2015年3月15日中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发【2015】9号）（下称9号文）印发已4年，电力体制改革逐渐进入深水区，各方面对电改效果评价不一。一方面表面上进展显著，电力体制改革试点已经覆盖所有省（区、市）；输配电价改革全面完成，国家发改委已部署开展第二监管周期输配电定价成本监审；组建了北京、广州两个国家级的电力交易中心，全国所有省份均建立了省级电力交易机构，全国在电力交易机构注册的售电公司已近4000家；各地年度、月度合同交易及交易平台集中竞价交易也相继展开，在引入社会资本参与增量配电业务、推进电力行业信用体系建设等方面也颇有建树。另一方面，电改的关键任务进展却十分有限，除云南等少数省份外，罕见价格真正由市场形成又能持续稳定运转的电力市场交易机制，真正参与市场交易的售电公司不及注册数的一半，其中不少已退出市场，正式运营的增量配电试点项目寥寥无几，社会公众对改革逐渐失去信心，参与热情退却。

　　作为重大决策部署，9号文的基本精神无疑应该坚决贯彻执行，但由于9号文所提出的市场模式和改革路径与欧美国家主流电力市场有较大区别，因此引起执行层面理解上的偏差，阻碍了改革的顺利进行，进一步夯实理论和实践基础已成为当务之急。

　　■不应高估现货重要性

　　9号文作为党中央、国务院的行业经济体制改革重大决策，还原市场主体自由竞争和自主选择的权利是重点内容之一。2002年国务院颁布的《电力体制改革方案》（国发【2002】5号）（下称5号文）启动了第一轮电力体制改革，虽然完成了厂网分开，但原定的竞价上网市场改革方案却没有顺利实施，改革成了半拉子工程。对于发电厂来说，电网是唯一买家；而对于用户来说，电网是唯一卖家，购售双方都没有选择权。电网在电能商品的中间流通环节形成垄断，切断了供需之间的直接联系，靠吃购销差价获取利润，管住了两头，放过了中间，带来诸如输配电价不透明、过度投资等许多问题。因此9号文按“管住中间，放开两头”的思路，打破电网垄断，让供方（发电厂）和需方（大用户和售电公司）直接见面，自由竞争和选择，自主确定电量和电价，而电网变成电能的“高速公路”，收取过路费（输配电价）。

　　可以看出，作为自5号文发布以来第一轮电改结果的自然延伸，9号文以放开配售电业务为抓手，切中当前我国电力体制问题的要害，还原了电力商品属性，符合中国国情。而还原用电和售电主体的自主选择权正是9号文的关键和特色之所在，这也将促进以用户为中心的电力工业发展新模式的形成，并助力能源消费革命目标的实现。实际上，“还原电力商品属性”正是以“还原市场主体自由竞争和自主选择的权利”为前提的。如果不能确保这种权利，技术上再复杂的市场设计都不是真正的市场。

　　在电力市场中，市场主体自由竞争和自主选择权利的实现有其特殊性。与别的商品市场不同，电能商品的生产、传输和消费必须通过电力系统（由发电、输电、变电、配电、用电设备及相应的辅助系统组成的物理网络）来进行。电能商品的流通并非电荷的转移，而是电磁波的传播，在时间和空间上均有连续性；各发电厂生产的电能一旦上网，在物理上就被同质化，无法再区分开来。电能商品由于物理上的无差异性，以及复杂物理网络（电力系统）的存在，成为世界上最复杂的商品之一，各种关系交织在一起，难以厘清，常常引起概念上的混淆。但是，总体来说，电力市场/电力系统的问题仍可清晰地分为电力系统物理层、商品交易层和金融（财务）交易层三个层次（图1），各自服从不同的规律，但又互相关联。

　　图1 电力市场/电力系统问题的三个层次

　　由于电能在物理上的同质化特征，电网的作用可以类比为水池，从物理电能（属于物理层）的角度，实际上是无法分清产销方的，因此也无法进行交易。电力市场所交易的实际上是发电权与用电权（属于商品交易层），最终要通过调度计划来实现，因此电网调度也成为整个电力市场的“交通指挥中心”。电力市场中的商品属性（无形性、不可存储性、需求不稳定性等）更接近于服务而不是传统的实物商品，事实上国家电网公司也长期名列中国服务业企业500强榜首。因此，需要进一步研究适用于电力市场的新型供电服务定价理论和价格形成机制。

