“十四五”啟幕，新一輪電改正式進入全新的五年發展期。

2016年，國家發改委、國家能源局發布《電力發展“十三五”規劃》（以下簡稱《規劃》），為新一輪電改階段性發展劃定“考試大綱”：組建相對獨立和規范運行的電力交易機構，建立公平有序的電力市場規則，初步形成功能完善的電力市場，深入推進簡政放權。

五年電改，探索不少，成果頗多，基本的計劃制度已生巨變，但其中也裹挾著復雜的矛盾和博弈，“管住中間，放開兩頭”仍在落實中艱難前行。

“十三五”電改目標完成如何？取得了哪些寶貴經驗？展望“十四五”，蹚進“深水區”的電改還要啃哪些“硬骨頭”？

交易機構股改提速，獨立運行仍待時日

在2015年新一輪電改確定的“三放開、一獨立、三強化”總體思路中，“一獨立”即為“推進交易機構相對獨立。《規劃》開宗明義地提出，組建相對獨立和規范運行的電力交易機構。過去五年，國家發改委、國家能源局多次發文敦促電力交易機構獨立，并將“相對獨立”表述為“獨立”，以打破電網企業絕對控股的局面。

2020年2月，國家發改委、國家能源局發文明確，2020年上半年，北京、廣州2家區域性交易機構和省（自治區、直轄市）交易機構中電網企業持股比例全部降至80%以下，2020年底前電網企業持股比例降至50%以下。

記者了解到，截至目前，全國30多家電力交易中心電網的持股比例均降至70%左右，雖未達成《規劃》目標，但股改步伐明顯提速。北京產權交易所最新披露，國家電網公司和南方電網公司的股權占比將分別被控制在45%以下和39%。

北京鑫諾律師事務所律師展曙光表示，電力交易中心只有實現人、財、物獨立，才能擺脫電網公司既當“裁判”又當“運動員”的現狀，其自身才可能在電力市場中發揮更大作用。

輸配電價趨于合理，交叉補貼依然無解

上述《規劃》表示，2017年底前，完成分電壓等級核定電網企業準許總收入和輸配電價，逐步減少電價交叉補貼。

2020年9月，國家發改委印發《關于核定2020-2022年省級電網輸配電價的通知》和《省級電網輸配電價定價辦法》，并于今年1月1日起執行。歷經兩輪輸配電價核定，輸配電價取得一定成效。從數值調整上看，降多增少；在用電類型上，兩部制用電調整多于一部制用電；在電價構成上，新的省級輸配電價構成更加合理。

美中不足的是，在備受關注的交叉補貼問題上，仍無具體解決路徑。對此，中國社會科學院財經戰略研究院副研究員馮永晟表示：“輸配電價改革既要解決信息不對稱問題，實現成本信息的準確有效披露，又要實現輸配電價的切實落地，目前有關電網企業的監管參數建設相對薄弱，亟需加強。”有業內人士指出，現有輸配電價體系中，競爭業務與非競爭性業務的賬本仍處“一鍋燴”的混亂局面。

輔助服務市場啟動，交易機制不盡合理

輔助服務是維護電力系統安全穩定運行必不可少的重要保證。《規劃》指出，要建立健全的電力市場體系。2016年啟動東北地區輔助服務市場試點，成熟后全面推廣。截至2019年底，電力輔助服務市場機制已在東北、華北、華東、福建等14個地區和省市啟動。

華北電力大學經濟管理學院教授袁家海指出，隨著新能源大規模并網，電力系統調節手段不足的問題日漸凸顯，原有的輔助服務計劃補償模式和力度已不能滿足電網運行需求。“目前，我國輔助服務產品單一，調峰不應屬于輔助服務，輔助服務費用分攤機制不盡合理，產品定價交易機制也不健全。”

袁家海認為，長遠看，通過不同時段的價格信號來引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力，是最經濟的方式，也是能夠合理化不同機組輔助費用、降低終端用戶電價的唯一舉措。未來，輔助服務市場改革應向其定義還原，不能先于電力市場建設。“近期來看，需要詳細評估每種類型機組提供輔助服務的能力，適當增加爬坡、系統慣性類交易品種，同時在現貨市場試點的省份適當開展競價模式選擇承擔主體。”

現貨市場不及預期，深化改革任重道遠

“無現貨不市場”已是業內共識，但現貨市場建設阻力頗大。

在馮永晟看來，現貨的作用不能用“量”大小來衡量，類似心臟重量與身體體重相比，比重不大但重要性不言而喻。“現貨市場的作用，在于發現電力的真實成本，現貨價格是整個電價體系的核心。”

《規劃》指出，2018年底前，啟動現貨交易試點；2020年全面啟動現貨交易市場，研究風險對沖機制。

2017年，國家確定8個電力現貨市場建設試點地區，截至目前基本都已開展了全月結算試運行。但電力價格雙軌制與市場化“水火不容”，導致不平衡資金出現，引發現貨市場“陣痛”。

不久前，安徽、江西、陜西先后發布征求本省電力現貨市場建設方案的文件，標志著2021年國內開展電力現貨交易的省份持續擴容。雖然短期的試結算暴露了市場設計、配套制度等多方面的問題，但結果證明，電力現貨市場替代計劃調度制度在我國具備可行性。業內專家普遍呼吁：雙軌制問題若不解決，現貨建設恐將面臨更多“大考”，甚至影響電改成敗。

發用電計劃逐步放開，電力市場交易待破冰

《規劃》明確，有序放開發用電計劃，并給出了明確的時間表，2020年前逐步取消優先發電權以外的非調節性發電計劃。

一位不愿具名的業內人士指出，現行優先發用電制度的制定出于以下考慮：保證居民、農業和公益性事業等用電價格不變；保證國家指令計劃和政府間協議的執行，比如外來電；保證電源側行業政策延續，例如保障可再生能源全額保障性收購，保障核電基荷運行；保障涉及民生政策的供暖不受市場影響。“現行優先發用電制度實質上形成了電力市場的雙軌制結構，阻礙電力市場建設。”

2020年5月，國務院出臺《關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》再次提出，有序放開發用電計劃和競爭性環節電價，提高電力交易市場化程度。據了解，截至目前，除了浙江核電參與現貨市場交易、山東和廣東新能源將參與現貨結算外，有序放開優先發用電制度并無實質進展。“實踐表明，電力體制改革領域并不適用雙軌制，甚至出現嚴重‘水土不服’現象，有序放開發用電計劃迫在眉睫。”

配售電改革初見效，質與量應均衡發展

作為《規劃》目標之一，全面推進配售電側改革廣受關注。《規劃》指出，2018年底前完成售電側市場競爭主體培育工作。2013年，首批十幾家售電公司“入市”，目前注冊數量已達萬家。但受制于主客觀因素，仍未真正開展擁有結算權的售電業務。

國網能源研究院企業戰略研究所高級工程師薛松認為，售電市場仍在洗牌，但總體秩序良好、售電主體趨于理性、用戶用能逐漸放心，初步完成了售電側改革任務和目標。“但如何促進售電公司創新更多增值服務，還有待持續探索完善。”

反觀配電側，增量配電改革試點進展緩慢。

華北電力大學國家能源發展戰略研究院2020年11月發布的《2020年增量配電發展研究白皮書》顯示，四年來，全國分五批次明確了459個試點，在前四批404個試點中，只有202個試點確定招標方式、250個試點確定業主、118個試點公布股比、150個試點確定供電范圍、138個試點取得電力業務許可證（供電類）。展曙光認為，增量配電改革的“棋子”要避免被當作“棄子”，仍需有關部門進一步理順價格機制，完善配套措施。