（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”作者：王鹏）
电力体制改革“知难”“行难”。汲取历次电力改革的精神财富，遵循电力系统的物理规律和电力市场化的经济规律，很难。体会全球气候变化与构建人类命运共同体的迫切性，意识到我国能源转型、能源治理的巨大国际压力，谋划电力改革的配合举措，很难。认清经济下行压力不断加大的现实，理解地方对电力行业改革的实质诉求，更难。
处于百年未有之大变局，直面内忧外患，电力改革已无可退之路。“十四五”关键时期我们必须统筹电力事业自身和国内外合作竞争复杂环境，进一步明确和校正电力改革的方向、路径和节奏，“动体制”，为释放电力领域生产力，加快能源革命，加快能源治理体系和能力现代化，实现中华民族伟大复兴奠定基础。
一、我国电力体制改革的经验教训
深刻认识和研究我国电改政策，不能抛开曾经的国发72号和2号文件。上世纪80年代，面对改革开放蓬勃发展、电力严重短缺的局面，国家提出多渠道筹措资金“集资办电”的思路，1985年国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》（国发〔1985〕72号），电力工业开始探索从计划经济走向市场经济。按照“谁投资、谁用电、谁得利”的政策，缺电局面到90年代中期基本扭转。1996年国家启动电力行业政企分开工作，当年底成立了国家电力公司，1998年3月撤销电力工业部。针对电力运行中暴露出农村电价高、收费乱的突出问题，1998年起国家迅速推动了以城乡同价为目的、农电改革为保证、农网改造为基础的“两改一同价”工作，1999年国务院批转国家经贸委《关于加快农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知》（国发〔1999〕2号）。农民是执政的群众基础，2号文件是着眼国家发展大局、立足“三农”“得民心”的战略性决策，其“跳出电力说电力”的思维，对“十四五”巩固脱贫攻坚战成果有十分重要的借鉴意义。
以“二滩弃水事件”为导火索，针对发电竞争不公平、电网运行效率低下等突出问题，2002年国务院下发《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5号），实施“厂网分开、竞价上网”，力图构建“政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。此轮改革改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，但由于改革动员不足、利益格局难破，到2006年改革就相对停滞下来。此后电力发展矛盾日益积累，社会各界普遍呼吁改变“半计划半市场”的运行管理状况，出台发用双方直接见面、直接交易的新电力改革方案。2013年底党的十八届三中全会和2014年中央财经领导小组第六次会议后，电力改革方案拟定进入快车道，2015年中发9号文件得以印发。
9号文件的许多内容是在广大人民群众的强烈要求，而电力行业内部就改革诸多焦点问题争论不休、难有共识的情况下，“兼顾改到位和保稳定”的产物。其历史意义在于肯定了政企分开、厂网分开、主辅分开，明确了“管住中间、放开两头”的体制架构，重启了改革征程，唤起了改革力量，顺应了“十三五”经济社会发展要求，奠定了持续深化改革的基础。文件明确的28项任务到现在大多有了明显进展或大体安排，但基于当时的艰难环境，文件聚焦在机制建设、聚焦在“近期”重点任务，对体制方面的工作未做过多安排；对“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系”，也没有明确非常具体的目标场景和完整的实现方案。
