适应聚焦网络和平台功能的需要，提升对上下游和客户的普遍服务能力。按照深化电力体制改革的要求，电网将更加聚焦网络属性和平台功能，同时电力市场主体更加复杂多样，要求电网对各方提供公平开放高效的接网和供电服务。对各类发电方，按照公开的接入电网技术标准、工程规范和相关管理办法，一视同仁地提供并网接入服务，减少发电资源浪费。尤其是对各类可再生能源发电，切实落实好全额保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。对社会投资的新增配电网、抽水蓄能等调峰设施、企业自备电厂和联网型微电网，做好与大电网的联网服务工作。对售电方和各类用户，无歧视地提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务，积极支持售电侧市场竞争主体培育工作。对供电营业区内不参与市场交易的用户、因社会资本投资的配售电公司无法履行责任而无法正常用电的用户，承担保底供电服务责任。着力解决城市配电网、乡村及偏远地区供电薄弱问题，努力满足新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷接入需求，切实保障民生用电。
适应分布式电源和微电网发展的需要，实现大电网和分布式电源、微电网的安全灵活互动。集中式发电和分布式发电并举、大电网和微电网互动，是未来电源和电网发展的重要趋势。规划也多处提到分布式电源和微电网发展，要求加快分布式电源建设，推广“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，鼓励企业、机构、社区和家庭根据自身条件，投资建设屋顶式太阳能、风能、天然气等各类分布式电源，推进微电网关键技术研究及示范建设等。为完成以上规划任务，最重要的是要放开电网公平接入，安装适应电力流双向流动的计量、保护和监控装置，规范并网运行服务机制，实现分布式发电、微电网和大电网（包括配电网）的安全、灵活互动，在最大限度地利用发电资源、确保电网安全的过程中，大电网侧和微电网侧、发电侧互为支撑、互为备用。
适应节约、科学、合理用电的需要，加强电力需求侧管理。需求侧管理与分布式电源都属于广义的用户侧资源，规划明确提出要大力提高电力需求侧响应能力。作为实施电力需求侧管理工作的主体，电网企业要完善需求侧管理机制，利用峰谷电价、分时电价、实时电价、可中断负荷电价等机制和有序用电、直接负荷控制等手段，配合电网和发电侧储能设备充放电，引导用户用电负荷与清洁能源发电、电网输配能力实时匹配。按照规划提出的要求，电网企业要发挥自身优势，整合系统运行、市场交易和用户用电数据，提高负荷侧大数据分析能力，及时发布相关数据信息，增强负荷侧响应能力，引导用户节约用电、科学用电、合理用电，减小系统峰谷差，提高系统利用率。
适应优化能源终端消费结构的需要，积极推进电能替代。当前，我国电煤比重与电气化水平偏低，大量的散烧煤与燃油消费是造成严重雾霾的主要因素之一。规划把“实施电能替代，优化能源消费结构”作为18项重点任务之一，要求立足能源清洁化发展和大气污染防治，以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。为此，电网企业要落实好两方面重点工作：一是在以电代煤方面，落实《关于推进电能替代的指导意见》（发改能源[2016]1054号），加强电能替代配套电网建设，推进电网升级改造，加强电网安全运行管理，提高供电保障能力。对于新增电能替代项目，安排专项资金用于红线外供配电设施的投资建设。同时，建立提前介入、主动服务、高效运转的“绿色通道”，按照客户需求做好布点布线、电网接入等服务工作。二是在以电代油方面，作为电动汽车充电设施建设运营主体之一，按照适度超前、统一规划、合理布局的原则，有序推进各类电动汽车充电站、桩的建设；作为充电设施建设运营的主要先行者，发挥资金、技术、人才等优势，建设开放共享的充电网络智能服务平台，并向其他社会投资主体投资建设的充电站、桩开放；作为充电基础设施供电服务主体，加强配套电网建设与改造，并为充电基础设施接入电网提供便利条件，保障充电基础设施无障碍接入。
