国家能源局就电改配套文件答本报记者问

　　关于推进电力市场建设的实施意见

　　——国家能源局市场监管司负责人答记者问

　　中国电力报：《关于推进电力市场建设的实施意见》的必要性、主要内容和主要特点是什么？

　　答：“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”是贯彻落实中发〔2015〕9号文“构建有效竞争的市场结构和市场体系”要求的核心工作，是中发〔2015〕9号文明确近期推进的电力体制改革重点任务之一。电力市场建设具有较强的专业性，涉及主体众多，因此，需要制定专门文件，以便推进和规范后续的电力市场建设工作。

　　《实施意见》包括七部分主要内容。一是总体要求和实施路径，要求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，通过开展试点、总结完善、扩大试点，逐步实现。二是建设目标，明确主要市场类型和交易品种、主要市场模式、电力市场体系。三是主要任务，提出了组建相对独立的交易机构，完善技术支持系统，建立中长期和现货交易机制等。四是市场主体，明确了市场主体的范围、发电企业和用户的基本条件。五是市场运行，规定交易组织实施、双边交易、合同执行、交易结算等内容。六是信用体系建设，要求建立市场主体信用评价制度、守信激励和失信惩戒机制。七是组织实施，按照市场筹建、规范完善、推广融合分阶段推进市场建设。

　　《实施意见》着重突显以下九个主要特点。一是明确了市场建设“在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”的初期目标。二是强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区交易机制协同推进。三是提出分散式和集中式两类市场模式和一系列市场交易品种；对区域和省（区、市）电力市场范围和功能进行了界定。四是明确规划内可再生能源在优先发电的基础上，优先发电合同可转让，解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。五是将各类发电企业纳入市场主体范围，以促进公平竞争和市场效率；将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡。六是建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡，从而彻底解决直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。七是允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用区域电价或节点边际电价。八是针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。九是对市场信用体系制度建设提出了具体要求。

　　中国电力报：当前着手推进的电力市场体系、实施路径和主要任务是什么？

　　从地理分布来看，市场结构分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。在全国较大范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议明确的定向送电，并促进这些计划性质的跨省跨区交易市场化。一定范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖和电力在一定范围内的优化配置。例如，我们现行地理意义范围上的京津冀、南方等传统概念上的区域，其次，两个及以上省份（区、市）联合组成的市场也在此列。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖。由于电力运行的特性限制，负责开展中长期交易和现货交易的区域市场和省（区、市）市场覆盖的地理范围互不重叠，平行设置，互不干预电力市场运行。

　　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，按照电压等级和用电容量不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，选择具备条件地区建设现货交易和中长期交易同步开展的电力市场试点，建立适应现货交易要求的优先发用电机制；电力市场试点运行一定时间后，总结试点经验、完善交易机制、丰富交易品种，视情况扩大试点范围，推动各电力市场的融合与联合运行。

　　非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》以及《关于推进电力市场建设的实施意见》的有关内容开展市场化交易，在国家制定的中长期交易基本规则基础上，规范扩大电力直接交易，逐步过渡到适应现货交易要求的中长期交易机制，并在此基础上研究形成现货市场。各地零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。

　　电力市场建设明确九项主要任务：一是组建相对独立的电力交易机构。二是完善电力市场交易技术支持系统。三是建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。四是建立相对稳定的中长期交易机制。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。五是完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。六是建立有效竞争的现货交易机制。按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力，挖掘系统消纳清洁能源的能力。七是建立辅助服务交易机制，保障电网运行安全。八是形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。九是建立市场风险防范机制。

　　中国电力报：电力市场是否影响电力系统安全稳定运行？

　　答：电力市场建设不改变现行电力系统安全管理体制。各电力企业仍然是电力安全稳定运行的责任主体，保障安全稳定运行仍旧是电力系统各方的首要任务。电力调度机构是电力系统运行的指挥中心，电力市场每一笔交易，都必须经过调度中心的安全校核。现货市场建立后，市场成员的广泛参与和监督将更有利于明确电网运行的安全约束，使得市场可以在清晰、严格的安全约束下组织，实现电网安全运行精益化管理；而且通过电力市场所产生的实时价格信号，增强发用电企业自我调节的积极性，挖掘市场成员提供辅助服务的潜力，提高电力系统实时平衡，更好地保障电力系统平稳运行，保障电网安全。

