eo封面 | 电改地图2002-2022（上）

eo记者 姜黎

编辑 冯洁

审核 陈仪方

“这会是一片蓝海。”早在2015年3月15日中共中央、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，下称“9号文”）面世前，一位旅居海外多年的资深电力市场设计者就对中国的新一轮电力体制改革作出了这样的判断。

2016年3月25日，全国首家民营售电公司的售电部负责人和“操盘手”特意换上了正装，系上了领带。大部分电力人在此之前都不曾料想，证券交易所里的场景竟然有一天真实地发生在自己的办公室里，“交易员”这个具有跨界意义的职位名称出现在自己的名片卡上。

机遇和热情背后，是电力在经济社会中的角色归位。

电力从产业逐渐转变为要素，用户的利益被搬上前台。一位广东大用户代表在本轮改革早期的一次市场主体座谈会上说：“确确实实有了当甲方的感觉。”

用一位资深从业者的话来说，20年前“电机一响，黄金万两”，高工资、高福利、高社会地位“三高”是电力行业的代名词，如今这种骄傲已经成为历史印记。

《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号，下称“5号文”）和9号文两轮电力体制改革打破了中国计划经济最后的堡垒之一，尽管几经波折，甚至一度中断，但无论治理方式还是行业发展逻辑都发生了脱胎换骨的变化。

2012年5号文发布十周年之际，国家发改委原副主任张国宝谈到：“任何一个改革都不是理想化的，它都是随着历史的变迁在不断地进行调整、完善的，所以你不能拿后来的东西简单衡量改革渐进过程中一些做法是对还是不对。”

两轮电力体制改革,从学习先行者起步到寻找适应国情的解决方案，从治理体系到运营体系建设，从区域市场试错到省级市场探路，从持续降价到价格波动，无一不在随着经济社会环境的客观条件和发展目标演变。

即便是早于中国30年推进电力改革的欧美国家，改革也无法一蹴而就。英国剑桥大学能源政策研究所副所长迈克尔·波利特（Michael Pollitt）教授说，每个经济体的改革都被多重目标困扰。

欧洲电力市场的改革架构设置较好，有完备的电力市场，监管也有很多经验，但英国电力系统还未实现低碳化，依靠大量补贴才做到低碳，而补贴会影响电力市场的运行效率；在美国加州CAISO市场监察委员会委员Benjamin F. Hobbs和美国加州伯克利大学经济学家Shmuel S. Oren看来，脱碳背景下，美国的政治力量是基于观点态度而不是经济效率来推动电力改革的，这种思路的变化与早前市场设计的基本原则相悖，其结果是供需环节都存在不合理的激励措施，不得不试图建立日益复杂的市场机制，来减轻不合理的激励措施带来的技术挑战和经济扭曲。

波利特在其2021年6月的学术分享中提出了大胆的结论，高比例可再生能源场景下，电力批发市场的价格可能不再是长期投资的信号，包含短期交易调整机制的长期合同或上下游一体化的公用事业公司可能回归。

能源转型，让包括中国在内的国家的电改几乎同时站上了新的十字路口。

定下格局

5号文的诞生源于数年的铺垫和一个导火索。

1996年下半年，尤其是1997年上半年以来，电力供应紧张形势趋缓，大部分地区开始逐渐从缺电的困境中解脱出来，部分省份的最高负荷甚至不足装机容量的一半。从短缺到局部过剩的转变中，一些独立发电公司认为电网调度不公、非国家电力公司直属发电厂出力受限的音量渐大。

对于电信、电力、民航和铁路，此时中央也下定决心推动垄断行业改革，专门成立了垄断行业改革小组，组长由当时的国务院主要领导出任。

原国家电力公司副总经理汪恕诚意识到，必须建立市场来回应社会上对调度不公和电价过高的批评。数次出国考察后，他提出，很多国家都实行了竞价上网机制。

1998年8月26日，身处焦点的国家电力公司向原国家经贸委递交了《实行网厂分开建立发电侧电力市场的实施方案框架（试行）》并获得通过。但这一方案的实施效果并不乐观。2000年上半年，由原国家经贸委、国家计委联合组成的“‘厂网分开、竞价上网’试点工作小组”经过详细调查后认为，试点“没能取得令人满意的效果，也没有取得可以在其他省份推广的成功经验”。

