导读：从1997年国电公司成立，中国的电力体制改革已走过十八个年头。在这18年间，中国的电力管理体制改革在曲曲折折中前进。这其中的艰难，业外人士很难体会，难以找到哪个行业的改革会像电力这么艰难!

今年3月，电改“9号文”的颁布，是中国电改征途中很关键的一步，有着里程碑一样的价值。但是，中国的电力体制改革依然是一项未竟的事业，因为还有一些利益没有平衡到，电改5大配套文件还在激烈博弈中，公布时间要比业界预期的往后推迟。

本文将综合中国电改历史和国外电改经验，对中国此次电改未来的发展做出展望!

回顾中国电改历史：

我国电力体制改革大体上经历了四个历史发展阶段：

电力改革新看点：

1、推进改革试点

首先开展输配电价试点，是因为这一次电力体制改革一个重要内容是要实现发电、供电和用电之间的直接交易。实现直接交易一个重要的前提就是要独立的核定输配电价。下一步试点将进一步扩大。将选择一些省份，包括一些省辖市，开展综合电力体制改革试点，开展可再生能源消纳的试点，开展售电侧体制改革的试点。

2、出台电力体制改革系列配套方案

电力体制改革专业性、政策性非常强，需要一系列的配套政策和配套措施，目前正在制定的电力体制改革系列配套方案至少有10个，目前已有3个配套文件出台，另外6个配套文件即将出台。

3、筹建电力交易机构

电价应由市场来决定，专门的电力交易机构建立工作已经启动。

4、有序推进电价

改革除了输配电价改革以外，要进一步推进阶梯电价的落实，目前已进行大范围落实。同时，还要实行差别电价和阶梯电价的措施。

5、有效促进清洁能源的消纳

为优化能源结构，要逐步提高清洁能源比重。为实现这一目标，本次电力体制改革要出台一系列电网配套、技术措施，包括改革方案。实现清洁能源的无障碍消纳是本次电力体制改革要解决的重要问题之一。

从中可以看出：国企改革和电改的核心问题是如何开拓市场和国企的定位问题，核定独立的输配电价是电力体制改革的一个关键问题。“电价”成了大家关注的重心。

电改改什么

从已下达文件以及国务院新闻办公室举行的新闻发布会看出本次电改核心为输配电价，但除售电侧市场外，电力的输配环节普遍被外界看好，并有望为新一轮的经济增长带来推动力和亮点。

《关于深化国有企业改革的指导意见》指出，在石油、天然气、电力等领域，向非国有资本推出符合产业政策、有利于转型升级的项目，即在能源电力资源开发等领域可以引入非国有资本。

这表明，在电力输配环节，将有民营企业能够介入，这会给现有以国有企业为主的市场带来新的活力和竞争力。与此同时带来的创新技术和创新管理，必将降低成本。而引入民营资本实际就是国企混改的意义所在。

未来的电力体制改革，从发、输、变、配、售、用各个角度看，都将更加开放。输电依然是垄断的，但在配电方面，随着配网投资开放，预计配网投资回报在节能、分布式并网、运维上，将是盈利较好的一块。在售电侧方面，根据此前公布的《深圳市输配电价改革试点方案》，由政府核定电网企业的输配电价，电网企业不再以上网及售电价差作为收入，而是按核定范围以“成本+收益”的方式收取过网费。

当然，电改最大的受益者将是电力消费者。作为增量市场开放而言，非常获利的是具有强大的配网运维以及具备相关电力服务能力的企业。未来趋势有可能是五大发电与当地有实力的地方国企或民企共同合资建立售电公司。针对新一轮电力改革，不少分析师认为，电力设备特别是智能电网和大型发电企业有可能成为最后的受益者，如国电南瑞、中恒电气、华电国际等等。

不过，电力体制改革，特别是售电放开，可能会对行业带来一次洗牌。电网成了新电改首当其冲的受影响者，从某种意义上讲，电改实质就是剥离掉了电网公司的定价权、定量权、交易权。

中国电力改革步骤和顺序的设想

一个电力市场主体结构，包括了发电、批发市场、零售市场和终端用户。零售电商可以直接与发电公司签订购电合同，大型终端用户也可以直接从发电公司通过合同购电。剩余电量进入批发市场，与零售电商以及部分大型终端用户和中小型终端用户的组合进行交易。零售电商则为其它终端用户提供售电服务。以下把七个重要任务联系到这四个市场主体来讨论。

电力改革的契入点：批发市场

电力改革应该从建立一个无歧视、公开、透明的批发市场入手。

批发市场是一个以现货市场为主体的独立交易机构，它是连接发电和零售及部分终端用户的关键环节。批发市场应该对市场的进入和退出保证无歧视，市场规章制度和操作环节要公开透明。这个批发市场为发电侧提供一个公平竞争的平台，也为展开零售侧竞争创造必要的条件。没有这个关键的连接环节，其两端的改革都无法进行，因而市场化交易机制和资源的优化配置必然难以实现。

