9号文出台后，一些人觉得不够解渴或者觉得保守。但我觉得9号文继承了5号文的基本要旨，即通过推进市场化改革，构建一个多买多卖的电力市场，最终形成由合理的价格机制来引导投资和资源配置，同时让老百姓都能够享受改革带来的实惠。

　　9号文旨在解决电力市场缺失的问题。那如何构建有效竞争的电力市场体系和市场结构？一要放开配售电，重新界定电网企业功能。通过改革，构建多个售电主体，让电网企业专注于输电业务，能够逐步实现用户选择权的放开，形成“多买多卖”市场格局。二放开电价。占到全国用电量八成的工商业用电将由市场来定价，这是电价机制的根本性改变。三有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。此次改革就是要遵循市场规律，让企业自主决策。

　　水、电、煤、气都属于国民经济基础性行业，但电的基础性特征更明显。可以说，电力在经济社会持续健康发展的能源系统中扮演着“神经中枢”的角色，其在能源品种里覆盖面最广，影响力最大，所以改革必须要慎重，不能出现误判。与其不切实际地追求“一步到位”而踟蹰不前，不如“小步快走”务实推进。此次改革方案是相当务实的，是电改的“升级版”，应该可成为一个阻力较小，收效明显的改革方案。

　　未来，在配套措施和实施细则上，以下几方面问题需明确：关于售电侧放开，文件明确合乎条件的发电企业等5类企业将来有几率会成为新的售电主体，不同售电主体如何公平竞争？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？监督管理的机构是谁？文件规定过渡期间仍由电网申报，通过输配电价回收。过渡期有多长？从根本上改变交叉补贴的配套措施是什么？

　　9号文在电力市场化方面的改革目标，将从根本上扫除电力体制方面的障碍。天然气分布式能源“在2020年实现5000万千瓦装机容量的发展目标”将有可能实现。

　　9号文充分肯定了分布式能源的必要性，在发展分布式能源方面提出的诸多开放性措施，使我们这些在这样的领域工作多年的人非常感叹。

　　9号文提出的“在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术、提高系统消纳能力和能源利用率”。这正是我们提出的“智慧能源系统”的理念和技术。因没有一个开放的电力市场，不能够实现区域能源的“一体化”，因此不可能实现区域能源结构的“最优化”。多年来我们为此做过大量的努力，但成效甚微。9号文打破了电网公司的垄断，使实现能源“一体化”和“结构最优化”成为可能。

　　目前我们设计的天然气分布式供能系统实际为电网做了调峰的贡献。9号文提出的“建立辅助服务分担共享的机制”也将有利于提高分布式供能项目的经济性。

　　当然开放的电力市场对分布式供能项目可靠性和经济性提出更严格的要求，这要求我们在发展分布式供能工程技术方面做出更多的努力；在投资方面也提出了一些新问题，如在用户都能够选择时如何保证项目供能合同的可持续性。目前风电和光电国家都有相应的补贴政策。而对天然气分布式能源只有上海、长沙和青岛有一些地方政策。9号文还没有对如何体现天然气分布式能源为节能减排和治理大气环境方面所做贡献的市场价值进行说明。如果只从价格上与煤电比拼，天然气分布式能源项目建设的再好也很难有优势。

　　对于风电、太阳能、生物质能等可再生能源而言，本轮电力改革最大的冲击，可能就是在输配以外的经营性电价放开之后，其将不得不与水、火、核等较为成熟的传统电力进行正面竞争。目前看来，上述可再生能源在成本及稳定性上还无法与水火电相比，鉴于当下中国电力市场处于过剩局面，可以预见未来的竞争将会更加激烈，这将成为可再生能源面临的主要挑战。

　　不过，值得注意的是，在经营性电价放开方面，9号文选择了相对平缓的“有序放开”方式，固然力度不如业内预期，但风电、太阳能、生物质也由此获得了一些发展时间，这期间其竞争力的提高应由以下三方共同努力：组件装备企业应提升技术水平，在不影响产品质量同时降低其价格；发电企业应提高管理水平，压缩工程造价及度电成本；各级政府则应着手完善适合于本地的相关机制，以确保可再生能源的并网消纳。

