9號文件很多人都看了，但是你確定自己真的都看到并且看懂了么？其中有些句子背后的深意，都足夠單獨寫個分析報告了。參與9號文件方案討論的華北電力大學曾鳴教授首次公開深度解讀文件背后的潛臺詞。如果當年你錯過了5號文件，這次難道還要錯過9號文件么？

9號文件相比5號文件有哪些繼承、調整和超越？

總體而言，本輪電改方案是比較務實的，綜合考慮了改革需求和可操作性原則，相比于12年的“5號文”，更具有現實意義。雖然兩個文件都是圍繞“放開兩頭、管住中間”這條基本路徑展開討論，但9號文件體現的核心價值取向與當年的5號文件具有本質的不同，因而不是其簡單延伸。

與上輪電改不同的一個重大前提是，本輪電改的大背景已經發生了歷史性的根本變化。變化的兩個重要標志：一是國家已經明確了“能源革命”戰略構想，二是中央已經決定全面建設“法治社會”。

9號文件在如下幾方面有所超越當年的5號文件：

第一，核心價值取向的不同。本輪電改的核心價值取向是旨在建立一個綠色低碳、節能減排和更加安全可靠、實現綜合資源優化配置的新型電力治理體系，推動我國順應能源大勢的電力生產、消費及技術結構整體轉型。而上輪電改的價值取向旨在通過廠網分開，打破壟斷，引入競爭，剝離關聯交易，加快擴大電力供給規模。

第二，暫時不考慮輸配分開和電網調度獨立。當年的5號文并沒有達到預期的改革目標，此次方案制定過程中也進行了反思。我也曾經在多個場合、多個研究報告中提出，調度獨立和輸配分開并不是科學合理的選擇。

第三，明確提出要加強規劃。12年后，最大變化就是可再生能源并網的比例越來越大，使發電側和用電側具有雙側隨機性，電力系統的整體規劃必須強化。從這個方面來講，此次電改絕對不是12年前5號文的延續，應當形成一套新的電力體制規劃方法體系。

第四，本輪電改的關鍵不在于電力企業的拆分重組和盈利模式的改變，而在于新型電力治理體系管理框架的頂層設計，其中政府能否在改革的政策激勵和法制環境設計上有所作為至關重要。政府在改革的頂層設計階段對于如何運用市場杠桿，以及如何用“看得見的手”對市場化體制、機制、政策措施、法律法規、監管等方面進行設計、建立和引導，激勵改革目標的實現等方面，必須能夠發揮主導性甚至決定性作用。

如何理解三個“有序放開”？

三個“有序放開” 是為了發電側和售電側能夠建立電力市場而提出的，就是要將發電側原有的發電計劃，發電廠的上網電價放開；售電側的終端用戶電價以及用電計劃放開。這樣利于形成發電用電市場。當然，放開的是可以進入市場的電量和服務，經營性之外的電量和服務不能放開。

方案中特意強調了“有序放開”，這意味著這幾個方面要循序漸進，分階段的放開，不能短時間內徹底放開。具體地，對于每一個“放開”，有序有不同的意義。

對于輸配以外的競爭性環節電價，用戶選擇權的放開應分階段、分用戶類別有序進行。根據國際經驗，應首先開放大用戶的購電選擇權作試點，其次建立合理的輸配電價形成機制，妥善處理銷售電價的交叉補貼問題，逐步放開中小用戶選擇權。

對于向社會資本放開配售電業務，應分階段構建多元化的售電主體。售電側市場放開需要逐步引入多元化的售電公司，隨著售電側市場化改革的穩步推進，不同售電主體的構建或引進還應充分考慮可操作性、市場成熟度等因素，分階段、有規劃的開展，降低改革風險。

