6个配套文件意义何在?
文/薛静
纵观6个配套文件，推进输配电电价改革实施意见，是电力改革、电力市场建设的前奏，是售电侧改革的必要条件。电力市场建设意见是6个文件的总纲，其余文件是其补充，下一步还会有进一步引申文件出台。
电力市场改革最重要的是构建电力交易市场。国际上电力交易最先是将5%的市场化交易，中国为了稳定起见，建立以中长期为主、现货为辅的交易机制，保证平稳过度。
配套文件有何亮点?
这次的配套文件主线涉及到电力市场主体、模式、品种、交易方式、交易周期、平衡机制、交易机构、电价、规避风险方式、市场监管以及自备电厂等。与以往不同，亦考虑了用电侧，涉及需求侧管理和用电效率提高。
☞关于交易主体：发电侧包括增量部分和存量部分，增量部分基本要进入电力市场交易，存量部分由于历史原因可选择进入。供电侧既包括电网公司的供电局、地方电网，民间资本也可以进入。就供电企业而言，虽没有提发放售电牌照，但有市场化准入要求。供电企业在履行其公用服务的职能基础上，要售电就要有业务许可证。从配套文件来看，最大的亮点成立售电公司，售电公司是做好用户侧服务的中间机制，其可以是独立的售电公司，电网公司也可以售电，但售电要和配电网分开。
☞关于交易：交易分长期和现货、分散式交易模式和集中式交易模式，分散式是中长期交易模式，稳定电量和价格，保证80%的交易，且以直接交易实物为主。而集中式交易，是通过挂牌交易的方式竞价交易，是差价为主，具备金融属性。现货又分日前和日中两种，日前要求对发电侧和用电侧的波动进行匹配，日中则是短时间内自动完成，5分钟以下的交易由调度中心和交易中心协调完成，短时间内来不及交易的由调度中心进行调度。所以交易中心要相对独立，调度中心则由电网负责。
☞关于电力交易市场：从配套文件看，电力交易市场分全国、区域、省级。其中以省级市场为核心，基本实现电力平衡，区域是补充，全国是跨区电量的平衡和交易，跨区部分又可通过交易落实在省级市场。三者之间没有上下级之分，是互相融通。省级交易平台则需引入第三方管委会进行监管。
☞关于交易机制：从交易机制看，设置了优先权，发电优先和供电优先。供电优先是没有竞价能力的满足，发电优先包括分布式发电足额收购，鼓励非电网发展，清洁能源在前，然后是跨区，再是本地，有序放开，最终实现市场化交易。
☞关于辅助服务：关于辅助服务，主要提供了调峰、调频、备用的期权，是电力市场交易上更高层次的博弈，不仅是电力交易，也是金融交易的过程，其会促进电网提升消纳能力。
☞关于新能源的参与：关于新能源的参与，鼓励竞价，或者优先进入，但会有市场容量。当然，市场容量会小于发电量，所以就有新能源内部的竞价问题，会推动价格波动，或者上升，或者下降。
新电改还应看清深层体制难题
文/冯永晟
细读9号文及配套文件后会发现，在相比5号文取得明显进步的同时，局限性也很明显，真实的改革困难远比想象中复杂。
原有体制约束下，竞争红利的释放难
新一轮电力体制改革在最大限度保持厂网分离以来市场组织结构的前提下，寻求了与现行结构相配套的交易体制调整，从而使现行改革带有了明显的利益调整色彩。尽管放开售电侧、构建电力交易市场、改变电网营利模式等改革举措具有创新意义，但在面临原有国企体制及市场组织结构的约束下，竞争红利的释放通道很难说通畅。
具体而言，9号文及配套文件确定了一种计划加市场的双轨机制，在这种安排下，竞争仅能在部分电量市场中实现：
☞除少数地区外，可放开竞争的市场份额均是有限，而这些市场的集中度又往往较高，国有发电集团占有明显优势，竞争效率令人担忧。
☞双轨制给构建电力交易市场增加了难度，因为难以有效阻止市场主体，特别是拥有众多发电资产的国有发电集团在计划与市场份额之间套利，也无法有效制约政府的自由裁量权。
☞双轨制会带来一种非对称的影响，可能使现货市场设计产生严重缺陷，因为计划份额会影响竞争份额，但竞争份额不会影响计划份额。
☞独立输配电价在双轨制下的实施难度也非常大，售电放开也很难为系统层面资源配置机制的建立提供直接帮助。
以上难题的根结何在?
之所以面临这些困难，是因为9号文及配套文件在面临上述约束的条件下对电力市场改革的核心，即电网环节采取了体外手术的策略，反映出未能理解让市场机制释放竞争红利所需的结构支撑。通过法人分离模式在电网环节实现售电功能的分离是推进各项改革的制度前提，然而这却涉及现行电力国企体制的较大变化，从而形成改革阻力。目前，只能寄希望于通过试点中的问题和经验总结来向正确改革方向逼近。
