2018年是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，在国内外形势复杂严峻、经济下行压力增大的背景下，电力行业积极进取，电力系统运行安全稳定，营商环境电力获得指标大幅上升，电力市场化改革迈出新步伐。我国电力体制改革正处于关键时期，应以发展的眼光、实事求是的态度和系统科学的方法，总结改革目前进展、实际成效和存在问题，理清下一步的改革思路，持续推进电力体制改革走深走实，坚定不移地推动电力市场化改革事业。

2018年电力市场推进情况

　　在中发〔2015〕9号文件的指引下，市场各主体、电网企业和政府部门积极响应，在市场规则、市场组织、监管制度等方面精益求精，在输配电价改革、中长期及现货市场建设、增量配电改革等方面稳中有进，改革带来的经济效益和社会效益集中体现，市场各主体参与市场交易积极性得以巩固，为电力行业带来了生机与活力。

　　市场基础进一步夯实

　　电力交易机构组建完成，市场组织体系建立。截至2018年底，全国共已成立33家省级电力交易中心和北京、广州2家区域电力交易中心，其中，8家省级交易中心和广州电力交易中心完成股份制改造，24个省份完成电力市场管理委员会的组建，形成了业务范围从省（区）到区域、从区域到全国的完整组织体系。另外，为促进各交易机构之间的协作共赢，还成立了全国电力交易机构联盟。

　　输配电价体系初步建立。在2017年底已建立跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网的全环节覆盖的输配电价格监管制度框架的基础上，2018年陆续核定了华北、东北、华东、华中、西北5大区域电网首个监管周期的两部制输配电价水平，以及24条跨省跨区专项输电工程输电价格，累计核减电网企业准许收入约600亿元。同时，首轮输配电定价成本监审工作完成，核减不相关、不合理费用约1284亿元，有力保障输配电价改革的进一步深化，改革红利得到进一步释放。

　　交易规模持续扩大

　　各种类电力市场交易电量比例再创新高。中电联2018年四季度的数据显示，全国电力市场交易电量规模为20654亿千瓦时，占全社会用电量比重达到30.2%。另外，清洁能源的市场交易规模也较去年有了不同幅度的提高，其中水电、风电和光伏的上网电量市场化率分别为31.9%、21.4%和26.6%。

　　市场主体参与市场意识增强

　　全国各地市场开放更加全面，市场主体参与市场的数量逐步扩大，参与市场的积极性不断增强。越来越多的售电公司意识到，当前的单一购销差价盈利模式无法应对电力市场的风云变幻，创新发展、寻求转型的内生动力得到激发，开始谋求售电行业的发展新业态。部分发电企业抓住当前机遇，积极稳妥构思转型升级，进入了以可再生能源、储能、综合能源等为主的商业领域。煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户得益于全面放开发用电计划的决定，节约用电成本约130亿元，切实提高了改革的获得感和认同感。

　　电力批发市场纵深发展

　　辅助服务专项工作平稳进行，各地专项试点务实探索。东北区域的火电企业积极主动研究深度调峰办法，常态挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，2018年前三季度风电多发102亿千瓦时；山西、福建、山东、宁夏、广东和甘肃地区能源相关部门发布电力辅助服务市场运营规则，并开始试运行；新疆试点完成关于辅助服务规则调研工作，将进一步完善技术支持系统建设并推进火电灵活性改造工作。

　　电力现货市场建设工作推进步伐明显加快。南方（以广东起步）出台了全国首个现货规则并于2018年8月底正式启动现货市场试运行，山西、甘肃也已于2018年12月启动现货市场试运行，山东、浙江、福建、四川、蒙西等五个试点省份已编制完成现货市场建设方案，正在按地方政府主管部门计划进行方案完善和规则编制等工作。

　　可再生能源参与市场的政策框架明确

　　可再生能源市场迎来“大洗牌”。国家能源局针对《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》三次征求意见，可再生能源持续发展获得新动能。可再生能源的平价上网正在来临，“531”新政后原本的光伏粗放式发展受到严格把控，补贴退坡等措施也倒逼光伏产业面向市场、迎接挑战。

