导读：此次电力体制改革围绕在可竞争领域建立市场，在自然垄断领域实施有效监管而展开，核心涉及到输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和运行、放开发用电计划、售电侧改革五个领域。

　　原标题：新电改：以“市场之制 监管之手”落实改革红利

　　　　一、向改革要红利

　　十八大以来，我国的经济和社会发展进入了新阶段。新时期挑战和机遇并存。一方面，改革和开放的红利中较为容易的部分已经实现，改革进入了深水区。另一方面更要看到，中国经济社会发展的潜力巨大，前景光明，有大量的红利有待进一步挖掘。这样的背景下，需要大无畏的精神，以强有力甚至是革命性的手段来突破各种阻碍，挖掘生产力的潜力，以改革来实现红利。

　　能源领域以其面临的挑战以及巨大的潜在红利，在十八大之后被党中央、国务院和人民寄予厚望。近年来，我国成为世界第一大能源消费大国，能源可持续发展正面临巨大挑战：一是需求旺盛，供给压力巨大。在经济大幅增长、能耗水平已经较高的情况下，我国本身的能源供给增长速度落后于能源需求增长速度，油气资源尤其明显。二是经济结构较重，第二产业仍然是国民经济核心，尤其是其中的高耗能产业产能和能耗多年高居不下。三是能源生产、消费过程中利用的负外部性明显，能效和能源质量偏低等一系列因素造成了如环境污染等负外部性问题；以煤为主的能源供给结构又进一步恶化了污染问题。四是能源价格非市场化扭曲，受我国传统价格体制的影响，能源价格整体上无法体现能源生产与供应的全部成本，在一定程度上存在扭曲，且政府挑战能源价格的困难巨大。五是能源安全压力巨大，重要能源对外依存度逐年上升，应付价格冲击和数量冲击的工具匮乏，能力不强。

　　鉴于此，习近平总书记提出了“能源革命”战略，李克强总理也做出了重大部署，中央深改组推出的22号文也以电力产业为着眼点，率先拉开了能源改革的大幕。而能源革命的全面推进，将成为节约能源、改善能源结构、保护生态环境和应对气候变化的重要推动力，可以有效促进经济发展转向低碳方式转变，从而推进生态文明建设。

　　纵观能源消费、能源供给、能源技术和能源体制等四大方面的能源革命，我们认为，理顺能源价格形成机制、还原能源商品属性是核心要义。而从能源种类来看，电力是重要的能源品种之一，电力领域的问题也较为集中、更具代表性和急迫性，电力改革是整个能源改革的“杠杆改革”，是能源革命的突破口。在能源革命的大背景下，本轮电力改革将本着“能竞争的地方充分竞争，不宜竞争的部分有效监管”的原则，充分发挥市场在电力领域的基础性作用，辅之以强有力的政府监管之手，以改革实现电力领域潜在红利。

　　二、紧紧围绕中心任务，以市场竞争和政府监管实现改革红利

　　此次电力体制改革围绕在可竞争领域建立市场，在自然垄断领域实施有效监管而展开，核心涉及到输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和运行、放开发用电计划、售电侧改革五个领域。我们认为，此次电力体制改革巧妙地将经济理论应用于电力领域的特殊性中，如考虑了市场机制与非市场机制对电力行业的不同影响、区分了电力的竞争性领域和非竞争性领域，充分展现了此轮电力市场改革的专业性与政策性。

　　同时，电改“九号文”以2002年的“五号文”以及随后的实践为基础，继承了中国改革的渐进、尝试的经验。配套文件中的多项条款都充分体现了电改的有序性，避免了激进式改革的缺点。

　　另外，本轮电改还汲取了国外电力体制改革的经验与教训，如组建电力交易机构、设定“两个确保”和紧急接管制度等，防止国际上电力改革后电价波动状况的出现。

　　总的来看，本轮电改及其配套措施体现了以下几大特征：

　　（一）明确目标，聚焦三大改革红利

　　综合中央9号文和配套文件的内容，不难看出，此次改革的首要特征就是向改革要红利。具体说来，各项措施明确指向三大潜在红利：一是通过市场优胜劣汰，在发电侧优化电力生产结构，用高效率电厂替代低效率电厂；通过政府之手，进一步挖掘清洁能源的潜力。双管齐下，提高电力生产效率，降低煤炭消耗总量，减少电力生产过程中的污染。二是打破现行的“独买”和“独卖”模式，把电网“高速公路化”，对电网服务实行“成本加成”定价，同时对电力成本实行有效监管，以获取垄断效率提升的红利。三是在需求侧理顺价格体系，减少电力消费过程中的效率损失，并创造条件，接入更多的清洁电力，以实现消费革命的红利。