新电改五年来，社会各界广泛参与，几千家的售电公司成立运营，数以万计的电力用户直接参与电力交易，电力行业“神秘面纱”被揭开一角，电力事业更多地融入到了地方经济社会发展当中。电力改革取得了历史性进步。
但是在改革进程中，由于对9号文件精神实质理解不透，改革、发展、稳定的关系认识不一，部委之间、央地之间协调不足，实操中对近期改革的重点，面对世情国情深刻变化的政策导向，出现了一些偏差。重交易规则编制、轻合格市场主体的培育，重国际经验的引进、轻中国问题的剖析，重现货市场等显示性工作、轻扎实的基础规章制度建设，重交易中心建立的形象进度、轻交易组织信息披露等实质问题的解决，增量配电业务试点重数量、轻质量，重电力行业自身发展、轻能源转型外部压力的应对，改革重目标、轻过程，改革安排日程表过于乐观、屡屡爽约。当然，这些问题是事物发展中的存在，说问题不是遮盖、否定各方面的成绩与努力。
40多年的电力改革，有两条基本经验，一是改革的目标取向上，坚持服从服务于经济社会发展和经济体制改革的总目标总要求，坚持问题导向，不断发现问题、解决问题；二是改革的方式方法上，以体制变革带动机制优化，抓大放小、抽丝剥茧，逐步从发电环节向核心的电网环节和调度交易职能等纵深领域延伸、突破。
总体讲，可以肯定，5号文件和9号文件确定的电力改革方向没有问题。不足在于上面两条经验没有运用好，目标导向和问题导向不突出，体制改革没有突破。
二、电力市场化改革的自我逻辑
电力既有商品属性，也有公共品属性。电力改革的目的在于调整生产关系，完善上层建筑，使电力普遍服务、保底服务得到有效供给，让尽可能多的发电企业、电力用户等走向市场，实现资源配置的最优化。
市场的灵魂在于各类市场主体的选择权。生产生活用电存在不同程度的不确定性，电力需求每年、每月、每日都不同，日内还有高峰低谷；由于电力的即时性和不可大规模储存的特征，为满足需求，必须提前对发电企业的生产作出安排；电力市场是将这种发电权利从政府部门的指令性计划变为按商业性规则由发电企业竞争获得。原来用户用电需要向电网公司购买，电价由政府行政决定、长期不变；电力市场就是要遵循商品经济一般规律，让价格反映电能的供需关系；9号文件赋予了规模以上用户与发电企业直接交易竞争确定价格的权利。电网公司的角色由统购统销变为专司电力输送，收取过网费。委身于电网公司之上的调度交易公权力，交易组织方面成立了相对独立的电力交易中心，电力调度中心暂时留在了企业内部，但其相对独立性一直以来有《电网调度管理条例》背书。
服务于市场主体选择权，则需要与之相配的市场交易竞争机制。当前全国各省份都开展了年度或月度的电能量中长期交易；现货市场试点省份还开展了日或小时级的即时电能交易，价格实时反映供需，交易更精细、更复杂。电能交易的价格既可以依据市场主体的报价来结算，也可以按照系统的边际价格出清、结算，这取决于规则设计理念。当然，电力系统有网络属性，受电力线路传输容量的限制，严格讲一个市场内不同地区的供需关系可能也不一样，节点边际电价理论可以反映位置的差异。除了以上的电能量市场外，电力系统的安全运行还需要调用设备和资源保障系统的频率和电压合格、运行备用充足，这种专业上的辅助服务一部分要求市场主体无偿提供，另一部分则需要安排专门的交易。在电能量市场竞争中，发电企业往往采用短期边际成本进行报价，不一定能够覆盖其固定投资，为了保证发电装机的充裕性和发电企业投资的积极性，有时还需要建立容量市场。为了增加市场流动性，成熟的市场中还允许进行期货、期权等金融交易。
这种市场竞争机制是理论上的，必须和各国经济社会及电力发展的实际相结合，否则就是“海市蜃楼”。结合我国国情，应当构建以市场竞争机制、兜底服务机制、绿色发展机制和区域协调机制四部分为支撑，以电力产业体系为基础和政府管理体制为保障的中国现代电力市场体系。市场竞争机制是现代电力市场体系配置资源的主要机制，但不是全部。