真正为改革按下启动键的是二滩弃水。

2000年6月13日，时任国务院总理朱镕基对新华社记者采写的内参批示道：“二滩电站大量弃水，并不是由于电价高（发电成本低，但资本金比例低，贷款多、利息高，导致还本付息电价高），核定电价0.31元/度，实际上网电价只执行0.18元/度，这样便宜也不让发，1998年弃水电量15亿度，1999年弃水81亿度，今年可能弃水120亿度。造成如此大的浪费，主要是电力体制改革滞后，必须改变省为实体的现状，实行跨区设公司，厂网分开，竞价上网，多发水电，限制火电，关停小电厂，这样每年可能节约发电成本以百亿元计。”

同年11月，国务院办公厅发出《关于电力工业体制改革有关问题的通知》，对电力体制改革试点内容做出调整。1998年版的方案退出历史舞台，各方开始重新探寻改革模式。

在考察了英国、北欧、美国等改革样本后，部委方面的基本意见是，要打破垄断，应该学习英国模式，因为英国在改革前与中国类似，存在一个庞大的垂直一体化企业，改革后在除输电环节外的所有环节都实现了竞争。

国家电力公司方面在考察了日本、英国、法国、欧盟以及当时身处能源危机中的美国加州等地后，向中央领导报告，市场化改革方向是对的，走打破垄断、引入竞争的道路，有利于电力工业发展；改革不能私有化；厂、网要分开；该阶段改革的目的不是降低电价，而是促进发展。

2002年2月10日，5号文印发。文件提出，实行厂网分开，将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，并分别进行资产、财务和人员的重组。有关电力设计、修造、施工等辅助性业务单位，要与电网企业脱钩，进行公司化改造，进入市场。建立电力调度交易中心，实行发电竞价上网。国务院下设国家电力监管委员会（正部级）。

未竟的使命

20年后的今天，业界对英美等国电力市场化表象背后的治理逻辑理解更加深透。

英国剑桥大学访问学者、浙江财经大学中国政府监管研究院徐骏说， 从国际经验来看，英国的电力改革经验通常被视为典范，其改革举措包括将国有的电力公司民营化，建立起独立监管机构等。有学者指出，民营化与独立监管是密不可分的制度安排，能够为行业投资提供充足的投资激励。

独立监管机构通常被赋予电网这种自然垄断环节的定价权，其职责履行不受政府行政部门的干预。在西方政治体制之下，执政党为了获得选票，很有可能影响监管机构，使其压低电价，以此来谋求短期的政治利益，而电力投资，特别是电网投资巨大，短期变现能力较差，为了避免出现这种情况，让监管机构独立于党派利益之争，保障民营公司的合理收益，专注于行业的长远发展，就成了逻辑上自洽的制度安排。

“由于中外政治体制和能源企业所有权不同，英国的独立监管模式难以完全移植。”徐骏认为，在中国现行管理体制下，更多还是依靠国有能源企业发挥保障能源供给的作用，各类电价政策的制定也需要服从国家宏观调控的需要。

例如，应对新冠肺炎疫情，国家发改委于2020年下发《关于阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产的通知》（发改价格〔2020〕258号），规定电网企业按到户电价水平的95%结算。英国电力监管机构Ofgem在2013和2015年分别制定为期8年的输电和配电价格，在疫情爆发的当年则未对事先确定好的输配电价有所调整，反而是要求民营售电公司不得因低收入群体的欠费而断电。

“该阶段目的不是降低电价，而是促进发展”的调研结论，则在5号文发布后的数年中得到验证。电力供应趋紧，“竞价上网”折戟沉沙，不过“打破垄断，厂网分开”破解了供应不足的问题，电力行业进入黄金发展期。

到2015年底，全国发电装机容量达到15.3亿千瓦，排名世界第一。五大发电集团的装机由2002年的3.53亿千瓦增加到2015年的6.65亿千瓦，占全国装机的比重由成立之初的34%快速上升到2015年的44%，最高的2010年接近一半（49.21%）。国家电网公司总资产则从2003年的10364亿元增长到2015年的31074亿元，13年增长了近2倍。

