推动电力市场化交易实现资源有效配置

2015年3月，党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，对新一轮电力体制改革作出了总体部署。3年来，新一轮电力体制改革取得了重要突破和阶段性成效，主要表现在发用电计划正有序放开，电力市场化交易规模不断扩大，用电成本逐步下降，市场化改革方向更加清晰。

2017年3月，国家发改委、能源局发布《关于有序放开发用电计划的通知》，在政策引导下，电力市场化交易规模不断扩大。2017年全国市场化交易电量达到1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重达到26%。在市场化交易中，电力价格反应灵活，市场竞争公平有序，2017年通过电力市场化交易为实体工商业企业降低成本约603亿元。

由于电力体制改革涉及发电企业、用电企业、电网企业、地方政府等多方利益，随着改革深化和市场化交易规模的扩大，一些深层次矛盾和问题不断凸显，电力体制改革进入“深水区”，市场化交易面临多重问题。比如，各省改革进度各不相同，不少省份市场化交易推进缓慢；电力市场化交易面临一定程度的省间壁垒，阻碍了跨省跨区交易。

电力是国民经济的重要基础，其资源配置、市场机制会很大程度上影响整个社会的资源利用效率。未来要实现资源有效配置的电力市场化交易，充分发挥市场作用、还原电力商品属性任重道远，需要放开发用电计划和建设完善的电力市场并重。现阶段可以以推进重点行业市场化交易、扩大市场参与主体范围、制定市场化价格形成机制等重点任务为依托和着力点开展工作。

一是加快放开发用电计划。各地在试点的基础上，减少市场化交易障碍，消除跨省跨区交易壁垒，营造良好发展环境。选择有条件的重点行业全面放开发用电计划，力争同步放开发用电计划和电价。主要电力用户可选择与各类型发电企业开展市场化交易，自主协商确定市场化的电价水平或定价机制。

二是推进重点行业市场化交易。煤炭、钢铁、有色、建材等4个重点行业作为高耗能行业在全社会电力消费中占有较大比重，这4个重点行业市场化程度较高，进入市场交易电量占一半左右，具有较好的市场化交易基础。以其为试点试行全面放开发用电计划，能更容易探索市场化交易中存在的价格机制、跨省跨区交易、清洁能源交易等问题，为其他行业提高市场化交易规模提供借鉴。

三是扩大市场参与主体范围。发电企业、电力用户和售电企业是电力市场交易的三大市场主体。放开煤电、水电、风电、太阳能、燃煤自备电厂、核电、分布式能源等不同类型发电企业进入市场，将减少市场垄断性，提高不同电源品种的上网经济性，并促进清洁能源消纳；放开10千伏及以上电压等级、500万千瓦时以上用电量用户及部分新兴产业、工业园区、商业企业、公共服务企业、优先购电用户等不同类型电力用户进入市场，以及积极培育售电市场主体，将有助于扩大电力市场化交易规模，提升改革空间，释放更大改革红利。

四是制定市场化价格形成机制。市场化交易电量价格形成机制是影响电力市场化交易的核心要素，合理的价格机制能够反映市场供需关系和电力商品的真实价值。协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，在固定价格的基础上随电煤价格、下游产品价格及其他市场因素调整交易电价，可以实现多个市场主体共同分担市场风险，并真实反映不同时段、不同区域的用电成本和价值差异。

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