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电网是本轮电力改革中遭受沖击最大的一方，售电侧的放开将给其带来较大压力
在全面深化改革的背景下，2015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》（“9号文”），标志着新一轮电力体制改革开启。“管住中间、放开两头”是本轮电改的核心。电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，售电侧的放开将给其带来较大压力。
“9号文”核心内容解读
“9号文”共计7大条，28小条，可大致概括为按照“管住中间、放开两头”的体制架构，实施“三放开、一独立、三强化”：
放开输配以外的竞争性环节电价。一方面，作为用掉全社会85%电力的大户，工商业的电价未来将由发受双方白行商定，电网企业不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。另一方面，考虑到居民、农业以及公用事业的用电量虽然比重很小，但是用户人群众多，具有广泛的社会影响，故这部分电价仍将由政府继续管控。
放开公益性和调节性以外的发电计划。在电量方面，“9号文”采取的是与电价管理同样的“双轨制”办法。工商业直接交易的电量和容量将不再纳入发电计划，由市场双方白行决定。但政府仍保留一定的“公益性、调节性发电计划”，以“确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。”
放开新增配售电市场。本轮电力改革的重要任务，除了放开电价与电量之外，在投资主体多元化方面，还要有序放开配售电业务，培育新的市场主体。
交易机构相对独立。电力行业的交易机构可以视作证券行业中的交易所。交易中心的相对独立，实际上是对“调度独立”的一个妥协，即电力交易离不开电网调度，但调度负责技术和安全问题，电网不会完全考虑自身的经济利益。“相对”二字，指的是交易中心的产权仍保留在电网，但“独立”的定位，又使其便于接受相关部门监管。
2015年11月26日，国家发改委、能源局下发《关于印发电力体制改革配套文件的通知》，公布了六个配套文件，被称为是电力体制改革的核心配套文件。
配套文件一：《关于推进输配电价改革的实施意见》。实施中需要注意的问题：从目前动态看，一些地方政府违规规定输配电价，擅自取消交叉补贴，影响其他用户合法权益。实施中要坚持以下几点：一是与电网企业现状相衔接。输配电相关资产全部计入有效资产，历史成本足额计入准许收入，并稳定职工队伍。二是合理确定输配电定价关键参数。争取政府价格主管部门区分存量、增量资产和成本核价，充分考虑地区差异，因地制宜选择关键核价参数取值标准。三是与现行购销价差有效衔接。足额回收电价交叉补贴，避免地方政府违规擅自降低输配电价。
配套文件二：《关于推进电力市场建设的实施意见》。实施中需要注意的问题：一是基于中国行政管理体制、能源资源禀赋和电力发展现状，应选择“国家（国网部分和南网部分）一省”模式建设统一电力市场。二是现货市场初期应以中长期交易为主。近期，应结合电力市场整体设计，加强电力现货市场研究，再行确定现货市场的模式和建设阶段。三是调度交易的关系方面，中国网架结构、系统运行模式等国情特点决定了日前市场必须考虑复杂的系统安全约束，可由调度机构负责。调度机构统筹组织日前和实时市场，能够充分发挥调度专业技术优势，有利于清洁能源消纳。
配套文件三：《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》。实施中需要注意的问题：交易机构“相对独立”区别于“独立”。综合比较来看，交易机构依托电网企业、以子公司形式设置是中国电力市场建设的最佳选择，有利于发挥交易业务与电网调度、发展、财务、营销等业务协同配合的优势，提高市场运营效率，保证电网安全稳定运行；也有利于发挥电网企业已有的交易相关软硬件作用，减少市场运行成本和社会负担，降低交易成本。
