值得铭记的电力体制改革经验是哪些？未来电力体制改革的关键点有哪些？

电力是关系国计民生的重要基础产业和公用事业，也是国民经济重要组成部分和能源工业的中心。

伴随改革开放，自20世纪80年代起，我国电力体制改革先后经历了集资办电、政企分开、厂网分开及深化改革的阶段，以及以中发9号文发布为标志的新一轮电力体制改革。站在改革开放再出发的历史节点，有必要对我国电力体制改革取得的经验再总结，对未来发展前景再展望。

我国电力体制改革的成功经验

回顾我国电力体制改革历程，归纳起来有三方面特色经验值得铭记：

坚持立足国情，形成了中国特色电改模式。国外推行电力体制改革都有自身政治体制、电力工业发展阶段特征，我国没有简单照搬照抄国外“破碎式”改革模式，而是采用“管住中间、放开两头”的模式，保障了电力长期持续可靠供应。目前我国装机容量、电网规模和全社会用电量位居世界第一，已于2015年底全面解决无电人口用电问题，无论从哪个角度衡量，都可以说我国创造了电力工业的世界奇迹。

坚持问题导向，找准突破口试点先行稳步推进。2002年国发5号文出台，通过“厂网分开、主辅分离”体制性变革，促进电力行业净产出水平提升11.2%，进入发展快车道，基本满足了“用上电”的需求。随着经济发展进入新阶段，2015年中发9号文出台，在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进各项改革任务，逐步扩大输配电价改革试点范围，对增量配电放开、电力市场建设、相对独立的交易机构组建等重大改革事项，先进行试点再逐步推开，为人民从“用上电”向“用好电”转变，为国民经济和社会从“快速发展”向“高质量发展”提供了坚强支撑。

坚持市场方向，在深化改革中释放活力。交易规模大幅增长，从2002年以来的零星探索，到2017年全国市场化交易年度电量16324亿千瓦时，占全社会用电量比重达到25.9%，进入加速扩张阶段。配售电市场加速培育，截至2018年4月底，国家发展改革委、国家能源局已批复第一、二、三批增量配电放开试点项目292个，全国范围内注册售电公司超过2500家。新能源消纳成效显著，2017年国家电网公司经营区内通过大电网、大市场跨省消纳新能源492亿千瓦时，同比增长35.6%，其中通过跨区富余可再生能源现货交易减少“三弃”电量近70亿千瓦时。

未来电力体制改革需把握几个关键点

当前，全面推进电力体制改革进入新阶段，从推进任务来看，市场建设、输配电价、配售电改革等仍是重点;从发展目标来看，将着力构建配置充分、运行高效、清洁低碳、灵活互动、平稳有序的市场体系。电力体制改革将更多触及深层次问题，探索性和复杂性将更加突出。打破省间壁垒、健全交易体系、发挥市场作用促进清洁能源消纳、培育多元主体、提升监管能力，将成为推动电改再深入的“牛鼻子”。

──打破省间壁垒，破除体制机制障碍。

落实国家能源战略，促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置，是一项长期艰巨的任务。为此，我国应着力构建电力市场，清除市场壁垒，促进电力充分竞争和高效配置。当前，受我国以省为实体的财税及行政管理体制、电力平衡以省为主等因素影响，省间壁垒不同程度存在，部分地方政府严格控制省外购电量、行政干预省间交易价格，制约了资源的充分、高效配置。

打破省间壁垒的关键是充分发挥市场机制作用，提高资源大范围优化配置效率和质量，具体措施包括：

一是扩大省间交易空间和频次。放开省间发用电计划和用户省间交易选择权，逐步放宽符合环保、节能等国家政策要求的用户省间购电交易准入门槛，提高省间直接交易频次，减少地方政府的行政干预。

二是创新激励补偿机制。建立发电侧的激励机制，通过省间发电权和辅助服务交易等方式，对受端利益受损的发电机组进行补偿;创新面向受端省份的利益分享机制，省间交易产生的红利由送端省按协商结果补偿受端省，调动地方政府的积极性和主动性;推动可再生能源配额制落地实施，促进可再生能源跨省区消纳。