在电力市场建设中，从省域范围内仅仅开展燃煤机组与电力用户的中长期电能量交易、按改革前的购销差价给电网公司缴纳过网费这一现实起点，如何发育到包含风、光、水、火、气、核各类发电主体和储能电站、售电公司都参与，交易时间颗粒度精细到日或小时级，交易价格反映用户位置的差异，过网费使用政府按电压等级核定的输配电价，交易范围大到跨省乃至全国、小到局域网和分布式电源当地，涉及辅助服务市场、容量市场、金融市场，无所不包、完备的市场竞争机制呢？这方面美国、英国、欧洲、澳大利亚等有相对成熟的经验，逻辑也较为自洽。
如果构建的不仅仅是理论上的市场竞争机制，而是前述“六位一体”的中国现代电力市场体系，必须承认，到目前为止问题还没吃透，建设方案和路线图也还不清晰。这就是我们改革中“摸着石头过河”的部分。从这个意义上讲，我国电力市场化改革的自我逻辑仍需不断丰富和完善。
三、应对全球气候变化构建人类命运共同体对电改的要求
近年来，全球面临粮食安全、资源短缺、气候变化、网络攻击、环境污染、疾病流行等共同问题，气候变化因其道义性和长期性，更是成为自二战以来少数最受全球瞩目的议题。秉持共商、共建、共享理念，致力于全球治理，成为人类的时代呼声；构建人类命运共同体是全球治理的中国方案和中国智慧。
根据《巴黎协定》，中国承诺在2030年左右达到碳排放峰值且将努力早日达峰。但现实是，2018年我国的二氧化碳排放总量仍年增长2%，达100亿吨，接近美欧日的总和。根据《全球1.5℃增暖特别报告》，近期有77个国家已经调高了碳排放的自主贡献目标，欧洲宣布到2050年实现碳中和，许多国家公布了“弃煤”的时间表。我国在经济发展和道义上很快会面临前所未有的国际压力。
能源转型发展是我国参与气候治理和推动减少碳排放的总钥匙。2018年我国碳排放的100亿吨中，煤炭、石油、天然气消费排放分别为73亿吨、15亿吨和5亿吨。从这个角度讲，积极发展风电、光伏等可再生能源，控制煤炭消费，实现能源转型的迫切性，不言而喻。这也是国际上对我国“十四五”是否仍坚持规划上马燃煤机组十分关注的主要原因。
推动能源转型的政策工具，可以采用规划计划方式，比如国家能源总量和能源强度的双控目标及层层落实，国家对各省份煤电项目建设规模的指标控制等；可以采用法律法规手段，比如《可再生能源法》及《电网企业全额保障性收购可再生能源电量监管办法》《重点地区煤炭消费减量替代管理办法》等；可以使用财政税收政策，比如通过中央财政预算安排补贴可再生能源发展的专项资金，对分布式光伏发电项目予以增值税减免等；也可以采用市场手段。
有一种说法认为，无论5号文件还是9号文件，对促进能源转型都近乎“无法作为”。实际情况是，5号文件酝酿的2001~2002年，我国水电运行调度矛盾突出，风电装机规模仅有47万千瓦，发展不是主要矛盾，因此5号文件提出的是“制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制”。9号文件策划的2012~2014年，可再生能源大规模发展之势已经比较明朗。可再生能源成本高时政府承诺给予财政补贴，除此之外，按照市场竞争基本理论，各类发电市场主体一视同仁、公平竞争，市场规则层面没有什么需要对可再生能源进行的特殊安排，所以9号文件强调更多的是营造宽松、一视同仁的市场环境，促进节能减排。
实际上，国际上关注我国的电力改革，大体上有三种视角。一是狭义的电力交易市场或具体交易模式，这种群体有限。二是要素自由流通、国企没有特权和补贴、市场主体自由竞争的市场建立，这个视角多是担心我国在电力行业设置市场壁垒、不对外开放市场，含义上更接近于WTO框架下我国要求的、欧美国家始终没有积极回应的市场经济地位。第三种视角是，通过市场化改革能够推动发展方式的转变和能源结构的优化。我们回答“能”，但不可否认按照现有轨迹会是个慢过程。加快推动需要外生变量，比如可再生能源的配额制，比如碳市场。2017年12月，国家发展改革委印发了《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，提出以燃煤火电企业为切入点建立碳排放权交易市场，但到目前为止仍“只听楼梯响，未见人下来”。
