谈我国电力市场建设的底层逻辑-（中篇）

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本文导读目录：

1、谈我国电力市场建设的底层逻辑-（中篇）

2、6月1日执行！国家发改委发布最新电价方案

3、一文说清：深化煤电市场改革，取消工商业目录电价背后的重大影响

　　之前在第一章简单提到了我国电力体制改革的发展脉络，这一章我想细节的去写出来，对上一章的部门分内容算是做个展开吧。电力体制改革历程从来不是一条线的，而是问题导向的，一般来说都是为了解决社会在发展过程中出现的某个问题，这样的目标导向推动了电改进程。同时呢，解决了旧问题，往往又引出了新问题，就这样一直处在“发现问题-解决问题-新的问题”的循环中。之前纠结是按照所解决的问题逐个叙述（有的问题是跨了很多个时间阶段才解决），还是整体按照时间脉络叙述。最后还是决定为了便于理解，用时间顺序的脉络展开，但是我会尽量在叙述中让问题变的连贯，以边使读者能以一个解决问题的决策者视角去理解背后的逻辑。

该阶段的背景：1949年中华人民共和国成立，当年全国年发电量为43.10亿千瓦时，年末发电设备总容量为184.86万千瓦时（对数字敏感的可能已经发现了这组数据的问题，计算一下会发现缺电的环境下怎么设备利用小时数只有2300多？很明显不是不想发，而是发不了），分别居世界第25位和第21位，但电力设备残缺损坏，百废待兴，且一次能源供应偏紧，最终导致要么电厂设备损坏发不了电，要么没有燃料发不了电。原煤产量1949年仅为0.3亿吨，2018年达到36.8亿吨，比1949年增长114.0倍，年均增长7.1%；原油产量1949年仅为12.0万吨，2018年达到1.9亿吨，增长1574.9倍，年均增长11.3%；天然气产量1949年仅为0.1亿立方米，2018年达到1602.7亿立方米，增长22894.7倍，年均增长15.7%；发电量1949年仅为43.1亿千瓦小时，2018年达到71117.7亿千瓦小时，增长1652.9倍，年均增长11.3%。建国初期大环境方面，内忧外患（不展开说了）。

因此该阶段的主要措施，一是尽快恢复元气，保障残缺设备恢复铭牌出力。1952年底，全国电力装机总容量达到196.4万千瓦，当年发电量达到72.61亿千瓦时，残缺设备基本恢复了铭牌出力。二是服务国防建设。实现了一批优秀电力项目的投产，例如该阶段投运了国产首台30万千瓦水轮发电机组，电网最高电压等级达到330千伏（龙羊峡—天水—关中输电工程），西南水电及西北火电电源建设取得较大发展（请仔细思考下为什么是这两个位置）。三是保障一次能源安全。“一五”期间，为尽快恢复煤炭生产并加快煤炭工业发展，进行了大规模煤炭基础建设。煤炭产量从1949年的0.237亿吨提高到1957年的1.307亿吨。1953-1959年，先后开发建设了克拉玛依油田、冷湖油田和四川油气田。 60年代是我国石油工业具有深远意义的重要转折期，大庆、华北石油会战的胜利，炼油技术攻关的成功，使我国石油工业发生根本变化，我国建设了大庆、胜利、大港等几个大油田，原油和石油产品产量迅速增长。哈电集团建设初期，哈电人“边建设、边生产，先生产、后生活”1951年，成功制造新中国第一台单机容量800千瓦水轮发电机组

该阶段的电力市场：严格意义上不存在市场。实行计划经济体制，电力产业由国家电力主管部门通过所辖的国有企业实施行政性发、输、配、售垂直垄断经营。电力产业政府行政管理职能、行业监管职能和企业经营职能三位一体。各个环节全部按照计划指令运行，电价体系中仅存在销售电价一类，未对上网电价作出单独规定，电力定价权完全由政府掌握，电价总体水平极为稳定，包括电价在内的物价管理由国家计划委员会（国家计划委员会于1952年设立，在此之前，中央集权的经济管理体制尚未建立，电价制定主要由各地方政府负责）统一管理。电价在该时期起按照用户用电性质和电压等级分类收取，并对大工业用户实行两部制电价。此外，该阶段电力产业发展资金均来自中央政府拨款，经营收入上缴国家财政，由国家实行统收统支，严禁地方政府、民营资本及国外资本进入电力产业相关领域投资。

解放初期，电费回收采用每月定期上门抄表，对普通用户由单位派员持收据上门挨家挨户现金收费，对单位非现金结算用户单独设立“特区”抄表区。因此，当时有“特区电费收据”和“灯电费收据”两种。如下：1955年2月的特区电费收据（特区开票对象为机关、学校、企业等），学校电价为新币0.565元。1957年7月居民用户电灯费收据，当时电价为人民币新币0.51元。

