2015年3月15日，随着“中发9号文”的发布，新一轮电力体制改革拉开序幕。全面推动电力体制改革是落实我国社会主义市场经济体制改革的重要组成部分，关乎国民经济发展命脉。9年来，新一轮电力体制改革取得了显著成效，推动了电力产业结构转型与市场化建设，尤其是电力市场机制的内涵适应“双碳”目标的要求，同时又是新型电力系统的标配“软机制”，电力行业经济效率得到长足的改善，有效保障了民生用能需要，有效支撑了经济社会发展。立足当下，新型能源体系的建设目标赋予了电力行业新要求、新任务，以适应经济社会绿色转型的新形势、新变化，需要在梳理前期改革成果的同时，正视改革的不完善之处，从而有针对性地推动改革走向深化，助力实现社会主义现代化强国目标。
（来源：微信公众号“电联新媒”作者：谷峰）
近十年电力体制改革实践总结
新一轮电力体制改革以“管住中间、放开两头”为改革思路，在近10年的改革实践过程中，有效培育了多元市场经营主体，激发市场活力，降低用电成本，提升市场效率，强化了对自然垄断环节的有效监管，同时保持了我国电力供应总体上安全、稳定、充足。
大部分发用电计划放开，工商业目录电价彻底取消
新一轮电力体制改革以来，发用电计划逐渐放开，但如今，随着“1439号文”的发布，发电侧放开了全部燃煤发电（含燃煤热电联产发电）上网电量，全部由市场形成上网电价，发电侧上网电价完成了由“量变”向“质变”的转换，新能源虽然与燃煤基准价挂钩，但是在各地不断推动其进入市场的努力下，约45%的新能源发电量已经进入了市场。而对用户侧而言，执行了几十年的工商业目录电价被取消，撤去了最后一个电改的“掉头”装置，使市场化成为“单程车票”，并且通过电网代理购电作为过渡机制，实现了用户侧工商业全部进入市场，为彻底分离电网购售电业务奠定了基础，将未直接参与市场用户和电网企业之间的关系由“购售”转为“代理”。在第三监管周期输配电价核定后，明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，标志着市场化环境下的用户侧电价体系真正形成。
市场体系形成雏形，供需定价机制得到实践
本轮改革在未建设电力现货市场机制之前，电力商品价格由市场化的中长期交易确定，通过“政府核定的基准价+政府明确的上下浮动比例”范围内形成上网电价，本质依然为“成本加成+煤电联动”的计划定价体系。随着电力市场的建设，山西、广东电力现货市场已经转为正式运行，另外还有三个省份正在进行长周期的结算试运行，现货价格由系统根据发用侧申报数据或负荷预测进行优化确定，市场价格根据负荷或者供给能力的变化而变化，电能量的市场化供需定价理论已经完成了实践检验。随着容量电价、辅助服务政策的发布，建立了有效容量补偿机制，明确了电力商品的调节价值市场化方向，形成了电力商品的市场体系雏形，“电能量+调节+有效容量”的电价体系得到初步确立。
起步阶段过渡机制建立，用电价格整体保持稳定
由于电力商品不同于一般的普通商品，电力和社会生产与人民生活息息相关，为防止终端用能价格水平变化过大影响到工农业生产稳定及电力可靠供应，新一轮电力体制改革初期“主动或被动”地设置了诸多避险机制（本质为场外干预），例如，在全国范围内的高比例中长期签约限制加上中长期价格范围限制，即便是电力现货市场出清极端价格依然不会对发用两侧最终结算电价产生较大影响，并且在电力现货市场中，发电侧申报存在较低限价、出清环节存在较低限价，甚至允许了结算环节对市场价格的更改，省间交易结果用作省内市场的边界也降低了对市场价格的影响。上述机制尽管在一定程度扭曲了市场发现的价格，但是规避了市场建设初期由于经营主体恐慌而可能引发的社会问题，短期内有积极的意义。电力现货交易机制，使广大主体主动响应系统需要，提高了电力系统运行的安全性，降低了保证系统平衡的难度，电力系统历经多次外部困难考验，反而促进电力在保障经济社会稳定发展中发挥的重要作用。
交易机构体系建立，经营主体普及市场概念
