关于进一步深化电力体制改革的若干意见.docx

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关于进一步深化电力体制改革的若干意见

深度解读新电改：

9号文你真的看懂了吗？

作者：

中国储能网新闻中心　　来源：

能见派　　发布时间：

2015-3-2613:

23:

17

中国储能网讯：

新电力体制改革的9号文件很多人都看了，但是你确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，都足够单独写个分析报告了。

参与9号文件方案讨论的华北电力大学曾鸣教授首次公开深度解读文件背后的潜台词。

如果当年你错过了5号文件，这次难道还要错过9号文件么?

9号文件相比5号文件有哪些继承、调整和超越?

总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，相比于12年的“5号文”，更具有现实意义。

虽然两个文件都是围绕“放开两头、管住中间”这条基本路径展开讨论，但9号文件体现的核心价值取向与当年的5号文件具有本质的不同，因而不是其简单延伸。

与上轮电改不同的一个重大前提是，本轮电改的大背景已经发生了历史性的根本变化。

变化的两个重要标志：

一是国家已经明确了“能源革命”战略构想，二是中央已经决定全面建设“法治社会”。

电改9号文

9号文件在如下几方面有所超越当年的5号文件：

第一，核心价值取向的不同。

本轮电改的核心价值取向是旨在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。

而上轮电改的价值取向旨在通过厂网分开，打破垄断，引入竞争，剥离关联交易，加快扩大电力供给规模。

第二，暂时不考虑输配分开和电网调度独立。

当年的5号文并没有达到预期的改革目标，此次方案制定过程中也进行了反思。

我也曾经在多个场合、多个研究报告中提出，调度独立和输配分开并不是科学合理的选择。

第三，明确提出要加强规划。

12年后，最大变化就是可再生能源并网的比例越来越大，使发电侧和用电侧具有双侧随机性，电力系统的整体规划必须强化。

从这个方面来讲，此次电改绝对不是12年前5号文的延续，应当形成一套新的电力体制规划方法体系。

第四，本轮电改的关键不在于电力企业的拆分重组和盈利模式的改变，而在于新型电力治理体系管理框架的顶层设计，其中政府能否在改革的政策激励和法制环境设计上有所作为至关重要。

政府在改革的顶层设计阶段对于如何运用市场杠杆，以及如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等方面进行设计、建立和引导，激励改革目标的实现等方面，必须能够发挥主导性甚至决定性作用。

如何理解三个“有序放开”?

三个“有序放开”是为了发电侧和售电侧能够建立电力市场而提出的，就是要将发电侧原有的发电计划，发电厂的上网电价放开;售电侧的终端用户电价以及用电计划放开。

这样利于形成发电用电市场。

当然，放开的是可以进入市场的电量和服务，经营性之外的电量和服务不能放开。

方案中特意强调了“有序放开”，这意味着这几个方面要循序渐进，分阶段的放开，不能短时间内彻底放开。

具体地，对于每一个“放开”，有序有不同的意义。

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。

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。

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。

交叉补贴未来是否要通过逐步涨价解决?

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。

另外，交叉补贴机制改革应保护民生，不可盲目提价。

我们之前已经做过相关研究，以西南某省为例测算，取消交叉补贴可提高GDP及人均可支配收入。

然而，作为居民而言，百姓最关心的是电价的上涨会“增加百姓负担”。

因此，在交叉补贴改革的过程中不应盲目提价，对居民电价的调整可以通过生命线电价的方式实现，具体而言，就是规定居民用户每人每月用电量在一定标准以下时，仍按现行的优惠电价予以收费，超出此规定范围的电量除收取其电费外可以征收适量的电力普遍服务基金。

在以后条件成熟时，再逐渐提高居民用电价格。

如何有效监管和规范电网企业成本?

按成本加收益方式对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，这是政府加强对网络型自然垄断环节价格监管的重要举措和有益探索。

为了有效监管和规范电网企业的成本，应在电网有效资产的具体核定方面下工夫。

但确实存在一定难度。

原因有多方面，例如电网的有效资产包括哪些?

每个省电网公司的情况都不一样，电网有效资产核定起来比较困难，尤其是存量部分历史形成因素比较复杂;又例如普遍服务所需要的交叉补贴，怎么有效核定?

采用什么模式实施?

怎么配合两头电价进入市场?