该阶段的组织机构调整因涉及政府机构，不敢妄加总结，这部分照搬了一篇公开文章参考，附上链接：中国电力体制改革50年 (bjx.com.cn)在这30年（1949-1978）中，中国的电力工业经历了燃料工业部、电力工业部和水利电力部三个时期，在燃料部和电力工业部时期，对全国电力工业实行集中管理的体制；进入水利电力部时期，经历了两次分散、两次集中管理，多年来始终未能摆脱“一分就乱，一收就危”的怪圈。1、燃料工业部时间（1949-1955年）。1949年10月中华人民共和国成立，在中央人民政府领导下，组建了燃料工业部，对全国煤炭工业，石油工业和电力工业实行统一管理。当时电力工业方面直接领导的仅有华北电业公司及其所属的北京、天津、唐山、察中分公司，以及石家庄电灯公司和太原电力公司，其他各地的电力工业均由各地军事管制委员会领导的管理。在国民经济恢复时期，自1949年至1952年逐步将各地军事管制委员会领导和管理的电力单位集中到燃料工业部管理。1950年燃料工业部为管理电力工业，专门成立了电业管理总局，负责火电厂和输变电工程建设，发电、输电、配电、售电的全部生产运营；为发展水电，成立了水力发电工程局。并先后组建了东北、华北、华东、中南、西南和西北六个大区电业管理局，归电业管理总局统一领导，形成了垂直垄断、政企合一的电力工业管理体系。2、电力工业部时期（1955年-1958年）。1955年7月，第一届第二次全国人民代表大会通过决议，撤销燃料工业部，设立煤炭工业部、电力工业部和石油工业部。电力工业部成立后，继承了燃料工业部对全国电力工业的管理职能，为加强专业管理，相续成立了电力设计局、基建工程管理局，并将水电发电工程局改为水力发电建设总局，分别管理火电和输变电工程设计、火电和输变电工程施工和水电勘测设计和施工。水活电厂的运行管理和输变电的运行统一由各电业局负责。与此同时，撤销了电业管理总局和六大区电业管理局，各省（市、自治区）的电力工业均由电力工业部直接领导和管理，这是由部直接领导省（市、自治区）电力工业惟一的一个时期。从1956年开始逐步调整和充实了省（市、自治区）电业工作的管理机构，从而形成中央和地方领导相结合、以中央领导为主的电力工业管理体制。3、水利电力部时期（1958-1966年）。1958年初党中央召开南宁会议，决定在电力工业建设中实行“水主火辅”的长期建设方针，为加快水电建设，决定水利部和电力工业部合并。1958年2月第二届五次全国人民代表大会通过决议，将水利部和电力工业部合并成立水利电力部。1958年3月水利电力部正式成立后，将电力工业企业全部下放给各省（市、自治区）独立的工业体系，各省（市、自治区）仍然实行垂直垄断的电力工业管理体制。当时的水利电力部只负责管理已形成跨省（市、自治区）电网的的京津唐电网和辽宁、吉林电网。这种电力工业管理体制实施三年后，发现分省的电力工业管理体制存在种种弊端，严重影响了电力工业的统一性和安全性，也影响了电力工业的发展，出现了严重的缺电局面。1961年在党中央“调整、充实、巩固、提高”的八字方针指引下，重新将电力工业管理权力上收，实行以中央管理为主的体制，经过从1961年到1965年共5年的努力，成立了由水利电力部管理的东北、华东、中原、西北四个跨省电业管理局，还成立了山西、内蒙、广东、四川、贵州、云南、邯峰安等省（市、自治区）电业管理局、电业局，并将北京电业管理局更名为北京电力公司，进行“托拉斯”管理模式试点。这个时期的特点是由集中走向分向，又回到集中管理，这时已经形成京津唐、东北、华东、中原和西北五大电网的管理体系。4、“文化大革命”时期（1966年-1978年）。1966年“文化大革命”开始，1967年7月水利电力部实行军管，所有管理工作由军管会的生产、后勤、政工三大组管理，又一次把电力工业管理权下放给地方政府，当时将中原电业管理局下放河南省革委会管理：东北电网归沈阳军区领导；徐州电网归江苏省革委会领导；华东电网归上海市革委会领导；北京电力公司停止“托拉斯”试点，恢复北京电业管理局建制1970年4月水利电力部结束军管，由水利电力部革委会领导，革委会决定撤销西北电业管理局，将西北各省（区）的电力工业下放各省（区）领导，同时将广东省电业管理局和四川省电业管理局下放给广东省和四川省革委会管理。1975年撤消水利电力部革委会，恢复了水利电力部的建制。“文化大革命”期间机构下放远比水利电力部建部初期下放更为严重，不仅将电管局、电业局下放地方，连设计院和科研机构都全部下放地方，使电力工业勘测设计和科研机构遭受巨大破坏。1970年水利电力部军管会提出“老厂-厂变-厂半，新厂快马加鞭，能力翻一番，全国县都有电”到1975年发电能力达到7000万千瓦以上（1969年末发电设备总容量仅2100万千瓦），超过英国、联邦德国。在这个极“左”的口号下，推广了石家庄热电厂改造旧设备“一厂变一厂半”的经验，推广江西、广东、福建等省自力更生建设中、小水电的经验，推广东北“四合一环形供电（工厂与工厂用电合一，工厂内部动力与照明电合一，工业与民用用电合一，厂用电网与公用电网合一）的经验，”推广嵊县“一线一地”、“两线一地”的经验，还有电力系统自己动手制造发电设备的经验，结果使电力工业的设备遭受了巨大破坏，事故频发，出现了严重的缺电局面。1975年恢复水利电力部建制后，1975年7月25日国务院发出了“关于加快发展电力工业的通知”，通知指出：由于前几年林彪修正主义路线的干扰破坏，加上这两年电力建设速度没有跟上去，全国大约缺少装机五百万千瓦，这是造成电力不足的主要原因，……通知除要求加快电力建设，严格执行计划用电和节约用电外，明确提出要加强电网统一管理。跨省电网必须实行以水电部领导为主的管理体制。1975年10月17日国务院批准了《跨省电网管理办法》，重申跨省电网的统一管理体制，水利电力部上收了东北、北京和华东电业管理局及四川省电力工业局。这是中华人民共和国成立以来的第二次下放和第三次上收管理权，但这次上收只上收了跨省电网和跨省电网所属的各省（市、自治区）的管理权，不如60年代那样彻底。但是事实已经证明，大区电网的管理是不能肢解的，从此以后，我国电力工业管理体制又走上了中央管理为主，大区电业管理局分片管理的体制。

该阶段产生的新问题：1979年，原电力部做过一次全国缺电的定量调查，1978年全国缺电合计达到523亿千瓦时，占当年实际发电量的20.6%。计划经济时期，缺电的原因是多元的，一是本身电力基础设施底子薄弱；二是经济大环境穷，投资乏力，发展重点难以覆盖到整体电力行业；三是政 治原因导致的相关电力人才紧缺（经历过电力人才下放的可能会理解）；四是电力管理的事权划分为中央，但中央财政难以满足地方电力发展需求，需要调动地方积极性。另一方面中央管办电，地方管用电，供需信息不畅通，难以统筹规划。