2016年以来，北京电力交易中心、广州电力交易中心和32家省级电力交易中心相继建立，实现了交易业务单独分开，国家电网公司经营区内28家省级电力交易机构电网企业持股比例均降至50%以下；南方电网经营区内电网持股比例降至40%以下，尽管仍处于单一股东绝对优势的阶段，部分交易机构经费来源仍为输配电价，但是完成了法律意义上的相对独立。电网调度机构也纷纷组建现货处，实现了中长期与现货交易机构相互独立运行，形成了电力交易机构体系。在各地现货市场运行前，均组织了不同轮次的现货市场宣贯及培训工作，大批年轻交易员逐步成长，为未来十年深化市场建设储备了大量人才，配合电力现货市场试运行的实践经验，发用两侧市场经营主体逐渐建立市场发现价格概念，电力现货市场供需定价机制及新一轮电力体制改革思想深入人心。
中央与地方政府电力管理界面逐步清晰，电力管制业务进一步规范
国家层面与地方政府管理范围逐渐清晰并形成有效衔接，从负责市场范围来看，国家层面负责省间交易价格机制与监管，地方政府负责省内市场建设，两者相互衔接；从规则制定方面，基本形成以国家规则为基础，地方交易规则为支撑的多层次交易规则体系，并随市场建设迭代更新。在电力行业管制业务范围内，发电企业按照市场规则正常参与市场交易，各地交易规则中均对市场监管内容进行明确，而对于自然垄断环节，电网企业由赚取购销差价转为输送电力的“管道公司”，并通过三轮输配电价核定加强了对电网企业的业务监管，初步建成现代价格监管体系。
新形势下深化电力体制改革面临的主要问题
立足百年未有之大变局，党的二十大报告提出要深入推进能源革命、加快构建新型能源体系的新要求。建设新型能源体系是新形势下传统能源安全观的延续，既是为保障我国能源安全，又是推动绿色发展的必然要求，建设新型电力系统则是构建新型能源体系的重要载体与实现手段。而当前电力体制还存在与新质生产力要求下的电力发展格局及系统运行机理不适应之处。
发用电计划放开不彻底，新型电力系统产业政策需探索新的实践方式
由于电力商品具有网络型特征，真实的供需需要包括所有连接在电力系统中的电源和用电装置共同形成，电网公平开放就隐含着隐式拍卖使用电网的要求（低价发电优先上网），因此，所有的电力生产者均必须参与电力现货市场（结算）。虽然各种政策均在推动发用电计划放开，各类型电源也确实在逐步入市，但依然存在较多的优先发电计划。特别是新能源大量无偿使用调节电源提供的平衡服务，造成市场中存在大量不平衡资金。另外，核电基本也全部为优先电量，大型水电也作为市场边界参与出清，特别是在南方区域市场中，水电占据总装机的1/3，水电出力变动将对市场运行产生较大影响，但是却没有承担相应的经济责任。此外，省间的政府间协议、国家指令计划也均未放开，产业政策在本质上还是延续计划思维。市场环境下的定价方式为供需定价，但是尚且存在如此多的电力供给未进入市场承担经济责任（结算），市场化价格模型中供应侧的缺失可能会使市场无法准确发现价格，因此亟需探索市场化的产业政策落实方式。
现货市场机制建设缓慢，市场间交易经济责任衔接机制缺位
自2017年开始建设电力现货市场，到目前已经过了7年，市场建设已经取得一定成果，国内已经有29个省区运行过现货市场，但是实际上长周期运行的仅有5个，转为正式运行的仅有2个，部分省份由于担心市场发现真实价格信号可能引起电价水平上涨，从而影响某些优势产业发展等原因，省内市场建设进度缓慢。大部分省份的省内市场与市场间交易在经济责任、价格形成机制方面未进行衔接，并且由于外送电量与省内负荷在市场中并没有区别，至今没有承担其应承担的系统运行费用，相当于甩给送端省内其余工商业用户，形成新的“交叉补贴”。虽然在国家层面已经考虑两者的衔接问题，在发布的“129号文”中已经明确了省内市场与市场间交易的衔接方式，但是在其发布两年后，除蒙西外其余省份均没有落实到位。
既有规划机制转型缓慢，不适应“双新”建设阶段需要