　　（四）电力市场能否降低电价？

　　答：现行电价体制下，用户终端价格主要包括发电上网价格、输配电价、政府基金和附加三部分。本次改革以核定输配电价为切入点，将电网企业购销差价作为主要收入方式转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变“独买独卖”为“多买多卖”，其作用在于提高市场的竞争性，增强电力用户的用电选择权。从目前电力供需形势来看，在一段时间内电能量价格应该呈下降趋势。随着电力供需形势变化和市场机制的完善，电价将出现有升有降的局面。同时，监管机构将加大市场运行中市场力、串谋报价等问题的监管力度，避免市场平均价格大幅波动。

　　中国电力报：《关于推进电力市场建设的实施意见》中为什么要突出建立现货市场？

　　答：这一次电力市场建设与2002年的市场化改革相比，一个鲜明的特点就是提出了：电力市场建设应中长期交易和现货交易并举；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。

　　过去我们推广开展的大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制，由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此，需要建立现货市场。一是现货市场能满足电力特殊物理属性要求。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发电、输电、配电、用电瞬时完成，因而电力系统运行必须保证实时平衡。现货市场交易以每5-60分钟时段的电量为交易标的符合电力实时平衡的特性，交易时段越短（如5分钟为一个时段）越有利于保障电力实时平衡。二是现货市场能与节能发电调度目标一致，有利于清洁能源的消纳。现货市场以区域或节点边际电价作为市场出清价格，发电企业都是基于其发电机组的短期边际成本进行报价（市场力行为除外），一般情况下，发电机组按报价由低至高的排列顺序依次为可再生能源发电（包括风电、泾流式水电、光伏发电）机组、无调峰能力的水电机组、核电机组、低煤耗煤电机组、高能耗煤电机组、有调峰能力的水电机组、燃气发电机组、燃油机组等，除燃气机组之外，与节能发电调度的排序基本一致，满足清洁能源的优先消纳。三是现货市场能有效引导电源、电网投资建设。由于在现货市场上，每个时段、乃至不同地区或节点的市场价格不同，使得现货市场价格能够充分地反映不同时段、不同地点（节点或地区）的边际发电成本和供需状况，因而具有时间和位置信号，可以有效地引导电源投资、优化电源结构、布局和新建输变电工程需要。四是现货市场能为其他电力交易提供价格信号。由于电力系统实时平衡的特殊要求，发电机组组合一般在日前24小时才能确定，电网的安全约束和输电约束也同样在此时确定，所以电力的三个价格信号（即电的商品价格信号、时间价格信号、位置价格信号），在日前甚至更短的时间内释放出来。现货市场正好承担了这三个价格信号的发现功能，通过发现完整的电力价格信号，引导市场主体开展中长期电力交易、输电权交易和电力期货交易。所以说，电力现货市场被称为现代电力市场体系的标志和核心。

　　从国际经验来看，英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始，在此基础上，形成中长期交易和金融衍生品交易的价格信号。目前国家电网电力调度运行采用的D5000系统，已经考虑了现货市场交易的大部分功能。

　　中国电力报：为什么要求用户应全部电量参与市场交易且一定周期不可退出？

　　答：符合条件的用户选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，且一旦参与，一定周期内不可退出，主要是为了保证电力市场的长期稳定运行，维护发用电企业双方的利益。在电力市场建设没有完成之前，不参与直接交易的部分发电企业和电力用户执行政府定价，价格相对固定，而市场交易价格是随着供需、发电成本变化（比如煤炭价格变化）的而变化的，两者之间必然存在一定的价差。如果发电企业和电力用户随意退出市场或选择部分电量参与市场交易，必然会影响其他市场主体的利益，也不能及时准确的反应电力供需和价格，达不到建设电力市场的作用。

　　我们保障所有用户的用电权利，保证电力普遍服务，不强制电力用户参与市场交易。符合条件但不想直接参与市场交易的电力用户，可以通过两种方式购电，一是通过售电企业进行购电，二是通过电网企业在当地的供电企业提供的保底供电服务，按照政府定价进行购电。

　　中国电力报：如何保障电力市场公平、公正和规范运行？

　　答：配套文件提出切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局将依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