该阶段的背景：对应着上一阶段产生的新问题，不做赘述，可至前段查看。

该阶段的主要措施：即主要解决上述计划经济时期产生的一系列问题。一是改善电力基础设施。80年代末，国家在大力提高一次能源产品生产能力的同时，将能源工业建设的重点放在了电力工业上，提出了“能源工业以电力为中心”的发展思路，电力工业得到快速发展。1986年，国产首台600兆瓦亚临界汽轮机，安装于安徽平圩电厂；1987年，我国发电装机容量达到一亿千瓦。此外，该阶段我国电网最高电压等级达到500kV（平顶山-武昌超高压输电线路）。二是资金机制创新。这个阶段为了筹集电力建设资金，用的办法真的是“百花齐放”。其中有：拨改贷（电力建设财政拨款改为中国人民建设银行贷款）、集资办电（国家、地方、企业一起办，多渠道筹资办电，并给集资单位优先用电权）、征收电力建设专项基金（工业用电每千瓦时提价两分钱作电力建设基金）、煤代油专项资金（油改煤出口油所创外汇，用于能源交通重点建设。1980年代初存在的燃油电厂后续逐渐退出）、引进外资（外资主要有国际金融组织、外国政府贷款和国外出口信贷等相对比较优惠的贷款，以及海外华商资本、港澳台资本。除贷款外，还有合作、合资、BOT（建设—经营—转让）等多种利用外资形式，典型合资项目：广东大亚湾核电站。此外，华能国际电力开发公司就是彼时成立，属于投资性质的合资企业，是中国华能集团前身）等。根据“七五”计划执行情况的统计，全国完成电力建设投资1000亿元，其中，煤代油投资和华能集资、利用外资达200亿元以上，占全国电力投资的20%。“七五”期间，利用“拨改贷”资金计划286亿元，实际完成154.7亿元；银行贷款计划80亿元，实际完成了160.4亿元，“拨改贷”资金与银行贷款实际执行占电力工业总投资的31.85%。三是电力行业央地关系及事权划分进一步明晰，即省为实体，钱从地方来，用到地方去，充分调动了地方办电积极性。这个事情的背景还是和资金有关，资金筹集到了，难免涉及如何分配的问题。这个中央和地方肯定是都想要，中央的立场是电力建设需要统筹规划，而地方的立场则是如果不由地方支配，如何保证从本省征收的钱能足额用于本省呢？经历过多轮协调，最终是这样折中：一是凡是地方集资建设的电厂，自己经营管理，也可以交中央电力部门代管，任凭自愿。二是，凡是中央电力部门与地方合资建设的电厂，原则由电力部门管理，独立核算，自主经营。至于两分钱的电力建设基金的所有权，比较一致的意见也是交由地方管理（可以从逻辑的角度想一下，如果不给地方，那地方会同意去收这两分钱么？只有管理交给地方，收这两分钱的阻力才能降低。而且这个是个灵活的政策，如果地方不愿意征收，担心影响地方经济和民意，也可以不征收）。自此之后，具有相当实力的地方能源投资公司开始诞生（注意这时只是投资开发方面公司化，并不是发输电工业本身已经完成了政企分开和公司化改革）。如申能电力开发公司、安徽省电力开发公司、浙江省电力开发公司等。

该阶段的电力市场：电价机制开始出现，不像是计划经济时期的固定电价了，而是灵活电价。该阶段国家对筹集资金新建的电力项目按照还本付息的定价模式，首次使用了“上网电价”（注意这个上网电价与后来根据能源种类划分的标杆上网电价是不一样的）的概念，解决了单一电价的短板问题，带动了地方政府、民营资本、外资等多元主体电力投资意愿。此外，1985年提出“燃运加价”政策，允许电价随燃料、运输价格的调整而相应调整，初步建立了煤炭、电力价格联动机制。其实电力价格机制的改革是乘了整体经济体制改革的东风，同期的还有1984年开始改革煤炭投资体制和价格体制等。

1986年计算机单机开始应用于电费计算和开票等工作，结束了手工的计算开票。绍兴用电管理所1990年3月普通用户电费结算清单

该阶段的组织机构调整：因涉及政府机构，不敢妄加总结，这部分照搬了一篇公开文章参考，附上链接：中国电力体制改革50年 (bjx.com.cn)。从1978年党的十一届三中全会以后，中国的电力工业体制进入了改革探索时期。在此期间中央电力管理部门又经过四次变更，即第二次成立电力工业部，第二次成立水利电力部，成立能源部，最后第三次成立电力工业部。在电力工业管理体制改革方面。曾研究过全面包干经济责任制，简政放权、自负盈亏、以电养电等方案，最后成立了华能集团公司及各大区的电力集团公司，这一时期的电力改革朝着国务院提出的“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的电力体制改革原则进行。1、第二次成立电力工业部（1979-1982年）1979年2月，国务院决定撤消水利电力部，成立电力工业部和水利部，这是我国第二次成立电力工业部。1979年5月，国务院批转电力工业部关于贯彻执行“调整、改革、整顿、提高”方针的实施方案。文件中明确指出：“电力工业是国民经济的先行官。当前由于缺电，影响全国百分之二十左右的工业生产能力发挥不出来。在今后一个时期，电力工业仍然是国民经济的薄弱环节，也是调整国民经济中要发展的重点部门，各省、市、自治区和各部门都要关心和支持电力工业的发展，千方百计把电搞上。电力工业是建立在现代化技术基础上的大生产，必须实行高度的集中统一管理。跨省（区）的和一个省范围内的电网，由电力工业部统一管理；电力供应由国家统一分配。电力工业部要在有关省、市、自治区协助和支持下，把所有电网管好。”在国务院批示的指引下，1979年12月电力工业部决定成立华北电业管理局和西北电业管理局。华北电业管理局除直接管理北京电力外，下辖天津、河北省电力局（直接管理冀南电网）和山西电力工业局；西北电业管理局除直接管理陕西电力外、下辖甘肃、青海、宁夏电力工业局；1980年3月成立华中电业管理局，下辖河南、江西、湖南和湖北电力工业局；1981年5月成立西南电业管理局，除直接管理四川省电力，并下辖云南和贵州电力工业局。接着又于1981年12月把山东省电力工业局划归电力工业部领导。原已成立的华东电业管理局和东北电业管理局继续保留。这样到1981年底六个大区电业管理局都已成立，只有福建、新疆、广东、广西、内蒙古和西藏等六个省区电力工业仍归各省区领导。电力工业部成立后，经过两年多的努力，才把全国主要电网、主要省（市、自治区）统一管起来了，促进了全国电力工业的发展。2、第二次成立水利电力部（1982-1988年）1982年3月，五届四次全国人民代表大会再次将水利、电力两部合并成立水利电力部。这次合并之后，接受以往的经验教训，继续沿着电力工业集中统一的方向发展。1983年1月，决定将福建和新疆电力局划归水利电力部管理，分别成立福建省电力工业局和新疆维吾尔自治区电力工业局。1984年9月，广西壮族自治区电力工业划归水利电力部管理。1984年12月水利电力部决定成立华南电网办公室，准备把云南、贵州、广西和广东电网连接起来，充分利用西部丰富的水能资源，实现“西电东送”，以缓解两广缺电局面，这一举措为日后发展南方电网和大规模“西电东送”奠定了基础。从“文化大革命”时期下放电力工业之后，自1975年中央决定实行以水利电力部为主的电力工业管理体制，前后花了十年时间，才又一次形成以中央和地方双重领导、以部为主、按大区电业管理局分片管理的电力工业管理新体制。到1985年止，全国只有广东、内蒙古和西藏三个省区的电力工业仍实行以地方为主管理。后来成立的海南省，以地方为主管理的电力工业增加到四个省区。在水利电力部后期，电力工业管理体制又有一些变化，主要是电业管理所在省，原来只有华中电业管理局所在的湖北省成立了电力工业局，1988年在东北和西北电业管理局内成立了辽宁和陕西电力工业局，在华东电业管理局辖区内成立上海市电力工业局，至此，只有华北电业管理局没有在所在地北京成立电力工业局。另一个变化是在1987年至1988年期间逐步将西南电业管理局改制为四川、云南、贵州三省电力工业局，撤消西南电业管理局，三省电力工业局直接由水利电力部领导。在水利电力部期间，党中央、国务院十分重视电力工业的改革和发展，1986年5月国务院召开会议研究电力工业体制改革问题，6月电力体制改革小组提出了《加快电力工业发展的改革方案（草案）》的报告，提出了五项改革措施和五项政策。1987年9月14日，李鹏副总理提出了电力工业体制改革的原则是：“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”和因地制宜的方针。在此之前，水利电力部曾提出全面包干的经济责任制，简政放权以及自负盈亏、以电养电的建议。1988年7月1日起进行华东电网体制改革试点，分别成立华东电力联合公司和上海市、江苏省、浙江省、安徽省电力公司，同时保留华东电业管理局和省（市）电力工业局名称，实行双轨制运行，以创造条件实现政企分开。