在电力改革的初期，物理和金融合同电量应该占全部电量的较大比重，但是所有的合同电量以及剩余电量都要通过批发市场来制定发电和输电计划。物理合同要通过批发市场来实施输电阻塞管理。金融合同需要通过批发市场来制定发电和输电计划、根据批发市场电力价格进行结算。剩余电量要通过批发市场来制定发电和输电计划、要实时平衡系统的发电和用电。

让所有的合同和剩余电量都经过批发市场来制定计划可以保证市场有足够大的规模，能防止小部分市场参与者操纵和垄断市场。同时，这个独立、公开、透明的批发市场也便于政府有关部门、外部独立机构以及市场参与者对市场运行状况进行监管。

总的说来，没有现货市场是不能算是有真正完整的电力市场。只有现货市场的价格能准确反映电力的实时供求关系、能正确计算出电力和辅助服务相耦合的市场价格、能有效地利用发电和输电资源、能实施系统调度中的阻塞管理。现货市场的价格是签订中长期购电合同的基础，而且也是金融合同结算的依据。如果只有包括中长期购电合同的期货市场，合同电量和实际需求电量之间会有较大差距，这会给调度员在平衡系统时太大的余地和太多的自主权。调度员的自主决定是一种非市场行为，很难保证这种行为的公平性和经济性。大量的非市场行为不仅会直接伤害到发电和用电方的利益，还会扭曲电力市场价格信号，误导购电合同的签订，是应该尽量避免的。CAISO在市场设计和运行中要求尽量减少调度员的自主决定的空间，对必要的自主决定，调度员也必须严格执行CAISO的操作规程。

9号文件提出建立相对独立的电力交易机构。大家一种比较共同的解读是在电网公司内成立的一个相对独立的交易结构。由于电网公司拥有的电网资产会影响到系统调度、电网规划和投资决定等环节，这个交易结构要真正做到独立、无歧视、公开和透明是有一定难度的，需要改变当前电网公司的运营模式，以便让市场参与者直接介入市场结构和产品的设计、市场法规的制定，以及让政府有关部门、外部独立机构以及市场参与者对市场运行进行有效的监管。

至于市场和系统调度的关系，一种理想的模式是将批发市场与系统调度和电网规划合为一体，如美国的ISO/RTO。

首先，市场与调度是不宜分离的。市场制定出反映系统状态，包括负荷、阻塞、维修和故障等，的实时发电和输电计划，调度员根据这些计划去平衡系统的发电和用电。同时连续变化的系统状态需要及时反馈到市场，以制定出准确的发电和输电计划。如果市场与调度分离，这种信息的循环反馈会受到影响，缺乏准确的系统信息会降低市场的效率和影响资源的优化配置。

电网规划，包括电网接入，在发电和电网资源的发展中起着举足轻重的作用。为了吸引外部资金进入电力行业，必须要给发电和电网投资创造一个公平合理的竞争环境。要做到这一点，电网规划的过程也必须做到独立、公开和透明。由于这直接涉及到电网公司的利益，如果把电网规划与批发市场和调度合为一体，就可以同时解决批发市场、系统调度和电网规划的独立性问题。从另外一个角度来讲，做电网规划的机构必须充分了解电网运行的情况，因此将电网规划与批发市场和系统调度合为一体是完全合理的。CAISO就是合这三种功能为一体的一个完全独立的结构，其年度电网规划是有市场参与者参加的一个公开过程，最后批准的电网项目也是由CAISO进行公开招标的。

总之，一个完全独立的集批发市场、系统调度和电网规划为一体的交易和运行机构是最为理想的。考虑到中国的具体情况，将一个相对独立的一体化结构设立在电网公司内也许还是可行的，前提是电网公司不得涉及买电和卖电，电网项目的招标不由电网公司进行，电网公司也不得将从电网规划过程中获得的未公开信息用于电网项目投标。此相对独立机构的交易、运行和规划活动要透明和公开，要接受政府有关部门、外部独立机构以及市场参与者的监管。

发电侧改革

在一个公开的电力市场中，影响市场竞争性的最大威胁是来自发电侧的垄断能力。当某一个发电厂或者发电集团的市场份额大到一定程度时，此厂或者集团可以通过对其发电或者报价的控制来操纵市场的供给平衡和电力价格，以达到牟取非法利润的目的。这样的行为会伤害到终端用户以及其它发电厂和集团的利益，降低资源配置的有效性。所以电力改革的下一步就是对发电侧进行改革。

中国现在绝大多数的发电资源掌握在几大发电集团手中，大部分省份的发电资源集中程度都比较高，不利于发展竞争性的电力市场。解决的方法大致有几种，一是扩大市场的规模，如建立区域性市场而不是省级市场，这样可以在一个市场中包括更多的发电公司和集团，稀释各公司和集团的市场份额，同时还可以充分利用各省资源的差异和互补性。第二种是在发电集团之间进行资产置换，这样做可能比较复杂。第三种方法是进一步分解发电集团，减小每个集团的规模。第三种方法也许不在此次电力改革的考虑之内，但的确是一种行之有效的方法，在美国的电力改革过程中就采用了这种方法。第四是从长期的角度考虑，创造公平的投资机会，吸引外部资金投资发电资源以降低现有发电集团和公司的市场份额。

