电力市场改革：六大关键问题待解

电力体制改革应通过持续优化电力行业体制机制、建立公平有序的电力市场，全面支撑我国能源清洁低碳转型、保障电力安全稳定供应，促进技术和模式创新，推动电力工业高质量发展。

（来源：《能源评论》 作者：马莉 张凡 杨素 作者供职于国网能源研究院战略研究所）

2019年，我国电力体制改革取得了重要进展:电力市场建设成效初显，8个现货市场试点平稳推进，中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场体系初具雏形；首个监管周期输配电价顺利实施，初步建立了较为完善的输配电价体系；售电侧放开平稳推进，初步形成了多买多卖的市场竞争格局；增量配电改革持续推进，试点范围基本实现地市全覆盖，总体来看，改革取得了明显成效。

2020年是“十三五”规划的收官之年，“十四五”时期是我国全面建成小康社会后，开启全面建设现代化强国新征程，全面落实高质量发展要求，深入推进能源生产、消费、体制和技术革命的关键时期。

电力体制改革应通过持续优化电力行业体制机制、建立公平有序的电力市场，全面支撑我国能源清洁低碳转型、保障电力安全稳定供应，促进技术和模式创新，推动电力工业高质量发展。

电力现货市场：六大关键问题待解

2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。

一是计划与市场双轨运行问题。

我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。

面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。

二是省间与省内市场衔接问题。

目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。

实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。

三是中长期交易与现货市场衔接问题。

在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。

建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。

四是新能源参与电力市场问题。

目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。

新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。

五是市场力风险防范问题。

我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。

市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。

六是调峰调频资源参与市场问题。

近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。

逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。

增量配电：群雄逐鹿，渐入佳境

增量配电改革是新一轮电力体制改革的重要内容，一直吸引着社会各界的关注。国家层面将增量配电改革作为当前稳增长稳投资的重要措施，不断加大改革推进力度。目前全国共批复四批次试点项目440个，第五批试点项目申报工作已启动。2019年，在各方的共同努力和推动下，试点项目整体进展显著加快，促进了电网企业服务水平和经营效率的提升，加速了综合能源服务的创新发展。2020年，增量配电改革将进一步完善政策机制，有序推进。

首先，增量配电改革长远目标需进一步明确。

中发9号文对增量配电改革预期目标可以总结为“促发展、提效率、开放社会资本、推进混合所有制改革”，但在总体目标下，还应完善相对清晰的配电服务运营监管的长远格局和发展路径，用以指导当前的项目试点工作。

及时总结试点经验也非常重要。考虑到配售电业务的重要性和技术、管理的复杂性，当前增量配电改革的工作注重对之前试点项目的系统总结评估和完善纠偏，避免试点项目推进过程中老问题重复再犯。

同时，需要进一步统一思想，明确试点推进思路。试点项目获得批复后，需要尽快确定清晰的思路，提出合理的商业模式，确保投资收益，吸引社会资本积极参与。

其次，政策规定需进一步完善。

增量配电改革目前还处于起步摸索阶段，尽管国家层面已出台了相关政策文件，如供电区域划分、价格核定等，但具体实施细则仍不明确，难以指导实际工作。此外，试点项目规划、建设、运营以及服务等建设运营阶段的国家标准、行业规范仍不完善。缺少强制性标准约束，其他投资主体有可能发生为增加收益而降低配电网规划建设标准的情况，试点项目进入运营阶段后，存在一定的安全风险隐患。所以，需要明确相关标准。

最后，增强盈利能力，创新商业模式。

增量配电公司初期处于配电网投资建设阶段，试点区域负荷电量增长暂未达预期。前期投资的现金流出巨大，中、短期内可能出现亏损，需要尽快增强盈利能力。部分省份民营企业创新能力强，思路活，借助增量配电试点项目，为客户提供多种增值服务，实现了盈利。其他省份也需根据自身情况，因地制宜，积极开展市场化售电业务、创新商业模式，为用户提供多种综合能源服务。

售电侧改革：机遇再起，售电市场发展质效仍需提升

2020年售电市场建设压力与机遇并存。当前国内外经济形势复杂，国际贸易摩擦频发。在此背景下，深入推进售电侧改革，放宽直接交易准入条件、扩大直接交易规模、提高售电主体及电力用户参与市场的积极性，既是售电市场建设的挑战，又是激发售电市场活力的有利因素。

但也要看到，售电侧改革可能面临以下趋势和挑战：

一是各级政府部门将持续扩大直接交易规模，售电市场有望进入新一轮快速发展阶段。

2020年1月3日，国务院常务会议明确:“要推动降低制造业用电成本和企业电信资费，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易。”售电市场将主要承接电力交易实施的工作。未来电力市场交易规模与售电公司代理用户将大幅增加，售电市场发展空间将进一步扩大，这对于各类售电市场主体来说是较大利好。各级政府部门应加快放宽电力市场化交易的准入用户类型、降低准入条件门槛、提高交易频次、扩大交易规模，更多惠及实体经济。

二是关注售电市场垄断问题，中小企业生存压力不容忽视。

2019年部分省份售电市场存在市场集中度较高问题，拥有发电背景的售电公司代理电量超过市场份额半数，代理客户以大用户为主，从户均代理电量水平来看要显著高于其他类售电公司。市场集中度过高不利于培育市场主体，需要加强市场监控、防范市场力风险。要做好重点地区市场价格波动等关键指标监测工作，对于市场力风险较大地区可建立市场力管控机制，促使售电市场建设初期市场有序发展。

三是部分售电公司盈利模式较单一，持续经营发展压力大。

受发电企业降价空间收窄、与用户分成比例下降、偏差考核压力大等因素影响，售电公司可持续发展压力加大。从2019年来看，售电公司已发生业务的在1/3左右，与用户分成比例呈现下降趋势，并且部分售电公司盈利模式较单一，持续发展能力不足。建议售电公司创新盈利模式，近期要着重提升售电市场开拓能力、细分客户群体服务创新能力、售电业务风险管控能力“三大能力”。加强能源电力市场开拓，精准把握客户需求；细分客户群体，主动创新增值服务，培育比较优势；提高竞价决策能力，增强市场价格波动、用户偏差电量风险管控能力。

四是随着配电网新业态的发展和电力市场建设，需求侧资源参与市场的诉求逐渐强烈，为售电公司创新服务提出了新的要求。

售电公司积极发挥作用，有助于分布式光伏、用户侧储能、可中断负荷等需求侧资源的友好交互、高效利用。当前各类需求侧资源参与市场的准入、交易机制等缺乏系统设计，仅针对部分资源的应用开展了零星探索试点，售电公司难以开拓相应商业模式，需求侧资源发展诉求难以充分满足。建议综合考虑需求侧资源技术成熟度、参与市场的经济可行性、对电网安全稳定运行的影响等方面，系统设计售电公司聚合需求侧资源参与电力市场的模式。

在“十三五”规划收官之年，电力体制改革也走过了第一个五年，即将开启新的篇章。新的一年，要扭住电力市场建设这一牛鼻子，充分发挥市场的决定性作用，推动电力体制改革取得新的突破，助力国家治理体系和治理能力现代化，助推国家全面建成小康社会目标的实现。