该阶段产生的新问题：一是资金机制来源创新导致的产权复杂问题。其余投资主体的产权有时是不被电力部门承认，经常发生中央与地方发电企业的产权纠纷问题。二是集资办电及拨改贷等带来的价格机制复杂问题。三是省为实体带来的省间壁垒问题（省际市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置，管理方式已经不适应发展要求，四川二滩水电站是雅砻江流域水电开发的第一个大项目，总装机容量330万千瓦，1998年至2000年这三年的可发电量约为322亿千瓦时，但实际上网电量只有132亿千瓦时，大半生产能力白白浪费了）。四是政企合一（这个政企合一的体制到现在都有潜移默化的影响，在市、县一级，现在民间很多人还是叫“供电局”，包括部分国企内也是以“局长”称呼，实际上官方名称“供电公司”和“总经理”）以及垂直垄断的经营模式的弊端开始显现（如：集资办电电厂和政企合一电厂的竞争地位不平等且矛盾不断激化；）。

该阶段的背景：对应着上一阶段产生的新问题，不做赘述，可至前段查看。

该阶段的主要措施：1990年代，电力工业发展势头很好，全国发电装机容量在1995年3月突破2亿千瓦大关。到2000年，全国发电装机总容量和发电量均跃居世界第二位。历时多年的全国性严重缺电局面逐步缓和，基本上满足了国民经济发展的需要。因此，在没有了缺电压力后，这一阶段以电力行业的体制改革为重点，主要是为了解决上一阶段的体制性问题，一是为解决政企合一的弊端，实行政企分开、现代化的公司管理体制、股份制改革等，我们现在的很多国企、央企其实就是这个阶段中公司化改组的产物。二是为解决电力价格机制复杂的问题，由于上个阶段粗放式的定价模式导致电价节节攀升，为改变成本无约束、价格无控制的状况，采用“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策，将按照还贷需要定价改为了社会平均先进成本定价，同时统一规范了电力企业的资本收益率水平，一定程度上刺激企业提高效率，降低成本和抑制销售电价过快增长。三是为削弱省间壁垒，强化了省间层面电网的协调。2000年10月17日，国务院办公厅以国办发69号文件印发《国务院办公厅关于电力工业体制改革有关问题的通知》明确规定，除辽宁、吉林、黑龙江、上海、浙江、山东六省市外，其余各省一律暂停执行地方政府或电力企业自行制订、实施的“竞价上网”发电调度方式。有关省为实体的试点范围暂不扩大，尚未进行的一律暂停。如果说之前的阶段是更强调二十字方针中的“省为实体”，那么该阶段则是更强调“联合电网”。到20世纪末，大部分地区形成了跨省的区域性高电压等级的主网架。同时，以跨区域资源配置为目的的西电东送工程也开工建设，间接促成了南方电网公司的成立（南方电网整合了西南水电资源）。四是配合国家宏观战略的大型电力工程继续涌现。该阶段直流输电能力达到±500千伏（1989 年 9 月 18 日，我国第一条±500 千伏超高压直流输电工程——葛洲坝至上海直流输电工程单极投入运行）；核电逐渐投入商业运行（1991 年 12 月 15 日，我国自行设计、研制、安装的第一座核电站———秦山一期核电站并网发电，从此结束了中国大陆无核电的历史）；三峡大坝（1992 年 4 月，七届全国人大五次会议以 1767 票赞成、177 票反对、664 票弃权通过了关于兴建长江三峡工程的决议（当时分歧还是特别大的）。1994 年 12 月 14 日，长江三峡工程正式开工兴建）及西电东送（2000 年 11 月 8 日，全国瞩目的西电东送首批工程———贵州洪家渡水电站、引子渡等七项发输电工程全面开工。热知识：西部大开发三大工程：西电东送、西气东输、青藏铁路。其中西电东送投资最大，工程量最大。从2001年到2010年，西电东送项目的总投资在5265亿以上(不包括三峡电站)。西电东送在中国版图上可谓"遍地开花"，同时开工的工程之多是史无前例的，单个工程的规模之大也是罕见的。在我国电力建设史上，如此大规模的电源、电网建设也从未有过）等工程开工建设。1994年长江三峡工程开工典礼1997年11月8日长江三峡工程实现大江截流