　　正如“危机”一词中既包藏“危”又蕴含“机”，新电改中亦不乏可再生能源的发展机遇。九号文明确要放开用户侧分布式电源建设，其中包括风能、太阳能、生物质、燃气热电冷联产等，辅以电网盈利的新模式，以及新增配售电市场的放开，未来分布式可再生能源将有望成为部分企业或工业园区的电力来源，或许可借此开启中国可再生能源的微电网时代。

　　总体而言，9号文对于可再生能源还是给予了不小的关注，预计未来一段时间，包括可再生能源配额在内的多项配套政策有望陆续出台，在其共同作用之下，市场化与清洁化两条主线同时推进，将成为新电改时代最为明显的特征。

　　随着电改政策出台，全国5.5万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启，具备电改先行条件的全国各省区域性电力平台有望受益发、售电两端改革。

　　由于用电量大、用电成本高，广东省电改进程领先全国。我们认为，广东省的电改模式揭示了新一轮电改的路径。拥有多元电网输配端和供电能力过剩的地区或将是率先开展新一轮电改的试点地区。

　　内蒙古电力资源丰富，最容易开展输配电改和市场化交易。由于拥有非独家垄断的输配端形态，且发电能力过剩，我们判断内蒙古或将开展输配电改、扩大经营性电价市场化的综合电改。

　　四川、陕西和山西等拥有省级地电企业的省份更易开展输配电价改革。独立于国家电网及南方电网的地方电力公司，目前主要有蒙西电网、陕西地电、广西水利电业、四川水电投资、山西国际电力和新疆建设兵团等6家，合计经营13个地级市电网和近400个县级电网。其中蜀、陕、晋三地拥有大型的独立省级地电企业，在各自省内拥有较大规模的发电、输配电市场。多元的输配端形态使得政府更易监控和核定输配电力成本，为开展输配电改提供基础。

　　新电改三个确定的逻辑分别是发电端（上网电价）有望率先引入市场化机制；售电侧（售电价）或采取多元化方式引入竞争。6类企业或成为新的售电主体，独立配售电资源企业和发电企业由于已有销售渠道和生产优势，更利于涉入售电市场业务；电改是电价改革，长期看有利于降低全社会用电成本，改善下游全产业链（原材料、制造等环节）盈利水平。

　　能源互联别强调能源电力系统的端到端互联，而电改前的电力行业体制导致发电侧和用户侧的互联根本无法谈起，分布式发电项目的开发也困难重重。

　　但是随着9号文出台，新一轮电改大幕开启，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配电业务和售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，全面放开用户侧分布式电源市场，力度不可谓不大。“放开”为能源互联网在中国的发展，扫清了体制障碍。未来，在电改得到有力落实的前提下，发电、售电、配电行业的竞争将前所未有的激烈，售电价格竞争将会出现，但以服务和消费者体验为核心优势的新型售电和配电企业将会走得更快，也能走得更远。而发电企业的核心竞争力也将不仅仅是发电资产的规模大小，更需要在提供优质低价电力的基础上，推出增值服务来吸引并粘住售电企业和用户。

　　这就需要仰赖能源互联网的技术和商业模式来实现。通过大数据和云计算，收集并分析不同电力用户的用能和生活习惯，设计并精准提供有针对性的差异化方案来满足不同用户的需求。并且由于电力商品的实时性、无形性、供求波动性，同质化等经济技术规律，电力行业的市场化更需要先进的信息和通信技术来保障电能的生产、输送、使用动态平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

　　此外，提出的“互联网+”行动计划掀起了中国传统行业接受互联网改造的浪潮。松开了体制束缚的能源互联网，未来还可以和其他产业互联网融合对接。能源互联网甚至会成为包络一切产业互联网的网上之网，成为中国产业互联网化最重要的动力和基础设施。