所以就第三类视角中致力于应对气候变化的人士而言，对中国电力改革最为不满的是电力改革对能源转型及应对气候变化置若罔闻，市场规则与碳市场减排的衔接不紧密，特别是电力调度方式没有明显的改变。所以国际社会存在一种论调，感觉中国积极参与全球气候治理、推动构建人类命运共同体，在能源电力行业没有落地举措，更像是树立负责任大国形象的一种宣传。
令人担忧的是，面对新冠肺炎疫情后国际经济秩序的剧烈动荡，我们如何妥善处理近期的生存权、发展权，以及相对远期、看似“阳春白雪”而又与人类命运攸关的全球气候治理呢？
四、国内经济发展与社会转型对电力改革的诉求
2012年以来我国经济下行压力不断加大，GDP增速百分率从8降到6。新冠肺炎疫情后，财政形势极为严峻，保基本民生、保工资、保运转面临困难，稳就业、稳金融、稳外贸、稳外资、稳投资、稳预期工作被摆在更加突出的位置。
中长期电能交易对地方经济发展的影响，主要在于是否能带来改革红利。2015~2016年，恰逢动力煤价格处于低谷，发电企业也确有降价空间，改革之初给社会的印象就是“电改就是降电价”“电改真能降电价”。2018年在市场“无形之手”反应不如人意，社会各界认为第一轮输配电价核定水分较大的情况下，通过行政手段提出“一般工商业电价降低10%”的要求；2019年要求再降10%，但主要通过增值税改革实现了。问题是市场运作至今，发电企业不伤筋动骨、大刀阔斧进行管理变革，红利已经不多。这种背景下组织利润率相对较高的可再生能源企业参与市场、降低电价，可以理解，地方政府和火电行业认为“有福同享、有难同当”；当然交易也遭遇了利益集团的强力抵制。实际上总体讲，不管可再生能源保障利用小时有与无、高与低，各方博弈的是可再生能源向实体用户的让利尺度问题，不触及全额收购与否，不涉及违反《可再生能源法》问题。
刚刚起步的现货市场对地方经济发展的影响是深层次的。原因在于新中国建构的经济体制和运行机制依托的是计划经济，改革开放后各行业逐步走向市场化并形成新的平衡态势，但电力要素仍然是计划色彩的。比如电力销售价格，除广东、陕西分了价区以外，都是全省统一按行业分类销售电价。电力规划和建设跟随地方的“腾笼换鸟”战略、招商引资政策和开发区的产业集聚效应做出了及时调整。当我们快速推动现货市场和节点边际电价体系时，电网投资和电源布局直接影响了地域的销售电价。电价体系的剧烈调整，对于相对脆弱的地方产业布局的冲击或许是灾难性的。
推动现货交易的目的是什么，是发现电力的时序和位置价值。这个目标在当前显得略微虚无，同时把电力商品的社会意义看得也偏狭窄了。面对凸显的成本和风险，现阶段大规模推动现货交易，给地方留足时间了吗？
市场制度就是一种社会制度。列宁说“凡是资产阶级经济学家看到物与物之间的关系的地方，马克思都揭示了人与人之间的关系”。社会阶层的出现和较长时期的相对固化是不争的事实，产业调整、经济下行将进一步激化就业问题、返贫问题、社会稳定问题。这就是为什么推动行业市场化的电力人觉得可笑，而地方同志拉着手、不肯松地一直追问，改革能降低电价吗？当市场串谋行为摆上桌面、无可奈何，当我们回答现货市场随行就市、可能带来电价的上涨时，地方同志更多的是焦虑。“完美电力市场化”带来的社会影响，我们准备好应对措施了吗？
五、当前电力改革的症结
电力改革是世纪难题，因为电力市场自身要发育，又要受到国内外复杂因素的严重掣肘，正如前面部分所述。
改革是宣言书，改革是播种机，改革是探测仪。五年来各地区中长期交易及2019年8个现货市场试点试运行，探测出电力市场理论上的先进机制与地方经济运行中市场要素、供需、运营机制等的不匹配。五年电改，探测出“只动机制不动体制”的改革无法持续焕发能源技术革命中的各类先进生产力，无法满足能源转型和经济高质量发展的要求。