　　除此之外，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》及其补充通知，实质性突破了分布式能源长期面临的市场化程度低、公共服务滞后等发展瓶颈，弥补了分布式发电交易的政策空白，分布式电源自此有了规范运营的市场途径。

　　增量配电改革试点范围不断扩大

　　2018年初公布了第三批增量配电改革试点，基本实现全国地级以上城市全覆盖。下半年以来相关政策不断发布，年底启动了第四批项目试点申请报送工作，将覆盖范围延伸至县级。增量配电网项目的可行性和实操性也日益增强，整体发展形势向好。为解决配电区域划分滞后而导致的部分试点进展缓慢的问题，两部委印发《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》，为增量配电改革丰富了政策支撑和制度遵循。

　　一般工商业电价降低10.6%

　　超额完成政府工作报告中提出的“一般工商业电价平均降低10%”任务。国家发改委分四批出台了十项降价清费措施，通过清理和规范电网环节收费，推进输电价格改革，规范电网环节收费，降低电价中征收的政府基金标准，释放减税红利等系列措施最终超额达成目标，各项降价措施累计降低一般工商业用户电费负担约1257.1亿元。

　　政府监管能力得到提升

　　“水深则鱼悦，城强则贾兴。”伴随电力市场体系建设，中央政府部门和各地方政府积极推动法治化建设，完善法律法规，创新意识得到调动。监管机构恪尽职守，严防价格垄断行为，维护市场公平竞争，有效保护了电力投资者、经营者、使用者的合法权益和社会公共利益。

电力市场化改革存在的问题

　　虽然2018年电力市场化改革取得了不俗的成绩，但由于缺乏系统性改革思维和全局性战略眼光，或是垄断问题依然难以根除，或是实际情况复杂难以照搬西方先进电力市场理论，电力改革中仍然存留许多问题亟待解决。

　　电网盈利模式转变不彻底

　　中发9号文中明确要求电网公司不再以上网电价及销售电价的价差作为盈利模式，旨在强化中间环节监管，激励与约束并重，促使传统的电网企业注重成本管理并提高服务质量，让电能的商品属性尽快显现。但实际情况下，电网企业作为市场主体参与跨省区交易现象普遍存在，“既当裁判员又当运动员”的情况时有发生。部分电网企业直属售电公司参与电力交易和零售市场，存在利用信息不对称在电力市场中获利的制度空间。

　　交易中心相对独立工作滞后

　　目前，大多数交易中心仍然是电网企业的全资子公司，独立性无法保证。区域交易中心的职能偏离设计轨道，与省级交易中心之间的边界模糊、功能错位。政府部门、电力交易中心、交易管理委员会之间关系不清晰，各自作用发挥不明显。交易中心股份制改造工作处于停滞观望状态。另外，交易中心与调度中心之间关于交易主导权存在争议、久议不决。

　　火力发电企业参与市场改革积极性不高

　　自经济发展进入新常态后，电力消费增速也相应下降，全国电力供应能力总体平衡、相对过剩。在绿色发展理念指引下，可再生能源与清洁能源大力发展，占用燃煤发电企业的发电空间。供需价值规律的体现，被误读为“电力改革就是要发电企业降价”。加之上游煤炭价格高位运行，部分地区发电企业经营困难，极大影响了发电企业参与市场改革的积极性。

　　市场建设线路不清晰

　　任何市场的建立都需要视野长远、清晰严格而且符合当地实情的线路图作为标尺。从世界主要国家或地区的电力市场结构来看，一个完备的市场体系应该包含能量市场、辅助服务市场、金融与期货市场、容量市场等市场类型，不同地区市场建设规划未出台，路径不明晰。现阶段我国一刀切地全面推动现货市场，但政治动员不足，配套设施不完备，配套规则不健全，交易风险评估、风险防范等工作尚未扎实开展，市场主体参与现货市场意识有待提升等问题还未得到充分重视。

　　配电投资市场目的不明确

　　中发9号文要求“按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。”但实际情况是，增量配电改革过程中受到极大阻力，配售电资产混合所有制、配售电业务向社会资本放开的要求尚未得到有效落实，增量配电业务缺乏培育过程，暂无有效的盈利模式。试点贪多求快，推动方式方法饱受诟病。

