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摘要：中共中央《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发后，在2002年电力体制改革基础下，新一轮电力体制改革正式展开。随着配套文件的陆续下发和全国各地分别展开试点改革，全国纷纷成立售电公司，建立或策划建立电力交易中心，表面如火如荼，实则却鲜见突破性进展。出现这种现象的原因，一方面是因为相关政策尚未明确，另一方面是因为在中国电力长期垄断经营环境下的从业者们，对即将来临的电力市场还比较陌生。本文分析了中国电力体制改革的新进展及其深化的相关内容。
关键词：电力体制；改革；新进展；深化
2002年，国务院印发《电力体制改革方案》，正式开展电力体制改革，改革重要成果实现了厂网分开、竞价上网、发电企业向大用户直接供电试点等一系列改革。2015年3月，中共中央印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，深化电力体制改革的重要部分内容为三放开一独立三加强，其中三放开为1，有序放开新增配售电市场；2，有序放开输配以外的经营性电价；3，有序放开公益性调节性以外的发电计划。一独立为交易机构相对独立。三加强为1，加强政府监管；2，强化电力统筹计划；3，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。
一、我国电力体制改革阶段现状
1.竞争性电力市场很难建立。仅仅做到“厂网分开”，还不足以形成有效的电力市场。发电企业和电力用户均没有选择权，供需双方不能直接见面，电能生产与消费没有建立直接联系。
2.电网歧视性接入和不平等交易。电网企业实行输配售一体化运营，集输配电、调度和交易等职能于一身，作为单一买方在电力市场具有绝对强势地位，成为买卖双方利益的实际控制者，导致交易不平等。同时，这种一体化的状态，导致电网企业定位不清，普遍存在关联交易和交叉补贴，没有形成成本约束机制，不仅影响电网企业的经营效率，也直接限制了各级电网的协调发展。
3.大用户直接交易效果不理想。推行大用户直接交易的目的是在不改变现有电网单一买方的情况下，试图通过增加购买者数量来打破垄断格局。然而，在不改变原有输配电价机制、市场准入、调度机制、计量结算等问题的情况下，大用户直接交易缺乏可行的市场基础，从而在实践中容易变成地方政府的“拉郎配”和变相优惠电价政策，最终不能形成有效的竞争。
4.电网企业的市场化融资渠道不畅，电网建设资金筹措异常艰难。电网企业当前一方面遇到了电力设备陈旧老化，更新困难；电网设计建设标准过低，抗御重大自然灾害和重大事故的能力较低等问题。另一方面又面临电网建设投资进入电价偏低和负债率过高、再融资十分困难、电网建设资金缺口巨大等不利于电网发展的大问题，电网企业扩大再生产的形势堪忧。而按照现在的改革进度，部分放开电网市场，让电网企业引进战略投资者和让电网企业上市融资等市场化筹集资本金的举措在短期内难以实施，不仅其盈利水平达不到要求，而且没有进行股份制改制和主辅及主多分离、公司治理结构不规范。
二、深化电力体制改革将带来重要变化
1.深化电力体制改革将为电价带来下行动力。深化电力体制改革的文件印发于全国经济新常态大环境下，用电增速下降，电力市场相对过剩，我国电力弹性系数将长期保持下降趋势，意味着同样的经济增速所要求的电力增长将逐渐放缓甚至出现负值，为保证竞争力，运营商会选择压低长期合同报价，从而使电价体现下行动力。竞争性的批发市场不仅为低电价提供较好的机制保障，同时还可以控制新增和现有发电容量的投资及运行成本，鼓励发电侧技术革新，减少电力供应者的操作失误，降低用户消费风险。这正好解决当前价格信号不能反映现行的电力供求关系、不足以指导中长周期电力投资的问题。电价下行的大环境也有利于电力市场初期的平稳过渡。政府监管方式将有大变化。中国经济社会发展至今已从“计划”阶段进入“规划”阶段，计划经济下的中国电力工业现已基本摆脱了缺电的困局。因此，政府指令性行为将逐步放权，向指导性、辅助性行为转变。具体表现为政府对电力监管的指标会变少变精，突出宏观性、战略性和指导性；政府会更加关注电网规划、投资回报、供电可靠性，着手减轻电网公司负债水平；政府会建立新的电力交易市场，并密切关注新的电力市场中市场力失衡问题，对重大市场力失衡会进行强干预。
