11月30日，国家发改委、国家能源局公布六大电力体制改革配套文件：《关于推进输配电价改革的实施意见》，《关于推进电力市场建设的实施意见》，《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，《关于有序放开发用电计划的实施意见》，《关于推进售电侧改革的实施意见》，《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。为积极推进电力改革，营造浓厚舆论氛围，有关媒体采访专家学者和电力企业负责人，畅谈对新一轮电改的认识体会。
记者：《关于推进电力市场建设的实施意见》提出，按照管住中间、放开两头的体制架构，构建有效竞争的电力市场。您认为有效竞争应该体现在哪些方面?有什么益处?
曹寅：我认为所谓的有效竞争，就是让落后产能能够被优秀产能淘汰掉，同时又符合能源行业的发展趋势，尤其是能源生产端清洁化、可再生能源化和低碳化的发展趋势。通过外部成本内部化，以及在公开市场上进行竞争，从而促进高排放、低参数的机组淘汰。
当前，电站发电上网小时数按照公开、公正、公平的“三公”原则进行管理，但对优秀机组的满发，落后机组减少其发电小时数是不利的。在一个“放开两头、管住中间、促进竞争”的电力市场大背景下，以市场为平台，以价格为杠杆，让优秀机组把落后机组淘汰掉，无论通过价格竞争还是服务竞争都可以做到。
记者：《关于推进输配电价改革的实施意见》提出，将逐步扩大输配电价改革试点范围，但试点方案不搞一刀切，允许适当体现地区特点。您认为不同地区可以有哪些不同特点?
曹寅：当前，贵州和云南作为电力体制改革综合试点均已获得发改委批复。在贵州，先期选取了贵安新区和兴义两个地方，提出了不同改革方向。如兴义提出构建煤、电以及下游用电产业的一体化发展策略，这是贵州在积极引导自身优势的煤炭资源，扶持发展政府倾斜的行业，如精细化工、电解铝等。因此，像贵州这样一个试点案例，我们可以看到其典型性和特色性，不仅是按照省份也是按照省份下面的地区来进行划分。如贵州、山西、陕西、内蒙古以及新疆等煤炭资源富余的省份，都在积极建设坑口电站，希望通过煤炭生产电力从而扶持下游产业发展。
最近，发改委发文严令各省份不能乱批乱建火电项目，尤其山西、贵州等省份。从国家角度出发，既要考虑各省的特色，又要考虑全国一盘棋，这样才能使各省根据各自特殊性有序发展行业，又不会因电力供给严重过剩造成市场混乱。
总体而言，我认为，贵州、内蒙古等省份应重点发展发电侧市场竞争，因为通过发电侧市场竞争可有效带动一些用电行业发展。上海、深圳、江苏、浙江等能源消费基地应重点鼓励用户侧发展，如售电以及基于售电的节能、电力供应链金融以及其他“售电+”的一些服务。建议下一步应在供给富余地区重点推进发电侧改革，在消纳核心地区重点倾斜用户侧改革。
记者：《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出，建立有限购电制度和优先发电制度。您认为哪些发用电类型是应该优先保障的?
曹寅：优先用电分几个层次：一个是核心公用事业，如铁路、医院、学校。第二档次是居民用电，第三档次是工商业用电。这个顺序是不会变的。关于发电，优先调度的顺序也一样。第一档次是供暖区域的热电联供，其次是可再生能源、化石能源、核电、火电。
总之，发用电计划第一要促进先进生产力对于落后生产力的淘汰，第二要促进能源生产清洁化，第三要鼓励发展下游优势行业，如国家鼓励发展的互联网、先进制造以及服务业等。
记者：《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》提出，将原来由电网企业承担的交易业务和其他业务分开，有序组建相对独立的电力交易机构。您怎么理解相对独立?
曹寅：首先我们来看北京和广州这两个交易中心，其实质还是由企业控股。在加强监管、规章制度又比较明确的情况下，能够实现发电企业、售电企业以及大用户公正、公开、公平地进行独立交易，就说明“相对独立”已经实现了。
除了这两个大的平台，各省也在建立电力交易中心，如贵州电力交易中心、云南电力交易中心，都将近分别运行了一年左右。在上述两个交易中心挂牌交易电量的交易也不少。此类电力交易中心一般由省级电网公司、省发改委、省经信委共同管理。
因此，目前我国电力市场构成了以上两种电力交易体系，一种是跨省、跨区的电力交易平台，另一种是省域内的生产和消费平台，后者的独立性相对更强些。
记者：《关于推进售电侧改革的实施意见》提出，向社会资本开放售电业务。您怎样理解和认识?
