电力行业是关系国家能源安全、经济发展和社会稳定的基础产业。进一步深化电力体制改革，是贯彻落实国家全面深化改革战略部署的必然要求；是发挥市场配置资源的决定性作用、实现我国能源资源高效可靠配置的战略选择；是加快推进能源革命、构建有效竞争市场结构的客观要求。我国电力体制改革始于20世纪80-90年代，朝着政企分开、政监分开、厂网分离、主辅分离的方向逐步深化，2015年3月中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台，意味着新一轮电力体制改革大幕拉开。新电改正努力促进电力市场化改革，促进相关企业加强管理、提高效率，引导电网合理投资，引导用户合理使用电力资源。

◎ 我国电力体制改革历程

上世纪70—80年代，电力短缺成为制约经济发展的“瓶颈”，而电力建设资金长期不足，发电装机增长缓慢是造成这一问题的主要原因。

1979年8月，经国务院批准，国内部分地区开始试点电力等基础设施投资由国家拨款改为银行贷款。实施“拨改贷”，拓宽了电力建设资金渠道。

1985年5月，国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，决定把国家统一建设电力和统一电价的办法，改为鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，并对部分电力实行多种电价的办法，打破了单一的电价模式，培育了按照市场定价的模式。

1987年9月，国务院提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的电力改革与发展“二十字方针”。

1993年1月，华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团组建成立。

1997年1月，国家电力公司正式挂牌成立，在政府序列中，仍保留电力部，形式上实现了政企分开。但新组建的国电公司既是企业经营者，又行使政府职能，实际上政企并未分开。

1998年3月，九届全国人大会议通过决议撤销电力部，将电力工业的政府职能移交国家经贸委。国家电力公司承接了原电力部下属的五大区域集团公司、七个省公司和华能、葛洲坝两个直属集团。

1998年9月，国务院批转国家经贸委、国家计委《关于停止执行买用电权等有关规定的意见》，这标志长达20年的电力短缺局面基本结束。

2002年4月，国务院下发《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5号），被视为电力体制改革开端的标志。方案的三个核心部分是：实施厂网分开，竞价上网；重组发电和电网企业；从纵横双向彻底拆分国家电力公司。

2002年12月，国家电力公司按“厂网分开”原则组建了两大电网公司（国家电网公司，中国南方电网有限责任公司）、五大发电集团公司（中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司）和四大电力辅业集团公司（中国电力工程顾问集团公司、中国水电工程顾问集团公司、中国水利水电建设集团公司、中国葛洲坝水利水电工程集团公司）。

2003年3月，国家电监会成立，开始履行电力市场监管者的职责，实现“政监分开”。

2003年7月，国务院出台《电价改革方案》，确定电价改革的目标、原则及主要改革措施。电价被划分为上网、输电、配电和终端销售电价。

2004年3月，国家电监会和国家发改委下发《电力用户向发电企业直购电试点暂行管理办法》。

2004年3月，国家发改委出台标杆上网电价政策，统一制定并颁布各省新投产机组上网电价。

2004年12月，国家发改委出台《关于建立煤电价格联动机制的意见》，制定煤电价格联动机制措施。

2005年2月，《电力监管条例》颁布。主要内容包括：电力监管机构的设置，监管机构的职责，监管措施，监管机构及其工作人员的行为规范，以及相关的法律责任。

2005年3月，国家发改委制定与《电价改革方案》相配套的《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》三个实施办法。标志着我国电价开始实行新的定价机制。

2006年6月，全国第二次煤电联动，火力电企电价调整，各区域上调幅度不同，在1.5%-5%之间。

2007年4月，国务院转发《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》，总体思路为：深化电力体制改革要针对解决电源结构不合理、电网建设相对滞后、市场在电力资源配置的基础性作用发挥不够等突出问题。

2008年7月和8月，全国电价两次上调，上网电价平均上涨4.14分，销售电价平均上涨2.61分，缓解了煤价大幅上涨导致的电企亏损。

2009年3月，电改首入《政府工作报告》，提出“要推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”

2009年10月，国家发改委、电监会、能源局三部门发布《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》。

