电力改革五大配套措施将出台
导读：电改五个关键性配套文件有望在7月底前正式出台，延宕13年后重启的新一轮电力体制改革正向核心区推进。
这表明延宕13年后重启的新一轮电力体制改革正向核心区推进。但由于涉及千亿利润蛋糕的再分配，五大配套文件遭遇各方博弈。
据该报介绍，从目前的倾向来看，电网企业或仍将参与增量配电以及市场化售电业务，交易中心及调度也在其旗下。业内人士认为，输配售难分开、调度交易难独立，改革效果将大打折扣。
3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称9号文），被誉为“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕，重点是有 序放开输配以外的竞争性环节电价、有序向社会资本开放配售电业务、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立，规范运行，就此已形成 配套文件，将在全国范围内选择综合试点协同推进。
过去两个月时间里，国家发改委已数次召集有关司局、电力企业、电网企业、协会、部分省发改委负责人等开会讨论，并到四川、新疆等地进行调研。
“电网的定位应该是输电公司，职能是为各级配电网公司提供电力，而不是去售电、抢用户，这样才能保证售电市场的公平竞争，不然改革的效果就大打折扣。”五大发电集团和地方电力企业的人士一致提出，电网企业不应该从事市场化售电业务，发电企业可以从事配电业务，并且参与输配电价政策的制定，此外要提高售电公司门槛。
但这一思路在讨论会上遭到电网的反对。“9号文中并没有禁止电网从事配售电业务，我们正在积极争取政策支持，并且研究制定公司开展市场化售电业务、公司办理售电公司业务等方案。”国网内部人士告诉《经济参考报》。
另一个博弈焦点是交易中心的“相对独立”。在发电企业人士和部分专家看来，交易中心一定要完全独立于电网企业才能公平。而电网企业则认为，电力市场分为省内市场和国家层面的跨省跨区市场两类，交易机构要设在电网企业内部，进行统一结算，负责组织日前的交易（不含日前市场），而调度机构负责日前及日内平衡，这样有利于市场起步。
“目前总的框架思路是，只要符合基本的门槛，工业园区、分布式电源、公共服务行业、节能服务公司、发电企业、社会资本都可以从事售电和增量配电业 务，配售电公司允许有自己的中低压配电站和配电网。而电网企业也可以从事市场化售电和增量配电业务，但会对其有政策限制，给予其他售电主体一些生存空 间。”政策制定部门有关人士向该报透露。
而在交易中心和交易市场的建立上，目前的共识是每个省都可以“自下而上”申请试点，如果涉及区域市场建设，则可以由发改委统筹协调推进，省内市场和 区域市场要相辅相成。据介绍，目前全国多地纷纷提出自己的电改意见，但真正具备省级交易市场的不足10%，将先从中选出两到三个省进行试点。
“交易中心可能还是要依据现有的国网或者南网的交易平台，至少是电网企业控股的机构，然后由政府成立机构进行监管。而交易中心不负责结算，结算关系 仍维持现有的局面，即由国网等来进行结算，这意味着现金流也将不通过交易中心，其他售电主体仍将受制于国网等电网企业。与此同时，目前调度还是在电网企 业，这也将反向影响到交易的自由度，改革效果将大打折扣。”有参与配套文件制定与讨论的专家告诉《经济参考报》，不过也有一些机会，比如一些地方电力企业 可以通过产权主体多元化把供区扩大，增加配电资源，也可以朝供水、供电、供气等一体化的能源综合服务商方向发展。
这表明延宕13年后重启的新一轮电力体制改革正向核心区推进。但由于涉及千亿利润蛋糕的再分配，五大配套文件遭遇各方博弈。
据该报介绍，从目前的倾向来看，电网企业或仍将参与增量配电以及市场化售电业务，交易中心及调度也在其旗下。业内人士认为，输配售难分开、调度交易难独立，改革效果将大打折扣。
3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称9号文），被誉为“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕，重点是有 序放开输配以外的竞争性环节电价、有序向社会资本开放配售电业务、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立，规范运行，就此已形成 配套文件，将在全国范围内选择综合试点协同推进。
过去两个月时间里，国家发改委已数次召集有关司局、电力企业、电网企业、协会、部分省发改委负责人等开会讨论，并到四川、新疆等地进行调研。
“电网的定位应该是输电公司，职能是为各级配电网公司提供电力，而不是去售电、抢用户，这样才能保证售电市场的公平竞争，不然改革的效果就大打折扣。”五大发电集团和地方电力企业的人士一致提出，电网企业不应该从事市场化售电业务，发电企业可以从事配电业务，并且参与输配电价政策的制定，此外要提高售电公司门槛。
但这一思路在讨论会上遭到电网的反对。“9号文中并没有禁止电网从事配售电业务，我们正在积极争取政策支持，并且研究制定公司开展市场化售电业务、公司办理售电公司业务等方案。”国网内部人士告诉《经济参考报》。
另一个博弈焦点是交易中心的“相对独立”。在发电企业人士和部分专家看来，交易中心一定要完全独立于电网企业才能公平。而电网企业则认为，电力市场分为省内市场和国家层面的跨省跨区市场两类，交易机构要设在电网企业内部，进行统一结算，负责组织日前的交易（不含日前市场），而调度机构负责日前及日内平衡，这样有利于市场起步。
“目前总的框架思路是，只要符合基本的门槛，工业园区、分布式电源、公共服务行业、节能服务公司、发电企业、社会资本都可以从事售电和增量配电业 务，配售电公司允许有自己的中低压配电站和配电网。而电网企业也可以从事市场化售电和增量配电业务，但会对其有政策限制，给予其他售电主体一些生存空 间。”政策制定部门有关人士向该报透露。
而在交易中心和交易市场的建立上，目前的共识是每个省都可以“自下而上”申请试点，如果涉及区域市场建设，则可以由发改委统筹协调推进，省内市场和 区域市场要相辅相成。据介绍，目前全国多地纷纷提出自己的电改意见，但真正具备省级交易市场的不足10%，将先从中选出两到三个省进行试点。
“交易中心可能还是要依据现有的国网或者南网的交易平台，至少是电网企业控股的机构，然后由政府成立机构进行监管。而交易中心不负责结算，结算关系 仍维持现有的局面，即由国网等来进行结算，这意味着现金流也将不通过交易中心，其他售电主体仍将受制于国网等电网企业。与此同时，目前调度还是在电网企 业，这也将反向影响到交易的自由度，改革效果将大打折扣。”有参与配套文件制定与讨论的专家告诉《经济参考报》，不过也有一些机会，比如一些地方电力企业 可以通过产权主体多元化把供区扩大，增加配电资源，也可以朝供水、供电、供气等一体化的能源综合服务商方向发展。