一、我国电力体制改革的经验教训

　　深刻认识和研究我国电改政策，不能抛开曾经的国发72号和2号文件。上世纪80年代，面对改革开放蓬勃发展、电力严重短缺的局面，国家提出多渠道筹措资金“集资办电”的思路，1985年国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》(国发〔1985〕72号)，电力工业开始探索从计划经济走向市场经济。按照“谁投资、谁用电、谁得利”的政策，缺电局面到90年代中期基本扭转。1996年国家启动电力行业政企分开工作，当年底成立了国家电力公司，1998年3月撤销电力工业部。针对电力运行中暴露出农村电价高、收费乱的突出问题，1998年起国家迅速推动了以城乡同价为目的、农电改革为保证、农网改造为基础的“两改一同价”工作，1999年国务院批转国家经贸委《关于加快农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知》(国发〔1999〕2号)。农民是执政的群众基础，2号文件是着眼国家发展大局、立足“三农”“得民心”的战略性决策，其“跳出电力说电力”的思维，对“十四五”巩固脱贫攻坚战成果有十分重要的借鉴意义。

　　以“二滩弃水事件”为导火索，针对发电竞争不公平、电网运行效率低下等突出问题，2002年国务院下发《电力体制改革方案》(国发〔2002〕5号)，实施“厂网分开、竞价上网”，力图构建“政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。此轮改革改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，但由于改革动员不足、利益格局难破，到2006年改革就相对停滞下来。此后电力发展矛盾日益积累，社会各界普遍呼吁改变“半计划半市场”的运行管理状况，出台发用双方直接见面、直接交易的新电力改革方案。2013年底党的十八届三中全会和2014年中央财经领导小组第六次会议后，电力改革方案拟定进入快车道，2015年中发9号文件得以印发。

　　9号文件的许多内容是在广大人民群众的强烈要求，而电力行业内部就改革诸多焦点问题争论不休、难有共识的情况下，“兼顾改到位和保稳定”的产物。其历史意义在于肯定了政企分开、厂网分开、主辅分开，明确了“管住中间、放开两头”的体制架构，重启了改革征程，唤起了改革力量，顺应了“十三五”经济社会发展要求，奠定了持续深化改革的基础。文件明确的28项任务到现在大多有了明显进展或大体安排，但基于当时的艰难环境，文件聚焦在机制建设、聚焦在“近期”重点任务，对体制方面的工作未做过多安排;对“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系”，也没有明确非常具体的目标场景和完整的实现方案。

　　新电改五年来，社会各界广泛参与，几千家的售电公司成立运营，数以万计的电力用户直接参与电力交易，电力行业“神秘面纱”被揭开一角，电力事业更多地融入到了地方经济社会发展当中。电力改革取得了历史性进步。

　　但是在改革进程中，由于对9号文件精神实质理解不透，改革、发展、稳定的关系认识不一，部委之间、央地之间协调不足，实操中对近期改革的重点，面对世情国情深刻变化的政策导向，出现了一些偏差。重交易规则编制、轻合格市场主体的培育，重国际经验的引进、轻中国问题的剖析，重现货市场等显示性工作、轻扎实的基础规章制度建设，重交易中心建立的形象进度、轻交易组织信息披露等实质问题的解决，增量配电业务试点重数量、轻质量，重电力行业自身发展、轻能源转型外部压力的应对，改革重目标、轻过程，改革安排日程表过于乐观、屡屡爽约。当然，这些问题是事物发展中的存在，说问题不是遮盖、否定各方面的成绩与努力。

　　40多年的电力改革，有两条基本经验，一是改革的目标取向上，坚持服从服务于经济社会发展和经济体制改革的总目标总要求，坚持问题导向，不断发现问题、解决问题;二是改革的方式方法上，以体制变革带动机制优化，抓大放小、抽丝剥茧，逐步从发电环节向核心的电网环节和调度交易职能等纵深领域延伸、突破。

