近日，备受社会关注的电力体制改革6个配套文件出台，这是自今年3月中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称9号文)以来，国家发展改革委牵头组织有关部门稳妥有序推进电力体制改革的重要标志性成果。配套文件涉及输配电价、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、发用电计划、售电侧改革以及燃煤自备电厂监督管理等主要方面，重点解决了9号文提出的“三放开、一独立”(即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立，规范运行)的具体实施问题，有利于有序开展各项试点工作。
无论从市场经济理论，还是从国内外电力行业改革实践来看，在电力行业发电、输电、配电、用电(售电)四个经典环节中，发电和售电两个环节属于竞争性环节，可以也应该逐步引入竞争机制;输电和配电两个环节则属于典型的自然垄断环节，无论输配两个环节分与合，都不能违背供电经营区内只能独家垄断经营的客观规律。
而从我国具体国情和电情出发，在现阶段合比分即维持输配一体化经营更为合适。正因为如此，9号文着眼于推进国家全面深化改革、全面依法治国和推进能源生产与消费革命的战略高度，从我国具体实际出发，在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，明确提出了管住中间、放开两头的电力体制架构，这是新一轮电力体制改革的重大创新，也是2002年国务院5号文件的发展和完善。2002年以来的电力体制改革，通过推进厂网分开改革，重点解决了电力行业上游环节的有序放开，初步建立起发电侧市场竞争机制。新一轮电力体制改革则是在此基础上，在售电侧引入竞争，打破电网企业单一购售电主体格局，逐步形成“多买方—多卖方”的市场竞争格局。
未来电力行业将沿着绿色化、智能化、市场化方向发展。随着社会不断进步和智能电网发展，广大电力用户和社会与电力系统的互联互动不断加深，用户对电力系统的知情权、选择权和参与权的需求渐趋迫切。推进售电侧改革，就是要落实用户选择权，提升售电服务质量和用户用能水平，提高用户消费者剩余。售电侧改革要与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进，形成有效竞争的市场结构和市场体系，促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。
推进售电侧改革，首先要多途径培养售电主体，让用户“有的选”。9号文提出培育五类售电主体，《关于推进售电侧改革的实施意见》(以下简称《实施意见》)则主要根据是否拥有配电网将售电公司分为三类：第一类是现有电网企业继续保留市场化售电业务;第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司;第三类是不拥有配电网运营权的独立的售电公司。
保留电网企业市场化售电业务，加快培育新的售电主体进入售电市场，是从我国具体实际出发，稳妥有序推进售电侧改革的现实选择，更有利于增强用户选择权，降低市场风险。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。拥有配电网运营权的前两类售电公司，除了可以从事市场化售电业务外，还要承担包括电力普遍服务在内的保底供电服务;电网企业还要承担无歧视地向配电网区域内的市场主体及其用户提供各类供电服务、代国家收取政府性基金以及市场主体的电费结算责任。发电公司及其他社会资本均可投资成立独立的售电公司。拥有分布式电源或微电网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。供水、供气、供热等公共服务行业，以及节能服务公司等均可以从事市场化售电业务。
为保护用户利益和维护市场主体的合法权利，需要建立市场主体准入和退出机制。9号文提出要根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体准入条件，明确售电主体的市场准入、退出规则，加强监管，切实保障各相关方的合法权益。《实施意见》对售电公司和直接交易用户的准入条件、准入和退出进行了统一规范。除基本条件外，售电公司从事售电业务的年售电量与资产总额直接挂钩，拥有配电网经营权的售电公司还要具备更为严格的条件。
直接交易用户要符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准，拥有自备电源的用户应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费，而微电网用户则应满足微电网接入系统的条件。市场主体必须是按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册的独立法人，需要向省级政府或由省级政府授权的部门申请，省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体向社会公示，公示无异议后纳入年度公布的市场主体目录，列入目录的市场主体最后在电力交易机构注册，获准参与交易。市场主体退出分为强制退出和自愿提出，退出前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。拥有配电网经营权的售电公司最终承担市场主体强制退出后的保底供电服务。
