电力体制改革方案(电改5号文)
电力体制改革方案
（国务院2002年2月10日发布国发[2002]5号）
一、加快电力体制改革的必要性
(一)改革开放以来，我国电力工业发展迅速，电力建设取得了巨大成就。发电装机容量和年发电量均已跃居世界第二位，大部分地区形成了跨省的区域性高电压等级的主网架，缺电状况得到明显改善，电力工业有力地支持了国民经济的快速发展。
(二)在电力市场供求状况发生明显变化之后，现行的电力体制暴露出一些不适应社会主义市场经济体制要求的弊端。垄断经营的体制性缺陷日益明显，省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置，现行管理方式不适应发展要求。为了促进电力工业发展，提高国民经济整体竞争能力，必须加快深化电力体制改革的进程。
(三)经过几十年发展，我国电力工业形成了强大的生产能力，许多国家进行电力体制改革的经验和教训为我们提供借鉴，国内先期实行的多家办电以及改革试点工作为进一步深化改革积累了经验。党中央、国务院十分重视电力体制改革，社会各界要求加快改革。这些都为电力体制改革创造了良好的条件。
二、电力体制改革的指导思想和目标
(四)电力体制改革的指导思想是：按照党的十五大和十五届五中全会精神，总结和借鉴国内外电力体制改革的经验和教训，从国情出发，遵循电力工业发展规律，充分发挥市场配置资源的基础性作用，加快完善现代企业制度，促进电力企业转变内部经营机制，建立与社会主义市场经济体制相适应的电力体制。改革要有利于促进电力工业的发展，有利于提高供电的安全可靠性，有利于改善对环境的影响，满足全社会不断增长的电力需求。要按照总体设计、分步实施、积极稳妥、配套推进的原则，加强领导，精心组织，有步骤、分阶段完成改革任务。
(五)改革的总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。
(六)“十五”期间电力体制改革的主要任务是：实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。
三、厂网分开重组国有电力资产
(七)实行厂网分开。将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，并分别进行资产、财务和人员的重组。
属地方政府和其他部门管理的电力企业，也要实行厂网分开。以小水电自发自供为主的供电区，要加强电网建设，适时实行厂网分开。
(八)重组国家电力公司管理的发电资产，按照建立现代企业制度要求组建若干个独立的发电企业。华能公司可直接改组为独立发电企业，其余发电资产(含股份公司或有限责任公司中相应的股份资产)通过重组形成三至四个各拥有4000万千瓦左右装机容量的全国性发电企业，由国务院授权经营，分别在国家计划中实行单列。发电资产重组要综合考虑电厂的资产质量和所在地域条件等，进行合理组合。每个发电企业在各电力市场中的份额原则上不超过20%。
(九)重组电网资产，设立国家电网公司。由国务院授权国家电网公司，作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表。国家电网公司按国有独资形式设置，在国家计划中实行单列。设立华北(含山东)、东北(含内蒙古东部)、西北、华东(含福建)、华中(含重庆、四川)电网公
司。这些区域电网公司的经营范围内，原国家电力公司资产比重较大，其组建工作由国家电网公司负责，各地方以所拥有的电网净资产比例为基础参股，组建区域电网有限责任公司或股份有限公司。西藏电力企业由国家电网公司代管。
设立南方电网公司。其经营范围为云南、贵州、广西、广东和海南。在南方电网公司经营范围内，原地方电网资产比重较大，其组建工作由控股方负责，按各方现有电网净资产比例成立董事会，组建有限责任公司或股份有限公司并负责经营管理，在国家计划中实行单列。区域电网公司按现代企业制度设置，做到产权明晰、权责明确、政企分开、管理科学，享有法人财产权，承担资产保值增值责任。区域电网公司根据电力市场发展的具体情况以及合理的企业法人治理结构，将区域内的现省级电力公司改组为分公司或子公司，负责经营当地相应的输配电业务。区域电网公司可以拥有抽水蓄能电厂或少数应急、调峰电厂。个别暂未纳入重组后发电企业的电厂，可由区域电网公司代管。
(十)国家电网公司的主要职责是：负责各区域电网之间的电力交易和调度，处理区域电网公司日常生产中需网间协调的问题；参与投资、建设和经营相关的跨区域输变电和联网工程，近期负责三峡输变电网络工程的建设管理；受国家有关部门委托，协助制定全国电网发展规划。
(十一)区域电网公司的主要职责是：经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。
(十二)“十五”期间，电网企业可暂不进行输配分开的重组，但要逐步对配电业务实行内部财务独立核算。目前在一县范围内营业区交叉的多家供电企业，应以各方现有配电网资产的比例为基础。组建县供电有限责任公司或股份有限公司。国家电力公司以外供电企业的资产关系可维持现状。
(十三)对现国家电力公司系统所拥有的辅助性业务单位和“三产”、多种经营企业进行调整重组。电网企业可以拥有必要的电力科研机构。经营主业以外的业务要按照规定程序报经国家有关部门批准，并与电网业务分开核算。有关电力设计、修造、施工等辅助性业务单位，要与电网企业脱钩，进行公司化改造，进入市场。医疗和教育单位按国家规定实行属地化管理。“三产”和多种经营企业参加发电企业的重组，也可以交由地方政府管理。
(十四)重组后各类电力企业要注重转变经营机制，优化组织结构，精简管理层次，深化企业内部劳动、人事和分配三项制度改革，建立健全企业内部的激励和约束机制。
(十五)在厂网分开的重组完成以后，允许发电和电网企业通过资本市场上市融资，进一步实施股份制改造。电力企业出售国有资产的变现收入，按中央与地方在企业中的资产比例和收支两条线的原则，分别列入中央和地方财政专户管理，原则上优先用于电力建设、完善电力环保及监控设施和处理电力体制改革中的“搁浅成本”等方面。
(十六)电力体制改革涉及到中央政府与地方政府在电力企业财政利益格局方面的变化与调整问题，由财政部研究制定解决办法。
四、竞价上网实行电价新机制
(十七)建立电力调度交易中心，实行发电竞价上网。在区域电网公司经营范围内，根据各地电网结构、负荷分布特点及地区电价水平的具体情况，设置一个或数个电力调度交易中心，由区域电网公司负责管理。电力调度交易中心之间实行市场开放。
(十八)逐步终止过去各级电网企业与发电厂签订的购电合同。对于外商直接投资电厂，其项目符合国家审批程序的，可采用重新协商等办法处理已签订的购电合同，也可继续执行原有购电合同。
(十九)各发电企业要尽量在内部消化新、老电厂因历史原因形成的电价水平差别或通过资本市场的兼并收购，形成各类电厂新的市场价值，实现上网电价的平等竞争。也可采用在规定期限内过渡性的竞价方式。具体竞价办法可根据各电力调度交易中心的不同情况制定。
