三、中国的电力改革与能源革命：成绩、问题与复杂性

中国电力体制改革几十年来，顺应整个国有企业和市场化改革的潮流，取得了比较显著的成绩，但也暴露了许多问题。当前随着全球进入百年未有之大变局，国内外局势变得日益复杂，能源和电力问题已经不再是简单的经济问题，而是事关国家安全的大问题。这些都标明当前中国电力体制的改革具有非常大的复杂性o2021年夏季“电荒”是过去种种问题的一次集中暴露，但同时从另一方面也大大加快了中国电力事业的市场化改革。

(一)中国电力系统市场化改革的成绩

1、市场化改革取得重要突破

(1）全国电力市场交易规模持续扩大

2015年新一轮电力体制改革以来，我国从省间、省内两级，中长期市场和现货市场两个维度推动"统一市场，两级运作"的电力市场框架的构建，逐步完善电力市场体系。经过6年的市场化改革，市场化电量占比显著增加，从2015年的16%提升至2021年的45.5%。

图2市场化电量占比的增长趋势

（2）市场主体规模持续扩大

市场化改革后的电力市场打破了电网企业在发电与售电两端的垄断，多个交易机构陆续通过增资扩股，引入多元投资者，众多社会资本参与其中，降低了电网企业的持股份额。在发电侧，不再由电网企业垄断市场，而是引入了更多的竞争主体共同参与。在售电侧，越来越多符合条件的企业从事售电业务，售电公司的出现赋予用户更多自主选择权。据《中国电力市场化改革报告（2020年版）》数据显示,2019年，各类注册市场主体呈现不同的增长态势，其中注册发电厂约3万家，同比增长2%；注册售电公司超过4500价，同比增长12%,增速较之前减缓；注册的电力用户累计约15.6万家，同比增长130%，未来随着电力用户准入门槛进一步降低，预计将保持较快的增长态势此外，北京、广州两家区域交易机构和33家省（自治区、直辖市）交易机构也实施股份制改造，进行独立规范运行，并由国调网调省调等调度机构负责市场交易的出清。

图3.市场化改革前的市场主体结构

图4.市场化改革至今的市场主体结构

（3）市场化政策逐步完善

在价格改革方面，基本确立以"准许成本+合理收益"为核心的输配电价监管制度框架，改变电网企业盈利模式。在2021年国家发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中，要求有序开放全部燃煤发电电量上网电价、扩大市场交易电价浮动范围、取消工商业目录销售电价。在电力市场建设方面，加强市场中长期交易监管，加速推动现货市场试点建设。在清洁能源发展方面，继续降低新能源发电上网指导价，推动清洁能源参与市场化交易。

（4）全国统一电力市场体系建设开启

2022年1月18日，国家发改委、国家能源局正式出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，首次正式提出建立全国统一电力市场，组建全国电力交易中心，协同省市、区域电力市场运作，完善中长期、现货、辅助服务市场体系，规范统一市场基本交易规则和技术标准、健全分布式发电市场化交易机制。这是深化电力体制改革的重要部署，全国统一电力市场的构建，在未来有利于破解省间电力交易与省内电力交易的矛盾，进一步优化电力资源配置。

2、电力系统加快转型

（1）“双碳”引发的能源革命

改革开放以来，以煤炭为基础的火力发电成为我国电力能源的基石。虽然火力发电极大的满足了社会生产的需要，但是其带来的弊端也是愈发明显。

一是环境污染问题。低廉的发电成本导致大量高耗能产业向我国集中，我国煤炭开采量快速上升，高硫煤产量过高加上我国洗选煤的能力较低导致了酸雨和雾霾污染，环境污染严重。二是二氧化碳高排放带来的温室效应。在发出同等热量的情况下，煤炭所产生的二氧化碳量是约为石油的1.5倍，天然气的2.3倍。2020年我国的碳排放总额约占全球的30%。在应对全球气候变暖的形势下，我国必然要做出转变。

2012年起实施的《火电厂大气污染物排放标准》以及一系列控制火电装机的政策，推高了火力发电成本，降低了火力发电增速。与此同时，水电、风电等能源开始快速发展，能源结构开始转型。直至2021年，火力发电量仍占据我国发电总量的三分之二，清洁能源作用的发挥占据的比重十分有限。

