新一轮电力体制改革历经两年多的推进 ，成就令人瞩目 ，已站在了新的历史起点上。但前进中的困难和问题也开始显现。“发展出题目 ，改革做文章” ，深水区的电改在不断前行的路上 ，矛盾和问题已然 ，但脚步却将愈加铿锵。
2015年3月 ，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》颁发(以下简称9号文件)为标志 ，新一轮电力体制改革的热潮在全国强势掀起。
两年多来 ，电力体制改革取得重要进展和积极成效 ，成为全面深化改革这一壮阔画卷中浓墨重彩的一章。
全面电改获实质性突破
问题是时代的声音。与以往的电改不同 ，此次电改坚持问题导向 ，主要针对市场交易机制缺失、资源利用率不高;价格关系没有理顺 ，市场化定价机制尚未完全形成;政府职能转变不到位 ，各类规划协调机制不完善;发展机制不健全 ，新能源和可再生能源开发利用面临困难;立法修法工作相对滞后 ，制约电力市场化健康发展五大问题 ，实现目标综合 ，既要建立市场化运行机制、完善政府监管体制、优化行业组织形式 ，又要强化发展规划、推进能源法规建设、兼顾绿色发展与节能减排等多重诉求 ，系统性、协调性明显增强。
一是以6个配套文件为重点 ，构建电力体制改革的“四梁八柱”。紧密结合本次电改的“制改”特点 ，围绕推进电力市场建设、输配电价改革、售电侧改革、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、加强和规范燃煤自备电厂监督管理等核心内容 ，国家发改委、国家能源局制定出台了6个配套文件 ，进一步细化、明确了电力体制改革的有关要求和实施路径。6个配套文件是一个有机整体 ，在9号文件引领下 ，和批复各地的试点文件一起 ，既架起了整个电改的四梁八柱 ，又完整构成了相关重要改革的操作手册 ，为电改各项重大部署的落地 ，提供了基本依据。
二是落实改革主体责任 ，多模式、多层次试点格局初步形成。截至目前 ，云南、贵州等21省区市开展了电力体制改革综合试点 ，重庆、广东等9省区市和新疆建设兵团开展了售电侧改革试点 ，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省(区、市)。输配电价改革已实现省级电网全覆盖 ，为多方直接交易奠定了坚实基础 ，成为9号文件颁布以来 ，第一项取得重大突破性成果的电改任务。今年进行的第二批、第三批输配电价改革 ，涉及到26个省 ，完成降价380亿元。数字表明 ，电网企业涉及到与输配电价不相关的或者不合理的金额比例是14.5% ，达到1180亿元。输配电价改革后 ，平均输配电价比现行购销差价每千瓦时减少1分钱 ，核减32个省级电网准许收入约480亿元。首轮输配电价改革试点已全面完成 ，近日将由省级价格管理部门向社会公布。与此同时 ，国家发改委、国家能源局日前表示 ，2018年底前我国将启动电力现货交易试点。选择部分区域和省开展电力现货市场建设试点 ，研究建立中长期交易规避风险、以现货交易发现价格的电力市场体系 ，发挥市场在资源配置中的决定性作用。在“无现货、不市场”的理念下 ，此举无疑将为当下的电改注入强大动力。
三是交易机构组建工作基本完成 ，促进形成公开透明的交易平台。交易机构的建设和作用的发挥反映着地方电力体制改革的进展水平。各级电力交易机构已组建到位。北京、广州电力交易中心相继挂牌 ，成立了市场管理委员会。除海南、西藏以外 ，全国其他省份均建立了电力交易机构 ，其中云南、贵州、广东、湖北、重庆等7省市组建了股份制交易机构。
四是加快放开配售电业务 ，有效激发市场活力。出台《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电业务管理办法》 ，建立市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度。目前 ，全国注册成立的售电公司已达7000家 ，改革为电力用户提供了多样化的选择和不断优化增值的服务。规范开展第一批105个增量配电业务改革试点项目 ，鼓励社会资本参与配电网投资 ，建立多元主体参与的竞争机制。国家能源局制定了对拥有配电网运营权的售电公司颁发电力业务许可证的具体措施。105家增量配电业务试点作为新一轮电改的重要突破口和改革“试金石”的作用正在积极显现。日前 ，国家发改委、国家能源局又印发《推进并网型微电网建设试行办法》 ，为微电网健康有序发展提供政策支撑。
