為貫徹落實《中共中央、國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），推進電力體制改革實施工作，經報國務院同意，國家發展改革委、國家能源局近日印發《關於推進輸配電價改革的實施意見》、《關於推進電力市場建設的實施意見》、《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》、《關於有序放開發用電計劃的實施意見》、《關於推進售電側改革的實施意見》、《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》等6個電力體制改革配套文件。就社會各方面關心的問題，記者採訪了國家發展改革委、國家能源局有關負責人。

問：推進輸配電價改革的總體目標是什麼？建立獨立的輸配電價體系有什麼重要意義？

答：電價改革是電力體制改革的重要內容。《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號，以下簡稱9號文）部署了單獨核定輸配電價、有序放開輸配以外的競爭性環節電價的改革任務。《關於推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確，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、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系。

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。具體來説，主要體現在以下四個方面：

一是降低企業和社會用電成本。改革後，輸配電價相對固定，發電價格的波動將直接傳導給售電價格。當前，在電力供需較為寬鬆、煤價降低的情況下，擁有選擇權的電力用戶通過與發電企業直接交易，可以降低用電成本，從而為電力用戶帶來改革紅利。

二是發揮價格調節供需的作用。價格信號的順暢傳導將形成消費帶動生産、生産促進消費的良性循環。就電力生産而言，“以銷定産”將抑制發電企業的盲目擴張衝動；就電力消費而言，市場化的定價機制將有效抑制不合理的用電需求。

三是規範電網企業運營模式。改革後，電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費，不再以上網電價和銷售電價的價差作為主要收入來源，可以保證其向所有用戶公平開放、改善服務。

四是加強對電網企業的成本約束。通過嚴格審核電網企業准許成本，可以促進電網企業改進管理，核減不合理支出，抑制不合理投資，降低成本，提高效率。

問：在輸配電價改革方面，《關於推進輸配電價改革的實施意見》提出了哪些具體措施？

答：為加快推進輸配電價改革，《關於推進輸配電價改革的實施意見》提出了四個方面的具體措施：

一是逐步擴大輸配電價改革試點範圍。在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，將安徽、湖北、寧夏、雲南、貴州省（區）列入先期輸配電價改革試點範圍。《實施意見》同時明確，凡開展電力體制改革綜合試點的地區，直接列入輸配電價改革試點範圍。鼓勵具備條件的其他地區開展試點，儘快覆蓋到全國。

二是認真開展輸配電價測算工作。對試點地區，國家發展改革委統一組織成本監審，按照已出臺的《輸配電定價成本監審辦法》，嚴格核減不相關、不合理的投資和成本費用；對非試點地區，在開展成本調查的基礎上，以有效資産為基礎測算電網准許總收入和分電壓等級輸配電價。

三是分類推進交叉補貼改革。結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼，逐步減少工商業內部交叉補貼，妥善處理居民、農業用戶交叉補貼。

四是明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。已制定輸配電價的地區，電力直接交易按照核定的輸配電價執行；暫未單獨核定輸配電價的地區，可採取保持電網購銷差價不變的方式，即發電企業上網電價調整多少，銷售電價調整多少，差價不變。

問：在輸配電價改革過程中，對電價交叉補貼將如何處理？

答：現行機制下，我國銷售電價中包含國家重大水利工程建設基金、農網還貸資金、可再生能源發展基金、大中型水庫移民後期扶持資金和城市公用事業附加費等政府性基金以及與産業政策相符合的政策性交叉補貼，電價客觀上存在工商業補貼居民、城市補貼農村、高電壓等級補貼低電壓等級等政策性交叉補貼的情況。適度的交叉補貼，有利於落實國家宏觀政策，保障電力普遍服務；但如果交叉補貼過重，則不利於引導用戶合理消費和公平負擔。

中發9號文提出，妥善處理電價交叉補貼，結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩。《關於推進輸配電價改革的實施意見》進一步明確了操作性要求。即：

——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。

問：電力市場由哪些部分構成？電力市場建設的實施路徑是什麼？

答：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。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。

《關於推進電力市場建設的實施意見》明確，電力市場建設的實施路徑是：有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，不斷擴大參與直接交易的市場主體範圍和電量規模，逐步建立市場化的跨省跨區電力交易機制。選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場；總結經驗、完善機制、豐富品種，視情況擴大試點範圍；逐步建立符合國情的電力市場體系。

——非試點地區按照《關於有序放開發用電計劃的實施意見》開展市場化交易。

——試點地區可根據本地實際情況，另行制定有序放開發用電計劃的路徑。

——零售市場按照《關於推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。

問：眾所週知，電力市場的建設和運行是個極為複雜的過程，需要完善的配套機制。請問：《關於推進電力市場建設的實施意見》部署了哪些重點任務？

答：《關於推進電力市場建設的實施意見》要求從9個方面推進電力市場建設：

一是組建相對獨立的電力交易機構。

二是搭建電力市場交易技術支持系統。

三是建立優先購電、優先發電制度。保障公益性、調節性發用電優先購電、優先發電，堅持清潔能源優先上網，並在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市場為主的電力電量平衡機制。

