11月30日上午，電力體制改革的六個核心配套文件正式印發。圍繞輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建、放開發用電計劃、售電側改革和規范燃煤自備電廠等方面，這些文件給出了明確的實施意見。
這次新發布的六個配套文件是此前配套文件的延續。因其涉及到本輪電改最核心的六個方面，業內認為標志著電力體制改革進入全面的實質實施階段。
新一輪電改以2015年3月中共中央、國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（下稱9號文）為標志。國家發改委隨后發布了三個配套文件，涉及促進清潔能源多發滿發，加快推進輸配電價改革，以及完善跨省跨區電能交易價格形成機制。而此次六個文件分別是：《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》。
縱觀本輪電改體現出兩大特點：一個是市場機制改革，而非國有體制改革；二是計劃與市場并行，采用穩妥有序方式推進。
改什么？
根據中國電力企業聯合會公布的數據，2015年1-10月，全社會用電量同比增長0.7%，全國發電設備累計平均利用3279小時，同比下降268小時。與此同時，全國主要發電企業電源工程投資卻同比增長5.8%，截至10月底，全國6000千瓦以上電廠裝機容量總比增長了9.5%。
一方面供需嚴重失衡，另一方面是投資仍熱火朝天。對比折射出電力行業的頑疾。
自改革開放以來，電力行業始終保持高度行政壟斷色彩：政府制定發電企業的上網電價和用戶的購電價格，電網企業統購統銷，交叉補貼額度大，發電企業和電力用戶基本上還沒有選擇權，發電企業依據計劃安排生產運營；新能源和清潔能源消納難，地區性窩電和缺電并存，市場在配置資源方面無法發揮決定性作用。
改革的第一步針對的是電網企業。目前兩大電網公司——國家電網和南方電網，主要依靠買電和賣電的差價來營利。依據電改配套文件，未來將在全國范圍內實施輸配電價改革，全面改變電網企業的營利機理。
輸配電價的核算是本輪電改的前提。從2014年11月開始至今，全國已經有7個省市開始了輸配電價改革試點，按照“準許成本加合理收益”原則給予電網企業“過網費”，改變過去電網統購統銷、“肉爛在鍋里”的營利模式。
電改配套文件對輸配電價改革進一步明確，無論是否電改試點地區，均要開展輸配電價的核算，這意味著輸配電價核定工作將全國鋪開。但改革并非一步到位，即在非試點地區可以先將購售電差價作為輸配電價。
業內專家表示，輸配電價改革最重要的影響就是促使電網企業將其投資、運營成本公開透明化，接受政府的監管。公開透明的電網成本，有利于杜絕過度投資，有利于節約成本、提高效率。
遺憾的是，對于業內“打破電網一體化壟斷經營”的呼聲，此次電改配套文件未有任何回應。
中國電力企業聯合會電力經濟運行分析專家薛靜告訴財新記者：“從實質上來看，本輪電改不是體制改革，要回答的問題是電力市場要建立何種機制。也就是說，電改不涉及拆分電網企業，那屬于國有企業改革范疇，有待中央國有企業改革方案去推進。”
不惟如此，配套文件顯示，電網在電力體系中的樞紐地位甚至有所鞏固。
從售電側來看，配套文件首次明確電網企業可以成立售電公司——此前業內對拆分電網企業銷售業務的猜想被否定。
從配電網角度看，本次電改僅放開了增量配電網部分。也就是說，所有存量的配電網，仍保留在現有電網企業手中，只有新建的配電網才有可能引入社會資本。
從電力交易機構方面看，配套文件將“相對獨立的電力交易機構”定義為三類模式，即電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制和會員制。前兩類形式表明電力交易中心仍由電網企業控制，而對于第三類模式，配套文件并未具體闡述。
再從電力調度方面看，調度業務仍歸屬現有電網企業實施。
可以預見，電網企業將以其在電力交易和調度上的絕對話語權，繼續保有其在售電市場上強大的控制力。即便部分社會資本進入售電公司領域，也很難與現有電網企業旗鼓相當開展競爭。
