编者按　此文是作者2016年6月3日在西北电力市场建设研讨会上的发言，现为首次发表，有删节。虽然时间已过去一年，相关数据已经滞后，但该文的内容和观点对认识当前的电力体制改革仍有一定的指导意义和借鉴价值，供读者参考。

　　如何看待当前的电力体制改革？这个问题争论很多、看法很多、观点很多，怎么评判？衡量的标准只有一个，那就是《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）。中发9号文是中央政治局常委会和国务院常务会议审议通过，是新一轮电力体制改革的纲领和指针。中发9号文有改革的总体指导思想、遵循的基本原则以及近期28项重点任务。是不是符合中发9号文的精神，是不是按中发9号文的要求做了，这是统一思想、判断是非的总前提总标准。

　　电力体制改革已经取得初步成效

　　2015年3月中发9号文下发以来，国家发展改革委、国家能源局和有关部门、中国电力企业联合会、中央主要电力企业经过反复研究、充分论证、广泛形成共识，历时半年多出台了6个配套文件，为电改落地提供了“施工图”。云南、贵州、广东、重庆等几个省市已经率先开展了电改综合试点和售电侧改革专项试点，最近又有山西、广西开展综合试点。目前，还有很多省正在编制改革试点方案，其中有些省的改革试点方案已上报省政府，即将上报国家发展改革委、国家能源局。下一步，改革工作将会在全国更多的地方展开。

　　新一轮电改仅仅开始一年多，落地时间不长，应该说取得了初步成效，主要体现在以下五个方面：

　　一是输配电价改革已经扩大到18个省。2015年先行开展试点的安徽等5个省核定输配电价，输配电成本均有不同程度核减，多则核减近50多亿元，少则10亿元。

　　二是放开发电计划和电力直接交易步伐加快。2015年云南省内市场化交易电量达到320亿千瓦时，用户电价平均降幅0.108元/千瓦时，为工业企业实际减少电费支出36亿元。2016年贵州放开发用电计划比例将达到30%至40%，预计降低大工业用电成本64亿元。

　　三是电力交易机构由电网企业内部机构变成了相对独立的公司制机构。贵州率先在全国第一个成立了股份制省级电力交易中心；云南拟组建电网企业相对控股的电力交易中心，已公开向社会募集股东11席。　　

　　四是社会资本踊跃投资售电公司。贵州已工商注册售电公司42家，云南16家。据网上统计，全国已注册售电公司上千家。

　　五是初步探索了跨省跨区市场化交易模式。“计划+市场”“存量+增量”的模式基本得到了送、受电省的认可，并已开展了增量电量市场化交易。

　　电改刚刚启动，积极的因素在增加，市场的力量在增强，潮流的趋势不可阻挡。

　　充分认识推进电力体制改革面临的困难和挑战

　　社会上对本轮电改争论那么多，不就是因为本轮电改面临很大的困难和挑战吗？现在电改进入深水区，容易改的事早干完了。习近平总书记说现在改革是啃硬骨头、攻坚克难、动奶酪，这在电改中表现得尤为充分。

　　一是这次电改涉及到多个部门职责，推进改革需要较多的组织协调工作。新一轮电改不是哪一个部门能单独完成的。在国家发展改革委、国家能源局层面，就有八个司局直接涉及到电改。在国家层面，还有国家发展改革委、国家能源局牵头的电力体制改革部际联席会议，负责研究协调重大事项。在省层面，也涉及发改、能源、物价、经信等部门，也建立有跨部门的领导小组。

　　二是电改对电网企业带来深刻影响，它改变了电网企业的功能定位和运营模式。中发9号文明确提出，遵循市场经济规律和电力技术特性定位电网企业功能，改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况。改革和规范电网企业运营模式，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。改变电网企业的功能定位和运营模式，肯定要有一个过程，不可能一蹴而就。

　　三是当前电力供大于求的情况下，按照市场化方向推进电改，发电企业将面临较大的竞争压力和挑战。电改市场化进程会加剧发电企业分化，既要积极推进改革，促进发电企业参与市场化竞争，又要把握改革进度、节奏和力度，在改革中保障发电企业基本利益和稳定，不使发电企业集团因为改革造成较大困难而成为改革阻力，这在下一步改革深入推进中，尤其需要注意。

