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4年來，我國電力體制改革的市場化基礎逐步確立，相關主體的市場意識得到深化，各領域改革全面推進，成果得以進一步顯現，改革正從打基礎階段逐步向全系統磨合調試階段過渡。

帶動全國市場化交易電量占售電量比重提高近26個百分點

4年來，電力體制改革遍地開花，在多個領域均取得重要的階段性成果，推動發用電計劃逐年放開，帶動了全國市場化交易電量逐年攀升。

統計顯示，2015年，24個省份直接交易電量總計超過4000億千瓦時，是2014年1540億千瓦時的2倍多。2016年，全國電力市場化交易電量接近8000億千瓦時，又是2015年的近2倍。2017年，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司供區市場化交易電量合計16324億千瓦時，占全社會用電量比重達到25.9%。2018年，全國市場化交易電量進一步達到2.1萬億千瓦時，占售電量比重更是接近40%，比2015年電改初期的14%提高了近26個百分點。

市場化交易電量逐年攀升的背后，是輸配電價改革、售電側改革、推進電力交易機構相對獨立改革等各分項改革所發揮的夯基壘臺作用。

新一輪電力體制改革啟動以來，輸配電價改革試點、電改綜合試點、售電側改革試點等各項改革試點工作迅速推進，形成以綜合試點為主、多模式探索的格局。自2014年深圳電網和蒙西電網“破冰”輸配電價改革試點，至2018年6月14日國家發展改革委、國家能源局批復西藏自治區電力體制改革方案為止，我國除港澳臺外所有省級行政區均納入了電力體制改革試點。

輸配電價改革試點始于深圳電網和蒙西電網，截至目前，實現了除西藏外的省級電網全覆蓋；印發了《輸配電定價成本監審辦法》；省級電網輸配電價格、區域電網輸電價格、跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法，以及地方電網和增量配電網配電價格的指導意見均已發布，輸配電價定價和監管工作實現了體系性全覆蓋；首個監管周期內的省級（除西藏外）電網輸配電價、區域電網輸電價、跨省跨區專項工程輸電價已經核定并出臺；當前，國家發展改革委正組織開展新一輪輸配電成本監審。業內都明白，輸配電價改革承擔著電力市場化改革“先行官”的角色，其推進的成功與否會直接影響到電力市場化交易、增量配電改革、售電側改革等其他分項改革甚至電力市場化改革的全局。

推進電力交易機構相對獨立是本輪電改總體思路中“一獨立”所指的內容。2016年3月，我國首家完成工商注冊的電力交易機構——北京電力交易中心揭牌成立，2017年12月25日，我國最后一個省級電力交易機構——海南電力交易中心掛牌成立。至此，全國建成兩個國家級（區域級）電力交易機構，并在除港澳臺以外的31個省級行政區建成33個省級電力交易機構。而且，除西藏電力交易中心之外，其他電力交易機構均已組織開展過實質性交易業務。各級、各地交易機構組建之后，就著手開展了市場主體注冊工作，并會同有關各方積極研究交易方案，制定交易規則，選擇交易品種，確定交易模式，搭建交易平臺，為開展電力市場化交易打下了堅實基礎。

有序向社會資本放開售電業務是本輪電改的一大亮點，也是到目前為止社會資本最為活躍的分項改革領域。新一輪電改打破了電網企業“統購統銷”的傳統模式，每年幾萬億的電量市場將被逐步放開。在巨大的利益驅動下，售電公司如過江之鯽，入市速度之快著實令人驚嘆。據統計，從2015年深圳注冊成立全國首家售電公司到2018年3月底的短短3年時間，在全國各大電力交易機構注冊公示的售電公司就達到3000多家。

除上述各領域改革之外，截至目前，我國在增量配電業務改革領域已經啟動320個試點項目，實現市級行政區的全覆蓋。在電力現貨市場建設試點方面，南方（以廣東起步）、甘肅和山西電力現貨市場在2018年先后投入試運行。