配套文件四：《关于有序放开发用电计划的实施意见》。实施中需注意的问题：发电计划放开初期，计划与市场并存，需协调处理好参与市场与不参与市场的发电企业、用户之间的利益平衡问题，以及在交易执行过程中计划与市场电量的划分、结算顺序及偏差处理等一系列复杂问题，实现计划向市场平稳过渡。一是根据市场发展程度制定合理的市场准入条件，公平无歧视准入。二是合理控制参与市场的电量比例，改革初期应确保计划电量部分的收益能够维持大部分发电企业基本经营。三是在市场初期设定机组利用小时数上限，以保障竞争力较差的机组生存空间，维护市场稳定。
配套文件五：《关于推进售电侧改革的意见》。实施中需注意的问题：一是坚持市场化方向，当前部分地区改革试点方案中明显存在政府指定售电主体、指定经营区域、指定参与用户等非市场化行为，有违市场公平开放，应按照改革要求，通过设定售电公司准入条件，向所有投资者开放市场。二是增量配电投资放开，应明确投资主体准入条件，在区域内拥有发电厂的投资主体不应准入。配电和售电业务应分别独立运营；用户可自由选择售电公司，并由所在区域配电公司为其提供供电服务。三是发电企业不应参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路以及与其投资的增量配电相连的线路。若投资者在试点区域拥有发电厂，并投资建设运营配网业务，将形成局部地区的发配售一体化新型垄断，违背了“5号文”、“9号文”厂网分开的原则和引入竞争的改革初衷，有违市场公平原则，损害用户利益。因此，实施中对此应作出限制性规定，以维护正常的改革秩序。
配套文件六：《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。实施中需注意的问题：一是继续做好基金及附加征收工作。加大政府性基金及附加缴纳情况监督检查力度；省级价格主管部门应尽快出台统一收取标准，做到征收政策依据充分。二是努力防范综合利用机组违规运作。对新上综合利用机组企业要做好考察和定期巡视工作，防止以余热余压余气名义建设常规燃煤机组及不规范运作问题的发生；对于批建不符的项目，国家能源局派出机构应加强监督检查，及时制止违规项目建设，会同有关部门依法依规予以处理，并拒绝提供并网服务。三是严格做好市场主体把控工作。各地政府应严把市场主体审核关，防止孤网电厂违规成为市场主体。 对电网企业的影响
电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，从某种意义上讲，“9号文”的“三放开一独立”，其实质就是剥离掉了电网企业的定价权、定量权、交易权。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，使得电网由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变。
1.同时放开配、售电业务将给电网企业经营带来较大的竞争压力，市场份额、营业收入面临下降的风险。尤其是发电企业从事配售电业务，可能会占据较大市场份额，对电网企业售电市场格局影响较大。放开配电业务，可能会推动形成多家独立配售电一体化企业，也将给电网企业经营带来竞争压力。
2.對电网公平开放的要求加强，电网企业面临的成本透明、信息公开、供电服务等方面的监管压力加大。随着市场主体的增加，各方对电网企业公司输配电成本监管的力度进一步加强。同时，监管机构还可能加快推进调度、交易、电能及服务质量等方面的信息披露。
3.市场主体增多使得电网运行方式、潮流方向的不确定性增加。市场交易及运行机制尚处于探索之中，随着月度、日前等短期交易的开展，电网运行方式、潮流方向的不确定性增加，保障电网安全稳定运行的难度加大。同时，分布式能源等成为售电主体后，必然要接入配电网络，也将对电网安全运行产生一定影响。
改革实施应把握的原则
1.程序上符合国家政策要求。应坚持自上而下和白下而上有机结合的原则。自上而下就是国家层面加强顶层设计和统一指导，自下而上就是地方政府按照自愿原则开展试点。要主动研究、主动沟通、主动参与，坚持原则，促进共识，确保改革的方向正确。
2.方式上坚持综合试点。“9号文”和配套文件体现了改革的整体设计。从前期研究看，综合试点最具示范效应和可复制性。要将改革文件精神融会贯通，主动开展综合试点方案的研究，深入研究改革的效果和潜在风险，提高方案的科学性和可操作性。