然而，破除省为实体的尝试遗憾退场。

1999年起，原国家电力公司试行分省核算改革。分省核算后，本省优先调用当地电厂，消纳外省富余电力的动力不足。这与煤炭、水资源等一次能源和电力在更大范围内优化配置的经济学准则相悖。

缺电时期的东北区域市场试点，在处理发电侧涨价导致的平衡账户亏空上，遭遇了直接而强烈的省间障碍。

黑龙江和吉林省政府认为：辽宁省的电厂报高价导致平衡账户亏空，理应由辽宁省承担。辽宁省则认为：区域统一市场平衡账户的亏空理应由各方共同承担；黑龙江外送电量的大幅增长，造成辽宁省装机利用小时数下降，税收减少，这个损失已经由辽宁省承担了。

另一个区域市场试点华东，则至今仍被认为具备较好的启动改革的条件。“2002年到2007年，华东四省没有一家反对建设区域市场。”曾参与华东区域市场设计运行的上海电力大学能源电力科创中心常务副主任谢敬东说：“各省参与规则的讨论、制定，想为省里面多考虑一些，无可厚非，但也都是条款上的问题，可以协商。”在9号文启动7年后，他始终认为，从电力改革的角度看，由于市场主体的多元化和互补性，建设区域市场的效果仍然好于省级市场。

一位多年从事电力市场工作的人士指出，电力改革不仅仅是行业内部的事情，而且涉及国家和地方政府的利益博弈，以及相关部门的权力调整。

“一个用户的利益调整可能牵涉全甘肃的利益，而放到广东，则可能只是激起一朵浪花。”还有地方电力主管部门官员曾举例说，省与省的“悲欢”并不相通，什么样的电改模式能够落地，和区域内各省的经济社会发展和治理水平等约束条件息息相关。

裂变效应

无论对发电端、输配电侧还是电力建设单位来说，5号文都极大地激发了行业发展的活力。“厂网分开的‘裂变效应’是始料未及的。”中国能源研究会理事、中国华电副总法律顾问陈宗法感叹。

“这个资源你不去抢，别家就拿了。这个项目你不上，同类的别家就上了。”一位发电企业从业者回忆“跑马圈地”时代的情形。

竞争意识是改革给电力领域带来的最厚重的“礼物”。

2015年12月7日国务院国有资产监督管理委员会、财政部、国家发改委联合印发《关于国有企业功能界定与分类的指导意见》。按照国资委对中央企业的功能界定，五大发电集团和两大电网公司均属于关系国家安全、国民经济命脉的商业二类企业。

根据国资委官网对商业二类企业发展目标的回答，该类企业和商业一类企业一样，也要积极参与市场竞争，对商业一类企业提出的关于实施市场化改革，特别是培育世界一流企业等方面的要求，对商业二类企业也同样适用。

行业市场化改革与商业二类功能定位的直接结果是实现了规模化发展，破解了困扰中国已久的“电荒”问题，让中国电力企业在世界同行中拥有一席之地，不过也留下了一些“后遗症”。

陈宗法回忆说，自从五大发电集团成立后，从发展指标到效益指标，都展开了全方位的对标。“要是老排第五，集团领导会面临很大压力。”

这种对标不局限于国内，华能集团2016年的一份对标报告显示，按照先进性、代表性、可比性的原则，选取了德国意昂公司（E.ON）、德国莱茵公司（RWE）、意大利国家电力公司（Enel）、西班牙伊维尔德罗拉公司（Iberdrola）、法国电力公司（EDF）、美国杜克能源公司（Duke）、韩国电力公司（KEPCO）、日本东京电力公司（TEPCO）8家国外同类能源企业和国内五大发电集团，共计13家，作为对标对象。

比较指标包括：营业收入、装机容量、资产总额等规模指标；归母净利润、净资产收益率等业绩指标；资产负债率、清洁能源装机占比、海外收入占比等发展潜力指标；CO2排放强度等社会指标。

这一次的对标结论是，相较国外企业，国内企业规模指标优势明显，而在经营绩效指标上存在短板。

9号文初期，一些装机严重过剩的地方经历了“血拼”。以煤炭能源基地山西为例，在电力用户专场交易、地方政府价格干预以及利用小时数考核的综合作用下，当全国其他地区电厂让利都在1分左右时，2015年山西电厂在直接交易中的让利幅度屡次突破6分，电解铝专场交易的成交价格较标杆电价更是接近“腰斩”。