4年來實施的各分項改革為系統性改革打下堅實基礎

然而，新一輪電改實施的4年來，所取得的成就更多地在于“打基礎”，尚處在為進一步實現市場化鋪路的階段。比如說，要開展市場化交易，必須得有多買多賣的交易對象，所以就需要放開售電側市場，增加售電主體，這即是售電側改革。有了交易對象，當然還得有開展交易的場所和制定規則的有關機構，這即是推進交易機構相對獨立方面的改革。另外，要開展市場化交易，還必須得監審電能輸配成本、核算輸配電價格，這即是輸配電價改革。只有將這些基礎性的工作都做到位了，才能夠進一步推動電改進程，邁向電力市場化的高級階段。

應該說，電力體制改革同其他創新性工作的發展進程并無二致，也是遵循一個由易到難、由簡到繁、由筑基到拔高、由量積到質變，最終實現市場化改革目標的過程。新電改頂層設計文件發布以后所開展的主要分項改革工作，要么屬于利益主體交鋒不算直接、博弈不算激烈的，要么屬于技術不算復雜、實現難度不是很大的，否則，改革進度就相對緩慢些。比如說，在現貨市場開市前，售電側改革的市場主體注冊階段則進展比較順利；在推進交易機構相對獨立改革方面，盡管存在股份制和電網企業獨資方面之爭，料定后續全部實現股份制改造并不算難；關于輸配電價改革，初期需要在技術和經驗方面做好積累，后續還有很大的調整空間，但整體進展也還說得過去。

可以這么說，一些相對容易推進的改革項目都已經推進得差不多了，剩下的基本上都是“硬骨頭”了。比如，增量配電業務改革和現貨市場建設就談不上有多順利了，前者由于涉及信息共享、邊界劃分、資產界定和處置，以及電網接入和逐個核定配電價格等問題，進度遠遠不及社會預期；后者則受平臺、技術、經驗和市場成熟度等因素影響，進展比較緩慢，目前8個試點當中只有廣東、甘肅和山西啟動了現貨市場試運行，整體推進更是需要時日。

其實，不管是順利推進的還是進展緩慢的，隨著市場化的進一步深入，在任何一個分項改革領域都很難讓從業者高枕無憂。比如，省級電網輸配電價當中的交叉補貼問題、核價的準確性問題以及調整機制不健全的問題，售電側改革中售電主體的培育和缺乏贏利模式問題等等。

增量配電業務改革進展緩慢但前景柳暗花明

新一輪電改實施至今，說增量配電業務改革是關系最錯綜復雜、觸動利益最深、博弈最激烈的分項改革，估計沒人會持異議，這也印證著該分項改革的確是本輪電改的“硬骨頭”的論斷。

就目前來看，作為2018年電力體制改革的重點內容之一，增量配電業務改革試點推進速度確實差強人意。

從2015年3月“9號文”最早提出“有序向社會資本放開配售電業務”以來，至2019年1月5日印發的《國家發展改革委 國家能源局關于進一步推進增量配電業務改革的通知》要求進一步推進增量配電業務改革，期間自2016年11月開始全國先后啟動三批合計320個增量配電業務改革試點項目。然而，去年10月發布的《國家發展改革委 國家能源局關于增量配電業務改革第一批試點項目進展情況的通報》顯示，截至通報發布時，在首批實施的106個試點當中，仍然沒有確定項目業主或者沒有劃定供電范圍的試點項目竟然有47個；除去非電網企業的存量配電項目之外，真正的增量配電項目僅有10個取得電力業務許可證（供電類）；況且，除去非電網企業的存量配電項目之外，還有6個試點項目竟然沒有社會資本參與。可見，此項改革不僅跑慢、還有跑偏之嫌。

其實，增量配電業務改革試點之所以進展不順，是有其客觀原因的，因為此項改革背負著更為復雜的改革邏輯。

“9號文”設定的“管住中間、放開兩頭”的改革架構，其中所謂的“中間”和“兩頭”的分界并非絕對，配電網這一塊就成為一個模糊地帶，該環節既有“管住”的成分，又有“放開”的成分——“管住”的是配電網的配電價格，“放開”的是增量配電網的投資運營主體。