(二十)各地区实施竞价上网的进度要因地制宜，根据电网结构、管理水平和技术支持系统完善的条件决定。具备条件的地区应尽早建立电力调度交易中心，实行竞价上网。
(二十一)建立合理的电价形成机制。将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。政府按效率原则、激励机制和吸引投资的要求，并考虑社会承受能力，对各个环节的价格进行调控和监管。
(二十二)在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。
五、设立国家电力监管委员会
(二十三)国务院下设国家电力监管委员会(正部级)。该机构为国务院直属事业单位，按国家授权履行电力监管职责。电力监管委员会按垂直管理体系设置，向区域电网公司电力调度交易中心派驻代表机构。
(二十四)国家电力监管委员会的主要职责是：制定电力市场运行规则，监管市场运行，维护公平竞争；根据市场情况，向政府价格主管部门提出调整电价建议；监督检查电力企业生产质量标准，颁发和管理电力业务许可证；处理电力市场纠纷；负责监督社会普遍服务政策的实施。
六、分步推进电力体制改革
(二十五)尽快成立国家电力监管委员会。用一年时间组建国家电网公司、区域电网公司及各发电企业。各区域电网公司要抓紧完善竞价上网技术支持系统和环保实时监控设施，到“十五”末，各地区主要的发电企业均应参加统一竞价，在全国大部分地区实行新的电价机制。(二十六)完成上述改革以后，在做好试点工作的基础上，逐步实行输配分开，在售电环节引入竞争机制。
(二十七)随着“西电东送”和全国联网的推进，及时总结电力体制改革经验，进一步深化区域电网企业的体制改革。
七、完善电力体制改革的配套措施
(二十八)适时制定和修改有关电力和电价方面的法律、法规和其他相关的行政法规。尽快制定电力市场运营规则、电力市场监管办法以及发电排放环保折价标准，与竞价上网同时实施。(二十九)转变政府职能。充分发挥市场配置资源的基础性作用，改善政府宏观调控，改革电力项目审批办法，加强电力市场监管，在国家中长期规划指导下，做好电力建设项目的前期储备工作。
(三十)进一步充实和完善中国电力企业联合会的自律、协调、监督、服务功能，充分发挥其在政府、社会、电力企业之间的桥梁、纽带作用。经政府授权，履行电力行业信息、资料的统计和分析等职责。
八、加强电力体制改革的组织领导
(三十一)在国务院领导下，成立由国家计委牵头，国家经贸委、国家电力公司、中组部、中央企业工委、中编办、财政部、法制办、体改办，以及广东省和拟成立的国家电力监管委员会等相关部门和单位组成的电力体制改革工作小组，具体负责电力体制改革实施工作。按照积极稳妥的原则精心组织，区别各地区和各电力企业的不同情况，重点安排好过渡期的实施步骤和具体措施，在总体设计下分步推进改革。有关政府部门要加强对改革的指导，各级地方政府要积极配合。
(三十二)电力企业在改革过程中要进一步加强领导，做好政治思想和宣传工作，加强组织纪律性，保持干部、职工队伍思想稳定。对于国有资产的处理，必须严格执行国家规定，防止
流失。各电力企业要明确责任，坚守岗位，服从调度，保证电网安全运行。
从发电、售电、输配环节看新电改：为什么要这么改
从发电、售电、输配环节看新电改：为什么要这么改北极星电力网新闻中心来源:中国经济导报 2014/12/22 9:31:17 我要投稿 所属频道: 火力发电关键词: 电力体制改革输配电价售电侧 北极星输配电网讯:当电力体制改革走过第十二个年头，一份新的电改方案能带来哪些改变?据了解，新电改方案已于近日上报国务院。12年前的改革打破了原国家电力公司集发、输、配、售为一体，垂直运营、高度集中的格局，缓解了经济快速发展中长期存在的电力短缺问题。12年后，新电改方案提出了包括发电计划放开、电价放开、配售电放开的“四放开、一独立、一加强”的改革计划，并明确了改革的核心：电网不再买电卖电，从中间商变身成为服务商，以国家核定的输配电价格进行输配电服务。 据悉，新一轮电改将会在售电侧强化竞争机制，形成市场化的售电新机制。售电放开改革从某种意义上也会改变电网的盈利模式。 从以上信息不难看出，新电改的思路已经不同于2002年“五号文件”中“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的改革目标，改变意味着什么?记者通过采访相关专家和企业，带读者一起走进中国电改，从发电侧、输配侧和售电侧3个环节全面了解电改的方方面面，探究电改的未来走向。 发电侧： 改变："五号文件"：厂网分开 新电改方案：发电计划放开、发电商与用户直接商定价格 原因：尚未形成充分的市场竞争 在发电侧进行政企分开、厂网分开，这是2002年“五号文件”中被公认为走得最彻底也是最成功的一步。国家能源委员会专家委员会主任、国家能源局原局长张国宝，在此前接受中国经济导报记者采访时回忆：当时对电力体制改革比较有共识的首先是政企分开，把政府的职能从原来的国家电力公司里面剥离出来，放到政府部门里面去;第二个是改革的模式，大家比较统一的看法就是厂网分开。发电企业和电网输配业务在改革之前均属于国家电力公司，把原来属于国家电力公司的发电企业剥离出来，不再垄断，不再由一家公司办电，而是允许多家办电，多种所有制办电，引入竞争。
世界电力体制改革大事记
世界各国电力体制改革大事记 1982年 智利颁布《电力服务法》，为第一个电力工业结构重组和自有竞争法律框架 1983年 智利实施电力结构重组，基本实现发、输、配分开 英国颁布《能源法》，取消电力行业进入限制，实施电网无歧视进入 1984年 美国缅因州首次引入发电侧竞争招标，对新增发电容量按可免成本公开招标 新西兰开始推行电力工业私有化，撤销了能源部下电力厅1985年 智利建立成本型电力库 西班牙成立独立输电公司 1986年 智利实现2MW以上用户零售竞争 1987年 新西兰实现电力政企分开，成立新西兰电力公司(ECNZ) 1988年 新西兰电力公司重组，形成发电、输电、营销、电建四个利润中心
英国政府发布“电力工业私有化”白皮书，开启电力改革1989年 英国议会通过《电力法1989》，同步实施电力重组、私有化、市场建设和行业监管，成立独立监管机构 阿根廷颁布《国家改革法》，确立国有工业私有化 荷兰颁布电力法，确定电力改革原则，实现电网开放 澳大利亚中央政府调查电力工业效率，成为发展全国电力市场的导火索 1990年 澳大利亚成立专职负责全国电力市场设计和建设的电网管 理委员会(NGMC)。新南威尔士和维多利亚州实施模拟市场 墨西哥总统泽迪罗发起在发电、配电、售电引入竞争的系列电力改革 英国国家电网公司(NGC)成立，英格兰地区发、输、配完全分开，放开1MW以上用户。建立英格兰威尔士强制型电力库，为世界上第一个现代意义的组织性电力市场(organized market)。NGC负责调度、结算、基金周转和组织辅助服务 挪威颁布新能源法，为电改提供法律框架 芬兰引入电力趸售竞争 波兰撤销电力煤炭委员会(类似电力部)，开始重组电力企业，实施发、输、配三分开
