新一轮电改4周年：由分类筑基走向系统性磨合阶段

节日焰火还留有最后一丝绚烂，浓浓年味在心头犹未散去，时代运转的车轮早已隆隆启动。自“9号文”印发以来，新一轮电力市场化改革即将迎来4周年。

（来源：微信公众号“中国电业”ID:zgdyzzs 作者：刘光林）

4年来，我国电力体制改革的市场化基础逐步确立，相关主体的市场意识得到深化，各领域改革全面推进，成果得以进一步显现，改革正从打基础阶段逐步向全系统磨合调试阶段过渡。

带动全国市场化交易电量占售电量比重提高近26个百分点

4年来，电力体制改革遍地开花，在多个领域均取得重要的阶段性成果，推动发用电计划逐年放开，带动了全国市场化交易电量逐年攀升。

统计显示，2015年，24个省份直接交易电量总计超过4000亿千瓦时，是2014年1540亿千瓦时的2倍多。2016年，全国电力市场化交易电量接近8000亿千瓦时，又是2015年的近2倍。2017年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司供区市场化交易电量合计16324亿千瓦时，占全社会用电量比重达到25.9%。2018年，全国市场化交易电量进一步达到2.1万亿千瓦时，占售电量比重更是接近40%，比2015年电改初期的14%提高了近26个百分点。

市场化交易电量逐年攀升的背后，是输配电价改革、售电侧改革、推进电力交易机构相对独立改革等各分项改革所发挥的夯基垒台作用。

新一轮电力体制改革启动以来，输配电价改革试点、电改综合试点、售电侧改革试点等各项改革试点工作迅速推进，形成以综合试点为主、多模式探索的格局。自2014年深圳电网和蒙西电网“破冰”输配电价改革试点，至2018年6月14日国家发展改革委、国家能源局批复西藏自治区电力体制改革方案为止，我国除港澳台外所有省级行政区均纳入了电力体制改革试点。

输配电价改革试点始于深圳电网和蒙西电网，截至目前，实现了除西藏外的省级电网全覆盖；印发了《输配电定价成本监审办法》；省级电网输配电价格、区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格定价办法，以及地方电网和增量配电网配电价格的指导意见均已发布，输配电价定价和监管工作实现了体系性全覆盖；首个监管周期内的省级（除西藏外）电网输配电价、区域电网输电价、跨省跨区专项工程输电价已经核定并出台；当前，国家发展改革委正组织开展新一轮输配电成本监审。业内都明白，输配电价改革承担着电力市场化改革“先行官”的角色，其推进的成功与否会直接影响到电力市场化交易、增量配电改革、售电侧改革等其他分项改革甚至电力市场化改革的全局。

推进电力交易机构相对独立是本轮电改总体思路中“一独立”所指的内容。2016年3月，我国首家完成工商注册的电力交易机构——北京电力交易中心揭牌成立，2017年12月25日，我国最后一个省级电力交易机构——海南电力交易中心挂牌成立。至此，全国建成两个国家级（区域级）电力交易机构，并在除港澳台以外的31个省级行政区建成33个省级电力交易机构。而且，除西藏电力交易中心之外，其他电力交易机构均已组织开展过实质性交易业务。各级、各地交易机构组建之后，就着手开展了市场主体注册工作，并会同有关各方积极研究交易方案，制定交易规则，选择交易品种，确定交易模式，搭建交易平台，为开展电力市场化交易打下了坚实基础。

有序向社会资本放开售电业务是本轮电改的一大亮点，也是到目前为止社会资本最为活跃的分项改革领域。新一轮电改打破了电网企业“统购统销”的传统模式，每年几万亿的电量市场将被逐步放开。在巨大的利益驱动下，售电公司如过江之鲫，入市速度之快着实令人惊叹。据统计，从2015年深圳注册成立全国首家售电公司到2018年3月底的短短3年时间，在全国各大电力交易机构注册公示的售电公司就达到3000多家。

除上述各领域改革之外，截至目前，我国在增量配电业务改革领域已经启动320个试点项目，实现市级行政区的全覆盖。在电力现货市场建设试点方面，南方（以广东起步）、甘肃和山西电力现货市场在2018年先后投入试运行。