在发电端经历激烈竞争之前，由中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司和国家电网公司、中国南方电网有限责任公司等所属省（市、区）电力勘测设计、工程、装备制造企业重组而成的中国电力建设集团有限公司（简称“中国电建”），以及中国能源建设集团有限公司（简称“中国能建”）就开启了“拼杀模式”。

2003年起，全国发电装机增长迅速，山西每年投产约500万千瓦，最多的时候一年新增装机1000万千瓦，五大发电集团纷纷进驻。

“按理说，巨大的电力建设需求应当促进电建企业壮大起来，但结果恰恰相反。”当地原电力行业协会的一位负责人此前告诉eo。山西的四家电建公司陷入了低价中标的怪圈，原本工程量大且利润空间可观的项目变得仅能养活工人。

这种规模发展模式在一定程度上被复制到了海外。以中国电建为例，经过20余年的发展，其成员企业驻外机构总数达到302个，甚至在个别国家多达11家成员企业设有境外营销机构。截至2015年底，中国电建超过50%的业务营收来自国际市场，已拥有全球50%的水利水电建设市场份额。

各成员企业在不同程度上打开了海外市场，但由于缺乏统筹管理和统一规划，集团旗下同一地区、同一业务领域的子公司重复配置，甚至在同一国别、同一项目上各自营销、同时公关。

中资电力企业在当地市场条件下展开激烈竞争的业态，极大地促进了项目所在国和地区的基础设施建设和经济社会发展，将“中国速度”的正面效应带给了同样渴望发展的他国与民众。与此同时，一些国家和地区的经济增长不及预期，加上地缘政治、社会稳定等影响因素，以适度超前原则建设的基础设施也给项目所在国带来了一定的债务压力，并对中资金融机构产生了一定风险。

释放红利

2013年3月13日上午，十二届全国人大二次会议闭幕后，国务院总理李克强在人民大会堂三楼金色大厅会见中外记者并回答记者提出的问题。

在回答英国路透社记者对“您上任一年最大的挑战、最大的困难”的提问时，李克强提到，“要说去年最大的挑战，那还是经济下行压力加大的挑战”。

2012年，发电设备平均利用小时4572小时、同比下降158小时；2013年，发电设备利用小时4511小时、同比降低68小时。用电量、货运量增幅大幅回落。

与此同时，时任重庆市市长、党组书记黄奇帆在市政协的一次演讲中说，中国现在有14亿千瓦装机，而明明只需要8亿千瓦，多余的6亿千瓦装机需要3万亿的资本，过剩产能都摊在电费里。

业界普遍认为，与上一轮改革不同的是，启动新一轮改革有着“先天优势”——供给过剩。中央和地方的改革动力相较5号文时也更为一致——降电价，支持制造业的发展。但电价该降多少、如何降？市场竞争成为主要手段。

2013年十八届三中全会通过了《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》（下称“决定”）。《决定》提出，进一步破除各种形式的行政垄断。推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。

9号文面世前区域市场建设已经停摆，但5号文的“遗产”大用户直购电仍有很强的生命力。在吉林、广东、华北、内蒙古西部等地区，一家发电企业对一家用户或多家用户的尝试仍在继续。

身为直接交易前身的大用户直购电，曾因被诟病为定向优惠而被叫停。但直购电操作简单，对既有格局的利益触动小于一步到位建设电力市场，在经济下行压力增加、供给过剩的环境下，又能降低电价、支持制造业发展，逐渐成为改革的突破口。

按照“放开竞争性环节价格”的思路，各地形成了自己的电力中长期交易规则。与5号文时期的华东区域市场试点围绕现货市场来设计不同，9号文时期各地以中长期交易起步。即便细节有所区别，交易规则大都基于“计划+市场”的电量电价双轨模式。其中，市场电量逐步扩大，市场部分在供求关系宽松的情况下，向用户释放红利。

