索比光伏网讯:电改的重点在于建立科学的市场化定价机制，不能简单地将推进改革、释放改革红利等同于降低电价水平。
新一轮电力体制改革实施两年以来，我国电力工业格局正在发生根本性的转变，市场建设成效初步显现，降低实体经济用电成本、促进清洁能源消纳、提高电力工业效率等改革红利均得到了不同程度的释放。
在市场化改革带来的诸多红利之中，价格红利作为直接影响经济发展和居民生活的关键因素，受到了最为广泛的关注。在当前电力供应宽松的环境下，降电价效果明显，让不少人误认为“电改就是降价”。
但其实，电改的内涵和外延，比单纯降电价要广阔得多，需要兼顾安全、经济、环保、效率、民生保障等多重需求，短期内的价格走势既不是改革目标，也不能作为改革成效评价标准。电改的方向，应该是建立完善的电力市场体系、构建科学合理的监管机制，充分体现电力的商品属性，发挥好市场机制的决定性作用。
单纯降电价将扰乱市场秩序
建立合理的电力定价机制，必须遵循市场客观规律，在政府的有效监管下进行，同时兼顾我国特殊国情下的电力普遍服务、交叉补贴、节能减排等需求。
新一轮电改的核心是还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制，电改9号文提出的“三放开、一推进、三强化”改革任务，均是围绕建立有效竞争的电力市场结构和市场体系而展开的。在可竞争的发售电环节，改革的目标是推动现行的政府定价为主向市场定价为主转变，电价的涨跌应能够合理反映电力商品的价值，体现不同电力产品的成本和电力供求关系，起到合理引导投资和消费，优化资源配置的作用。在市场环境下，电价波动将成为“新常态”，而价格高低并不能作为衡量改革成效的标准。在受到政府管制的输配电环节，价格的制定需要按照准许成本加合理收益的方式进行核定，在此基础上根据供电成本差异、用户用电特性等情况形成分用户类别、分电压等级的输配电价体系，也不应单纯为降价而降价。
科学合理电价机制的形成，需要进一步明确政府与市场的定位，推进政府职能转变、科学实施电力监管，避免其对价格机制的行政干预。新一轮改革打破了我国长期以来电力行业计划电量、政府定价的传统模式。但目前在改革实施过程中，部分地区仍习惯性采取行政手段推进改革，为追求地方经济利益而对价格形成机制进行干预，例如在大用户直接交易中，部分地区行政指定交易主体和电价降幅，影响了改革政策的有效落地和市场资源优化配置作用的发挥。未来，随着电力市场化改革的深化推进，市场机制这个“看不见的手”和政府监管这个“看得见的手”不能相互打架，而应该相互补充、相互协调，共同推动规范高效的市场体系构建。
电力市场建设应遵循的另外一条基本原则是公平竞争，具体而言，在追求改革红利的同时不能以逃避交叉补贴、普遍服务义务、可再生能源消纳责任为代价。在当前的改革过程中，部分自备电厂为了吸引周边用户、扩大自供区域，通过逃避交叉补贴、普遍服务义务、政府性基金等方式降低自身供电成本;部分地方政府以配售电改革试点为名，依托工业园区打造“低价洼地”，实质上将导致交叉补贴电费没有来源，势必会推高园区以外用户的电价水平，破坏了电力市场的公平竞争秩序。随着改革的不断深化，需要政府进一步加强监管、规范改革试点实施，对“吃菜心”、不公平竞争等现象加强防范。
壁垒与垄断成最大威胁
充分发挥我国大市场优势，在全国范围内优化配置电力资源，是实现电改目标的正确途径。实际上，市场范围扩大后，竞争将更为充分，也有利于发挥市场的决定性作用。但是，在推动建立统一开放、竞争有序的电力市场体系过程中，尚有如下几个问题需要解决。
一是进一步破除省间壁垒，推动资源大范围流动和充分配置。我国能源供需逆向分布的禀赋，以及新能源大范围消纳利用的需求，客观上决定了电力大规模跨区域输送和消纳是必由之路。然而，在当前电力供需缓和的情况下，省间壁垒问题突出，部分地区严格管控省外购电量，除国家指令性计划电量外，禁止向省外购电;部分地区要求压低省外购电价格，致使价格方案协商困难，交易难以达成，制约了全国电力市场建设和资源的充分、高效配置。
