电力市场丨五年之功：电改持续走向纵深

截至今年3月份，新一轮电力体制改革已整整走过五年时间。要总结改革的进程、分析改革的成效，就需要正视改革任务的复杂性和艰巨性。

（来源：微信公众号“中国电业”ID：zgdyzzs 作者：刘光林）

电力体制改革是对电力行业生产力和生产关系的一次深刻调整，是一项系统性工程，它牵动着电力系统发、输、配、售、用各个环节，也需要政府、企业、有关院校、研究机构和社会团体等方方面面的共同参与。因此，电力体制改革绝非一时、一域之功，更不可能一蹴而就。

回首这五年，我们会发现，其实电改主要做了这么一件事，就是转换电力系统的运转方式，让整个行业换一种“活法”，变电力行业发、输、配、售、用的单向链条式结构，为以电网为基本管网通道，发电、电网、售电、用户和新兴业态之间能够直接互动的多向网状结构。具体说来，就是由计划运行体制转变为市场运行体制，变统购统销为多买多卖，相信大家对这些说法已经听得够多了。那么我们不妨再直白点说，这五年主要干的事情就是，在更多环节培育更多的市场主体，确定输配电价和电价形成机制，建立交易机构，出台交易规则，维持交易秩序，然后再把所有市场主体拉到一起做生意的一个过程。

由于发电侧和用电侧的市场主体是天然存在的，所以，在此轮电改中，新培育的市场主体主要产生在配电侧和售电侧，目前全国已注册有三四千家售电主体，部分主体早已入市，正在探索长期稳定的赢利之路；配电侧先后开展了4批试点，有些增量配电企业已经投入运行。全国组建了35家电力交易机构，有关部门已经给出推进交易机构独立规范运行的时间表。全国和各省区市都已经出台电力中长期交易规则，8个电力现货建设试点也已经分别出台现货交易规则及与之相适应的中长期交易规则，并步入结算试运行阶段。在输配电价改革方面，已经对省级电网输配电价定价办法和区域电网输电价格定价办法完成修订，出台正式版定价办法。此外，发用电计划持续放开，继2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划之后，国家发展改革委在2019年6月发布的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》要求，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。在电改系列措施的共同作用下，我国电力市场化交易规模逐年扩大，到2019年，全国电力市场仅中长期直接交易电量已达到21771.4亿千瓦时，占全社会用电量比重已达到30.1%。

总体而言，新一轮电改走向持续纵深阶段。下面，我们就从几个具体方面梳理一下五年来的电改情况。

输配电价改革

在新一轮电改推进过程中，输配电价改革发挥着举足轻重的作用，自2014年深圳率先在全国开展试点以来，输配电价改革就一直是本轮电改的排头兵。

2月5日，国家发展改革委在其官方网站连续发布两份通知，同时向全社会印发了《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》两份规范性文件，以持续深化电价改革，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性。

在电改各分项改革普遍仍处于试点阶段的背景下，上述两份输配电价格定价办法已经由试行版本修订成为正式版本；与之相对应，2019年5月印发的《输配电定价成本监审办法（试行）》也完成了修订，出台了正式版本。

新印发的《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》，与之前版本相比，在电价核定原则、准许收入和电价计算方法以及电价调整等方面，均进一步提升了规范性、合理性。

至此，输配电价改革进入第二个成本监审周期，也进入了一个新的阶段。对此，有业内人士认为，输配电属于政府管制环节，在未来改革过程中，输配电价也是为数不多的由政府定价的商品价格门类之一，而随着输配电投资、建设、运营过程更加公开透明，以及政府对输配电成本监审手段的不断完善，加之我国在计划经济时代积累了丰富的政府定价经验，相信未来的输配电定价机制将会更加规范合理。而令业界忧虑的是，输配电价在市场化交易中能否切实得到采用的问题。

推进电力交易机构相对独立

电力交易机构是电力交易（主要是中长期交易）的场所（交易平台），组建电力交易机构是电力市场建设的一个重要环节，是开展电力市场化交易的重要依托。因此，推进电力交易机构独立规范运行之于电力市场化改革的作用不言而喻。

2月24日，国家发展改革委和国家能源局联合印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见的通知》，让沉寂许久的“建立相对独立的电力交易机构”改革再次进入人们的视野。

至2017年12月25日海南电力交易中心建立为止，全国共建成35个电力交易中心，实现了省级供电区域的全覆盖。然而，彼时只有广州、山西、湖北、重庆、广东、广西、云南、贵州、海南9个电力交易中心为股份制公司，其他26个电力交易中心仍然为电网企业的全资子公司。时间来到2019年底与2020年初，包括北京电力交易中心在内，国网供区的电力交易机构有7家先后进行了股份制改造。至此，全国包括内蒙古电力交易中心在内还有19家省级电力交易机构没有进行股份制改造，也就是说，很多交易机构并没有实现“相对独立”，如此一来也就很难做到规范运行。