这些问题可能要比较长时间逐步解决，因此目前还是以试点为主。

辅助服务分担共享新机制和辅助服务市场有什么异同?

建立辅助服务分担共享新机制是一个解决老问题的新方法。

要实现市场化交易，解决好辅助服务是关键。

在原来的体制机制下，切实有效的辅助服务责任分担机制可以说几乎是没有的。

在本轮改革思路下，配售电业务要放开引入社会资本，对此，电网将不再无条件保障用户的用电需求，此时建立新的辅助服务机制非常关键。

辅助服务分担机制是一种被动承担的模式，而辅助服务市场则是制度框架下主体主动通过市场来承担的模式，两者之间还是有差别的。

但是，就目前的国情来看，通过分担机制作为过渡，应当是理性的、合理的选择。

而《意见》中按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制，主要通过合约方式由发电企业或者电网企业来提供，应该说符合实际情况和大众思想。

但是，未来还是应该探索建立“辅助服务市场”等更加灵活的形式。

未来的电力期货和电力场外衍生品交易需要满足什么条件?

未来，随着电力市场化改革的推行，竞争环境下的电力生产和消费方式将发生根本性变化，以电价剧烈波动为首的市场风险凸显，因此电力期货和电力场外衍生品交易还是有可能会产生的，这类衍生交易可规避电力市场的价格风险，优化资源配置，进而有利于电力体制改革深化及电力系统的稳定发展，但是目前来看，可能距离这种交易还比较远。

电力场外衍生品交易

当前，我国正在进行电力体制改革，电价依然由国家实行监管，电力现货市场尚未完全放开，对于建立何种模式的电力期货未有定论，但电力市场化改革和电力期货上市二者之间相辅相成的关系将成为未来电力市场发展的动力之一。

鉴于国外成熟电力市场相继引入了金融衍生品交易，有的成功运营至今并不断完善，有的则以失败告终，在建立我国电力期货及衍生品交易时，有必要结合我国电力市场发展的进程和特点，对我国电力金融衍生品交易的可行性和有效性进行探讨和论证，尤其需要剖析国外成功市场的经验，探寻其交易机制和模式上的优势。

如何理解“继续完善主辅分离"?

“主辅分离”是2002年电改提出来的主要任务之一，此次电改再次提到“继续完善主辅分离”，在我看来不应当是上次电改的简单延续，而应当具有新的含义。

在此次电改中，节能减排、绿色低碳再次被摆到了一个更重要的位置上，因此这里的“主辅分离”的新含义应当是充分调用各类辅助服务资源，包括分布式发电、需求侧响应、负荷优化等技术，为清洁能源发电提供辅助服务，从而降低清洁能源发电对电网安全稳定运营的不利影响、提高清洁能源发电并网比例、促进清洁能源的高效开发利用。

在此次电改中，节能减排、绿色低碳再次被摆到了一个更重要的位置上

电力交易机构如何产生?

相对独立如何理解?

要实现电力交易机构的独立，必须具备三个方面的市场基础条件：

一是灵活合理的价格机制，二是严格完善的监管体系，三是坚强统一的大电网平台。

只有在以上三个条件同时具备时，电力市场竞争的公正、公平和透明度才能更好的实现，才能为供需两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件。

但就目前我国电力市场运行状况来看，交易机构独立的三个条件并不具备。

在这种情况下，不宜将电力交易机构独立。

但是我国未来售电侧放开、大用户直购电交易是改革的重点方向、同时也是改革需要，因此电力交易机构的“相对独立”仍然是比较可取的过渡手段。

社会资本进入增量配电业务和售电业务，需要满足什么条件?

社会资本投资增量配电业务，技术条件和资质条件肯定要过关，这是必须要满足的。

这里想多谈一些关于社会资本的投资责任问题。

电网的投资建设，尤其是配电网的投资建设不仅是一项经济行为，更多的是要承担社会普遍服务的责任。

我国还有很多地方，尤其是边远农村、山区、落后地区，网架结构还很薄弱，在这些地方进行配电网投资是很难收回成本的，投资者不应当只顾为大用户、工业用户增加配电网投资而忽视了社会普遍服务的责任。