本輪改革的第二目的是建立電力市場。在六個配套文件中，《關于推進電力市場建設的實施意見》是最重要的一個，也是所有配套文件的總綱。
該文件明確了電力市場交易主體，即發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶。在電力市場交易中，政府僅監管中間的輸配電價格，不再制定發電企業上網電價和電力用戶購電價格，這兩端的價格將通過市場交易競價。
目前來看，這一變化沿用“增量改革”思路，即在不傷害既得利益的前提下，讓市場機制在資產增量配置上發揮作用。
配套文件明確了發電和用電兩個領域的市場開放程度。對于發電企業來說，其全部電量分為存量電量和增量電量，存量電量的上網電價仍執行政府定價，增量部分進入市場交易；對于電力用戶來說，110千伏及以上電壓等級工商業用戶和部分35千伏電壓等級的工商業用戶，可以參與電力市場直接交易，這意味著大工商業用戶未來可以通過直購電模式與發電企業直接交易，而相對用電量較小的用戶目前仍執行政府定價購電。
值得一提的是，相比此前的9號文，該核心配套文件首提現貨市場概念。現貨市場的作用是發現價格，有了現貨市場，才意味著電力市場真正建立。
業內專家表示，現貨市場如何交易，仍需要尋找試點地區模擬運行，具體措施仍有待實施細則。
誰獲利？
一直以來，兩大電網企業采取統購統銷、輸配售一體化的模式，中國沒有獨立的售電公司。電改9號文明確售電業務將向社會資本開放后，各種社會資本就開始關注這一領域，售電公司如雨后春筍般出現。目前在廣東、江蘇、山東等地，已經有幾十家售電公司成立，并有大量售電公司正處在注冊前期準備階段。
配套文件《關于推進售電側改革的實施意見》中明確，售電公司分成三類，第一類是電網企業的售電公司；第二類是社會資本投資增量配電網，從而擁有配電網運營權的售電公司；第三類是獨立于電網的售電公司。
依據配套文件可以看出，單一售電公司僅通過賺取購售電差，生存空間將很小，只有網售合一，或者發電與售電合一的企業，才是未來的市場中獲利者。業內人士對此評價，這些設定似是為電網公司“量身定做”。電網企業擁有強大的輸電網、配電網和售電一體化的資源，排他性強，它們在售電領域將分得最大的蛋糕。
其次是發電企業。如果發電企業投資設立售電公司，可以對接發電資源和用戶，以銷售和用戶需求匹配生產，運行效益實現最佳。
在新增配電網領域，擁有配電網的企業可以投資成立售電公司。由于配套文件明確，同一供電營業區內僅允許有一家公司擁有配電網經營權，其自然壟斷屬性決定了擁有配電網的售電公司在本營業區內有著絕對優勢。
對于不擁有網絡或者電源的社會資本投資的售電公司來說，僅有一種情況可能獲利。在電力市場交易中，波峰波谷電價的價差較大，因此可以通過協調和管理用戶的需求來降低峰谷差，進而降低電價，從中獲利。這就要求公司具備較高的電力需求管理能力。
目前，全國60%以上的電力裝機掌握在五大發電集團手中。除了兩大電網公司，擁有地方配電網的企業主要為地方國有能源企業。加之配套文件對售電公司設定了較高資產總額門檻，電改最直接的獲利群體主要為上述央企和地方國企。
怎么改？
國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強表示，全面實施電改，就要加快推進改革試點。
輸配電價改革試點早在2014年年底就已經開始，目前有深圳、蒙西、安徽、湖北、寧夏、云南、貴州等7個省份參與其中，未來還將納入更多省份。
配套文件出臺后，國家發改委表示，還會推動另外兩類試點：第一類是電改綜合試點。11月初國家發改委批復云南和貴州成為第一批電改綜合試點省份，六個配套文件落地后，這兩個省將據此制定本省的具體方案。第二類是售電側改革試點。12月上旬，國家發改委將批復重慶、廣東作為售電側改革試點，開放社會資本投資增量配電網，成立擁有配電網運營權的民營售電公司，同時允許社會資本成立獨立的售電公司。
王強表示，在這三類試點中，綜合改革試點居于核心地位。
財新記者了解到，云南和貴州之所以被選為第一批綜合試點省份，與這兩個地區自身特點相關。云貴都是電力供給大省，同時又有大量高載能企業，兩地政府對于電力改革非常積極，此前均在電力市場化交易方面做過不少嘗試。
