面对供应宽松常态化、电源结构清洁化、体制机制市场化等一系列新形势新挑战，“十三五”电力行业需要深入推进供给侧结构性改革，完善电力市场体系，通过改革整体提升电力行业运行效率，促进清洁能源发展。

一、电力行业供给侧结构性改革的目标和重点任务

目前，电力供需环境总体宽松，为化解电力行业长期存在的深层次矛盾提供了良好的外部环境。在此新形势下，抓住时机推进电力体制改革，增强电力市场活力，是电力供给侧结构性改革的核心要义。

电改“9号文”目标就是建立公平开放、高效透明的电力市场体系。经过近两年的试点、示范、总结经验，目前已进入全面推进阶段，各省改革方案和配套细则陆续发布，部分省份如广东、云南等走在了改革前列。

推进电力供给侧改革的主要方向：一是理顺电价机制，构建科学合理的输配电价体系;二是电力配置从计划为主逐步过渡到市场为主，推动形成竞争充分、开放有序的多层次电力市场体系;三是在配售电环节引入竞争，向社会资本开放配售电业务;四是构建相对独立的交易机构，形成规范的交易平台。

二、改革面临的主要问题

一是电力体制改革政策仍存争议，规则有待明晰。争议焦点一：增量配电业务的界定以投资许可范围。增量配电业务的界定存在“资产归属”和“建设时序”两种提议，从目前部分省份发布的配套文件看，倾向于以产权归属来划分存量和增量。若按此方案推广至全国，很多拥有专线、专变的大用户都会成为“增量”，配电市场放开的规模将会成倍扩大。

争议焦点二：电费结算权和开票权仍放在电网，还是转换到售电公司。目前，大部分省区由电网企业提供电费结算服务的方式没有变化，给新进入的售电企业开展业务、资金结算等带来了困难。近期政策明确了拥有配电网运营权的售电公司可向其供电的用户收费，并开具电费发票;独立的售电公司，保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。随着改革的推进，应逐步过渡到由交易机构依据交易结果出具电量结算依据，按照“谁销售谁开票、向谁销售对谁开票、对谁开票与谁结算”的原则开展结算工作。

争议焦点三：交易机构由电网绝对控股还是相对控股。在目前成立的33家电力交易中心中，除了南方电网公司区域内的5家交易中心为电网控股外，国家电网先后成立的28家电力交易中心(1家国家级，27家省级)中27家为国家电网全资子公司，只有重庆电力交易中心股权包括了发电、输电、售电等企业，其中非电网市场主体合计持股30%。但从近期各省发布的改革配套文件看，交易中心股份制改造将全面铺开，电网独资或一家独大的局面有望逐步打破。

二是部分地区行政干预仍然较多，省间壁垒依然存在。以云南为例，由于水电过剩，政府在实际操作中，为避免电价涨跌失控，制定了交易“最低限价”，导致所有发电企业普遍降至该电价，电量则仍延续行政分配方式，使得“最低限价”变成了由政府制定的新上网电价，定价部门由国家发改委变相转变为地方省份的经信部门。

省间壁垒导致跨区域大范围市场配置仍然困难。目前电力改革主要以省为实体推进，当省内利益与全网利益发生矛盾时，省级市场倾向于运用行政手段维护省内利益。如在电力供应总体过剩时，为了保证本省电量空间，优先采用本省的自发电量，导致区外富余清洁能源和低价电力难以进入交易。

三、加快推进电力供给侧结构性改革的有关建议

一是健全顶层设计，打破省间壁垒。积极推进区域和全国电力市场建设。在具备条件时，力争形成统一的区域现货市场。目前，京津冀区域电力市场建设已经启动，下一步应结合试点的具体情况，进一步完善治理结构、交易规则、现货市场运行机制等。

二是在电力改革红利吸引下，目前各利益相关方在配售电准入、交易中心股权等方面激烈博弈。尤其是政府作为利益方之一，出于地方实际诉求，很可能出现“裁判与运动员同场竞技”情况。国家能源主管部门应根据改革试点经验，及时调整优化改革细则，通过建立合理规范的规则体系，确保电力改革各方在市场框架下博弈。

三是加快建设现货市场，形成市场化定价体系。随着电力改革推进，应逐步取消电力计划，加快推进现货交易市场建设，具备条件的省份2017年即可启动现货市场试点。交易电量比例根据改革进程逐步扩大，形成现货市场和远期市场并行的市场体系。

四是加大配售电领域改革力度，进一步放开配电市场。目前售电改革进程已领先增量配网市场放开。下一步，应加快放开增量配电业务，鼓励配售一体经营模式，以用户利益为核心，在制定相关配套细则的基础上有序推进。在存量配电业务上，也要优化改革方案，形成全面市场化竞争局面。

五是建立过剩电力产能有效退出机制，预防系统性风险。随着电力改革推进，为避免出现大量企业破产、倒闭的风险，政府及监管部门应建立有效的落后产能退出机制，建立电力企业重组平台和金融支撑平台，为优势电力企业兼并重组提供条件。通过电力发展规划及电力市场分析，建立供需平衡预警机制，遏止无序和无度发展。

六是妥善处理交叉补贴和过渡时期价格双轨制，做好民生用电保障。一是在核定输配电价时，通过厘清输配电真实成本，稳定电价补贴来源和销售电价水平;二是妥善处理市场竞价与政府定价的衔接关系，防止价格双轨制带来的套利风险和不公平竞争。同时，加快推进政府定价改革，全部放开非民生保障类用电，最终形成市场化定价的新机制。

七是培育电力市场信用环境，健全市场主体信用体系。建设完善市场信用机制，并严格打击“失信”行为，特别要杜绝和防止政府、企业及各参与方在市场不成熟期滥用规则、破坏市场环境的行为。可采取政府和市场共建信用体系的模式，政府监管以事中、事后为主，充分发挥第三方征信机构的作用，与其他信用征集体系挂钩，有效约束市场主体行为。