一、中国电力改革的“前世今生”

中国的电力改革历经四个重要阶段。首阶段（1978—1985年）聚焦于缓解电力供不应求的局面，通过实施“集资办电”策略，有效解决了电力建设项目资金短缺的问题。随后进入的第二阶段（1987—2002年）旨在解决政企不分的问题，成立了国家电力公司，并提出了“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的二十字方针和“因地因网制宜”的发展策略。进入第三阶段（2002—2012年）后，电力改革的重点转向厂网分开和电力市场的培育。2002年12月的《电力体制改革方案》（电改“五号文”）标志着改革的深化，提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，并规划了具体的改革路径。该阶段的改革目标是打破垄断、引入竞争、提升效率、降低成本、完善电价机制、优化资源配置以及推进电力行业的全面发展。尽管如此，由于国内外经济环境和电力供需情况的变化，以及改革带来的风险增加、利益冲突和观念差异，改革进程遭遇了一定的阻碍。

到了第四阶段（2013年至今），电力体制改革步入了新常态，市场化进程显著提速，政策频出，电力市场改革逐步落实，并更加重视可再生能源的开发和电价制度的灵活性。在新经济常态下，电力体制改革需要与其他领域的改革同步深化，共同应对能源和电力经济面临的新挑战。

二、电改“9号文”的主要内容

自2002年电力体制改革实施（电改“5号文”）以来，在党中央、国务院领导下，电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。但是电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题：

一是交易机制缺失，资源利用效率不高。

二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。

三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。

四是发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。

五是立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。

深化电力体制改革的重点和路径是：按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

近期推进电力体制改革的重点任务：

一，有序推进电价改革，理顺电价形成机制

二，推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制

三，建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台

四，推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用

五，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务

六，开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制

七，加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平

三、电改“9号文”解析

通过管住中间，放开两头的体制设计打破电网在发电侧单一买家和在售电侧单一卖家的垄断地位，来推动发电侧和售电侧的市场化交易，逐步形成上网电价和销售电价由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。在发电侧方面，电改“5号文”至电改“9号文”发布时就有初步形成多元化的市场体系，“9号文”的发布促进了上网电价的市场化进程，有助于激发发电企业的活力，促使其提高生产效率，降低成本，并为市场提供更多的电力供应选择。同时，分离输电企业有助于确保输电网络的公平开放，为发电企业和用户提供公平的交易环境；在售电侧方面，鼓励和吸引电力用户进入电力交易市场，形成多元购电主体，为用户提供更多的选择和更好的服务。这有助于推动售电市场的竞争和创新，提高电力供应的效率和质量。

通过精心设计的“管住中间，放开两头”的体制，电网公司在发电侧作为唯一买方以及在售电侧作为唯一卖方的垄断地位被打破，进而推动了发电侧和售电侧的市场化进程。这一变革逐步塑造了一个由市场决定上网电价和销售电价、由政府制定输配电价的价格机制。在发电侧，从电改“5号文”到“9号文”的发布，市场体系已经初具多元化形态。特别是“9号文”的推出，进一步加快了上网电价市场化的步伐，激发了发电企业的活力，促使它们提升生产效率，降低成本，并增加了市场的电力供应选择。此外，分离输电企业保证了输电网络的公平开放，为发电企业和用户创造了公平的交易环境。在售电侧，鼓励和吸引电力用户参与电力交易市场，形成了多元化的购电主体，为用户提供了更丰富的选择和更优质的服务。这一系列措施不仅增强了售电市场的竞争力和创新能力，还提高了电力供应的整体效率和质量。

建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。为了进一步完善电力市场，必须建立健全的市场交易规则，并确立一个公开透明、公正合理的价格形成机制。这样的举措将确保所有市场参与者能够在公平的环境下展开竞争，从而促进整个电力市场的健康稳定发展。

为提升跨省跨区电力交易机制的效能，采取以中长期交易为核心，辅以临时交易的灵活模式，以此加速推进电力市场化交易进程。此举旨在促进电力资源在更广泛区域内的优化配置，确保电力资源充裕的地区能够高效地向缺电地区输送电力，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，以及其在平衡供需余缺方面的调节功能。

到2023年，“管住中间、放开两头”的电力市场总体格局初步形成。电力市场政策持续完善，相继出台了有序放开发用电计划、中长期交易基本规则、电力现货市场基本规则等一系列文件。电力市场体系日益健全，中长期与现货市场协同开展，形成了包括电力中长期、现货、辅助服务交易的电力市场体系。电力市场运作机制更加规范，组建北京和广州 2 个电力交易中心和 33 个省级电力交易中心并实现相对独立运作。“统一市场、协同运行”的市场总体框架基本形成。市场交易在空间范围上覆盖了省间、省内，在时间周期上覆盖了中长期交易及日前、日内现货交易。市场交易电量和市场主体数量均创历史新高。2021年，全国市场化交易电量3.7万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近7倍，年均增长约40%。2022年，市场交易电量已占到全社会用电量的60%以上。

在“双碳”战略指导下，新能源产业的迅猛发展正在重塑全球能源格局。新能源，特别是风能和太阳能，因其可再生性和清洁性，被视为实现低碳经济的关键驱动力。随着技术的进步，这些能源的成本正在迅速下降，使得它们在经济上越来越有竞争力。

然而，新能源的间歇性和不可预测性也给电力市场和电网带来了挑战。例如，太阳能发电量在白天和晴天时最高，而在夜间和阴天时则大幅减少。同样，风力发电也受到风速变化的显著影响。因此，新能源的接入要求电网具备更高的灵活性和调节能力，以平衡供需并确保供电的稳定性。

为了应对这些挑战，电网运营商和电力市场参与者必须采取创新措施。这包括发展先进的电网管理系统，如智能电网，以及实施需求响应策略，以鼓励消费者在电力供应充足时增加用电，在电力紧张时减少用电。此外，储能技术的发展对于平衡新能源的波动性也至关重要。同时，电价机制也需要适应这种新的能源结构。例如，峰谷电价可能需要重新调整，以反映新能源发电的特性。此外，为了鼓励分布式发电和能源的自给自足，一些地区可能会引入新的电价政策，如净计量制度，允许用户将自家生产的剩余电力卖给电网，并按产生的电量获得补偿。

总的来说，新能源的快速发展和并网装机数量的增加正在推动电力市场和电网向更加高效、可持续的方向发展。虽然这一转型过程充满挑战，但它也为创新和经济增长提供了巨大的机遇。通过合作和持续的技术创新，我们可以朝着更加绿色和可持续的未来迈进。