　　在电力市场中，电力用户所需要的不仅仅是简单的电量，本质是电力（功率）曲线。如上所述，用户无法从物理上实现实物电能商品的选择。因此，在电力市场中，电力用户的选择权（含电力曲线）表现在选择“谁来上网发电”，即将与自己的用电权匹配的发电权赋予谁，这可以通过双边协商、集中竞价和挂牌交易等多种交易方式实现。由于上述原因，电能商品的最终交割需要通过一个电力系统优化调度模型来进行，通过操作电力系统的设备（主要是发电机组）来转化为生产和生活所需的物理电能，但这个优化调度模型绝不仅仅是现货，而是涵盖各种中长期和现货交易品种（不包括金融合同交易）的综合优化模型。与别的实物商品有所不同，电力现货仅仅是个完全可以改变的数学公式，因此不应高估现货重要性。

　　电能资源优化配置是电力市场的核心功能，资源配置权的正确定位和重新分配是电力体制改革的核心任务。电力市场改革也要坚持“该管的事一定要管好、管到位，该放的权一定要放足、放到位”。特别是在改革初期，要改革的是发用电计划权（体现于中长期交易）而不是电网调度权（体现于现货），应该踏踏实实做好中长期交易，并尽量尊重现有的调度操作习惯，而不是匆忙推行现货，才能使市场化改革快速起步并且平稳推进。

　　■日本售电侧改革经验值得借鉴

　　当前我国电力市场研究的注意力多集中在北美、欧洲及澳大利亚，很少有人深入研究邻国日本。实际上，相对于美国、欧洲、澳大利亚，日本电力市场改革路径与我国更相近，而且历史文化方面也有诸多关联，其改革的经验和教训更加值得关注。

　　日本已经形成了以十大区域性电力公司为主的集发输配送一体的运营系统。与我国电改过程类似，日本电力市场的路径也是从售电侧开放着手，并实现发电与输配电的法定分离。

　　日本电力工业于1995年开始了初级电力工业改革的进程，首先是对《电气事业法》进行了重大修改，主要内容是放开发电侧竞争，允许独立电厂进入市场参与电力批发业务，以建造中小型火电厂为主。但独立发电商所发电只能趸售给区域具有独占特性、发输配售垂直一体化的通用电力公共事业公司。

　　1999年，日本开始实行第二轮电力工业改革，主要是通过修订《电气事业法》，放开部分电力零售侧用户，并重新制定电价制度，有计划、有条件地引入电力生产商和供应商，进一步扩大零售自由化程度。

　　2003年，日本再次对《电气事业法》进行修订，修订的内容如下：在2004年使得零售自由化扩展到更多500KW以上的高压用户，2005年使得50KW以上的高压用户实现零售自由化。同时，为确保输配电部门的公平和透明，引入行为规制。建立日本电力交易所，开展批发（现货）交易。

　　2008年，日本政府对《电气事业法》进行了第四次修订，内容主要包括：深化电力批发交易改革，改善与配电网相关的新电力竞争条件，引入绿色电力批发交易，日本政府相关部门通过对居民电力零售市场市场化扩大的影响进行评估，决定推迟全面放开电力零售市场的改革。

　　前四轮电力改革使得日本电力市场主体日益增多，电价也有所下降，但十大发电集团依旧占据垄断地位，市场自由化程度未达到预期标准。同期，2011年福岛发生核泄漏，日本电力工业经受了巨大的考验，市场化的售电侧和管制的发电侧矛盾突出，因此，2013年日本迎来了第五次电力工业体制改革，也是至关重要的一次改革。

　　改革进程分为三个阶段：第一阶段，建立输电运营商跨区协调组织（OCCTO），统筹全国跨区输电调度；第二阶段，完全放开电力零售市场，实现发电和零售业务自由化；第三阶段，输电和配电环节实现法定分离，取消零售电价管制。

　　日本电力系统经历了一系列改革后，零售业的自由化范围逐步扩大，最终实现了电力市场零售侧的全面放开，如图2所示。

　　日本电改给我们的启示包括：

　　有序推进售电开放，丰富市场交易品种。售电侧的改革能够推动市场交易公平有序开展，日本政府将售电市场分阶段进行改造，目的是为了促进各发电商、电力用户平等交易，实现零售市场的全面自由化。我国的售电侧改革也有必要分阶段有序推进，效仿日本电力市场不断扩大零售范围。建立一个完善、公平的电力市场体系，需要各方充分的沟通和协调，政府不可利用行政手段强制干预改革进程。另外，日本电改也说明，在售电侧改革初期，现货并非必须。