行业内外对当前电力改革的认识远未达成一致。学术地讲，我们在电改公共政策制定上，信奉渐进主义还是激进主义，采取精英主义还是多元主义？通俗地说，电改是继续“不达成共识就不出台政策”式地稳妥推进，还是“肩负使命感责任感”地积极推进？改革是敞口运转，还是设定明确的时间表、签订严肃的责任状？能否不触碰体制问题，不惹麻烦，在机制上修修补补？政策制定要不要和如何调动社会力量参与的积极性？欧美电力工业在较长时期接续和相对从容地拿出了迎接电力市场化、可再生能源规模并网、低碳电力挑战的方案，而中国将迎来的是三期叠加，改革拖延下去，我们就会被逼到墙角、无路可走。“改革永远在路上”是基于矛盾论的哲学判定，不是我们消极懈怠的借口。
具体讲，当前电力改革的主要症结有三：
一是电网功能定位的贯彻不坚定。9号文件在坚持5号文件政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，强调区分竞争性环节与垄断性环节，对电网功能再定位：“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，电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务”。但在政策执行中，电网、调度、交易三者是什么关系？电网企业能从事竞争性售电业务吗，能涉足用户的节能服务吗，能推动用户侧电力物联网吗？垄断业务与竞争性业务功能能够分离吗，还是基于监管能力必须财务分离或法律分离？相关工作是否符合电网企业功能定位的种种疑惑，政府相关部门没有主动回应，企业也就“我行我素”。
二是脱离国情、不谈体系、不找源动力，只是简单照搬西方电力交易模式。市场体系中如何设置公平和效率兼顾的兜底服务机制，激励与约束相容、衔接碳交易的绿色发展机制，空间布局合理的区域协调机制，以及与市场相配套的管理与监管制度呢？社会主义基本经济制度必须在坚持中完善，以国有企业为主的发电市场主体，不允许出现通过不完美的竞争规则快速出现企业倒闭、资产大量流失的场景；尚待提高质量的国民经济体系也不可能容忍作为重要生产要素的电力价格高低起伏、捉摸不定。中发9号文件说的不仅仅是电力市场交易，交叉补贴、普遍服务、区域电网建设、需求侧管理（响应）、分布式能源、信用体系、电力规划、电力监管等这些“中国问题”没有解决方案，单兵突进“较真”电力交易模式的意义就大打折扣。
三是治理能力和治理体系亟待加强，推动改革的方式方法需要完善。国家发展改革委和国家能源局的八个司局分头负责电改的诸事项，专业司提出方案，能源局研究一遍、发展改革委再研究一遍、部级联席会议重新再研究一遍，决策机制难免受到非议。改革推动的直接主体是政府部门，但根本上需要人民群众以及制衡原有利益集团的新兴市场主体。当前这部分群体缺乏组织以及与政府沟通的渠道，反映的意见朴素，也往往被认为“幼稚”“异想天开”。
六、“十四五”改革的目标和重点
进行“十四五”电力改革的制度安排，指导思想上，我们要理直气壮地讲5号文件没有过时和作废，9号文件是其继承和发展。面对千丝万缕错综复杂的电力发展问题，政策制定者必须清楚统筹兼顾是工作方法，但改革必须突出抓主要矛盾和矛盾的主要方面，以点带面、纲举目张。“动体制”事半功倍，“唯机制”事倍功半。要坚持问题导向和目标导向，不能坚持手段导向。
通过前述分析我们认为，“十四五”电力改革目标应当是，坚持5号文件和9号文件确定的方向不动摇，以明晰电网功能定位为主旨，持续推动政企分开、主辅分开；以激发能源互联网等新兴生产力为主旨，积极推动能源转型，响应气候变化诉求，持续推动输配体制和调度交易体制调整优化；以服务经济发展、维护能源安全为主旨，构建中国现代电力市场体系；以提升治理能力和治理体系现代化为主旨，调整优化行政管理体制。
