中国储能网讯：2015年3月15日，新一轮电力体制改革纲领性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）印发实施。9年来，新一轮电力体制改革成效显著，有力推动了电力产业结构转型与市场化建设，有效支撑了社会经济发展和民生用能需要。随着“双碳”目标深入推进，党中央、国务院提出了新型能源体系和新型电力系统（以下简称“两型”）建设目标，要求进一步深化电力体制改革，充分发挥市场配置资源作用，推动电力生产与消费方式变革，加快培育新质生产力。本文在回顾新一轮电力体制改革取得突出成效的基础上，分析新形势下深化电力体制改革面临的主要问题，提出新形势下进一步深化电力体制改革的思考。
新一轮电力体制改革取得的成效突出
经过9年的改革探索与实践，我国电价机制逐步理顺，电力市场体系基本建立，电力交易机构独立性、规范性不断增强，电网配售电业务稳步放开，“主体多元、竞争有序”的市场格局初步形成，电力体制改革取得了显著成效。突出体现在以下方面：
一是电价改革取得重要突破，市场化电价形成机制逐步理顺。遵循“管住中间、放开两头”理念，有序放开输配电价以外的竞争性环节电价。按照“准许成本+合理收益”原则，基本形成科学独立的输配电价制度体系，截至目前，已先后核定三轮省级电网输配电价，有力推动电网企业功能定位和运营模式实现转变。燃煤发电电量全部进入市场，上网电价浮动范围扩大到±20%，基本建立了“能涨能跌”的市场化电价形成机制，抽水蓄能、燃煤发电由单一电价过渡到两部制电价。工商业用户全部进入市场，暂不具备直接参与市场条件的用户由电网企业代理购电，取消工商业销售目录电价，分时电价机制逐渐完善。发用电计划有序放开，全国市场化交易电量占全社会用电量的比例由2015年的16%大幅提升至2023年的61%。
二是电力市场体系建设取得积极进展，有效竞争市场格局基本形成。全国统一电力市场体系加快建设，在全国范围内基本建立涵盖“中长期+现货+辅助服务”的多周期多品种电力市场体系。中长期市场实现省级全覆盖，交易电量占市场化电量比重超过90%。现货市场建设取得突破性进展，第一批8个试点地区均进入连续结算运行，广东、山西已转入正式运行；第二批试点已全部启动试运行；南方区域现货市场开展全域结算试运行，全国统一电力市场体系率先在南方区域落地；长三角区域现货市场建设正式启动。各省、区域积极开展以调频、调峰、备用为主的辅助服务市场，实现灵活调节资源的市场化调用。电力交易机构独立规范化运行稳步推进，成立北京、广州和各省级电力交易中心，完成交易机构股权多元化改造，交易组织规范运作水平和服务能力不断提升，市场公平竞争环境得到有效保障，南方区域积极探索交易机构融合发展。有效培育多元市场主体，2023年注册市场主体数量已达70.8万家，市场活跃度不断提升。
三是电力治理体系持续完善，政府治理效能进一步提升。电力法律法规持续完善，电力法先后进行两次修订，后续修订及可再生能源法等法律法规的修订工作已纳入日程。能源电力规划管理不断加强，国家和地方、总体和专项等多维协同的规划体系逐步建立，电网网架结构持续优化，资源配置平台作用进一步发挥。政府职能实现积极转变，持续推进电力领域“放管服”改革，审批核准程序与方式大幅简化，电力项目开发效率大幅提高。电力监管能力不断加强，国家与省级监管政策陆续出台，对市场经营主体、交易行为和信息披露的监测预警不断加强，行业监管实现常态化。
新形势下深化电力体制改革面临的主要问题
当前，以新能源大规模开发利用为特征的新一轮能源革命深入推进，全球能源体系正经历前所未有的根本性、系统性变革。在“双碳”目标指引下，“两型”建设对电力体制机制改革提出更高要求。面对新形势、新要求，深化电力体制改革需直面一些关键问题：
一是市场化电价形成机制尚不成熟。新型电力系统建设需要大幅增加电网投资，输配电价核定需充分考虑新形势下的电网建设需求。新能源保障性收购等发电侧电价机制尚未跟随新能源成本变化趋势及时调整，技术降本红利未能及时实现有效传导。终端电价方面，交叉补贴长期存在，用电价格与供电成本尚有差异。辅助服务与电源容量成本分摊回收机制未完全理顺，系统调节成本尚未实现合理疏导。增量配网、源网荷储一体化等电网形态的社会责任分摊机制仍不健全。
二是电力市场体系顶层设计尚不完善。全国统一电力市场体系中各层次电力市场功能定位尚不清晰，职责分工尚不明确。各省区资源禀赋、市场建设进度与市场规则差异较大，跨省跨区资源优化配置存在省间壁垒。市场品种设计对各类资源调节价值的体现不全面，新兴主体参与市场交易机制尚不成熟。电力市场与煤炭、天然气等一次能源市场联动性不足，碳排放、绿证绿电、可再生能源消纳量等市场在环境权益衡量方面未形成有效衔接。