云南省在電改9號文下發之前，就自發開展了電力市場化交易改革。2014年12月底，該省工業和信息化委員會下發《2015年云南電力市場化工作方案和實施細則的通知》，安排省內絕大部分發電企業在規定的基數電量之外，以競價方式進行電力市場化交易，預計2015年全年云南省內電力企業和工業電力用戶的市場化交易電量將達到300億千瓦時，為工業企業降低用電成本40億元。
貴州電力交易中心于2015年2月成立。截至10月31日,全省電力直接交易電量累計完成142億千瓦時，為工業企業降低用電成本12億元。
云貴兩省政府的積極性源自于本地電力供過于求。市場化改革有助于降低電價，進而降低當地高載能企業的生產成本。這些企業多用電，多生產，可以促進當地經濟發展。
但是也有專家對此提出不同意見。華北電力大學能源與電力經濟研究咨詢中心主任曾鳴對財新記者表示：如果太多高載能用戶享受低價用電，就會造成更多環境污染，這與國家節能減排大方針不符。他認為，云貴的核心問題在于，這兩地本來就是“西電東送”的電源供應地，如果電力資源僅在本省范圍內進行配置，必然無法優化，電改也就會淪為地方政府給高載能用戶降價的手段。
“只有通過跨區交易，在更大范圍內配置資源，才能形成真正的電力市場。”他說。
對于跨區電力交易，此次配套文件也有涉及，明確電力市場分為三類：第一類，以國家電網和南方電網總部為基地組建北京和廣州電力交易中心，主要承擔全國大范圍電力調度，落實國家計劃指令；第二類是包含兩省或兩省以上的跨區電力交易中心；第三類是一個省域范圍內的電力交易中心試點，例如綜合試點省份云南和貴州正在組建的省內電力交易中心。
但業內人士擔憂，依據配套文件，目前跨區的電力交易，最終落實地點還是在省級電力交易中心，而省級電力交易中心又主要由地方政府左右，未來進行跨區交易，其公平性很難保證。
王強則表示，電改進入全面實施階段，政府鼓勵各地大膽試點，試點不會有數量限制，并尊重各個地方的創新精神。
一位參與過電改配套文件討論的業內專家告訴財新記者，“穩妥和有序”是此次改革的宗旨，其意即指改革不會大范圍同時推進，而是通過試點逐步嘗試市場化交易；同時改革沒有時間表，一旦發現問題，可以立即叫停。
這次新發布的六個配套文件是此前配套文件的延續。因其涉及到本輪電改最核心的六個方面，業內認為標志著電力體制改革進入全面的實質實施階段。
新一輪電改以2015年3月中共中央、國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（下稱9號文）為標志。國家發改委隨后發布了三個配套文件，涉及促進清潔能源多發滿發，加快推進輸配電價改革，以及完善跨省跨區電能交易價格形成機制。而此次六個文件分別是：《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》。
縱觀本輪電改體現出兩大特點：一個是市場機制改革，而非國有體制改革；二是計劃與市場并行，采用穩妥有序方式推進。
改什么？
根據中國電力企業聯合會公布的數據，2015年1-10月，全社會用電量同比增長0.7%，全國發電設備累計平均利用3279小時，同比下降268小時。與此同時，全國主要發電企業電源工程投資卻同比增長5.8%，截至10月底，全國6000千瓦以上電廠裝機容量總比增長了9.5%。
一方面供需嚴重失衡，另一方面是投資仍熱火朝天。對比折射出電力行業的頑疾。
自改革開放以來，電力行業始終保持高度行政壟斷色彩：政府制定發電企業的上網電價和用戶的購電價格，電網企業統購統銷，交叉補貼額度大，發電企業和電力用戶基本上還沒有選擇權，發電企業依據計劃安排生產運營；新能源和清潔能源消納難，地區性窩電和缺電并存，市場在配置資源方面無法發揮決定性作用。
改革的第一步針對的是電網企業。目前兩大電網公司——國家電網和南方電網，主要依靠買電和賣電的差價來營利。依據電改配套文件，未來將在全國范圍內實施輸配電價改革，全面改變電網企業的營利機理。
輸配電價的核算是本輪電改的前提。從2014年11月開始至今，全國已經有7個省市開始了輸配電價改革試點，按照“準許成本加合理收益”原則給予電網企業“過網費”，改變過去電網統購統銷、“肉爛在鍋里”的營利模式。
