电力体制改革是中国经济体制改革的重要组成部分，自2015年新一轮电改开启以来，电力市场化改革持续向纵深推进。近期，习近平总书记在山东济南召开企业和专家座谈会，电力体制改革被重点提及。与此同时，国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》也提及了包括深化新能源上网电价市场化改革、提升跨省跨区输电能力、加快配电网改造等与电力相关的内容。新一轮电改，改什么？近日，期货日报邀请了广东珺桦能源科技有限公司总经理华栋、北京清能互联科技有限公司发电事业部交易咨询总监吴仲光、浙商期货新能源项目部部长陆诗元三位嘉宾做客《期货+》直播间，围绕深化电力改革的内容及对晶硅行业的影响进行交流探讨。

　　电力改革正朝着市场化方向发展

　　我国电力体制改革是一项将电力行业由指令性计划体制逐步调整为市场竞争格局的系统性长期工程。2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下称“电改9号文”）提出深化电力体制改革的背景和目标仅是促进电力行业自身的科学发展；2020年9月，我国提出“双碳”目标；2021年，国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（下称“中发36号文”）强调，深化能源体制机制改革是全社会实现“双碳”目标的关键。

　　据陆诗元介绍，电力体制改革第一阶段是2002年至2015年，主要是实现“厂网分离”，为电力行业引入竞争机制；第二阶段是2015年至2022年，通过市场化的方式去发现电力的时间价值和空间价值；第三阶段是2022年至今，电力市场进一步完善，通过市场化的方式逐步发现电力的调节价值、基荷价值、容量价值等，未来再通过碳市场去发现电力的环境价值等。

　　对于深化电力改革的意义，华栋认为，深化电力体制改革不只是电力行业内部要求，而是“双碳”目标背景下，社会经济科学发展的必然。电力体制改革的背景不仅是电力系统的深刻变革，同时也体现了国家能源及环境战略的深刻变革。据了解，电改之前，电网企业作为电力市场唯一的电力运行和销售主体，同时承担运营商和制造商角色，逐步形成了电力市场的绝对垄断地位。“电改的最终目的就是还原电力的商品属性，发电侧、售电侧放开是体现其商品属性的必由之路。”华栋解释称。

　　“电改9号文所推动的电力市场化改革的核心是管住中间，放开两头。”华栋表示，“管住中间”意味着电网公司的盈利模式将由赚取购销价差转向赚取合理的输配电费。“放开两头”意味着发电和售电侧要充分竞争，同时引导经营性用户全部进入市场，也就是目前要求的工商业全部入市。“电力改革的另一具体体现是推进电力现货市场建设，通过电力现货市场来发现电能的分时分区价格和各类辅助服务的价格，既能体现风电、光伏等新能源的电力价值和对电力系统带来的冲击与成本，又能体现出火电等传统电源发挥的调节性价值，并利用电力现货市场产生的分时价格来吸引储能、虚拟电厂等新型发电主体参与市场，从而利用市场机制促进清洁能源的消纳，助力新型电力系统的建设。”华栋认为，电力改革对于推动电力行业市场化、规范化发展、促进能源转型和升级、提升能源安全水平、推动经济高质量发展以及服务国家“双碳”和能源转型等战略性目标等方面都具有重要的作用。

　　提及当前电力改革面临哪些挑战，吴仲光围绕政府层面、交易中心层面、发电集团、售电公司等不同主体进行分析。他认为，具体来看，当前政府正在推动电力市场体系的建设，以实现资源的优化配置和电力系统的稳定性。对此，政府提出了到2025年和2030年的阶段性目标，包括建立全国统一电力市场体系，促进新能源的参与，以及实现市场主体的平等竞争。面临的挑战主要是在确保电力供应的安全和稳定的前提下，如何完善市场机制、破除市场壁垒。交易中心层面来看，交易中心正在探索建立全国电力交易中心，以促进跨省跨区的电力交易。需要完善电力交易平台运营管理和交易机制，同时推动市场管理委员会的成立。各省份交易中心面临的主要问题是如何结合各省份经济发展和全社会电力供应、用电需求的实际情况，建立公平公开的市场机制，以实现参与电力市场交易各方主体的有效协同，建立并完善合理的费用疏导机制，确保市场的平稳运行。

　　发电集团所面临的问题则是，如何在新的市场环境中保持竞争力，同时响应清洁能源转型的要求。在确保发电机组安全稳定生产的同时，发电企业需要有更强的成本管控能力，更加先进的市场化意识，需要配备更高专业度的交易和营销团队，而且需要具备强大的数据整合、分析和预测能力，才能确保在复杂的电力市场环境下保持长期的竞争优势。而售电公司作为当前电改背景下较早催生的新一类市场主体，在电力市场改革现阶段也需要创新商业模式，除了传统的电力批发业务和代理零售业务以外，还需要根据政策环境和市场环境，适时提供综合能源管理、负荷集成、虚拟电厂等更加综合的能源管理服务。同时，管理海量客户数据，提高用户负荷曲线预测准确率和偏差管理的效率，也是进一步提升售电公司综合竞争力的有效途径。