该阶段的电力市场：该阶段电力市场应该说投资主体是多元化的，也开始按照现代企业制度经营。然而，垂直一体化垄断经营的模式仍未改变。阶段的重点主要是体制改革，在市场和电价方面手术并不大。主要是在“集资办电”基础上，对各种电价政策进行规范管理。上网电价方面，1997年，以“经营期电价”取代“还本付息电价”，开始采用按经营期测算平均上网电价，改变成本无约束、价格无控制的状况。销售电价方面，一是制定电气化铁路用电价格。电气化铁路供电工程专为电气化铁路用电而配套建设的，各地政府未统一将这部分建设资金的还本付息纳入当地销售电价中，因此国家单独核定了电气化铁路供电工程还本付息电价，并要求铁路部门随用电量执行还贷电价。1995年，国家明确还本付息电价从所在路段电气化铁路电价中回收，铁路部门相应增加的运输成本暂时通过调整所在路段货运电力附加费解决。二是启动“两改 一同价”政策，实行城乡同网同价。三是取消电价外加价，规范电价管理，取消非法加价，禁止多头收费，对用户实行销售电价公告制度。

1993年开始使用浙江省统一印制的电费专用发票，分居民用户、普通用户、大用户（农村用户）三种发票格式。1996年10月浙江居民照明到户电价（注意已经有了三峡的附加）

该阶段的组织机构调整：因涉及政府机构，不敢妄加总结，这部分照搬了一篇公开文章参考，附上链接：中国电力体制改革50年 (bjx.com.cn)。1988年5月，七届一次全国人民代表大会决定，撤消水利电力部，把电力工业管理工作并入新成立的能源部，能源部承担电力行政和企业管理职能。1988年5月22日，能源部正式成立，同年12月成立中国电力企业联合会，在网省电力管理局、电力工业局的基础上成立电力集团公司和省电力公司。由此，实现了电力工业的行政管理、企业管理和行业自律性管理职能的初步分开，在电力管理体制改革中迈出了坚实的一步。最早组建的集团公司是中国华能集团公司。中国华能集团公司。中国华能集团公司。中国华能集团公司是全民所有制的实业、金融、贸易、科技和服务相结合的多功能、综合性的企业集团。是由华能国际电力开发公司、华能发电公司、华能精煤公司、华能原材料公司、中国（华能）工程技术开发公司、华能科技发展公司、华能金融公司、华能综合利用公司、华能实业开发服务公司等九个公司以及原水电部归口管理的华电技术开发公司、华电综合利用开发公司、华电工程建设公司、华电南方（集团）等四个公司的基础上联合组建的。这个公司由能源部与国家计委共同管理，以能源部为主，是我国电力工业1988年组建的第一个集团公司。大区和省电力工业的公司化改组分两步进行。第一步是从1988年开始到1990年止，将大区电业管理局改组为联合电力公司，将省电力工业局改组为省电力公司。国务院电力工业管理体制改革方案明确规定：省电力公司和联合电力公司都是独立核算、自负盈亏的实体，具有法人地位。电网内各发供电单位的资产关系不变。联合电力公司由能源部归口管理，在国家计划中实行单列。非跨省电网的省电力局，要逐步改建为省电力公司，独立经营，由能源部和省人民政府双重领导，并接受委托行使所在地区电力工业行业管理职能。改革方案要求各公司要落实，健全各种形式的承包经营责任制，逐步实行股份制，采用售电量和物质消耗工资含量包干办法。独立电厂均可独立核算，与电网订立经济合同，接受电网统一调度，非独立电厂按现行规定执行。这项改革到1990年6月基本完成。第二步是1991年底到1993年初，组建大型电力企业集团。1991年12月14日国务院批准的第一批试点的55个大型企业集团中，能源部有7个，其中电力占6个，即华能集团、华北电力集团、东北电力集团、华东电力集团、华中电力集团和西北电力集团，全部都是跨地区的电力企业集团公司。1992年10月10日，能源部向国家计委、国家体改委、国务院经贸办上报关于同意组建中国东北、华东、华北、华中电力集团的函，随后又报送了同意组建西北电力集团的函，经批准后，于1993年1月11日华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团宣告成立。随着南方四省联合办电和“西电东送”取得一定成效的情况下，能源部于1990年5月决定，撤消华南电网办公室，经与有关省区商议后，决定由云南、贵州、广西、广东四省区出资成立中国南方电力联营公司，目的是为了实现四省联网，开发西部水电，实现“西电东送”，这是一种新型的大区电网管理机构，成为我国第六个管理跨区电网的电力公司。能源部成立后，为了主业实现减人增效，安置企业富余职工和待业青年，十分重视发展多种经营，1992年中共能源部党组提出了坚持依靠改革来加速多种经营的发展，坚持多种经营与主业协调发展，坚持安置与效益并重，坚持发展多元化产业等四条原则，并提出加速职工队伍由主业向多种经营的战略转移。多种经营的发展对电力工业的稳定和减人增效发挥了重要作用，成为电力工业体制改革的重要组成部分。1993年3月，八届第一次全国人民代表大会通过决议，撤消能源部，第三次成立电力工业部。国务院批准的组建电力部的指导思想是：“政企职责分开，大力简政放权，由部门管理转向行业管理，加强规划、协调、监督、服务职能；精简内设机构和编制，合理配置职能，提高宏观管理水平；实事求是，平稳过渡，合理分流富裕人员。”要求在坚持“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”和“因地因网制宜”的方针指引下，下放和转移对企业人、财、物及经营管理的职能，加强宏观管理的职能，由于国务院批准的文件明确要求支持办好五大电力集团，各电管局和省电力局仍维持现行体制，所以在电力工业部时期，电力工业体制改革没有显著的变化。电力工业部成立后，继续保留中国电力企业联合会，作为全国电力企业、事业电位的联合组织，其性质不变，由电力部归口管理。华能集团实行以电力部为主与国家计委双重领导的体制。另外，在葛洲坝工程局的基础上，成立了葛洲坝集团公司。为确保三峡工程建设的顺利进行，1993年1月3日国务院决定成立国务院三峡工程建设委员会，同时成立中国长江三峡工程开发总公司，全面负责三峡工程建设和经营。1994年12月14日，三峡工程正式开工建设。电力工业部成立后，根据国家体改委等部门有关股份制企业试点办法的规定，于1993年9月印发了《电力行业股份制企业试点暂行规定》，规定明确电网企业和发电企业都可以进行股份制改造，具备条件的经主管部门同意后，可以到国（境）外发行股票，债券；但电网公司（指发、供电一体的电力企业）实行股份制应以公有制为主体，保证电力集团公司、省（区、市）电力公司在企业中的控股地位。1994年8月4日，山东华能发电股份有限公司股票在美国纽约证券交易所挂牌上市，成为中国首家直接去美国纽约上市的大型电力企业，随后中国有一大批发电企业在国内外上市。《电力法》以法律形式规定了我国的电力工业体制模式，一是电力行政管理由国务院电力管理部门和县以上地方人民政府经济综合主管部门管理和监督。《电力法》第三条规定：“国务院电力管理部门负责全国电力事业的监督管理。国务院有关部门在各自的职责范围内，负责电力事业的监督管理。县级以上地方人民政府经济综合主管部门，是本行政区域内的电力管理部门，负责电力事业的监督管理。县级以上地方人民政府有关部门在各自的职责范围内负责电力事业的监督管理。”不设立电力管制委员会。二是电力生产企业模式只有发电企业和发电、输电、配电和售电分开的电力企业模式。《电力法》第七条规定：“电力建设企业、电力生产企业、电网经营企业依法实行自主经营、自负盈亏，并接受电力管理部门的监督。”全国人大常委会法制工作委员会、中华人民共和国电力工业部编的《中华人民共和国电力法释义》中所作的权威解释是：“电力生产企业，又称发电企业，是管理发电设备、生产电能的经济组织。电网经营企业，是管理发电、供电、售电业务的电力经营综合管理经济组织，其中包括具体管理输变电设备、负责经营供电和售电业务的供电企业。”