電改配套文件對輸配電價改革進一步明確，無論是否電改試點地區，均要開展輸配電價的核算，這意味著輸配電價核定工作將全國鋪開。但改革并非一步到位，即在非試點地區可以先將購售電差價作為輸配電價。
業內專家表示，輸配電價改革最重要的影響就是促使電網企業將其投資、運營成本公開透明化，接受政府的監管。公開透明的電網成本，有利于杜絕過度投資，有利于節約成本、提高效率。
遺憾的是，對于業內“打破電網一體化壟斷經營”的呼聲，此次電改配套文件未有任何回應。
中國電力企業聯合會電力經濟運行分析專家薛靜告訴財新記者：“從實質上來看，本輪電改不是體制改革，要回答的問題是電力市場要建立何種機制。也就是說，電改不涉及拆分電網企業，那屬于國有企業改革范疇，有待中央國有企業改革方案去推進。”
不惟如此，配套文件顯示，電網在電力體系中的樞紐地位甚至有所鞏固。
從售電側來看，配套文件首次明確電網企業可以成立售電公司——此前業內對拆分電網企業銷售業務的猜想被否定。
從配電網角度看，本次電改僅放開了增量配電網部分。也就是說，所有存量的配電網，仍保留在現有電網企業手中，只有新建的配電網才有可能引入社會資本。
從電力交易機構方面看，配套文件將“相對獨立的電力交易機構”定義為三類模式，即電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制和會員制。前兩類形式表明電力交易中心仍由電網企業控制，而對于第三類模式，配套文件并未具體闡述。
再從電力調度方面看，調度業務仍歸屬現有電網企業實施。
可以預見，電網企業將以其在電力交易和調度上的絕對話語權，繼續保有其在售電市場上強大的控制力。即便部分社會資本進入售電公司領域，也很難與現有電網企業旗鼓相當開展競爭。
本輪改革的第二目的是建立電力市場。在六個配套文件中，《關于推進電力市場建設的實施意見》是最重要的一個，也是所有配套文件的總綱。
該文件明確了電力市場交易主體，即發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶。在電力市場交易中，政府僅監管中間的輸配電價格，不再制定發電企業上網電價和電力用戶購電價格，這兩端的價格將通過市場交易競價。
目前來看，這一變化沿用“增量改革”思路，即在不傷害既得利益的前提下，讓市場機制在資產增量配置上發揮作用。
配套文件明確了發電和用電兩個領域的市場開放程度。對于發電企業來說，其全部電量分為存量電量和增量電量，存量電量的上網電價仍執行政府定價，增量部分進入市場交易；對于電力用戶來說，110千伏及以上電壓等級工商業用戶和部分35千伏電壓等級的工商業用戶，可以參與電力市場直接交易，這意味著大工商業用戶未來可以通過直購電模式與發電企業直接交易，而相對用電量較小的用戶目前仍執行政府定價購電。
值得一提的是，相比此前的9號文，該核心配套文件首提現貨市場概念。現貨市場的作用是發現價格，有了現貨市場，才意味著電力市場真正建立。
業內專家表示，現貨市場如何交易，仍需要尋找試點地區模擬運行，具體措施仍有待實施細則。
誰獲利？
一直以來，兩大電網企業采取統購統銷、輸配售一體化的模式，中國沒有獨立的售電公司。電改9號文明確售電業務將向社會資本開放后，各種社會資本就開始關注這一領域，售電公司如雨后春筍般出現。目前在廣東、江蘇、山東等地，已經有幾十家售電公司成立，并有大量售電公司正處在注冊前期準備階段。
配套文件《關于推進售電側改革的實施意見》中明確，售電公司分成三類，第一類是電網企業的售電公司；第二類是社會資本投資增量配電網，從而擁有配電網運營權的售電公司；第三類是獨立于電網的售電公司。
依據配套文件可以看出，單一售電公司僅通過賺取購售電差，生存空間將很小，只有網售合一，或者發電與售電合一的企業，才是未來的市場中獲利者。業內人士對此評價，這些設定似是為電網公司“量身定做”。電網企業擁有強大的輸電網、配電網和售電一體化的資源，排他性強，它們在售電領域將分得最大的蛋糕。