同时，既然引入市场机制，那么未来如何刺激市场参与者为这些落后用户提供配电网建设，也值得我们深思。

要进入售电领域，技术水平、技术指标也必须要过关，关键在于要保证进入售电市场的售电主体必须满足节能减排的要求。

在这方面，应综合考虑国家的环保要求与能耗标准，优先开放污染排放低的发电企业参与直购电，鼓励煤耗低、排放少、节水型火电机组参与直购电，限制能耗高、污染大的机组，已到关停期限或违反国家有关规定的机组，不得开放。

从目前情况来看，传统燃煤发电在大用户直购中的优势明显，风电、光伏发电等低碳化电源的先天劣势在短期内无法弥补。

因此，这就需要设立碳减排标准，通过行政手段强制发电企业提高发电低碳化水平，确保大用户直购的电是符合国家要求的、低碳的电。

社会资本进入需要注意什么?

进入售电市场被认为看起来很美，实际上很难，企业需要注意什么?

只能提供一些售电侧市场建设需要注意的地方，但是这些建议也是将来想要进入售电行业的企业必须重点关注的。

此次售电侧改革必须要研究解决以下几个具体问题：

第一，研究需求侧响应资源如何引入到售电侧市场中来，使得终端用户真正有能力、有可能、有动力选择供电商，充分利用不断进步的智能电网技术，为用户提供更为个性化的用电方式;

第二，研究如何让新售电机构有激励并且有义务为用户提高用电效率、优化用电模式、增加清洁能源消费比例，并且优化整个电力系统用电负荷曲线。

未来新的售电机构不能通过采用增供促销的手段来盈利，重点应放在竞争出售用电（节电）服务方面。

政府对于售电机构的监管与考核应该是用户的用电效率、用户单位用电的效益等指标，而不是用电量。

对于提高用电效率的售电机构要给予奖励，反之则要惩罚。

如果通过售电侧放开，引入竞争机制能够促进用户节电、提高用电效率、节能减排，比目前垄断下的节能减排更有效率，那么电改才算成功了;

第三，提出售电侧放开的各阶段目标和措施，明确售电机构的盈利机理和模式，同时要保证普遍服务，并且能最低限度影响售电侧市场的经济效率。

同时，要有严格的监督保障机构来保证这套机制的执行，最关键是保证用户的正当权益得到保障，要充分保护用户的选择权、知情权、市场定价的参与权等基本权利，也要保障新成立的售电公司的正当权益。

第四，电力的稀缺性、安全性、短期价格无弹性、普遍服务要求、对于环境的影响、投资的专一性等等，将使得建立一个公平充分竞争、消费者利益有保证的市场比较困难，因此未来如何在市场中规避市场力，尽可能降低其寡头特征，提高市场竞争效率等，是亟需研究解决的问题。

如果上述问题不能获得有效解决，就会是这样一种前景：

只管住了中间，而两头放开将迟迟实现不了。

也就是说，12年前厂网分开一夜之间实现，竞价上网等了12年还没有到来的情况将再次重演。

还有哪些方面改革会在条件合适时继续推进?

电改还需贯彻落实售电侧市场改革、加强电力系统规划和法律法规制定三个方面。

改革继续推进

对于规划层面，必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。

在这方面，综合资源规划应当在电力体制改革过程中占有重要的战略地位。

满足电力需求增长的传统思维模式是单纯注重增加资源供应，综合资源规划和电力需求侧管理建立了以提高需求方终端用电效率所节约的资源同样可以作为供应方替代资源这样一个新概念，使可供利用的资源显著增加，可节省大量供应侧资源投入，同时提高需求侧用电效率，当未来大规模的间歇性随机性的新能源电力接入电网之后，综合资源规划和电力需求侧管理及需求侧响应对于实现电网电力的瞬间平衡具有重大的意义。

在法律法规建设层面，主要有以下几个关键点：

第一，重新制订《电力法》，并与《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法规相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。

第二，新《电力法》的核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，绝不是仅仅在原来基础上的文字增删修订，而应作“革命性”的重塑。

第三，应当在新《电力法》中做到四个明确：

明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务;明确国家电力工业综合资源规划设计主体的法律定位;明确电力市场主体各自的法律定位，尤其是规定电网企业强化公用事业的性质以及作为IRP实施主体的功能定位;明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。

第四，尽快出台与新《电力法》相配套的政策措施，建立相应的监督机制和实施保障机制。

新电改方案破局：

从5号文到9号文的变与不变

来源：

21世纪经济报道发布时间：

2015年0月24日08:

