七年，电改再进阶！

■中能传媒记者 刘光林/ 编辑 王睿佳

2021 年，全国市场化交易电量3.7 万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会用电量的44.6%，是2015 年市场化交易电量的近7 倍，年均增长约40%。

一份今昔对照的交易数据，度量着七年电改走过的历程。

七年来，新一轮电力体制改革以中共中央、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，业界称电改9 号文）为纲领，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，沿着“三放开、一独立、三加强”的基本路径，根据最初设计的重点任务，推动各分项领域改革不断取得进展。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强接受本刊记者采访时表示：“到目前为止，新一轮电改所取得的主要成就，就是把改革的架构搭起来了。”

七年来，我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争格局初步形成，电力的商品属性初步显现，市场优化配置资源的作用明显增强，市场化交易电量大幅提升。随着国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的出台，我国新一轮电力体制改革已经进阶到一个全新历史阶段——加快建设一个符合我国资源禀赋条件、促进新能源消纳的全国统一电力市场体系阶段。“9号文延续5号文的思想，结合当时实际确定的体制架构和工作任务，是正确的、务实的，电力体制改革取得较好成绩，值得充分肯定。”华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏认为。

世界百年未有之大变局不断演进，世纪疫情在全球持续蔓延，对我国电改进程也带来一定影响。加之，电力体制改革既是一项系统性工程，又是一项长期性工程，需要兼顾行业与社会、发展与稳定、规划与市场、眼前与长远，既需要牵一发动全身地通盘考量、协调推进，又需要把握改革逻辑、不断摸索，分步骤、分阶段地有序推进。

电价实现“可升可降”，为改革走向纵深补上短板

经过七年改革实践，9号文提出的7大类28项“重点任务”均已有序落地。输配电价核定完成全覆盖并进入第二个监审周期，发电、售电、用电侧市场主体实现有序进入市场，新能源、可再生能源与独立储能等新兴市场主体也开始入市，组建两级交易机构并完成股份制改造和股比改造，跨省跨区、区域及各省区市电力交易规则不断得到完善，中长期交易相对成熟，现货交易试点正在向不间断试运行目标探索，电力市场化交易规模逐年扩大，电力资源的市场化配置能力持续提升，政府作用得到有效发挥。

电改前六年，一直或多或少地释放着市场化红利，仅2016～2018 年，全国电力市场化交易就累计降低用户电费超过1800 亿元。交易各方皆大欢喜，部分售电公司甚至仅靠“吃价差”，就一度赚得盆满钵满。

然而，这种靠单向降价营造出来的改革红利，究竟能维持多久？

进入2021 年，电改来到第七个年头，受国际国内多重因素综合影响，国内煤炭价格大幅上涨，由于增加的燃料成本不能向用户侧疏导，燃煤发电企业大面积亏损，生产意愿严重不足，导致全国各地电力供应紧张，多个省份实施了有序用电政策，个别省份甚至出现拉闸限电的极端情况。

“以去年煤价暴涨为代表的事件提醒人们，如何建设一个好的市场，从而避免一个坏的市场？”中国人民大学经济学院兼职教授吴疆表示，“煤超疯”给业界敲响一记警钟，必须给市场设定合理边界，当市场机制失灵时“公权”就要出手进行治理。

至此，“只降不升”的电力“市场化”定价机制终于走到了尽头。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》），明确燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，一举让燃煤发电市场交易价格“真正”实现了“可升可降”。时至今日，交易电价市场化形成机制才算基本形成，为电价运行开启了双向通道。

“电力体制改革最难的还是价格改革问题，电价问题仍然是电改的核心。有些看似交易机制失灵的问题，其实也涉及到定价问题，只要电价形成机制理顺了，其他问题都会得到较好的解决。”林伯强说。

如果煤炭价格再次成为“脱缰的野马”，会不会摧毁刚刚形成的市场化电价形成机制？今年2月，国家发展改革委就印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》召开了专题新闻发布会。在发布会上，国家发展改革委价格司副司长、一级巡视员彭绍宗介绍说，此次设置煤炭价格合理区间，实现了与燃煤发电“基准价+上下浮动不超过20%”价格区间的有效衔接，在合理区间内，煤炭、电力价格可以有效传导。这就进一步理顺了煤炭和电力价格的市场化形成与传导机制，在产业链层面为稳定电力市场化交易价格增加了一重保障。