推进售电侧改革，其次要无歧视开放售电平台和规范交易方式，让用户“轻松选”。建立相对独立、规范运行的电力交易机构以及由电网企业、发电企业、售电公司、用户等组成的市场管理委员会。电力交易机构按照政府批准的章程和规则，建立保障交易公平的机制，为各类市场主体提供公平优质的交易服务，确保信息公开透明，促进交易规则完善和市场公平。国家能源局及其派出机构和政府有关部门可以派员参加市场管理委员会有关会议，同时可以对市场管理委员会审议结果行使否决权。
《实施意见》明确符合电力市场建设的有关规定并到电力交易机构成功注册的市场主体，可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。市场主体应依法签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。放开的发用电计划部分通过市场交易形成，可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定;未放开发用电计划部分执行政府规定的电价。参与市场交易的用户购电价由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。电力交易机构负责提供电费结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。
推进售电侧改革，还要依法建立售电市场信用体系与风险防范机制，让用户“放心选”。股市中有句“股市有风险，投资需谨慎”的名言，售电侧引入市场竞争，同样会存在许多不确定因素，可能出现市场风险，需要政府部门和各类市场主体时刻保持警惕，梳理潜在风险因素，增强风险防范意识，建立风险防范机制。9号文明确提出建立健全市场主体信用体系，有关部门要建立企业法人及其负责人、从业人员信用纪录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。
《实施意见》则从信息披露、信用评价、风险防范和强化监管四个方面进行规范，核心是信息披露公开透明、信号引导闭环全面、政府监管多维覆盖。一是依法建立信息公开机制。有效竞争的售电市场要以公开透明及时的信息交互为基础。省级政府或由省级政府授权的部门要定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息详细。各类市场主体要在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并在规定期限内发布公司半年报和年报。政府监管机构要对公司重大事项范围及内容、公司有关情况内容、信用承诺内容、半年报和年报内容等进行规范和限定。二是依法建立市场主体信用评价机制。省级政府或由省级政府授权的部门依据售电市场交易信息和市场主体市场行为，依法建立市场主体信用评价制度。通过信用评价，要把各类市场主体的信用等级和评价结果向社会公示，既作为用户自主选择售电公司的重要参考，又促进市场主体强化市场竞争意识和提升服务质量水平。还应相应建立黑名单制度，对严重违法、违规的市场主体，提出警告，勒令整改，拒不整改的列入黑名单，不得再进入市场。黑名单的标准尺度要详尽周密、公开透明，不留灰色地带，不搞灰色操作，防止权力寻租。三是依法建立风险防范机制。要强化信用评价结果的应用，政府和市场主体通过各类公开信息特别是信用评价结果信息，及时发现市场行为偏差、交易漏洞、违约等潜在风险，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险，防止市场主体权益受损。市场发生严重异常情况时，政府可对市场进行强制干预。四是强化全过程监管。
售电市场环境复杂多变，加强全过程监管是保障公平竞争、维护市场秩序、提高竞争效率的重要手段。国家能源局和省级政府应加强市场主体和交易机构的市场行为的监管，建立完善的监管组织体系，及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为。
习近平总书记指出，改革要从实际情况出发、从可行性出发，不能照搬照抄别人的成功经验。我国推进售电侧改革尚属首次，借鉴国外售电改革经验必须要从我国的具体国情和电情出发，走中国特色的市场化改革之路。售电侧改革要严格按照9号文要求稳妥有序分步推进，可以先进行试点，在总结试点经验和修改完善相关法律法规的基础上再全面推开。
在已核定输配电价的地区，鼓励社会资本组建售电公司，开展试点工作。在未核定输配电价的地区，因地制宜放开售电业务，可采取电网购销差价不变的方式开展用户直接交易。试点地区要按照电力体制改革总体部署，编制工作方案、配套细则，报国家发展改革委备案。一产用电，三产中的重要公共事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电属于优先购电范围，售电侧改革初期不参与市场竞争。符合准入条件的一定电压等级或容量的用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。
国家发展改革委、国家能源局会同有关部门要加强与试点地区的联系与沟通，通力合作、密切配合，切实做好改革试点的总体指导和统筹协调工作。各省级政府要建立政府主管领导任组长、有关部门参加的工作机制，全面负责本地区改革试点工作，协调解决改革工作中的重大问题。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门要强化监督检查，及时掌握试点地区改革动态，进行检查评估，依据相关法律法规和监管要求对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况实施监管。要建立电力交易督查机制，对各类准入交易企业的能耗、电耗、环保排污水平定期开展专项督查，及时查处违规交易行为，情节严重的要追究相关责任。