對于公益性和調節性以外的發用電計劃，不能短時間內徹底放開，需要一個循序漸進的過程。在供應側，各機組的初始投資，使用壽命以及機組狀況都不盡相同，各電廠不太可能站在同一起跑線上參與市場競爭，現階段完全依靠市場可能會造成資源浪費，甚至國有資產流失，對于清潔能源發電尤其如此。在用電側，一些特殊時段區域電力系統仍會出現一定的電力缺口，需要對用戶用電進行計劃，保證電力系統安全穩定運行。

交叉補貼未來是否要通過逐步漲價解決？

交叉補貼機制的改革應循序漸進，不可一蹴而就。在我國現有國情下，短期內完全取消交叉補貼是不現實的，更是不可行的。因此在改革交叉補貼機制的過程中應秉持效率優先的原則，充分考慮各地區工商業用戶和居民的電價承受能力，在維持現有銷售電價水平的基礎上，以明補代替暗補、少補代替多補，逐漸提高居民電價、適當降低工業用戶電價，逐步減少銷售電價中交叉補貼。

另外，交叉補貼機制改革應保護民生，不可盲目提價。我們之前已經做過相關研究，以西南某省為例測算，取消交叉補貼可提高GDP及人均可支配收入。然而，作為居民而言，百姓最關心的是電價的上漲會“增加百姓負擔”。因此，在交叉補貼改革的過程中不應盲目提價，對居民電價的調整可以通過生命線電價的方式實現，具體而言，就是規定居民用戶每人每月用電量在一定標準以下時，仍按現行的優惠電價予以收費，超出此規定范圍的電量除收取其電費外可以征收適量的電力普遍服務基金。在以后條件成熟時，再逐漸提高居民用電價格。

如何有效監管和規范電網企業成本？

按成本加收益方式對電網輸配電業務實行獨立定價，監管電網企業的輸配電總收入，這是政府加強對網絡型自然壟斷環節價格監管的重要舉措和有益探索。為了有效監管和規范電網企業的成本，應在電網有效資產的具體核定方面下工夫。但確實存在一定難度。

原因有多方面，例如電網的有效資產包括哪些？每個省電網公司的情況都不一樣，電網有效資產核定起來比較困難，尤其是存量部分歷史形成因素比較復雜；又例如普遍服務所需要的交叉補貼，怎么有效核定？采用什么模式實施？怎么配合兩頭電價進入市場？這些問題可能要比較長時間逐步解決，因此目前還是以試點為主。

輔助服務分擔共享新機制和輔助服務市場有什么異同？

建立輔助服務分擔共享新機制是一個解決老問題的新方法。要實現市場化交易，解決好輔助服務是關鍵。在原來的體制機制下，切實有效的輔助服務責任分擔機制可以說幾乎是沒有的。在本輪改革思路下，配售電業務要放開引入社會資本，對此，電網將不再無條件保障用戶的用電需求，此時建立新的輔助服務機制非常關鍵。

輔助服務分擔機制是一種被動承擔的模式，而輔助服務市場則是制度框架下主體主動通過市場來承擔的模式，兩者之間還是有差別的。但是，就目前的國情來看，通過分擔機制作為過渡，應當是理性的、合理的選擇。而《意見》中按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制，主要通過合約方式由發電企業或者電網企業來提供，應該說符合實際情況和大眾思想。但是，未來還是應該探索建立“輔助服務市場”等更加靈活的形式。

未來的電力期貨和電力場外衍生品交易需要滿足什么條件？

未來，隨著電力市場化改革的推行，競爭環境下的電力生產和消費方式將發生根本性變化，以電價劇烈波動為首的市場風險凸顯，因此電力期貨和電力場外衍生品交易還是有可能會產生的，這類衍生交易可規避電力市場的價格風險，優化資源配置，進而有利于電力體制改革深化及電力系統的穩定發展，但是目前來看，可能距離這種交易還比較遠。