2010年，中央多部委叫停地方“直购电”试点。

2011年9月,两大电力辅业集团中国电力建设集团与中国能源建设集团挂牌成立，并与国家电网、南方电网签订了分离企业整体划转移交协议。这标志着历时多年的电力体制改革终于迈出电网主辅分离改革的重要一步。

2014年上半年，安徽、江苏、江西等十多个省重启“直购电”试点。

2015年3月，中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），意味着新一轮电力体制改革大幕拉开。

2015年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。明确了电力市场化过程中要继续支持清洁能源发展，同时探索通过市场化手段来确定可再生能源的电价。

2015年4月，国家发改委、财政部印发《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》。要求试点城市及所在省份要借鉴上海需求响应试点的实践和国际经验,为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应，可以制定、完善尖峰电价或季节电价。

2015年4月，国家发改委印发《关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》。明确放开售电市场的方向，扩大输配电价改革的试点范围，在全国范围内推广。

2015年5月，国家发改委印发《关于完善跨省区电能交易价格形成机制有关问题的通知》。为跨省区电能交易制定了市场化规则。

2015年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力体制改革配套文件》（发改经体〔2015〕2752号），包括《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》6个文件，进一步细化、明确了电力体制改革的有关要求及实施路径。

2015年12月，国家发改委、环境保护部、国家能源局印发《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，推进煤炭清洁利用，促进节能减排和大气污染治理。

2015年12月，国家发改委印发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，推动各地新能源平衡发展，提高可再生能源电价附加资金补贴效率。

2015年12月，国家发改委印发《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，推进电价市场化，鼓励有条件的电力用户与发电企业直接交易，自主协商确定电价。

2016年10月，国家发改委、国家能源局印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，明确了售电公司的准入门槛，为售电公司的准入和退出设立了明确的标准。鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，提高配电网运营效率。

2016年11月，国家发改委、国家能源局印发《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，公布了105个第一批增量配电业务改革试点项目（随后又新增1个），对规范开展试点提出了明确要求。

2016年12月，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，对电力中长期交易的市场成员、市场准入和退出、交易品种及周期和方式、价格机制、交易组织等进行了全方位介绍。

2017年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于有序放开发用电计划的通知》，加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议（合同）、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量、新核准发电机组积极参与市场交易、规范和完善市场化交易电量价格调整机制、有序放开跨省跨区送受电计划。

2017年8月，国家发改委办公厅印发《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，提出要全面推进区域电网输电价格改革、完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制和加强组织保障落实。

2017年10月，国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，提出分布式发电项目可采取多能互补方式建设，鼓励分布式发电项目安装储能设施。明确分布式发电项目单位（含个人）与配电网内就近电力用户进行电力交易，电网企业承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。

2018年3月，国家发改委、国家能源局印发了《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》，形成了一套系统完备、分工明确、可操作性较强的配电区域划分办法，为增量配电业务配电区域划分提供了政策支撑和制度遵循，为增量配电业务改革试点项目落地创造了条件。

2019年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》，进一步明确增量和存量的范围，在增量配电网规划、投资建设和运营等方面提出要求，完善了增量配电改革政策体系。

总上，我国电改历程大体分为三个阶段，一是上世纪80年代电力投资上允许多家办电，改变过去独家办电，初步扭转电力短缺问题，标志着我国电力工业管理体制由计划经济向社会主义市场经济的历史性转折；二是2002年2月5号文启动的电改，实现了厂网分开、主辅分离，电力行业破除了独家办电的体制束缚，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局；三是2015年3月中发9号文启动的新一轮电改，改革路径是“三放开、一独立、三强化”，改革目的是理顺价格形成机制，逐步打破垄断，进一步推进电力市场化。

回顾三轮电改，基本遵循“开放—多元—竞争—市场—规则—监管—完善”的市场化改革逻辑，让电力行业从半封闭走向开放，从集中单一走向分散多元，促进了电力市场的形成、电力企业的竞争以及行业的快速发展，让消费者不仅“有电用”，而且还拥有选择权、参与权，享受综合能源服务，利好社会。上世纪80年代电改鲜明特点是投资侧的放开，之后两轮电改，如果说2002年电改侧重于“发电侧的放开”，解决了电力短缺“量”的问题，那么2015年新电改则着力“配售电侧的放开”，重在解决“质”的问题，通过产销对接、市场竞争、提高效率、降低电价、优质服务让用户享受丰厚的改革红利。