此外，在疫情的影响下，全球的能源供应也出现问题，能源安全备受关注，推动我国进一步加快能源革命的步伐。在“双碳”目标和能源安全新战略推动下，今后我国仍需在灵活性资源建设、电网改造、市场机制等方面做出大量的工作和改变。

图5.我国发电装机量与发电量增速对比(1993-2021)

图6.我国发电量结构(2021)

(2）新型电力系统建设已迈出步伐

首先，国家电网与南方电网出台建设新型电力系统行动方案。南方电网于2021年5月印发了《南方电网公司建设新型电力系统行动方案(2021-2030)白皮书》，提出2025年前初步具备新型电力系统基本特征，2030年前基本建成新型电力系统，206。年前全面建成新型电力系统并不断发展。国家电网于2021年7月印发《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案（2021-2030年）》，提出2035年基本建成新型电力系统，2050年全面建成新型电力系统。整体来看,将从新电源、新负荷、新电网、新技术以及新市场五大方面做出改变。

其次，电力市场改革进一步优化。2021年11月24日中央全面深化改革委员会第二十二次会议上，对“健全多层次统一电力市场体系”“加快建设国家电力市场”“推进适应能源结构转型的电力市场机制建设”等做出明确部署。2022年1月28日，国家发改委、国家能源局联合引发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，指出“在全国更大范围内还原电力的商品属性”，并提出了明确的时间表——“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成”这标志着电力市场改革将进入整体优化的阶段。

（二）新型电力系统建设面临的形势与挑战

面对“双碳”目标和以新能源为主体的新型电力系统建设要求，在全球能源危机和经济增长不确定性以及气候异常、极端天气频发的新形势、新要求下，我们需要按照党中央、国务院的战略部署，重新系统、全面的审视和思考我国电力市场体系建设面临的外部环境和内部问题。

1、外部环境

（1）全球能源危机

2021年下半年，全球能源供应出现紧张局面，能源供需失调是直接原因。2020年疫情爆发后，由于油气消费需求断崖式锐减，油气价格大幅暴跌，甚至出现负油价，传统能源开采业纷纷削减投资和产量。2021年，随着疫情形势好转，能源消费需求逐步回暖，但是油气生产恢复相对滞后，加之。PEC和部分非。PEC产油国（OPEC+）组织继续联合控产，恢复速度远不及需求增速，市场供需缺口加大，全球主要能源消费区的天然气、石油、煤炭库存远低于往年同期水平，能源供求关系失衡。

（2）全球能源供给格局转变

当前，随着俄乌冲突的发展，国际油价再次拉升，全球能源供给格局正在发生转变。目前，俄罗斯位列全球石油供给第二位，天然气出口量位居全球第一。虽然新能源发展已经被多数国家认可并开始大力推行，但短期来看，全球能源格局中，石油、天然气仍是最为可靠的能源。据BP世界能源统计年鉴（2021版）数据显示，2020年，石油仍然在能源结构中以31.2%的份额位列第一，煤炭是2020年第二大燃料，占一次能源消费总量的27.2%，较上年27.1%略有上升。天然气和可再生能源的份额分别上升至24.7%和5.7%。此次俄乌冲突再次让世界看到了能源的重要性，各国也将加速新能源发展进程，从而降低对石油、天然气的依赖。在全球能源转型的背景下，传统能源产能不足，新能源电力输出不稳定，导致多国出现能源价格和电价同时上涨的局面，电力危机频现。

（3）气候异常和极端天气频发

气候因素是加重能源危机的另一大因素。2021年欧洲出现了“缺风少水”的异常情况，可再生能源发电不及预期，电力供应高度依赖天然气，导致天然气和电力供应紧缺、价格暴涨。生活电气化和气候异常，也使居民更加依赖可靠的电力供应，这一事件也使更多国家和地区普遍开始关注电力供应安全。经常出现连续的阴天、无风、寒潮等天气，给新能源的出力带来很大的不确定性。