新电改下电网企业综合化转型方向分析
新电改下电网企业综合化转型方向分析 发表时间：2018-04-28T15:11:20.337Z 来源：《电力设备》2017年第35期作者：覃芸1 段瑶2 张佳銮3 钟式玉4 于文益5 [导读] 摘要：新电改下，电网企业由靠购销差价盈利的贸易商变为从事输配电服务的物流商，盈利模式发生了变化，企业的运营模式和业务布局也需要进行调整。 （①②广东电网有限责任公司电网规划研究中心广东广州 510080；③④⑤广东省能源研究会广东广州 510070； ③④⑤广东省技术经济研究发展中心广东广州 510070） 摘要：新电改下，电网企业由靠购销差价盈利的贸易商变为从事输配电服务的物流商，盈利模式发生了变化，企业的运营模式和业务布局也需要进行调整。本文分析了新电改对电网发展规划、投资策略和运行安全提出的新要求，同时参考传统能源企业综合化发展的主要路径，提出新电改下电网企业综合化转型方向，对指导电网企业在新形势下的运营模式以及业务布局有很大的参考价值。 关键词：电网企业；综合化；新电改 1新电改对电网的总体要求 新一轮电力体制改革将对电网发展规划、电网投资策略、电网运行安全等方面产生深刻影响。首先，新电改主要从3个方面对电网规划提出了新要求：一是加强电力统筹规划。二是推动可再生能源。三是开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。其次，在电网投资策略方面，政府部门在电网企业输配电资产投资控制的力度愈加显现，主要表现在：一是加强电网规划。只有通过国家或地方规划、审批核准的项目才可计入输配电准许成本。二是严格投资成本监管。成本监审部门定期对电网投资成本进行监管，剔除不合理的支出。在电网运行方面，新电改主要对其功能定位、开放范围和安全责任等三方面提出了新要求：在运行定位上，电网企业从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全。在运行开放范围上，优先保障清洁能源发电上网；提供电力普遍服务；提供报装、计量等各类服务；提供输配电服务。在运行安全责任上，承担供电营业区保底供电服务；提高电力供应的安全可靠水平。 新电改对电网规划、投资、运行安全等均提出了新要求，电网企业的定位和盈利模式发生了深刻变化，驱使电网企业向综合能源服务商的运营模式转变，业务布局向综合化转型发展。 2传统能源企业综合化发展的主要路径 2.1综合能源服务的基本内涵 传统能源服务产生于二十世纪七十年代中期的美国，主要针对已建项目的节能改造、节能设备推广等，合同能源管理是其主要商业模式。现在，随着互联网、大数据、云计算等技术出现，融合清洁能源与可再生能源的区域微网技术的新型综合能源服务模式开始诞生。 目前，综合能源服务主要有两个含义：一是综合能源，涵盖多种能源，包括电力、燃气和冷热；二是综合服务，包括工程服务、投资服务和运营服务。综合能源服务核心是分布式能源以及围绕它进行的区域能源供应，同时可以将公共热冷、电力、燃气甚至水务整合在一起的一种综合能源服务形式。综合能源服务平台是指以电力供应为基础，围绕用户用能及周边价值诉求，面向多种能源种类，采取多种服务手段，提供多种商业产品、传递多元用户价值的综合服务平台。 2.2主要能源企业综合化发展路径 目前国内综合能源服务尚处于起步阶段。国内典型的综合能源服务供应商有南方电网综合能源有限公司、新奥泛能网、协鑫分布式微能源网等。南网综合能源是在能源供应的全过程产业链中提供系统的节能解决方案，优化能源结构，提高能源生产和使用效率，实现节能减排。新奥的泛能网将冷热、燃气联系起来，开发冷热电联产项目，将燃气、冷、热、电一起销售给用户。协鑫的分布式微能源网按照“六位一体”模式实施：将天然气热电冷系统、光伏发电、风能发电、储能技术、节能技术、低位热能结合为一体，提供多种能源服务。 综上可知，目前，主要能源企业发展综合化业务的路径一般分为两类：一类是产业链延伸模式，如新奥、协鑫的发展模式：新奥是以燃气为主导，同时往燃气的深度加工——发电、冷热供应方向发展；协鑫以光伏、热电联产为主导，同时往天然气、智慧能源布局；另一类是售电+综合服务模式，是将节能服务或能效服务等增值业务整合在一起的能源服务。 3新电改下电网企业综合化转型方向 参考国内主要能源企业综合化发展的路径，再结合新电改对电网提出的新要求，电网企业将逐步从传统电能供应商向综合能源服务商转变。电网企业的综合化业务将以能源互联网、智慧能源和多能互补为方向，以供电为中心，大力拓展园区、工业企业、大型公共建筑等能效诊断、节能改造、用能监测、新能源发电等业务范围。 3.1多能互补的能源供应体系 结合新电改下分布式能源发展的潮流和契机，在能源供应方面，未来，电网企业将提供多元化分布式能源服务，构建终端一体化多能互补的能源供应体系。在新城镇、新产业园（商务）区、新建大型公共设施的区域，根据客户的用能需求，以智能电网为基础，建设分布式发电、冷热电三联供，基于电能的冷热供应等系统，满足终端用户对电、热、冷、气等多种能源的需求，构建以电为中心的集成供能系统。 3.2能源消费新模式 市场竞争条件下，电网企业将更加扎实地做好客户能源基础服务，形成以电为核心的能源消费新模式。推进用户侧在电气化与能效提升的发展，应用热泵，电窖炉、专用充电站、余热回收、绿色照明等高效用能技术，降低客户能源成本，改善客户用能体验，助力绿色发展；对用能设备、配电设施等开展专业化智能运维，提供精准故障诊断和状态检修服务，提高客户用能稳定性，保障用电安全。 3.3智能化能源互联网 结合能源互联网的发展契机，电网企业将推进“互联网+”能源服务，建立客户侧智能化能源互联网。以源网荷实时数据为纽带，对接电、气、热等多种用能需求，搭建多元信息交互的综合能源服务平台，运用物联网、大数据等新型技术，促进能源流与信息流深度融合，实现能源互联网的实时感知和信息反馈，优化客户能源供给网络运行策略，为客户提供智能调控、需求响应、交易预测、数据价值挖掘的服务。 3.4多样化能源服务 结合客户降低能源成本、减少投资的需求，未来，电网企业将以用电业务代办、设备托管、能效诊断为切入点，综合采用多种能源、技术、创新商业模式，为客户提供具有竞争力的定制化综合能源服务整体解决方案；充分发挥电网企业品牌、营销渠道、配套电网建设等
新电改形势下的营销策略研究
