新电改配套文件还有哪些问题值得期待？

一、关于大用户直购电细则。有两个关键点：一是市场风险控制机制；二是基于市场竞争的电力资源优化配置机制。前者是国际同行也会遇到的问题，有一些可参考的东西，但是不多，因为国情不同；而后者的要点是节能减排如何保证以及高载能用户如何直购电。

二、对于输配以外的竞争性环节电价，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。

三、交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。在我国现有国情下，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。因此在改革交叉补贴机制的过程中应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业用户和居民的电价承受能力， 在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐渐提高居民电价、适当降低工业用户电价，逐步减少销售电价中交叉补贴。

四、售电市场化是新电改的亮点，社会有高期待，同时也有高质疑，这里便体现出配套细则的关键。配套细则难点之一是新售电公司的盈利模式问题，基本原则是应该要通过技术竞争而不是价格战来盈利。

五、对于向社会资本放开配售电业务，应分阶段构建多元化的售电主体。售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。

六、除了清洁能源优先上网问题，高效机组的优先上网亦值得期待。实际上，如果能够建立一个有效的电力竞价市场，那么这些机组成本将会降低，这使其在竞争性的调度体系中会拥有优先地位。其次，如果有了电力竞价市场的基础设施，那么调度顺序的问题就可以缓解了。此外，也有利于高耗能产业更合理的布局，可以转移到资源富集地区。电力市场的建立有望纠正电价的扭曲，消除对资源富集地区电力消耗的歧视，将高耗能配置到发展成本更低的地区去。

七、节能减排目标与政策的实施。节能是解决能源安全的问题，减排是解决环境排放超标与损失的问题，这二者都需要政府额外的政策与措施，比如加税以反映实际的社会成本，以及提高排污标准减少排放，比如建立风电的优惠标杆电价支持体系等，都是政策手段。

八、具有巨大外部性影响的主干电网规划如何实施，是一个需要额外解决的问题。改革涉及的主体越多，过去那种大一统、无所不包的电力规划的可应用性就越低。因为每个主体都具有自主决策权。主干电网规划涉及到电力系统的基本形态与电力流走向，具有很大的社会经济与投资决策影响力。

九、对于公益性和调节性以外的发用电计划，不能短时间内彻底放开，需要一个循序渐进的过程。在供应侧，各机组的初始投资，使用寿命以及机组状况都不尽相同，各电厂不太可能站在同一起跑线上参与市场竞争，现阶段完全依靠市场可能会造成资源浪费，甚至国有资产流失，对于清洁能源发电尤其如此。在用电侧，一些特殊时段区域电力系统仍会出现一定的电力缺口，需要对用户用电进行计划，保证电力系统安全稳定运行。

十、文件里指出组建相对独立的交易中心，什么是相对独立？谁来组建？谁来投资？谁来运营？监管机构是谁？

（以上内容根据华北电力大学曾鸣教授、 卓尔德首席能源经济师张树伟、 中国国际经济交流中心信息部副研究员景春梅 等观点整理得出）