在原有规划方式下，各省根据发电的中长期成本确定发电的标杆价格，然后再根据不同省份标杆价格的差值确定送电方向，燃煤基准价根据长期燃煤发电成本核定，省内价格水平变化不大，能够形成稳定的送电方向及送电电量。随着电力的商品属性被还原，新能源飞速发展后，“供需定价”产生的时序价格变化迅速，送受两端时序价格并不能维持恒定的价差或者价差方向，如果要满足电力潮流的经济性流动，就需要通道送电量和方向及时跟随市场价格进行调整，输电通道由输送电量转为输送电力来适应送受两端的供需形势，功能定位的转变引起送电通道利用率产生大幅波动，最终使得利用率整体下降。在新一轮电力体制改革背景下，与送电量挂钩的输电价格机制及通道利用率考核机制不再适用，电力规划方式需随新一轮电力体制改革进程加快转型。电源项目的经济性评价，也未脱离固定电价、固定上网电量的窠臼，电力现货市场的长期价格预测并未成为电源项目投资评价的基础，造成部分项目上马即“经济性死亡”。
电网企业管制业务关联的竞争业务缺乏监管，政策性售电公司尚未建立
电网企业可开展的业务包含管制类业务和市场化业务两大类，这两类业务在法规政策、业务性质、盈利模式等方面存在明显差异。换句话说，电网企业管制类业务会纳入输配电价的成本监审，而竞争性业务则需要电网企业自主竞争、自负盈亏。然而，近年来电网企业成立或入股信息通信、综合能源、汽车公司及充电站等新兴业务领域，电网企业的产业板块子公司从事售电业务非常普遍，部分地区管制业务与竞争业务未实现有效的监管，两种业务在经营层面未能有效隔离。同时电网企业代理购电业务仅做到了单独记账，未通过成立政策性售电代理公司进行经营上的分离，与竞争性售电业务经营方式的界限模糊。
发电企业考核方式仍不适应市场化需要，部分发电企业“跑马圈地”现象明显
市场化改革后，如何计算市场化环境下发电企业承担社会责任的成本，是重要的改革举措。但是，目前未建立国有发电企业适应市场化的考核方式，所承担的社会责任无法进行量化对比，也就无法进行经济性比较。在电力保供时，发电企业发挥国有企业担当，跟随电网“不惜一切”代价的保供要求，然而缺乏“安全”与“经济”的比较，付出的经济代价无法衡量，各企业之间承担责任的多寡也无法比较，造成国有发电企业在承担社会责任方面的苦乐不均。在电源投资建设时，国家鼓励新能源发展，部分发电企业进行“跑马圈地”，一股脑投资新能源，又响应“去煤”号召，煤电机组“老的关停、新的不建”，在系统缺乏调节能力时又纷纷上马新型储能项目。发电企业对投资项目的经济性缺乏市场化价格因素分析，考核方式也需进行改变，以适应当前市场化需要。
进一步深化电力体制改革的建议
电力体制市场化改革是电力行业发展的根本方向，但是改革不是一蹴而就的。我们要认识到深化新一轮电改是建设新质生产力的内在需要，必须在改革过程中发现问题、解决问题，以锐意进取的心态推动新一轮电力体制改革走向深化。
彻底放开发用电计划，通过市场交易形成新型电力系统运行机制
提升电力供给的完整性，放开全部的发用电计划，推动全部电量进入市场，通过完整的电力供需关系形成真实的电力市场价格。通过真实的市场价格信号，一是引导电力系统的可靠运行，在新能源大发时段，系统严重供大于求，使得市场价格降低，通过低价可引导发电侧降低出力，为新能源留出消纳空间；引导用户侧在提高用电量、降低用电成本的同时促进新能源消纳，在负荷高峰时，以市场高价激励电源顶峰发电以及可中断用户（大需求侧响应）减少用电，保证系统安全稳定运行。二是引导各类电源的规划投资，市场价格可以反映对新能源的承载能力，分时价格曲线的峰谷差也能体现储能投资的盈利能力，有效促进新型电力系统中各类型电源的合理搭配，提升需求侧响应能力，推动新型电力系统的快速建设。
加快电力现货市场和市场间现货交易机制建设，形成统一、扁平的市场体系