新电改形势下的营销策略研究 发表时间：2019-11-08T14:31:29.720Z 来源：《电力设备》2019年第13期作者：杨林涛 [导读] 摘要：新电改背景下的电力企业营销是一项系统性、长期性的工程，如何开拓企业的市场营销，打开电力销路，还有很长的路要走，做好电力市场的营销对企业的发展起重要的促进作用。 （国网山西省电力公司长治供电公司山西长治 046000） 摘要：新电改背景下的电力企业营销是一项系统性、长期性的工程，如何开拓企业的市场营销，打开电力销路，还有很长的路要走，做好电力市场的营销对企业的发展起重要的促进作用。本文详细解读了国家新电改的背景，分析了电改背景下电力企业营销的特点，对电改背景下电力企业营销策略进行论述，为电改背景下电力企业的营销提供参考。 关键词：新电改；电力企业；营销策略 随着国家新电改政策的出台，电力企业为了在电力市场的营销中争取主动，占据更大的份额，在电改背景下电力企业营销的策略，要做到及时调整电力市场营销结构，规范电力市场营销运行，提高电力市场占有率。积极开拓电力营销的潜在市场，培育新的电力市场营销增长点，使电力企业收到显著的社会效益和经济效益。 一、电改背景的解读 国家新电改政策的总体思路是：建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本，提升技术水平，提高能源利用效率和安全可靠性，促进市场公平竞争，促进节能环保。是“区分垄断环节与竞争环节，管住中间，放开两头”，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，确保电网公平开放、市场公平交易，更好地实现电网科学规划，充分发挥电网规模效益，提高管理效率。 1、使发电企业降低生产成本、提高经济效益，增强市场营销竞争力。 2、改变传统经营赢利模式，提升其市场营销管理水平。 3、社会资本将进入售电领域获得盈利机会，使电力市场营销充满生命力。 4、建立的竞争机制会激发电力企业营销的活力，为电用客户的利益提供保障。 5、增强电力用户在市场的自主选择权，用电更加便利，盘活电力营销市场 二、新电改动向分析 1、新电改政策的核心内容阐述 新电改政策总结起来的要素就是“四放开、一独立、一加强”，“四放开”指的是放开经营性电价、放开增量配电业务、放开售电业务和放开公益性调节调节以外的发供电计划，“一独立”指的是交易平台独立，“一加强”指的是加强电网规划。本方案的核心就是希望推出电网企业的盈利新模式，将传统盈利方式的收入来源由上网和销售电价价差转变为收取经政府核定的输配电过网费来保证本企业的收益。 2、新电改政策两期目标 前后两次的电改政策所侧重的方面都有所不同，上一轮意在解决厂网分开，这一轮新电改侧重的则是电力的输配，并针对市场公平化问题来推出完善机制，也有效打破了电价被垄断的局面，以市场定价，以政府来核准。当前电改政策有两期目标，近期目标就是这一轮新电改，没有涉及到输配分开、剥离售电侧等内容，只是单纯的放开售电侧和增量配电业务，这避免了给偏远地区供电的不稳定性。而且考虑到涉及利益面太广，新电改暂且只增量配电业务，让各投资主体介入配电业务中，这都是为了保证供电稳定性。而电改政策的远期目标就会涉及到更多层面的改革，乘着国企改革的东风，接下来将会涉及到企业重组、考核和地方权责的体制改革。并且要让所有的方案改革都有法律支撑做保证，但我们从当前《电力法》、《电力供应与使用条例》等法律法规制度可以发现暂时我国法律中还没有相关支撑多买方、多卖方的电力市场营销行为，用电用户也没有权利选择电力供应商，所以接下来即便是要大力建设电力市场，也必须是法制先行做保证，让所有改革有法可依。 3、新电改将发生的售电模式 分下下一步电改政策的推进，应该会在售电模式上下功夫，先建立混合售电所有制，拒绝垄断企业的出现，而引发竞争机制，然后在用户销售环节不断引入新的销售公司，电网企业和社会资本合资建立几家售电公司或允许设立电力分销机构等，总之通过各种措施会全面实现电网企业的重组和拆分。 三、新电改形势下的营销策略 1、增量配电网配售一体化业务模式 经过十几年粗犷式的发展，传统的电网规划，无论是输电网还是配电网，通常不会考虑投资风险和投资收益。电网冗余现象严重、设备负载率较低，特别是某些局部地区，这一现象更加明显。本轮电力体制改革，其主要目的之一就是优化资源配置，提高电力系统的经济性。增量配网作为此轮改革的亮点，其经济性示范作用将举足轻重。地区供电公司不仅可以利用这次机会升级既有配网区域的业务，也能够通过与民营资本合作，成立配售一体化售电公司，通过增量配网项目拓展业务。社会资本的进入加上增量配电网放开带给电网企业的压力将加速配网建设的投资落地。除了新增工业园区，新增旅游园区、新城区、新增产业园区、新增大型商业区块都将是未来增量配网的爆发点。地区供电公司作为当地优质、经验丰富的供电企业，能够弥补民营资本在技术上的短板，而民营资本的强大资本优势、较低的设备成本和先进的管理经验能够为供电公司带来项目的可观收益。因此，地区供电公司可以积极寻求与配电网设计和总包能力的配电网设备供应商、有用户服务基础的用电服务提供商合作，可以以合资的方式通过增量配网项目成立配售一体化售电公司。 2、独立售电业务模式 独立售电通常被认为是没有任何资产的社会资本参与的售电模式，但是地区供电公司可以通过独立售电部门或者成立独立售电子公司的形式参与独立售电市场。通过独立的部门进行非保底售电，能够最大化的发挥供电公司的既有优势，保存大部分的客户。独立售电不承担保底供电服务，因此可以与供电企业的保底供电业务形成互补。部分希望从保底供电中脱离出来，使用更加灵活的售电套餐的用户可以在供电公司框架下进行售电套餐的更换。地区供电公司也可以探索对应的售电套餐，满足不同客户的不同需求。独立售电的基本业务是进行大批量的电力批发并将电力通过套餐销售给终端客户。电力批发可以通过与上游发电企业签署短期或者长期的电力购买协议、电力市场竞价来完成，最后通过与电力用户签署短期或者长期的电力销售协议来赢取中间利润。独立售电业务租用配电网公司的配电网络，按最大
定额〔2016〕9号-关于发布电力工程计价依据适应营业税改征增值税调整过渡实施方案的通知
电力工程造价与定额管理总站 定额〔2016〕9号 关于发布电力工程计价依据适应营业税改征增 值税调整过渡实施方案的通知 各有关单位： 按照国务院有关规范税制、实现结构性减税的总体战略部署，根据财政部、住房城乡建设部及国家税务总局的相关要求，为保证营业税改征增值税在电力工程计价中实现平稳过渡，电力工程造价与定额管理总站结合电力工程计价依据的特点，经反复研究与测算，并与
有关各方多次沟通协调，形成了电力工程计价依据适应营业税改征增值税调整过渡实施方案。现予发布，请遵照执行。附件：电力工程计价依据适应营业税改征增值税调整过渡实施方案 电力工程造价与定额管理总站 2016 年 4 月 18 日
附件 电力工程计价依据适应营业税改征增值税调整过 渡实施方案 一、为贯彻落实国务院有关营业税改征增值税（以下简称 “营改增”）的战略部署，按照财政部、住房城乡建设部、国家税务总局有关要求，结合电力工程计价依据特点，制订本实施方案。 二、本实施方案的编制依据 （一）《关于做好建筑业营改增建设工程计价依据调整准备工作的通知》（建办标〔2016〕4号）。 （二）《关于全面推开营业税改征增值税试点的通知》（财税 〔2016〕 36号）。 （三）《营业税改征增值税试点方案》（财税〔2011〕110号）。