三是电力需求侧参与尚不充分。电力消费体制机制改革推进较为缓慢，需求响应、辅助服务等市场参与门槛高，难以激励用户主动参与，虚拟电厂、微电网等聚合类新型主体缺乏成熟商业模式、培育较为缓慢，对需求侧调节资源的挖掘不足。绿色消费激励约束机制尚未健全，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体，绿色电力消费缺乏广泛应用场景。
四是能源电力规划协调性不足。部分地方能源发展规划与国家规划协调不足，在能源总量、结构、布局等方面同国家规划衔接不充分。多种能源统筹规划不足，电力、煤炭、石油、天然气、氢能等不同品种能源规划相对独立，随着电能替代与多能源综合利用技术发展推广，可能面临能源品种发展不协同、能源供给需求不均衡、基础设施重复建设等风险。
对进一步深化电力体制改革的思考
一是应以数字化绿色化（以下简称“两化”）协同促进“两型”建设。加快“两化”协同转型，在以数字化引领绿色化发展、以绿色化带动数字化升级中形成良性循环，以数字电网为关键载体推动构建新型电力系统。以能源和数据为关键要素，以电力算力深度融合为技术路径，加速电力系统各环节全面数字化进程，不断提升清洁能源消纳能力和新型能源体系效能。依托海量数据和超强算力，增强系统灵活性和承载力，推动构建新能源供给消纳体系。依托数字技术和绿色技术融合，推广应用高效节能技术装备，推动重点行业领域用能结构转变和效率提升。依托数据共享和业务协同，深入推进服务创新，探索绿电消费新机制和政企合作新模式，全面满足用户需要、解放用户潜能。
二是加快完善电价机制，保障各类市场主体共享改革成果、共担转型责任。结合新型电力系统建设需求，持续优化输配电价核定参数，充分保障电网企业在新型电力系统建设、支撑能源绿色低碳转型等方面的投入。推动跨省跨区输电价格由单一电量电价制逐步向两部制或单一容量电价过渡。平衡新能源发展和系统性消纳成本之间的关系，对新能源大规模并网带来的接入成本、电网改造成本、调节性电源建设运行成本、辅助服务费用等，由上网电价、输配电价、调节性资源价格及用户电价合理分摊。加快研究解决电价交叉补贴矛盾的系统性方案，推动将“暗补”向“明补”转变。清晰界定地方电网、增量配网、微电网与源网荷储一体化等的主体功能定位及权责关系，落实用户公平承担系统备用、政府性基金及附加等费用。
三是加快完善全国统一电力市场体系的顶层设计，充分发挥市场配置资源作用。进一步明确国家、区域、省等不同层次电力市场的功能定位，支持优先开展区域市场一体化建设，完善市场衔接机制设计，促进多层次电力市场协同运行。丰富交易品种，探索引入爬坡、惯量、快速频率响应等交易品种，充分衡量不同种类灵活性资源的调节价值。健全容量补偿体系，因地制宜制定补偿标准，探索建立市场化容量电价形成机制。完善市场规则，引导新能源、储能、虚拟电厂等新兴市场主体广泛参与，规范准入标准、交易机制与考核责任。在有效监管前提下逐步放开价格管制，完善与一次能源市场价格联动机制，充分发挥市场价格“风向标”作用。做好碳排放、绿证绿电与可再生能源消纳量等市场的衔接，完善环境权益计算标准、抵扣方式与交易流通机制，充分反映绿色电力环境价值。
四是加大需求侧资源开发利用力度，加快培育适应绿色低碳转型的需求侧调节资源。完善分时电价、尖峰电价、可靠性电价等需求侧价格机制，探索按用户行业特性或生产特性设计峰谷价差，充分考虑不同类型用户响应潜力。完善需求响应激励制度，丰富交易机制，扩充补贴资金来源，出台财政、税收、信贷等金融政策支持，提高需求侧商业模式开发经济性。完善可再生能源消纳责任权重指标形成、分解、考核措施。推动将消纳责任分解至全体电力用户。健全绿色电力消费认证、服务与应用体系，落实绿证全覆盖政策，扩大绿电消费应用场景，探索开发绿色金融信贷、绿色供应链管理、产品碳足迹认证等应用。适时推出电能替代领域相关技术与产业政策，把握转型进度，有序推动电能替代。
五是持续提高现代化能源治理能力，促进有效市场与有为政府紧密结合。加快推进能源法出台以及电力法、煤炭法、可再生能源法修订，做好地方性法规与法律、行政法规的衔接，形成科学完备、先进适用的能源法律法规体系。统筹考虑全国电力生产力布局，健全央地协同、区域协调的电力规划体系，统筹源网荷储全系统规划，充分考虑源网依赖、网储局部替代、网荷支撑、源荷协同等各环节相互作用关系。推进化石能源与清洁能源、电与煤、电与气、电与热、电与氢等上下游能源品种协调规划、协同落地，建立以电力为核心的能源供应链协同规划机制。完善多层次、全方位的监管机构协作机制，加强行业监管与政府监管协同，探索“互联网+”等新型监管方式，提升能源监管的精准化、智能化水平。
（南方电网公司政策研究部魏俊杰、卢智、周杨、高海翔对本文有贡献）