对电力交易中心实施股份制改造，是中发9号文“三放开、一独立、三加强”总体思路中“一独立”的改革任务。那么这个“独立”到底要独立到什么程度呢？2018年9月，国家发展改革委和国家能源局联合印发的《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》要求，“非电网企业资本股比应不低于20%，鼓励按照非电网企业资本占股50%左右完善股权结构”。而此番两部门对这个“独立”的程度又提出了更高的要求——《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》明确，“2020年上半年，北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。”可见，推进电力交易机构独立规范运行的动作正在变得越来越迫切。

售电侧改革

非电网企业售电主体的出现，是本轮电力市场化改革“有序向社会资本放开配售电业务”直接产生的结果之一，是本轮电改的重点任务之一。

2019年，我国全社会用电量达到72255亿千瓦时，比上年增长4.5%，据此推算，全国售电量和市场化销售电量会有一个更大幅度的提升。人所共知，本轮电改之初，业界就对我国售电市场有着万亿电量级别、千百亿利润级别的预期，而随着发用电计划的不断放开，这个预期将会更加清晰地照进现实。是以，之后在短短不到3年的时间内，全国在交易机构注册的售电公司就增加到3000多家，社会资本渴望分售电市场一杯羹的热情令人咋舌。

但在这火热的背后，有相当一部分售电主体单纯受短期利益驱使，并没有做好长期入市的准备，终究摆脱不了“被拍在沙滩上”的命运。经历了短暂的“黄金期”后，随着用户侧对市场了解加深、发电侧让利的收窄，售电侧的利润明显受到挤压，比如，2018年广东电力市场共有30家售电公司收益为负，整体亏损面为20.3%。

在全国范围内，情况也是大同小异，有相当一部分售电公司选择了退市，售电市场也从开始的头脑发热逐渐回归了理性。

电力作为一种特殊商品，其发输配售用的即时性以及同质化特性，决定了售电和售普通商品存在巨大区别，独立售电商并不具备普通商品销售商那种集物流、渠道、仓储、归集、展示、销售于一身的特性，因此，售电商赚取商品差价的逻辑依据远不如普通商品销售商来的那么有底气，尤其是在发电企业也可以和用户直接交易的情况下。如此看来，售电企业仅剩下偏差管理这一个赢利抓手，而仅靠这一个抓手所能获得的销售价差注定十分微薄，自身生存恐怕都难以为继。

因此，选择留下来的企业也需要冷静思考售电路在何方了。作为立足广东的一家售电企业——九州能源有限公司董事长张传名认为，售电企业未来必须在“售电+”上做文章，充分利用客户的资源、设备以及金融手段，发现新的赢利点，“当然这一切还有待深入探索和论证，目前还没有哪一家企业敢说自己探索出了真正的赢利模式。”而九州能源当前正在开展的业务包括四大块：一是市场化购售电服务，二是能源互联网服务（研发云平台），三是能源投资服务（主要是投资充电站和光伏电站），四是“EPC+F”服务。在张传名看来，前两块业务才是售电公司应有的赢利模式，后两块不过是“苟且”的手段，然而，短期来看，“应有”的模式“赢利前景渺茫”，而“苟且”的手段尚可以聊以“生存”。

无论如何，选择坚强的售电企业还是顽强地生存了下来，把近期经常用在抗“疫”战线上的一句话送给售电行业，那就是“没有一个冬天不会过去，没有一个春天不会到来”。

增量配电业务改革

在“中发九号文”及其配套文件中，增量配电业务改革被放置在“配售电改革”的大范畴中，并未被单列，直到国家发展改革委和国家能源局关于印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》的通知出现，才暴露出售电侧改革和配电侧改革若合若离的关系，前一份管理办法还将两项改革放在一起，而后一份管理办法则很明显地将配电侧改革单独“放飞”了。

其实，二者合有合的逻辑，分有分的理由，“合”是因为，售电侧改革和配电侧改革都是产生新兴市场主体的改革门类，一个产生的是售电企业，一个产生的是增量配电企业，将二者的准入与退出等内容放在一起，显得比较完整；而“分”是因为，除了增量配电主体天然属于售电主体之外，这两个分项改革在推进过程中，并没有必然的同步性和关联性。

增量配电业务改革的意义在于，能够提升地方政府在配电网建设运营方面的主导作用，有利于扩大配电网投资、提高配电网的运营效率和服务水平，并降低配电网运营成本和用户用电成本，同时还能为适合我国国情的输配体制研究提供实践经验。

