近日，国家发展改革委、国家能源局正式发布期待已久的电力体制改革6大配套文件。分别是《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。

　　单独核定输配电价是实现市场化交易的基础，是放开竞争性业务的前提，对于还原电力商品属性，全面实现电力体制改革目标具有重要意义。具体来说，主要体现在以下四个方面：一是降低企业和社会用电成本。改革后，输配电价相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。二是发挥价格调节供需的作用。价格信号的顺畅传导将形成消费带动生产、生产促进消费的良性循环。就电力生产而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动;就电力消费而言，市场化的定价机制将有效抑制不合理的用电需求。三是规范电网企业运营模式。改革后，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源，可以保证其向所有用户公平开放、改善服务。四是加强对电网企业的成本约束。通过严格审核电网企业准许成本，可以促进电网企业改进管理，核减不合理支出，抑制不合理投资，降低成本，提高效率。

　　《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，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，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。

　　《关于推进电力市场建设的实施意见》要求从9个方面推进电力市场建设：

　　一是组建相对独立的电力交易机构。

　　二是搭建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，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。

　　七是建立辅助服务交易机制。

　　八是形成可再生能源参与市场竞争的新机制。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。

　　《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，电力市场主体包括各类发电企业、供电企业(含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区等)、售电企业和电力用户等。各类市场主体均应满足国家节能减排和环保要求，符合产业政策要求，并在交易机构注册。参与跨省跨区交易时，可在任何一方所在地交易平台参与交易，也可委托第三方代理。参与市场交易的发电企业，其项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。

　　《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》明确，市场成员实行注册管理。省级政府或由省级政府授权的部门，按年度公布当地符合标准的发电企业和售电主体，对用户目录实施动态监管。进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场交易主体。