四是建立相對穩定的中長期交易機制。優先購電和優先發電視為年度電能量交易簽訂合同。可中斷負荷、調壓等輔助服務可簽訂中長期交易合同。

五是完善跨省跨區電力交易機制。以中長期交易為主、臨時交易為補充，鼓勵發電企業、電力用戶、售電主體等通過競爭方式進行跨省跨區買賣電。

六是建立有效競爭的現貨交易機制。

七是建立輔助服務交易機制。

八是形成可再生能源參與市場競爭的新機制。規劃內的可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，鼓勵跨省跨區消納可再生能源。

九是建立市場風險防範機制。

問：區域電力市場和省級電力市場各自承擔什麼職責？

答：電力市場體系分為區域和省（區、市）電力市場，市場之間不分級別。區域電力市場包括在全國較大範圍內和一定範圍內資源優化配置的電力市場兩類。

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。

一定範圍內資源優化配置的功能主要通過中長期交易、現貨交易，在相應區域電力市場實現。

省（區、市）電力市場主要開展省（區、市）內中長期交易、現貨交易。同一地域內不重復設置開展現貨交易的電力市場。

問：未來的電力市場中，哪些企業或用戶可以成為市場主體？準入條件是什麼？

答：《關於推進電力市場建設的實施意見》明確，電力市場主體包括各類發電企業、供電企業（含地方電網、躉售縣、高新産業園區和經濟技術開發區等）、售電企業和電力用戶等。各類市場主體均應滿足國家節能減排和環保要求，符合産業政策要求，並在交易機構註冊。參與跨省跨區交易時，可在任何一方所在地交易平臺參與交易，也可委託第三方代理。

在準入條件上，對發電企業和用戶的基本要求是：

——參與市場交易的發電企業，其項目應符合國家規定，單位能耗、環保排放、並網安全應達到國家和行業標準。新核準的發電機組原則上參與電力市場交易。

——參與市場交易的用戶，應為接入電壓在一定電壓等級以上，容量和用電量較大的電力用戶。新增工業用戶原則上應進入市場交易。

——符合準入條件的用戶，選擇進入市場後，應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。對於符合準入條件但未選擇參與直接交易或向售電企業購電的用戶，由所在地供電企業提供保底服務並按政府定價購電。用戶選擇進入市場後，在一定週期內不可退出。

問：《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》提出了“建立相對獨立的電力交易機構”的要求。請問，交易機構的“獨立性”和“相對性”體現在哪些方面？

答：按照中發9號文的要求，《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》從職能定位、組織形式、體系框架、人員和收入來源等方面，對組建相對獨立的交易機構做出了明確規定。

交易機構的“獨立性”主要體現在：一是交易職能上，交易機構負責市場交易組織；二是組織形式上，按照政府批准的章程和規則組建交易機構，可以採取公司制和會員制；三是運營管理上，交易機構具有與履行交易職責相適應的人、財、物，可向市場主體合理收費，日常管理運營不受市場主體干預，接受政府監管；四是人員任命上，高級管理人員由市場管理委員會推薦，依法按組織程序聘任。

交易機構的“相對性”主要體現在：一是依託電網企業現有基礎條件成立，交易機構人員可以電網企業現有人員為基礎；二是可以採取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等組織形式；三是組建初期，可在交易機構出具結算憑證的基礎上，保持電網企業提供電費結算服務的方式不變；四是沒有明確交易業務中日前交易的職能歸屬，而是根據實踐運行的情況和經驗，逐步明確、規範交易機構和調度機構的職能邊界。

問：為什麼要建立市場管理委員會？市場管理委員會有什麼職能？

答：為維護市場的公平、公正、公開，保障市場主體的合法權益，充分體現各方意願，《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》提出了建立市場管理委員會的要求。

市場管理委員會負責研究討論交易機構章程、交易和運營規則，協調電力市場相關事項等，實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制。

市場管理委員會由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等按類別選派代表組成，國家能源局及其派出機構和政府有關部門可以派員參加市場管理委員會有關會議。

問：企業和用戶如何進入市場成為交易主體？

答：《關於電力交易機構組建和規範運行的實施意見》明確，市場成員實行註冊管理。

省級政府或由省級政府授權的部門，按年度公佈當地符合標準的發電企業和售電主體，對用戶目錄實施動態監管。

進入目錄的發電企業、售電主體和用戶可自願到交易機構註冊成為市場交易主體。

交易機構按照電力市場準入規定，受理市場成員遞交的入市申請，與市場成員簽訂入市協議和交易平臺使用協議，辦理交易平臺使用賬號和數字證書，管理市場成員註冊信息和檔案資料。