配电侧改革正式开始于2016年11月两部门发布《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，而最近与增量配电业务改革有关的动作则是第五批增量配电业务改革试点申报工作启动。截至目前，两部门已经分4批在全国范围内批复了404个增量配电业务改革试点项目。

然而，增量配电业务改革毕竟是一个新生事物，此项改革所催生的增量配电项目及增量配电主体在面世之初就要遇到许多阻碍，因为这其中毕竟牵扯到新旧主体之间的利益切割问题，其中包括配电区域划分协议书（意见）获取难度较大、试点范围内已有资产难以处置、接入公共电网存在阻碍等问题；另外，增量配电项目和市场主体本身也存在一定的问题，比如，部分非电网企业存量配电项目审批手续不齐全，以及新增配电企业实力参差不齐、部分企业对改革认识不全面等问题也是存在的；此外，增量配电价格核定及计算标准也暂不明确。上述问题的存在导致试点项目进展缓慢，甚至在部分项目中业主确定都成了问题。由于部分试点项目存在这样那样的问题，2019年9月国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布通知，宣布取消了24个增量配电业务改革试点项目，也因如此，目前全国已经发布的增量配电业务改革试点项目总数减为380个。

不过，改革本身就是一个见招拆招的过程，针对配电区域划分和存量资产处置问题，国家发展改革委、国家能源局制定了《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》；针对部分非电网企业存量配电项目审批手续不齐全问题，国家能源局综合司于2018年7月印发《关于简化优化许可条件、加快推进增量配电项目电力业务许可工作的通知》；对于接入公共电网存在阻碍，配电网规划编制公平性有待提高等问题，国家发展改革委于2019年8月就修订《供电监管办法》开始征求意见；针对试点项目进展缓慢、新增配电企业实力参差不齐、部分企业对改革认识不全面等问题，有关部门更是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。

国家能源局有关人士曾经介绍，现阶段的配电业务改革只是处在项目规划的阶段，相信到实际运营阶段还会有新的问题出现，后期还会有配套的制度安排。

电力现货市场建设试点

自2017年8月启动试点以来，我国电力现货市场建设工作已经开展了两年半的时间，最初确定的8个试点均已经启动了模拟试运行，并且普遍开展了连续结算试运行。这标志着我国电力现货市场建设迈出了关键一步，也为我国早日正式开启现货市场交易打下了坚实基础。

2019年11月召开的全国电力现货市场建设推进会认为，各试点在结算试运行期间，市场运行总体平稳有序，市场主体申报积极主动，市场出清价格基本合理，技术支持系统运行正常，电网运行安全可控，市场方案及规则设计验证有效，总体情况符合预期目标。

作为电力市场的重要组成部分，业内甚至不惜用“无现货不市场”来标示现货市场之于电力市场建设的重要地位。可以这么说，建设电力现货市场体现的是电力市场化改革的总成，要建成电力现货市场，就必须对传统的电力生产关系进行一次彻底重构。这个所谓的重构就体现在新一轮电力体制改革的方方面面。

在新一轮电力体制改革进程中，配售电业务以及发用电计划的放开、市场主体的培育、定价机制的形成、相对独立交易机构的组建、交易规则的编制、交易技术支持系统的设计、信息披露机制的建立、市场监管能力建设等等，这一系列分项改革任务推进得顺畅与否、成功与否，无不左右着现货市场建设的成效。

除此之外，电力现货市场建设本身也存在着一系列亟待解决的问题，这些问题如果得不到妥善解决，也会阻碍这一分项改革任务的顺利推进。2019年11月召开的全国电力现货市场建设推进会还指出，在各试点开展结算试运行的过程中，暴露出在市场规则体系、市场力、不平衡资金、信息披露等方面存在的问题，需要分步骤、有重点地解决。例如，南方（以广东起步）电力现货市场建设试点还需要进一步研究讨论价格机制、中长期与现货衔接机制、电源侧成本补贴机制、合同转换以及偏差考核等关键机制的问题，以进一步完善推进2020年的结算试运行工作，深入检验市场长期结算条件，为正式结算做好准备。总体来看，未来的电力现货市场建设还有很长的路要走。

而从上个月刚刚印发的《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》提出，“2020年底前，区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构的股权结构进一步优化、交易规则有效衔接，与调度机构职能划分清晰、业务配合有序；2022年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成；2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。”其中的“交易规则有效衔接”“适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成”及“基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系”等几项具体要求，无不涉及到电力市场建设，尽管指向目标是各电力交易机构，主要涉及的是中长期电力市场，但我们知道，现货市场是需要和中长期市场配合运行的，因此，上述目标要求也对各电力现货市场建设试点推进提出了新的更高的要求。