新电改 五年！|电改五年风云录

伸出一只脚，人很容易失去暂时的平衡，要么缩回来，要么迈出另外一条腿。当触及电力体制改革深层次的矛盾不断被揭示和暴露，这一步迈得尤为艰难。

五年的时间并不长，但值得记录的远比被遗忘的多。在这场以放开售电侧倒逼发、输、配、用的改革中，充当了市场化降价主力的发电侧，同时也承受着规模扩张后的系统性风险;输电端“立”了成本监审的“初本”，却仍未彻底“破”掉“统购统销”的“旧账本”;配网中的售电主体成为电力市场中最活跃的份子，而增量配电却险些由“棋子”成为“弃子”;当新的商业模式不断试水与跳水，行业内期待萌生的新技术、新业态仍然“雾里看花”。

即便矛盾复杂，化解不易，但电网管理体制的转变，行业与企业发展方式的重置，以及电价水平和形成机制的调整，都让用户首次找到了“当甲方的感觉”。

五年的时间并不短，但需要改变的不比被认同的少。尽管电力行业与宏观经济紧密相连，电力市场建设也没有统一的标准理论和普适模式，但在这场以复杂技术条件为约束的经济体制改革中，决策者制定的游戏规则，以及市场主体的经济行为始终决定着改革的成本与红利。当规则、框架，这类“容易做的”技术性问题都解决了，该以何种运行逻辑和行业思维调和行政之手、市场之手，以及社会各个层面的手，将成为电力体制改革物理架构之上，决定“怎么改”甚至是“该不该改”的核心条件。

对于所有改革的参与者来说，无论是出于浪漫的假设，还是先验的思辨，对于已有的和该有的，不平衡的和被平衡的，该管的与该放的，始终存在不同的判断标准和激烈争辩，所幸的是，围绕各方利益的博弈与交锋所做的积极探索和实践，都让新电改的前路逐渐清晰起来。对于在意这个时代的人来说，那些曾经激烈的、胶着的、迂回的，甚至是虚幻的，都将伴随着2020年版《中央定价目录》中透露出“让市场回归市场”的决心，留下自己的印记，见证后工业时代中我国新一轮电力体制改革的前行。

“降电价”下市场效率与电价体系的逻辑

对于长期身处于传统且封闭环境的电力行业而言，“市场”因神秘而充满魅力。正是由于这样的未知，在“转轨”过程中不断上演着“试错”与“纠错”。好在，问题从未被忽视，矛盾也从未被搁置。

长协风云

作为对接电力市场建设的最佳窗口，电力直接交易被认定为电力市场化建设的最佳突破手段，全国不少地区在2004年首次开市的“直购电”基础上，进一步扩大交易电量、频次，以及市场主体范围，直接交易机制也屡屡在市场主体参与的公平性上取得突破。

“随着煤炭黄金十年的结束，发电企业的利润从2012年开始实现逆袭，同时发电行业通过产业结构调整和转型，逐渐从上一轮电改规模扩张的发展模式中走出来。新电改来了，当时大家都认为这一轮改革应该是针对中间环节的改革，特别是其中还有一句对于电价‘价格合理’的‘承诺’，但是到最后，哪个发电企业也没有想到过后续厮杀会如此激烈。”发电企业人士说。

正是这一场“无准备”的战争，让山西省所有发电企业几乎都被卷入了国内电价垄断第一案。

根据公开资料显示，2016年初，山西省电力行协组织部分火电企业在太原市西山酒店召开了火电企业大用户直供座谈会。会上，9家电力集团，15家独立发电厂签字通过了《山西省火电企业防止恶意竞争保障行业健康可持续发展公约》，其中“根据市场情况，各大发电集团及发电企业，按照成本加微利的原则，测算大用户直供最低交易报价，省电力行协加权平均后公布执行”的条款，直接明确了2016年山西省第二批直供电价“较上网标杆电价降幅不高于0.02元/千瓦时”。