　　（二）落实十八大精神，以市场取向在发电侧和售电侧促进竞争

　　发电侧是一个可以竞争的、市场应该起到优胜劣汰作用的领域。现实的情况是各个企业发电的小时数由政府来决定。煤耗低、效率高的机组发电小时数甚至低于煤耗高、效率低的小机组。效率高的机组不能多发电，甚至存在小时数倒挂的情况。这里显然存在巨大的改进空间。有研究表明，若有市场自作用，效率高的机组就会代替效率低的机组，维持现有的负荷不变，少消耗的标煤数将以亿吨计。因此，推进发电侧的市场化建设是整个电改的重中之重，是主要红利的所在。

　　与此同时，理论和国际经验都表明，传统上由电网独家经营的售电侧也是可以竞争的。售电侧的竞争会使得价格起作用，更多的可再生能源得以接入，电力需求可以在时间上和空间上得到更合理的安排，不仅能提升需求侧的效率，对发电侧的效率提升也有重要的作用。配套文件的核心内容就是落实十八大让市场起决定性作用的精神，把过去电力产业的“电网企业独买、独卖、政府定价”，改革为“多买多卖、市场定价”，还原电力的商品属性。本轮电改在市场化方面的举措有：

　　1、配套文件的多个部分都是围绕确立市场竞争的主体，即电力的买家和卖家，为电力的买和卖创造条件。

　　在配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》的第一部分“总体要求和实施路径”中提出“遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律”、“引入市场竞争、打破市场壁垒、无歧视开放电网”、“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”。

　　在配套文件四《关于有序放开发用电计划的实施意见》的“总体思路和主要原则”中提到“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”。

　　在配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》的“指导思想”中提到“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”。在“基本原则”中提到“坚持市场方向。通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，完善电力市场运行机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场”。

　　在配套文件六《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的“基本原则”部分中提到“坚持公平竞争的原则。执行统一的产业政策和市场规则，推动自备电厂成为合格市场主体，公平参与市场交易”。

　　2、确保价格的形成从过去的由政府确定过渡到由市场决定

　　价格的高低直接关系到企业的效益和生死存亡，因此是买卖双方的核心利益。确保价格由市场形成，并反映市场的供求状况不仅是改革的目的，也是电力改革能否成功的标志。例如，在配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》第三部分“主要任务”中提到，“按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格”。在配套文件四《关于有序放开发用电计划的实施意见》第四部分“切实保障电力电量平衡”提到，“组织符合条件的电力用户和发电企业，通过双边交易或多边交易等方式，确定交易电量和交易价格”。在配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》的“市场化交易”中提到，“放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定”。

　　在这些市场机制确定价格之外，为了控制自备电厂对电力交易的干扰，降低企业把公用电厂改为自备电厂的动机，在配套文件六《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》第五部分“承担社会责任，缴纳各项费用”中提到，“备用费标准分省统一制定，由省级价格主管部门按合理补偿的原则制定，报国家发改委备案。向企业自备电厂收取的系统备用费计入电网企业收入，并由政府价格主管部门在核定电网企业准许收入和输配电价水平时统筹平衡。随着电力市场化改革的逐步推进，探索取消系统备用费，以市场化机制代替”。第六部分“加强综合利用，推动燃煤消减”中提到，“在风、光、水等资源密集地区，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”；第八部分“确定市场主体，参与市场交易”中提到，“有序参与市场交易。拥有自备电厂的企业成为合格发电市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则与售电主体、电力用户直接交易，或通过交易机构进行交易”，“平等参与购电。拥有自备电厂但无法满足自身用电需求的企业，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电”。

　　即便是可再生能源，在增量部分也更多地采取市场来形成价格，而不是过去由政府来确定。例如，“规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让。鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源”。

