万众期待中，电力市场化的构建迈出重要的“第一步”。

　　11月30日，深化电力体制改革的6个配套文件正式印发，从输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建、放开发用电计划、售电侧改革和规范燃煤自备电厂等6大方面为电力市场构建提供了路径。

　　国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强在通气会上表示，6个配套文件的发布，标志着新一轮电改开始进入全面实施阶段。

　　华北电力大学曾鸣教授向《第一财经日报》记者表示，此轮电改最大的亮点是售电侧改革，通过“管住中间、放开两头”，建立真正的电力市场。

　　2014年，全国发电量达到5.5万亿千瓦时，电网企业售电收入约3万亿元。据此估算，售电侧市场开放后将有万亿级的市场空间，原本由电网企业独享的这部分收入，其他企业终于可以分羹了。

　　根据《第一财经日报》记者梳理，桂东电力(600310.SH)、粤电力A(000539.SZ)、内蒙华电(600863.SH)、科陆电子(002121.SZ)、比亚迪(002594.SZ)、孚日股份(002083.SZ)、四方股份(601126.SH)等上市公司相继宣布将涉足售电市场。

　　扫除市场化障碍

　　2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(下称“9号文”)启动新一轮电力体制改革，提出“坚持市场化改革。区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局”。

　　如果说9号文是新一轮电改的“顶层设计”，那么此次发布的6个配套文件则是电改落地实施的“操作手册”。

　　中国国际经济交流中心研究员景春梅向《第一财经日报》记者表示，配套文件的印发是为了落实市场化改革，扫清目前与市场化这一大方向不符的体制机制。

　　以往国内的电力价格由政府核定，电力产业链上，发电企业的电量核定上网电价后，由电网企业负责从上网到用户的整个过程，电价错综复杂。输配售环节由一家公司控制，造成输配环节的成本十分模糊。

　　要从现有体制转变为市场形成价格，输配电价核定就变得非常关键。“单独核定输配电价是实现市场化交易的基础，是放开竞争性业务的前提，对于还原电力商品属性，全面实现电力体制改革目标具有重要意义。”国家发改委解读说。

　　按照《关于推进输配电价改革的实施意见》，将按照“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，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。

　　王强表示，输配电价核定可以让电网企业的成本明确化，电网企业的营利机理改变后，未来可以使发电端的成本下降很快传导到用电端，同时电网企业也可以节约成本，提高效率。如果全国输配电价下降1分钱，就将给用电端节约40多亿元。

　　原有的发用电计划也与市场不符，也在放开之列。自备电厂则长期管理比较混乱，很多自备电厂没有承担各种电价附加，对建立统一市场不利，“所以在建设市场前，要规范自备电厂运营，让企业以平等角色参与电力市场。”景春梅说。

　　电力市场雏形初现

　　对于目前电力系统的交叉补贴问题，即高工商业电价补贴低居民电价，配套文件也提出，过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审核后通过输配电价回收。

　　输配电价改革后，根据电网各电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况核定分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴。

　　国家还推动输配电价改革扩围，开展输配电价测算，严格核减不相关、不合理的投资和成本费用，分类推进交叉补贴改革，明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策。

　　清理之后，电力市场的建设是关键点。华北电力大学王鹏教授曾在“现代能源论坛”上称，电力实现完全市场化，达到电改目标，至少需要10年时间。

　　配套文件则勾勒出了电力市场的雏形。输配电价改革试点以来，据不完全统计，全国已经有超过100家售电公司注册，希望从电改中分羹。这些公司包括五大发电集团、能源公司以及不相关产业领域的公司，都会活跃在未来的电力市场上。

　　配套文件对电力市场作了规定，提出电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。

　　同时提出，条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。“金融衍生品应该及早开发，有交易就会有风险，没有衍生品企业无法锁定收益规避风险。”曾鸣分析说，“这需要具体的执行细则作出更明确的规定。没有金融工具，交易就不能很好开展。”

　　配套文件还提出，建立相对独立的电力交易机构，完善跨省跨区电力交易机制，并建立有效的现货交易机制。省级电力交易机构之外，还将组建国家电网辖区的北京电力交易中心、南方电网区域的广州电力交易中心，交易中心成为市场交易的载体。

　　售电业务如何监管待细化

　　改革会释放红利，但相关细则亟待明确。

　　售电侧改革后，参与竞争的售电主体可分为三类：一是电网企业的售电公司;二是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司;三是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。未来，公众和企业购电时的选择将多元化，可从价格、服务等多方面进行考量。

　　《关于推进售电侧改革的实施意见》明确，电网企业可以参与售电，“电网企业是指拥有输电网、配电网运营权(包括地方电力公司、趸售县供电公司)，承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。”

　　此外，当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，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。若营业区内社会资本投资的配电公司无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。

　　这意味着电网企业可以参与竞争性售电业务，但保底供电服务的表述也不够清晰。“拥有电源和配电网的企业拥有优势，”曾鸣解释说，“电网企业参与竞争性售电业务，也要接受监管。”可是，从文件委婉的提法中，看不到更多如何监管电网企业售电业务的条文，电网企业输配业务和竞争性售电公司的“防火墙”也不明晰。

　　当然，对社会资本而言，资产总额达2000万元，就可成立售电公司，并从地方政府获得“牌照”。

　　界定模糊的，还有交易机构的独立性。交易机构在市场中有关键作用，9号文提出建立相对独立的交易机构，就产生了“相对独立”如何界定的问题。

　　《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》则更加模糊了这个问题。该配套文件提出，在全国较大范围内资源优化配置的功能主要通过北京电力交易中心(依托国家电网公司组建)、广州电力交易中心(依托南方电网公司组建)实现，负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易。同时试点地方以及还未试点地方都可以组建交易中心。

　　文件还明确规定，电力交易中心是相对独立的非营利机构，可以采取电网企业相对控股的公司制，或者电网企业子公司制，或者会员制等组织形式。

　　但相对独立如何保证、界限在哪里则含糊不清。景春梅说，电网企业相对控股、子公司、会员制的表述看不出交易机构到底独立不独立，如果交易机构不能实现独立，成为电网企业的附属或关联平台，市场化改革就会遇到新的难题。