◎ 我国新电改政策

在2015年3月中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的基础上， 2015年11月，发改委又一次性发布了6个配套文件,足见中共中央、国务院对电力体制改革的力度和决心。

新电改9号文件---《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的重点内容是“三放开、一独立、三强化”，即:放开输配以外的竞争性环节电价，向社会资本放开配售电业务，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;强化政府监管，强化电力统筹规划，强化电力安全高效运行和可靠供应。

新电改配套文件1---《关于推进电力市场建设的实施意见》主要内容：按照管住中间、放开两头的体制架构，构建有效竞争的电力市场结构和体系。引导市场主体开展多方直接交易，建立长期稳定的交易机制，建立辅助服务共享新机制，完善跨省跨区电力交易机制。

新电改配套文件2---《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》主要内容：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。将原来由电网企业承担的交易业务和其他业务分开，实现交易机构相对独立。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管。

新电改配套文3---《关于推进售电侧改革的实施意见》主要内容：向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。售电主体设立将不搞审批制，只有准入门槛的限制。售电主体可以自主和发电企业进行交易，也可以通过电力交易中心集中交易。交易价格可以通过双方自主协商或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。

新电改配套文件4---《关于推进输配电价改革的实施意见》主要内容：政府按照“准许成本加合理收益”的原则，有序推进电价改革，理顺电价形成机制。核定电网企业准许总收入和各电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。电网企业将按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。

新电改配套文件5---《关于有序放开发用电计划的实施意见》主要内容：建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网。通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。

新电改配套文件6---《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》主要内容：新(扩)建燃煤自备电厂项目要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划;应对符合规定的自备电厂无歧视开放电网，做好系统接入服务;企业自备电厂自发自用电量应承担社会责任并足额缴纳依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴。推进自备电厂环保改造，提高能效水平，淘汰落后机组。

◎ 我国新电改进展及成效

第一，新电改的推进已为企业带来实实在在的实惠。通过实施煤电价格联动机制、输配电价改革、电力市场化交易、取消中小化肥优惠电价、完善基本电价执行方式等，大幅降低电价。

第二，输配电价改革实现省级电网全覆盖。自2014年我国首次在深圳市启动输配电价改革试点以来，试点逐步扩围，初步建立了科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系。按准许成本加合理收益原则核定电网企业准许收入和输配电价。通过理顺和明确独立的输配电价形成机制，建立健全市场化的电力价格机制，有利于还原电力商品属性，实现市场在电力资源的配置中的决定性作用。

第三，电力现货市场建设全面加速。2018年，我国电力市场建设取得显著进展，发用电计划放开比例提升，市场化交易规模进一步扩大，国家电网经营区域内市场化交易电量达到1.66万亿千瓦时，占售电量的39%。省间市场交易规模不断上升，大范围资源优化配置水平显著提高。第一批现货市场试点逐步启动试运行，对交易机制和市场规则进行了有益探索。目前，山西、甘肃、广东电力现货市场已启动试运行，山东、浙江、福建、四川、蒙西等5家试点单位已完成现货市场建设方案编制。根据国家发改委要求，第一批电力现货市场试点省份将于2019年上半年全面进入试运行

第四，增量配电业务试点深度与力度加大。截至2019年1月，全国共批复三批次试点项目320个（第一批106个、第二批89个、第三批125个），基本实现地级以上城市全覆盖。根据国家要求，第一批试点项目将于2019年6月底前建成投运，增量配电改革将进入加速落地阶段。目前，国家发改委、国家能源局已启动第四批试点项目申报工作。