　　3、建立促进市场发挥作用的新机构和新机制

　　和其他产业不同，电力市场有它的特殊性。要使得市场在电力交易中起决定性作用，需要创立新的机构，创建新的机制和规则。例如，在配套文件三《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》的“总体要求”中提到，电力体制改革的指导思想是“构建统一开放、竞争有序的电力市场体系”，“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”，“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”。在“基本原则”中提到，“相对独立，依规运行。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构管理运营与各类市场主体相对独立”。

　　另外，在配套文件三《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》第二部分“组建相对独立的交易机构”中提到，“交易机构应具有与履行交易职责相适应的人、财、物，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管”，“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”，“交易机构按照市场规则，基于安全约束，编制交易计划，用于结算并提供调度机构。调度机构向交易机构提供安全约束条件和基础数据，进行安全校核，形成调度计划并执行，公布实际执行结果，并向市场主体说明实际执行与交易计划产生偏差的原因。交易机构根据市场规则确定的激励约束机制要求，通过事后结算实现经济责任分担”。

　　为了确保利益相关各方的利益，交易机构的治理中纳入了交易各方的利益。在配套文件三《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》第二部分“组建相对独立的交易机构”中提到，“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”。

　　与此同时，为了规范交易各方的短期行为，政府还对相关利益方的资格和交易记录进行监管。

　　具体来说，在配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》的“信用体系建设和风险防范”部分中提到，“建立信息公开机制，省级政府或由省级政府授权的部门定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息”，“建立市场主体信用评价机制，省级政府或由省级政府授权的部门依据企业市场履约情况等市场行为建立市场主体信用评价制度，评价结果应向社会公示”；第三部分“市场主体推出”中提到，“市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。退出市场的主体由省级政府或者省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册，向社会公示”。

　　（三）在市场失灵领域中建立强大而灵活的政府之手

　　要实现改革红利，在可以竞争的市场部分，买家和卖家都不能有操纵市场的能力。例如，发电侧的几家企业若实施同时检修、降低产量、提价等串谋措施，电力市场就会产生波动。类似的情况也可能发生在售电侧。与此同时，在自然垄断部分，需要对电网企业的成本和各种行为实施有效监管。没有有效监管，在“成本加成”定价情况下，企业有很强的动机去膨胀资产，很低的动机去控制内部成本、提升效率等。而这些问题会对电力成本以及电力价格产生显而易见的影响。

　　从配套文件看，政策制定者对确保电力市场的竞争程度，确保垄断部分的成本控制有明确的认识，也采取了若干措施来预防和应对可能出现的情况。另外，电力改革中也花费了大量的精力来应对电力相关的负外部性，以及政府的普遍服务义务。

　　1、对自然垄断部分严格监管

　　对垄断企业的科学监管是政府的重要职责。政府首先在自然垄断部分重点监管电网公司的行为，防止其损害市场中的其他经营主体的利益，危及市场效率和功能的发挥。例如，在配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》“完善监管机制”中提到，“保证电力市场公平开放，建立规范的购售电交易机制，在改进政府定价机制、放开发电侧和售电侧两端后，对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体进行严格监管，进一步强化政府监管”。同等重要的，文件高度关注电网企业的成本核算，以使得电力价格尽可能地反映成本。这方面的重点工作是电网企业的成本核算。具体说来，在配套文件一《关于推进输配电价改革的实施意见》第一部分“总体目标”中提到，“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，增加社会福利”。

　　第二部分“基本原则”中提到，“电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。既要满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平，又要加强成本约束，对输配电成本进行严格监审，促进企业加强管理，降低成本，提高效率”。

　　第三部分“主要措施”中提到，“认真开展输配电价测算工作。各地要按照国家发改委和国家能源局联合下发的《输配电定价成本监审办法》（发改价格〔2015〕1347号）扎实做好成本监审和成本调查工作”，“严格核减不相关不合理的投资和成本费用”，“全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况”，“实施总收入监管与价格水平监管”。

　　2、强调市场结构，高度警惕市场势力

　　市场的建立并不会自动保证效率，若不对潜在的干扰市场运作的因素进行有效监管，卖家或者买家都可能操纵市场，使价格大规模地背离成本。在这方面，在配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》专门设立了“市场监管”方面的内容，并要求能源监管机构及地方政府电力管理部门，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管。如何确保发电企业不串谋是政策制定者需要高度关注的重大问题。

