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　　國家發展改革委和國家能源局30日發布電力體制改革6個配套文件。這6個配套文件分別是《關于推進輸配電價改革的實施意見》《關于推進電力市場建設的實施意見》《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》《關于有序放開發用電計劃的實施意見》《關于推進售電側改革的實施意見》《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》。文件從輸配電價、交易機構、發用電計劃、售電側等重點領域進行了部署,這標志著新一輪電力體制改革進入全面實施階段。記者圍繞文件內容分別采訪了國家能源局市場監管司、法制和體制改革司、電力司、新能源司等相關司局負責人,并就其中的重點內容進行了解讀。

　　變“獨買獨賣”為“多買多賣”——訪國家能源局市場監管司負責人

　　記者 王軼辰

　　問:《關于推進電力市場建設的實施意見》的主要特點是什么?

　　答:《實施意見》著重突顯以下九個主要特點。一是明確了市場建設“在具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制”的初期目標。二是強調有序放開發用電計劃、競爭性環節電價,與擴大直接交易主體范圍、市場規模以及市場化跨省跨區交易機制協同推進。三是提出分散式和集中式兩類市場模式和一系列市場交易品種;對區域和省(區、市)電力市場范圍和功能進行了界定。四是明確規劃內可再生能源在優先發電的基礎上,優先發電合同可轉讓,解決當前大規模可再生能源消納與系統調峰容量不足,以及跨省區消納與受電省發電企業利益沖突的問題。五是將各類發電企業納入市場主體范圍,以促進公平競爭和市場效率;將電力用戶納入市場主體范圍,可充分利用市場機制促進電力供需平衡。六是建立了與電力供需相對應的實時價格機制,可以更好地保障電力系統的實時平衡,從而徹底解決直接交易只考慮電量平衡、不考慮電力平衡的弊端。七是允許試點地區結合本地區輸電網架結構的實際情況,選擇采用區域電價或節點邊際電價。八是針對市場化后系統發生緊急事故、重大自然災害、突發事件等情況,明確了應急處置原則。九是對市場信用體系制度建設提出了具體要求。

　　問:電力市場建設的實施路徑是什么?

　　答: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,按照電壓等級和用電容量不斷擴大參與直接交易的市場主體范圍和電量規模,選擇具備條件地區建設現貨交易和中長期交易同步開展的電力市場試點,建立適應現貨交易要求的優先發用電機制;電力市場試點運行一定時間后,總結試點經驗、完善交易機制、豐富交易品種,視情況擴大試點范圍,推動各電力市場的融合與聯合運行。

　　非試點地區按照《關于有序放開發用電計劃的實施意見》以及《關于推進電力市場建設的實施意見》的有關內容開展市場化交易,在國家制定的中長期交易基本規則基礎上,規范擴大電力直接交易,逐步過渡到適應現貨交易要求的中長期交易機制,并在此基礎上研究形成現貨市場。各地零售市場按照《關于推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。

　　問:推進電力市場改革能否降低電價?

　　答:現行電價體制下,用戶終端價格主要包括發電上網價格、輸配電價、政府基金和附加三部分。本次改革以核定輸配電價為切入點,將電網企業購銷差價作為主要收入方式轉變為按照政府核定的輸配電價收取過網費。市場建設重在理順價格形成機制,構建反映供需變化、實現發電企業和電力用戶間傳導的價格信號,變“獨買獨賣”為“多買多賣”,其作用在于提高市場的競爭性,增強電力用戶的用電選擇權。從目前電力供需形勢來看,在一段時間內電能量價格應該呈下降趨勢。隨著電力供需形勢變化和市場機制的完善,電價將出現有升有降的局面。同時,監管機構將加大市場運行中市場力、串謀報價等問題的監管力度,避免市場平均價格大幅波動。

　　問:《實施意見》中為什么要突出建立現貨市場?

　　答:這一次電力市場建設與2002年的市場化改革相比,一個鮮明的特點就是提出了電力市場建設應中長期交易和現貨交易并舉;逐步建立以中長期交易規避風險,以現貨交易發現價格信號的電力市場。

　　過去我們推廣開展的大用戶直接交易,已經形成較為成熟的中長期電力交易機制,由于缺乏市場化的電力電量平衡機制,不能真實反映電力供需,價格信號存在失真情況,因此,需要建立現貨市場。

　　交易機構收取手續費不會造成電價上漲——訪國家能源局法制和體制改革司負責人

　　記者 林火燦

　　問:為什么要出臺《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》?

　　答:“建立相對獨立的電力交易機構,形成公平規范的市場交易平臺”是貫徹落實中發〔2015〕9號文“構建有效競爭的市場結構和市場體系”要求的重要途徑,是中發〔2015〕9號文明確的近期推進電力體制改革重點任務之一。組建和運行相對獨立的交易機構具有較強的專業性,涉及主體眾多,需要制定專門文件對交易機構設置、職能定位以及運行規則等內容作出規定,以便指導后續電力交易機構組建和規范運行工作。

　　問:從電力市場建設的實際看,對電力交易機構組建的總體考慮是怎樣的?

　　答:電力交易機構不分級、互不隸屬,同一地域內不重復設置開展現貨交易的交易機構。考慮到我國電力市場建設的實際需要,對各類交易機構的設置及其職能總體考慮如下:一是北京電力交易中心、廣州電力交易中心,主要職能是落實國家計劃、地方政府協議。二是其他區域交易機構。主要職能是開展中長期交易、現貨交易,在一定范圍內實現資源優化配置。三是省(區、市)交易機構,主要職能是開展省內中長期交易,有條件的探索開展現貨交易。

　　組建相對獨立的電力交易機構,旨在搭建公開透明、功能完善的電力交易平臺,不以營利為目的,依法依規提供規范、可靠、高效、優質的電力交易服務。

　　問:如何理解電力交易機構的“相對性”和“獨立性”?

　　答: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,按照政府批準的章程和規則組建交易機構,可以采取公司制和會員制;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:一是依托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;二是可以采取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制等組織形式;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;四是交易機構和調度機構按照各自職責開展市場運營業務,共享網絡拓撲結構、安全約束等電力系統運行基礎信息。

　　問:電力交易機構收取交易手續費是否會造成電價上漲?

　　答:市場建設初期,交易規模處于起步階段,電力交易機構原則上不收取交易手續費,日常運行所需資金由各股東或會員單位按出資比例進行分攤。條件成熟后,可收取交易手續費,具體標準由電力市場管理委員會議定,按程序批準或同意后執行。

　　電力交易機構收取交易手續費不會造成電價上漲。首先,現有模式下的交易成本隱藏在電網購銷差價中,交易機構獨立后只是將交易成本透明化,可考慮在核定電網企業輸配電價時扣除該部分交易成本。其次,交易機構收費在市場主體電費中的比例較小,不至于造成電價上漲。根據國際經驗,交易相關費用僅占電能單價的1‰至2‰。建立市場化的交易機制和價格形成機制,將提高能源利用效率,減低成本,所降低的成本會遠遠大于為保障交易機構正常運轉所收取的交易相關費用。最后,交易機構不以營利為目的,收取交易手續費形成的當期盈余會在下期返還市場交易主體。

　　有序向社會資本放開售電業務——訪國家能源局電力司負責人

　　記者 齊 慧

　　問:售電側改革的主要內容及思路是什么?

　　答:售電側改革是本次電力市