　　“指导意见”通过回顾自2002年电力体制改革以来所取得的巨大成就，阐明了这一轮改革所面临的环境与亟需通过改革解决的问题。

　　如果说上一轮改革要解决的问题是如何加强我国电力工业的建设，以满足我国快速工业化进程对电力的刚性需求，那么这一轮深化改革也同样准确地把握了当今全球电源发展的大趋势：如何向清洁能源转型，如何提高能源使用效率，如何加强电力系统的安全，如何实现可持续性发展。

　　这次改革面临的主要矛盾包括：第一、资源利用效率不高；第二、市场化定价机制尚未形成；第三、各类规划协调机制不完善；第四、新能源和可再生能源发展利用面临困难；第五、立法修法工作相对滞后。归纳起来，核心目标就是要提高能源利用效率、改善能源结构，保证能源安全。

　　从总体思路来看，改革的重点是“三放开、一独立、一深化、三加强”。相比此前的“征求意见稿”，新增了“深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究”以及“强化政府监管、强化电力统筹规划”。这一方面反映出目前对区域电网建设和输配体制还缺乏统一的认识，另一方面反映出政府对能源行业监管的转型。

　　综合来看，如何处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用这个主题。一方面提出要进一步明确发电、输配电、交易、售电和用户等各个市场主体的身份、定位和交易的规则，减少政府对电力行业的直接干预；另一方面，加强政府对规划的制定和执行、对各个环节的经营与安全进行监管、以及对立法的完善。

　　近期来看，输配电价核定试点范围扩大、发用电计划，以及促进可再生能源消纳等相应改革可能会有较为明显的进展。

　　9号文正式拉开了新电改的序幕，文件规格超过以往，对生物质利好明显。作为9号文的配套实施方案之一的“指导意见”，进一步明确了生物质发电在电力改革中的定位。

　　本轮电改方案明确提出，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例，要合理确定生物质能发电补贴标准。这就意味着生物质发电产业有了量价齐升的可能性。

　　“9号文”指出将规范市场主体准入标准，环保将成为重要门槛指标，这将大幅提升火电的环保成本。而生物质发电以其优越的环保性，相比火电在环保成本上的优势将体现出来，另外，生物质发电成本中50%-60%的利益分配给了广大农民，这种社会效益也是火电甚至光伏和风电所不具备的。而生物质发电标杆电价的上涨，也将刺激国内的生物质发电企业不断扩大规模，从而大幅提升生物质发电在我国电力供应结构中的地位。

　　今年“两会”上，全国人大代表、阳光凯迪新能源集团董事长陈义龙建议将生物质电价上调至0.9元/千瓦时，该建议期待获得落实。

　　由于国家电网逐步退出购销环节，生物质电厂将逐步与售电公司进行交易，这就需要政府成立专门机构对电价中的政府性基金及附加进行征收、管理，以及对生物质发电进行补贴，确保补贴落实到位。同时，忽视生物质的环保性，要求生物质电厂与火电一样执行脱硫脱硝装置的建设和运营，不仅未能减排，反而增加了污染物的排放。带来的成本增加明显，建议取消。

　　笔者认为，9号文科学严谨，必将对中国的电力行业带来积极而深远的影响，但还有不少遗憾，力度也还不够，实际效果有待观察。

　　9号文的规格很高，是以中央和国务院的名义共同下发的，一方面说明了国家对电力改革的重视，但另一方面也暗示了改革的难度。科学的把电力行业科学的分为发电、输电、配电和交易四个环节，放开发电和交易环节，监管输电和配电环节，通过市场化机制提高电力行业效率。

　　但仍有不少问题令人不安，例如:为何售电环节只对新增市场开放？过网费如何确定？如果电力交易机构由原有电网企业派生，是否不够独立？如何保证拥有硬件天然垄断优势的电网企业，一视同仁的对待新设售电机构以及成本仍然较高的新能源？为何没有提及流传已久的可再生能源配额制？如何保证新能源的全额上网、补贴的及时下发？

　　另外，还有消息说，本次改革影响最大的电网公司对9号文的制定参与度有限，可以预期，这块骨头不容易啃。

　　9号文出台后，一些人觉得不够解渴或者觉得保守。但我觉得9号文继承了5号文的基本要旨，即通过推进市场化改革，构建一个多买多卖的电力市场，最终形成由合理的价格机制来引导投资和资源配置，同时让老百姓都能够享受改革带来的实惠。