　　在售电侧也存在类似的问题。在配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》第五部分“信用体系建设与风险防范”中提到，“强化信用评价结果应用，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况下，政府可对市场进行强行干预”。

　　此外，在电网企业承担保底售电情况下，如何确保电网企业在电网售电公司和其他售电公司之间保持平等是人们关注的焦点，也是政策制定者下一步工作的重点。因此，警惕市场势力是配套文件中值得重视的地方，也是未来能源监管机构关注的重点。

　　3、确保公共领域用电、居民用电和普遍服务稳定

　　电力是经济社会发展和人民生活不可或缺的必需品。配套文件将公用事业、居民用电需求处于优先供应的特殊地位，由配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》的“建立优先购电、优先发电制度”来保证。在配套文件四《关于有序放开发用电计划的实施意见》第一部分“总体思路和主要原则”中提到，“政府保留必要的公益性、调节性发用电计划，以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。在有序放开发用电计划的过程中，充分考虑企业和社会的承受能力，保障基本公共服务的供给。常态化、精细化开展有序用电工作，有效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响”。配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》第二部分“售电侧市场主体及相关业务”中提到，“电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力的用户供电，按照政府规定收费”。

　　这些规定重新定义了政府在电力市场中的义务，既有临时性的考虑，也有长远的安排。由于我国环境税缺失（拟定中的环境税税率很低），电力需求中尤其是部分高耗能产业用电中的负外部性没有得到矫正，工商业电价补贴居民电价、维持普遍服务有效率上的合理性。

　　4、应对煤电的负外部性、支持清洁能源发电

　　电力行业的特殊性之一在于电力生产和使用过程中会产生污染和二氧化碳排放。因此，电力体制改革不可或缺的内容就是如何处理负外部性，以及激励清洁能源的发展。激励清洁能源发电方面，政府使用了“优先”来鼓励和促进。在配套文件四《关于有序放开发用电计划的实施意见》的“总体思路和主要原则”中提到，“在确保供电安全的前提下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源发电上网，促进清洁能源多发满发”。

　　在处理污染方面，配套文件五《关于推进售电侧改革的实施意见》的第六部分“组织实施”中提到，“对各类准入交易企业的能耗、电耗、环保污染水平定期开展专项督查，及时查处违规交易行为，情节严重的要追究相关责任”。在配套文件六《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》第二部分“基本原则”中提到，“坚持节能减排的原则。严格新建机组能效、环保准入门槛，落实水资源管理‘三条红线’控制指标。持续升级改造和淘汰落后火电机组，切实提升自备电厂能效、环保水平”。在配套文件六《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》第三部分“强化规划引导，科学规范建设”中提到，“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，由地方政府依据《政府核准的投资项目目录》核准，禁止以各种名义在总量控制规模外核准”、“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加优选”。

　　应该说，配套文件很好地考虑了电力生产和消费过程中的污染问题，也为清洁能源的接入和发展提供了强大的制度保障。

　　5、建立中央地方责任共同体

　　电力改革基本上以省为单位开展进行，配套文件在多个场合把电力市场运作的最终责任赋予了中央有关部委和省政府，建立了中央地方责任共同体。例如，在配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》的第五部分“市场运行”中提到，“国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力监管职责。”在自备电厂的管理方面，也规定中央的监管机构和地方政府共同负责。在配套文件六《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的第九部分“落实责任主体，加强监督监管”中提到，“各省级发改（能源）、经信（工信）、价格、环保等相关部门以及国家能源局派出机构要进一步明确责任分工，加强协调，齐抓共管，形成工作合力，确保自备电厂规范有序发展”，“规范运行改造。各省级发改（能源）、经信（工信）、价格、环保等主管部门会同国家能源局派出机构，按照职责分工对燃煤自备电厂安全生产运行、节能减排、淘汰落后产能等工作以及余热、余压、余气自备电厂运行中的弄虚作假行为开展有效监管”，“财政部驻各省（区、市）监察专员办事处加强对拥有自备电厂企业缴纳政府性基金情况的监督检查。各省级价格、能源主管部门及国家能源局派出机构加强对拥有自备电厂的企业缴纳政策性交叉补贴的监督检查。”