電力場外衍生品交易

當前，我國正在進行電力體制改革，電價依然由國家實行監管，電力現貨市場尚未完全放開，對于建立何種模式的電力期貨未有定論，但電力市場化改革和電力期貨上市二者之間相輔相成的關系將成為未來電力市場發展的動力之一。鑒于國外成熟電力市場相繼引入了金融衍生品交易，有的成功運營至今并不斷完善，有的則以失敗告終，在建立我國電力期貨及衍生品交易時，有必要結合我國電力市場發展的進程和特點，對我國電力金融衍生品交易的可行性和有效性進行探討和論證，尤其需要剖析國外成功市場的經驗，探尋其交易機制和模式上的優勢。

如何理解“繼續完善主輔分離"?

“主輔分離”是2002年電改提出來的主要任務之一，此次電改再次提到“繼續完善主輔分離”，在我看來不應當是上次電改的簡單延續，而應當具有新的含義。

在此次電改中，節能減排、綠色低碳再次被擺到了一個更重要的位置上，因此這里的“主輔分離”的新含義應當是充分調用各類輔助服務資源，包括分布式發電、需求側響應、負荷優化等技術，為清潔能源發電提供輔助服務，從而降低清潔能源發電對電網安全穩定運營的不利影響、提高清潔能源發電并網比例、促進清潔能源的高效開發利用。

在此次電改中，節能減排、綠色低碳再次被擺到了一個更重要的位置上

電力交易機構如何產生？相對獨立如何理解？

要實現電力交易機構的獨立，必須具備三個方面的市場基礎條件：一是靈活合理的價格機制，二是嚴格完善的監管體系，三是堅強統一的大電網平臺。只有在以上三個條件同時具備時，電力市場競爭的公正、公平和透明度才能更好的實現，才能為供需兩側市場的有序開放以及“多買多賣”市場格局的形成創造條件。

但就目前我國電力市場運行狀況來看，交易機構獨立的三個條件并不具備。在這種情況下，不宜將電力交易機構獨立。但是我國未來售電側放開、大用戶直購電交易是改革的重點方向、同時也是改革需要，因此電力交易機構的“相對獨立”仍然是比較可取的過渡手段。

社會資本進入增量配電業務和售電業務，需要滿足什么條件？

社會資本投資增量配電業務，技術條件和資質條件肯定要過關，這是必須要滿足的。這里想多談一些關于社會資本的投資責任問題。電網的投資建設，尤其是配電網的投資建設不僅是一項經濟行為，更多的是要承擔社會普遍服務的責任。我國還有很多地方，尤其是邊遠農村、山區、落后地區，網架結構還很薄弱，在這些地方進行配電網投資是很難收回成本的，投資者不應當只顧為大用戶、工業用戶增加配電網投資而忽視了社會普遍服務的責任。同時，既然引入市場機制，那么未來如何刺激市場參與者為這些落后用戶提供配電網建設，也值得我們深思。

要進入售電領域，技術水平、技術指標也必須要過關，關鍵在于要保證進入售電市場的售電主體必須滿足節能減排的要求。在這方面，應綜合考慮國家的環保要求與能耗標準，優先開放污染排放低的發電企業參與直購電，鼓勵煤耗低、排放少、節水型火電機組參與直購電，限制能耗高、污染大的機組，已到關停期限或違反國家有關規定的機組，不得開放。從目前情況來看，傳統燃煤發電在大用戶直購中的優勢明顯，風電、光伏發電等低碳化電源的先天劣勢在短期內無法彌補。因此，這就需要設立碳減排標準，通過行政手段強制發電企業提高發電低碳化水平，確保大用戶直購的電是符合國家要求的、低碳的電。

社會資本進入需要注意什么？

進入售電市場被認為看起來很美，實際上很難，企業需要注意什么？

只能提供一些售電側市場建設需要注意的地方，但是這些建議也是將來想要進入售電行業的企業必須重點關注的。此次售電側改革必須要研究解決以下幾個具體問題：

第一，研究需求側響應資源如何引入到售電側市場中來，使得終端用戶真正有能力、有可能、有動力選擇供電商，充分利用不斷進步的智能電網技術，為用戶提供更為個性化的用電方式；

