2015年3月《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》（下称“9号文”）发布，标志着我国新一轮的电力改革开始，到现在已经整整四年时间。四年内，各个省区进行了售电放开、增量配电网、现货市场、输配电价独立核算等若干试点。但是应该讲，重大的、不可逆的变化仍未发生，电力系统仍旧面临若干体制方面的重大隐忧。改革再出发，需要进一步回归聚焦体制改革，以使得改革朝着以更可持续、更透明、更具明确规则与目标的方向发展下去。

电改这四年

2015年3月15日，距中国在2002年启动的首轮电改13年后， 9号文正式发布，明确提出“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”。其核心改革内容“三放开、一独立、三强化”，旨在按照“管住中间、放开两头”的体制架构，以改革破难题、促发展、增红利。自此，我国电力体制改革逐步进入深水区，拉开了中国第二轮电力体制改革的序幕。

2016年3月，北京、广州2个区域性电力交易中心揭牌成立。随后，全国所有省份陆续建立电力交易机构，其中，云南、山西等8省（区）组建了股份制交易机构。我国电力市场交易形成业务范围从省（区）到区域、从区域到全国的完整组织体系。

2016年10月11日，《有序放开配电网业务管理办法》出台，12月1日首批105个增量配电业务改革试点落地。之后2017年11月和2018年4月第二批和第三批试点相继落地，目前项目总量已达320个，基本实现地级以上城市全覆盖。

不过，理想虽然丰满，实际的进展却并不如预期。国家发改委、国家能源局通报显示，截至2018年9月13日，第一批试点项目取得电力业务许可证的仅有20个。此后，两部门连续下发数个文件对试点项目中出现的主要问题明确政策要求，细化了相关措施，并通过调研、通报、约谈等多种方式督促项目推进。

而近日公布的《增量配电业务改革试点项目进展情况通报（第二期）》显示，虽然试点项目整体进展有所加快，但部分地区落实情况较差，试点项目进展依然缓慢，如北京、天津、浙江、四川、宁夏等地仍有12个第一批试点项目未确定业主，内蒙古、吉林、黑龙江、广西、陕西等地仍有23个第一批试点项目未划定供电区域，江西、湖南、重庆、云南、甘肃、新疆生产建设兵团未按要求及时报送试点进展情况。

为确保电力市场化交易比重进一步提高，2018年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划。据初步分析，4个行业用户全面放开后，可增加市场化交易电量3500亿千瓦时，可使市场化交易电量占全社会用电量的比例提高5个百分点。

然而，尽管有政策支持，电力现货市场建设还是遭遇了“拖延症”。原计划于2018年底启动第一批八个试点电力现货市场试运行，目前仅南方（以广东起步）、甘肃、山西按时推进。鉴于此，国家层面放宽了时间表，国家能源局综合司去年11月下发的《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》指出，各试点地区原则上应于2019年6月底前开展现货试点模拟试运行。

为加快推进电力现货市场试运行，国家能源局文件还明确了试点省区的牵头联系部门，其中蒙西为国家能源局新能源司、浙江为国家能源局法改司、山东为国家发改委运行局和基础司、福建为国家能源局市场监管司、四川为国家发改委价格司。

世界电改一览

美国德州电力市场（ERCOT），2001年采用区域定价（zonal pricing）开始运营，2003年决定开始改变市场设计，用节点电价（nodal pricing）替代，到2010年进行了40个星期的测算并最终投入运行。也就是说，从区域定价到节点定价，用了大概6-8年的时间实现了革命性的变化。

德国（地理区域大约我国的1-2个省）在欧盟法令下，1998年开始电力部门放松管制（市场化）改革，经历地区垄断供电商一系列的重组与分割，开放自然垄断输配基础设施与发用两侧市场，用户与发电商直接交易（长期合同）。

2000年两大电力交易所建立（莱比锡与法兰克福）开始现货交易，到2004年12%的电力交易已经是现货交易。4-8年的时间基本从管制转换到充分的开放竞争轨道上，特别是短期市场提供更大的价格与交易透明性上。

四年的时间，对于一个重大的变化，说短不短，说长不长，但毫无疑问是处于一个关键的节点，是否取得成功，中期的评估与选择无疑是非常重要的。

是向前走，还是困于目前的进展？从国外电改的成功案例来看，中国当下无疑已经走到了一个十分关键的十字路口。

“拖延症”从何而来？

“市场交易机制缺失，资源利用效率不高”，“9号文”指出了目前中国电力系统需要解决的一系列问题中的首个问题。而这仅仅是电改四年来遇到的难题之一。其他问题还有，降低一般工商业电价政策没有落实到位，增量配电网投资业务进展缓慢。

在降低一般工商业电价过程中，大部分省份均采取直接降低一般工商业销售电价或者输配电价的方式。这就意味着，发电企业和电网企业需要降低销售电价和“过网费”。

而在增量配电网投资业务方面，2018年，国家发改委、国家能源局在部分省（区、市）开展实地督查调研时发现，一些地方相关责任部门改革推进不力，试点项目进展总体缓慢；一些电网企业或干预招标，或强制要求控股，阻碍社会资本进入，在供电区域划分、接入系统等环节设置障碍，导致部分项目迟迟难以落地。

而电力现货试点难以推进的原因，或许是因为市场组织者对现货市场运营后的结果没底。从事现货市场研究的上海电力大学教授谢敬东指出，电力现货试点和目前开展的中长期交易市场（如现在普遍开展的电力用户与发电企业直接交易）的本质区别在于，中长期交易市场容易掌控，现货市场难以掌控。容易操纵对市场组织者来说是好事，可以比较容易地防范市场风险，按照组织者的意愿调控市场，所以全国各地都在推进。“但这样一来，就不是一个真正意义上的市场。而现货市场正好相反，市场化程度高，风险防范的技术要求高，研究不透容易出现市场风险问题，这是目前我国电力现货市场推进缓慢的根本原因。”

除了风险防控，在电力现货市场交易机制的规则，配套现货的中长期交易模式，不同成本电源同台竞争、调度、交易如何与现货试点衔接、结算等关键问题上，相关方存在意见分歧，需要统一意见并予以明确。

结束

对于电改四年来出现的种种问题，行业也一直在反思。如今电改进入深水区，触及的利益越来越多，涉及能源管理部门、地方政府、电网企业、发电企业和电力用户等多方面的博弈，诸多急需解决，不可一蹴而就，或许还要做好长期抗战的心理准备