　　6、电力系统应急状态管理

　　电力改革过程中涉及方方面面的利益，转轨和过渡时期有可能发生不可预见的情况，因此，设想和预防应急是配套文件必不可少的内容之一。在这方面，配套文件汲取了他国的经验和教训，专门做出了制度安排。

　　例如，在配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》第五部分“市场运行”中提到，“当系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，政府有关部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，政府有关部门、国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。当市场运营规则不适应电力市场交易需要，电力市场运营所必需的软硬件条件发生重大事故导致交易长时间无法进行，以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易”。

　　在配套文件四《关于有序放开发用电计划的实施意见》第六部分“有序放开发用电计划”中提到，“在面临重大自然灾害和突发事件时，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状况，暂停市场交易，全部或部分免除市场主体的违约责任，发电全部或部分执行指令性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案”。

　　（四）综合平衡各种目标，以渐进方式推进改革

　　电力体制改革涉及技术、经济和利益分割，是当今中国乃至全球最为复杂的体系改革。改革的目标中，既要保证电力供应、又要解决污染问题，还不能有太高的电力价格。应该说，三者要同时实现是非常困难的事情，但不兼顾三者的改革措施又总会有人抱怨。因此，兼顾各种目标的配套措施考验政策制定者的能力。另外，市场化过程中政策制定者很难把所有问题都设想到，因此，配套文件采取了先在局部地区试点，总结经验之后，或逐步推广以有序释放改革红利，或及时纠正偏差以合理控制损失和不利影响。本轮电改的诸多条款也体现了渐进式改革的特点。

　　在配套文件一《关于推进输配电价改革的实施意见》的第三部分“主要措施”中提到，“逐步扩大输配电价格改革试点范围”，“试点方案不搞一刀切，允许在输配电核定的相关参数、价格调整周期、总收入监管方式等方面适当体现地区特点”，“分类推进交叉补贴改革。逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴”。

　　在配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》的第一部分“总体要求和实施路径”中提到，“有序开放发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省区电力交易机制。选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；总结经验、完善机制、丰富品种，视情况扩大试点范围；逐步建立符合国情的电力市场体系”，“试点地区可根据本地实际情况，另行制定有序开放发用电计划的路径”。第三部分“主要任务”提到，“不断完善市场操纵力评价标准”、“确保市场在电力电量平衡基础上正常运行”，第四部分“市场主体”提到，“单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易”。第七部分“组织实施”中提到，“做好试点工作。根据实际情况选择市场模式”，“落实优先购电、优先发电的途径”、“开展输电阻塞管理。加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范”、“对比分析不同试点面临的问题和取得的经验，对不同市场模式进行评估，分析适用性及资源配置效率，完善电力市场”、“继续放开发用电计划，进一步放开跨省跨区送受电，发挥市场机制自我调节资源配置的作用”、“视情况扩大试点范围，逐步放开融合。满足条件的地区，可试点输电权交易。长期发电容量存在短缺风险的地区，可探索建设容量市场”、“在全国范围内形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”、“探索在全国建立统一的电力期货、衍生品市场”。

　　配套文件三《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》第二部分“组建相对独立的交易机构”中提到，“有序组建相对独立的区域和省（区、市）交易机构，鼓励交易机构不断扩大交易服务范围，推动市场间相互融合”。第五部分“组织实施”中提到，“在试点地区，结合试点工作，组建相对独立的交易机构，明确试点交易机构发起人及筹备组班子人选。筹备组参与拟定交易机构组建方案和章程”。

　　在配套文件四《关于有序放开发用电计划的实施意见》的第一部分“总体思路和主要原则”中提到，“各地要考虑经济结构、电源结构、电价水平、送受电规模、市场基础等因素，结合本地实际情况，制定发用电计划改革实施方案，分步实施，有序推进”。第二部分“建立优先购电制度”提到，“按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障，优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争”。第六部分“有序放开发用电计划”中提到，“根据实际需要，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下，全国各地逐步放开一定比例的发用电计划，参与直接交易，促进电力市场建设”。

　　在配套文件六《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的第七部分“推进升级改造，淘汰落后机组”中提到，“要因厂制宜，实施节能节水升级改造”。

