深化电力体制改革已成为我国能源安全和经济社会发展的一项紧迫任务。为了实现这一目标，《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》强调了构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统的必要性。这一新型电力系统将更好地推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全，为电力体制改革提出了新的目标。

改革极大促进了电力事业发展

2002年，我国正式开启电力市场化改革，重组国有电力资产。改革破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，形成了多家中央发电企业，以及众多地方、外资、民营发电企业办电的多元化竞争格局。改革极大增强了电力企业活力，提高了电力供给能力，缓解了长期困扰我国发展的电力短缺问题。

2015年，面对市场交易机制缺失、价格关系没有理顺、煤电矛盾突出、新能源和可再生能源开发利用存在困难等问题，我国继续推进新一轮电力体制改革，加快电力市场建设，有序放开煤电上网电价和配售电业务。市场机制发挥了优化配置资源、促进可再生能源消纳和保障电力供应的作用。

改革需要持续深化。“双碳”目标要求我们加快构建新型电力系统，但过程不会一帆风顺。2021年10月，“市场煤”“计划电”的价格机制导致飙涨的煤价无法有效传导至电力终端用户，部分地区电力紧张。近年来，新能源大规模发展，又出现过严重的“弃风”“弃光”问题，这些现象都与电力生产消费体制机制不合理密切相关。

电力体制改革是解决能源转型过程中各类主体间利益矛盾的重要手段。还原电力的商品属性，已成为市场发展的必然趋势。经过多年探索创新，全国统一电力市场体系建设积极推进，体制机制初步完善，但仍跟不上能源转型变革的步伐。

谋未来，要健全适应新型电力系统的体制机制。当前，我国能源低碳转型进入爬坡过坎攻坚期。作为全球最大的能源生产和消费国，我国要在推进现代化进程中实现“双碳”目标，更好完成保障能源安全与推动绿色低碳发展两大任务，必须科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。

新型电力系统与价格改革

把电看做商品还是公共服务，这是两个不同的范畴。在市场经济条件下，电是商品。但电这种商品具有特殊性，通过深入分析电力商品供应、需求的特殊性，才能够搞清楚电力如何推进市场化改革。

经济体制改革的核心是处理好政府和市场，或者说计划和市场的关系。大部分人认为，社会经济活动被分为政府和市场两个部分，或者说三部分，即指令性计划、指导性计划、市场调节；在价格机制上也对应为政府定价、政府指导价和市场调节价。实际上，我认为政府（计划调节）和市场都是覆盖全部社会经济活动的。政府的作用至少有四个方面，提供交易媒介，如货币发行；制定交易规则，如法律制度；确定交易主体，如规定市场准入资质；以及进行社会性规制，如环保、安全等，这四个方面都是覆盖全面经济活动的。同样，市场也是覆盖全部交易活动的，人类经济活动，本质上就是分工和交易，市场机制在其中起基础性、决定性作用。政府干预是否有效，要看是否顺应市场、尊重价值规律；如果政府调控或干预没有遵循市场规律，就会出现黑市、短缺等不利后果。

电力行业更是如此，电力交易、电力市场是人为设置的市场。如果没有提前制定的基本规则，电力市场无法运行。电力商品存在几大特性，一是难以直接体验，看不见摸不着；二是电力需求不是直接需求，而是衍生需求，是因为对照明、取暖、烹饪、冶炼等产生的对电力的需求，并不是直接使用电力本身；第三，替代弹性很小。过去没有电，夏天不用电扇、空调也能过，但电力供应便利后，人们越来越离不开风扇、空调。第四，边际成本几乎是0，电力生产和供应固定成本巨大，但新增一个用户、新增一度电的边际成本极低。第五，电力商品是由电力系统共同提供的。发电企业所发的电，用户不能直接使用。电网也并不只是输送电力的“高速公路”。用户使用的电力，是发电企业、电网企业等整个电力系统作为一个整体提供的。

那么，电力作为一种商品，实际交易的是什么？是物质、能量还是财务合约、金融合同？我们在设计电力市场规则时，要对其有清晰的认识。

从2015年中央印发电改9号文到现在，新一轮电力体制改革已经过去了8年。种种迹象表明，我国电力市场化改革将进入新阶段。一是今年国家发展改革委发布了第三轮输配电价的核定结果，输配电价规则发生了深刻变化，容量电价分电压等级和利用率、单独核算上网侧线损和系统运行费用；二是国家能源局新印发了《电力现货基本规则》，指导规范了后续电力现货市场建设。

纵观国内外电力市场建设进程，价格稳定，则供求不可能稳定，可能过度激励，也可能过度压制，比如煤电价格联动的争议、新能源发电固定上网电价的利弊等。价格放开，供求容易达成一致，但价格会大幅波动，高价格容易被认为是暴利、黑心。低价格，甚至负价格可能压垮企业，带来下一周期价格高涨，如美国加州、得州以及欧洲等。归根结底，随着电力市场化的推进，不论是发电企业还是用电企业，都不能再把电价当成一个经济决策的外生变量，自己的电力生产和消费行为与价格变化是密切相关的。就像我们过去几十年逐步适应各种消费品、生产资料价格的波动一样，去逐步适应电力商品价格的波动。市场化改革不能叶公好龙，要承受其后果。

随着新型电力系统的不断发展，调节能力客观上存在下降的趋势。从发电侧来看，调节能力较好的燃煤发电比重逐年下降，调节能力较差的风电、光伏、核电逐年增多；从用户侧看，调节能力较好的第二产业比重逐年下降，调节能力较差的居民、第三产业用电比重不断提升，充电桩是提升调节能力还是降低调节能力，还有待观察。双边调节能力下降的结果，就是电网设施的利用率在下降，单位成本呈上升态势。同时，为了适应发电、用电两侧调节能力下降的情况，现有电网还需要进行灵活性改造。

