2021年，全國市場化交易電量3.7萬億千瓦時，同比增長17.2%，占全社會用電量的44.6%，是2015年市場化交易電量的近7倍，年均增長約40%。

一份今昔對照的交易數據，度量著七年電改走過的歷程。

七年來，新一輪電力體制改革以中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號，業界稱電改9號文）為綱領，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，沿著“三放開、一獨立、三加強”的基本路徑，根據最初設計的重點任務，推動各分項領域改革不斷取得進展。廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強接受本刊記者采訪時表示：“到目前為止，新一輪電改所取得的主要成就，就是把改革的架構搭起來了。”

七年來，我國電力市場建設穩步有序推進，多元競爭格局初步形成，電力的商品屬性初步顯現，市場優化配置資源的作用明顯增強，市場化交易電量大幅提升。隨著國家發展改革委、國家能源局《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》的出臺，我國新一輪電力體制改革已經進階到一個全新歷史階段——加快建設一個符合我國資源稟賦條件、促進新能源消納的全國統一電力市場體系階段。“9號文延續5號文的思想，結合當時實際確定的體制架構和工作任務，是正確的、務實的，電力體制改革取得較好成績，值得充分肯定。”華北電力大學國家能源發展戰略研究院執行院長王鵬認為。

世界百年未有之大變局不斷演進，世紀疫情在全球持續蔓延，對我國電改進程也帶來一定影響。加之，電力體制改革既是一項系統性工程，又是一項長期性工程，需要兼顧行業與社會、發展與穩定、規劃與市場、眼前與長遠，既需要牽一發動全身地通盤考量、協調推進，又需要把握改革邏輯、不斷摸索，分步驟、分階段地有序推進。

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電價實現“可升可降”

為改革走向縱深補上短板

經過七年改革實踐，9號文提出的7大類28項“重點任務”均已有序落地。輸配電價核定完成全覆蓋并進入第二個監審周期，發電、售電、用電側市場主體實現有序進入市場，新能源、可再生能源與獨立儲能等新興市場主體也開始入市，組建兩級交易機構并完成股份制改造和股比改造，跨省跨區、區域及各省區市電力交易規則不斷得到完善，中長期交易相對成熟，現貨交易試點正在向不間斷試運行目標探索，電力市場化交易規模逐年擴大，電力資源的市場化配置能力持續提升，政府作用得到有效發揮。

電改前六年，一直或多或少地釋放著市場化紅利，僅2016~2018年，全國電力市場化交易就累計降低用戶電費超過1800億元。交易各方皆大歡喜，部分售電公司甚至僅靠“吃價差”，就一度賺得盆滿缽滿。

然而，這種靠單向降價營造出來的改革紅利，究竟能維持多久？

進入2021年，電改來到第七個年頭，受國際國內多重因素綜合影響，國內煤炭價格大幅上漲，由于增加的燃料成本不能向用戶側疏導，燃煤發電企業大面積虧損，生產意愿嚴重不足，導致全國各地電力供應緊張，多個省份實施了有序用電政策，個別省份甚至出現拉閘限電的極端情況。

“以去年煤價暴漲為代表的事件提醒人們，如何建設一個好的市場，從而避免一個壞的市場？”中國人民大學經濟學院兼職教授吳疆表示，“煤超瘋”給業界敲響一記警鐘，必須給市場設定合理邊界，當市場機制失靈時“公權”就要出手進行治理。

至此，“只降不升”的電力“市場化”定價機制終于走到了盡頭。2021年10月，國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱《通知》），明確燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，一舉讓燃煤發電市場交易價格“真正”實現了“可升可降”。時至今日，交易電價市場化形成機制才算基本形成，為電價運行開啟了雙向通道。

“電力體制改革最難的還是價格改革問題，電價問題仍然是電改的核心。有些看似交易機制失靈的問題，其實也涉及到定價問題，只要電價形成機制理順了，其他問題都會得到較好的解決。”林伯強說。

如果煤炭價格再次成為“脫韁的野馬”，會不會摧毀剛剛形成的市場化電價形成機制？今年2月，國家發展改革委就印發《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》召開了專題新聞發布會。在發布會上，國家發展改革委價格司副司長、一級巡視員彭紹宗介紹說，此次設置煤炭價格合理區間，實現了與燃煤發電“基準價+上下浮動不超過20%”價格區間的有效銜接，在合理區間內，煤炭、電力價格可以有效傳導。這就進一步理順了煤炭和電力價格的市場化形成與傳導機制，在產業鏈層面為穩定電力市場化交易價格增加了一重保障。