　　目前，我们在原国家电监会颁布的《电力市场监管办法》基础上，结合当前电力体制改革新要求，修订完善了《电力市场监管办法》。对监管主体、监管对象、监管内容、监管措施等进行详尽的规定，形成有法可依、有规可依的监管环境。在实际工作中，除了加强日常监管外，还通过重点检查、信息披露、约谈约访、专项稽查、受理投诉举报等监管措施发现问题，违法违规情况一经认定，将按照规定进行处理，在事前、事中、事后的各个环节保障市场公平、公正和规范运营。

　　关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见

　　——国家能源局法制和体制改革司负责人答记者问

　　中国电力报：《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》的必要性及主要内容？

　　答：“建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台”是贯彻落实中发〔2015〕9号文 “构建有效竞争的市场结构和市场体系”要求的重要途径，是中发〔2015〕9号文明确的近期推进电力体制改革重点任务之一。组建和运行相对独立的交易机构具有较强的专业性，涉及主体众多，需要制定专门文件对交易机构设置、职能定位以及运行规则等内容作出规定，以便指导后续电力交易机构组建和规范运行工作。

　　《实施意见》主要包括五部分内容。一是总体要求，明确了交易机构组建和规范运行须遵循的指导思想和基本原则。二是交易机构的组建，明确了交易机构职能定位和组织形式，电力市场管理委员会组成及运作，交易机构框架体系，交易机构人员来源及收入，交易机构与调度机构关系等。三是交易机构具体职责，包括拟定交易规则、交易平台建设运维、交易组织实施、交易结算等。四是交易机构的监管，包括市场监管、外部审计、业务稽核等。五是交易机构组建工作的组织实施。

　　中国电力报：对电力交易机构组建的总体考虑是怎样的？

　　答：电力交易机构不分级、互不隶属，同一地域内不重复设置开展现货交易的交易机构。考虑到我国电力市场建设的实际需要，对各类交易机构的设置及其职能总体考虑如下。一是北京电力交易中心、广州电力交易中心，主要职能是落实国家计划、地方政府协议。二是其他区域交易机构。主要职能是开展中长期交易、现货交易，在一定范围内实现资源优化配置。三是省（区、市）交易机构，主要职能是开展省内中长期交易，有条件的探索开展现货交易。

　　根据中发〔2015〕9号文要求，组建相对独立运行的电力交易机构等重大改革事项，可以先进行试点，在总结试点经验的基础上再全面推开。

　　中国电力报：电力交易机构的主要职能有哪些？

　　答：组建相对独立的电力交易机构，旨在搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，不以营利为目的，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务。电力交易机构主要职能：一是负责市场交易平台的建设、运营和管理；二是负责市场交易组织实施，提供平台供市场成员开展双边、集中等交易。三是提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同；四是负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。

　　中国电力报：电力交易机构有哪些组织形式？有哪些第三方机构可以参与交易机构组建工作？

　　答：电力交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。电力市场成熟度高的地区，交易机构应采取独立性更强的组织形式。

　　电网企业相对控股的公司制交易机构，由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。支持国内证券期货交易机构、电力市场相关研究机构及电子商务企业等第三方参与电力交易机构组建工作。

　　中国电力报：如何理解电力交易机构的“相对性”和“独立性”？

　　答：《实施意见》从职能定位、组织形式、体系框架、人员和收入来源等方面，对组建相对独立的电力交易机构做出了明确规定。

　　交易机构的“独立性”主要体现在：一是交易职能上，交易机构负责市场交易组织；二是组织形式上，按照政府批准的章程和规则组建交易机构，可以采取公司制和会员制；三是运营管理上，交易机构具有与履行交易职责相适应的人、财、物，可向市场主体合理收费，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管；四是人员任命上，高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。

　　交易机构的“相对性”主要体现在：一是依托电网企业现有基础条件成立，交易机构人员可以电网企业现有人员为基础；二是可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制等组织形式；三是组建初期，可在交易机构出具结算凭证的基础上，保持电网企业提供电费结算服务的方式不变；四是交易机构和调度机构按照各自职责开展市场运营业务，共享网络拓扑结构、安全约束等电力系统运行基础信息。

　　中国电力报：电力交易机构与电力调度机构关系如何？

　　答：电力交易机构和电力调度机构是行使系统公权力的市场运营机构，两者关系紧密。电力交易机构主要负责市场交易组织，调度机构主要负责实时平衡和系统安全。电力交易机构按照市场规则，基于安全约束编制交易计划，提供给调度机构。调度机构向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，进行安全校核。调度机构根据安全校核后的交易计划形成调度计划并执行，公布实际执行结果，并负责说明实际执行与交易计划产生偏差的原因。