打破省间壁垒的关键是充分发挥市场机制作用，减少地方政府的行政干预，具体可采取如下措施：在交易空间方面，逐步放开省间发用电计划，扩大市场化交易空间;在参与主体方面，进一步放开用户选择权，允许用户参与省间购电，通过组织开展省间发电权交易、省间辅助服务交易等方式，建立发电侧的激励机制，对受端利益受损的发电机组进行补偿;在政府意愿方面，探索建立省间交易利益补偿机制，省间交易产生的红利由送、受端省协商(或者按照强制比例)分配，提升政府接纳省间送受电的积极性。
二是为了建设全国统一电力市场，起步之初就需要统一各省市场核心规则。当前，我国正处于省内电力市场模式与机制设计的关键阶段，为满足资源大范围优化配置需求，省内电力市场的设计应以实现市场要素在全国范围内流动和配置为目标，在市场主体注册信息系统、电价机制、阻塞处理规则、交易平台技术标准等方面的基本规则在起步之初就进行统一，确保各市场之间的互联互通、避免市场壁垒，为未来各省市场的统一融合奠定基础。
从国际经验来看，欧盟为了推动建立打破国界限制、促进资源自由流动的统一能源市场，对成员国电网和市场运行规则加强了统筹协调。截至2017年3月，欧盟主导编写的八个电网规则已经全部获得成员国认可，欧盟层面的通用电网规则顶层设计基本完成。
三是妥善解决市场结构问题，有效防范和监测市场垄断行为。我国发电侧市场集中度较高，且存在进一步提升的趋势，可能引发市场力问题。目前，我国发电市场主要以几大中央发电集团和省能源集团为主，在部分省份已存在发电企业寡头垄断形势，出现了“价格联盟”现象。例如，河南省2017年第三次双边协商交易中，部分售电企业发现，当地发电企业可能已经达成价格联盟，统一降价为6厘/千瓦时，远低于售电企业的降价预期。同时，电力央企重组将进一步加大市场集中度。
解决发电市场集中度高带来的市场力问题，需要多措并举、综合施策：在市场范围方面，推动全国电力市场建设，用市场机制打破省间交易壁垒，通过扩大市场范围降低单个企业的市场份额;在市场规则方面，完善最高限价、紧急干预等市场机制，运用规则手段抑制市场力;在市场监管方面，建立严格的监管制度，加强对滥用市场力、恶意串谋操控市场等行为的监测，加大处罚力度，加强信息披露监管。
新一轮电力体制改革实施两年以来，我国电力工业格局正在发生根本性的转变，市场建设成效初步显现，降低实体经济用电成本、促进清洁能源消纳、提高电力工业效率等改革红利均得到了不同程度的释放。
在市场化改革带来的诸多红利之中，价格红利作为直接影响经济发展和居民生活的关键因素，受到了最为广泛的关注。在当前电力供应宽松的环境下，降电价效果明显，让不少人误认为“电改就是降价”。
但其实，电改的内涵和外延，比单纯降电价要广阔得多，需要兼顾安全、经济、环保、效率、民生保障等多重需求，短期内的价格走势既不是改革目标，也不能作为改革成效评价标准。电改的方向，应该是建立完善的电力市场体系、构建科学合理的监管机制，充分体现电力的商品属性，发挥好市场机制的决定性作用。
单纯降电价将扰乱市场秩序
建立合理的电力定价机制，必须遵循市场客观规律，在政府的有效监管下进行，同时兼顾我国特殊国情下的电力普遍服务、交叉补贴、节能减排等需求。
新一轮电改的核心是还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制，电改9号文提出的“三放开、一推进、三强化”改革任务，均是围绕建立有效竞争的电力市场结构和市场体系而展开的。在可竞争的发售电环节，改革的目标是推动现行的政府定价为主向市场定价为主转变，电价的涨跌应能够合理反映电力商品的价值，体现不同电力产品的成本和电力供求关系，起到合理引导投资和消费，优化资源配置的作用。在市场环境下，电价波动将成为“新常态”，而价格高低并不能作为衡量改革成效的标准。在受到政府管制的输配电环节，价格的制定需要按照准许成本加合理收益的方式进行核定，在此基础上根据供电成本差异、用户用电特性等情况形成分用户类别、分电压等级的输配电价体系，也不应单纯为降价而降价。