　　输配电价体系对电力交易支撑能力仍有不足

　　电价改革是市场化的核心，输配电价格是影响电能交易活跃的主要因素之一。我国已经完成了涵盖输配电各个环节、全部领域的顶层设计，并完成了首个监管周期内的输配电价核定。但在输配电价的实施阶段，价格制定过程的具体参数不公开、不透明，影响跨省跨区交易规模进一步扩大，影响分布式能源就地消纳，输配电价体系有待进一步丰富完善。

　　交叉补贴虚高长期拖累工商业发展

　　对居民、农业电价的交叉补贴，是全国一般工商业电价普遍较高的根源。尽管自2015年实施供给侧结构性改革以来的一系列举措，适当降低了工商业度电交叉补贴水平，但随着居民、农业用电占比逐年提高，交叉补贴总规模不降反增。截至2017年，我国居民和农业享受的交叉补贴达2700亿元，折合工商业度电承担约7.8分/千瓦时。这些交叉补贴扭曲了电价体系，抑制资源配置效率，严重侵蚀工商企业的合理利润，降低工商企业市场竞争力，阻碍发电侧和售电侧市场化的推进。

　　自备电厂未转化为合格市场主体

　　我国的自备电厂问题的产生和发展与特殊的历史和体制背景密不可分，不能抛开历史，以孤立甚至否定的态度看待自备电厂问题。当前自备电厂的存在和部分不规范发展，某种程度上是不合理的高电价、供电可靠性不高或者用电难等客观现实的折射。推进自备电厂转为合格市场主体，实现与公用电厂公平有序竞争，利用市场规律“疏导”社会循序渐进地解决自备电厂问题。这一既定目标是正确的，问题在于改革措施不得力，要么雄心勃勃，要么遇到舆情偃旗息鼓。

电力市场化改革的趋势与建议

　　2019年是全面建成小康社会的关键之年，电力行业应坚持新发展理念，坚持推动高质量发展，坚持以供给侧结构性改革为主线，坚持深化市场化改革，为加快建设现代化经济体系作出实质性贡献。为此提出以下四点建议。

　　一是建立健全现代电力市场体系。现代电力市场体系是我国现代化经济体系的重要组成部分，除了包括狭义视角的交易主体、交易对象、交易类型等市场要素外，还包括市场竞争机制、兜底服务机制、绿色发展机制和区域协调机制四个方面，以及作为基础的电力产业体系和作为保障的政府管理机制。主管部门应跳出当前电力交易体系的具体争议，立足于中国特色社会主义实际，立足于建成小康社会目标，谋划高质量地建设现代电力市场体系。

　　二是进一步完善新零售竞争模式。能源供给从集中式到分布式转型是未来能源革命的必然趋势，分布式能源的大力发展改变了传统电力用户在竞争性电力市场中的角色。电力消费者也是电力提供者，单向的电力流和资金流正转变为双向或多向，这必然改变传统电力零售侧市场和交易的途径与方式，应不失时机地支持新零售竞争模式探索实践。

　　三是尽快实现电网环节闭环监管。认识对电网投资环节监管的极端重要性，才能按照中发9号文 “管住中间、放开两头”的体制架构推动各项改革。应改变当前基于成本加成的传统监管方式，找到电网合理投资和有效监管的优化方案，形成电网“准入退出、投资、服务质量和价格”的闭环监管机制。尽快建立各部门协同的电力行业治理体系，明确竞争环节“法无禁止即可为”的原则，和自然垄断环节“法无授权不可为”的原则。

　　四突出试点示范引导，鼓励基层大胆创新。应充分发挥试点项目的先试先行作用，经验成功再推广至全国其他地区。对电力现货试点项目而言，必须立足我国实际情况开展理论与实践创新。对于增量配电改革试点而言，应加强试点统一规划，提升试点项目实施运作水平和成功率。鼓励不同区域进行差别化试点，推动顶层设计与基层探索良性互动、有机结合，发扬地方基层在电力改革中的首创精神。加大监管力度，保障试点工作有序规范开展。