　　这些制度安排要么体现了不同目标之间的协调和兼容，要么体现了渐进的改革策略。这样的安排尽管对单个目标来说难以做到满意，但对整体任务的推进，对改革的顺利进行有重要的意义。

　　三、配套文件发布后需要进一步解决的挑战

　　尽管九号文和相关配套文件为中国电力产业的平稳运行提供了很好的起点，但要让电力体系在市场和政府监管的基础上有效运转，仍然有诸多重大挑战需要决策者予以关注。

　　（一）政府监管能力的挑战

　　在电力领域，监管与市场相辅相成。各级政府的监管是电力体制的重要组成部分，更是电力市场运行通畅的重要保障。没有强大而有效的监管，发电侧的效率红利就难以实现，甚至可能出现不如不改的情况；没有强大的监管，电网企业的投资、运营成本以及可能的利益输送问题就难以解决。因此，电力体制改革必然包含着电力监管的升级和强化。

　　但是，电力监管的升级和强化绝不是简单等同于监管领域的延伸或监管条件的变化，而是监管体系的科学建设和监管能力的有效提升。从目前看，电力监管存在“没有法源，没有设备，没有人力”的情况。没有这些，监管机构如何定义市场势力？如何确定哪些企业违法？违法哪些规定？没有人力定期、高强度监管，被监管对象可能就会不遵守规定，市场效率、改革红利因而难以实现。因此，未来必须加强监管能力建设。

　　（二）成本加成定价方式带来的挑战

　　电力体制改革的一个重要任务是理顺价格形成机制和传导机制，前者与电力生产紧密相连，后者则与输配售电相联系。从配套文件看，政府采取了较为简便易行的“成本加成定价”，即所谓的准许成本加合理收益的模式。这种方法的核心在于成本核算，包括电力生产成本、电力生产的负外部性成本、电力的输配成本等等。而由于电力生产或输配企业与电力价格监管部门之间的信息不对称，电力成本核算是一项重大挑战。从国际经验看，成本加成方法下，电力企业会有过度投资的动机，经营过程会有人浮于事的问题，也会有上下游利益输送等问题。如何进行科学有效监管是监管者未来面临的最大挑战之一。

　　（三）“两个确保”带来的挑战

　　为了兼顾特定用电主体的利益和可再生能源的接入，配套文件确立了两个确保：“确保可再生能源优先发电，确保居民优先用电”。在努力推进市场在电力市场中的主导作用的背景下，通过设计怎样的政策或市场化手段以达成这两个确保，是一个不小的挑战。由于两个“确保”都需要额外的财源来支持，如何从财务上做出一个可以解决问题，且可以持续的安排是重大挑战。

　　（四）地方政府带来的挑战

　　本轮电改地方政府热情高涨，这也引发了新的问题。问题之一是部分省市发电侧的市场集中度较高，企业之间存在串谋提价的可能。未来如何应对这一局面？是按照美国德州电改经验，要求占市场份额较大的企业出售股份，还是更细致的规定？另外，各省电力生产和消费情况不同，这包括电力生产成本、电力消费水平和结构等等，事实上存在区域之间的电价交叉补贴。而本轮电改之后，省份之间的电力补贴政策协调成为一个挑战。

　　（五）重大责任划分的挑战

　　配套文件把电力市场建设监督的最终责任赋予了中央各相关部委、国家能源局和省政府。由于三者的权限不同，政策工具不同，目标和任务也不同，三者共同负责的制度安排在实际运转中可能会面临较大的考验。若中央各部委的目标之间，以及中央部委和地方政府的目标之间有差异，如何协调平衡？因此，未来如何设计权责相符的体制是接下来决策部门急需解决的问题。

　　四、结语

　　基于“九号文”的配套文件为我国的电力市场运转建规立制，从市场主体、交易机构和方式、价格形成，到自然垄断部分的价格管制、行为约束，再到公益用电、普遍服务用电，以及促进新能源发电的“两个确保”，此轮电改以渐进、包容多个目标的方式积极推进。尽管未来仍然有各种挑战，我们相信，这一轮电改能为我们展示如何以“市场之制，监管之手”落实改革的红利。

　　原文链接：http://business.sohu.com/20151202/n429222596.shtml