（四）现行电力工程计价依据，包括概预算定额及费用计算规定、工程量清单计价规范、工程造价管理办法等。 三、本实施方案的适用范围是经国家能源局正式批准，并正在执行的各套现行电力工程计价依据，主要包括： （一）《20kV及以下配电网工程建设预算编制与计算标准》、《20kV及以下配电网工程预算定额-建筑工程、电气设备安装工程、架空线路工程、电缆工程、调试工程、通信及自动化工程》 （国能电力〔2009〕123号）； （二）《电网工程建设预算编制与计算规定》、《火力发电工程建设预算编制与计算规定》、《电力建设工程概算定额-建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、调试工程、通信工程》以及《电力建设工程预算定额-建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、输电线路工程、调试工程、通信工程、加工配置品》（国能电力〔2013〕289号）；
新电改市场化改革持续推进
新电改市场化改革持续推进 一.新一轮电改不是此前的简单延伸 总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，与国务院“5号文”相比更具有现实意义。虽然两个文件都是围绕“放开两头、管住中间”这条基本路径展开讨论，但中央“9号文”体现的核心价值取向与国务院“5号文”本质不同，因而不是其简单延伸。具体表现在以下两点： 第一，核心价值取向不同。 本轮电改的核心价值取向是旨在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。而上轮电改的价值取向旨在通过厂网分开，打破垄断，引入竞争，剥离关联交易，加快扩大电力供给规模。 暂时不考虑输配分开和电网调度独立。国务院“5号文”并没有达到预期的改革目标，此次方案在制定过程中也进行了反思。我认为，调度独立和输配分开并不是科学合理的选择。 第二，明确提出要加强规划。 2002年后，电力行业最大变化就是可再生能源并网的比例越来越大，使发电侧和用电侧具有双侧随机性，电力系统的整体规划必须强化。从这个方面来讲，此次电改绝对不是国务院“5号文”的延续，应当形成一套新的电力体制规划方法体系。
本轮电改的关键不在于电力企业的拆分重组和盈利模式的改变，而在于新型电力治理体系管理框架的顶层设计，其中政府能否在改革的政策激励和法制环境设计上有所作为至关重要。政府在改革的顶层设计阶段对于如何运用市场杠杆，以及如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等方面进行设计、建立和引导，激励改革目标的实现等方面，必须能够发挥主导性甚至决定性作用。 二.改革存在倾向性风险 改革有风险、不改革有危险，电改这样的深水区更非一改就灵。2002年电力体制改革以来，中国电网领域逐渐形成一种集行业公共权力垄断、市场规模垄断、业务链条垄断、技术创新垄断等四重垄断于一身的超级垄断的业态，这是之前中国电力发展史上并没有的，也是世界电力能源领域所罕见的。 建国以来，中央层面的电力体制已历经11次变革：上世纪80年代实施的“集资办电”的改革有效解决了长期困扰的电力投资不足问题;2002年“厂网分开”的改革及时应对了意料之外的装机硬缺口问题;在新一轮电改中，垄断问题不应该是能轻易绕过的话题。 从前期的《征求意见稿》到最终的中央“9号文”出台，一些文字的改动却单方向有利于垄断集团、有利于被改革对象。我认为，新一轮改革的基本方向无疑存在巨大的倾向性风险。为什么前期公众参与阶段与后期集中决策阶段在政策倾向上的反差会这么大?就中央“9号文”而言，一些表述应该引起社会的关切和重视。
国家发展改革委等9部委令第56号文通知
第56号 为了规范施工招标资格预审文件、招标文件编制活动，促进招标投标活动的公开、公平和公正，国家发展和改革委员会、财政部、建设部、铁道部、交通部、信息产业部、水利部、民用航空总局、广播电影电视总局联合制定了《<标准施工招标资格预审文件>和<标准施工招标文件>试行规定》及相关附件，现予发布，自2008年5月1日起施行。 《标准施工招标资格预审文件》和 《标准施工招标文件》试行规定 第一条为了规范施工招标资格预审文件、招标文件编制活动，提高资格预审文件、招标文件编制质量，促进招标投标活动的公开、公平和公正，国家发展和改革委员会、财政部、建设部、铁道部、交通部、信息产业部、水利部、民用航空总局、广播电影电视总局联合编制了《标准施工招标资格预审文件》和《标准施工招标文件》（以下如无特别说明，统一简称为《标准文件》）。 第二条本《标准文件》在政府投资项目中试行。国务院有关部门和地方人民政府有关部门可选择若干政府投资项目作为试点，由试点项目招标人按本规定使用《标准文件》。 第三条国务院有关行业主管部门可根据《标准施工招标文件》并结合本行业施工招标特点和管理需要，编制行业标准施工招标文件。行业标准施工招标文件重点对“专用合同条款”、“工程量清单”、“图纸”、“技术标准和要求”作出具体规定。 第四条试点项目招标人应根据《标准文件》和行业标准施工招标文件（如有），结合招标项目具体特点和实际需要，按照公开、公平、公正和诚实信用原
则编写施工招标资格预审文件或施工招标文件。 第五条行业标准施工招标文件和试点项目招标人编制的施工招标资格预审文件、施工招标文件，应不加修改地引用《标准施工招标资格预审文件》中的“申请人须知”（申请人须知前附表除外）、“资格审查办法”（资格审查办法前附表除外），以及《标准施工招标文件》中的“投标人须知”（投标人须知前附表和其他附表除外）、“评标办法”（评标办法前附表除外）、“通用合同条款”。 《标准文件》中的其他内容，供招标人参考。 第六条行业标准施工招标文件中的“专用合同条款”可对《标准施工招标文件》中的“通用合同条款”进行补充、细化，除“通用合同条款”明确“专用合同条款”可作出不同约定外，补充和细化的内容不得与“通用合同条款”强制性规定相抵触，否则抵触内容无效。 第七条“申请人须知前附表”和“投标人须知前附表”用于进一步明确“申请人须知”和“投标人须知”正文中的未尽事宜，试点项目招标人应结合招标项目具体特点和实际需要编制和填写，但不得与“申请人须知”和“投标人须知”正文内容相抵触，否则抵触内容无效。 第八条“资格审查办法前附表”和“评标办法前附表”用于明确资格审查和评标的方法、因素、标准和程序。试点项目招标人应根据招标项目具体特点和实际需要，详细列明全部审查或评审因素、标准，没有列明的因素和标准不得作为资格审查或评标的依据。 第九条试点项目招标人编制招标文件中的“专用合同条款”可根据招标项目的具体特点和实际需要，对《标准施工招标文件》中的“通用合同条款”进行补充、细化和修改，但不得违反法律、行政法规的强制性规定和平等、自愿、公平和诚实信用原则。 第十条试点项目招标人编制的资格预审文件和招标文件不得违反公开、公
新电改售电公司行业市场现状以及未来发展趋势分析