五是以扩大电力市场化交易规模为重点的改革举措 ，为企业降成本释放巨大红利。2016年一年 ，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时 ，约占全社会用电量的19%。其中 ，直接交易电量接近8000亿千瓦时 ，同比增长85% ，为用户节约电费超过573亿元。煤电价格联动方面 ，下调燃煤机组上网电价每千瓦时3分钱 ，并同幅度下调一般工商业销售电价 ，每年减少企业用电支出约225亿元。完善两部制电价方面 ，有效减轻了大工业用户基本电费负担 ，用电企业基本电费支出年减少约150亿元。通过以上改革举措 ，全年共计减少企业电费支出超过1000亿。
2017年 ，全国市场化交易电量再创新高。来自国家发改委、国家能源局的信息表明 ，今年市场化交易电量将超过2万亿千瓦时 ，占全社会用电量的35%以上。今年1—6月 ，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500万千瓦时 ，已执行的合同度电平均降价4.7分。预计今年全年电力直接交易电量规模1.2万亿千瓦时 ，同比增长约50%。电力市场化交易持续给力供给侧结构性改革。
改革深水区问题露水面
回顾新一轮电力体制改革两年多的推进 ，成就令人瞩目 ，但各种困难和问题也开始显现。从上世纪80年代集资办电 ，到本世纪初实行的厂网分开 ，30多年探索 ，深水区的电改在不断前行的路上 ，活力和动力持续 ，矛盾和问题已然。
一是电力体制改革陷入“电改就是降价”的认识误区。新一轮电力体制改革是我国全面深化改革的重要组成部分。根本目的是坚持市场化的改革方向 ，实现的是多目标 ，发挥市场在资源配置中的决定性作用。不能把电改简单等同于降价 ，市场化定价要尊重市场规律 ，并不是只降不涨 ，降价的收益分配也是市场化的过程 ，应该由市场来决定。
但从各地电力体制改革的实际情况来看 ，市场化交易基本采取直接交易的方式 ，由电力用户向发电企业或通过售电公司购电 ，基本是在打降电价之牌 ，将推行直接交易作为降成本的重要举措。与上一轮电力体制改革不同 ，本轮电力体制改革的参与主体引入了地方政府和电力用户 ，一定程度上 ，地方政府成为本次改革的实际操刀者 ，在经济下行压力加大的背景下 ，降电价成为有的地方政府降成本的“有效手段”。
二是配售电企业的核心竞争力尚不适应新形势的要求。虽然各地售电公司如过江之鲫涌向市场 ，短短两年多时间就逾7000家 ，对电力用户的争夺可谓激烈 ，但真正有电可售并赚钱的并没有想象的那么多。
有媒体作过统计 ，以国网和南网售电公司最多的两个省份为例：在山东 ，工商注册829家售电公司 ，然而 ，通过交易中心公示并拿到售电资质的只有335家 ，有交易记录的售电公司只有43家;在广东 ，共计774家工商注册售电公司 ，但进入售电名录的仅309家 ，已经步入售电公司参与竞价的第二年 ，有交易记录的售电公司却仅有116家。
售电公司的核心竞争力不强 ，竞争手段单一 ，除了“吃差价”这一模式外 ，其他综合能源管理、节能服务等增值服务的作用尚不明显 ，甚至质疑部分售电公司为“皮包公司”的声音开始出现。尤其是电网企业关联售电公司一旦进入市场 ，其人员优势、技术优势、资金优势、数据优势不言而喻 ，如何确保公平竞争 ，在人员、场所、数据、财务等各个方面与电网企业进行物理隔离 ，对其实行非对称监管 ，又是一个亟待研究的课题。
三是直接交易市场化程度不高 ，约束机制不到位。通过市场化交易发现价格 ，逐步形成由市场决定价格的机制是电力体制改革的重要目标。目前 ，随着《电力中长期交易基本规则(暂行)》的出台 ，各地开展的电力直接交易与辅助服务补偿等其他交易已上升为制度规范 ，为电力市场化交易规范有序进行了提供了保障。
随着本轮电改的启动 ，原本不能与发电厂直接交易的中小用户 ，可以通过配电、售电公司来实现交易 ，弥补了多年来我国电力市场的一种缺失 ，应该说是电改的一大进步。