极端天气，如暴风雨、雷击、强台风、严寒等可能会导致电力系统故障、风电机组停运等情况的发生，法国、美国以及我国部分地区都遭受过此类冲击，因此，如何在气候因素影响下保证电力系统的安全问题也成为亟待解决的问题。

2、内部问题

（1）“双碳”目标下我国能源实现安全平稳转型的问题

“双碳”目标的落地，势必推动新能源的快速发展。2021年中央经济工作会议提出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，这其中有两点要义：一是新能源必须安全可靠，二是传统能源与新能源还需要优化组合、协同发展。

就前者而言，当前，我国以新能源为主体的新型电力系统的建设面临系统灵活性资源稀缺问题。新能源发电稳定性不强，可调、可控性较弱，这是业内普遍认知。新能源要实现在用电高峰期“顶的上去”用电低峰期“压的下来”的灵活性资源分配与调度，保持灵活性。近年来，国内许多省份由于可再生能源大规模并网，电力系统调峰能力不足、弃风弃光的问题已经逐渐凸显。随着可再生能源的进一步发展,系统调峰容量、备用容量等灵活性电力资源和转动惯量不足的问题将更加普遍和突出。这种情况在国外已有先例，在光伏发电占比较高的美国加州电力系统中，在早上太阳升起和傍晚太阳落山的时候，分别出现系统净负荷快速下降和攀升的情景，需要灵活性电源在这两个时段分别快速减少出力和增加出力，来保障电力系统的电功率实时平衡和电网安全稳定运行，也就是所谓的“爬坡”（调峰速率）问题。加州电力市场建立了不平衡能量市场机制，将于加州电网互联的相邻洲电网中爬坡资源纳入其市场范围，主要在太阳升起和落山两端时间参与加州电力市场交易，帮助加州电力系统实现实时电力平衡。我国当前还未出现大范围爬坡容量不足的问题，但随着光伏发电规模的增大和火电占比的相对减少，也将面临一个省级电网于省域电力市场灵活性资源不足、无法独自解决爬坡的问题。

而可靠性的另一层含义，就是要保持供应链的稳定。最近两年光伏产业链价格大起大落，上下游供需能力不匹配，也是新能源发展不稳定的因素之一。

就后者而言，我国新旧能源的衔接存在一定的缺口。第一，煤电装机和发电量增速趋势双双下降。截至2020年底，全国煤电装机容量占比首次低于50%，较2015年底59%的水平下降近10个百分点。从发电量来看，“十三五”时期，非化石能源发电量年均增长10.6%，占发电总量比重由2015年的27.2%上升至2020年的33.9%。同期煤电发电量年均增速为3.5%，较全国全口径发电量年均增速放缓2.3个百分点，占总发电量的比重由2015年的67.9%下降至2020年的60.8%。第二，全国用电增速与发电增速出现分化。“十三五”时期，全国用电量年均增速为6.2%，较“十二五”时期年均增速高出0.5个百分点。然而同期发电量年均增速不仅低于年均用电增速0.5个百分点，而且较“十二五”时期下降了0.6个百分点，一增一降的分化走势显然会推动电量缺口增加。第三，新能源出力受影响。2020年冬以来，湖南、辽宁等地陆续出现电力供应紧张，和煤电与非煤电力投资缺乏整体统筹密切相关，造成高峰用电时承担基本负荷和调峰需要的稳定出力无法有效保障。2020年，湖南省内火电装机容量较2016年减少了8.5%，占装机容量的比重为42.6%，低于全国水平14个百分点。辽宁、吉林、黑龙江在用电量增长的情况下，新能源发电不足导致当地电力供应不足，进而带动东北地区大范围的限电停产。2021年8月份，黑龙江和辽宁风力发电分别下降了3.7%和15.2%。第四，新能源进入电力市场面临一定障碍。一是政策方面，现存的政策体系和电力市场体系之间存在矛盾，可再生能源保障性收购无法很好的执行，保障利用小时数逐年降低，新能源项目的收益得不到合理保障。二是结算偏差风险，