3.方向上坚持市场化。市场化是深化电力体制改革的基本原则。由于发电侧结构不合理，售电侧及增量配电业务放开后，局部地区可能出现新的配售或发配售垄断。应坚持公平竞争原则，市场业务向具有资格的市场主体开放，避免政府指定市场主体和干预价格的行为。
电网企业应对策略
第一，实施战略创新，转变战略重点。新一轮电力体制改革将使电网企业失去“独家经营”的政策屏障，必须适时将战略重点从过去的以发展为核心，转变为发展与竞争并重，甚至将竞争战略放在更加重要的位置。与战略重点调整相适应的是企业组织结构要做相应的调整，组织的责权要适当分解并下放到基层，确保对市场的快速反应。
第二，实施成本领先和差异化战略。对用电大客户来说，电力是其成本主要构成要素之一，电价高低是大客户选择电网企业的主要标准。电网企业应尽快提高购售电管理精益化水平和优质服务水平，建立成本优势和服务优势。同时要充分利用现有的海量客户数据，强化商业模式创新和管理创新，拓展电力客户增值服务，实施差异化竞争战略。需要指出的，由于电网企业规模巨大，服务对象众多，在实施多种竞争战略的同时，必须界定好不同战略的实施边界，并确保战略间的相互协调，避免陷入夹在中间的战略困境。
第三，增强企业创新能力。新一轮电力体制改革和能源电力科技创新将重塑电力工业体系。电网企业必须要白发推进技术创新、管理创新和商业模式创新，避免组织陷入僵化。要加强技术创新，研发提升电网功能的新技术，推进能源互联网建设。此外，还要持续推进管理创新，不断变革企业组织结构，重新设计组织制度，给大胆的想法和做法更多的发挥空间。要强化商业模式创新，改变过去吃“差价”的原始商业模式，依托电网平台，推进以提供能源增值服务和综合能源解决方案为核心的商业模式创新。
第四，深入挖掘需求侧潜力，统筹优化供需两侧资源，实现多方共赢。未来，随着智能电网的发展、市场环境和配套政策的成熟，电网企业要逐步建立健全需求侧管理机制，充分考虑用户需求，实现电力流、信息流和业务流的双向交互，为用户提供灵活定制、多种选择、高效便捷的服务。同时，通过实时电价引导用户用电行为，实现负荷自动控制，促进需求侧资源与可再生能源发电的充分高效互动，支持电动汽车、智能家居等新设备的灵活接入；拓宽营销服务市场，提升电力服务的附加值和让渡价值，实现多方共赢。
在全面深化改革的背景下，2015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》（“9号文”），标志着新一轮电力体制改革开启。“管住中间、放开两头”是本轮电改的核心。电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，售电侧的放开将给其带来较大压力。
“9号文”核心内容解读
“9号文”共计7大条，28小条，可大致概括为按照“管住中间、放开两头”的体制架构，实施“三放开、一独立、三强化”：
放开输配以外的竞争性环节电价。一方面，作为用掉全社会85%电力的大户，工商业的电价未来将由发受双方白行商定，电网企业不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。另一方面，考虑到居民、农业以及公用事业的用电量虽然比重很小，但是用户人群众多，具有广泛的社会影响，故这部分电价仍将由政府继续管控。
放开公益性和调节性以外的发电计划。在电量方面，“9号文”采取的是与电价管理同样的“双轨制”办法。工商业直接交易的电量和容量将不再纳入发电计划，由市场双方白行决定。但政府仍保留一定的“公益性、调节性发电计划”，以“确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。”
放开新增配售电市场。本轮电力改革的重要任务，除了放开电价与电量之外，在投资主体多元化方面，还要有序放开配售电业务，培育新的市场主体。
交易机构相对独立。电力行业的交易机构可以视作证券行业中的交易所。交易中心的相对独立，实际上是对“调度独立”的一个妥协，即电力交易离不开电网调度，但调度负责技术和安全问题，电网不会完全考虑自身的经济利益。“相对”二字，指的是交易中心的产权仍保留在电网，但“独立”的定位，又使其便于接受相关部门监管。
2015年11月26日，国家发改委、能源局下发《关于印发电力体制改革配套文件的通知》，公布了六个配套文件，被称为是电力体制改革的核心配套文件。