　　9号文旨在解决电力市场缺失的问题。那如何构建有效竞争的电力市场体系和市场结构？一要放开配售电，重新界定电网企业功能。通过改革，构建多个售电主体，让电网企业专注于输电业务，能够逐步实现用户选择权的放开，形成“多买多卖”市场格局。二放开电价。占到全国用电量八成的工商业用电将由市场来定价，这是电价机制的根本性改变。三有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。此次改革就是要遵循市场规律，让企业自主决策。

　　水、电、煤、气都属于国民经济基础性行业，但电的基础性特征更明显。可以说，电力在经济社会发展的能源系统中扮演着“神经中枢”的角色，其在能源品种里覆盖面最广，影响力最大，所以改革必须要慎重，不能出现误判。与其不切实际地追求“一步到位”而踟蹰不前，不如“小步快走”务实推进。此次改革方案是相当务实的，是电改的“升级版”，应该能够成为一个阻力较小，收效明显的改革方案。

　　未来，在配套措施和实施细则上，以下几方面问题需明确：关于售电侧放开，文件明确符合条件的发电企业等5类企业将来可能成为新的售电主体，不同售电主体如何公平竞争？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？文件规定过渡期间仍由电网申报，通过输配电价回收。过渡期有多长？从根本上改变交叉补贴的配套措施是什么？

　　9号文在电力市场化方面的改革目标，将从根本上扫除电力体制方面的障碍。天然气分布式能源“在2020年实现5000万千瓦装机容量的发展目标”将有可能实现。

　　9号文充分肯定了分布式能源的必要性，在发展分布式能源方面提出的诸多开放性措施，使我们这些在这个领域工作多年的人非常感叹。

　　9号文提出的“在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术、提高系统消纳能力和能源利用率”。这正是我们提出的“智慧能源系统”的理念和技术。因为没有一个开放的电力市场，不能实现区域能源的“一体化”，因此不可能实现区域能源结构的“最优化”。多年来我们为此做过大量的努力，但成效甚微。9号文打破了电网公司的垄断，使实现能源“一体化”和“结构最优化”成为可能。

　　目前我们设计的天然气分布式供能系统实际为电网做了调峰的贡献。9号文提出的“建立辅助服务分担共享的机制”也将有利于提高分布式供能项目的经济性。

　　当然开放的电力市场对分布式供能项目可靠性和经济性提出更严格的要求，这要求我们在发展分布式供能工程技术方面做出更多的努力；在投资方面也提出了一些新问题，如在用户可以再一次进行选择时如何保证项目供能合同的可持续性。目前风电和光电国家都有相应的补贴政策。而对天然气分布式能源只有上海、长沙和青岛有一些地方政策。9号文还没有对如何体现天然气分布式能源为节能减排和治理大气环境方面所做贡献的市场价值进行说明。如果只从价格上与煤电比拼，天然气分布式能源项目建设的再好也很难有优势。

　　对于风电、太阳能、生物质能等可再次生产的能源而言，本轮电力改革最大的冲击，可能就是在输配以外的经营性电价放开之后，其将不得已与水、火、核等较为成熟的传统电力进行正面竞争。目前看来，上述可再次生产的能源在成本及稳定性上还无法与水火电相比，鉴于当下中国电力市场处于过剩局面，能预见未来的竞争将会更激烈，这将成为可再次生产的能源面临的主要挑战。

　　不过，有必要注意一下的是，在经营性电价放开方面，9号文选择了相对平缓的“有序放开”方式，固然力度不如业内预期，但风电、太阳能、生物质也由此获得了一些发展时间，这期间其竞争力的提高应由以下三方一起努力：组件装备企业应提升技术水平，在不影响产品质量同时降低其价格；发电企业应提高管理上的水准，压缩工程建设价格及度电成本；各级政府则应着手完善适合于本地的相关机制，以确保可再次生产的能源的并网消纳。