因此，提升电力系统的调节能力，是新型电力系统建设需要解决的重大课题，也是下一步电力市场化改革的重点所在。根据各国经验和教训，我们认为，一个良好的容量市场或者说容量机制是保障电力生产、供应、价格稳定运行的重要基础。人们对于电量付费，多用电多付钱，直观上容易接受；今后，可能要逐步适应为调节能力付费，有了调节能力，电能量的价格波动就会得到有效平抑，减少“多了多了、少了少了”的周期性大幅波动。

改革要把握好几个关键点

一、发挥好市场在资源配置中的决定性作用

党的十八届三中全会确定了使市场在资源配置中起决定作用的改革思路，随后的铁路改革、利率市场化改革、国企混合所有制改革等无不鲜明的体现了这一思想。如今，新一轮电改方案和配套文件出台，其电力市场化、电价由市场决定等核心内容，再次印证了中央坚定不移推进市场化改革的决心。按照中发9号文和配套文件，将在电力行业引入市场竞争机制。

二、建立科学、合理的价格形成机制

市场化改革的核心是改变竞争环节的价格形成机制，由现行的政府定价为主向市场定价为主转变。那么，什么是市场化价格形成机制？按照配套文件，市场化价格形成机制将区分竞争性和垄断性环节，在发电、售电等竞争性环节形成适应市场要求的电价机制，在自然垄断的电网环节形成由政府核定输配电价的机制。可以预见，未来我国将通过市场的手段引导电力投资，促进电力投资布局优化，推动清洁能源发展、能源转型和环境保护。同时，对于用电侧，也将促进用户合理用电，提高用电效率。

随着市场化价格机制的建立、输配电价的独立核算，用户用电价格将随一次能源价格随行就市，实现发电侧与用电侧的价格联动。本轮改革的重点在理顺电价机制、建立市场化机制，而不是简单地降低电价，将推进改革、释放改革红利作为降低电价水平的有效手段。推进电价改革、衡量市场化改革成效的标准，是新的价格形成机制能否高效运作，准确、及时反映一次能源价格变化、市场供需情况和供电服务质量提升。未来，电价水平的波动将成为“新常态”，其高低并不能作为衡量改革成效的唯一标准。

三、有序推进电力改革试点

电力体制改革关系经济发展、能源安全、民生保障、环境保护、社会稳定等重要领域，涉及政府职能转变、行业管理调整、市场机制建设、价格机制完善等重大变革，影响主体多、覆盖面广，十分复杂。而且，当前各方对于电力市场运行规律的理解和认识还有待进一步深入，对一些事关电力市场建设的深层次问题，把握的还不够准确。从我们国家来看，“试点先行”是我国改革开放取得巨大成就的宝贵经验。因此，先行开展试点能够使我们进一步深入探索电力市场运行规律，避免市场化改革出现反复和偏离初衷，确保改革取得实效。

从目前来看，中发9号文件和配套文件中要求的、各方意见取得最大公约数的改革措施，应有序、有效、稳妥推进试点，尤其是输配电价改革，核定独立的输配电价，这是电力体制改革的关键，应加快推进，进一步扩大试点范围。对售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等部分重大改革事项，可以先进行试点，在总结试点经验和完善相关规则的基础上再全面推开。

四、确保用户自由选择权的实施

电力体制改革的一个重要目标就是要使广大用户拥有自主选择权，共享改革红利。按照配套文件的要求，新一轮电力体制改革将打破垄断、推进售电侧放开，赋予用户自由购电权利，使用户拥有更多购电选择，用电更加便利。改革后，用户能够根据自己的个性化需求进行差异性选择，获得更加优质的服务。比如，有些用户可能选择价格更经济的售电公司；有些注重环保的用户可能选择购买绿色电力；有些用户可能选择售电公司提供定制服务或专属解决方案；部分大用户参与批发市场竞争，与发电企业签订长期购电合同，有助于优化用能成本，增强市场中的议价能力。这些，都是广大用户在新一轮改革中所获得的新的红利。

同时，我们也要注意，在改革推进过程中，需要建立科学完善的监管机制，制定较为严格的监管规则，避免在打破老垄断的同时，局部地区又重新形成配售一体化的新型垄断，影响用户选择权的实施，使广大用户无法共享改革红利。

五、处理好市场与计划的关系

电力市场化改革初期，发用电计划电量与市场电量并存，即形成所谓的“双轨制”。一部分发电企业和用户的电量仍按政府制定的价格卖电与购电，而另一部电量则按市场价出售和购买。那么，在计划逐步转向市场的过程中，为确保改革平稳过渡，如何处理好市场与计划的关系，保障各利益主体之间公平，应该采取哪些措施？

首先，应根据我国的基本国情，逐步放开发用电计划，电量比例根据改革进程逐步扩大。从国外看，大多数国家电力市场建设初期一般都先允许符合一定条件的发电企业和用户进入市场，电量比例约在30%左右。其次，保留一部分发电计划，以确保居民用户等公益性用电和可再生能源的消纳。我国很多地方，居民还难以承受市场化的电价水平；国家鼓励优先使用的可再生能源发电，其价格水平在市场上竞争力还较弱。这些，都将通过保留部分公益性和调节性发电计划予以保障。第三，市场建设初期，优先保障市场电量的执行。改革之初，市场电量规模不大，交易以中长期为主，市场电量的偏差可通过计划电量调整，实现电力电量平衡。但是，随着放开电量逐步扩大，计划电量已难以为市场电量的偏差保底，需要建立市场化的偏差电量调整机制，通过市场化的公平的手段确保电力电量的平衡。