在此需要澄清一下，所謂的電力市場化，不僅僅指市場化選擇電力交易對象，還包括市場化選擇電力投資運營主體。市場化選擇投資運營主體在發電領域已基本實現，此輪改革就是探索著向電網領域延伸。這正是對“9號文”“繼續深化對……適合我國國情的輸配體制研究”的響應。

看到這兒，估計就沒有人再懷疑增量配電業務改革的必要性了吧，當然也就不用懷疑改革頂層設計者對于推進增量配電業務改革的決心了吧。

據粗略統計，2015年以來僅中央和國家層面就發布與增量配電業務改革相關的通知文件達15份之多，強化政策管理、約束和引導，環環相扣、層層加碼。除去政策層面，面對地方相關責任部門改革推進不力、電網企業干預招標和設置障礙等問題，中央有關部門更是在2018年先后祭出了現場督導調研、面對面約談、文件通報、點對點直接聯系、要求地方部門定期上報等措施和手段，以了解和解決試點中存在的問題、扎實推進增量配電業務改革試點工作。

改革決策層的力推在一定程度上已經收到了積極效果。2018年12月25日，國家電網公司發布深化改革十大舉措，其中就包括“加快推進增量配電改革試點落地見效”，且更進一步承諾在“在特高壓直流工程領域引入社會資本”，同時還承諾“積極推進交易機構股份制改造”等舉措。考慮到國家電網公司之于推進改革的舉足輕重地位，我們有理由相信包括增量配電業務改革試點在內的各分項改革都將迎來一個更加快速的推進期。

分項改革的基礎性成果將迎來全面改革的系統性檢驗

之所以說新一輪電改4年來尚處于打基礎階段，是因為之前開展的各分項改革還處在獨立操作階段，基本上還沒有得到真正的系統性檢驗。雖然，市場主體準入或者注冊了，交易機構也組建了，交易規則、交易模式、交易品種和交易類型也都基本確定了，甚至交易所需的輸配電價也都核定完畢了，但我們的市場建設尚處于由計劃向市場轉型、市場與計劃雙規并行的初級階段，市場化程度并不夠高，在電量與電價的確定機制中尚有許多計劃和人為的成分存在，所以說各類新成立的市場主體、市場保障要素和改革成果并沒有真正地經受市場化考驗，是否有足夠承擔市場風險的能力還不得而知。

我們都知道，如果要建成一個成熟、完備的電力市場體系，建設電力現貨市場就是一道必須得跨過去的坎。然而，面對這個坎時，我們的進程并不順利——國家發展改革委和國家能源局一度將試點地區應在“2018年底啟動電力現貨市場試運行”的要求，修改為“試點地區原則上應于2019年6月底前開展現貨試點模擬試運行”，不僅時間上有所推遲，強度上也有所松動。

有業內人士認為，電力現貨市場階段屬于電力市場的高級階段。據此而言，建設現貨市場很難與核定輸配電價、培育售電市場、組建相對獨立的交易機構、放開增量配電業務等分項改革任務并列，其他幾項工作都可以獨立開展、自成領域，而建設現貨市場更像是對前期各分項改革成果的系統集成和整合應用，它檢驗著有關部門的政策設計能力、交易機構的組織管理能力、包括售電企業和大用戶在內的各類市場主體的市場交易能力、市場發育成熟度、市場監管能力，當然現貨市場能否在短期內順利建成還要看剛核定的各類輸配電價能否發揮應有的作用。也就是說，現貨市場建設不算順利的原因并不是現貨領域本身的問題，而是包括其他分項改革領域在內的整體電改儲備不夠充分所導致的。事實上，只有前期打牢了基礎，才能順利進入下一個階段或者高級階段。

況且，我們所能預見到的困難還遠遠不止這些。坊間傳言，《全國統一電力市場建設方案》已經初步形成。其實，無論這個方案成形與否，建設全國統一電力市場注定是電改的必選項，只是時間早晚的問題。屆時，不僅涉及到各項改革要素之間的統籌協調問題，還要考慮省間、區域間的接軌問題。

然而，既然選擇了改革就不懼怕挫折，就已經做好了“啃硬骨頭”的準備。改革過程的艱辛終究抵消不了市場化帶來的巨大社會紅利，抵消不了人們對追求社會效益最大化終極改革目標的極大渴望。

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