　　正如“危机”一词中既包藏“危”又蕴含“机”，新电改中亦不乏可再次生产的能源的发展机遇。九号文明确要放开用户侧分布式电源建设，这中间还包括风能、太阳能、生物质、燃气热电冷联产等，辅以电网盈利的新模式，以及新增配售电市场的放开，未来分布式可再次生产的能源将有望成为部分企业或工业园区的电力来源，或许可借此开启中国可再次生产的能源的微电网时代。

　　总体而言，9号文对于可再次生产的能源还是给予了不小的关注，预计未来一段时间，包括可再次生产的能源配额在内的多项配套政策有望陆续出台，在其共同作用之下，市场化与清洁化两条主线同时推进，将成为新电改时代最明显的特征。

　　随着电改政策出台，全国5.5万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启，具备电改先行条件的全国各省区域性电力平台有望受益发、售电两端改革。

　　由于用电量大、用电成本高，广东省电改进程领先全国。我们大家都认为，广东省的电改模式揭示了新一轮电改的路径。拥有多元电网输配端和供电能力过剩的地区或将是率先开展新一轮电改的试点地区。

　　内蒙古电力资源丰富，最容易开展输配电改和市场化交易。由于拥有非独家垄断的输配端形态，且发电能力过剩，我们判断内蒙古或将开展输配电改、扩大经营性电价市场化的综合电改。

　　四川、陕西和山西等拥有省级地电企业的省份更易开展输配电价改革。独立于国家电网及南方电网的地方电力公司，目前主要有蒙西电网、陕西地电、广西水利电业、四川水电投资、山西国际电力和新疆建设兵团等6家，合计经营13个地级市电网和近400个县级电网。其中蜀、陕、晋三地拥有大型的独立省级地电企业，在各自省内拥有较大规模的发电、输配电市场。多元的输配端形态使得政府更易监控和核定输配电力成本，为开展输配电改提供基础。

　　新电改三个确定的逻辑分别是发电端（上网电价）有望率先引入市场化机制；售电侧（售电价）或采取多元化方式引入竞争。6类企业或成为新的售电主体，独立配售电资源企业和发电企业由于已有销售经营渠道和生产优势，更利于涉入售电市场业务；电改是电价改革，长期看有利于降低全社会用电成本，改善下游全产业链（原材料、制造等环节）盈利水平。

　　能源互联别强调能源电力系统的端到端互联，而电改前的电力行业体制导致发电侧和用户侧的互联根本没办法谈起，分布式发电项目的开发也困难重重。

　　但是随着9号文出台，新一轮电改大幕开启，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配电业务和售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，全面放开用户侧分布式电源市场，力度不可谓不大。“放开”为能源互联网在中国的发展，扫清了体制障碍。未来，在电改得到有力落实的前提下，发电、售电、配电行业的竞争将前所未有的激烈，售电价格竞争将会出现，但以服务和消费的人体验为核心优势的新型售电和配电企业将会走得更快，也能走得更远。而发电企业的核心竞争力也将不单单是发电资产的规模大小，更需要在提供优质低价电力的基础上，推出增值服务来吸引并粘住售电企业和用户。

　　这就需要仰赖能源互联网的技术和商业模式来实现。通过大数据和云计算，收集并分析不同电力用户的用能和生活小习惯，设计并精准提供有明确的目的性的差异化方案来满足多种用户的需求。并且由于电力商品的实时性、无形性、供求波动性，同质化等经济技术规律，电力行业的市场化更需要先进的信息和通信技术来保障电能的生产、输送、使用动态平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

　　此外，提出的“互联网+”行动计划掀起了中国传统行业接受互联网改造的浪潮。松开了体制束缚的能源互联网，未来还可以和其他产业互联网融合对接。能源互联网甚至会成为包络一切产业互联网的网上之网，成为中国产业互联网化最重要的动力和基础设施。