──健全交易体系，提高市场运行效率。

过去传统模式下，电力市场交易涉及对象较为单一，内容相对简单。随着我国电力交易规模不断扩大，市场成员的增多、交易品种的丰富、交易模式的复杂，都对市场建设提出更高要求。

进一步完善交易体系，支撑市场有序运行，具体措施包括：

一是明确现货模式并制定市场规则。根据各省供需形势、市场主体意识及市场环境、技术支持系统条件等因素，因地制宜合理确定现货模式，并建立健全相应市场规则。

二是做好各类交易的衔接。以省间交易为突破口，推动建立包含中长期、现货交易的全市场化交易机制;优化电力交易流程，确保不同时间尺度、不同标的交易的衔接和贯通;完善平衡机制、结算机制和信息披露机制等，提高交易透明度和运作效率。

──坚持多维施策，促进清洁能源消纳。

我国新能源发展迅猛，国家对生态文明建设空前重视，长期以来，火电发电计划刚性执行挤占新能源发电空间，调峰电源合理补偿机制不健全，跨省跨区消纳政策和电价机制不完善等市场化机制缺失问题，一定程度上制约新能源消纳。

发挥市场机制在促进新能源消纳中的潜力，具体措施包括：

一是建立健全跨区跨省新能源电力交易市场。近期省内以保障性收购为主，省间通过新能源直接交易、发电权交易、置换交易等中长期交易进行消纳，消纳矛盾突出的“三北地区”富余新能源通过省间增量现货进一步挖掘消纳潜力。

二是循序渐进提升市场机制的促进作用。随着现货市场、容量市场和辅助服务市场的健全完善，在竞价市场上发挥清洁能源发电边际成本低的优势，通过“市场竞争+政府调控”的方式，实现优先调度和消纳;优化可中断电价、峰谷电价机制，提高对用户的激励水平，改善负荷特性，提高负荷资源消纳新能源的意愿和积极性。

──培育多元主体，激发末端动力活力。

随着经济社会的发展进步，用户的用电需求已从“用上电”向“用好电”转变，如何满足用户和社会资本对改革红利的需求，对个性化服务的需求，成为新一轮电力体制改革的重要目标。

培育多元配售电主体，提高优质服务水平，具体措施包括：

一是构建多元售电主体竞争格局。保障用户选择权，加快符合条件的各类售电主体的准入，通过提高竞争强度，促进多元售电主体进行客户细分，制定差异化的增值服务方案，构建自身比较优势，通过更专业、更高的投入产出效率满足客户差异化服务需求。

二是增量配电业务。通过引入社会资本促进服务创新。寻求解决各方分歧最大公约数，依法合规推动增量配电改革落地见效，公平公正确定试点项目业主，以混合所有制方式发展配电业务，促进各相关主体发挥专业优势，发挥社会资本的机制灵活性和创新活力，在管理机制和运营模式等多方面进行创新。采取分布式发电、“水电气热”综合供应、能效管理等综合能源服务手段，以及融资租赁等服务模式和商业模式创新，不断提升优质服务水平，让更多的改革红利惠及用户。

——提升监管能力，保障改革有序推进。

随着电力体制改革向纵深推进，监管模式和监管重点都将发生变化，监管的复杂性和难度增加，对电力市场的监管力度、规范性和科学性等提出了更高要求。目前《电力法》等有关政策法规还在修订中，简政放权后面临界面不清等问题，不能很好适应市场发展需要。

建立健全监管体制机制，提升监管效能，具体措施包括：

一是理清职责界面，构建高效监管机制。厘清各项改革任务监管中，国家层面和地方政府与派出机构在规则及方案制定、运行监督与违规行为处置等方面的职责界面。健全监管机制体系，完善对交易秩序、市场力、违规行为、市场运行状态和潜在风险等方面的监管机制。建立闭环的监管效果完善机制，确保监管充分发挥作用，各项处罚、优化措施执行到位，为市场主体公平竞争创造条件。

二是建立科学监管手段和方法。构建各项改革任务的科学监管评价方法，建立严格的激励和惩戒机制，对于依法合规经营的主体，在信用担保、交易达成和增量配电业主选定等方面予以倾斜，充分激励，对于滥用市场力、恶意串谋操控市场等行为，加大处罚力度。