　　实现带电力曲线的中长期交易。日本电力市场以转运机制为主，后建立了48时段的日前、日内市场（以0.5小时作为一时段），而独特的基荷市场是日本电力市场进一步建设的目标之一。在我国相对比较成熟的中长期电量交易的基础上，当前电力市场建设的关键目标应该是构建带电力曲线的中长期交易机制，这可以基于带电力曲线的双边协商交易（类似于日本、美国的转运机制）、带电力曲线的集中竞价交易（分段竞价或水平拍卖）和带电力曲线的连续交易（英国的NETA、BETTA模式）等方式来实现。从完全不带电力曲线的纯电量交易开始，可以循序渐进地推进。例如：先划分出基荷能量块，开展带电力曲线的交易，其余部分进行纯电量交易；再划分出基荷、腰荷能量块，开展带电力曲线的交易，其余部分进行纯电量交易；最后划分出基荷、腰荷、峰荷能量块，开展带电力曲线的交易，其余部分进行分时的现货交易。

　　另外，从宏观方面，日本电改立法优先，改革专家委员会由经济学、法学、人文科学、社会科学、工程学等多学科的专家教授组成，这些经验都值得我们学习和借鉴。

　　■应总结和推广云南改革经验

　　根据中央精神，2014年汛期开始，云南省率先在电力领域推行市场化改革，2015年11月，云南省成为全国首批电力体制改革综合试点和输配电价改革试点。2014年，云南针对汛期水电富余和工业开工不足的两大痛点，推动214家重点工业企业与9家水电厂开展汛期富余水电交易，成效明显；2015年，交易周期扩展到全年，还开展水火发电权转让交易；2016年，云南电力市场正式确立“中长期交易为主，日前短期交易为补充”（均为不带电力曲线的纯电量交易）的市场模式，全省全部大工业用户全电量放开参与市场，并率先引入日前电量交易。

　　2017年至2018年，云南重点解决市场效率提升的问题，创新设计了连续挂牌、双边合同互保、用户侧合同转让等交易品种，鼓励市场主体按“基准价格+浮动机制”签订双边合同，以规避价格波动风险。2017年交易电量703亿千瓦时，2018年交易电量850.99亿千瓦时，同比增长21.03%；全省西电东送电量完成1380.5亿千瓦时，较年度计划增送265.03亿千瓦时；全网发电量2804.5亿千瓦时，同比增长超过12.89%，综合减少弃水328亿千瓦时，全网清洁能源发电量占比93%。2018年云南年度、月度和日前交易电量比例分别为46.78%、52.06%、1.16%。其中，年度主要开展双边协商交易；月度主要开展双边协商、集中撮合、连续挂牌、增量挂牌交易；日前开展电量集中撮合交易。

　　通过电力市场化改革，有效激发了实体经济活力，为云南工业经济转型升级起到了重要支撑作用，同时实现了发电量逐年增加、弃水电量逐年减少。云南绿色优质的电力资源和完善的电力市场机制，还吸引众多清洁载能企业纷纷落户云南，为云南省布局水电铝材一体化、水电硅材一体化产业链，全力打造世界一流的“绿色能源牌”创造强力支撑。在新动能的带动下，云南电力工业再次驶入发展快车道，有望在2020年成为云南第一大支柱产业。

　　2014—2018年也是云南电力市场化改革的第一个五年，五年来市场在资源优化配置中的作用不断增强。实现了“三稳”，即政策稳——政府做到“监管不干预，协调不命令，引导不强制”；价格稳——坚持由市场发现价格，价格信号准确反映供需变化；机制稳——形成“中长期交易为主，日前短期交易为补充”“激励机制”“基准电价+浮动机制”“交易行为评价”等一系列好的经验。

　　在开展省内市场建设的同时，云南充分发挥南方电网大平台的优势，配合广州电力交易中心建设了跨省跨区交易市场，按照“计划+市场”的模式，实现云南优质电力资源在更大范围的优化配置。国家更进一步支持云南省建设区域性国际化电力供给中心、交易中心、技术中心、装备中心。

