坚定不移推进东北电力市场化改革实现能源高效利用和绿色发展

在今年9月28日召开的深入推进东北振兴座谈会上，习近平总书记提出了推进电力市场化改革的重要指示。当前我国电力体制改革和东北振兴都进入深水区、关键期，站在新时代的高度，应以发展的眼光、实事求是的态度和系统科学的方法，深入贯彻落实总书记重要指示精神，坚定不移推进电力市场化改革事业。

回顾改革开放40年，我国电力工业的飞速发展离不开电力体制改革提供的驱动力。总结电力市场化改革的进展、成效和问题，有利于理清下一步改革思路，避免多走弯路。东北是中国电力工业的摇篮，也是我国电力市场化改革的重要发源地，在几次电力体制改革中都起到了试验田的作用。东北十多年的实践证明，电力市场化改革是实现东北能源高效利用和绿色发展的必由之路。

东北上一轮电力市场化改革的经验和教训

基于东北电力工业的历史和特点，国家于2003年选择东北作为我国首个区域电力市场试点地区。东北区域电力市场经过三年多建设和运行，试行了“发电侧两部制电价、全电量竞争”的市场模式，虽因市场亏空等原因暂停，但为我国电力市场化改革积累了的宝贵的实践经验。

东北区域电力市场试点情况

时间上，东北区域电力市场试点可分为研究筹备、模拟运行、试运行三个阶段，时间从2003年2月到2006年4月。交易模式上，东北区域电力市场试运行采用了发电侧“两部制电价+全电量竞争”模式。两部制电价由容量电价和电量电价组成，容量电价由国家价格主管部门核定，电量电价由市场竞争形成。交易类型包括年度交易、月度交易、日前交易、实时交易、发电权交易、大用户直购电及辅助服务，其中年度交易占全部竞价空间的80%，月度交易占20%，交易在区域统一平台进行集中竞价，采用报价结算机制。

区域市场试点取得的成效

东北电力市场通过三年多的建设和运行，积累了宝贵的经验，组建了调度交易一体化的区域电力调度交易机构，竞价发电企业成立了专业的市场部门、报价部门，东北三省电力公司分别成立了市场电量结算中心，初步形成了统一平台交易、区域协调运作的市场组织体系；发电企业的上网电价、上网电量通过市场竞争确定，政府对企业的生产干预减少，新的上网电价机制逐步形成。从运行效果上看，东北区域电力市场有力促进了东北能源高效利用：

一是实现了区域范围内能源资源优化配置。市场配置资源的决定性作用得以发挥，位于煤炭基地且成本较低的黑龙江省和蒙东地区电量大量送出，促进了东北“北电南送”和“西电东送”格局的形成，实现了东北区域能源资源优化配置。

二是降低了生产成本，提高了效率。竞价发电企业在生产运营的各个环节加强成本控制，实现精细化管理，降低能源消耗，提高了生产效率；新建电源项目主动挖潜降低建设成本，为进入市场提高竞争力创造条件。

三是提升了电力运行水平。市场运行后，电力企业为抢占市场积极主动加强安全生产管理，强化设备运行状态监控，提高设备健康水平，2005年竞价发电企业设备可用小时数较上年提高360小时，并且非计划停运次数明显减少。

区域市场试点的启示

2006年年度竞价后，由于市场亏空难以消化等原因，东北区域电力市场进入总结阶段。东北区域电力市场启示主要在三方面：

一是电力市场建设工作要有整体性、预见性。电力行业周期性规律明显，电力市场设计应能兼容不同的供需关系，同时要建立市场分析预判系统，为实施市场预警、确定市场规模、选择交易模式、调整电力规划等提供决策参考。

二是市场模式选择要审慎，价格传导机制要顺畅。应引导发电企业与电力用户之间直接开展长期交易，从而保障长期稳定的供需平衡；市场初期，发电企业部分电量通过市场交易、部分电量执行政府定价，可以减少发电侧承担的经营风险；电力市场与上游煤炭市场具有高度耦合关系，两个市场之间价格信号传导链条不能脱节。

三是电力市场监管要强化。电力市场的复杂性、专业性决定了不能先有市场再搞监管，市场监管建设应同步或超前于市场建设，尤其要防范市场力、串谋和市场操纵。东北区域电力市场是我国深度电力市场化的首次尝试，虽然十多年来我国电力市场化改革的逻辑、环境、目标都发生了较大变化，但东北区域电力市场的启示始终具有重大现实意义，在多变的外部环境和复杂的利益博弈中，实践是对电力市场理论进行验证和修正的最好途径。

