從國發2002年“5號文”，到中發2015年“9號文”。電力體制改革歷經十三載，重裝上陣。本輪電改以十八屆三中全會深化體制改革為背景，高層強勢推動，原電監會改革派班底入主能源局之后具體執行。最終以中共中央和國務院名義發表，規格遠超上輪電力體制改革。就其內容實質而言，并未超出“5號文”的范圍，部分內容也未能讓改革派完全滿意，但是從實際效果而言，新電改催生新增市場，釋放改革紅利已不存在疑問。

全面電改獲實質性突破

問題是時代的聲音

     一是以6個配套文件為重點，構建電力體制改革的“四梁八柱”。緊密結合本次電改的“制改”特點，圍繞推進電力市場建設、輸配電價改革、售電側改革、電力交易機構組建和規范運行、有序放開發用電計劃、加強和規范燃煤自備電廠監督管理等核心內容，國家發改委、國家能源局制定出臺了6個配套文件，進一步細化、明確了電力體制改革的有關要求和實施路徑。6個配套文件是一個有機整體，在9號文件引領下，和批復各地的試點文件一起，既架起了整個電改的四梁八柱，又完整構成了相關重要改革的操作手冊，為電改各項重大部署的落地，提供了基本依據。

     二是落實改革主體責任，多模式、多層次試點格局初步形成。截至目前，云南、貴州等21省區市開展了電力體制改革綜合試點，重慶、廣東等9省區市和新疆建設兵團開展了售電側改革試點，電力體制改革試點已經覆蓋除西藏以外的所有省(區、市)。輸配電價改革已實現省級電網全覆蓋，為多方直接交易奠定了堅實基礎，成為9號文件頒布以來，第一項取得重大突破性成果的電改任務。今年進行的第二批、第三批輸配電價改革，涉及到26個省，完成降價380億元。數字表明，電網企業涉及到與輸配電價不相關的或者不合理的金額比例是14.5%，達到1180億元。輸配電價改革后，平均輸配電價比現行購銷差價每千瓦時減少1分錢，核減32個省級電網準許收入約480億元。首輪輸配電價改革試點已全面完成，近日將由省級價格管理部門向社會公布。與此同時，國家發改委、國家能源局日前表示，2018年底前我國將啟動電力現貨交易試點。選擇部分區域和省開展電力現貨市場建設試點，研究建立中長期交易規避風險、以現貨交易發現價格的電力市場體系，發揮市場在資源配置中的決定性作用。在“無現貨、不市場”的理念下，此舉無疑將為當下的電改注入強大動力。

     三是交易機構組建工作基本完成，促進形成公開透明的交易平臺。交易機構的建設和作用的發揮反映著地方電力體制改革的進展水平。各級電力交易機構已組建到位。北京、廣州電力交易中心相繼掛牌，成立了市場管理委員會。除海南、西藏以外，全國其他省份均建立了電力交易機構，其中云南、貴州、廣東、湖北、重慶等7省市組建了股份制交易機構。

     四是加快放開配售電業務，有效激發市場活力。出臺《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電業務管理辦法》，建立市場主體準入退出機制和以信用監管為核心的新型監管制度。目前，全國注冊成立的售電公司已達7000家，改革為電力用戶提供了多樣化的選擇和不斷優化增值的服務。規范開展第一批105個增量配電業務改革試點項目，鼓勵社會資本參與配電網投資，建立多元主體參與的競爭機制。國家能源局制定了對擁有配電網運營權的售電公司頒發電力業務許可證的具體措施。105家增量配電業務試點作為新一輪電改的重要突破口和改革“試金石”的作用正在積極顯現。日前，國家發改委、國家能源局又印發《推進并網型微電網建設試行辦法》，為微電網健康有序發展提供政策支撐。

     五是以擴大電力市場化交易規模為重點的改革舉措，為企業降成本釋放巨大紅利。2016年一年，全國包括直接交易在內的市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。其中，直接交易電量接近8000億千瓦時，同比增長85%，為用戶節約電費超過573億元。煤電價格聯動方面，下調燃煤機組上網電價每千瓦時3分錢，并同幅度下調一般工商業銷售電價，每年減少企業用電支出約225億元。完善兩部制電價方面，有效減輕了大工業用戶基本電費負擔，用電企業基本電費支出年減少約150億元。通過以上改革舉措，全年共計減少企業電費支出超過1000億。

     2017年，全國市場化交易電量再創新高。來自國家發改委、國家能源局的信息表明，今年市場化交易電量將超過2萬億千瓦時，占全社會用電量的35%以上。今年1—6月，各地簽訂直接交易年度、月度合同以及交易平臺集中交易電量累計9500萬千瓦時，已執行的合同度電平均降價4.7分。預計今年全年電力直接交易電量規模1.2萬億千瓦時，同比增長約50%。電力市場化交易持續給力供給側結構性改革。

改革深水區問題重重

     一是電力體制改革陷入“電改就是降價”的認識誤區。新一輪電力體制改革是我國全面深化改革的重要組成部分。根本目的是堅持市場化的改革方向，實現的是多目標，發揮市場在資源配置中的決定性作用。不能把電改簡單等同于降價，市場化定價要尊重市場規律，并不是只降不漲，降價的收益分配也是市場化的過程，應該由市場來決定。

     但從各地電力體制改革的實際情況來看，市場化交易基本采取直接交易的方式，由電力用戶向發電企業或通過售電公司購電，基本是在打降電價之牌，將推行直接交易作為降成本的重要舉措。與上一輪電力體制改革不同，本輪電力體制改革的參與主體引入了地方政府和電力用戶，一定程度上，地方政府成為本次改革的實際操刀者，在經濟下行壓力加大的背景下，降電價成為有的地方政府降成本的“有效手段”。

     二是配售電企業的核心競爭力尚不適應新形勢的。有媒體作過統計，以國網和南網售電公司最多的兩個省份為例：在山東，工商注冊829家售電公司，然而，通過交易中心公示并拿到售電資質的只有335家，有交易記錄的售電公司只有43家;在廣東，共計774家工商注冊售電公司，但進入售電名錄的僅309家，已經步入售電公司參與競價的第二年，有交易記錄的售電公司卻僅有116家。

     售電公司的核心競爭力不強，競爭手段單一，除了“吃差價”這一模式外，其他綜合能源管理、節能服務等增值服務的作用尚不明顯，甚至質疑部分售電公司為“皮包公司”的聲音開始出現。尤其是電網企業關聯售電公司一旦進入市場，其人員優勢、技術優勢、資金優勢、數據優勢不言而喻，如何確保公平競爭，在人員、場所、數據、財務等各個方面與電網企業進行物理隔離，對其實行非對稱監管，又是一個亟待研究的課題。

三是直接交易市場化程度不高，約束機制不到位。

文章來源：北極星電力網