2.随着深化电力体制改革的展开，电力的政策法规、行业标准修编工作也将加速推进，为电改打开法律空间和界定行业规范。电力市场改革最终要协调的是，由于负荷地域分布不均、能源结构不合理带来的跨地区、跨行业的复杂利益分配问题。因此，电力改革相对技术问题更像是政治问题，需要依靠坚强的国家意志推动。电力金融市场呼之欲出。随着政策的逐步放开，日前市场、实时市场、现货市场甚至期货、期权市场等概念将出现在电力交易市场。除电量外，还有可能衍生出稀有容量、输电权、金融性输电合同等新的电力商品。这些商品的清算模式、计算方法将随着多方谈判的深入逐渐复杂而完善。在新的电力市场（尤其初期），平抑电价波动将是行业面临的新难题。在电力金融市场中，输配售各方的收益情况将影响区域电网中长期建设发展的技术水平、容量分配与网络布局。在此作用下，新的区域电网供应商将有可能对新接入用户提出更明确的供电预期和用电要求。这一过程也实现了电力行业从电源保障型到规划引导型的重要转变。
3.为实现长远目标，近期要着力推动以下价格改革措施：一是加快形成由市场竞争决定上网电价机制。在过渡期，可采取两部制电价办法，容量电价由政府制定，电量电价由竞争形成。对于竞争电量电价，可以采取集中交易和分散交易相结合的办法来确定价格。二是尽快核定独立输配电价，建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制。输配电价格改革可以先核定购销差额，然后核定输配电成本，最后实行价格上限或收入上限等定价方法。三是建立有利于合理用电和公平负担的销售电价定价机制。实现销售电价与上网电价联动，进一步优化销售电价结构，稳步推进大用户直接交易协议价格。四是建立理顺煤电关系的长效机制。不管是煤电联动，还是煤电一体化等过渡性措施，应使电力燃料的成本变动能够合理传导出去。
4.电网建设要面向新能源和可再生能源发展，扩大电力市场范围。从各国新能源和可再生能源发展经验看，传统电网接纳多元化电源的能力强弱成为新能源能否持续发展的关键。清洁能源大规模发展需要电网支持，分布式能源发展需要电网进行备用，跨大区资源优化配置更需要电网支撑。美国和欧洲都在大力加强智能电网建设，为建设跨国、跨大区电网打下基础，从而进一步扩大电力市场范围，实现更大范围的资源优化配置。随着我国经济快速发展，能源与负荷分布不平衡的矛盾日益凸显，全国大范围的能源流动与资源优化配置已成必须。考虑到我国新能源和可再生能源距离负荷中心较远的国情，建立大市场、加快跨省区电力交易已成为突破资源瓶颈和促进可再生能源发展的有效方式。目前国内新能源产业中存在着项目审批与电网规划脱节的现象，电网发展滞后于新能源开发，新能源上网难的问题较为突出。而欧洲发展新能源的经验就是将新能源发展纳入电网规划，先规划电网，后建电站。因此国家制定新能源发展规划必须同时理顺管理体制，真正明确电力市场中各主体的权利、义务和责任。
进一步加强对电力体制改革的领导。国家应将电力体制改革列入重要工作议程，明确电力体制改革的主要推动部门和专责领导人，明确其职责、权力、工作规则和完成改革阶段性任务的时间表。要由具有高度责任感和以人民利益、国家利益、纳税人利益为重的人出来领导和推动电力体制改革。
参考文献：
[1]国家电网能源研究院.国外电力市场化改革年度分析报告[R].2015.
[2]魏建国.发展新能源行业需深化电力体制改革[R].2015.
[3]吴绍中.我国电力产业市场结构的现状[J].2014