其次是發電企業。如果發電企業投資設立售電公司，可以對接發電資源和用戶，以銷售和用戶需求匹配生產，運行效益實現最佳。
在新增配電網領域，擁有配電網的企業可以投資成立售電公司。由于配套文件明確，同一供電營業區內僅允許有一家公司擁有配電網經營權，其自然壟斷屬性決定了擁有配電網的售電公司在本營業區內有著絕對優勢。
對于不擁有網絡或者電源的社會資本投資的售電公司來說，僅有一種情況可能獲利。在電力市場交易中，波峰波谷電價的價差較大，因此可以通過協調和管理用戶的需求來降低峰谷差，進而降低電價，從中獲利。這就要求公司具備較高的電力需求管理能力。
目前，全國60%以上的電力裝機掌握在五大發電集團手中。除了兩大電網公司，擁有地方配電網的企業主要為地方國有能源企業。加之配套文件對售電公司設定了較高資產總額門檻，電改最直接的獲利群體主要為上述央企和地方國企。
怎么改？
國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強表示，全面實施電改，就要加快推進改革試點。
輸配電價改革試點早在2014年年底就已經開始，目前有深圳、蒙西、安徽、湖北、寧夏、云南、貴州等7個省份參與其中，未來還將納入更多省份。
配套文件出臺后，國家發改委表示，還會推動另外兩類試點：第一類是電改綜合試點。11月初國家發改委批復云南和貴州成為第一批電改綜合試點省份，六個配套文件落地后，這兩個省將據此制定本省的具體方案。第二類是售電側改革試點。12月上旬，國家發改委將批復重慶、廣東作為售電側改革試點，開放社會資本投資增量配電網，成立擁有配電網運營權的民營售電公司，同時允許社會資本成立獨立的售電公司。
王強表示，在這三類試點中，綜合改革試點居于核心地位。
財新記者了解到，云南和貴州之所以被選為第一批綜合試點省份，與這兩個地區自身特點相關。云貴都是電力供給大省，同時又有大量高載能企業，兩地政府對于電力改革非常積極，此前均在電力市場化交易方面做過不少嘗試。
云南省在電改9號文下發之前，就自發開展了電力市場化交易改革。2014年12月底，該省工業和信息化委員會下發《2015年云南電力市場化工作方案和實施細則的通知》，安排省內絕大部分發電企業在規定的基數電量之外，以競價方式進行電力市場化交易，預計2015年全年云南省內電力企業和工業電力用戶的市場化交易電量將達到300億千瓦時，為工業企業降低用電成本40億元。
貴州電力交易中心于2015年2月成立。截至10月31日,全省電力直接交易電量累計完成142億千瓦時，為工業企業降低用電成本12億元。
云貴兩省政府的積極性源自于本地電力供過于求。市場化改革有助于降低電價，進而降低當地高載能企業的生產成本。這些企業多用電，多生產，可以促進當地經濟發展。
但是也有專家對此提出不同意見。華北電力大學能源與電力經濟研究咨詢中心主任曾鳴對財新記者表示：如果太多高載能用戶享受低價用電，就會造成更多環境污染，這與國家節能減排大方針不符。他認為，云貴的核心問題在于，這兩地本來就是“西電東送”的電源供應地，如果電力資源僅在本省范圍內進行配置，必然無法優化，電改也就會淪為地方政府給高載能用戶降價的手段。
“只有通過跨區交易，在更大范圍內配置資源，才能形成真正的電力市場。”他說。
對于跨區電力交易，此次配套文件也有涉及，明確電力市場分為三類：第一類，以國家電網和南方電網總部為基地組建北京和廣州電力交易中心，主要承擔全國大范圍電力調度，落實國家計劃指令；第二類是包含兩省或兩省以上的跨區電力交易中心；第三類是一個省域范圍內的電力交易中心試點，例如綜合試點省份云南和貴州正在組建的省內電力交易中心。
但業內人士擔憂，依據配套文件，目前跨區的電力交易，最終落實地點還是在省級電力交易中心，而省級電力交易中心又主要由地方政府左右，未來進行跨區交易，其公平性很難保證。
王強則表示，電改進入全面實施階段，政府鼓勵各地大膽試點，試點不會有數量限制，并尊重各個地方的創新精神。
一位參與過電改配套文件討論的業內專家告訴財新記者，“穩妥和有序”是此次改革的宗旨，其意即指改革不會大范圍同時推進，而是通過試點逐步嘗試市場化交易；同時改革沒有時間表，一旦發現問題，可以立即叫停。
