11月30日，在社会各界的千呼万唤中，国家发改委、国家能源局正式发布新一轮电改的6大核心配套文件，内容涉及输配电价、电力市场、交易机构、发电计划、售电侧、自备电厂等改革核心层。
与5号文大刀阔斧开始、黯然而终相比，9号文在继承和发扬的基础上，延续了上一轮改革理念，明确了新一轮电改的大方向。而此次6大核心配套文件的出台，也标志我国新一轮电力体制改革制度建设初步完成，将步入全面实施阶段。
细看文件，不乏亮点。下面就让我们来看看专家的精彩解读。
▼前锋输配电
电价改革是电力体制改革的重要内容。中发9号文提出，妥善处理电价交叉补贴，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳。
《关于推进输配电价改革的实施意见》进一步明确，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。
一直以来，我国电价中发电、输电、配电、税费等的占比情况都未能予以明晰，尤其是交叉补贴问题的存在，使得我国的电价构成变成了一笔糊涂账，更为当前价格机制的完善带来了阻力和困难。
而此次《关于推进输配电价改革的实施意见》也进一步明确了具体要求。即在过渡期间，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。在输配电价改革后，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。
“输配电价改革是此次6个配套文件中的亮点，也是核心。输配电价是前提和基础，如果滞后，一定会拖延后面的改革。虽然速度一定要快，但也不能搞一刀切，有些地区节奏应慢一些，如西藏。关于试点方向毋庸置疑就是要独立出来，7个试点省区的经验最快可在1~2年推向全国。”中国国际经济交流中心副研究员、能源专家景春梅向记者表示。
据悉，今年上半年，我国输配电价改革试点范围快速在深圳、内蒙古、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州7个省区铺开，试点启动的速度超出预期，表明国家加快推进电改的决心。
“随着改革的深入和全面推开，可比较的输配电网的输配成本信息也会逐渐明朗化，从而形成‘标尺竞争’的局面，这会进一步促进电网企业优化投资、降低输配电网运维成本。”华北电力大学经济与管理学院副教授袁家海说。
在11月30日国家发展改革委、国家能源局有关负责人就推进实施新一轮电力体制改革答记者问上，相关负责人还透露，按照各地输配电价改革试点方案，第一个监管周期定为三年(2016—2018年)。目前，发改委已经批复内蒙古西部电网首个监管周期输配电准许收入和电价水平，这是我国第一个按照“准许成本加合理收益”原则测算的、能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价。通过成本监审核减不相关、不合理成本，降价空间将主要用于降低蒙西电网大工业电价每千瓦时2.65分钱，降价金额约26亿元。
▼妥协的售电侧
自9号文发布以来，全国已陆续成立了几十家售电公司，但到目前为止，售电公司均未有实质性的业务进展，这与售电公司的市场准入条件未明，市场运营模式未定有着密不可分的关系。
《关于推进售电侧改革的实施意见》明确了售电公司、市场主体等的准入和退出条件，而且也明确了售电公司可拥有增量配电网的经营权，并对售电的交易方式、交易要求、交易价格，以及结算方式进行了详细说明。
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。
“意见显示，电网企业又可以参与到售电了，但却没有规定退出机制，即具体退出市场的时间。”谈及此轮电改售电侧文件的力度，景春梅略显失望的说。“按理说，我们9号文很大的亮点就是界定了电网的功能，也规定了电网的盈利模式，即电网企业应退出售电侧市场，而电网企业则主要承担保底售电的功能。但此次配套文件提及的三类企业，仍将电网企业放在了第一个部分，并没有明确其退出的时间表，这或许会成为日后电改一个存疑的地方。”
当前，电网企业因拥有成熟的网络、先进的技术，具备绝对的优势，新的售电主体根本无法与其竞争。如何在短时间培育新的售电市场主体，并让第二类售电主体充分进入，是改革的当务之急。
信达证券能源互联网首席分析师曹寅认为，“关于民营资本或社会资本进入售电市场，应循循渐进，逐步培育。在电改放开的初期，主要交易对象仍是大用户，以及基于原有直购电体系下的扩展。因为对于大用户来说，最核心的要素仍是电价。我认为目前最占优势的莫属发电企业自己建设的售电公司，他们有望在未来5~6年成为中国售电市场的主流”。
此外，据方正证券电气设备行业高级分析师周紫光预测，受此次电改配套文件的影响，以下三类电力企业将成为主要受益者。第一类是切入售电领域的发电公司。本轮售电侧改革将首先在完成输配电价梳理的试点地区发放售电牌照，并首先向高效、优质、清洁的发电企业放开售电侧，因此试点地区(深圳、蒙西)的大型电力集团有望首批获得售电牌照。
第二类企业是地方小电网公司。这类公司输配售一体化，在改革过程中与单纯的发电企业和电网公司相比，拥有比较优势。改革之后，公司上游掌握电力资源，下游坐拥配电网和用户资源，拥有较强竞争力。
第三类企业是转型能源服务的电力设备企业。电改对于电力设备板块的影响偏长期性，但影响程度更深，此类企业短期依托能源服务创造业绩，长期具备从现有业务转型售电和其他电力服务的基础，有望成为改革长期受益方。
▼正本清源自备电厂
《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》对自备电厂的规划和建设做出了严格的规定，不仅纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，而且要与公用火电项目同等条件参与优选。
同时，意见还明确指出，京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设燃煤自备电厂;装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新(扩)建自备电厂项目。将自备燃煤电厂与公用火电项目统筹进行管理，不仅能够推动自备电厂的有序发展，而且能够统筹配置资源，合理发展煤电，促进可再生能源的消纳，助推我国节能减排目标的实现。
该指导意见的下发不仅充分还原了自备电厂的主体地位，还为其日后的发展带来了利好的环境。据悉，目前自备电厂的规模仍然很大，约占全国1/7火电装机，主要分布在山东、河南、河北、江苏以及西北东北等高耗能地区。然而，与公用电厂相比，因为他们的主业并非电力，仅相当于一个高耗能企业的车间，因此，无论在人员素质、技术水平还是管理效率上，自备电厂与公用电厂仍有较大差距。
“把新建燃煤自备电厂纳入国家火电统一规划符合电力统筹规划的原则，可在更大范围上促进资源优化配置与布局。此轮改革对自备电厂来说是利好的，在按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费的基础上，允许现有自备电厂成为合格市场主体，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易，就意味着过去自备电厂自己消化不了的电量和电力，可以通过参与市场交易获取收益。”袁家海说。
“此次在配套文件中，单独增加了自备电厂的内容，有人觉得很突兀。但实际上，这是捋顺电力市场的一个重要环节。”中电联技能鉴定与教育培训中心主任、知名电力专家薛静接受记者采访时表示。
“自备电厂的电力一般都是满足各自需求，自发自用的，也就是说它既是消费侧又是供应侧。在上世纪80年代自备电厂的兴起极大的促进了我国工业的发展，起到了积极的作用。但是作为当前电力市场上的一批特殊电力卖家，因为可以不交公用基金，其电力价格偏低，已严重扰乱了市场规律。此次意见的下发正是对自备电厂的正本清源，这与分布式电源是同等考虑的。”薛静说。
诚然，改革从来不是一蹴而就，最终能形成怎样的格局，还需依靠市场的力量。
