2015年3月15日，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发，这份被简称为“中发9号文”的文件，开启了新一轮电力体制改革。时至今日，新一轮电改已经走过8年。eo立足于能源电力行业，记录了改革的关键节点、关键事件及改革亲历者的所思所感。

(相关资料图)

在电改8周年之际，eo采访了中国价格协会能源和供水专委会秘书长侯守礼、中国人民大学应用经济学院能源经济系主任宋枫、南方电网政策研究部周杨、电改专家赵克斌以及多位电力行业专家，探讨新一轮电改取得的成绩和存在的问题，并展望下一步的电改方向。

侯守礼

新一轮电改的成绩我认为主要包括三大方面，除了建立完善的输配电价监管体系和推动市场在资源配置中发挥更大作用外，最重要的是电力市场化已经成为各方共识，深入人心。市场化也为新能源、储能等发展打开了空间，更多的商业发展模式出现了，如独立储能、用户侧储能、发电侧储能等，这也是市场化的魅力。

国际上的电改经验很难照搬，如何化解类似于欧洲能源危机、极端气候事件等给电力市场运行造成的异常波动，如何完善市场规则，这是全世界共同面临的难题。此外，在设计电力市场规则的时候，如何公平地保障市场主体的利益，包括电网、发电企业、民营企业和广大用户等市场主体，也是一个挑战。

对于下一步电改需要关注的重点问题，我认为保险机制很重要。电力市场运行过程中如果出现了需求或者供给的突然变化，按照原来的市场偏差考核办法，会对发电企业或用户造成较大的不利影响，有必要考虑设计相应的保障机制去化解这类意外事件的风险。

还有一个绕不开的问题是居民电价怎么办。居民电价不能完全游离在市场之外，也应进行一定程度的市场化，但需要有路线图，促进居民用户逐步进入市场，让居民电价也能反映资源的稀缺程度，特别是在冬夏用电高峰时段，激发居民节约用电的潜力，这是一个需要持续关注的问题，要找到好的解决办法。

另外，还需要加快建立发电侧的容量电价机制。必要的发电容量是应对峰谷负荷冲击的“蓄水池”，但电源侧需要哪些容量、价格怎么形成，怎么通过市场机制来发现容量的稀缺性都需要探讨。

宋枫

我们在2022年对于新一轮电力体制改革进行了分析和评估。总体来看，我国政府对电力行业的改革取得了初步的成功。本轮电力体制改革围绕“管住中间，放开两头”的逻辑思路，在可竞争领域建立市场，在自然垄断领域强化监管，充分把握了当前市场化改革的大势。在具体政策实践上，采用渐进式改革加经验总结的策略推动改革稳步有序进行，放开发用电计划与煤电上网电价、推动电力市场建设和售电市场与增量配网发展，推动竞争性环节从“计划”走向“市场”；以输配电价改革、输配成本监审和保障公平接入，改变电网企业的盈利模式，加强了科学监管；支持可再生能源发展，降低电力生产和消费的负外部性；逐步取消交叉补贴，还原电力商品价格，这些措施释放了价格红利、效率红利和环境红利。

在肯定成绩的同时，还需要认识现行的改革方案还不足以满足新时代对电力价格合理、电力供给充足和电力清洁环保的新要求。第一，政府规划监管不足与不当干预并存，一方面“双碳”目标和电力供给安全等具有公共品特性，需要政府规划引导；同时对市场势力与串谋问题的防范与监管也需要政府加强。另一方面，政府对电价直接干预较为普遍，对电价大幅波动的担忧也使得地方政府从价格形成机制、交易过程等方面对市场进行干预，价格向终端用户传导渠道尚不通畅；部分省份电力市场价格上限设置过低，缺乏科学依据，更多地作为利益分配的手段，削弱了价格信号作用。

第二，市场体系与规则尚不完善健全，无法为灵活性与充足性提供足够激励；电力是复杂的系统产品，电力有效市场是一个市场体系，包括电能量市场、辅助服务市场、容量补偿市场（或补偿机制）和输配容量分配机制等，各个市场相互影响，需要协同发展。而当前我国各类市场建设进展不一，相比于电能量市场，辅助服务市场和容量市场等仍不完备，市场机制间的协调性不足，难以形成有效的市场体系。