经后续执法机关的调查后认定，多项证据显示涉案单位按约定价格实施了垄断协议，交易电量约250亿千瓦时，约占第二批交易量逾85%，交易额近80亿元。正因如此，所有涉事单位被开出共计约1.3亿元罚单。

在行政处罚文件下发后，山西省电力行协和19家单位对行政处罚存在明显异议，认为山西省正处于经济下行期，产能过剩严重，山西火电企业面临巨大的经营压力，电力市场各类主体在改革探索阶段面临复杂性和艰巨性，应该“允许试错”。

初听下来，申辩方的理由似乎“情有可原”，但是，如果将相关事件复盘到整个2016年山西省电力直接交易，则又会得出不同的结论。

事实上，在山西省经信委制定的《2016山西电力用户与发电企业直接交易工作方案》中，将2016年电力直接交易切分成两个部分进行，一部分是第一批电解铝企业的专场交易，另一部分是其他被允许进场的第二批直接交易用户的年度交易。在被人为切割的两个市场中，电解铝企业直接交易平均价格只有0.133元/千瓦时，与第二批直接交易价格相差甚远，这也直接引发了参与第二批交易用户的不满，才有了后续垄断交易的“暴雷”。

在市场化改革初期，地方政府部门出于对省内经济保护的心理，以及对于市场概念理解的偏差，在并不完备的游戏规则中，最容易上手的直接交易也更容易被其他手控制，最终沦为政府降电价的工具。后续在市场氛围更为浓厚的珠三角地区打响的“长协大战”，多多少少真正有了些市场竞争的火药味。

售电公司——这一电力市场化改革萌发的新生主体，如鲶鱼一般搅动着广东电力市场的一汪春水。

在股市楼市中，“买涨不买跌”是约定俗成的道理，但是在电力市场中，却呈现“买跌不买涨”的态势。2016年广东售电市场启动之初，发电企业月度竞价让利较标杆电价降低超多0.1元/千瓦时;当长协让利不断拉低发电企业降价4分的心理预期时，省内发电企业只能眼睁睁的看着售电公司赚得盘满钵满，同时还要填补用户越来越大的胃口。

“用户不关心降价的科学性，只想知道让利的底线在哪里，电力交易正从少数人的红利逐渐转变为普惠性福利，这其中的转化必然给电力市场本身带来诸多连锁反应。”业内人士说。

2017年末，随着煤价的一路飙升，同时市场化率不断走高的趋势愈发明显，高成本的发电机组逐渐感受到了“保本”的压力，发电企业逐渐从市场的血拼中摸清了独立售电公司的套路，而后，“与其让中间商赚走差价，不如以低价抢占客户资源”，成为发电企业与独立售电公司“抗衡”的策略。

据媒体报道，“截至2017年11月初，某央企发电集团所属售电公司用度电让利8分以上的价格，最高甚至到到9分，大规模拓展用户，但是对于独立第三方售电公司，最多只给出了7.5分的差价，到了本周，因大部分电量已通过自有售电渠道解决，价差调回6.8分。”

无论是基于2016年长协降价铺垫下形成对2017年价格的乐观判断，还是通过无限制降价占领市场的经营策略已经开始遭到业内一致排斥，在维持两周有余的“批零倒挂”期间，基本没有独立售电公司成功用手上8分以上的电量合同从电厂买到过电量。

有利益的地方就有厮杀，市场并没有责任让所有主体都活下来。对于独立售电公司而言，要么大量违约，要么承担损失。

“单纯以价格战形成的市场混战，其结果往往是灭敌一千，自损八百，不利于产业链的可持续发展。发售双方能否在交易中保持理性分析，根据自身实际情况和用户需求给出差异化策略，才能稳住长远发展。”大浪淘沙后，独立售电公司深谙“剩者为王”的游戏规则。