该阶段产生的新问题：一是，由于这段时期对发电企业给予征收电力建设基金和还本定价的优惠政策，而对输电、配电、售电缺乏相应的政策支持，输配电的发展受到投资的制约（虽然有很多输电大工程，但是本身机制上，输电投资相关的机制是没放开的，导致除了国家重点工程之外的输配电投资比较滞后），不少省（市、自治区）将原来属于直属，直供的供电企业转变为趸售电企业，到1996年全国农村供电企业，中央电力企业只拥有1/3的县供电企业，2/3成为趸售县和自发自供县。二是，在电源建设上出现了小型燃煤电厂和无调节小水电的迅猛发展，出现了上网电价高，发电能源浪费严重，生态环境遭到破坏。此外，2002年以后，中国进入新一轮经济增长期，经济快速发展，能源消费迅速增长。2004年全国能源消费强度达到1.64，是新中国成立以来最高值，中国成为世界第二大能源消费国。能源消费的过快增长与经济发展、环境保护和气候变化的矛盾日益突出。三是，在农电建设和管理上，出现了缺乏对农电的投资，农电管理体制不顺，农村电网技术装备水平落后、线损高，农村电价电费的管理、检查、监督不到位、乱加价、乱摊派、乱受费和权利电、人情电、关系电视象严重。四是，该阶段开始探索峰谷分时电价及燃料运输成本加价的电价政策。煤炭电力联动机制的建立保证了电力企业简单再生产的正常进行，但是也逐步加重了电价交叉补贴的现象（居民电价无“燃运加价”，显著低于工商业电价）。这些问题都有待进一步的电力体制和市场发展来解决。五是，在厂网未分开的这个阶段，电网企业既管理电网，又管理直属电厂，掌握发、供电的调度和管理大权。虽然名义上执行“三公调度”，但合资电厂还是在电量、电价、电费等方面遭遇不公平待遇，多元办电主体与垄断管理体制的矛盾和垄断经营的体制性缺陷显现。

该阶段的背景：对应着上一阶段产生的新问题，不做赘述，可至前段查看。

该阶段的主要措施：市场建设是一个很大的课题。这一阶段广义上说，可以涵盖从2002年厂网分开，主辅分离开始直到现在我们当前所处的阶段。本质上是塑造竞争的一个过程，原来集中统一、僵化笨拙的计划管理体制被如今“政府调控、机构监管、企业自主经营、行业协会自律管理和服务”的新体制所代替。在该阶段的主要措施方面，一是市场机制和相关组织机构的建立和完善。前一阶段中电力行业“电厂大家办，电网一家管”的情况被打破，2002年国务院提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的改革路径方针。后续实行了厂网分开（2001 年 6 月，广东省决定实行电力体制厂网分开改 革。8 月 8 日，原广东省电力集团公司一分为二，分为广电集团公司和粤电集团公司，分别负责电网和电厂的经营管理。这是在全国率先实行的厂网分开改革。）、主辅分离（2002年，拆分国家电力公司，组建了两大电网公司 、五大发电集团和四大电力辅业集团 。2011年继续推进主辅分离，从两大电网集团剥离部分辅业，与原四大电力辅业集团重组形成中国电力建设集团有限公司 及中国能源建设集团有限公司）等旧一轮电力市场改革，也实行了2015年后售电侧放开（中发9号文），组建相对独立的电力交易中心，输配电价核算、以及最新提出的建设全国统一电力市场（《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》）等新一轮电力市场改革。此外，还应包括很多市场相关的政策文件，比如储能和分布式能源主体参与电力市场等，市场化过程中遇到的新事物多如牛毛，都是要在这个阶段逐一明确解决的。二是电源结构规模和种类的优化（我国加入WTO，进入“世界工厂”供应体系，为适应城镇化和工业化发展，电网规模及发电量急速拉升，2012年均居世界第一。2015年，中国新增可再生能源装机占当年全球增量的40%，累计风电、光伏、水电装机均达世界第一，在建核电规模居世界第一）。三是以特高压为代表的输电工程投资力度加大，发展重点围绕电网展开（智能电网、微电网、新型电力系统等概念不断涌现）。2015年，交流最高电压等级已突破1000千伏，直流最高电压等级突破±800千伏。四是农村电气化不断推进。五是电力的清洁属性愈加得到重视（关键词：煤电机组环保电价、上大压小、CCER、碳市场、绿电、绿证等，可能大家比较熟，就不展开说了）。六是以煤电价格联动机制不断优化。不论是我国电力改革的哪个阶段，煤炭价格与电力价格的关系始终是政府规制的重要内容。新中国成立后到改革开放前，配合国民经济的恢复和产业结构调整，能源工业的价格一直处于比较低的水平。改革开放后国家对煤炭价格做了多次大幅度提高，2001年我国加入世贸组织后，为了进一步适应市场经济不断发展和完善的需要，国家在2002年取消电煤指导价，“计划电”遭遇“市场煤”的情况出现。为疏导煤电发电成本，2004年发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，确立了反映煤价变化的电价调整机制。. 2005 年 4 月 30 日，国家发展改革委发出通知，公布煤电价格联动实施方案。自 5 月 1 日起，全国销售电价平均每千瓦时提高 2.52 分钱。2006 年 6 月 30 日，第二次煤电联动正式启动。全国上网电价平均上调 0.01174 元／千瓦时，销售电价平均提高 0.02494 元／千瓦时2020年起，随着电力市场化改革不断推进，煤电价格联动机制取消，我国将燃煤标杆上网电价机制改为“基准电价+上下浮动”的市场化机制。2021年下半年以来，国际一次能源价格大幅上涨，我国煤炭价格出现较大波动，电力供需形势由相对宽松转向紧平衡，我国针对煤炭与电力价格的规制文件频频出台。2021年10月发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，规定燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为基准价上下浮动20%；2022年2月发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，一方面就煤炭行业提出引导煤炭价格回归，另一方面就电力行业提出鼓励燃煤发电企业在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导，明确了在合理区间内（基准价上下浮动20%）煤、电价格可以有效传导，超出价格合理区间将及时调控监管。此举在现货市场中燃煤电价上下浮动的基础上，为煤炭价格与电力中长期价格提供了联动解决方案，减小了煤价大幅度波动情况下，电力企业或售电公司中长期合约采用固定合约电价带来的成本疏导难题，减小了相关企业经营风险，煤炭价格与电力价格的传导机制进一步优化。