周杨

我认为新一轮电改主要取得了四个方面的成绩。一是建立了比较成熟的电网输配电价监管体系。经过三个周期的摸索，我们的成本监审和输配电价核定办法不断完善、更加科学，促使电网企业成本支出和投资管理更加精细化。二是电力市场从无到有，从中长期市场、省级市场起步，已经拓展到现货市场、区域市场，乃至全国统一电力市场体系。特别是近两年来，在国家系列政策文件引导下，各地电力市场建设试点热情很高，跟前几年相比发生了很大转变。电力市场发展还催生了许多新的市场主体、新的商业模式，激发了电力行业的创新活力。三是电价形成机制改革迈出了一大步。2020年在电力保供形势异常严峻情况下出台的1439号文件，进一步完善了电价传导机制，取消了工商业目录电价，推动数量庞大的小型工商业用户通过代理购电进入电力市场。四是电力交易体制改革成效明显。按照国家有关政策要求，各地陆续组建了公司制的电力交易机构，成立了市场管委会，并完成了两轮股份制改造，交易机构独立性规范性明显增强，为构建公平开放、竞争有序的电力市场环境搭建了良好的平台。

从国际经验看，电力体制改革不管在哪个国家都不是一件容易的事。新一轮电改8年成绩很多，问题也还有。比如，电价机制不完善、市场不完整、省间交易壁垒突出、增量配电改革试点“进退两难”。其中制约电改推进的几个关键问题，政府主管部门需要有步骤、有计划地研究解决。

一是进一步深化电价机制改革，为构建完整的电力市场奠定基础。在发电侧，主要是要解决火电以外的其他电源参与市场交易的问题。在用户侧，主要是要逐步解决交叉补贴问题。不管是哪一类电厂还是哪一类用户，都应按统一的规则参与市场交易，从市场上买卖电应该收入（支出）多少，按照政府的调节（补贴）机制应该获得多少，账单一目了然。

二是明确能源电力资源的归属权和调配权，为建设全国统一电力市场体系奠定基础。当前省间交易壁垒突出、协调难度大，特别是电力供应进入偏紧周期，省间送电矛盾加剧。其根源在于没有明确能源电力资源的归属权和调配权，省间送电协议没有约束力，协调手段也有限。建议研究制定跨省区送电协议转化为具有法律约束力的政府授权合同的具体操作办法。

三是建立适应能源转型的体制机制，为实现“双碳”目标奠定制度基础。能源转型带来用电的成本上升。建议从全系统的角度出发，平衡好新能源发展和高系统性消纳成本之间的关系，对新能源大规模并网带来的接入成本、电网改造成本、调节性电源建设运行成本、辅助服务费用等在上网电价、输配电价、调节性资源价格及用户电价之间合理分摊，重点解决定价扭曲、传导不畅等问题，支撑新能源健康可持续发展。

赵克斌

自电改9号文发布以来，电力市场化已势不可挡。从当初地方政府的降电价，到如今全国范围内的建机制，建立健全并完善电力价格市场化形成机制终于成为共识。2023年，全国统一电力市场体系加快建设，电力现货市场在全国范围内全面铺开，绿证交易谋求根本性突破。

问题在实践中持续暴露，共识在实践中不断形成。可喜的是，我们的这次电改抓住了“现货市场”这个牛鼻子。

站在这一轮电改8周年的时间节点上看，我国电力市场建设，一是“看着石头过河”，问题、困难能够看清楚，信心、耐心、魄力构成了改革者的担当；二是开弓没有回头箭，电力现货市场将在全国范围内全面铺开推进；三是在统筹推进电力商品多维价值市场体系建设过程中，要重点做好几个衔接：中长期与现货市场衔接、电能量市场与辅助服务市场衔接、省内或区域内市场与跨省跨区市场衔接、绿证市场与配额制以及碳市场衔接；四是研究或探索电力期货市场已经摆上了日程。

电力专家

对于电力市场的进一步建设，一是从横向比较来看，较高的电价承受能力和相对充裕的电力供应能力有助于市场稳定运行，如山西、广东。而不具备上述条件的省份，市场限制较多，自由度更小。二是从新能源发展前景来看，市场机制的进一步丰富受制于用电侧的电价承受能力和电力系统建设成本。三是基于综合成本的中长期市场定价机制和基于边际成本的现货定价机制仍有待磨合，不同经济学原理的价格信号之间的差异成为市场培育、风险管理的要点和难点。四是更大范围的市场运行效率提升受限，省内市场与省间市场的运行窗口更加拥挤，需要机制简练、功能高效的市场运营平台和运营规则。

电力市场研究专家

对照9号文，很多改革设想已经实现了，如理顺价格形成机制、市场准入、售电侧改革、发用电计划放开。个人认为，随着可再生能源快速发展，特别是用户侧可再生能源快速发展之后，现有的价格机制、调度机制已经不适应发展的需求了，还需要持续深化改革。

另外，跨省交易、电源和用户之间的点对点交易、绿电交易仍需突破。

此外，电力市场运行中面向公众的信息披露不足，公众及普通的中小用户不一定是市场主体，但是应该对市场信息有知情权，公众信息公开还需要进一步加强。

（图片来源：veer图库）

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