目录 CONTENTS 第一篇：电力改革制度实施售电公司牌照受关注 (1) 第二篇：售电牌照下发有望迎来售电公司发展机遇 (2) 第三篇：售电侧改革市场分析促进售电公司市场建立 (3) 第四篇：电改引人关注售电公司侧改革再次垄断担忧 (4) 第五篇：电力体制改革售电公司市场发展前景广阔 (7) 第六篇：新电改引发售电公司抢占市场破国网垄断市场 (8) 第七篇：新电改前景大售电公司市场发展分析 (9) 更多关于售电公司市场研究分析，可查看《2015-2020年中国售电公司发展模式与投资战略规划分析报告》第一篇：电力改革制度实施售电公司牌照受关注 近日，发改委网站发出《价格改革攻坚全面提速不断向纵深推进》的消息。其中明确要 求各方加快推进输配电价改革，将试点范围由深圳市和蒙西电网进一步扩大到安徽、湖北、 宁夏、云南、贵州等五省区电网，放开跨区跨省的电能交易价格。 随着与电改有关的配套方案近期下放，“售电放开”的预期也被加强。不过多位分析人士表示，目前一些发电企业可能会拿到首批售电牌照；但另一部分公司只停留在概念炒作上, 获得第一批牌照的希望并不大。 2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9 号有
关要求）出台，表明极受瞩目的电改已经进入实质操作阶段。 此前，深圳已首先展开了输配电改革试点：参与市场交易的发电企业上网电价，由用户或者市场化售电主体与发电企业自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照政府核 定的输配电价收取过网费。 除了深圳外，内蒙古、安徽、湖北、宁夏和云南、贵州等都已进入了输配电价改革试点范围，与上述省区相关的电力企业尤其引人注目。 据报道，电力市场建设、交易体制改革、发用电计划改革、输配电价改革和售电侧体制改革等五大电改关键性配套文件经过多轮博弈和修改，将在7月底公布。但是，目前来看， 这五大配套文件公布的时间将延迟。 实际上，这个结果在电力业内人士看来，并不意外。尤其是经历了上一轮电改的人士，之所以开始新一轮电改，也是因为2002年电改中的许多改革措施，至今都未实施。据透露, 关于电网是否应该参与竞争性售电业务一直是此轮电改有争议地方。 电改的目标不是重新分蛋糕，而是做大蛋糕。电改不是将大垄断变成小垄断，而是“放 开两头，管住中间”。通过价格战进行售电竞争也只是在开始阶段，而售电市场竞争的本质 内容应该是为用户提供综合能源解决方案。 值得注意的是，新电改9号文内容多为原则性要求，必须辅以相关实施细则才能够落到实处。此前四份电改配套方案陆续发布，但均未触及电改核心内容。 作为新电改的框架性文件，新电改9号文的落地还需要多套细则配合，包括有序售用电、促进电力市场化交易、交易机构组建和运营办法。五大配套文件发布后，电改才能进入实质性的推进阶段。 第二篇：售电牌照下发有望迎来售电公司发展机遇 《关于推进售电侧体制改革的实施意见》公布。售电侧改革将在2015年、2016年选择 2-3个省份进行试点，放开110千伏及以上电压等级存量工商业用户和35千伏及以上电压等 级新增工商业用户，具备条件的试点地区则开放35千伏及以上电压等级存量工商业用户和 10千伏及以上电压等级新增工商业用户。
中国电力体制改革的新时代、 新变化和新体系
Modern Management 现代管理, 2018, 8(3), 226-234 Published Online June 2018 in Hans. https://www.360docs.net/doc/3a9933333.html,/journal/mm https://https://www.360docs.net/doc/3a9933333.html,/10.12677/mm.2018.83027 The New Era, New Change and New System of China’s Electricity System Reform Jiaxiong Wei1, Yongxiu Bai2, Yuan Wang3* 1Shaanxi Electric Power Company, Xi’an Shaanxi 2School of Economics and Management, Northwestern University, Xi’an Shaanxi 3School of Management of Xi’an Polytechnic University, Xi’an Shaanxi Received: May 13rd, 2018; accepted: May 28th, 2018; published: Jun. 5th, 2018 Abstract China’s Electricity System Reform (CESR) started in 1980s, experienced some development stages, such as fund-raising operations, government-enterprise separation and etc. Now CESR has entered to a new era of electricity system reform. New Electricity System Reform (NESR) centered on the liberalization of the electricity market, which triggered a series of new changes and formed a new operating system. Based on the review of GESR process, this paper makes a comparative analysis from four aspects, including market entities, pricing mechanism, electricity trading and electricity regulatory before and after NESR, discovers some new changes, and builds a new system of the elec-tricity market operation based on PDCA. At last, some policy recommendations bring to the close. Keywords New Electricity Market Reform, Electricity Market, Electricity Regulatory 中国电力体制改革的新时代、 新变化和新体系 韦加雄1，白永秀2，王渊3* 1国网陕西省电力公司，陕西西安 2西北大学经济管理学院，陕西西安 3西安工程大学管理学院，陕西西安 收稿日期：2018年5月13日；录用日期：2018年5月28日；发布日期：2018年6月5日 *通讯作者。
新电改形势下售电公司盈利模式探讨