◎ 我国新电改存在的问题和面临的挑战

第一，电改的目的是理顺电力价格市场化形成机制。部分学者和改革参与主体片面将电改的目的理解为降电价。电价升或降，应当是市场各参与主体在该价格机制下博弈的结果。

第二，增量配电业务改革试点背后的利益博弈较为激烈，可能会引发配电网层面变电站、线路等的重复建设、交叉供电等问题的出现。

第三，增量配电业务如何通过增值服务、多能互补、需求侧响应、能源互联网等途径或技术实现安全经济、节能环保的电改终极目标，这是现阶段电改面临的难点和挑战之一。

第四，发电企业可能形成发配售一体化，从而出现小垄断代替大垄断、大网嵌套小网的情况，导致社会公平性失衡以及社会资源的严重浪费。

◎ 我国下一步加快新电改的重点任务

“四个有序加快”：有序加快放开发用电计划、配售电业务、竞争性电价以及交易机构交易业务范围。

“四个加快规范”：加快规范输配电价、优先发电权优先购电权计划、自备电厂、局域网和增量配电网。

“四个加强”：加强电力交易机构建设、电力行业综合监管、电力行业信用体系建设、电力市场信息共享。

◎ 甘肃省新电改工作思路

根据中央9号文件及相关配套政策，按照省委、省政府关于进一步深化全省电力体制改革总体安排和部署，结合2016年、2017年全国电力体制改革座谈会精神，确定了全省电力体制改革的思路：

一是以输配电价核定和理顺交叉补贴为基础，逐步建立科学合理的电价形成机制。

二是以建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力交易机制作抓手，推进电力市场建设。

三是以组建相对独立的电力交易机构为平台，构建统一开放、竞争有序的电力市场体系。

四是以扩大电力直接交易规模为突破口，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。

五是以推动增量配电业务试点建设和售电公司组建为切入，推进售电侧改革。

六是以促进新能源就近消纳为出发点，着力缓解新能源弃风限电矛盾。

◎ 甘肃省新电改工作进展

研究制定了《甘肃省电力体制改革试点工作方案》，成立了全省电力体制改革工作小组，明确了主要目标、重点任务、时间要求及任务分工，靠实了工作责任。编制完成了《甘肃省电力体制改革试点实施方案》并于2016年8月获国家发改委、国家能源局批准，同步制定了电力交易中心组建、售电侧改革、可再生能源就近消纳、电力直接交易4个专项改革试点方案，形成了“1+4”电力体制改革工作框架。

第一，推进输配电价改革。2016年10月开始启动输配电价改革，引入了第三方力量进行了历史成本监审工作，进行了输配电价水平测算工作。2017年7月，国家发改委正式批复输配电价水平，甘肃电网2017-2019年监管周期输配电价水平为0.1882元/千瓦时，较2015年电网购销差价降低1.8分钱。同时，按照国家发改委统一部署，自2017年7月1日起降低了全省大工业特别是高载能行业生产用电价格，释放了输配电价改革红利。

第二，规范电力市场建设与运行。按照国家制定的《电力中长期交易基本规则（暂行）》，规范有序开展了电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易等中长期交易电力市场建设工作。

第三，组建电力交易机构。一是以省电力公司全资子公司方式组建了甘肃省电力交易中心，2016年5月省电力交易中心挂牌成立。二是组建了由发电企业、电力用户、电网企业、售电公司以及第三方代表共26位委员组成的省电力市场管理委员会。

第四，有序放开发用电计划。按照国家《关于有序放开发用电计划的实施意见》，从2015年起开始尝试放开发电计划管理工作，从2015年开始政府部门没有再下达年度发电调控计划，每年省工信委商政府相关部门后确定年度电力生产运行基本原则，从2016年开始按照改革要求开始尝试建立和完善优先发用电制度。

第五，推进售电侧改革试点工作。一是研究确定售电侧改革试点单位。根据地方政府改革意愿、区域电源电网条件、电力负荷预测及产业发展特点等因素，明确了我省售电侧改革试点工作重点区域。确定了兰州新区、平凉工业园区和酒泉市瓜州资源综合利用产业园区为全省第一批售电侧改革试点单位。二是积极培育售电侧市场主体。全省已注册成立66家售电公司，在2017年全省电力直购交易工作中，已有11家售电公司代理66家用户与发电企业签订直购电合同电量29.9亿千瓦时，售电公司代理用户用电价格平均降幅约0.0596元/千瓦时，降低用户用电成本约1.78亿元，售电公司获取代理服务费总额约1275万元。三是积极推动增量配电网业务改革。全省三批共申报21个项目列入国家增量配电网业务改革试点，金昌市紫金云大数据产业园增量配电网项目被列入第二批试点。