售电侧改革

电力是一种特殊的商品，它的发、输和用都必须遵循特定的物理规律，要实时平衡供需。在短期内，电力储存的规模会非常有限，在售电侧的储能能力更是微乎其微。而近些年来安装的智能电表迄今仍然未能明显增加电力需求的弹性，需求侧响应也不是随时都可以用来改变电力需求的工具。所以短期电力需求总是呈现刚性的。如在CAISO，除IFM外的所有市场都是根据点预测来出清，没有需求曲线。从这个角度讲，售电方在批发市场中的垄断能力是非常弱的。加上9号文件讲的“其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价”，以及部分大中型终端用户可以直接从发电厂和批发市场购电，所以零售市场并没有要马上进行大改革的必要性。只要建立起一个充分竞争的批发市场，资源配置的效率就可以大大提高。

根据以上的讨论，零售市场的大改革并不必需一开始就进行，可以滞后一段时间，等批发市场建成和稳定后再进行。

在改革零售市场的过程中要防止利用零售市场来影响批发市场的情况。例如在2013年和2014年美国地方法院和联邦第三和第四上诉巡回法院分别推翻了马里兰州和新泽西州的用ContractforDifference来扶持当地发电厂的计划。法院认为这两个州试图利用CDF来影响PJM批发市场的价格，侵犯了联邦政府法授予FERC的管辖权，所以是违法的。

终端用户

终端用户包括大型工商业用户、中小型以盈利为目的的用户、和其他用户。

大型工商业用户应该直接进入批发市场购电，他们有能力承受批发市场的价格波动，也可以通过产品转嫁一部分增加的电力成本。

中小型以盈利为目的的用户对电力价格波动的承受能力有限，但可以转嫁部分增加的电力成本。这类用户在电力改革的初始阶段不适合直接进入批发市场，而应该通过售电公司购电，电价应该实行由政府根据每年售电公司的实际成本加一定的利润来核定。这样年度平均价格可以过滤掉实时价格的波动，使价格显得平稳。

第三类用户包括居民、农业、重要公用事业和公益性服务等。按9号文件重点任务，这类用户的代价继续执行政府定价，这样可以保证价格的平稳，还可以进行必要的交叉或者财政补贴。

在电力改革的初始阶段一定要特别注意保护终端用户，尤其是第二和第三类用户。他们对价格的变化会很敏感，处理不好可能引起强烈反弹，影响电力改革的进程和成败。而改革的红利可以慢慢的、逐步的释放给这些终端用户。

这里举个消费者对价格反应的例子。美国加州2015年是连续第四年严重干旱。加州每年水的来源是冬季的降雨和降雪，根据州政府的测量，到2015年4月初，加州水库和雪山的储水只有正常年份的5%。根据经济学的原理，当供给减少时，价格应该上升来遏制需求。但是州政府这方面的努力没有取得任何明显的进展，居民的抵触异常强烈，提高水价几乎是不可能的。州政府只能通过补贴的方式来鼓励节约用水和用行政的方式来限制用水，后者显然是一种无奈的选择。

总结

在电力改革的初始阶段一定要特别注意保护终端用户，然后改革的红利可以慢慢的、逐步的释放给终端用户。

建立批发市场、系统调度和电网规划一体的相对独立结构是电力改革的契入点，改革应该从这里开始。

其后是对发电侧的改革，要限制发电厂和发电集团在批发市场中的垄断能力。

售电侧改革可以而且应该滞后一段时间，需要稳步推进。

世界电改经验借鉴：

从发输配售环节的关系看，世界电力体制主要有四种模式：

一是一体化公司，目前欧洲和美国的大部分电力公司保持这种状态，只在集团内部根据市场化的要求实行了业务独立，成立分公司或子公司;

二是输配分开，输电从其他业务中分离出来，成立独立的输电公司，包括英国、北欧、意大利、西班牙及东欧一些国家，其中英国是实行了彻底分拆后，在市场作用下发电和配售电又重新实现了合并，采用内部业务独立模式;

三是厂网分开，也就是发电分离、输电和配电保持一体化，如韩国、新加坡和加拿大第一水电等公司;

四是发电、输电、配电、售电完全拆分，分别建立独立企业，主要是阿根廷、俄罗斯，通过分拆实现私有化是这两个国家改革的共同点，而俄罗斯在2012年又重归输配合一。

电力改革仍然面对着诸多问题和困难。我们要如何结合我国实际国情，吸取以往电改经验，从其他国家电改过程中走出一条属于中国的路我们能否在新电改中实现目标，转变政府对能源的监管方式，建立一个健全能源法治体系这些存在的挑战还需要我们和国家进行探索和讨论。