曹寅：关于民营资本或社会资本进入售电市场，我认为，在电改放开初期，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，选择售电公司的要素仍是电价。在当前丰富的服务市场背景下，谁更有竞价优势?毋庸置疑，最占优势的莫属发电企业建设的售电公司，尤其那些有低边际成本的，如一些老的水电站，包括我刚才提到的一些火电站，他们都有边际成本的优势。在将来五六年，这些都有望成为中国售电市场的重要力量。
对于目前的供电公司，它应当扮演兜底电力供应这样一个角色。就像央行一样，其定位就是最后的银行，要提供流动性，供电公司的角色也应该像央行那样提供最后的保障。当电价过高时，它应起到平抑电价的作用;当电价过低时，起到相关的市场管理作用，从而促进电力市场价格的平衡。真正还原价格作为供需的信号，我想这是未来供电公司一个很重要的责任。
此外，因为售电市场开放，第一个阶段开放的对象肯定不是中小电力用户尤其居民用户。因此，这些中小型工商企业以及居民用户，其供电责任应由供电公司承担。这点在电改文件中也提到，允许它组建售电公司参与售电市场竞争。因此，未来供电公司的角色既要有相当强的公益事业属性，又要有较强的能够参与市场竞争的属性。
记者：本次电改为人们勾画了未来理想的购电情形。购电系统能否像淘宝购物一样方便?您认为，这种理想状态何时能够实现?本次电改能给电力消费者带来哪些切实好处?
曹寅：关于电改与互联网售电的问题。我认为互联网售电与电改并无直接关系，只是说电改如果成功的话，市场将更加多元，交易平台将更独立，我们多了一个互联网平台可以让大家参与购售电。不过，其实核心还是电的问题。从这一角度来说，电力市场一定是基于电子交易的一个撮合。再者，淘宝的特点是B—C，这对于电力是不可能的事情。如英国电力体制改革，从放开到所有用户开放花费了7年时间，法国类似进度也历经了8年时间。对于我们的具体国情而言，我认为花费的时间可能更长。
对消费者而言，他们是此轮电力体制改革最大的受益者。在当前电力供给全面过剩的情况下，如果电力交易平台，包括发电、用电、售电都开放的话，消费者尤其是一些大用户能够掌握主动权，参与到与电网价格谈判中，并有望获得一个满意的价格。
记者：改革将引导市场主体开展多方直接交易。发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格。在这里，电量、电价都成为“变数”，发电企业为了赢利“只能薄利多销”。您认为，应如何完善市场交易机制，调动发电企业的积极性?
曹寅：在接下来的电力体制改革开放过程中，发电企业的立场会更加分化。边际成本比较低的电厂，将尽可能进行开放。因为在当前公平、公正、公开的调度原则下，好机组会吃不饱，即发电小时数不满，而差机组发电小时数又会被抬上去。
因此，在改革之后，对于好机组，可以提高其利用小时数，对于差机组，在价格上被压垮后，会自然退出市场竞争。
当然，我们定义好机组和差机组，不能仅仅根据它的经济性来考虑，还要考虑其环保性。因此，在此轮电力体制改革背景下，除了要看经济成本竞争，其他相关监管也要加强。对于近零排放、超低排放，也要将其外部成本进行内部化来加大。
记者：有专家称，新电改的市场化思路对清洁能源发电来说是“双刃剑”。电网只靠收“过路费”盈利，就更容易无差别地接入达到安全和稳定运行指标的各种电源，可以解决清洁能源的电网接入问题。但市场化之后，电网不再统购包销，由用户自主选择用电，清洁能源只能靠降低成本、提高竞争力等方式来吸引用户。作为电网企业，在新模式下接入电源时将如何考虑，对清洁能源有何建议?
曹寅：关于清洁能源的并网问题，清洁能源虽然要求逐渐参与市场竞争，但这一过程会有一个过渡期。而且，清洁能源本身的经济性将会快速呈现，尤其在用户侧这方面。因此，在这一过渡期之内，清洁能源的发电小时数如何保障?上网电价如何保障?补贴机制如何保障?都是我们将面临的考验和难题。我想，通过电改接下来的五六年时间可以解决。我依然坚信，到2020年，当清洁能源真正实现在用户侧的直接上网，补贴真正取消时，清洁能源就不再需要保护了。