东北新一轮电力市场化改革的步伐和成效

习近平总书记提出能源领域四个革命的重大战略思想，为我国能源发展改革进一步指明了方向。特别是《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》出台后，东北电力市场化改革进入新阶段。

突出问题导向和发展导向

近年来，东北地区能源结构逐渐向清洁低碳转变，风、光、核等新能源比重持续增长，但热力、电力之间运行矛盾凸显，可再生能源消纳遭遇瓶颈，电力系统运行低效。与此同时，东北新一轮振兴特别是实体经济发展迫切需要电力行业提供支持和支撑。

通过电力辅助服务市场保障绿色能源消纳，缓解热电矛盾

东北电力辅助服务市场于2017年1月1日启动，在市场价格信号引导下，火电企业积极主动研究深度调峰办法，机组深度调峰能力持续增强，常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，省间互济调峰交易机制也发挥了显著作用。2017年东北风电受益多发90亿千瓦时，2018年前三季度风电受益多发102亿千瓦时，风电资源利用率大幅提升，同时核电机组运行台数明显增加。电力辅助服务市场不仅促进了东北能源绿色发展，还有效缓解了东北热电矛盾，2018年春节期间东北地区完全消除了热电厂单机供热风险。

建立电力交易长效机制，服务东北振兴

近两年，东北能源监管局牵头分别制定了辽宁、吉林、黑龙江省和内蒙古自治区东部地区电力中长期交易规则，东北地区成为全国首个实现电力中长期交易规则全面覆盖的区域。交易规则出台后，东北电力交易规模逐年增加，2016年交易321亿千瓦时，2017年突破800亿千瓦时，预计2018年有望突破1000亿千瓦时，参与交易用户已经突破3000家。2017年以来，东北地区通过电力交易共向用户释放改革红利50多亿元，并发挥出电力交易的杠杆作用，带动了一批用电成本占比高和电价敏感用户增加投资、扩大生产，形成了市场良性循环。

未来推进东北电力市场体系化建设的设想

习总书记在深入推进东北振兴座谈会上提出推进电力市场化改革重要指示后，国家能源局东北监管局党组高度重视，立即部署，组建电力市场推进工作领导小组，制定了工作方案，并与高校合作启动东北电力市场发展战略课题研究。下一阶段推进东北电力市场化改革可从以下几方面着手：

明确新时代东北电力市场目标

未来东北电力市场化改革工作应以党的十九大精神为指导，以落实总书记重要指示和中央电改政策为指引，紧紧围绕“优化东北能源供给结构、解决突出矛盾问题、服务东北老工业基地振兴”，坚持市场导向、发展导向和问题导向，全力推动东北能源高效利用和绿色发展。

重构新阶段东北电力市场体系

未来两年，东北应打造包含“电量”和“电力”两个维度、统筹“省内、跨省、跨区域”三个层级的电力市场框架。电量交易方面重点抓好电力直接交易和跨省区交易，构建和完善东北电力中长期交易体系，实现东北电力资源高效优化配置；电力交易方面全面升级电力辅助服务市场，使其从辅助作用向主体作用转变，着力解决东北电力运行突出问题，保障绿色新能源消纳和发展，提升东北电力系统运行可靠性及灵活性。远期，逐步建成“统一开放、竞争有序”的现代电力市场体系。

创新电力市场监管方式方法

强化监管是推进电力市场化改革的必然要求。国家能源局东北监管局作为专业监管机构，开展了十多年电力市场监管理论探索和实践，积累了丰富的监管经验。但也应该看到，目前电力市场主体逐渐多元化，市场规则日趋复杂，交易品种和交易频次大幅增加，很多监管方面的问题没有先例可借鉴，没有现成的法规可依据执行。要借鉴历史经验并学习国内外先进做法，更要进行电力市场监管理论和方式方法的创新。应建立具备信息采集、预判、评估、响应等功能的电力市场监管信息系统，为能源监管机构和政府部门决策提供参考；充分利用市场信用体系建设成果，建立健全电力市场守信激励和失信惩戒机制，打造诚实守信的市场氛围；建立多部门联合执法机制，严格监管市场操纵等不公平竞争问题，营造健康的市场环境；充分发挥电力市场管理委员会及其它中立专业机构作用，对市场运行进行监测、分析和评价，助力市场监管效能提升。

实践证明，电力市场建设是一项兼具复杂性、艰巨性和长期性的工作，意义重大、责任重大。必须具备咬定青山不放松的“韧劲”、勇于干事创业的“闯劲”、善于总结创新的“巧劲”，按照总书记重要指示精神，坚定不移的推进电力市场化改革事业，实现能源高效利用和绿色发展。