新电改形势下售电公司盈利模式探讨 发表时间：2019-07-09T16:59:07.133Z 来源：《中国经济社会论坛》学术版2019年第1期作者：谭玲 [导读] 随着各项新电改文件的出台，我国逐步推进电力体制改革工作，电力市场格局将发生根本性改变。 谭玲 神华国华广东售电有限责任公司广东广州 510000 摘要：随着各项新电改文件的出台，我国逐步推进电力体制改革工作，电力市场格局将发生根本性改变。新电改鼓励社会资本进入售电侧，多元售电主体不断涌现，电网企业为响应改革也成立售电公司并将售电竞争提上日程。本文针对新电改形势下售电公司盈利模式开展探讨 关键词：售电公司；电力市场改革；盈利模式 引言 售电公司作为新电改中的重要组成部分之一，是一种新型自助交易市场主体，售电侧各类资本的进入导致多元售电公司不断涌现。售电市场竞争日益激烈，电网企业售电公司为达成可持续发展目标，需要通过对财务效益进行综合评价来明确其市场定位，做出科学决策。 1、用户增值服务 用户的增值服务主要包括直接增值服务和间接增值服务，直接增值服务是在电力能源交易的上游和下游链接，形成的合理利润，例如设备和电能的搭配销售，施工和运维服务，甚至合同能源管理等等，这些服务可以或整体提供，利用整体竞争优势吸引用户，尤其是与电力消费相关的能源增值服务具有较为广阔的市场空间和应用场景。间接增值服务是围绕电力或能源销售等产业周围衍生的其他服务，例如电力设计咨询、设备制造信息以及自动化系统开发、数据服务与应用、电力设备融资与租赁、能源金融与信托服务、节能与能效服务等。 1.1个性化套餐服务 售电公司应根据用户的实际情况，结合用电的实际需求为用户提供可定制、个性化套餐，降低用户的电费成本支出，让用户拥有更多的选择权利。 1.2定制化信息服务 售电公司应积极开发电能管理系统和应用客户端，为用户提供电量电费管理、智能家电和新能源汽车充电等多种应用，通过简洁有效电费单管理界面，能够快速实现电费和电价数据查询。在应用客户端上能够及时了解各类电费信息和套餐，能够实现未来用电的智能化家居管理和满足电动出行的需要。 1.3节能化建议 根据客户的需要，为客户提供节能设备，结合智能电源终端和节能管理软件分析和诊断客户的用电行为，提高智能控制水平，建立客户的节能意识。针对客户的用电行为，为用户提供节能服务，提供包括在线监测、节能分析与诊断、设备运行维护等一站式的应用解决方案，为客户提供多元化服务[3]。 1.4需求侧响应 需求侧响应是售电公司盈利的重要手段之一。需求响应并不是简单的“高或低价格”，售电公司应基于对用户负荷的准确预测，为用户提供简单有效的省钱解决方案。结合智能监测、能源大数据分析和用户负荷预测技术，积极强化用户负荷管理，投资建设需求侧响应设备，深度参与电力系统的调峰调频。 2、平台化服务 在综合能源供应的基础上，售电公司通过建立平台化机制，进一步实现了区域能源互联网，并采用金融创新手段来实现商业模式的可持续、可复制。通过能源产业链连接上下游各类供应商，并从电力交易中赚取中介费和增值服务费[4]，成为结合“互联网+”的新型售电公司。 2.1分布式能源管理 以智能用电终端和节能管理软件为手段，利用能源大数据技术对客户用电数据进行综合分析，通过需求预测、市场分析，为用户设计更加合理的电费产品，并提供综合能源服务整体解决方案，帮助客户进行分布式的能源管理。同时售电公司可以利用自身的资源优势，对新建分布式能源企业进行设备运营管理，提供安装咨询、设备消缺、故障维修等形式的增值服务。 2.2金融、证券市场管理 购买和销售电力是售电公司实现盈利的“基本业务”，售电公司应结合自身业务开展情况和业务布局情况，除电力购销的物理合同之外，还可以在电力期货交易中买卖各类金融产品和与电力市场里的中间人进行各类交易。售电公司可以通过各类金融产品来规避风险，控制成本，增加收入。加大金融创新的力度，满足资产证券化、公共投资多元化的投资需求。在实施项目资产证券化的平台内，为所有项目的资产、权益进行价格标定和创造流动性，实现项目资产、权益有价有市，为投资、融资、转让、退出提供高效的资本运营机制。大力吸引社会资本广泛参与投资，并结合资产证券化等方式，实现项目资产、股权等方式直接融资，推进股份制售电公司上市融资，通过上述的金融创新手段来保障“有进有退”机制、滚动发展和持续经营的实现。 3、售电公司盈利模式未来发展探究 3.1深化发展当前盈利模式，拓展盈利空间 盈利模式单一是我国售电公司可持续发展的主要瓶颈之一，在高度透明化的电力市场环境下，低买高出的盈利模式门槛较低，导致企业间市场竞争激烈，同时电力市场价格的透明化也让电量购买用户对售电公司的利润进一步压缩。在现有市场化境下，售电公司要想拥有可持续发展能力必须开发拓展全新的盈利模式，打破单一盈利的发展瓶颈。首先电力公司应进一步提供用户数量和忠诚稳定客户比例，加大宣传力度，出台对应的推荐奖励。形成规模效应。从而增加用户基础和黏性。其次要加强用户体验，在电力价格透明化的市场环境下，售电公司应主动让利给用户，提高企业在用户心中的形象和信用度，提高企业形象。但售电公司在基于让利用户角度对售电价格进行调整时，应注意自身成本，应在自身正盈利的基础上进行让利价格调整。其次售电公司应加大对用户特征的研究力度，成立专门的市场调研部门对不同用户的电量使用情况进行全面记录。通过先进的计算机数据处理软件对用户个体特征进行分析和整理，并合理分类，退出符合各
电改9号文配套2 关于推进电力市场建设的实施意见
附件2 关于推进电力市场建设的实施意见 为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）有关要求，推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变，现就推进电力市场建设提出以下意见。 一、总体要求和实施路径 （一）总体要求。 遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，积极培育市场主体，坚持节能减排，建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，无歧视开放电网。具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。 （二）实施路径。 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。选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；总结经验、完善机制、丰富品种，视情况扩大试点范围；逐步建立符合国情的电力市场体系。