但纵观目前各地直接交易的开展情况 ，有的地方特别是高耗能产业占比较高的地方 ，在直接交易过程中 ，违背市场定价原则 ，采取行政手段人为降低电价的现象仍有发生。特别是能够进入直接交易名单的大用户 ，有的不是市场选择的结果 ，而是由地方政府部门确定 ，一定意义上 ，大用户直购变成了对大用户的优惠。同时 ，个别省份还“谢绝”了售电公司的参与 ，由电网企业代理中小用户参与直接交易 ，造成了市场主体的混淆 ，与9号文件培育和放开售电侧市场的精神相悖。
大多省(区、市)的电力用户一旦进入名单 ，不仅可以享受较低的电价 ，而且电力电量不平衡的责任还由其他未进入名单电力用户和发电企业承担 ，电力用户承担偏差和辅助服务的机制尚未有效建立 ，约束考核机制不健全。
四是电力市场中操纵市场、控制价格的情况时有发生。据不完全统计 ，近两年已有山西、安徽、河南等地发电企业出现涉嫌串谋、垄断价格的行为 ，相应政府部门和监管机构已经做出反应 ，对相关企业进行了处罚。
在电力市场建设推进的同时 ，如何完善交易规则、防范市场力 ，如何判定串谋行为、如何处罚 ，电力体制改革如何与供给侧改革、国企改革协调一致推进 ，都将是今后一段时间内必须研究和正视的问题。
进一步推进改革的几点建议
一是要及时对重点地区三年来电改进展进行必要总结梳理。本次改革大的原则由国家层面掌握 ，但具体方案、实施细则由地方主导 ，这种背景下 ，有必要建立科学合理评估机制 ，必要时引入第三方机构 ，对各地电力体制改革效果进行全方位评估 ，保证改革方案符合中央精神。
评估工作应立足于肯定成绩、指出问题 ，防止各地落实9号文件出现跑偏的问题。发挥各方力量 ，加强监管检查 ，确保各地与中央电力体制改革原则和顶层设计精神保持一致。
二是进一步完善电力市场交易规则 ，确保改革不走弯路、不抄“近路”。要在尊重电力系统物理属性和地区差异的原则下 ，根据资源禀赋、电网结构、用户特点和负荷特性 ，完善各地电力市场交易规则 ，着力推进电力中长期交易、辅助服务市场及现货市场。
要有意识的培育售电企业 ，壮大售电侧的市场力量 ，绝不能越俎代庖 ，要充分发挥售电公司代理用户多、整合曲线处理偏差考核能力强的优势 ，鼓励售电公司通过优化组合减少偏差考核费用 ，让真正有能力的售电公司脱颖而出 ，激发市场活力。
三是充分发挥交易机构的作用 ，拓展交易范围。交易机构是电力市场化改革的重要环节和关键平台 ，其发挥作用的水平一定程度上反映了各地电力体制改革的进展水平。
从全国来看 ，区域和省级交易机构已组建到位 ，并发挥了应有的作用 ，但是各地发展不够平衡 ，电力交易机构的交易范围、交易品种和业务量仍然有限。要把交易机构发挥作用的水平作为衡量各地电力体制改革进展的重要标志。
当前 ，既要推进中长期交易规避风险、以现货交易发现价格的电力市场 ，还要鼓励合同转让机制 ，以及优先发电权交易。
要加快放开交易主体的跨省跨区限制。现阶段 ，因为硬件软件两方面制约 ，跨区域交易仍然受到很大限制 ，缺少全国性的交易市场。但是 ，市场也可以对电网的跨区域建设提出要求 ，推动电网建设的跨区域市场化。一个办法是组建跨区域的全国性电力交易机构 ，另一个办法是在现有的交易机构中培育全国性交易机构。同时 ，要鼓励市场主体跨区域注册 ，搅活一池春水。
四是处理好顶层设计和摸石头过河的关系 ，注重电改的系统性、整体性、协同性。顶层设计是目标和方向 ，摸石头过河是具有中国智慧的改革办法。二者是辩证统一的 ，推进局部的阶段性改革要在加强顶层设计的前提下进行 ，加强顶层设计要在推进局部的阶段性改革的基础上来谋划。
对必须取得突破但一时还不那么有把握的改革 ，可以采取试点探索、投石问路的方法 ，看准了、取得成效了再推开。比如售电侧的逐步放开和准入问题 ，如跨区域性全国交易机构的建立问题 ，是单独组建还是就现有机构培育 ，完全可以让市场来选择 ，在试的过程中发展和认识 ，在试的过程中注重总结、做出决断。
要充分把握本次电改具体方案、实施细则地方主导的特点 ，既尊重地方的首创精神 ，鼓励基层大胆试验、大胆突破 ，又要加强宏观思考 ，遵循顶层设计。特别是针对个别政府部门和地方以改革名义出台的并不完全符合市场化方向的政策措施 ，影响电力体制改革有序推进的问题和现象 ，我们必须坚持“链式改革”的思路 ，即以问题为导向的全产业链市场化改革 ，以改革的系统性、整体性、协同性为目标 ，完善跨部门、跨行业、跨地区、跨所有制的改革方案 ，以此打破困局 ，以整体的合力和各主体之间的有效协同 ，引导市场发挥其决定性作用 ，促进电力资源的优化配置。