　　“指导意见”通过回顾自2002年电力体制改革以来所取得的巨大成就，阐明了这一轮改革所面临的环境与亟需通过改革解决的问题。

　　如果说上一轮改革要解决的问题是如何加强我国电力工业的建设，以满足我国快速工业化进程对电力的刚性需求，那么这一轮深化改革也同样准确地把握了当今全球电源发展的大趋势：如何向清洁能源转型，怎么样提高能源使用效率，如何加强电力系统的安全，怎么来实现可持续性发展。

　　这次改革面临的主要矛盾包括：第一、资源利用效率不高；第二、市场化定价机制尚未形成；第三、各类规划协调机制不完善；第四、新能源和可再次生产的能源发展利用面临困难；第五、立法修法工作相对滞后。归纳起来，核心目标就是要提高能源利用效率、改善能源结构，保证能源安全。

　　从总体思路来看，改革的重点是“三放开、一独立、一深化、三加强”。相比此前的“征求意见稿”，新增了“深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究”以及“强化政府监管、强化电力统筹规划”。这一方面反映出目前对区域电网建设和输配体制还缺乏统一的认识，另一方面反映出政府对能源行业监管的转型。

　　综合来看，怎么样处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用和更好地发挥政府作用这个主题。一方面提出要逐步明确发电、输配电、交易、售电和用户等各个市场主体的身份、定位和交易的规则，减少政府对电力行业的直接干预；另一方面，加强政府对规划的制定和执行、对所有的环节的经营与安全进行监管、以及对立法的完善。

　　近期来看，输配电价核定试点范围扩大、发用电计划，以及促进可再次生产的能源消纳等相应改革可能会出现较为显著的进展。

　　9号文正式拉开了新电改的序幕，文件规格超过以往，对生物质利好明显。作为9号文的配套实施方案之一的“指导意见”，进一步明确了生物质发电在电力改革中的定位。

　　本轮电改方案明白准确地提出，提高可再次生产的能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例，要合理确定生物质能发电补贴标准。这就从另一方面代表着生物质发电产业有了量价齐升的可能性。

　　“9号文”指出将规范市场主体准入标准，环保将成为重要门槛指标，这将大幅度的提高火电的环保成本。而生物质发电以其优越的环保性，相比火电在环保成本上的优势将反映出来，另外，生物质发电成本中50%-60%的利益分配给了广大农民，这种社会效益也是火电甚至光伏和风电所不具备的。而生物质发电标杆电价的上涨，也将刺激国内的生物质发电企业逐步扩大规模，从而大幅度的提高生物质发电在我国电力供应结构中的地位。

　　今年“两会”上，全国人大代表、阳光凯迪新能源集团董事长陈义龙建议将生物质电价上调至0.9元/千瓦时，该建议期待获得落实。

　　由于国家电网逐步退出购销环节，生物质电厂将逐步与售电公司做交易，这就需要政府成立专门机构对电价中的政府性基金及附加进行征收、管理，以及对生物质发电进行补贴，确保补贴落实到位。同时，忽视生物质的环保性，要求生物质电厂与火电一样执行脱硫脱硝装置的建设和运营，不仅未能减排，反而增加了污染物的排放。带来的成本增加明显，建议取消。

　　笔者认为，9号文科学严谨，必将对中国的电力行业带来积极而深远的影响，但还有不少遗憾，力度也还不够，实际效果有待观察。

　　9号文的规格很高，是以中央和国务院的名义共同下发的，一方面说明了国家对电力改革的重视，但另一方面也暗示了改革的难度。科学的把电力行业科学的分为发电、输电、配电和交易四个环节，放开发电和交易环节，监管输电和配电环节，通过市场化机制提高电力行业效率。

　　但仍有不少问题令人不安，例如:为何售电环节只对新增市场开放？过网费怎么样确定？如果电力交易机构由原有电网企业派生，是否不够独立？如何保证拥有硬件天然垄断优势的电网企业，一视同仁的对待新设售电机构以及成本仍然较高的新能源？为何没有提及流传已久的可再次生产的能源配额制？如何保证新能源的全额上网、补贴的及时下发？

　　另外，还有消息说，本次改革影响最大的电网公司对9号文的制定参与度有限，可以预期，这块骨头不容易啃。