围绕改革目标，必须强化调度交易公权力意识，进一步深化电力交易机构的独立性，赋予其交易结算权；调度机构不解放思想，可再生能源大规模上网的步伐不会很快，交易机构不放开手脚，市场的活力无法迸发。结合能源互联网新业态发展需要，修正增量配电改革；以国企保值、民生保障和价格不异动为红线，重构电力交易体系；慎重选择、重新确立综合改革试点，点上推现货、面上强基础。
调度机构进一步发挥作用的制度红利巨大，但无论是599号条例，还是即将生效的新《电力系统安全稳定导则》，制度上都体现出较强烈的历史惯性。从理论上必须辨析电网与调度的关系，正确理解“统一调度、分级管理”，“十四五”要加紧研究“电力调度革命”的方法和举措，做好政策储备。实操上，应尽快出台电网调度监管办法。
七、“十四五”电力市场建设与电改节奏
国际上比较关注我们的是能源消费结构的转型、可再生能源是否大比例、是否会承诺放弃或停止新建煤电。国内关心的是上游煤炭价格优势以及未来可能出现的可再生能源价格优势是否能传导到下游，是否会引起产业跨地区、确定性的转移/重新积聚，以及社会的承受力。真正电力行业内部重视的电力市场体系、热议的市场交易组织模式，外界并不太关心，但这确实很重要，有必要在“十四五”规划中说清楚。
在进行市场建设内容和路径选择时，有几个边界条件需要清楚。一是国企改革三年行动计划的内核是什么，对电网企业是否会下决心调整为公益类，对发电企业会带来什么，这个涉及到国资委；二是处于自然垄断环节的电网企业，对其监管力度如何，这个涉及到发改委、能源局；三是煤炭价格是否较长时期平稳，风电和太阳能发电的成本下降到什么水平，碳市场是否做做样子。
当然，最好的情景是伴随科技快速进步，可再生能源发电成本快速下降，高比例可再生能源大规模接入电网和分布式发展势不可挡，煤电失去竞争能力移出舞台中央，国际压力大幅缓和。我们需要处理的主要是可再生能源企业与承担调峰任务的煤电企业之间的利益协调问题，以及关停部分火电带来的较严重但局部性的社会问题。
如果不是这样的话，“十四五”我们将饱受内忧外患。完备的电力市场体系建设，速战速决对经济运行冲击很大，可能会“伤筋动骨”，因此不能“四面开花”，必须在“点”上进行突破，开展真正意义的综合改革试点。待闯关成功、总结经验后，再全国逐步推开。由于涉及问题复杂，正如广东、浙江曾实施的经济转型“腾笼换鸟”战略一样，试点必须是省委书记挂帅，国家发展改革委、国家能源局、国资委和电力央企全力配合，必要时国务院予以法规授权。这样的综合试点，目前看保留广东和浙江两省足够。
就全国“面”上而言，策略性地就是要调动省政府的积极性，推动发电侧结构转型，推动上下游顺畅传导，不要着急触动地方经济布局和社会问题，对应在电力市场建设，就是突出中长期交易，弱化即时交易，慎用节点电价体系。具体的工作重点放在：（1）电能中长期交易的建章立制工作；（2）培育合格用户，真正体会市场价格波动，激发其与上游签订多年长期合同的内生动力；（3）建立健全电力交易机构，完善交易职能，丰富结算职能；（4）加强垄断环节的成本监审；（5）彻底厘清各类交叉补贴、公布算法；（6）全面放开分布式交易，鼓励开展基于配电的现货市场和跨行政区域的边区电力市场等灵活多样的市场模式试点；（7）针对大规模可再生能源的接入和省间调剂诉求，进一步深化辅助服务市场；（8）在必要的地区研究建立容量市场；（9）鼓励建立各类行业协会并积极发声，支持第三方“智库”发挥作用。
时间进度上，广东、浙江综合试点的时间估计需要至少两年，全国的“面”上工作大体也需要两年。“十四五”后三年全国的任务在于进行综合试点的准备和实施，广东和浙江的任务是继续深化。
“十四五”期间，电力体制改革再不“撸胳膊”“动真格”“讲策略”，油气改革等其他基础产业改革也必受影响，国内国际两个大局统筹将愈加困难，电力工业高质量发展前景将不明朗。
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