该阶段的电力市场：电力市场化改革真正意义上到来。从行业架构上来看，经历了厂网分开、主辅分离、售电侧放开等阶段。从市场交易模式上看，经历了发电侧竞价上网、区域电力市场探索、大用户直购电、电力中长期市场建设、电力现货市场建设、全国统一电力市场建设等阶段。厂网分开和主辅分离是最先完成的，之后2003年8月14日的美加大停电事故、后续的英国伦敦与欧洲电网等多起大停电事件、2008年国内南方冰冻灾害后的大停电事故，以及国外电力改革后出现的市场操纵与电价上涨等负面效应加大了国内对电改引发通胀预期和不稳定因素的担忧，使得改革重心向维护电网安全稳定运行偏移。最终于2015年才开启以售电侧改革和电力市场建设为标志的新一轮电改。简单来说，就是2004年曾经有一波东北区域电力市场比较激进的探索，但是步子迈太大扯蛋了（具体来说就是2004年在东北区域市场试行了两部制上网电价且电量电价市场化，但由于2005年市场价格上涨致使东北区域电力市场试点停运），就冷静了10年，到了2015年再重新电改的。关于这小部分的历史，可以参考前东北电监局副局长戴俊良的口述：东北区域电力市场改革试验 中国第一个区域电力市场试验缘何失败？在新的电力管理架构下，它能提供怎样的借鉴意义？　　建立区域电力市场是实现电力资源优化配置的一次重要尝试，也是2002年国务院推进电力市场化改革的主要目标。2004年，我国第一个试点的区域电力市场——东北区域电力市场在辽宁沈阳鸣锣开市，经历11个月的模拟运行、4个月的试运行之后，最终折戟沉沙。当时的东北区域电力市场是如何设计的？为何会成为一场“失败”的试验？　　戴俊良于2003年加入电监会，甫一加入便具体经手负责东北区域电力市场的试点工作，从而几乎全程参与了这件电力市场化改革的标志性事件。他历任电监会供电监管部处长，东北电监局筹备组副组长、华北电监局副局长，去年9月份再次调任至东北电监局任副局长。东北区域电力市场之后，戴俊良还参与了内蒙古多边交易市场的建立，吸取东北区域市场的很多经验。对东北区域电力市场，戴俊良有自己的观察和认识，本刊记者为此专门赴沈阳对其进行专访，试图还原和思考那一段历史。　　去电监会之前，我在国家经贸委分管投资。2003年3月10日国家经贸委撤销的时候，面临几个去向，我选择了电监会。　　到现在还有一些老同志不理解我的选择。我是冲着电力市场化改革去的，在这方面我有一些自己的认识，我认为建立有中国特色的社会主义市场经济，要把市场配置资源放在首位，而不是仅仅依靠行政审批，这样中国的经济才能真正实现可持续的、健康的发展，能够到电监会参与到这一进程，我觉得很有意义。　　当时国家电监会决定在东北和华东开展区域电力市场试点，东北电力市场电量充裕，供大于求，而华东正好相反。时任电监会副主席宋密带队，供电监管部具体负责东北区域电力市场。华东区域电力市场由副主席史玉波带队，市场部具体负责。　　我到电监会的时候，在供电监管部任处长，所以我从一开始就介入到东北区域电力市场的建设中去。　　政策出台前夜　　2003年国家电监会指导建立东北区域电力市场下发的《关于建立东北区域电力市场的意见》（简称《意见》）是由我最终执笔的，我在家里加了三天班，那是在5月中旬，正式发布要到6月了。　　当时，电监会供电监管部才刚刚设立不久，具体负责东北区域电力市场试点工作。从3月底开始，我们才组织专家研究制订《意见》，到东北各地组织座谈会，在充分吸取了各方的意见后，才由我执笔，形成最后的《意见》。　　确立试点东北区域市场要追溯到2002年底。宋密副主席带队在2002年底赴东北进行一次调研，目的是研究建立区域电力市场对东北地区经济工作的影响，此次调研之后形成了报告，探讨了在东北建立区域电力市场的可能性，到了次年2月份，电监会党组就讨论决定在东北试点区域电力市场。　　这次调研我没有参加，但是结论大家都是知道的。2002年，电力体制的特点是“省为实体”，这为跨省资源的合理流动造成严重的阻碍。　　东北电网供电区域包括辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古东部地区。辽宁是东北的负荷中心，用电量占到50%，高于自身装机所占比例。黑龙江省、吉林省则恰恰相反。按照资源优化配置的规律，黑龙江、吉林的富余电力应被输送至辽宁省，东北电网理应形成“西电东送、北电南送”的局面。　　但是在2002年1-11月，黑龙江省电力非但没有外送，反而净输入1.44亿度。在发电设备利用小时数上，省间壁垒体现得更为明显：2001年蒙东地区发电设备平均利用小时为4867小时、辽宁4339小时，黑龙江4109小时、吉林3503小时，最高与最低之间相差1364小时之多。　　而且那时候东北还存在着调度不公的现象。由于厂网关系不清，电力公司直属的电厂获得的发电指标要高于独立电厂。此外，由于国家电力公司东北公司（国家电力公司到2003年年中才最终分拆完毕）掌握跨区送电的调度权，其直接经营电厂发电设备利用小时数远超其他电厂。　　因而，建立一个竞争的、公平的、统一的区域市场就显得十分必要。此外，在东北建立区域电力市场还有不少有利的条件。　　2002年，东北电网全区最大负荷2403万千瓦，仅为全网装机的61.7%，是当时全国几大电网中电力供需环境最为宽松的地区，供大于求有利于规避电价上涨的风险，很适合引入竞争机制。　　