配套文件一：《关于推进输配电价改革的实施意见》。实施中需要注意的问题：从目前动态看，一些地方政府违规规定输配电价，擅自取消交叉补贴，影响其他用户合法权益。实施中要坚持以下几点：一是与电网企业现状相衔接。输配电相关资产全部计入有效资产，历史成本足额计入准许收入，并稳定职工队伍。二是合理确定输配电定价关键参数。争取政府价格主管部门区分存量、增量资产和成本核价，充分考虑地区差异，因地制宜选择关键核价参数取值标准。三是与现行购销价差有效衔接。足额回收电价交叉补贴，避免地方政府违规擅自降低输配电价。
配套文件二：《关于推进电力市场建设的实施意见》。实施中需要注意的问题：一是基于中国行政管理体制、能源资源禀赋和电力发展现状，应选择“国家（国网部分和南网部分）一省”模式建设统一电力市场。二是现货市场初期应以中长期交易为主。近期，应结合电力市场整体设计，加强电力现货市场研究，再行确定现货市场的模式和建设阶段。三是调度交易的关系方面，中国网架结构、系统运行模式等国情特点决定了日前市场必须考虑复杂的系统安全约束，可由调度机构负责。调度机构统筹组织日前和实时市场，能够充分发挥调度专业技术优势，有利于清洁能源消纳。
配套文件三：《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》。实施中需要注意的问题：交易机构“相对独立”区别于“独立”。综合比较来看，交易机构依托电网企业、以子公司形式设置是中国电力市场建设的最佳选择，有利于发挥交易业务与电网调度、发展、财务、营销等业务协同配合的优势，提高市场运营效率，保证电网安全稳定运行；也有利于发挥电网企业已有的交易相关软硬件作用，减少市场运行成本和社会负担，降低交易成本。
配套文件四：《关于有序放开发用电计划的实施意见》。实施中需注意的问题：发电计划放开初期，计划与市场并存，需协调处理好参与市场与不参与市场的发电企业、用户之间的利益平衡问题，以及在交易执行过程中计划与市场电量的划分、结算顺序及偏差处理等一系列复杂问题，实现计划向市场平稳过渡。一是根据市场发展程度制定合理的市场准入条件，公平无歧视准入。二是合理控制参与市场的电量比例，改革初期应确保计划电量部分的收益能够维持大部分发电企业基本经营。三是在市场初期设定机组利用小时数上限，以保障竞争力较差的机组生存空间，维护市场稳定。
配套文件五：《关于推进售电侧改革的意见》。实施中需注意的问题：一是坚持市场化方向，当前部分地区改革试点方案中明显存在政府指定售电主体、指定经营区域、指定参与用户等非市场化行为，有违市场公平开放，应按照改革要求，通过设定售电公司准入条件，向所有投资者开放市场。二是增量配电投资放开，应明确投资主体准入条件，在区域内拥有发电厂的投资主体不应准入。配电和售电业务应分别独立运营；用户可自由选择售电公司，并由所在区域配电公司为其提供供电服务。三是发电企业不应参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路以及与其投资的增量配电相连的线路。若投资者在试点区域拥有发电厂，并投资建设运营配网业务，将形成局部地区的发配售一体化新型垄断，违背了“5号文”、“9号文”厂网分开的原则和引入竞争的改革初衷，有违市场公平原则，损害用户利益。因此，实施中对此应作出限制性规定，以维护正常的改革秩序。
配套文件六：《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。实施中需注意的问题：一是继续做好基金及附加征收工作。加大政府性基金及附加缴纳情况监督检查力度；省级价格主管部门应尽快出台统一收取标准，做到征收政策依据充分。二是努力防范综合利用机组违规运作。对新上综合利用机组企业要做好考察和定期巡视工作，防止以余热余压余气名义建设常规燃煤机组及不规范运作问题的发生；对于批建不符的项目，国家能源局派出机构应加强监督检查，及时制止违规项目建设，会同有关部门依法依规予以处理，并拒绝提供并网服务。三是严格做好市场主体把控工作。各地政府应严把市场主体审核关，防止孤网电厂违规成为市场主体。 对电网企业的影响
