的熱電聯產項目外，原則上不再新（擴）建自備電廠項目。將自備燃煤電廠與公用火電項目統籌進行管理，不僅能夠推動自備電廠的有序發展，而且能夠統籌配置資源，合理發展煤電，促進可再生能源的消納，助推我國節能減排目標的實現。

該指導意見的下發不僅充分還原了自備電廠的主體地位，還為其日后的發展帶來了利好的環境。據悉，目前自備電廠的規模仍然很大，約占全國1/7火電裝機，主要分布在山東、河南、河北、江蘇以及西北東北等高耗能地區。然而，與公用電廠相比，因為他們的主業并非電力，僅相當于一個高耗能企業的車間，因此，無論在人員素質、技術水平還是管理效率上，自備電廠與公用電廠仍有較大差距。

“把新建燃煤自備電廠納入國家火電統一規劃符合電力統籌規劃的原則，可在更大范圍上促進資源優化配置與布局。此輪改革對自備電廠來說是利好的，在按規定承擔與自備電廠產業政策相符合的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費的基礎上，允許現有自備電廠成為合格市場主體，允許在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易，就意味著過去自備電廠自己消化不了的電量和電力，可以通過參與市場交易獲取收益。”袁家海說。

“此次在配套文件中，單獨增加了自備電廠的內容，有人覺得很突兀。但實際上，這是捋順電力市場的一個重要環節。”中電聯技能鑒定與教育培訓中心主任、知名電力專家薛靜接受記者采訪時表示。

“自備電廠的電力一般都是滿足各自需求，自發自用的，也就是說它既是消費側又是供應側。在上世紀80年代自備電廠的興起極大的促進了我國工業的發展，起到了積極的作用。但是作為當前電力市場上的一批特殊電力賣家，因為可以不交公用基金，其電力價格偏低，已嚴重擾亂了市場規律。此次意見的下發正是對自備電廠的正本清源，這與分布式電源是同等考慮的。”薛靜說。

誠然，改革從來不是一蹴而就，最終能形成怎樣的格局，還需依靠市場的力量。