“如果按照《通知》要求，所有煤電都進入市場，高耗能行業不限價的話，那么我認為中國的電價改革就已經相當到位了。如果能夠得到切實執行，我覺得電力體制改革也就沒有多大問題了。關鍵在于改革舉措能否得到真正執行。”林伯強就電改的前景給出一個附條件的樂觀判斷。

此外，《通知》還明確燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，并要求各地要有序推動工商業用戶全部進入市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。加之部分省份已開始向核電、水電、燃氣發電甚至獨立儲能等新能源、可再生能源發電項目和新興市場主體開放了中長期市場或者現貨市場，各地在放開發用電計劃方面甚至已經高標準滿足了9號文及其配套文件的最初設計要求。

我國新一輪電力體制改革已經在方方面面得到落地，為加快建設多層次統一電力市場體系打下了堅實基礎，電力體制改革進入一個系統化推進的全新階段。

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資源配置需跨行政邊界

構建全國統一電力市場提上日程

2021年3月至2022年3月期間，在新一輪電改史上可以當之無愧地被大書特書一番。

當業界還在對電價實現“可升可降”而無限回味時，建設全國統一電力市場體系的頂層設計業已鋪開。2021年11月，習近平總書記主持召開中央全面深化改革委員會第二十二次會議，會議審議通過了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）。2022年1月，國家發展改革委、國家能源局發布了《指導意見》。國家發展改革委有關負責人認為，出臺《指導意見》“是深化電力體制改革的重要部署，是構建新型電力系統的重大舉措，也是建設高標準市場體系的重要組成部分”。

中國社會科學院財經戰略研究院副研究員馮永晟認為，電改近七年來，省一級的電改政策構成了電改政策體系的重點，這種特征雖由歷史路徑決定，但同樣具有階段性特征。“伴隨著市場結構的明顯變化，擴大電力資源配置必然成為內在要求，這是國際經驗，也是普遍規律。”因此，電力市場邊界超越行政邊界的內在要求愈發強烈。

我國能源資源與負荷中心逆向分布的特征，決定了建設全國統一電力市場體系的必要性。另外，我國地域遼闊，橫跨亞洲大陸的五個時區，根據地球經度不同，東西之間的不同區域就會產生晝夜時差，反映在電力運行上就是峰平谷時段的不同步，這恰好為東西部地區開展電力峰谷互濟帶來可能。“我國統一電力市場體系的多層次主要體現在電力交易產品的多時間維度和購售電主體間多空間跨度及其有機配合的市場結構設計上。”華北電力大學教授張粒子認為。

建設全國統一電力市場體系，表明我國電力市場建設開始從各地因地制宜探索向實現全國統一開放的方向過渡。此前開展的電力市場建設試點，基本上是以省區市為單位進行探索，在交易規則、技術標準等市場設計方面強調個性化，而此番建設全國統一電力市場體系，無論是建設區域市場還是建設國家市場，更加強調的還是統一性，要統一交易規則和技術標準，破除市場壁壘。“基礎機制探索以地方為主，全國市場則重在與地方探索相銜接融合。”馮永晟表示，《指導意見》的出臺標志著“新一輪電改將開始具備統馭地方試點未來改革方向的整體思路”。

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電改遇見“雙碳”

市場化促進新能源更好消納

應對氣候變化，是中國可持續發展的內在要求，也是負責任大國應盡的國際義務。

2021年3月15日，中央財經委員會第九次會議提出，將碳達峰碳中和納入生態文明建設整體布局。構建新型電力系統是電力行業推動“雙碳”工作的重要抓手。而新一輪電力體制改革要解決的問題之一就是“新能源和可再生能源開發利用面臨困難”。

“平抑快速增長的新能源帶來的波動性是新型電力系統建設的重要性任務和基礎性工作，也是未來電改領域需要首先面對的課題。”中國電力技術市場協會綜合智慧能源專委會會長趙風云介紹。

當電改初衷與行業發展目標出現重合，那么，如何用改革的手段去實現新能源的消納，從而助力構建新型電力系統并實現“雙碳”目標呢？

為新能源、可再生能源發電設置交易專場——綠色電力交易，應該是市場化消納新能源的最直接方式。2021年9月7日，我國綠色電力交易試點啟動，國家電網公司經營區有13個省份的222家市場主體達成交易，成交電量68.98億千瓦時；南方電網公司區域共有30家市場主體成交綠色電力9.1億千瓦時，其中風電、光伏分別為3.0億千瓦時、6.1億千瓦時。