　　四是在中国推进电改总体上是新生事物，许多问题在实践中才能找到答案。落地9号文，既需要顶层设计，更需要实践探索，在中国没有现成的模式可借鉴，外国的模式也肯定不完全适合中国的情况。中国国家大，各省的情况也不同。我们政府部门中推进电改工作的大多数同志，以前都没有干过电改，要边干、边学、边摸索，还要边争论，这也不容易。

　　对下一步电力体制改革走势的研判

　　一是会有更多省份搞电改。现在已经有至少十几个省编制了方案，已上报省政府，下一步就上报国家发展改革委、国家能源局。国家发展改革委、国家能源局大力支持各地搞电改，对各地上报方案进行审核，它不是审批，主要审核是否符合9号文及配套文件精神。下一步各省报上来方案后，可能审核程序更简单了，所以电改会在更多地方展开，这是个必然。

　　二是各省搞电改会有不同模式。一个原因是9号文好多规定没有那么具体，给各地留下了探索空间。第二个原因，各地实际情况不一样，做法也就不一样，允许各地按9号文的精神积极探索，大胆创新。

　　三是电改进程有可能加快。电改开始起步时，大家对9号文的领会，结合各地情况制定本地改革方案，都是一个耗时、耗力、周折、摸索的过程，一旦找到了路子、走上正轨了，就有可能加速前行。比如，云南省第一个吃螃蟹，它开始提出建设中国云南电网公司，每个地市都建立一个交易中心。贵州汲取了云南的教训，在改革方案制定上后来居上。现在云南组建电力交易中心股份制的力度可能又超过贵州。云南省、贵州省成为综合改革试点省还不到一年，电力市场化步伐之快前所未有。当然它改革力度越大，可能产生的问题越多。有些问题是改革中的问题，随着改革深入，自然会尘埃落定。

　　四是跨省跨区市场化交易的步伐也有可能加快。现在北京交易中心、广州交易中心平台已经建立了。广州交易中心已经有了初步的市场化思路，第一步要把云贵水电汛期多发的电量拿过来市场化交易，第二步要在南方区域搞跨省月度增量的市场化交易，第三步将来要把全部国家计划和政府间协议电量市场化。一旦北京、广州电力交易中心摸索出市场化路子，制定出公平、透明且简单、易行的交易规则，能够妥善协调各方利益关系，又能为各方接受，在这种情况下跨省跨区市场化交易进程就会加快。

　　五是跨几个省的区域电力市场会破茧而出。跨几个省的区域电力市场有利于资源在大范围内优化配置，有利于几个省资源优势互补，有利于打破省间壁垒，所以区域电力市场随着整个电力体制改革的推进必然会出现。它虽然在理论上好处很多，但起步难度较大，主要是因为要协调好相关省的利益，还要取得电网企业的支持和配合。美国50多个州，就10个电力市场。北欧7个小国联成一个跨国区域电力市场。将来我国区域电力市场肯定会出现，首先出现在京津冀区域，还是以广东为中心的南方几个省，还是今天开会讨论的西北区域电力市场，它既是政府推动的结果，更是市场选择的结果，我们拭目以待。

　　电力体制改革对电力企业的影响

　　今天到会的电网和发电企业很多，说明大家对电力体制改革高度关注。电力企业作为电力市场主体，是改革的主要参与者，也是改革利益调整的对象。

　　（一）对电网企业的影响

　　一是电网企业要适应改革带来的转变。这次改革对电网企业影响很大，要改变电网企业集电网投资、电力传输、统购统销、调度交易为一体的状况。现在核定输配电价，交易机构半独立，社会资本可以进入配电、售电领域，这都是大势所趋了。今后的电网企业的盈利模式，不再是统购统销吃上网电价和销售电价的价差，而是按照政府按“准许成本+合理收益”核定的输配电价收取过网费。这种功能定位和运营模式转变带来的影响不容忽视，电网企业要转变理念，主动适应改革，积极参与和支持改革，在改革中获得新的发展。

　　二是确保电网企业的利益。确保电网企业通过收取输配电费获得稳定收入来源和合理收益水平。输配电价已经核定的地方，按道理在改革中地方政府就不应再让电网企业让利了，否则也不利于电网安全稳定运行和电网再投资建设。

　　（二）发电企业如何参与电力体制改革

　　本轮电力体制改革是在经济进入新常态、电力需求明显放缓、电力供应能力总体富余的情况下开展的。发电企业在改革中面临较大压力和挑战，特别是对发电成本高的火电企业挑战更大。对整个发电行业来说，是机遇与挑战并存，挑战大于机遇的。那么，发电企业如何参与电力体制改革呢？如何在改革中努力获取相对稳定的收益呢？

