6大電改配套文件，看點有哪些？

今日（30日），國家發改委、國家能源局正式公布6大電力體製改革配套文件。包括：
《關於推進輸配電價改革的實施意見》
《關於推進電力市場建設的實施意見》
《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》
《關於有序放開發用電計劃的實施意見》
《關於推進售電側改革的實施意見》
《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》。

6大電改配套文件詳解

結合推進實施新一輪電力體製改革答記者問的部分內容，小編對這6大電改配套文件進行解讀。

輸配電價改革方麵

輸配電價改革方麵，主要措施包括逐步擴大輸配電價改革試點範圍。在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，將安徽、湖北、寧夏、雲南、貴州省(區)列入先期輸配電價改革試點範圍，按“準許成本加合理收益”原則核定電網企業準許總收入和輸配電價。開展輸配電價測算工作。

看點

電價改革是電力體製改革的重要內容。《中共中央國務院關於進一步深化電力體製改革的若幹意見》部署了單獨核定輸配電價、有序放開輸配以外的競爭性環節電價的改革任務。《關於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係。

單獨核定輸配電價是實現市場化交易的基礎，是放開競爭性業務的前提，對於還原電力商品屬性，全麵實現電力體製改革目標具有重要意義。具體來說，主要體現在以下四個方麵：

一是降低企業和社會用電成本。改革後，輸配電價相對固定，發電價格的波動將直接傳導給售電價格。當前，在電力供需較為寬鬆、煤價降低的情況下，擁有選擇權的電力用戶通過與發電企業直接交易，可以降低用電成本，從而為電力用戶帶來改革紅利。

二是發揮價格調節供需的作用。價格信號的順暢傳導將形成消費帶動生產、生產促進消費的良性循環。就電力生產而言，“以銷定產”將抑製發電企業的盲目擴張衝動；就電力消費而言，市場化的定價機製將有效抑製不合理的用電需求。

三是規範電網企業運營模式。改革後，電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費，不再以上網電價和銷售電價的價差作為主要收入來源，可以保證其向所有用戶公平開放、改善服務。

四是加強對電網企業的成本約束。通過嚴格審核電網企業準許成本，可以促進電網企業改進管理，核減不合理支出，抑製不合理投資，降低成本，提高效率。

電力市場建設方麵

電力市場建設方麵，組建相對獨立的電力交易機構。搭建電力市場交易技術支持係統。建立優先購電、優先發電製度。建立相對穩定的中長期交易機製。完善跨省跨區電力交易機製。建立有效競爭的現貨交易機製。建立輔助服務交易機。形成促進可再生能源利用的市鋤製。建立市場風險防範機製。

看點

哪些企業或用戶可以成為市場主體

《關於推進電力市場建設的實施意見》明確，電力市場主體包括各類發電企業、供電企業(含地方電網、躉售縣、高新產業園區和經濟技術開發區等)、售電企業和電力用戶等。各類市場主體均應滿足國家節能減排和環保要求，符合產業政策要求，並在交易機構注冊。參與跨省跨區交易時，可在任何一方所在地交易平台參與交易，也可委托第三方代理。

在準入條件上，對發電企業和用戶的基本要求是：

——參與市場交易的發電企業，其項目應符合國家規定，單位能耗、環保排放、並網安全應達到國家和行業標準。新核準的發電機組原則上參與電力市場交易。

——參與市場交易的用戶，應為接入電壓在一定電壓等級以上，容量和用電量較大的電力用戶。新增工業用戶原則上應進入市場交易。

——符合準入條件的用戶，選擇進入市場後，應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。對於符合準入條件但未選擇參與直接交易或向售電企業購電的用戶，由所在地供電企業提供保底服務並按政府定價購電。用戶選擇進入市場後，在一定周期內不可退出。

電力交易機構組建和規範運行方麵

電力交易機構組建和規範運行方麵，電力交易機構組建和運行將堅持市場化改革方向，適應電力工業發展客觀要求，以構建統一開放、競爭有序的電力市場體係為目標，組建相對獨立的電力交易機構，形成公平公正、有效競爭的市場格局，促進市場在能源資源優化配置中發揮決定性作用和更好發揮政府作用。

看點

交易機構相對獨立。實施意見提出，將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構管理運營與各類市場主體相對獨立。依托電網企業現有基礎條件，發揮各類市場主體積極性，鼓勵具有相應技術與業務專長的第三方參與，建立健全科學的治理結構。

交易機構界定為不以營利為目的，在政府監管下為市場主體提供規範公開透明的電力交易服務。交易機構主要負責市場交易平台的建設、運營和管理；負責市場交易組織，提供結算依據和相關服務，彙總電力用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同；負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。