表1 2016-2020年部分国家（地区）上网电价（或批发电价）情况（本币元/千瓦时）

资料来源：《2021国内外能源与电力价格分析报告》。美国电价为电力改革后发电企业的售电均价。

根据国家电网能源研究院《2021国内外能源与电力价格分析报告》（下称《分析报告》），随着市场电量的不断增加，中国的上网电价（批发电价）从2019年开始连续下降。2019年相较2018年下降4.3%，2020年相较2019年下降2.8%。

从监管规制建设的角度看，“管住中间”是新一轮电改的另一亮点。《输配电价规制现代化研究》一书中提到，从2014年10月开展深圳输配电价改革试点开始，总体上我国已经在输配电价中初步引入了现代规制理念和方法。

表2 2016-2020年部分国家输配电价情况 （本币元/千瓦时）

资料来源：《2021国内外能源与电力价格分析报告》。其中，美国输配电价为重组后的输配电企业平均电价水平；除美国、中国外，其他国家输配电价为工业与居民用户按电量加权的平均输配电价。

两轮输配电价核定，多次降低一般工商业电价，以及2020年疫情影响下，工商业电价统一按到户电价水平95%结算等政策后，中国输配电价持续下降。根据《分析报告》，中国输配电价从2016年的0.219元下降到2020年的0.186元，年均增长率为-4%。

同样推进电力改革的美国，2016-2020年间平均销售电价从度电0.102美元较为均匀地上涨到0.107美元，年均增长率1.2%，这其中因燃料和运维成本总体下降，竞争环节电价也呈下降趋势，但由于电网设施老化，停电事故时有发生，中间环节的改造升级投入增加。

“确确实实是享受到了红利。”广东一位外资大用户说。

现货再试水

2017年是9号文发布后的一个转折点。当年8月，国家发改委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区成为第一批电力现货市场建设试点。

其中，浙江花4000万元重金全球招标电力现货市场设计方案引起了最大的关注度。

国内试点刚刚开始着手准备建设电力现货市场，如何选取、搭建设计团队并没有统一的标准。后来发现，其他试点大多依托电网公司、电力研究院、国内高校科研力量及民营专业公司完成了核心设计。

浙江则引入了与市场主体利益关联最小的国际团队，并在征询函中要求应标团队具有参与至少一个国家或地区全电力库模式电力市场设计和规则制定，以及电力市场建设或运营的实践经验。PJM Technologies与中国电力科学研究院联合体最终以85.18分的成绩中标。

支持者认为，“要教别人游泳，至少自己先得会游”，国内至今未有从业者或研究者从头至尾设计、运营过一个电力现货市场。反对者认为，国际团队未必能够深入了解国情、省情，很可能设计出完美而不实用的规则，也推高了市场建设的财务和沟通成本。

数年过去，8个试点中的大部分或多或少都遇到了“计划+市场”双轨制带来的挑战，也有试点出现了串谋现象，当地市场份额较大的地方能源集团或少数央企“定调”价格。在国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）（下称“1439号文”），全部工商业用户入市之后，中长期和现货、省内和省间的衔接问题变得更加突出。浙江也不例外。

一位长期从事电力市场研究的人士指出，中国的电力行业结构与美国的“发输一体、输调分离”有很大不同，但目前的现货试点设计大都采用了PJM市场节点电价的基础模型，这会导致价格基础差异大的地方之间更难形成电力互济。

美国目前也正在面临这种挑战，比如在CAISO基础上扩展形成的EIM（Energy Imbalance Market）。CAISO 是加利福尼亚州的一个机构，由加州州政府管理。随着加州周边多个州计划加入EIM，并尝试扩展到日前市场，CASIO的管理机制、标准、费用分担等都需要逐项讨论，最后的共识尚未达成，一定程度上阻碍了市场的扩展。

谢敬东指出，5号文的思路和结果成为了9号文的边界条件，各地只能在此基础上去设计规则。但并不是何种模式时髦，就应采取何种模式，市场设计的出发点应是解决现实问题。

针对发电侧串谋问题，谢敬东直言：“9号文后，重点一直放在市场运营体系建设上，而对包括风险防控、监管、信用体系和合规等内容的治理体系建设投入不足。”