　　一是获取优先发电计划。对规划内风电、光伏发电，在本轮电改中实行优先保障收购，仍执行政府定价。调峰调频机组、热电联产供热机组，以及跨省跨区国家计划和政府间协议电量，按电改政策，给予优先发电保障。水电、核电也给予二类优先发电保障。

　　二是争取竞争性市场交易电量。竞争性市场交易分为中长期交易和现货交易。将来80%以上、甚至90%电量，都要签订中长期合同，以维护发电企业相对稳定收益。在电力交易中心进行集中竞争性报价，报价低的机组可以获得市场份额，这对部分成本低、报价低的发电机组是机遇。电厂与用户签订中长期合同，需要电厂转变经营理念，变过去吃计划电量在家等钱进账，改为走出去找用户、在市场卖电，转变得越早，就越主动。

　　三是发电权置换。农业、重要公用事业、公益性服务行业及居民生活用电实行优先购电。落实优先购电任务，各个公用发电机组会分得一部分计划发电量，这一部分发电量可以拿出来与清洁能源发电进行发电权置换，从而换得一部分收益。此外，为保证电改平稳推进，也会给电改前已投产运行的发电机组一个过渡期，继续分配一部分基本电量，这也可以用来发电权交易。

　　四是获取辅助服务经济补偿。此次电改要建立市场化辅助服务分担共享新机制，发电企业提供调峰、调频、备用等服务，可以按市场原则获得相应的经济补偿。　　　

　　五是从事售电业务。发电企业搞售电公司，不仅有专业优势，还有市场优势，一头连着发电，一头连着用户，有利于稳定发电企业整体收益，增强抗风险能力。在成熟电力市场国家，发电公司办售电公司是一条成功的路子。比如在澳大利亚，AGL能源有限公司和EnergyAustralia公司都是全澳最大型发电企业，同时也是澳大利亚市场份额排名前几的电力零售商。

　　六是投资新增配电业务。9号文鼓励社会资本投资配电网，为什么发电企业有电力专业优势还不可以干呢？发电企业做配电网，它不掌握调度，就不存在不公平交易问题。但不鼓励发电企业投资建设向用户直接供电的专用线路，因为它不承担社会责任，违背公平竞争原则。

　　七是参加电力期货保值交易。随着电力市场建立和发展，将来还会像国外电力市场一样，开展电力金融衍生品交易，以对冲现货市场带来的价格波动。

　　八是稳定和降低燃料成本。我国目前中央和地方大型发电企业，电源结构总体上以煤电为主。煤炭燃料成本是火力发电成本中的大头，占度电成本80%左右。火电企业要积极与煤炭企业签订长期协议，平滑煤炭价格市场波动风险。煤电企业与煤炭企业实现战略重组，建设大型煤炭+火电能源集团，可以为煤炭稳定销路、为火电稳定成本。还可以通过参加煤炭市场的金融期货套期保值，来对冲煤炭市场价格波动风险，这在国际上是通行做法。

　　九是投资新能源、新业态。投资可以分散就近上网的光伏发电和风电，投资分布式电源、智慧能源综合利用小区。这几种电源品种符合政策支持方向，也符合电力未来发展方向，还能根据新电改政策享受优先发电保障。

　　十是加强内部精细化管理。除了燃料成本外，人工成本、设备折旧、财务费用在度电成本中占有10~15%的比重，这方面在加强管理、降低成本上也有比较大的挖掘潜力。

　　电力市场化改革是一个不可逆转的趋势。面对改革和竞争压力，发电企业要强化管理，降低成本，增强市场竞争力。要调整结构，增加清洁发电比重，这是未来发展之趋势。目前，我国人均年用电量4000千瓦时，欧洲各国是6000至8000千瓦时，美国、加拿大更高。随着我国经济磨底复苏、城镇化深入发展、第三产业和新的用电业态增长，以及人民生活水平继续提高，社会用电量还有进一步增加的空间。当前，发电企业要苦练内功，等待寒冬过去。

　　最后，还是回到9号文。贯彻9号文的精神和原则，以此统一思想。9号文明确的任务，我们就坚定信心，大胆去干，排除困难，增强韧劲，不达目的不罢休。在9号文指引下，勇于实践，勇于探索，勇于创新，以电力体制改革的红利，促发展稳增长惠民生。