此后，对于省内市场的混乱局面，电力主管部门通过调整市场供需比，强势控制住了非理性价格厮杀，后续的长协市场也逐步趋于明朗。在2019年年度长协签约开始的第二天，广东一发电企业以“邀请征询”的方式向售电公司和电力用户开始了2019年度双边协商电量的洽谈工作，发电厂让利幅度死守在“盈亏边界”4分半。同时，在2018年12月月度集中竞价交易中，统一出清价格比标杆电价仅下降0.026元/千瓦时，创下历史新低。

从2016年3月，广东首批13家售电公司正式入场，到2017年偏差考核下售电公司“几家欢喜几家愁”，再到2019年售电侧行业集中度和分化日趋明显，被赋予众望的售电公司，基本圆满地完成了售电侧“多途径培育市场主体，放开准入用户购电选择权”的初期改革重任。随着“赚差价”这类毫无技术含量的售电公司陆续退出，被誉为“真正具有提升市场效率”的技术型售电公司，已经开始期待在现货市场中大展拳脚。

但不曾想，对于完备市场规则和配套价格体系的预设场景，却在广东首次现货试结算中，被着实泼了一盆冷水。

电价困惑

2019年9月，广东某售电公司员工在交易中心门口拉起了醒目的横幅——“强烈抵制与中长期交易冲突的假现货，强迫高买低卖”。事实上，利益受损的不仅只有这一家售电公司，包括发电、电网在内的大量市场主体均对正在进行的现货按周试结算表示不满，迫于压力，广州能源局于当天叫停了相关工作。

事件的起因，源于现货试结算中“顺价”价格与现行的目录电价度电倒挂的2分钱。表面上看，这是一场中长期交易与现货市场接轨中的技术“翻车”——在“顺价”模式中，若想让长协电量转换后对价格起到稳定作用，则需要每一个日前结算时段的合约电量与日前中标电量之比都接近90%。但是在2018年底签订的19年度中长期合同仍按照价差模式执行，并未与用户约定交易结算曲线。

在实际操作中，现货市场的出清价格曲线并不与现行调度机制中的统调曲线吻合，简化后的市场规则设计使不同用户间用能习惯的实际差异，造成了售电公司需要通过“高价”购买现货弥补差额，在现货结算与长协电量中的“高买低卖”，实质上造成了在“用户获利不变、发电获利不变”的前提下售电公司的“硬亏损”。

在广东省后续发布的相关文件中，以继续沿用价差传导方式，由电网企业“兜底”了售电公司“倒挂”的价差，广东省也成为8个现货交易试点中唯一不采用输配电价进行结算的省份。

彼时现货市场建设的“火车头”，却在此时沦为理论付诸于实践的“风暴眼”，其背后的矛盾远不是建立了合同关系，或者是“打破统购统销”就可以轻松化解的。

“现在我们触及到了改革的深层次问题，现货市场结算价格与降价后的目录电价倒挂，这不仅是两套电价体系究竟要用一套的问题，甚至还涉及到要不要改革的问题。”国家能源局南方监管局卢勇在公开场合表示。

据了解，在环境约束下，目前广东省内燃气机组装机容量超过3000万千瓦，占省内电源装机比重近25%，其中近半机组承担省内基荷电源的角色。在放开发用电计划和电力市场逐步拓维的背景下，为了使这批电改前投产的高成本机组参与市场，且不推高市场出清价格，广东省采取了度电0.2元的燃料补贴方式对参与市场的燃气机组进行补贴，而这部分补贴由省级电网公司代理，通过购销差价在市场用户中按照用电量分摊。

“我们测算过，在2019年5、6月份进行的6天市场模拟运行中，以价差传导方式电网公司承担的燃气机组补贴为1.19亿元，如果按照这个比例还原到365天，年补贴资金接近80亿元。这其中还不包括广东要上的千万千瓦海上风电，以及2020年投产的垃圾发电。如果使用了输配电价，这80亿补贴就要丢给市场来消化，而目前用户用电的价格不允许涨价，高成本机组无法通过电价疏导，这样的市场是没有出路的。”卢勇说。

