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设计产生严重缺陷，因为计划份额会影响竞争份额，但竞争份额不会影响计划份额。
独立输配电价在双轨制下的实施难度也非常大，售电放开也很难为系统层面资源配置机制的建立提供直接帮助。
以上难题的根结何在？
之所以面临这些困难，是因为9号文及配套文件在面临上述约束的条件下对电力市场改革的核心，即电网环节采取了体外手术的策略，反映出未能理解让市场机制释放竞争红利所需的结构支撑。通过法人分离模式在电网环节实现售电功能的分离是推进各项改革的制度前提，然而这却涉及现行电力国企体制的较大变化，从而形成改革阻力。目前，只能寄希望于通过试点中的问题和经验总结来向正确改革方向逼近。
电改方案如何支持能源转型？
文/何继江
推动能源转型是本次电改方案的重要目标，而能源转型的核心是以可再生能源替代化石能源。在本次发布的6份配套文件中，重视计划统筹和市场引导两种治理路径的融合，协同推进能源转型。
计划统筹的方式体现在三方面：
可再生能源优先发电。“拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争”。“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电”。此外，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，以确保清洁能源送出。
可再生能源优先发电合同可转让”，这是给予可再生能源的优惠政策。
政府用行政手段明确“修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间”。
市场引导的方式主要体现在六个方面：
确定输配电价，无歧视开放电网。通俗说就是风电光伏给电网公司付过网费后就可以直接销售给客户。在局部市场，风电加上过网费的价格对客户已经有明显吸引力，东部城市的分布式光伏的发电成本加上过网费用已经低于白天的商业电价。目前，深圳和内蒙古已经有了输配电价，深圳市搞光伏直供具备了一切必要条件。
明确了现货市场建设的目标，要建立起“以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。现货市场可以通过实时电价信号引导发电企业主动调峰，并为实施需求侧响应奠定机制基础，优化统筹全网调节资源，有效促进可再生能源消纳，减少弃风、弃光。
需求响应得到高度重视。“引导供应侧、需求侧资源积极参与调峰调频，保障电力电量平衡”，这将大大增加电网的灵活性资源，有利于消纳强波动性的风电光伏。这次文件中第一次出现了需求响应资源的数字，“在前期试点基础上，推广需求响应，参与市场竞争，逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力”。以北京为例，总负荷将近1900万千瓦，3%就大约是60万千瓦，这对张家口风电的消纳当然是好消息。全国实现3%更是巨大的利好消息。
峰谷电价差拉大。“直接交易电量应区分峰谷电量，实行峰谷电价，峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值”，峰价提高风电光伏来说是，峰谷差拉大则促进了储能的利用，提高了对风电光伏的消纳能力。
分布式电源可办售电公司。“拥有分布式电源的用户可从事市场化售电业务”，然后就可以“整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务”，这样的售电公司为客户提供的清洁电力和增值服务，在市场上是有竞争力的。目前售电公司注册资本最低2000万元，这对拥有分布式光伏发电资产的小公司是个不低的门槛，文件又表示“拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务”，鼓励态度很明确，但这些事刚刚开始，大家还要等待另行制定的交易方式文件的出台。
未来可再生能源可以成为自备电厂的资源。文件鼓励“推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电”。在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。
目前的电改配套方案对于可再生能源的消纳还是计划统筹为主，市场引导为辅，随着输配电价试点从深圳和内蒙古推广到全国，随着现货市场的逐步形成，在分时电价和可再生能源配额制的支撑下，促进可再生能源利用的市场机制终将成为推动能源转型的主导方式。
新电改配套文件
对区域能源互联网意味着什么？
文/冯江华
六个配套文件与近期国家对天然气价格市场化调整的文件相互呼应，为天气分布式能源及能源互联网在“十三五”期间大规模发展奠定了战略性的基础。
区域能源互联网“卡”在哪儿了？
近年来，我们一直在大力推进区域能源互联网的发展，但由于体制上的阻力，举步维艰。其最主要的原因是由于建设能源互联网的基本条件是必须实现能源系统的一体化，在此基础上才能进一步实现结构的最优化和高智能化，没有电网的参与和配合，很难实现真正意义上的能源互联网。我们在区域智慧能源系统的基础上推出了能源互联网的概念，目前与四川省能源投资公司共同在宜宾高捷工业园开发中国第一个工业园区的能源互联网试点项目。选择此园区的一个重要条