交易機構組織形式多樣，可以采取電網企業相對控股的公司製、電網企業子公司製、會員製等多種形式。電網企業相對控股的公司製交易機構，由電網企業相對控股，第三方機構及發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體參股。會員製交易機構由市場主體按照相關規則組建。

放開發用電計劃方麵

放開發用電計劃方麵，通過直接交易、電力市場等市朝交易方式逐步放開發用電計劃。同時建立優先購電製度，通過發電機組共同承擔、加強需求側管理、實施有序用電、加強老少邊窮地區電力供應保障，來保障優先購電製度的推行。建立優先發電製度，通過留足計劃空間、加強電力外送和消納、統一預測出力、組織實施替代，同時實現優先發電可交易四項措施，來保障優先發電製度的推行。

看點

為保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網，《實施意見》明確了建立優先發電製度的要求，提出了措施：

一是留足計劃空間。《實施意見》明確，各地安排年度發電計劃時，要充分預留發電空間。其中，風電、太陽能發電、生物質發電、餘熱餘壓餘氣發電按照資源條件全額安排發電，水電兼顧資源條件、曆史均值和綜合利用要求確定發電量，核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發電。

二是加強電力外送和消納。《實施意見》提出，跨省跨區送受電中原則上應明確可再生能源發電量的比例。

三是統一預測出力。《實施意見》明確，調度機構統一負責調度範圍內風電、太陽能發電出力預測，並充分利用水電預報調度成果，做好電力電量平衡工作，在保證電網安全運行的前提下，促進清潔能源優先上網；麵臨棄水棄風棄光情況時，及時預告有關情況，及時公開相關調度和機組運行信息。

四是組織實施替代，同時實現優先發電可交。《實施意見》要求，修訂火電運行技術規範，提高調峰靈活性，為消納可再生能源騰出調峰空間。鼓勵開展替代發電、調峰輔助服務交易。

售電側改革方麵

售電側改革方麵，逐步放開售電業務，鼓勵越來越多的市場主體參與售電市常優先開放能效高、排放低、節水型的發電企業，以及單位能

耗、環保排放符合國家標準、產業政策的用戶參與交易。整合互聯網、分布式發電、智能電網等新興技術，促進電力生產者和消費者互動，向

用戶提供智能綜合能源服務，提高服務質量和水平。建立規範的購售電交易機製，在改進政府定價機製、放開發電側和售電側兩端後，對電網

輸配等自然壟斷環節和市場其他主體嚴格監管。

看點

《實施意見》指出，向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體，有利於更多的用戶擁有選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平。

《實施意見》明確，電網企業對供電營業區內的各類用戶提供電力普遍服務，保障基本供電，承擔其供電營業區保底供電服務；發電企業及其他社會資本均可投資成立售電公司；擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。

售電側改革後，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。

有機構認為：售電端改革為低成本電力公司帶來較大機會。由於傳統的固定電價規則，長期的供需錯位導致電力行業出現供給過剩。與火電相比，水電企業每度電價成本大約低一毛錢，但低成本卻無法帶來更高的利潤，在售電側未放開之前，這一利潤全部被電網分享。

隨著電改方案及配套政策的出台，電網公司賺走的水火電價差會逐漸回歸到電企當中去。這將為水電企業帶來翻倍的利潤。售電側放開後，高成本的小火電企業將會被淘汰，低成本將成為水電企業最為核心的競爭優勢。

燃煤自備電廠監督管理方麵

加強和規範燃煤自備電廠監督管理方麵，嚴格新建機組能效、環保準入門檻，落實水資源管理“三條紅線”控製指標。持續升級改造和淘汰落後火電機組，切實提升自備電廠能效、環保水平。執行統一的產業政策和市場規則，推動自備電廠成為合格市場主體，公平參與市場交易。

看點

我國自備電廠主要集中在鋼鐵、水泥、電解鋁、石油化工等高載能行業，分布在資源富集地區和部分經濟較發達地區，機組類型以燃煤機組為主，燃煤自備機組占70%以上。2014年，我國自備電廠裝機容量已超過1.1億千瓦，約占當年全國總發電裝機容量的8%左右。

《意見》中強調，企業自備電廠的自發自用電量，也應承擔並足額繳納國家重大水利工程建設基金、農網還貸資金、可再生能源發展基金、大中型水庫移民後期扶持基金和城市公用事業附加等依法合規設立的政府性基金以及政策性交叉補貼，各級地方政府均不得隨意減免或選擇性征收。

《意見》明確規定，京津冀、長三角、珠三角等區域禁止新建燃煤自備電廠；同時，裝機明顯冗餘、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。