“如果按照《通知》要求，所有煤电都进入市场，高耗能行业不限价的话，那么我认为中国的电价改革就已经相当到位了。如果能够得到切实执行，我觉得电力体制改革也就没有多大问题了。关键在于改革举措能否得到真正执行。”林伯强就电改的前景给出一个附条件的乐观判断。

此外，《通知》还明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并要求各地要有序推动工商业用户全部进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。加之部分省份已开始向核电、水电、燃气发电甚至独立储能等新能源、可再生能源发电项目和新兴市场主体开放了中长期市场或者现货市场，各地在放开发用电计划方面甚至已经高标准满足了9 号文及其配套文件的最初设计要求。

我国新一轮电力体制改革已经在方方面面得到落地，为加快建设多层次统一电力市场体系打下了坚实基础，电力体制改革进入一个系统化推进的全新阶段。

资源配置需跨行政边界，构建全国统一电力市场提上日程

2021 年3 月至2022 年3 月期间，在新一轮电改史上可以当之无愧地被大书特书一番。

当业界还在对电价实现“可升可降”而无限回味时，建设全国统一电力市场体系的顶层设计业已铺开。2021年11 月，习近平总书记主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议，会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《指导意见》）。2022 年1月，国家发展改革委、国家能源局发布了《指导意见》。国家发展改革委有关负责人认为，出台《指导意见》“是深化电力体制改革的重要部署，是构建新型电力系统的重大举措，也是建设高标准市场体系的重要组成部分”。

中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟认为，电改近七年来，省一级的电改政策构成了电改政策体系的重点，这种特征虽由历史路径决定，但同样具有阶段性特征。“伴随着市场结构的明显变化，扩大电力资源配置必然成为内在要求，这是国际经验，也是普遍规律。”因此，电力市场边界超越行政边界的内在要求愈发强烈。

我国能源资源与负荷中心逆向分布的特征，决定了建设全国统一电力市场体系的必要性。另外，我国地域辽阔，横跨亚洲大陆的五个时区，根据地球经度不同，东西之间的不同区域就会产生昼夜时差，反映在电力运行上就是峰平谷时段的不同步，这恰好为东西部地区开展电力峰谷互济带来可能。“我国统一电力市场体系的多层次主要体现在电力交易产品的多时间维度和购售电主体间多空间跨度及其有机配合的市场结构设计上。”华北电力大学教授张粒子认为。

建设全国统一电力市场体系，表明我国电力市场建设开始从各地因地制宜探索向实现全国统一开放的方向过渡。此前开展的电力市场建设试点，基本上是以省区市为单位进行探索，在交易规则、技术标准等市场设计方面强调个性化，而此番建设全国统一电力市场体系，无论是建设区域市场还是建设国家市场，更加强调的还是统一性，要统一交易规则和技术标准，破除市场壁垒。“基础机制探索以地方为主，全国市场则重在与地方探索相衔接融合。”冯永晟表示，《指导意见》的出台标志着“新一轮电改将开始具备统驭地方试点未来改革方向的整体思路”。

电改遇见“双碳”，市场化促进新能源更好消纳

应对气候变化，是中国可持续发展的内在要求，也是负责任大国应尽的国际义务。

2021 年3 月15 日，中央财经委员会第九次会议提出，将碳达峰碳中和纳入生态文明建设整体布局。构建新型电力系统是电力行业推动“双碳”工作的重要抓手。而新一轮电力体制改革要解决的问题之一就是“新能源和可再生能源开发利用面临困难”。

“平抑快速增长的新能源带来的波动性是新型电力系统建设的重要性任务和基础性工作，也是未来电改领域需要首先面对的课题。”中国电力技术市场协会综合智慧能源专委会会长赵风云介绍。

当电改初衷与行业发展目标出现重合，那么，如何用改革的手段去实现新能源的消纳，从而助力构建新型电力系统并实现“双碳”目标呢？

为新能源、可再生能源发电设置交易专场——绿色电力交易，应该是市场化消纳新能源的最直接方式。2021年9月7日，我国绿色电力交易试点启动，国家电网公司经营区有13 个省份的222 家市场主体达成交易，成交电量68.98 亿千瓦时；南方电网公司区域共有30 家市场主体成交绿色电力9.1亿千瓦时，其中风电、光伏分别为3.0亿千瓦时、6.1亿千瓦时。