从上一轮“电力改革降价为先”，到此轮“以市场还原电力商品属性”的逻辑框架，承载着“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”使命的电力市场化改革成为本轮电改的第一要务。而以核定输配电价转变电网企业的经营模式，以及在此基础上确立的“市场化交易电价+输配电价+政府性基金”的结算方式却没有跑赢行政降价“有形之手”，根源并不仅限于依附在原电价体系的各类补贴。

从此前多轮行政降价措施，到今年疫情后对非高耗能企业电费的阶段性减免，再到此次电网“硬扛”不难看出，电网企业很大程度地承担了地方经济调控的角色。交叉补贴、社会责任，这些非商业化的社会目标，使得现行的电网收益模式下，以“统购统销”结算的综合电费更像是为非盈利性指标“兜底”的保险费，或是为了在未来发挥调控价格水平的“蓄水池”。

而一旦执行了输配电价，那些难以得到输配电价格成本监审承认的成本无法回收，使得电网企业没有能力支付额外费用解决地方政府的困难;那些并未被公布的输配电价成本监审细节，也在不断地制造着新旧两种电价体系“转轨”过程中的正面冲突。而要么缺电，要么彻底打破现有电价平衡格局的两难境地，则充分暴露出了输配电价难以落地执行的现实尴尬。

业内有这样一句笑谈“国外的教练带不好中国足球队，国外的市场模式也很难接中国的地气”。这其中很大一部分原因，是由于在不同的发展阶段、投资体制、省情国情中，我国电价被赋予的八大功能，使得电力体制改革已经超脱了经济、电力的单一范畴。

但是，在市场化改革近半途的当下，市场效率与电价体系仍未形成正相关的“激励相容”，这其中或多或少还掺杂着国有企业职能转变、市场设计以及电源规划统筹对交易形成价格、输配电价以及参与主体的约束。

电力市场化改革牵动着社会各个层面神经，也在不同历史时期肩负着不同的历史使命。尽管强势的行政干预着实给市场建设制造了现实阻碍，但在现阶段的改革预期与降低企业用能成本的目标并不相违背，执行输配电价也是电网企业转变经营模式和实现市场效率的一体两面。

虽然我们不能以10年后的理想模式来评判改革现状，但是在现阶段又是否能以“电价降了多少”作为唯一的评判标准聊以自慰?在被社会制度条件相允许，适应经济发展需要的电力市场化改革道路上，若不想让“理顺电价体系，以市场配置资源”成为一纸空谈，我国的市场建设还有很长的路要走。

“省为实体”下各方利益与全局利益的对立统一

在世界上最大的人造系统内进行大刀阔斧的改革，必然要触动到各方利益;在统一规则下进行的利益再分配，有人意图固化，也有人不断抗争。这一切，都在“外来电”与“省为实体”的制度安排中表现得淋漓尽致。

“西电东送”之争

发端于30年前、规模化于20年前的“西电东送”格局，不仅填补了21世纪初期由于东部地区装机不足产生的电力缺口，同时，通过对电厂和输电线路的投资，东西部地区经济的巨大差异，也随着超脱经济层面含义“全国一盘棋”的潜在性目标导向发生着微妙的变化。但地方之间的利益壁垒，却始终未能通过不断扩大的电量规模而被“磨薄”。

2015年国家能源局发文《能源“十三五”规划要实现九个统筹》中曾这样记录，“有的省因为能源资源便宜，留作自己用，不输出。有的省今年不缺就不要其他省的资源，明年缺了就赶紧要。这都不符合规律，必须要放在全国一盘棋的高度来考虑，也就是说中央和地方之间的统筹，地方规划和中央规划之间的统筹。”

正是基于这样的问题导向，在本轮电改中，针对以往跨省跨区电力互济计划色彩浓厚的弊病，各级部门不断尝试通过市场机制化解和调和各方利益博弈，交易中心和相关主管部门就协议框架外增送电量设计了集中竞价、挂牌交易、发电权转让等多个交易品种，同时引入多边市场主体参与，试图实现资源更大范围优化配置的市场建设初衷。