　　中国电力报：电力市场管理委员会是一个什么样的机构？

　　答：电力市场管理委员会是一个自治性议事机构，由在交易机构注册的市场主体按类别推荐代表组成，不从交易机构领取薪酬。电力市场管理委员会主要职责包括：一是研究讨论交易机构组建方案和章程；二是研究提出电力市场建设建议，参与起草（修订）、研究讨论电力市场运营规则及相关实施细则；三是研究推荐交易机构高级管理人员；四是组织召开相关会议，研究讨论涉及市场主体利益的重要事项，听取市场主体诉求，提出合理意见建议；五是监督电力市场运营情况和交易规则执行情况，并及时反映；六是根据工作需要，由政府部门和市场主体授权履行其他职责。

　　中国电力报：电力交易机构人员构成及收入来源是什么？收取交易手续费是否会造成电价上涨？

　　答：电力交易机构的人员可以电网现有人员为基础，根据业务发展需要，公开选聘，择优选取，不断充实；高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法依组织程序聘任。市场建设初期，交易规模处于起步阶段，电力交易机构原则上不收取交易手续费，日常运行所需资金由各股东或会员单位按出资比例进行分摊。条件成熟后，可收取交易手续费，具体标准由电力市场管理委员会议定，按程序批准或同意后执行。

　　电力交易机构收取交易手续费不会造成电价上涨，主要原因：首先，现有模式下的交易成本隐藏在电网购销差价中，交易机构独立后只是将交易成本透明化，可考虑在核定电网企业输配电价时扣除该部分交易成本。其次，交易机构收费在市场主体电费中的比例较小，不至于造成电价上涨。根据国际经验，交易相关费用仅占电能单价的1‰至2‰。建立市场化的交易机制和价格形成机制，将提高能源利用效率，减低成本，所降低的成本会远远大于为保障交易机构正常运转所收取的交易相关费用。最后，交易机构不以营利为目的，收取交易手续费形成的当期盈余会在下期返还市场交易主体。

　　中国电力报：如何保障电力交易机构的公平、公正、公开？

　　答：交易机构的使命就是按照“三公”原则，提供高效、优质的电力交易服务。《实施意见》从以下方面保障电力交易机构的公平、公正、公开。一是组织形式方面，可以采用股权多元化的公司制或会员制，通过多方参与交易机构的组建和运营，从组织形式上保障交易机构的相对独立性和透明性。二是议事机制方面，通过建立相关市场主体组成的电力市场管理委员会，充分发挥其在电力市场运营有关方面的议事职能，有利于反映各方意愿，保障合法权益。三是监管机制方面，充分发挥监管机构、市场主体和第三方机构监督和管理作用，确保交易机构按批准的章程、交易和市场规则运作。四是信息披露方面，监督各方做好电力市场信息披露工作，以公开促公平。

　　中国电力报：如何加强电力交易机构监督和管理？

　　答：有效地监管是确保电力交易机构依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务的前提和基础。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局将依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责，对电力交易机构执行市场规则的情况实施监管。

　　同时，发挥市场主体和第三方机构的外部监督作用。一是相关市场主体组成电力市场管理委员会，协调电力市场相关事项，开展日常监督；二是按年度组织具有证券、期货相关业务资格的会计师事务所对交易机构进行外部财务审计，财务审计报告向社会发布；三是根据监管需要聘请第三方机构评估电力市场运行情况，提出完善规则相关建议。

　　关于推进售电侧改革的实施意见

　　——国家能源局电力司负责人答记者问

　　中国电力报：售电侧改革的主要内容及思路是什么？

　　答：售电侧改革是本次电力市场化改革的重点，也是亮点。中发〔2015〕9号文件提出要稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。一是鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。二是建立市场主体准入和退出机制。根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。三是多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务；允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。四是赋予市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。

　　中国电力报：为何要设立售电公司准入门槛？

　　答：考虑改革初期配套政策、监管机制和信用体系还有待持续完善，为培育合格的售电主体，保障改革有序推进，应设置必要的准入门槛。改革初期，准入门槛的设置不宜过低，确保其具备从事售电业务相适应的财务、技术、人员等条件。售电公司准入资产设定一定的水平，是为了防范改革初期售电市场的风险。从国外售电侧放开的经验来看，售电公司均需经过注册，在市场中应遵循准入和退出机制，确保售电市场规范运行。综合各方意见，《实施意见》适当提高售电公司资产水平，并明确不同资产水平对应的年可售电量规模。可以经过一段改革实践后再进一步深化和细化准入机制。

