专家点评

本次6个电改配套文件的核心亮点在于，关于电力市场建设及电力交易机构组建的两个文件。这两个文件相比中共中央电改9号文有了较大的突破和细化，“电力现货交易市场”的概念清晰浮出水平。从电力现货交易的品种看，既包括日前、日内、实时三种形式的电能量交易，还包括备用、调频等辅助服务的交易。从电力现货交易的参与主体上看，除了发电企业、供电企业、电力用户外，还包括售电企业--售电侧改革的参与主体。

但不同于之前市场预期的是，本次电改配套文件中对售电公司资质的要求较低，并不需要特别的牌照资质，而只须达到注册资金及业务人才的基础规定，经省级政府批准即可申请成立；另外，电网企业也出现在了售电侧主体的名单中。从电力现货交易机构的体系来看，本次电改配套文件规定了区域、省（区、市）等不同级别的交易中心：区域中心由两大电网分别在北京、广州组建，而各省级交易中心则由电网子公司、电网相对控股公司担任或通过会员制组建；虽然级别不同，但不同的交易中心的市场之间可以互相融合。

对于电力市场建设的进度及未来电力现货交易的容量，清华大学C教授认为，未来1-3年都将只是试点，到2018年后市场才会真正成立，届时的市场容量考虑国际比较和中国的实际情况，预计在电能量交易的20-30%左右。而前期有机会参与试点的省份，更大概率出现在经济发达、技术条件好、市场意识高、各利益主体间矛盾较少的东部沿海省份。

对于未来的整体电价趋势，C教授认为，目前来看全国都存在一定不确定性。一方面，2015年来全国进入电力全面过剩时代，需求疲软，而电力体制的市场化改革必定减少中间环节的超额利润，加成减少；另一方面，如果未来逐步考虑火电的外部环境成本（体现为碳排放权价格），又会推动电力成本的整体上升。

电改专家Z博士提示，现在考虑参与电力交易的部分更多是增量部分，存量短期内不考虑，因此不太会出现全局性的降电价。而由于交叉补贴的传导机制问题，原先就受补贴较多的居民侧不太会出现电价的下降，而工商业电价的下降更多会出现在东北、西北、西南等电力供给相对严重过剩的地区。

对于新能源行业的影响，Z博士提到，对于传统的风电、光伏，政策整体偏中性。新能源本身就是全额消纳的，电改前后并无差异。电力交易“允许火电、水电参与直接”，但对核电、风电、光伏的态度只是“鼓励尝试参与”。但是，对于分布式光伏，本次配套文件则是积极和正面的：“拥有分布式电源的用户，节能服务公司等均可从事市场化售电业务”，“分布式”的字眼在配套文件中多次出现。