但是，相关的市场机制建设并没有如愿调和矛盾，最先被送受双方认可的“发电权交易”，也在后续成为了利益纠葛的放大器——就在2019年上半年，由于云南来水的不确定性导致的“计划外超送电量”，将云、黔、桂、粤四省区一并卷入争议的漩涡。

据中电联调研显示，1-5月，为全力消纳云南富余水电，广东省内机组发电空间再度受到挤压，煤机利用小时同比减少548小时，省内发电集团“反应强烈”，要求包括替发电量在内所有增送部分全部按市场价格消纳;与此同时，云南送广西电量较协议增加7.8亿千瓦时，调减黔电送粤计划电量6.7亿千瓦时;而广西工信厅发函要求“云电送贵”按照协议计划安排执行，贵州省能源局则表示“今年存煤蓄水情况较好，要求按照协议补送西电东送电量。”云、黔、桂、粤就送电规模、价格机制、汛期水火置换交易机制的巨大分歧一度陷入僵局。

“这里面多多少少还有着当年计划经济的影子。”业内人士评价道，“实际上市场该有多大，是由他自己决定的，如果人为划定市场范围，即便放再多的电厂和用户上来，只会激化矛盾。地方间的博弈实际上就是单纯的利益分摊，在现实中，谁掌握了输电通道，谁就有了话语权。那么由此并不难推断出，这个壁垒很可能并不完全在送受两端。”

对于跨省区消纳可再生能源，有利于调整我国资源逆向分布，以及通过市场带来的“红利”无需过多赘述，为了实现“资源更大范围优化配置”初衷而进行的市场设计，却在送受两端的各执一词中略显苍白，显然，在利益价值多元化的当下，我们已经不能再简单地用“省间壁垒”来框定市场中各主体的经济活动轨迹。

依照上述人士的逻辑，如果将争议简单分割为送受双方的利益之争来看，近几年已实现的跨省区电量交易中，多是通过送电方被迫降价，受电方出让发电小时数实现的用户“红利”，其中输送端的利益并没有丝毫松动;从云粤两省矛盾争议最为集中的“计划外超送电量”不难推导出，由于单一制输配电价对送受双方激励不足，一定程度抑制了增送电量进一步发挥边际成本低的优势。也正因如此，两部制输配电价、浮动输电价格、按照生命周期小时数定价的跨省跨区输电价格定价办法，曾一度成为业内就促进区域市场建设的普遍呼声。

如果将输电通道的使用权放大到全国跨省区市场交易来看，目前我国跨省区电力市场大部分采取“网对网”的交易形式，交易电量、电价均采用提前约定的方式确定。最能体现市场化交易属性、能够清晰地将发电侧降价空间传导至用户的“点对点”交易，往往由于交易时序的滞后而难以获得通道资源。

事实上，清洁、廉价的可再生能源一直被认定为“省间壁垒”的突破口。早在2017年2月，国家能源局就曾印发《关于开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点工作的复函》，优先开展西北、四川等水电、新能源跨省区现货交易，但在政策发布后半年有余的时间中，跨省可再生能源现货市场却并没有预想中那般火爆，除受端地区电网企业外，仅有极少数大用户和售电公司参与。

“在跨省区交易过程中，输电通道的使用权并没有引入市场化竞争机制，往往是以调度中心通过安全校核程序进行分配，‘先到先得’;对于调度来说，也并没有相关政策要求对所有市场主体公开输电通道的分配和占用情况，这也导致发售双方往往处于被动。与此同时，由售电公司发起的跨区电量交易，往往容易引起交易中心的‘不满’，实质上的成功案例凤毛麟角。”上述业内人士告诉记者。

诚如一位多年从事国际电力市场工作的人士评价，“没有一个区域市场是一蹴而就的，从强制性的引导开始，越来越多的人享受到更大范围资源配置的好处时，就会变得积极起来。”

在供需形势不断发生变化的当下，对于带给发电、电网企业，以及售电公司和用户不同感受的跨省区交易游戏规则而言，又是否存在着更多变数?