　　中国电力报：什么样的企业或个人能够成立售电公司？

　　答：售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。

　　根据中发〔2015〕9号文和《实施意见》，电网公司、发电公司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。个人也可以投资成立售电公司，只要符合售电公司准入条件即可。

　　中国电力报：售电公司组建程序是什么？

　　答：按照简政放权的原则，《实施意见》对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排，这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。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”。

　　“一承诺”，就是符合准入条件的市场主体应向省级政府或省级政府授权的部门提出申请，按规定提交相关资料，并做出信用承诺。“一公示”，就是省级政府或省级政府授权的部门通过“信用中国”等政府指定网站将市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。“一注册”，就是列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。“两备案”，就是在能源监管机构和征信机构进行事后备案。

　　中国电力报：售电公司如何分类？

　　答：售电公司分为三类。包括电网企业的售电公司；社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司；不拥有配电网运营权的独立售电公司。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

　　中国电力报：电网公司参与竞争性售电业务，如何保证售电公司间公平竞争？

　　答：中发〔2015〕9号文提出多途径培育市场主体，并未禁止电网企业参与市场化售电业务。从国际经验来看，已实施售电侧放开的国家，一些国家允许配电网企业从事市场化售电业务。售电侧改革试点阶段，允许各地探索电网企业投资成立独立法人资格的售电公司，参与市场化售电业务，并在总结试点经验基础上，修订完善电网企业参与市场化售电业务相关政策。

　　为确保售电市场的公平竞争，可采取以下应对措施：一是交易机构应选择独立性相对较强的组织形式。在电网企业成立售电公司从事竞争性售电业务的省份，交易机构原则上采用相对控股的公司制或会员制，确保多方参与。二是电网企业的售电公司也必须具有独立法人资格，独立运营。三是电网企业应加强内部管理，设置“防火墙”，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务分开。四是加强监管，将电网企业关联售电公司独立经营情况作为重点监管内容。

　　中国电力报：如何保障对用户的供电服务？

　　答：按照中发〔2015〕9号文第17条要求，电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。

　　当用户选择不参与市场交易，或售电公司终止经营、无力提供售电服务时，电网企业作为保底供电商负责为相关用户供电。需要说明的是，这里的“电网企业”也包括社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权的企业。

　　中国电力报：发电企业成立的售电公司是否可以拥有配电网经营权？

　　答：为了调动发电企业参与售电的积极性，也不至造成新的“厂网不分”，《实施意见》对发电企业的售电公司拥有绝对控股增量配电网（不包括公共配电网），并未专门限制。而是通过试点，逐步探索社会资本（包括发电企业）投资增量配电网的有效途径，经营区内的发电企业也可以有多个选择。

　　中国电力报：售电侧改革后，交易方式有何变化？

　　答：目前，作为售电侧放开的一部分，自主双边交易的大用户直接交易进展良好，所以在选择交易机构集中交易的同时，应保留自主双边交易的方式。在交易机构注册的发电企业、售电公司及用户可参与竞争性交易，拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。售电公司与售电公司、售电公司与发电企业等均可自主交易。

　　中国电力报：售电公司的业务范围是什么？

　　答：售电公司核心业务是购售电交易，并提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。发电公司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。符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电企业交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。

　　中国电力报：如何建设售电市场信用体系与风险防范机制？

　　答：建立市场主体信用评价机制，售电主体和直接交易用户在政府指定网站公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。政府针对违法、违规的市场主体建立黑名单制度。强化信用评价结果应用，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险。市场发生严重异常情况时，政府可对市场进行强制干预。

　　关于加强和规范自备电厂监督管理的指导意见

　　——国家能源局电力司负责人答记者问

　　中国电力报：本次出台《指导意见》的目的意义是什么？

　　答：自备电厂是我国火电行业的重要组成部分。按照中发〔2015〕9号文改革任务要求，进一步加强和规范自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，有利于加强电力统筹规划，推动自备电厂有序发展；有利于促进清洁能源消纳，提升电力系统安全运行水平；有利于提高能源利用效率，降低大气污染物排放；有利于维护市场公平竞争，实现资源优化配置。