电力系统运行有层级，需要“分层分区”，电力市场运营没有层级，需要供需处于同一平台，“省（区域）现货+市场间现货”是可选的模式。需要加快落实“118号”“129号”等文件的要求，加强市场间交易与省内现货市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，将市场间交易结果作为关口处的电源/负荷参与省内市场出清，在省内市场形成完整的供需关系，确保价格发现准确。市场间交易卖方电源主体全电量按照所在节点价格结算，外送电量等同于在关口处采购负荷向市场间交易对手方进行交割；市场间交易买方将对手方交割的电力作为电源注入受端省内市场，按照注入点节点价格结算。同时在电价体系调整后，市场间交易价格仅为电能量价格，受端还需要承担市场间交易电量对应在送端的系统运行费用，体现出外送电量的真实价值，实现省内市场与市场间交易的有机衔接，推动全国统一电力市场体系的建立。
加快规划机制转型，实现新型电力系统规划、价格、运行机制的协调统筹
由于大规模新能源接入电力系统，各省份在每一日内不同时刻的供需情况也在发生巨大变化，输电通道的建设需要转变规划的思维方式，推动规划制度改革。考虑市场价格对电力潮流经济性流动的影响，通过对两端市场价格进行长周期的仿真，以仿真结果作为输电通道的规划依据，推动输电通道的高质量发展。同时，改变输电通道的考核方式及价格机制，取消对通道利用率的考核，将输电价格机制由单一电量制改为单一容量制，取消电量对于通道运行的干扰，解除电网企业的“后顾之忧”，推动电力潮流的经济性流动，促进电力资源在更大范围内进行优化配置。电源项目的经济性规划，也应采用相同的长周期仿真方法预测新能源消纳市场电价，采用变动的量价对电源项目进行经济性评价。
场内靠市场、场外靠调控，形成市场与政府协调发力的资源配置体系
在新一轮电力体制改革中，明确市场和政府的作用范围与边界，发挥市场对资源配置的决定性作用，通过市场“无形的手”发现商品价格，减少在价格形成环节与结算环节的不正当行政干预，避免市场干预引发的连锁反应，降低场外手段对市场价格的影响。市场外通过“有形的手”更好地发挥政府的宏观调控作用，进行产业政策的鼓励与支持的“有形的手”是指政府授权合约、财政补贴等电力现货市场之外的手段，加强有为政府与有效市场的有机结合，形成市场调节优先、政府调控有力的资源配置型电力体制模式。
推动电网企业竞争性业务、政策性售电业务与主业分离，改革发电企业考核方式
进一步加强电网企业垄断业务板块和竞争业务板块隔离，推动电网企业竞争性业务形成单一板块，落实电网企业竞争性业务自负盈亏。进一步完善输配电成本监审和核价工作机制，确保输电价格的合理性和公平性，保证电网健康发展。成立政策性的售电公司，将代理购电业务与电网企业输配电业务进行分离，与其余售电公司一同参与市场化交易，推动代理购电用户的用电价格由市场化形成，为推动用户侧全部直接入市作好铺垫。改变发电企业考核方式，重点考核发电企业盈利质量，增强发电企业资本管理意识，由传统的车间型管理向以市场经济为主体的现代化管理模式转变，提升发电企业的竞争能力，解决发电企业“大而不强、快而不优”的实际发展问题。
习近平总书记指出，新质生产力是创新起主导作用，摆脱传统经济增长方式、生产力发展路径，具有高科技、高效能、高质量特征，符合新发展理念的先进生产力质态，高质量发展需要新的生产力理论来指导，而新质生产力已经在实践中形成并展示出对高质量发展的强劲推动力、支撑力。落实到电力行业，即要求电力行业由“量”的积累转向“质”的突破，要立足能源革命的新发展阶段、贯彻“双碳”目标新发展理念、构建新型电力系统的新发展格局，不但要有硬的“装备”，更要有推动电力系统运行软的“经济机制”。新一轮电改带来的电力行业新发展，已经具备新质生产力的基本特征。不积跬步无以至千里，新一轮体制改革历经9年，9年间，改革内容积累的改变已经起到“量变引起质变”的作用。下一步，市场化体制改革将要走向深化，站在历史的转折点，需要更加坚定的步伐、更加务实的态度，推动电力行业向更高水平发展，更好地满足人民日益增长的电力需求，为新型电力系统建设提供有力支撑。