引導更多靈活性、調節性資源參與輔助服務交易，是提升新能源消納能力、促進“雙碳”目標如期實現的重要市場化舉措。2021年，全國各地通過深化電力輔助服務市場建設，挖掘調峰能力約9000萬千瓦，增發清潔能源電量約800億千瓦時。

“我國現有煤電機組仍然具有很大的調峰潛力，通過靈活性改造可以變潛力為能力。發揮煤電機組的調峰能力是助力新能源消納最有效、最經濟的方式，應該成為新型電力系統建設的首選方案，建議從電改政策、綠色資金投入、技術創新研究等方面向煤電機組靈活性改造傾斜。”趙風云同時認為，燃氣發電、可調節水電、梯級水電站聯合調度、抽水蓄能電站、需求側響應、虛擬電廠、綜合智慧能源以及電化學儲能等，應該配合新能源的入市節奏，適時向更多市場主體有序開放市場，推動現貨試點提速，并推出市場化的發電容量補償機制，讓有調節潛力的市場主體最大限度發揮作用，從而實現新能源的更好消納。

談及電力行業向清潔低碳轉型，林伯強仍然強調理順電價問題的重要性。“電力系統轉型肯定是需要成本的，增加的成本應該通過價格傳導到終端去，必須得有人為轉型埋單，這是一個關鍵問題。”

2021年10月15日，前文所述的《通知》正式實施后，全國多地市場化交易電價實現上浮，并觸及上浮20%的上限。對于煤電市場化交易價格上漲對新能源參與市場是個利好的說法，林伯強表示認同，但他同時認為這個利好又是相對的，或許只是暫時的，原因在于煤電價格不一定總是高位運行。在他看來，提升新能源市場競爭力的關鍵，還是“把電力市場化交易和碳交易銜接起來，使碳的成本能夠真實地反映到電價上頭去，那樣新能源的發展才是可持續的”，對于構建新型電力系統、落實“雙碳”目標才是真正的利好。

“構建新型電力系統，推動建設新型電力市場體系，需要審視既有電力體制對‘雙碳’目標的適應性。”王鵬分析認為，“從認識論上要看到20世紀‘發電中心時代’已然過去，21世紀前20年的‘電網中心時代’也將淡然，未來40年將是‘用戶中心時代’，這應該是電力體制改革下一步的著力點。”

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電改是場持久戰

7年過后再有9年之約

在業界看來，我國現行電力市場體系還不夠完善，配套機制有待健全，各地電力市場在市場模式、基本交易規則、價格形成機制等方面差異較大，跨省跨區交易還存在壁壘。

具體而言，市場主體培育是否充分、是否成熟？售電公司贏利模式是否得以充分開發？交易機構運作是否科學有序？交易品種是否豐富？交易機制是否靈活？競爭是否充分？市場化電價形成機制是否合理？輸配電價成本是否透明？監管手段是否完備、措施是否到位？法律法規制定、修訂與改革進程是否同步？政策措施是否發揮引導作用？規劃和市場是否充分銜接？這些問題都需要在未來去驗證，交給時間去推敲。

自2015年啟動至今，新一輪電改已經過去整整七年，然而，《指導意見》又為建設全國統一電力市場體系分兩步（分別到2025年和2030年）劃定了未來近九年的總體目標，這意味著下一個九年的電改之路仍然需要再接再厲。況且，即便時間跨度已經足夠長，但《指導意見》仍然留下了“條件成熟時支持省（區、市）市場與國家市場融合發展，或多省（區、市）聯合形成區域市場后再與國家市場融合發展”的更進一步的目標。“建設電力市場是一個復雜的系統工程，需要各方面協同推動。”國網能源研究院副總工程師兼企業戰略研究所所長馬莉認為。

談及下一步改革，王鵬認為在培育市場主體、完善監管制度、促進行業改革與國企改革相互協調等方面還需要進一步加強。

電改之路，道阻且長。七年之功，初見成效；后面還需要更長時間去反復磨合、不斷總結、持續提升。能源的飯碗必須端在自己手里，不斷滿足人民美好生活的能源需求，對行業改革發展提出了新的要求、樹立了更高的目標。電改偉業不可能一蹴而就，務必做好打持久戰的準備。