现货市场价格下，经常出现正现货电量低电价、负现货电量高电价的现象，对新能源中长期合同起不到保收益、避风险的作用。

(2)市场化改革中的突出问题

第一，治理体系和治理能力不适应改革要求。在治理体系方面，现有能源法治体系尚不能及时、充分体现改革进展及形势变化要求，缺乏法律保障。《电力法》《可再生能源法》等立法修订工作仍缺乏实质进展，各级能源主管部门、合规性审查机制不健全。在治理能力方面，市场监管部门在保护和促进竞争方面的作用仍需加强。当前治理面临着行业监管与国资国企监管、竞争政策与产业(财税)政策的权衡难题。中央与地方之间、地方与地方之间的职能关系仍未理顺，容易形成地区壁垒，制约电力统一市场的形成。现有体系尚不能充分支撑市场化探索，一些地方改革实践面临关键政策缺位和监管真空等问题，导致部分改革力度很大但成效不足，比如增量配电改革等。

第二，国资国企改革与电力市场改革协调不充分。国有资本的优化配置和资产重组，主要依靠指令式整合，未能充分依靠市场信号的引导，对推进电力市场建设产生一些制约。此外，面临退出的部分国企企业，特别是煤炭企业，资产债务外置、职工妥善安置和后续转型发展等问题成为制约企业和行业转型的负担。国有煤炭企业的落后产能退出规划与配套政策不完善，转型后发展机制不清晰，很大程度上制约了电力的市场化改革。

第三，市场体系和市场设计有待完善。电力市场基础体系还不完善，电力批发与零售关系尚未理顺，售电侧放开改革和优先发用制度一定程度上制约着批发市场建设，市场化电价传导仍需努力。双轨制不平衡资金影响市场化交易的有效开展，现行中长期交易与现货试点未能有效衔接，电力市场缺乏完整的交易品种体系，缺乏针对备用和容量等产品的合理定价。全国统一市场建设方案还不大清晰，大范围的电力资源配置仍面临市场边界、省间衔接、交易模式和输电价格等方面的障碍。

（三）2021年电荒与中国电力体制改革的复杂性

自2021年9月中旬以来，全国多个省份“拉闸限电"现象频发。据初步统计，全国有19个省份面临电力短缺、限电停产的情况，而东北地区启动Ⅱ级有序用电措施意味着该地的电力负荷缺口已经达到10%-20%_。根据《电网调度管理条例》，东北电网调度部门按照有关预案，直接下达指令执行“电网事故拉闸限电”。

短期来看，限电最直接的原因是我国电力供需的不平衡。从需求侧来看，一是工业经济稳中向好，推动了用电量的显著回升。二是外贸形势持续向好，带动东部地区用电负荷大幅增长。三是异常天气带动负荷创新高。2021年7月份，持续的高温天气导致全国用电量刷新历史记录。与此同时，由于可再生能源对光照、大风等气象条件依赖性较高，异常天气不仅会约束新能源出力，而且进一步提升用电负荷,加剧电力供求矛盾。从供给侧来看，一是新能源出力受影响，煤电容量下降无法满足高峰负荷。二是供应偏紧叠加电煤需求提振，煤炭供求矛盾激化。煤炭供应无法满足电煤等下游需求的快速增长，供求矛盾加剧直接推升煤炭价格不断走高。煤炭价格的大幅走高使得煤电企业亏损不断扩大，越发电越亏损的恶性循环造成发电企业的积极性进一步受挫。三是用电紧张面扩大，造成互济余缺的外送电量下降。在全国用电紧张面扩大的情况下，跨区跨省送出电量随之出现了明显下降，造成依赖外来点的东部沿海地区电力供应更加紧张。

长期来看，限电是我国的电力供应出现结构性问题。一是煤电装机和发电量增速趋势性双降，发用电增速分化造成用电量缺口增大。二是区际之间区域内部均出现用电分化态势，局部地区用电规模持续扩大。三是工业生产用电比重持续走低，而电气化水平提升推动居民生活用电快速增长。

总体来说，我国局部采取的限电措施既是全国经济形势持续稳中向好的反映，也是煤炭、电力等能源市场长、短期因素叠加造成供求矛盾的显现。