“两级运作”之惑

如果说，肇始于中央与地方政府间对于改革目的和手段在理解上的偏差，使得省内市场与区域市场被报以差异悬殊的建设热情;那么，在2018年末一次现货市场协调会中，电力企业与地方政府间的对弈，则催生了一场激烈程度不亚于任何商业辩论赛的“口水战”。

而这一切，都要从一份“全国统一电力市场设计”说起。

按照该方案的描述：“结合国情、省情、网情，在‘统一市场，两级运作’的体系下，逐步建立并完善合约市场与现货市场相辅相成的电力平衡省级市场体系……”其中，“保持全国现货市场一体化有序运作”，被视作“优先保障电力供需平衡和电网安全运行的首要条件”而反复提及。

在电网人士看来，由于日趋严苛的环境约束，相关省份迫切需要加大采购外来电的力度，以保障省内发用电量平衡。在“统一市场，两级运作”的框架下，全国统一电力现货市场更加有利于充分挖掘省间通道的输电能力，保障清洁能源更大范围优化配置。省级电网定位于电力平衡型市场，应以省间交易结果作为边界条件，保障国家能源战略的有效落地。

正是由于“边界条件”的设置，引发了主导省级现货市场建设者的强烈不满，并诉以“真计划、假市场”的激烈言辞予以反驳：“外来电占比接近省内总量近半，如果这部分外来电不参与市场，也就意味着省内近半电量与市场无关，而省内现货市场的价格将很大程度地受控于市场外部影响，那么市场竞争的意义将要大打折扣，竞价结果未必是所有市场主体都能够接受的。”

显然，对于涉及到国家能源战略、地方经济发展、企业效益和用户享有红利的复杂电力市场，一个规则，很难满足所有人的利益诉求，无论是省级电力市场，还是全国统一电力市场，由持不同立场的利益相关方作设计，始终存在着“主导”与“被主导”的较量。

作为矛盾的调解方，相关省份能监办的负责人则表示，“这些都不是关键性、障碍性的问题。现在9号文已经有了顶层设计，省级市场是改革的底层推动者，那么在中间出现了漏洞和短板，需要比省级市场更高层次，但又区别于统一市场的市场来解决。”

会后不禁有人感慨：“市场专业设计是宏大的系统工程，但是形成共识，是比规则设计更难的事。”

尽管最终，这场争辩以多数人的利益作为最大公约数暂时搁置，推进方式也由“台前”转向“幕后”，但是作为局外人的“看客”们，似乎得出了没有共识的共识——“如果将外来电作为省内市场的边界条件，那么获益方是确定且唯一的。在掌握了调度、输配电、抽蓄发电、售电等多种资源的前提下，很难保证优化目标的单纯性。”

利益割据，使得这一场由“外来电”引发的“两级市场”之争，看起来更像是一场关乎于“口粮与余粮”的较量;“省间壁垒”与“真计划、假市场”互质，则更像是一场改变调度方式、肃清交易机构职能的拷问。

长久以来，在保障电网安全稳定运行的首要前提之下，以国家级调度中心为首的5级调度体系，以“确切计划”坚守系统平衡的首要职责。然而，巨大的安全责任，也难免连带极大的自由裁量权。在现实中，“负责各区域电力电量交易”的职能，往往成为各省调度平衡的边界。

在国家能源局2015年《华中华东区域节能减排发电调度专项监管报告》中指出，电网公司以年度计划形式下达跨省跨区电能交易任务，且刚性执行，不随供需形势变化，造成受电地区火电机组深度调峰或水电弃水。

在本轮改革中，受端省份的市场详细设计方案曾提出，在不改变调度职能，不影响国家能源战略的前提下，“增设日前市场，由交易机构负责日前市场组织运营，调度机构负责预调度和实时市场，由独立结算公司负责现货市场结算”的设想，让所有为“外来电”和不同市场衔接而忧心的人为之眼前一亮。