科学合理电价机制的形成，需要进一步明确政府与市场的定位，推进政府职能转变、科学实施电力监管，避免其对价格机制的行政干预。新一轮改革打破了我国长期以来电力行业计划电量、政府定价的传统模式。但目前在改革实施过程中，部分地区仍习惯性采取行政手段推进改革，为追求地方经济利益而对价格形成机制进行干预，例如在大用户直接交易中，部分地区行政指定交易主体和电价降幅，影响了改革政策的有效落地和市场资源优化配置作用的发挥。未来，随着电力市场化改革的深化推进，市场机制这个“看不见的手”和政府监管这个“看得见的手”不能相互打架，而应该相互补充、相互协调，共同推动规范高效的市场体系构建。
电力市场建设应遵循的另外一条基本原则是公平竞争，具体而言，在追求改革红利的同时不能以逃避交叉补贴、普遍服务义务、可再生能源消纳责任为代价。在当前的改革过程中，部分自备电厂为了吸引周边用户、扩大自供区域，通过逃避交叉补贴、普遍服务义务、政府性基金等方式降低自身供电成本;部分地方政府以配售电改革试点为名，依托工业园区打造“低价洼地”，实质上将导致交叉补贴电费没有来源，势必会推高园区以外用户的电价水平，破坏了电力市场的公平竞争秩序。随着改革的不断深化，需要政府进一步加强监管、规范改革试点实施，对“吃菜心”、不公平竞争等现象加强防范。
壁垒与垄断成最大威胁
充分发挥我国大市场优势，在全国范围内优化配置电力资源，是实现电改目标的正确途径。实际上，市场范围扩大后，竞争将更为充分，也有利于发挥市场的决定性作用。但是，在推动建立统一开放、竞争有序的电力市场体系过程中，尚有如下几个问题需要解决。
一是进一步破除省间壁垒，推动资源大范围流动和充分配置。我国能源供需逆向分布的禀赋，以及新能源大范围消纳利用的需求，客观上决定了电力大规模跨区域输送和消纳是必由之路。然而，在当前电力供需缓和的情况下，省间壁垒问题突出，部分地区严格管控省外购电量，除国家指令性计划电量外，禁止向省外购电;部分地区要求压低省外购电价格，致使价格方案协商困难，交易难以达成，制约了全国电力市场建设和资源的充分、高效配置。
打破省间壁垒的关键是充分发挥市场机制作用，减少地方政府的行政干预，具体可采取如下措施：在交易空间方面，逐步放开省间发用电计划，扩大市场化交易空间;在参与主体方面，进一步放开用户选择权，允许用户参与省间购电，通过组织开展省间发电权交易、省间辅助服务交易等方式，建立发电侧的激励机制，对受端利益受损的发电机组进行补偿;在政府意愿方面，探索建立省间交易利益补偿机制，省间交易产生的红利由送、受端省协商(或者按照强制比例)分配，提升政府接纳省间送受电的积极性。
二是为了建设全国统一电力市场，起步之初就需要统一各省市场核心规则。当前，我国正处于省内电力市场模式与机制设计的关键阶段，为满足资源大范围优化配置需求，省内电力市场的设计应以实现市场要素在全国范围内流动和配置为目标，在市场主体注册信息系统、电价机制、阻塞处理规则、交易平台技术标准等方面的基本规则在起步之初就进行统一，确保各市场之间的互联互通、避免市场壁垒，为未来各省市场的统一融合奠定基础。
从国际经验来看，欧盟为了推动建立打破国界限制、促进资源自由流动的统一能源市场，对成员国电网和市场运行规则加强了统筹协调。截至2017年3月，欧盟主导编写的八个电网规则已经全部获得成员国认可，欧盟层面的通用电网规则顶层设计基本完成。
三是妥善解决市场结构问题，有效防范和监测市场垄断行为。我国发电侧市场集中度较高，且存在进一步提升的趋势，可能引发市场力问题。目前，我国发电市场主要以几大中央发电集团和省能源集团为主，在部分省份已存在发电企业寡头垄断形势，出现了“价格联盟”现象。例如，河南省2017年第三次双边协商交易中，部分售电企业发现，当地发电企业可能已经达成价格联盟，统一降价为6厘/千瓦时，远低于售电企业的降价预期。同时，电力央企重组将进一步加大市场集中度。
解决发电市场集中度高带来的市场力问题，需要多措并举、综合施策：在市场范围方面，推动全国电力市场建设，用市场机制打破省间交易壁垒，通过扩大市场范围降低单个企业的市场份额;在市场规则方面，完善最高限价、紧急干预等市场机制，运用规则手段抑制市场力;在市场监管方面，建立严格的监管制度，加强对滥用市场力、恶意串谋操控市场等行为的监测，加大处罚力度，加强信息披露监管。
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