03作者：

陈红霞;王秀强

　　新电改方案融合了各方的诉求，在体制上动作不大，侧重于机制建设和行业管理，重在为分布式等新兴生产力打开一扇门，希望能培育出新的能源服务形式和新的经济业态，并将形成新的电力市场交易形态，逐步还原电能商品属性。

　　13年后，更新版的电改方案再次重装上阵。

　　3月23日，21世纪经济报道记者从多个交叉渠道获悉，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号，以下简称“9号文”）已正式下发至各部委和电力企业，预计近期将正式对外公布。

而3月20日，国家发展改革委和国家能源局也正式出台了一份《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（以下简称“清洁能源指导意见”），这被视为首份9号文的首份配套文件。

　　电改预热多时，电力板块也成为资本市场的投资热点，3月23日，电力板块整体指数上涨3.19%，自3月19日该板块累计涨幅达到5.25%。

　　“与2002年的5号文（《电力体制改革方案》（国发[2002]5号文件，以下简称5号文）相比，9号文超越的并不算多。

”一电网行业人士坦言，与5号文的清晰分布指导相比，此番的9号文大都是框架性的政策指导，但对于具体如何执行和实施尚未明确，估计后期会出台更加细化配套政策。

　　电改专家王冬容认为，新电改方案融合了各方的诉求，在体制上动作不大，侧重于机制建设和行业管理，重在为分布式等新兴生产力打开一扇门，希望能培育出新的能源服务形式和新的经济业态，并将形成新的电力市场交易体系，逐步还原电能商品属性。

对改革方案的落地，他表示乐观。

　　对比5号文，9号文对电网行业最大的冲击将是其盈利模式的改变，即让电网公司从以往的购售电差价转变为成本和合理利润相结合的模式，将压缩电网的高额利润，让其回归到合理利润水平。

但整体方案采用“存量不变，变增量”的思路减轻当下改革阻力，期望届时有通过增量来倒逼存量改革的效果。

　　盈利模式改变

　　相比于5号文发出机构为国务院，9号文的发出机构中共中央，显现新一轮电改受高层高度重视。

　　通过梳理从发电、输电、售电、购电各环节的定位，9号文中明确了一些改革任务，包括放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价、公益性调节性以外的发电，而对于市场交易机构则要求相对独立，但政府监管仍将加强，继续强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。

　　也就是说，除了继续对输配电市场进行部分管控外，在上下游的发电和售电环节，则将尽量市场化。

特别是在售电侧，还计划对社会资本放开，“引导市场主体开展多方直接交易。

并建立长期稳定的交易机制。

”

　　根据9号文内容，售电价格仍然居民、农业、重要共用商业和公益性服务等用电继续执行政府定价，而对于工商业用电交易市场将全部放开。

一位电力行业分析师指出，“工商业用电占全国用电量的八成左右，这块庞大的市场，将给资本足够的想象空间。

”

　　另一个值得关注的亮点则是改变电网的盈利模式。

“这将使电网从盈利性单位变为公用事业单位。

”华北电力大学教授曾鸣认为，“对具有公共事业特征、承担大量社会普遍服务职能的电网企业，应将其明确定位为公共事业企业。

”

　　上述分析师指出，电网公司在政府监管层面按照成本核算，收取合理利润。

“这将改变电网公司以往靠从发电企业购电后，再出售给需求侧，从中赚钱差价的模式，让输配电回归到合理的利润空间，防止暴利出现。

”

　　增量率先放开

　　“但9号文回避了当前电力市场存在的一些问题，”上述电网人士坦言，从各种描述中看，其目前的存量基本没动，动的都是未来的增量，但增量要按9号文运转的其中一个关键是交易机构的改革，根据9号文的思路是“交易机构要相对独立”，但如何做到相对独立，还无明确指引。

　　事实上，目前在各级电网公司中，已设立电力交易机构，暂且不论其是否真正对外营业，但这一机构已存在于电网体制中，要其相对独立，是要将其剥离，还是重新设立？

方案尚未明确。

　　而售电侧能否按期获取利润也将考验9号文的实施。

根据9号文的设想，电网的售电侧要构建多元化的售电主体，其中还计划引入社会资本参与售电，但社会资本能否找到合理的盈利模式开发这块售电市场，仍有难度。

　　上述电网人士解释，此前，作为国家电改的试点城市，深圳市已探索进行售电放开，其交易平台中出现过社会资本向电网公司购电后再将其所购电卖给需求侧，“但在购电终端，面对着南方电网和国家电网已经成熟的经营模式，新进入售电方在自身优势不明显的情况下，其盈利模式还需探索。