新一轮电改各分项改革难易度评价表

4年来实施的各分项改革为系统性改革打下坚实基础

然而，新一轮电改实施的4年来，所取得的成就更多地在于“打基础”，尚处在为进一步实现市场化铺路的阶段。比如说，要开展市场化交易，必须得有多买多卖的交易对象，所以就需要放开售电侧市场，增加售电主体，这即是售电侧改革。有了交易对象，当然还得有开展交易的场所和制定规则的有关机构，这即是推进交易机构相对独立方面的改革。另外，要开展市场化交易，还必须得监审电能输配成本、核算输配电价格，这即是输配电价改革。只有将这些基础性的工作都做到位了，才能够进一步推动电改进程，迈向电力市场化的高级阶段。

应该说，电力体制改革同其他创新性工作的发展进程并无二致，也是遵循一个由易到难、由简到繁、由筑基到拔高、由量积到质变，最终实现市场化改革目标的过程。新电改顶层设计文件发布以后所开展的主要分项改革工作，要么属于利益主体交锋不算直接、博弈不算激烈的，要么属于技术不算复杂、实现难度不是很大的，否则，改革进度就相对缓慢些。比如说，在现货市场开市前，售电侧改革的市场主体注册阶段则进展比较顺利；在推进交易机构相对独立改革方面，尽管存在股份制和电网企业独资方面之争，料定后续全部实现股份制改造并不算难；关于输配电价改革，初期需要在技术和经验方面做好积累，后续还有很大的调整空间，但整体进展也还说得过去。

可以这么说，一些相对容易推进的改革项目都已经推进得差不多了，剩下的基本上都是“硬骨头”了。比如，增量配电业务改革和现货市场建设就谈不上有多顺利了，前者由于涉及信息共享、边界划分、资产界定和处置，以及电网接入和逐个核定配电价格等问题，进度远远不及社会预期；后者则受平台、技术、经验和市场成熟度等因素影响，进展比较缓慢，目前8个试点当中只有广东、甘肃和山西启动了现货市场试运行，整体推进更是需要时日。

其实，不管是顺利推进的还是进展缓慢的，随着市场化的进一步深入，在任何一个分项改革领域都很难让从业者高枕无忧。比如，省级电网输配电价当中的交叉补贴问题、核价的准确性问题以及调整机制不健全的问题，售电侧改革中售电主体的培育和缺乏赢利模式问题等等。

增量配电业务改革进展缓慢但前景柳暗花明

新一轮电改实施至今，说增量配电业务改革是关系最错综复杂、触动利益最深、博弈最激烈的分项改革，估计没人会持异议，这也印证着该分项改革的确是本轮电改的“硬骨头”的论断。

就目前来看，作为2018年电力体制改革的重点内容之一，增量配电业务改革试点推进速度确实差强人意。

从2015年3月“9号文”最早提出“有序向社会资本放开配售电业务”以来，至2019年1月5日印发的《国家发展改革委 国家能源局关于进一步推进增量配电业务改革的通知》要求进一步推进增量配电业务改革，期间自2016年11月开始全国先后启动三批合计320个增量配电业务改革试点项目。然而，去年10月发布的《国家发展改革委 国家能源局关于增量配电业务改革第一批试点项目进展情况的通报》显示，截至通报发布时，在首批实施的106个试点当中，仍然没有确定项目业主或者没有划定供电范围的试点项目竟然有47个；除去非电网企业的存量配电项目之外，真正的增量配电项目仅有10个取得电力业务许可证（供电类）；况且，除去非电网企业的存量配电项目之外，还有6个试点项目竟然没有社会资本参与。可见，此项改革不仅跑慢、还有跑偏之嫌。

其实，增量配电业务改革试点之所以进展不顺，是有其客观原因的，因为此项改革背负着更为复杂的改革逻辑。

“9号文”设定的“管住中间、放开两头”的改革架构，其中所谓的“中间”和“两头”的分界并非绝对，配电网这一块就成为一个模糊地带，该环节既有“管住”的成分，又有“放开”的成分——“管住”的是配电网的配电价格，“放开”的是增量配电网的投资运营主体。