适应推进“互联网+”智慧能源发展的需要，推进“互联网+”智能电网建设。“互联网+”智能电网是“互联网+”智慧能源发展的基础，也是目前“互联网+”智慧能源发展的先行领域。为推进“互联网+”智能电网建设，电网企业除完成“十三五”规划提出的建设智能变电站、推进配电自动化建设、提升输配电网络的柔性控制能力、构建“互联网+”电力运营模式等重点任务外，还可通过以下“三个合作”，拓展和丰富“互联网+”智能电网建设内涵，推动“互联网+”智慧能源发展：一是加强与热力、天然气、交通、通信设备、用能设备、电网相关装备制造等产业的合作，推动建设以智能电网为基础，与热力管网、天然气管网、交通网络等多种类型网络实现互联互通、多种能源形态协同转化、集中式与分布式能源协调运行的综合能源网络基础设施，为“互联网+”智慧能源发展奠定物理网络基础。二是加强与城市供水、供气、供热等公共事业单位的合作，促进水、电、气、热的远程自动集采集抄，实现多表合一，为“互联网+”智慧能源发展积极探索末端营销融合、数据共享、供需互动的实现途径。三是加强国际合作，配合国家“一带一路”战略，推动构建全球能源互联网，推动全球能源互联网在理念、战略、技术、规划、项目等方面实现突破，为“互联网+”智慧能源发展国际合作摸索成功经验。
适应大规模筹集资金和提高资金效率的需要，积极引入社会资本。完成规划的电网建设相关任务，所需资金规模巨大，同时规划也对部分建设项目效益提出了要求。电网企业积极引入社会资本开展电网相关建设，有利于拓宽资金筹集渠道，提高资金使用效率，放大国有资本功能。比如，在落实规划提出的输电通道建设、存量配电网升级改造和增量配电网建设、严格控制电网建设成本等要求方面，电网企业均可积极引入社会资本，推行混合所有制改革。再比如，为完成抽水蓄能电站、电动汽车充电设施建设规划任务，加快可再生能源和分布式能源并网工程建设，电网企业除向社会资本开放相应市场外，也可能通过混合所有制的方式，加快解决电网调峰能力不足、充电设施和并网工程建设滞后的问题。作为处于自然垄断地位和具有资金、技术、人才、信息、规模等优势的一方，电网企业应为社会资本进入以上诸多领域创造条件、提供便利，推行混合所有制要本着平等互利、共赢共享的原则，避免出现社会资本进入的“玻璃门”、“弹簧门”现象。
实施“电网十条”的保障措施
改进业绩考核指挥棒。落实关于深化国有企业改革的指导意见和完善中央企业功能分类考核的实施方案，根据电网企业新的功能定位，弱化对电网企业经济效益的考核，强化对社会效益的考核。具体来说，根据能源和电力发展对电网企业的要求，围绕电网企业提供的公共产品和服务质量、营运效率、成本控制和安全保障能力，将供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量、城乡供电服务均等化、跨省跨区输送电量、落实可再生能源全额保障性收购义务、电网综合线损率、实施电力需求侧管理节约的电力电量、电力节能低碳调度和“三公”调度，电力系统安全和信息数据安全等纳入业绩考核；除竞争性售电业务外，适当降低经济增加值和国有资本保值增值率考核的权重。强化政府监管，引入第三方评价，将相关评价结果纳入业绩考核。
抓住电价改革牛鼻子。落实关于进一步深化电力体制改革的若干意见，以电价改革推动电力体制改革，努力形成竞争环节由市场决定价格、非竞争环节由政府管制价格的电价体系。在输配电价改革方面，按照“准许成本加合理收益”原则，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，改革和规范电网企业运营模式，同时为其他市场主体进入输配电领域提供稳定的价格和收益预期。为促进跨区跨省输电通道建设，对交直流输电采用不同的定价机制，对于输电为主的直流输电工程，采用单一电量电价方式，按照兆瓦公里核定标杆输电价格；对于兼顾输电和安全效益的交流输电工程，采用两部制电价方式，以电量电价反映输电效益，以容量电价反映联网安全效益。在发售电价改革方面，实现公益性以外的电价由市场形成，完善各类新能源发电补贴机制，研究促进可再生能源就近消纳和储能发展的价格政策。完善电力市场辅助服务（含各类备用容量服务）价格和促进电力需求侧管理的电价政策。
完善规划实施新体系。为配合电力规划的实施，国家层面应出台电网发展专门规划，细化落实电力规划中的电网发展任务，同时与各类电源发展专门规划相衔接。各地方应出台地方电网发展专门规划，与全国电网发展专门规划、地方电力发展规划和地方其他相关规划相衔接。电网企业也应根据《电力规划管理办法》的要求，按照国家电力规划、电网专门规划制定企业发展规划，积极开展规划项目前期工作，有序推进项目建设，保障规划顺利落实。
（本文刊载于《中国电力企业管理》2017年1期，作者系特约撰稿人）