引导更多灵活性、调节性资源参与辅助服务交易，是提升新能源消纳能力、促进“双碳”目标如期实现的重要市场化举措。2021 年，全国各地通过深化电力辅助服务市场建设，挖掘调峰能力约9000 万千瓦，增发清洁能源电量约800 亿千瓦时。

“我国现有煤电机组仍然具有很大的调峰潜力，通过灵活性改造可以变潜力为能力。发挥煤电机组的调峰能力是助力新能源消纳最有效、最经济的方式，应该成为新型电力系统建设的首选方案，建议从电改政策、绿色资金投入、技术创新研究等方面向煤电机组灵活性改造倾斜。”赵风云同时认为，燃气发电、可调节水电、梯级水电站联合调度、抽水蓄能电站、需求侧响应、虚拟电厂、综合智慧能源以及电化学储能等，应该配合新能源的入市节奏，适时向更多市场主体有序开放市场，推动现货试点提速，并推出市场化的发电容量补偿机制，让有调节潜力的市场主体最大限度发挥作用，从而实现新能源的更好消纳。

谈及电力行业向清洁低碳转型，林伯强仍然强调理顺电价问题的重要性。“电力系统转型肯定是需要成本的，增加的成本应该通过价格传导到终端去，必须得有人为转型埋单，这是一个关键问题。”

2021 年10 月15 日，前文所述的《通知》正式实施后，全国多地市场化交易电价实现上浮，并触及上浮20%的上限。对于煤电市场化交易价格上涨对新能源参与市场是个利好的说法，林伯强表示认同，但他同时认为这个利好又是相对的，或许只是暂时的，原因在于煤电价格不一定总是高位运行。在他看来，提升新能源市场竞争力的关键，还是“把电力市场化交易和碳交易衔接起来，使碳的成本能够真实地反映到电价上头去，那样新能源的发展才是可持续的”，对于构建新型电力系统、落实“双碳”目标才是真正的利好。

“构建新型电力系统，推动建设新型电力市场体系，需要审视既有电力体制对‘双碳’目标的适应性。”王鹏分析认为，“从认识论上要看到20 世纪‘发电中心时代’已然过去，21 世纪前20 年的‘电网中心时代’也将淡然，未来40 年将是‘用户中心时代’，这应该是电力体制改革下一步的着力点。”

电改是场持久战，7年过后再有9年之约

在业界看来，我国现行电力市场体系还不够完善，配套机制有待健全，各地电力市场在市场模式、基本交易规则、价格形成机制等方面差异较大，跨省跨区交易还存在壁垒。

具体而言，市场主体培育是否充分、是否成熟？售电公司赢利模式是否得以充分开发？交易机构运作是否科学有序？交易品种是否丰富？交易机制是否灵活？竞争是否充分？市场化电价形成机制是否合理？输配电价成本是否透明？监管手段是否完备、措施是否到位？法律法规制定、修订与改革进程是否同步？政策措施是否发挥引导作用？规划和市场是否充分衔接？这些问题都需要在未来去验证，交给时间去推敲。

自2015 年启动至今，新一轮电改已经过去整整七年，然而，《指导意见》又为建设全国统一电力市场体系分两步（分别到2025 年和2030 年）划定了未来近九年的总体目标，这意味着下一个九年的电改之路仍然需要再接再厉。况且，即便时间跨度已经足够长，但《指导意见》仍然留下了“条件成熟时支持省（区、市）市场与国家市场融合发展，或多省（区、市）联合形成区域市场后再与国家市场融合发展”的更进一步的目标。“建设电力市场是一个复杂的系统工程，需要各方面协同推动。”国网能源研究院副总工程师兼企业战略研究所所长马莉认为。

谈及下一步改革，王鹏认为在培育市场主体、完善监管制度、促进行业改革与国企改革相互协调等方面还需要进一步加强。

电改之路，道阻且长。七年之功，初见成效；后面还需要更长时间去反复磨合、不断总结、持续提升。能源的饭碗必须端在自己手里，不断满足人民美好生活的能源需求，对行业改革发展提出了新的要求、树立了更高的目标。电改伟业不可能一蹴而就，务必做好打持久战的准备。■