“随着现货市场的推进，对调度运行方式，以及发、用电和输电资源信息披露提出了更高的要求，需要建立与市场规则相适应的调度权和信息披露机制，并保持交易中心在业务上的独立，这样基本上就可以解套现阶段市场建设面临的几乎所有问题。”业内人士说。

十五年前，为了打破“省间壁垒”发起的上一轮电改始终未能突破“央地矛盾”的大钳，十余年后，踯躅的区域市场也在不断训练着我们对于改革进程可能出现反复的耐心与韧性。但无论持何种立场都应看到，地方政府的诉求正在“由下而上”地不断改写着电力行业长期固化的利益格局。

在上一轮改革中，曾有业内专家总结道：在我国电力市场建设中，决心和判断力远比技术重要。”无论是回望过去，还是打量未来，那些喜人的变化，可能都蛰伏在从业者跳脱传统思维惯性的前夜。

“绿色总基调”下市场环境的内涵与外延

“大象转身”，“大船掉头”，似乎已经成为从上一轮电力体制改革延续至今的改革基调。在本轮以消费革命倒逼供给侧结构性改革和市场化改革的变革风暴中，没有谁比发电侧更懂市场的意义，也没有谁比售电侧更理解市场化改革的紧迫。

作为电力市场化改革的“排头兵”，提前涉足“深水区”的煤电，近几年的日子并不好过。面对持续高位运行的煤价、不断走高的市场化率，和真金白银的市场让利，煤电企业大面积亏损，以及频频在媒体曝出的燃煤电厂“倒闭潮”，成为了比罗列数字更直观的现实反映。

一时间，“救救煤电”的论调，与“‘十四五’期间完全不需要新增煤电装机”的言论，在“保煤派”与“去煤化”的对垒中甚嚣尘上。新能源，则难以避免地被推到了“苦主”的对立方。

在2019年8个现货试点结算过程中，以“技术中性”广受褒奖的风电大省甘肃为代表，均出现了日均价格屡创新低的情况，这也使得寄希望于通过中长期协约避险的煤电企业，完全暴露在无法回收固定成本的现货市场中。“再倒下几个电厂也不足为奇”的预判，使“尽快建立容量市场机制，通过市场手段化解新能源与传统能源之争”的行业诉求，如接力赛般在各个角落奔走相告。

尽管多位业内专家一致认为，容量激励机制可以有效弥补系统所需容量因成本高、收益不确定等因素导致的市场竞争不足，且目前全国已有包括广东、山东、内蒙古在内的11个省区市正式将容量补偿机制排上了市场建设的日程表;然而，以长期备用容量定价的激励机制，又是否能“救”得了眼下煤电岌岌可危的“场”?

从彼时电力体制改革启动之初，到此时8个现货试点完成首轮试结算，占比容量近半的煤电以现货或中长期协约的形式，通过不同程度的让利进入了“更短更快”的市场。随着燃煤标杆电价的取消，以及发用电计划的全面放开，在产能过剩且市场存在明显短板的情况下，剩余未被市场释放的近半煤电容量，同样需要面对多发电与多亏损的逻辑悖论。

对于近年来迅速积累的新能源装机，平价或全面竞价上网只是或快或慢的时间问题，但是在电力市场中，天生不具稳定性的新能源需要在出力大发时段以极低的价格在市场中实现“排他”，但是当新能源出力不足时，尽管系统容量电费上涨，但其并不具备获取相应高收益的能力，而新能源回收投资成本的机会又是否可以完全仰仗于配额制和绿证交易的实施?