　　总体讲，可以肯定，5号文件和9号文件确定的电力改革方向没有问题。不足在于上面两条经验没有运用好，目标导向和问题导向不突出，体制改革没有突破。

　　二、电力市场化改革的自我逻辑

　　电力既有商品属性，也有公共品属性。电力改革的目的在于调整生产关系，完善上层建筑，使电力普遍服务、保底服务得到有效供给，让尽可能多的发电企业、电力用户等走向市场，实现资源配置的最优化。

　　市场的灵魂在于各类市场主体的选择权。生产生活用电存在不同程度的不确定性，电力需求每年、每月、每日都不同，日内还有高峰低谷;由于电力的即时性和不可大规模储存的特征，为满足需求，必须提前对发电企业的生产作出安排;电力市场是将这种发电权利从政府部门的指令性计划变为按商业性规则由发电企业竞争获得。原来用户用电需要向电网公司购买，电价由政府行政决定、长期不变;电力市场就是要遵循商品经济一般规律，让价格反映电能的供需关系;9号文件赋予了规模以上用户与发电企业直接交易竞争确定价格的权利。电网公司的角色由统购统销变为专司电力输送，收取过网费。委身于电网公司之上的调度交易公权力，交易组织方面成立了相对独立的电力交易中心，电力调度中心暂时留在了企业内部，但其相对独立性一直以来有《电网调度管理条例》背书。

　　服务于市场主体选择权，则需要与之相配的市场交易竞争机制。当前全国各省份都开展了年度或月度的电能量中长期交易;现货市场试点省份还开展了日或小时级的即时电能交易，价格实时反映供需，交易更精细、更复杂。电能交易的价格既可以依据市场主体的报价来结算，也可以按照系统的边际价格出清、结算，这取决于规则设计理念。当然，电力系统有网络属性，受电力线路传输容量的限制，严格讲一个市场内不同地区的供需关系可能也不一样，节点边际电价理论可以反映位置的差异。除了以上的电能量市场外，电力系统的安全运行还需要调用设备和资源保障系统的频率和电压合格、运行备用充足，这种专业上的辅助服务一部分要求市场主体无偿提供，另一部分则需要安排专门的交易。在电能量市场竞争中，发电企业往往采用短期边际成本进行报价，不一定能够覆盖其固定投资，为了保证发电装机的充裕性和发电企业投资的积极性，有时还需要建立容量市场。为了增加市场流动性，成熟的市场中还允许进行期货、期权等金融交易。

　　这种市场竞争机制是理论上的，必须和各国经济社会及电力发展的实际相结合，否则就是“海市蜃楼”。结合我国国情，应当构建以市场竞争机制、兜底服务机制、绿色发展机制和区域协调机制四部分为支撑，以电力产业体系为基础和政府管理体制为保障的中国现代电力市场体系。市场竞争机制是现代电力市场体系配置资源的主要机制，但不是全部。

　　在电力市场建设中，从省域范围内仅仅开展燃煤机组与电力用户的中长期电能量交易、按改革前的购销差价给电网公司缴纳过网费这一现实起点，如何发育到包含风、光、水、火、气、核各类发电主体和储能电站、售电公司都参与，交易时间颗粒度精细到日或小时级，交易价格反映用户位置的差异，过网费使用政府按电压等级核定的输配电价，交易范围大到跨省乃至全国、小到局域网和分布式电源当地，涉及辅助服务市场、容量市场、金融市场，无所不包、完备的市场竞争机制呢?这方面美国、英国、欧洲、澳大利亚等有相对成熟的经验，逻辑也较为自洽。

　　如果构建的不仅仅是理论上的市场竞争机制，而是前述“六位一体”的中国现代电力市场体系，必须承认，到目前为止问题还没吃透，建设方案和路线图也还不清晰。这就是我们改革中“摸着石头过河”的部分。从这个意义上讲，我国电力市场化改革的自我逻辑仍需不断丰富和完善。