第六，探索开展可再生能源消纳试点工作。抢抓国家批复我省为新能源综合示范区的难得机遇，探索符合甘肃实际的可再生能源消纳途径和渠道，积极采取增加用电负荷、市场化交易、示范项目带动、政策支持等措施，有序推动实施多能互补及微电网示范、新能源清洁供暖示范、终端能源消费电能替代、新能源示范城市建设等工作，全力提高可再生能源就地消纳能力和出力水平。

◎ 金昌市落实新电改政策情况

第一，落实输配电价改革政策。执行全省统一目录电价，清理规范电网及转供电环节收费，一般工商业用电户享受到了每千瓦时降价7.68分钱的电价红利政策。

第二，开展新能源电力就地消纳试点工作。2015年，采用电能替代、发电权置换、直接交易三种模式消纳新能源电量4.36亿千瓦时；2016年，省上将发电权置换工作纳入全省电力交易平台，我市新能源就地消纳只采取了电能替代、直接交易两种模式，消纳新能源电量约1.31亿千瓦时。两年内新能源发电企业让利于参与消纳的工业企业额度达1.4亿元。

第三,落实清洁能源供暖价格支持政策。2017—2018年采暖期，对市内居民电采暖用户落实分时价格政策，在延长低谷时段2小时的基础上，降低电价每度0.2元，鼓励利用谷段低价电取暖。

第四，开展大用户直购电试点工作。2018年，我市共有5家企业纳入全省大用户直购电交易范围，全年交易电量25.13亿千瓦时，降低企业用电成本9500多万元。2019年，我市将继续贯彻落实全省大用户直购电相关政策，同时积极争取未纳入直购电交易范围的工业企业以用电增量参与全省大用户直购电交易。

第五，实施工业企业电价补贴政策。为推进我市氯碱化工产业链达产达标，成为拉动全市工业经济增长的新动力，2017—2018年分年度制定出台了《金昌市氯碱化工产业链项目电价奖励办法》，市财政两年共奖励氯碱化工产业链项目企业近2000万元。

第六，开展增量配电业务改革试点工作。我市紫金云大数据产业园增量配电网项目被列为全国第二批增量配电业务改革试点，完成了规划建设方案并取得了省发改委批复，目前正在开展项目业主招标工作。同时，我市已向国家申报将金川集团公司工业生产厂区增量配电网项目列为国家第四批增量配电业务改革试点（待批复）。

◎金昌市急需把握和争取落实的电改政策机遇

第一，积极向上汇报衔接，争取省上参照《白银刘川工业园区新增（新建）负荷用电阶梯电价优惠方案》，研究制定金昌工业园区新增（新建）负荷用电阶梯电价优惠方案，实现企业用电价格与周边省份工业电价基本持平。对金川集团公司镍铜冶炼炉余热发电项目，给予“资源综合利用企业认定”，减免缴纳企业余热发电电量政府基金。

第二，抢抓甘肃省创建国家新能源综合示范区机遇，争取省上支持我市建设新能源就近消纳示范区，不断完善能源消纳机制。将镍钴铜产业链相关企业纳入大用户直购电交易范围；探索制定更加优惠的电价补贴政策，镍铜钴产业链和与之密切关联企业新增电量部分每度电价按0.28元执行，差额部分争取省级财政补贴。继续向省上争取新能源企业参与我市氯碱化工产业链项目大用户直购电工作，降低企业用电成本，缓解新能源弃风弃光限电矛盾。

第三，加快推进紫金云大数据产业园增量配电网项目建设，争取将更多符合条件的项目纳入我市增量配电网范围，降低企业用电成本。同时，以降低企业用电价格为切入点，积极引进现代高载能产业、战略性新兴产业等入驻经济技术开发区，促进全市经济高质量发展。

 资料来源：http://yjs.jc.gansu.gov.cn/art/2019/4/1/art_39281_498297.html