　　云南电力市场改革深得9号文精神之精髓，其成功经验值得进一步总结和推广。五年来，基于清洁能源为主（装机超过80%）、化石能源为辅、供给增速高于需求增速、电力电量双富余枯汛特征明显的实际情况，云南电力市场建设做到了“蹄疾步稳”，通过实践中的不断摸索，有序推进，日益完善。交易组织从汛期富余水电交易向全年交易逐步拓展，交易时间周期从年度、月度向日前交易逐渐细化，发用电计划从部分放开到全部放开，交易品种从由简至繁到由繁至简。

　　从云南经验可以看出，我国电力市场机制建设应从简单的电量交易起步，并把交易时间周期作为重点考虑的因素之一，随市场的发展不断将其细分。市场建设要尊重市场主体的期望，充分发挥其主观能动性，通过合理引导，市场交易将自发地体现出电能的时间和空间价值，并随着风险规避需求的增强而自由发展出适合国情的金融手段。“现货”是解决问题的一种手段，但不是唯一手段，也并非我国电力市场建设初期所必须，电力市场改革不能“唯现货论”。

　　■与其他体制改革并无本质区别

　　如前所述，电力市场交易必须通过电力系统来进行，其特点包括：一是电能与国计民生密切相关，属基础性产品；二是电能难以大量储存，发用必需实时平衡；三是电力系统的暂态过程极为短暂，以光速传播。市场经济体制和物理网络的并存，使得电力市场变成一个高度复杂的“工程—经济”耦合问题。但是，电力市场改革的本质仍然是生产关系的调整，改的是电力行业的经济关系，变的是市场主体的经济行为（即“改人”），而技术仅仅只是作为支撑手段。如前所述，电力市场的核心问题是发、用电权的竞争与分配以及电费的结算方式（市场福利如何分配）的问题。因此，电力市场改革虽然属于“技术密集型”的改革，本身却不是技术上的革新，而属于经济体制改革的一部分。抛开复杂技术的表象，电力市场改革应被理解为“复杂技术约束条件下的经济体制改革”。此外，电力市场改革存在路径依赖，与各国电力工业及宏观经济发展的历史条件紧密相关，不存在放之四海而皆准的标准理论和普适模式。

　　电力体制改革属于复杂艰巨的改革任务，涉及电力系统工程、经济学、博弈论、金融学、管理学等多学科知识，改革决策者既要懂得电能生产、传输和消费的物理过程，又要深谙经济管理的基本原理。但作为体制改革，和别的体制改革并无本质区别，应坚持科学的改革方法论，其重点内容包括：

　　实事求是，坚持问题导向。电力体制改革与各国的政治、经济、文化环境相关，并没有成熟市场模式可以照搬。9号文本身是问题导向的产物，是符合我国国情的电力体制改革方案，应以其为纲领，在经济学基本原理的指导下，借鉴国外电力市场的先进经验，通过实践摸索不断破解前进中的问题。我国电力体制改革应在以9号文基本精神为指引，结合各地实际研究具体解决方案。坚持“摸着石头过河”和顶层设计相结合，坚持问题导向和目标导向相统一，坚持试点先行和全面推进相促进。

　　正确处理改革、发展、稳定的关系。改革的根本目的是解放和发展生产力，通过改革形成有效的体制机制、提高效率、激发创新活力是经济社会发展的根本保障，从长远来看也是确保社会稳定的根本保障。同时，发展和稳定也为深化改革提供了良好环境和基本条件。正确处理改革、发展、稳定的关系，适时有序推进改革，避免操之过急和大起大落，把改革的力度、发展的速度和社会可承受的程度统一起来，在保持稳定发展的前提下推进改革和发展，通过改革和发展促进稳定发展。

　　掌握科学的电力市场设计方法论。电力市场是基于电力系统构建的，在这个世界上最庞大和最复杂的工程系统的基础上又引入了人（社会）的行为因素，应从复杂系统科学的角度来看待“电力系统—电力市场”问题。电力市场设计属于多学科交叉的问题，应以中国特色社会主义政治经济学作为总体指导思想，树立系统观并掌握系统工程方法，具体设计过程包括基于经典微观经济学和金融学的电力市场体系初步设计、基于拍卖理论和博弈论的电力市场交易机制设计、基于计算经济学和实验经济学的电力市场仿真和电力市场交易的实地研究等步骤。