　　中国电力报：如何统筹各地自备电厂的规划建设？

　　答：未来新（扩）建燃煤自备电厂项目（除背压机组和余热、余压、余气利用机组外）要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，由地方政府依据《政府核准的投资项目目录》核准，禁止以各种名义在总量控制规模外核准。

　　中国电力报：对并网自备电厂运行管理有哪些要求？

　　答：按《指导意见》要求，并网自备电厂：一是要严格执行调度纪律，服从电力调度机构的运行安排，合理组织设备检修和机组启停。二是要按照“两个细则”参与电网辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并按照相关规定参与分摊，获得收益。三是要全面落实电力行业相关规章和标准，进一步加强设备维护，做好人员培训，主动承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务。

　　中国电力报：自备电厂在环保方面应满足哪些要求？

　　答：《指导意见》明确，自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求，并安装污染物自动监控设备，与当地环保、监管和电网企业等部门联网。污染物排放不符合国家和地方最新环保要求的自备电厂要采取限制生产、停产改造等措施，限期完成环保设施升级改造；拒不改造或不具备改造条件的由地方政府逐步淘汰关停。对于国家要求实施超低排放改造的自备燃煤机组，要在规定期限内完成相关改造工作。鼓励其他有条件的自备电厂实施超低排放改造。

　　电改推动可再生能源并网消纳

　　——国家能源局新能源司负责人答记者问

　　中国电力报：此轮电改对于促进新能源和可再生能源开发利用有何意义？

　　答：近年来，并网消纳问题始终是制约我国可再生能源发展的主要障碍。今年以来新能源消纳形势更加严峻，新能源与常规能源之间的运行矛盾不断加剧。大量的弃风、弃光现象既造成了可再生能源资源的巨大浪费，削弱新能源行业发展动力和后劲，也严重影响国家加快生态文明建设战略的实施和能源结构的调整步伐。在目前情况来看，除了技术因素外，出现并网消纳问题更多是体制机制原因。

　　中发9号文明确提出解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。从一定程度上讲，是否能够有效解决弃风弃光弃水问题将是考量本次电改成效的重要目标之一。近期出台的6个电力体制改革配套文件也将落实可再生能源全额保障性收购放到了一个比较重要的位置，为从根本上解决弃风弃光弃水问题提供了政策基础，是保障今后可再生能源产业持续健康发展的重要措施。

　　中国电力报：此次电改配套文件具体是如何考虑新能源和可再生能源并网消纳问题的？

　　答：一是建立清洁能源优先发电制度。《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出“建立优先发电制度。优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障”。在发电计划和调度中将优先安排可再生能源发电，逐步放开常规火电等传统化石能源的发电计划，并将加强可再生能源电力外送消纳，提高跨省跨区送受电中可再生能源电量比例。二是建立适应可再生能源大规模发展、促进可再生能源消纳的市场机制。《关于推进电力市场建设的实施意见》提出“形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，提高可再生能源消纳能力。”同时，将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。三是加强和规范燃煤自备电厂管理，提高系统运行灵活性。《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》要求自备电厂参与提供调峰等辅助服务，并推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。四是在售电侧改革中促进分布式可再生能源的发展。允许拥有分布式可再生能源电源的用户和企业可从事市场化售电业务。

　　中国电力报：在保障可再生能源消纳方面下一步还会有什么政策措施？

　　答：为贯彻中发9号文件精神，并落实《可再生能源法》关于可再生能源发电全额保障性收购的有关要求，我们将依据此次出台的配套文件，编制出台《可再生能源电力全额保障性收购管理办法》，拟通过落实可再生能源优先发电制度，结合市场竞争机制，实现可再生能源发电的全额保障性收购。文件中将明确保障原则、保障范围和对可再生能源限发电量的补偿机制，通过经济手段和市场机制促进可再生能源发电的优先上网。

　　根据目前我国行业发展现状，单纯通过行政手段或市场机制都无法根本解决新能源并网消纳问题。在存在新能源限电情况的地区，我们拟通过发电计划方式优先安排一部分新能源保障性发电量，保障新能源项目合理收益的基本利用小时数。其余超出保障性范围的新能源发电量鼓励参于市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。这样，既保障了新能源项目的基本收益，也将促进新能源产业的发展进步。

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来源：中国电力报