第二，研究如何讓新售電機構有激勵并且有義務為用戶提高用電效率、優化用電模式、增加清潔能源消費比例，并且優化整個電力系統用電負荷曲線。未來新的售電機構不能通過采用增供促銷的手段來盈利，重點應放在競爭出售用電（節電）服務方面。政府對于售電機構的監管與考核應該是用戶的用電效率、用戶單位用電的效益等指標，而不是用電量。對于提高用電效率的售電機構要給予獎勵，反之則要懲罰。如果通過售電側放開，引入競爭機制能夠促進用戶節電、提高用電效率、節能減排，比目前壟斷下的節能減排更有效率，那么電改才算成功了；

第三，提出售電側放開的各階段目標和措施，明確售電機構的盈利機理和模式，同時要保證普遍服務，并且能最低限度影響售電側市場的經濟效率。同時，要有嚴格的監督保障機構來保證這套機制的執行，最關鍵是保證用戶的正當權益得到保障，要充分保護用戶的選擇權、知情權、市場定價的參與權等基本權利，也要保障新成立的售電公司的正當權益。

第四，電力的稀缺性、安全性、短期價格無彈性、普遍服務要求、對于環境的影響、投資的專一性等等，將使得建立一個公平充分競爭、消費者利益有保證的市場比較困難，因此未來如何在市場中規避市場力，盡可能降低其寡頭特征，提高市場競爭效率等，是亟需研究解決的問題。

如果上述問題不能獲得有效解決，就會是這樣一種前景：只管住了中間，而兩頭放開將遲遲實現不了。也就是說，12年前廠網分開一夜之間實現，競價上網等了12年還沒有到來的情況將再次重演。

還有哪些方面改革會在條件合適時繼續推進？

電改還需貫徹落實售電側市場改革、加強電力系統規劃和法律法規制定三個方面。

改革繼續推進

對于規劃層面，必須實現電源規劃與電網規劃統籌協調、國家電力規劃與地方電力規劃的有效銜接，同時提升規劃的科學性和權威性。在這方面，綜合資源規劃應當在電力體制改革過程中占有重要的戰略地位。滿足電力需求增長的傳統思維模式是單純注重增加資源供應，綜合資源規劃和電力需求側管理建立了以提高需求方終端用電效率所節約的資源同樣可以作為供應方替代資源這樣一個新概念，使可供利用的資源顯著增加，可節省大量供應側資源投入，同時提高需求側用電效率，當未來大規模的間歇性隨機性的新能源電力接入電網之后，綜合資源規劃和電力需求側管理及需求側響應對于實現電網電力的瞬間平衡具有重大的意義。

在法律法規建設層面，主要有以下幾個關鍵點：第一，重新制訂《電力法》，并與《可再生能源法》、《節約能源法》等配套法規相銜接，形成涵蓋電力供應、消費、技術、體制諸方面的電力法規體系。第二，新《電力法》的核心價值取向應由過去的“加快發展、保障供應”轉向“綠色低碳、節能優先”，絕不是僅僅在原來基礎上的文字增刪修訂，而應作“革命性”的重塑。第三，應當在新《電力法》中做到四個明確：明確建設能源節約型社會中全社會和全體公民必須承擔的法律義務；明確國家電力工業綜合資源規劃設計主體的法律定位；明確電力市場主體各自的法律定位，尤其是規定電網企業強化公用事業的性質以及作為IRP實施主體的功能定位；明確保障、鼓勵分布式發電、微電網和智能化電網大力發展的相關條款。第四，盡快出臺與新《電力法》相配套的政策措施，建立相應的監督機制和實施保障機制。

（新浪財經首席能源記者劉麗麗根據對曾鳴教授的采訪資料整理）