非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》开展市场化交易。试点地区可根据本地实际情况，另行制定有序放开发用电计划的路径。零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。 二、建设目标 （一）电力市场构成。 主要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。 （二）市场模式分类。 主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。 各地应根据地区电力资源、负荷特性、电网结构等因素，结合经济社会发展实际选择电力市场建设模式。为保障市场健康发展和有效融合，电力市场建设应在市场总体框架、交易基本规则等方面保持基本一致。 （三）电力市场体系。 分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区
关于进一步深化电力体制改革的若干意见中发〔2015〕9号
《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 中共中央国务院 中发〔2015〕9号 为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神及中央财经领导小组第六次会议，国家能源委员会第一次会议精神，进一步深化电力体制改革，解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构转型和产业升级，现提出以下意见。 一、电力体制改革的重要性和紧迫性 自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。 一是促进了电力行业快速发展。2014年全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，发电量达到5.5万亿千瓦时，电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米，220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安，电网规模和发电能力位列世界第一。二是提高了电力普遍服务水平，通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到了解决。三是初步形成了多元化市场体系。在发电方面，组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业;在电网方面，除国家电网和南方电网，组建了内蒙古电网等地方电网企业;在辅业方面，组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业。四是电价形成机制逐步完善。在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。五是积极探索了电力市场化交易和监管。相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累了重要经验。 同时，电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题，主要有： 一是交易机制缺失，资源利用效率不高。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。四是发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。五是立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套改革政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。 深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国能源安全和经济社会发展全局。党的十八届三中全会提出，国有资本继续控股经营的垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。《中央全面深化改革领导小组2014年工作要点》、《国务院转批发展改革委关于2014年深化经济体制改革重点任务意见的通知》对深化电力体制改
新电改9号文有哪些亮点
新电改的亮点都在这里了！ 9号文出台后，一些人觉得不够解渴或者觉得保守。但我觉得9号文继承了5号文的基本要旨，即通过推进市场化改革，构建一个多买多卖的电力市场，最终形成由合理的价格机制来引导投资和资源配置，同时让老百姓都能够享受改革带来的实惠。 9号文旨在解决电力市场缺失的问题。那如何构建有效竞争的电力市场体系和市场结构?一要放开配售电，重新界定电网企业功能。通过改革，构建多个售电主体，让电网企业专注于输电业务，能够逐步实现用户选择权的放开，形成“多买多卖”市场格局。二放开电价。占到全国用电量八成的工商业用电将由市场来定价，这是电价机制的根本性改变。三有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。此次改革就是要遵循市场规律，让企业自主决策。 水、电、煤、气都属于国民经济基础性行业，但电的基础性特征更明显。可以说，电力在经济社会发展的能源系统中扮演着“神经中枢”的角色，其在能源品种里覆盖面最广，影响力最大，所以改革必须要慎重，不能出现误判。与其不切实际地追求“一步到位”而踟蹰不前，不如“小步快走”务实推进。此次改革方案是相当务实的，是电改的“升级版”，应该能够成为一个阻力较小，收效明显的改革方案。 未来，在配套措施和实施细则上，以下几方面问题需明确：关于售电侧放开，文件明确符合条件的发电企业等5类企业将来可能成为新的售电主体，不同售电主体如何公平竞争?文件里指出组建相对独立的交易中心，什么是相对独立?谁来组建?谁来投资?谁来运营?监管机构是谁?文件规定过渡期间仍由电网申报，通过输配电价回收。过渡期有多长?从根本上改变交叉补贴的配套措施是什么? 新电改带来分布式能源发展的春天 9号文在电力市场化方面的改革目标，将从根本上扫除电力体制方面的障碍。天然气分布式能源“在2020年实现5000万千瓦装机容量的发展目标”将有可能实现。 9号文充分肯定了分布式能源的必要性，在发展分布式能源方面提出的诸多开放性措施，使我们这些在这个领域工作多年的人非常感叹。 9号文提出的“在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术、提高系统消纳能力和能源利用率”。这正是我们提出的“智慧能源系统”的 理念和技术。因为没有一个开放的电力市场，不能实现区域能源的“一体化”，因此不可能实现区域能源结构的“最优化”。多年来我们为此做过大量的努力，但成效甚微。9号文打破了电网公司的垄断，使实现能源“一体化”和“结构最优化”成为可能。 目前我们设计的天然气分布式供能系统实际为电网做了调峰的贡献。9号文提出的“建立辅助服务分担共享的机制”也将有利于提高分布式供能项目的经济性。