註冊的市場成員可通過交易平臺在線參與各類電力交易，簽訂電子合同，查閱交易信息等。

問：推進發用電計劃改革的總體思路是什麼？

答：《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》提出，推進發用電計劃改革，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃。《關於有序放開發用電計劃的實施意見》進一步明確了發用電計劃改革的總體思路：

通過建立優先購電制度保障無議價能力的用戶用電。

通過建立優先發電制度保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網。

通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃。

在保證電力供需平衡、保障社會秩序的前提下，實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，並促進節能減排。

問：公益性電力服務是實現電力普遍服務的基礎，這部分用戶議價能力較低，甚至無議價能力。放開發用電計劃的同時，將採取哪些措施保障優先購電？

答：為保障無議價能力的用戶用電，《關於有序放開發用電計劃的實施意見》明確了建立優先購電制度的要求，提出了四項保障措施：

一是發電機組共同承擔。優先購電對應的電力電量由所有公用發電機組共同承擔，相應的銷售電價、上網電價執行政府定價。

二是加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息採集系統基礎上，建立完善國家電力需求側管理平臺。在前期試點基礎上，逐步形成佔最大用電負荷3%左右的需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。

三是實施有序用電。制定有序用電方案。出現電力缺口或重大突發事件時，對優先購電用戶保障供電，其他用戶按照有序用電方案確定的順序及相應比例分擔限電義務。

四是加強老少邊窮地區電力供應保障。加大相關投入，確保無電人口用電全覆蓋。

問：放開發用電計劃的同時，將採取哪些措施保障優先發電？

答：為保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網，《關於有序放開發用電計劃的實施意見》明確了建立優先發電制度的要求，提出了四項保障措施：

一是留足計劃空間。《實施意見》明確，各地安排年度發電計劃時，要充分預留發電空間。其中，風電、太陽能發電、生物質發電、餘熱余壓余氣發電按照資源條件全額安排發電，水電兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用要求確定發電量，核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發電。

二是加強電力外送和消納。《實施意見》提出，跨省跨區送受電中原則上應明確可再生能源發電量的比例。

三是統一預測出力。《實施意見》明確，調度機構統一負責調度範圍內風電、太陽能發電出力預測，並充分利用水電預報調度成果，做好電力電量平衡工作，在保證電網安全運行的前提下，促進清潔能源優先上網；面臨棄水棄風棄光情況時，及時預告有關情況，及時公開相關調度和機組運行信息。

四是組織實施替代，同時實現優先發電可交易。《實施意見》要求，修訂火電運行技術規範，提高調峰靈活性，為消納可再生能源騰出調峰空間。鼓勵開展替代發電、調峰輔助服務交易。

問：售電側市場放開後，有哪些市場主體可以從事售電業務？

答：《關於推進售電側改革的實施意見》指出，向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體，有利於更多的用戶擁有選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平。

《實施意見》明確，電網企業對供電營業區內的各類用戶提供電力普遍服務，保障基本供電，承擔其供電營業區保底供電服務；發電企業及其他社會資本均可投資成立售電公司；擁有分佈式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。

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。

《實施意見》還明確，同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，並提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。

問：《關於推進售電側改革的實施意見》對售電主體的準入和退出提出了哪些要求？

答：按照簡政放權的原則，《關於推進售電側改革的實施意見》對售電側市場的準入和退出機製作了創新性安排，這是新一輪電力體制改革中的一個亮點。

準入機制方面，將以註冊認定代替行政許可的準入方式，以降低行政成本，實現有效監管，提升工作效率。重點是“一承諾、一公示、一註冊、兩備案”。

“一承諾”，就是符合準入條件的市場主體應向省級政府或省級政府授權的部門提出申請，按規定提交相關資料，並做出信用承諾。

“一公示”，就是省級政府或省級政府授權的部門通過“信用中國”等政府指定網站將市場主體是否滿足準入條件的信息、相關資料和信用承諾向社會公示。公示期滿無異議的納入年度公佈的市場主體目錄，並實行動態管理。

“一註冊”，就是列入目錄的市場主體可在組織交易的交易機構註冊，獲准參與交易。

“兩備案”，就是在能源監管機構和徵信管理機構備案。

退出機制方面，《實施意見》明確，市場主體違反國家有關法律法規、嚴重違反交易規則和破産倒閉的須強制退出市場，列入黑名單，不得再進入市場，並由省級政府或省級政府授權的部門在目錄中刪除，交易機構取消註冊。市場主體退出前，應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，並處理好相關事宜。

