萬眾期待中，電力市場化的構建邁出重要的“第一步”。

　　11月30日，深化電力體制改革的6個配套文件正式印發，從輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建、放開發用電計劃、售電側改革和規範燃煤自備電廠等6大方面為電力市場構建提供了路徑。

　　國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強在通氣會上表示，6個配套文件的發佈，標誌著新一輪電改開始進入全面實施階段。

　　華北電力大學曾鳴教授向《第一財經日報》記者表示，此輪電改最大的亮點是售電側改革，通過“管住中間、放開兩頭”，建立真正的電力市場。

　　2014年，全國發電量達到5.5萬億千瓦時，電網企業售電收入約3萬億元。據此估算，售電側市場開放後將有萬億級的市場空間，原本由電網企業獨享的這部分收入，其他企業終於可以分羹了。

　　根據《第一財經日報》記者梳理，桂東電力 (600310.SH)、粵電力A(000539.SZ)、內蒙華電 (600863.SH)、科陸電子 (002121.SZ)、比亞迪 (002594.SZ)、孚日股份 (002083.SZ)、四方股份 (601126.SH)等上市公司相繼宣佈將涉足售電市場。

　　掃除市場化障礙

　　2015年3月，中共中央、國務院發佈《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》(下稱“9號文”)啟動新一輪電力體制改革，提出“堅持市場化改革。區分競爭性和壟斷性環節，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局”。

　　如果説9號文是新一輪電改的“頂層設計”，那麼此次發佈的6個配套文件則是電改落地實施的“操作手冊”。

　　中國國際經濟交流中心研究員景春梅向《第一財經日報》記者表示，配套文件的印發是為了落實市場化改革，掃清目前與市場化這一大方向不符的體制機制。

　　以往國內的電力價格由政府核定，電力産業鏈上，發電企業的電量核定上網電價後，由電網企業負責從上網到用戶的整個過程，電價錯綜複雜。輸配售環節由一家公司控制，造成輸配環節的成本十分模糊。

　　要從現有體制轉變為市場形成價格，輸配電價核定就變得非常關鍵。“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，全面實現電力體制改革目標具有重要意義。”國家發改委解讀説。

　　按照《關於推進輸配電價改革的實施意見》，將按照“准許成本加合理收益”原則，核定電網企業准許總收入和分電壓等級輸配電價，建立規則明晰、水準合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系。

　　王強表示，輸配電價核定可以讓電網企業的成本明確化，電網企業的營利機理改變後，未來可以使發電端的成本下降很快傳導到用電端，同時電網企業也可以節約成本，提高效率。如果全國輸配電價下降1分錢，就將給用電端節約40多億元。

　　原有的發用電計劃也與市場不符，也在放開之列。自備電廠則長期管理比較混亂，很多自備電廠沒有承擔各種電價附加，對建立統一市場不利，“所以在建設市場前，要規範自備電廠運營，讓企業以平等角色參與電力市場。”景春梅説。

　　電力市場雛形初現

　　對於目前電力系統的交叉補貼問題，即高工商業電價補貼低居民電價，配套文件也提出，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後通過輸配電價回收。

　　輸配電價改革後，根據電網各電壓等級的資産、費用、電量、線損率等情況核定分電壓等級輸配電價，測算並單列居民、農業等享受的交叉補貼以及工商業用戶承擔的交叉補貼。

　　國家還推動輸配電價改革擴圍，開展輸配電價測算，嚴格核減不相關、不合理的投資和成本費用，分類推進交叉補貼改革，明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。

　　清理之後，電力市場的建設是關鍵點。華北電力大學王鵬教授曾在“現代能源論壇”上稱，電力實現完全市場化，達到電改目標，至少需要10年時間。

　　配套文件則勾勒出了電力市場的雛形。輸配電價改革試點以來，據不完全統計，全國已經有超過100家售電公司註冊，希望從電改中分羹。這些公司包括五大發電集團、能源公司以及不相關産業領域的公司，都會活躍在未來的電力市場上。

　　配套文件對電力市場作了規定，提出電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成。中長期市場主要開展多年、年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。

　　同時提出，條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。“金融衍生品應該及早開發，有交易就會有風險，沒有衍生品企業無法鎖定收益規避風險。”曾鳴分析説，“這需要具體的執行細則作出更明確的規定。沒有金融工具，交易就不能很好開展。”

　　配套文件還提出，建立相對獨立的電力交易機構，完善跨省跨區電力交易機制，並建立有效的現貨交易機制。省級電力交易機構之外，還將組建國家電網轄區的北京電力交易中心、南方電網區域的廣州電力交易中心，交易中心成為市場交易的載體。

　　售電業務如何監管待細化

　　改革會釋放紅利，但相關細則亟待明確。

　　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。未來，公眾和企業購電時的選擇將多元化，可從價格、服務等多方面進行考量。

　　《關於推進售電側改革的實施意見》明確，電網企業可以參與售電，“電網企業是指擁有輸電網、配電網運營權(包括地方電力公司、躉售縣供電公司)，承擔其供電營業區保底供電服務的企業，履行確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電的基本責任。”

　　此外，當售電公司終止經營或無力提供售電服務時，電網企業在保障電網安全和不影響其他用戶正常供電的前提下，按照規定的程式、內容和品質要求向相關用戶供電，並向不參與市場交易的工商業用戶和無議價能力的用戶供電，按照政府規定收費。若營業區內社會資本投資的配電公司無法履行責任時，由政府指定其他電網企業代為履行。

　　這意味著電網企業可以參與競爭性售電業務，但保底供電服務的表述也不夠清晰。“擁有電源和配電網的企業擁有優勢，”曾鳴解釋説，“電網企業參與競爭性售電業務，也要接受監管。”可是，從文件委婉的提法中，看不到更多如何監管電網企業售電業務的條文，電網企業輸配業務和競爭性售電公司的“防火牆”也不明晰。

　　當然，對社會資本而言，資産總額達2000萬元，就可成立售電公司，並從地方政府獲得“牌照”。

　　界定模糊的，還有交易機構的獨立性。交易機構在市場中有關鍵作用，9號文提出建立相對獨立的交易機構，就産生了“相對獨立”如何界定的問題。

　　《關於電力交易機構組建和規範運作的實施意見》則更加模糊了這個問題。該配套文件提出，在全國較大範圍內資源優化配置的功能主要通過北京電力交易中心(依託國家電網公司組建)、廣州電力交易中心(依託南方電網公司組建)實現，負責落實國家計劃、地方政府協議，促進市場化跨省跨區交易。同時試點地方以及還未試點地方都可以組建交易中心。

　　文件還明確規定，電力交易中心是相對獨立的非營利機構，可以採取電網企業相對控股的公司制，或者電網企業子公司制，或者會員制等組織形式。

　　但相對獨立如何保證、界限在哪則含糊不清。景春梅説，電網企業相對控股、子公司、會員制的表述看不出交易機構到底獨立不獨立，如果交易機構不能實現獨立，成為電網企業的附屬或關聯平臺，市場化改革就會遇到新的難題。