电力改革路线图渐次清晰。11月30日，国家发改委、国家能源局发布6项电力体制改革配套文件，售电侧改革、输配电价改革等有了具体行动方案，售电市场也向民间敞开怀抱。方案刚一落地，电力行业概念股迅速逆市翻红，截至昨日收盘，深南电A、新能泰山、西昌电力、甘肃电投涨幅近10%。

　　放开万亿级售电市场

　　本次出台的6个配套文件分别针对输配电价、电力市场建设、电力交易机构、售电侧等方面的改革。

　　售电市场的放开给了社会资本一块巨大的蛋糕。按照国家能源局数据，今年1至10月份，全国全社会用电量累计45835亿千瓦时，按照电网购销差价在0.2元/千瓦时左右计算，这意味着每年超1万亿的售电市场将向社会资本放开。

　　发改委指出，售电侧（指出售电力的相关部门）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。

　　目前，深圳、山东、黑龙江、江苏等多地已经注册成立了多家售电公司，显示了社会资本对于售电市场的高度关注和竞相追逐。

　　 “厘清输配电价是改革前提”

　　国家电网是全球最大的一张电网，当前发电价格依然由发改委按照“成本+利润”的模式审批决定，竞价上网无从谈起，更谈不上消费者的多种选择。

　　在电力领域，从放开售电侧到真正的电力市场形成，中间还有很长的路要走。电改的配套文件包括输配电价改革、电力市场建设、售电侧改革等。

　　在申银万国分析师韩启明看来，售电侧的改革需要其他各个配套文件的支持。首先要厘清输配电价， 为售电业务的交易价格提供可以计算的保证，因为售电市场交易的价格等于输电电价+配电电价+售电电价，否则在交易平台上无法报价和成交。

　　韩启明认为，以上这些 均是开展售电侧改革的有效保障，否则只能是电厂与用户之间的私下交易。售电业务市场化，多元化运营，才算是电力市场化推进，其目的是对售电企业自身发展，以及下游企业成本要素的优化，进而提升全社会的用能效率。

　　1 关于建立独立输配电价体系

　　【内容】

　　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。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，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。

　　【解读】

　　“民用电价可能会上涨”

　　“改革后，输配电价相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。”发改委表示。

　　另外，价格调节供需的作用将更好的发挥。就电力生产而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动；就电力消费而言，市场化的定价机制将有效抑制不合理的用电需求。

　　逐步取消交叉价格补贴是电力改革的题中之义。那么取消交叉补贴之后，是否意味着民用电价会上升？

　　“民用电价有可能会上涨，但也会随着电力改革的深入，有更多选择，最终提高用电效率”，中国能源网首席信息官韩晓平认为，目前电价中存在价差补贴，民用用电的线路最长、线损最大、投资最大、利用时间最短，但价格却比企业用电低。在韩晓平看来，要逐步推行阶梯电价来过渡，最终应该让民用电价反映真实成本。对特殊群体，如老人孤寡给予社会福利来补偿。

　　发改委在答记者问中表示，电价客观上存在工商业补贴居民、城市补贴农村、高电压等级补贴低电压等级等政策性交叉补贴的情况。适度的交叉补贴，有利于落实国家宏观政策，保障电力普遍服务；但如果交叉补贴过重，则不利于引导用户合理消费和公平负担。

　　2 关于售电业务将向社会资本开放

　　【内容】

　　《关于推进售电侧改革的实施意见》指出，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。

　　具体而言，电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电，承担其供电营业区保底供电服务；发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司；拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。

　　【解读】

　　鼓励社会企业公平竞争

　　允许各类社会资本进入售电领域和新增配电领域，将带来新的潜在盈利机会。

　　国家电网公司能源研究院副院长张玮、国家电网公司能源研究院战略研究所所长马莉在署名文章中表示，随着售电侧放开，发电企业、供水供热企业、燃气企业、节能服务企业、新能源企业等市场主体进入售电侧开展业务。放开增量配电投资业务在一定程度上可以调动社会资本参与配网建设的积极性，增加了配电网建设资金来源。

　　随着市场发展和用户需求变化，售电公司数量会逐渐增加，将会出现更多服务电力用户的新商业模式、新业务模式和新服务模式，也将提供更多的就业岗位。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定，随着发电成本降低，用户电价也将降低，从而增加企业利润，拉动地方GDP增长。

　　值得关注的是，电网企业也参与售电，有声音质疑这样可能有碍公平竞争。发改委电力体制改革专家咨询组专家曾鸣指出，不必担心现阶段电网公司参与售电妨碍竞争，后续要从监管上，把电网公司从事竞争性的售电业务和公益性“兜底”售电的业务分开，让竞争更公平。

　　“向社会放开售电侧，就是要鼓励社会企业公平竞争，参与到售电业务中，长期来看，无论是电网企业还是新增企业，谁能为用户提供更好的服务、创造更多增值价值，谁就会被市场留下”，曾鸣分析称。

　　【释疑】

　　1 试点范围有多大？

　　在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等省（区）列入先期输配电价改革试点范围。

　　《实施意见》同时明确，凡开展电力体制改革综合试点的地区，直接列入输配电价改革试点范围。鼓励具备条件的其他地区开展试点，尽快覆盖到全国。

　　2 电力市场由哪些部分构成？

　　电力市场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。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

　　电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。

　　3 售电主体的准入和退出有何要求？

　　准入机制方面 将以注册认定代替行政许可的准入方式，以降低行政成本，实现有效监管，提升工作效率。重点是“一承诺、一公示、一注册、两备案”。

　　退出机制方面 《实施意见》明确，市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场，并由省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册。市场主体退出前，应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

　　本版采写/新京报记者 刘素宏