問：把《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》作為配套文件之一是出於什麼考慮？

答：我國自備電廠主要集中在鋼鐵、水泥、電解鋁、石油化工等高載能行業，分佈在資源富集地區和部分經濟較發達地區，機組類型以燃煤機組為主，燃煤自備機組佔70%以上。2014年，我國自備電廠裝機容量已超過1.1億千瓦，約佔當年全國總發電裝機容量的8%左右。

自備電廠在降低企業生産成本，促進資源富集地區的資源優勢轉化等方面發揮了積極作用。但是，自備電廠的建設和運營也存在不少問題，如：未核先建、批建不符現象較嚴重；能耗指標、排放水平普遍偏高，與公用機組有較明顯差距；運營管理水平偏低，運行可靠性較差；參與電網調峰積極性不高，承擔應有的社會責任不夠等。

隨著自備電廠裝機規模的擴大和火電行業能效、環保標準的提高，進一步加強和規範自備電廠監督管理，逐步推進自備電廠與公用電廠同等管理，有利於加強電力統籌規劃，推動自備電廠有序發展；有利於促進清潔能源消納，提升電力系統安全運行水平；有利於提高能源利用效率，降低大氣污染物排放；有利於維護市場公平競爭，實現資源優化配置。

因此，《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》從規劃建設、運行管理、責任義務、節能減排、市場交易、監督管理等方面對燃煤自備電廠的規範化發展提出了明確要求，以營造自備電廠和公用電廠平等競爭的市場環境。

問：並網自備電廠參與市場交易應符合哪些條件？遵守哪些規則？

答：《關於加強和規範燃煤自備電廠監督管理的指導意見》明確了燃煤自備電廠成為合格市場主體及參與市場交易的相關要求。

在準入條件方面，《指導意見》提出了5項要求：一是符合國家産業政策，達到能效、環保要求；二是按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及與産業政策相符合的政策性交叉補貼；三是公平承擔發電企業社會責任；四是進入各級政府公佈的交易主體目錄並在交易機構註冊；五是滿足自備電廠參與市場交易的其他相關規定。

在交易規則方面，《指導意見》明確，擁有自備電廠的企業成為合格發電市場主體後，有序推進其自發自用以外電量按交易規則與售電主體、電力用戶直接交易，或通過交易機構進行交易；擁有自備電廠但無法滿足自身用電需求的企業，按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及與産業政策相符合的政策性交叉補貼後，可視為普通電力用戶，平等參與市場購電。

問：配套文件已經出臺，新一輪電力體制改革將步入全面實施的關鍵階段。請問：電力體制改革試點工作目前進展如何？

答：《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》發佈後，地方政府、電力企業和社會各方面對電力體制改革高度關注。配套文件形成後，隨著具體政策的進一步明確，許多地方提出了開展多種類型電力體制改革試點的要求。截至目前，國家發展改革委、國家能源局已批復雲南省、貴州省開展電力體制改革綜合試點；深圳市、內蒙古西部、安徽省、湖北省、寧夏自治區、雲南省、貴州省開展輸配電價改革試點；還有一批省份即將開展售電側改革試點，以電力體制改革綜合試點為主、多模式探索的改革試點格局已經初步建立。

電力體制改革綜合試點方面，雲南省、貴州省是典型的電量外送省，具有開展市場化交易的強烈需求。兩省人民政府高度重視電力體制改革工作，提出了系統週密的試點方案，較好兼顧了改革目標和各方面利益，具有一定的前瞻性和操作性，符合中發9號文和配套文件確定的改革方向，體現了積極穩妥推進改革的原則。將雲南省、貴州省作為第一批試點，有利於構建有效競爭的市場結構，有利於形成差別化探索的試點格局，有利於保障電網運行安全和供電安全，也有利於改革取得實質性突破。

輸配電價改革試點方面，在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，今年以來，我委又將安徽、湖北、寧夏、雲南、貴州列入先期輸配電價改革試點範圍，並在試點範圍以外的地區同步開展了輸配電價摸底測算工作。按照各地輸配電價改革試點方案，第一個監管週期為三年（2016—2018年）。目前，我委已經批復內蒙古西部電網首個監管週期輸配電准許收入和電價水平，這是我國第一個按照“准許成本加合理收益”原則測算的、能夠直接用於電力市場交易的省級電網獨立輸配電價。通過成本監審核減不相關、不合理成本，降價空間主要用於降低蒙西電網大工業電價每千瓦時2.65分錢，降價金額約26億元。

下一步，我委將按照鼓勵基層創新、支持多模式探索的原則，積極支持有改革意願、有可操作方案的地區開展試點，指導各地細化試點內容、完善配套措施、突出工作重點，充分調動各方面參與電力體制改革的積極性，確保試點工作規範有序進行，蹄疾而步穩地推進電力體制改革。