在此需要澄清一下，所谓的电力市场化，不仅仅指市场化选择电力交易对象，还包括市场化选择电力投资运营主体。市场化选择投资运营主体在发电领域已基本实现，此轮改革就是探索着向电网领域延伸。这正是对“9号文”“继续深化对……适合我国国情的输配体制研究”的响应。

看到这儿，估计就没有人再怀疑增量配电业务改革的必要性了吧，当然也就不用怀疑改革顶层设计者对于推进增量配电业务改革的决心了吧。

据粗略统计，2015年以来仅中央和国家层面就发布与增量配电业务改革相关的通知文件达15份之多，强化政策管理、约束和引导，环环相扣、层层加码。除去政策层面，面对地方相关责任部门改革推进不力、电网企业干预招标和设置障碍等问题，中央有关部门更是在2018年先后祭出了现场督导调研、面对面约谈、文件通报、点对点直接联系、要求地方部门定期上报等措施和手段，以了解和解决试点中存在的问题、扎实推进增量配电业务改革试点工作。

改革决策层的力推在一定程度上已经收到了积极效果。2018年12月25日，国家电网公司发布深化改革十大举措，其中就包括“加快推进增量配电改革试点落地见效”，且更进一步承诺在“在特高压直流工程领域引入社会资本”，同时还承诺“积极推进交易机构股份制改造”等举措。考虑到国家电网公司之于推进改革的举足轻重地位，我们有理由相信包括增量配电业务改革试点在内的各分项改革都将迎来一个更加快速的推进期。

分项改革的基础性成果将迎来全面改革的系统性检验

之所以说新一轮电改4年来尚处于打基础阶段，是因为之前开展的各分项改革还处在独立操作阶段，基本上还没有得到真正的系统性检验。虽然，市场主体准入或者注册了，交易机构也组建了，交易规则、交易模式、交易品种和交易类型也都基本确定了，甚至交易所需的输配电价也都核定完毕了，但我们的市场建设尚处于由计划向市场转型、市场与计划双规并行的初级阶段，市场化程度并不够高，在电量与电价的确定机制中尚有许多计划和人为的成分存在，所以说各类新成立的市场主体、市场保障要素和改革成果并没有真正地经受市场化考验，是否有足够承担市场风险的能力还不得而知。

我们都知道，如果要建成一个成熟、完备的电力市场体系，建设电力现货市场就是一道必须得跨过去的坎。然而，面对这个坎时，我们的进程并不顺利——国家发展改革委和国家能源局一度将试点地区应在“2018年底启动电力现货市场试运行”的要求，修改为“试点地区原则上应于2019年6月底前开展现货试点模拟试运行”，不仅时间上有所推迟，强度上也有所松动。

有业内人士认为，电力现货市场阶段属于电力市场的高级阶段。据此而言，建设现货市场很难与核定输配电价、培育售电市场、组建相对独立的交易机构、放开增量配电业务等分项改革任务并列，其他几项工作都可以独立开展、自成领域，而建设现货市场更像是对前期各分项改革成果的系统集成和整合应用，它检验着有关部门的政策设计能力、交易机构的组织管理能力、包括售电企业和大用户在内的各类市场主体的市场交易能力、市场发育成熟度、市场监管能力，当然现货市场能否在短期内顺利建成还要看刚核定的各类输配电价能否发挥应有的作用。也就是说，现货市场建设不算顺利的原因并不是现货领域本身的问题，而是包括其他分项改革领域在内的整体电改储备不够充分所导致的。事实上，只有前期打牢了基础，才能顺利进入下一个阶段或者高级阶段。

况且，我们所能预见到的困难还远远不止这些。坊间传言，《全国统一电力市场建设方案》已经初步形成。其实，无论这个方案成形与否，建设全国统一电力市场注定是电改的必选项，只是时间早晚的问题。届时，不仅涉及到各项改革要素之间的统筹协调问题，还要考虑省间、区域间的接轨问题。

然而，既然选择了改革就不惧怕挫折，就已经做好了“啃硬骨头”的准备。改革过程的艰辛终究抵消不了市场化带来的巨大社会红利，抵消不了人们对追求社会效益最大化终极改革目标的极大渴望。