电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，从某种意义上讲，“9号文”的“三放开一独立”，其实质就是剥离掉了电网企业的定价权、定量权、交易权。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，使得电网由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变。
1.同时放开配、售电业务将给电网企业经营带来较大的竞争压力，市场份额、营业收入面临下降的风险。尤其是发电企业从事配售电业务，可能会占据较大市场份额，对电网企业售电市场格局影响较大。放开配电业务，可能会推动形成多家独立配售电一体化企业，也将给电网企业经营带来竞争压力。
2.對电网公平开放的要求加强，电网企业面临的成本透明、信息公开、供电服务等方面的监管压力加大。随着市场主体的增加，各方对电网企业公司输配电成本监管的力度进一步加强。同时，监管机构还可能加快推进调度、交易、电能及服务质量等方面的信息披露。
3.市场主体增多使得电网运行方式、潮流方向的不确定性增加。市场交易及运行机制尚处于探索之中，随着月度、日前等短期交易的开展，电网运行方式、潮流方向的不确定性增加，保障电网安全稳定运行的难度加大。同时，分布式能源等成为售电主体后，必然要接入配电网络，也将对电网安全运行产生一定影响。
改革实施应把握的原则
1.程序上符合国家政策要求。应坚持自上而下和白下而上有机结合的原则。自上而下就是国家层面加强顶层设计和统一指导，自下而上就是地方政府按照自愿原则开展试点。要主动研究、主动沟通、主动参与，坚持原则，促进共识，确保改革的方向正确。
2.方式上坚持综合试点。“9号文”和配套文件体现了改革的整体设计。从前期研究看，综合试点最具示范效应和可复制性。要将改革文件精神融会贯通，主动开展综合试点方案的研究，深入研究改革的效果和潜在风险，提高方案的科学性和可操作性。
3.方向上坚持市场化。市场化是深化电力体制改革的基本原则。由于发电侧结构不合理，售电侧及增量配电业务放开后，局部地区可能出现新的配售或发配售垄断。应坚持公平竞争原则，市场业务向具有资格的市场主体开放，避免政府指定市场主体和干预价格的行为。
电网企业应对策略
第一，实施战略创新，转变战略重点。新一轮电力体制改革将使电网企业失去“独家经营”的政策屏障，必须适时将战略重点从过去的以发展为核心，转变为发展与竞争并重，甚至将竞争战略放在更加重要的位置。与战略重点调整相适应的是企业组织结构要做相应的调整，组织的责权要适当分解并下放到基层，确保对市场的快速反应。
第二，实施成本领先和差异化战略。对用电大客户来说，电力是其成本主要构成要素之一，电价高低是大客户选择电网企业的主要标准。电网企业应尽快提高购售电管理精益化水平和优质服务水平，建立成本优势和服务优势。同时要充分利用现有的海量客户数据，强化商业模式创新和管理创新，拓展电力客户增值服务，实施差异化竞争战略。需要指出的，由于电网企业规模巨大，服务对象众多，在实施多种竞争战略的同时，必须界定好不同战略的实施边界，并确保战略间的相互协调，避免陷入夹在中间的战略困境。
第三，增强企业创新能力。新一轮电力体制改革和能源电力科技创新将重塑电力工业体系。电网企业必须要白发推进技术创新、管理创新和商业模式创新，避免组织陷入僵化。要加强技术创新，研发提升电网功能的新技术，推进能源互联网建设。此外，还要持续推进管理创新，不断变革企业组织结构，重新设计组织制度，给大胆的想法和做法更多的发挥空间。要强化商业模式创新，改变过去吃“差价”的原始商业模式，依托电网平台，推进以提供能源增值服务和综合能源解决方案为核心的商业模式创新。
第四，深入挖掘需求侧潜力，统筹优化供需两侧资源，实现多方共赢。未来，随着智能电网的发展、市场环境和配套政策的成熟，电网企业要逐步建立健全需求侧管理机制，充分考虑用户需求，实现电力流、信息流和业务流的双向交互，为用户提供灵活定制、多种选择、高效便捷的服务。同时，通过实时电价引导用户用电行为，实现负荷自动控制，促进需求侧资源与可再生能源发电的充分高效互动，支持电动汽车、智能家居等新设备的灵活接入；拓宽营销服务市场，提升电力服务的附加值和让渡价值，实现多方共赢。