他分析说，从直接交易演化而来的电力中长期交易中，政府对市场的“行政力”和电力市场主体的“市场力”达到了平衡。而现货市场打破了这种平衡。

“现货市场最大的特点，就是行政力难以对市场形成控制。而由于新的市场治理体系建设相对滞后，始终难以找到新的平衡点。”

加速转型

在市场竞争、电价下降和引入新规制背景下，电力企业意识到，电力的要素成本定位越发明确，规模化扩张的空间已经不大，转型迫在眉睫。

在5号文开启竞争格局的基础上，9号文进一步打开了电力企业直面用户的大门。发电和电网背景的售电公司活跃在各地，争取更好的工商业用户资源，同时摸索如何增加用户黏性。

在1439号文发布后，内部转型的驱动力更强了。

“市场化改革给投资决策带来了很大不确定性。”陈宗法说。以往电价是确定的，只需考虑项目的利用率，控制工程造价即可；现在要考虑基准价和浮动空间，不同地区的交易规则、市场状况，燃料成本等，形成复杂而细致的敏感性分析。

尤其是现货市场来临之后，企业的目标发生了转变，从如何争取电量逐渐变成如何赚更多钱。发电厂要思考在何时停机检修最合适，是以单一项目盈利为目的，还是统筹考虑项目群；是单纯通过电能量市场赚“电量的钱”，还是在辅助服务中争取更多“电力回报”；以及如何管控燃料成本和系统成本，让自己更具竞争力等。

此外，由于现货市场以节点电价为基础，负荷密集而供给较少的地方电价高，在一定程度上也会引导发电和电网项目的开发选址。

集团公司层面的战略管理也发生了改变，煤电独大的思路退出历史舞台。

在陈宗法看来，发电集团的战略转型经历了两个阶段，第一阶段从单一发电特别是煤电为主，转型为综合能源集团，主要包括增加煤电以外的多种电源装机，向煤炭、天然气等上游延伸，开拓配售端业务、金融板块业务等；第二阶段则强调发展清洁能源，加强风、光、储。

在输配电价改革的影响下，电网公司的经营模式同样发生了深刻的变化。除了输配主业以外，两大电网公司发力电动汽车、储能、数字化等领域，组织架构也随之调整，形成了新兴业务群。

根据《国家电网有限公司2020社会责任报告》，2020年，国家电网实现营收2.66万亿元，同比增长0.3%；实现利润总额591亿元，同比下降23.63%。其中，产业、金融和国际业务实现利润769.6亿元。《南方电网报》消息，南方电网公司“十三五”期间新兴业务公司资产总额、营业收入、利润总额稳步增长。2020年公司新兴业务利润总额超过40亿元，年均增速27.5%。

从监管的角度看，发电和电网都面临新的挑战。9号文之后，发电企业开始涉足售电，直接接触用户。部分省区发电背景的售电公司占据过半市场份额。

有资深发电企业研究人士曾指出，只有发电企业的售电公司才有资源为用户对冲风险，未来发售一体的公司将是市场主流，特别是在新能源发电比例不断上升的情况下。

徐骏提醒，发售一体可能降低市场流动性。从中长期交易看，发电公司直接卖给自己的售电公司，并没有拿到市场上去卖。在一体化公司体量特别大的情况下，独立的发电企业和售电公司在市场上找不到交易对象，很难存活下来。

在电网环节，谢敬东指出，现在的输配电服务成本回收基本都是基于电量计算的，不利于电网为分布式、微网等新的能源形态提供服务。接下来输配电价核定除了细致约定哪些不能计入成本回收以外，还应该从电网的不同功能上考虑哪些应该增补，比如保底服务费用、备用等。

对于管制业务和市场化业务，北京先见能源咨询有限公司总裁尹明曾撰文指出，电网企业谋划新业务、打造新盈利点，既是国资保值增值的要求，也是企业生存与创新发展的需要。但是电网企业开展市场化业务的前提是坚持聚焦主业，严格区分开展市场化业务与管制类业务的资源和成本，允许不同主体公平竞争，同时有效隔离高风险、高不确定性业务对主业的影响。

两大电网公司均从组织架构、管理方式和财务核算上，开始对监管业务和非监管业务实施隔离与分类管控。在输配电价核定规则的要求下，规范产业、金融单位与省电网公司关联交易，促进非监管业务主体以公允价格获得相关业务。

未完待续