”

　　即便是在存量市场，竞争也十分激烈。

在当下，除国家电网外，还形成诸多的区域性售电企业，“国家电网管理水平相对不错，但不少区域性售电企业作为地方的代表，其本身还背负了极重的人员包袱，此前与国网之间的竞争已十分激烈，若是代表社会资本的第三方售电方介入，后者开拓市场的难度也不会小。

”上述电网人士表示，也就是说，国家改变增量的供应方式，这种设想避开存量市场的利益纷争，改革的阻力相对较小，但增量上能否形成真正的商业模式，仍有挑战。

　　一位发电企业人士告诉21世纪经济报道记者，目前他正开始着手准备注册售电公司，等待相关配套政策进一步明确，进入售电侧市场。

包括电网系统内部营销部门、发电企业市场部门、与电网业务密切的工程建设公司，以及节能服务公司对售电环节放开异常敏感。

　　不过电网的盈利模式改变后，也有可能倒逼电网企业自身的改革。

“此前因为在输配电方面的话语权，电网企业的利润高。

”上述电网人士指出，若盈利模式改变后，盈利能力会大幅下降，倒逼其回归市场，尽量通过内控的方式降低成本，或通过其他方式变革存量市场。

　　发电侧最先受益

　　在中国电力体制改革将大力推进的背景下，与9号文相关的配套措施预计会陆续出台。

比如，此次9号文将分布式能源的发展问题单列出来，并多次提及落实可再生能源发电保障性收购制度，及加大落实包括风电、光伏和太阳能等发电成本较高的新能源方面的政策。

　　有鉴于此，国家发改委和国家能源局出台的“清洁能源指导意见”则将上述相关新能源的落实方式进行明确。

也就是说，9号文中尚不明确的地方可能还需要多项配套措施，随着这些配套措施的实施，电改的红利会初步释放。

　　“此次电改最先受益的主体应是发电企业。

”上述电力行业分析师也指出，回归到市场后，成本较低的发电企业包括水电、坑口煤电、核电等企业将最先受益，其能通过成本降低的方式，具备规模优势，可提高自身的议价能力。

　　这还能缓解当前中国发电企业产能利用率不高的尴尬。

上述行业分析师举例，根据中电联数据，2014年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为4286小时，同比减少235小时，其中，火电设备平均利用小时数为4706小时，而这些发电设备满额利用小时应为8760小时左右，也就是说，国内诸多发电机组的发电利用率仅50%左右。

而在新电改革的刺激下，发电企业会尽量去减少成本，减少折旧，通过成本管控增加市场竞争力，抢占市场。

　　而对于用电主体来说，用电量较大的高新产业园区或经济技术开发区等单位，因为其能耗较低、排放较低，其在售电侧方面也会具备一定的优势。

“除此之外的其他第三方企业也被视为受益方。

”上述电网企业人士也坦言，但电力行业是一个技术壁垒很强的行业，门槛很高，其是否是最终的受益方，目前还不好说。

（编辑徐炜旋）

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》全文

2015/3/2514:

15:

14    新闻来源：

世纪新能源网

中共中央国务院 　　关于进一步深化电力体制改革的若干意见

　　中发〔2015〕9号   　　（2015年3月15日）

　　为贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神及中央财经领导小组第六次会议，国家能源委员会第一次会议精神，进一步深化电力体制改革，解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，推动结构转型和产业升级，现提出以下意见。

　　一、电力体制改革的重要性和紧迫性

　　自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。

　　一是促进了电力行业快速发展。

2014年全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，发电量达到5.5万亿千瓦时，电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米，220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安，电网规模和发电能力位列世界第一。

二是提高了电力普遍服务水平，通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到了解决。

三是初步形成了多元化市场体系。

在发电方面，组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业;在电网方面，除国家电网和南方电网，组建了内蒙古电网等地方电网企业;在辅业方面，组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业。

四是电价形成机制逐步完善。

在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。

五是积极探索了电力市场化交易和监管。

相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累了重要经验。

　　同时，电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题，主要有：

　　一是交易机制缺失，资源利用效率不高。

售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。

节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。

二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形