　　对于用户而言，在新型电力市场中有更多的选择权。对于已经迈入现货市场的省份来说，电价后续将不再是单纯的固定时段目录电价，批发侧分时波动的现货电价逐步向用户侧传导。在此情况下，用户需要根据分时电价特性调整自身用能习惯，甚至做灵活精细的用能管理，才能进一步降低用能成本。此外，包括储能企业、虚拟电厂等新兴电力市场主体在电力市场中扮演着越来越重要的角色。近期发布的《电力市场运行基本规则》对这些新型经营主体进行了定义，旨在构建适应新能源接入的市场体系。新兴主体需要解决的问题是如何在市场中找到合适的定位，并发挥其技术优势。

　　“总体来看，电力改革正朝着市场化、清洁化和高效化的方向发展，各方面都面临着机制完善、技术创新和市场适应等挑战，但是在新的市场环境下，也给了各个参与主体更高的自由度、更大的选择空间、更多的市场机遇。”吴仲光说。

　　电力改革≠涨电价

　　期货日报记者留意到，在深化电力改革的过程中，很多民众或者机构会觉得电力市场改革就是“涨电价”。比如电力成本占生产成本30%的工业硅产业中，不少硅企就觉得电改将会推动电价上涨，造成生产成本上涨。

　　陆诗元认为，很多投资者之所以会误解电力改革就是“涨电价”，和电力体制改革第二阶段通过市场化机制去发现电力的时间价值有关。比如，近期各省份陆续推出的分时电价政策，其实已经出台很多年，只不过各地会根据具体情况，不定时地做一些调整。“分时电价政策的出台，实际上是让那些必须在高峰时段用电的用户，逐步向可以灵活调整自身用电情况的用户让利的过程，以实现用户侧响应。”陆诗元认为，电力作为一种特殊商品，最大特点就是需要实时供需平衡，但光靠发电侧的调节还远远不够，也需要用户侧作出响应。在这个过程中由于很难调节自身用电习惯和时段，且用电时段一般都在高峰期，所以居民最直观的感受就是电费上涨了。而一些能够在日内进行间歇生产的工商业企业，则在这个过程中受益，一些全天连续生产的工商业企业不会受到太大影响。相对而言，工业硅、多晶硅企业需要连续生产，因此受分时电价影响并不大，但也不会从中受益。

　　“工业硅生产单吨耗电量大，大概需要11000~13000度/吨，不仅投资成本低、启停成本低，还能通过保温等手段实现周度级别的负荷调节等。如果拉长时间维度来看，工业硅企业其实是非常好的可调节负荷。”陆诗元表示，工业硅产能主要分布在电力富余的西北地区和西南地区，排名前五位的省份分别是新疆、云南、四川、内蒙古和甘肃。而一些新疆工业硅大厂都配有自备电厂，一些独立电网所覆盖的区域也分布着大量工业硅生产企业，因享受着更低的输配电价，从而拥有更低的生产成本。可以说工业硅企业生产一直是在消纳富余、便宜的电。

　　陆诗元认为，从电改角度来看，增加本地消纳就是发现电力空间的价值体现。随着电改加速，会有更多的新能源并网，风光条件优越的西部地区电力可能会更加富余，可能还会出现降电价的情况，从而使整个光伏发电链条进入成本不断下降、发电量不断提升的正向循环。

　　自备电厂和地方独立电网会不会随着电改政策的变化而受到影响？陆诗元认为，自备电厂和地方独立电网的存在有其特殊的历史成因，也受一些客观事实的影响，比如要考虑地方经济、民生就业及电网本身的物理局限性等，而且它们也不是现阶段的改革重点，因此，短期很难看到这方面出现大幅调整。

　　华栋认为，电力市场化改革之后电价会出现波动，这也是改革的目标之一。但波动的方向不一定就是上涨，还可能下降。具体要看影响电力市场供需的各种因素，如一次能源价格、气候和天气变化等。电改对工业用户的影响是引导其生产行为有利于新能源的消纳，减少电网系统的波动性。

　　吴仲光认为，把电力市场改革和涨电价画等号失之偏颇。市场改革只是一种手段，改革的目的是放松管制、引入竞争、优化能源结构、促进新能源的友好接入和消纳。同时建立友好、公平互动的交易平台，通过市场化交易手段，还原电力的基本商品属性，发现电力原本应有的时间和空间价值，从而引导资源优化合理配置，进一步指导电网有的放矢地进行结构调整，促进新兴能源消纳，引导用户进行合理的用能优化调整，同时引导资本根据市场需求和价格信号进行合理的远期规划和投资，其本质目的并非涨电价。