长期以来的供需失衡，以及系统灵活性缺失，不断地挑战着电力的平衡系统和价值逻辑。眼下，严格区分容量电价和电量电价，已成为减少不同类型电源机组争夺发电量的可选项之一。但放眼全局，如何量化统筹各类型机组间的容量关系，使之形成与我国现阶段电价可承受能力的协调统一，显然已经成为比扩大新能源规模更为迫切的命题。

国网能源研究院近期发布的报告显示，“片面的追求新能源的高渗透率会极大提高系统的备用率，需要全社会付出巨大的成本，影响整个系统的经济性，也而不利于我国的能源转型。”在电网人士看来，我国长期以往的电源发展模式缺乏新能源与灵活性调节资源的协同规划，不能从根本上有效解决新能源消纳的矛盾。在一个确定的系统中，使电力供应成本最低的利用率，是从能源供应系统全局出发的最佳经济“合理值”。

在近期欧盟法院暂停英国容量市场的理由中，似乎给出了“更大尺度”的思路，关于系统灵活性的讨论，也从发电侧延伸至用户侧——“在实现高效益能源转型的阶段，激励需求响应参与电能量市场，是建设高效、清洁电力市场的关键步骤。以价格激励和约束，鼓励用户成为柔性负荷非常重要。”

一旦跳脱出行业利益的视角便不难发现，在市场化环境中，提供真实的价格信号，是关乎有效投资，关乎系统平衡，关乎新技术、新商业模式萌发，甚至是关乎能源转型的重要条件。

与上一轮截然不同的改革思路，使作为终端的配售电和用户侧成为改革的主攻方向之一。几乎同一时间，随着以“万物互联”为标志的后工业时代来临，储能、分布式，“售电+”等一系列智慧能源技术和发展理念，为能源转型提供了更多可实现途径，微网、需求侧响应等这一类长期在业内“叫好不叫座”的系统资源，也被重新拉回价值评估的舞台。

就在近几年，承载着诸多商业场景和愿景的工业园区，不断吸引着大量的社会资本前赴后继，同时，也在不断地上演着新技术、新模式的“试水”与“跳水”——微网与储能，就是再好不过的例证。

“以售电公司打包用户形成集成负荷，或者通过电力电子技术将分布式光伏与储能形成可中断负荷，既可以通过市场与大电网形成友好交互动，也可以带动分布式能源的高效利用和新技术的发展。但是，一方面，现在用户侧储能过渡依赖于峰谷差套利，收入来源十分单一，同时前两年降低一般工商业电价，使全国很多地区的峰谷价差缩小，民营企业投资储能的兴趣并不大。另一方面，目前零售市场仍未完全放开，需求侧响应参与市场仍没有可实现的价值基础。”江苏一园区管委会负责人告诉记者。

毫无疑问的是，任何新技术和新的商业模式广泛应用，都离不开市场环境“软实力”的激励。近几年来没有实质性进展的综合能源，羁绊于“示范项目”的微网，甚至是疲于“售电+”而终成“售电-”的增量配网都恰好印证了零售市场中波动有限的价格信号，已成为掣肘市场化环境建设的主因。

“一个最为直观的对比，如果储能能够通过市场实现规模化发展，与常规火电灵活性改造的经济性具有比较竞争优势，那么目前的电力系统运行模式就可以完全被颠覆掉。但是，现在没有看到这样的技术，也没有看到这样的市场环境。”上述园区负责人说。

2020年这个特殊的时间节点告诉我们，一个高效竞争、充分开放与严格监管的市场经济运行体制，对一个国家的竞争力而言往往起着决定性作用。

曾有业内人士直言，“过去几年中，我国的电力体制改革聚焦在市场交易层面，取得了有限但深远的影响。但是这种变化如果没有系统运行范式的配合与支持，随时都有可能倒退回来。”

也有业内人士认为，“这么多年的电力体制改革，最重要的成绩在于，全国上下已经取得了共识——要建立市场化改革的共识，这不单指电力市场的建设，这也是电力体制改革成败的关键。”

无论是持批判的态度，还是持褒奖的眼光，新一轮电力体制改革已经跨过了第一个5年，也许目前的格局并不完美，但好在一切都还在按照既定路线推进。

下一个5年，负重前行也好，再出发也罢，新旧体系的碰撞、传统思维模式的转变，也都暗示着未来的征途未必平坦。但所幸的是，所有过去的，和值得期待的，都将赋予新一轮电力体制改革更多继续前行的勇气和意义。