东北电网还是我国最早形成的跨省统一电网，长期实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，跨省主网架比较完善。此外，东北三省综合销售电价水平比较接近，有利于新电价机制的形成。　　这一次调研基本确立了要在东北试点区域电力市场。2003年4月1日，供电监管部邀请国家电网[微博]公司、国家电力东北公司代表及国内部分从事电力市场研究的专家在北京召开座谈会，讨论东北电力市场初步框架和市场模式思路。有一些同志提出了不同意见，他们认为，东北电网网架较为薄弱，而省内电网网架相对坚实，有利于省内市场平衡。　　在国务院五号文重组电力资产时，要求发电资产在各电力市场中的份额原则上不能超过20%。但具体到东北区域下属省份，这一平衡被打破。华电集团在黑龙江省内拥有全资和控股电厂573万千瓦，占到黑龙江省总装机规模52%；大唐集团在吉林省内装机规模所占比例也超过了20%。在这样一种发电商结构下，设立以省为界的电力市场很难进行竞价。　　4月1日的座谈会大家最后形成了两个共识：一是建立东北区域电力市场利大于弊，不仅必要，而且可行；二是有必要起草一个《意见》，以统一各方认识明确目标，指导推进区域电力市场工作。　　2003年4月6日到12日，宋密副主席再次带队赴东北调研，组成人员主要是供电监管部和计财部同志，我也在其中。　　这一次调研的重点是东北区域电力市场中涉及的市场框架模式、区域及省级电力监管机构设置等问题，同时也征求地方政府和电力企业对电力体制改革的意见和建议。　　地方政府、电力集团、发电公司对区域电力市场都有自己的看法。其中的一个焦点是调度问题。　　国家电网公司认为，调度与交易统一有利于保障电网安全，坚持“短期或长期，都应实行调度与交易一体化”。东北三省地方政府及各省电力公司则希望设立省级电力调度交易机构。各发电集团则认为，调度、交易和结算机构都依附于电网，不利于电力资源的公平配置，建议成立独立于电网之外的交易结算中心。　　我们内部经过反复讨论，认为调度交易机构的改革需要一个过程，不可能一步到位，最终在《意见》中决定设立区域电力调度交易中心，不设省级电力交易市场，但可设结算中心。考虑到各省的利益，《意见》同意在东北电力市场初期，允许未参与区域电力市场竞争的非竞价机组，在省级电力监管机构和区域电力调度中心的指导下，与省电网公司签订购售电合同。　　4月下旬，当时北京正处于“非典”期间，在京人员不得外出，原来我们计划在北京内外召开几个座谈会，最后因为“非典”都改成了书面征求意见。　　在吸取了各方面的意见之后，我们又组织了专家起草《意见》相关名词解释，这个工作做完之后，我们还走访和征求了电监会内部各部门的意见，这样到5月中旬，不止十易其稿之后，才最终确定《意见》。　　“实际没有正式运行”　　2004年1月15日，经过了一年的筹备时间，东北区域电力市场在沈阳东北电网公司二楼交易大厅启动模拟运行，柴松岳主席来到沈阳，亲自按下了宣告运行开始的回车键，东北区域三省一区分管工业的副省长（副主席）都在现场见证了这一历史时刻。　　根据一开始的设计，东北区域市场经过模拟运行、试运行后才正式运行。但后来东北区域市场实际上并没有实际运行。模拟运行阶段是从2004年1月到当年11月。因为当时在东北区域市场的电价政策上还存在不同观点，所以我们将模拟运行期分成两个时间段，2004年1月到4月份，东北区域市场模拟运行采用的是“单一过渡式电价、有限电量竞争”，6月之后，则采用“两部制电价，全电量交易”。　　对比出来的结论是两部制电价更适合东北的情况。但是到了2005年试运行阶段，电煤市场化之后开始涨价，抬高了上网电价，但销售电价传导不出去，中间出现亏空，就中止了一段时间。后来大家认为还有必要再试验一把，结果出现了东北电网北部发电高价上网，南部用电低价销售的情况，以致东北电网公司16天亏损了32亿人民币。于是到了2006年5月，上级主管部门下发文件，东北区域电力市场就进入了学习总结阶段。　　有人把东北区域电力市场的原因归于煤价上涨，这个观点我不同意。煤价的上涨只是一个诱因。在当时东北区域电力市场单一购买的竞价市场条件下，上网电价和销售电价不能联动才是主要原因。　　其实在方案之初，我们就考虑过这个问题。我们设置了一个“蓄水池”，当东北电力市场供大于求，形成竞争，上网电价应该会下降，由于销售电价仍维持国家规定标准不变，其中就会多出一部分“盈利”，这部分钱将会放置在“蓄水池”中，等到到达一定规模再补贴到电网公司，使其面向用户可以降低销售电价。　　反过来，当东北电力市场供不应求，上网电价上涨，而销售电价维持不变，其中就会出现“亏损”，同样达到一定量之后，再传导到最终的销售电价，由电网公司收取，弥补损失。　　这是在电网公司是唯一购买方，而电价又需要审批，无法实时变动的情况下，设计出的一个有中国特色的功能。当时发改委已经下文，同意东北电价可以六个月一联动，上下幅度不超过1分钱。　　然而，这个资金由谁先出是有争议的，一开始考虑由财政部出资，最后没有落实。其实这个资金由电网公司垫付也是可以的，因为“蓄水池”里的资金最终会通过销售电价的联动来得到平衡。　　但是在东北区域电力市场到了要涨电价的时候，出现了各省意见不统一的情况。黑龙江省和吉林省电力过剩，输往辽宁，认为辽宁省有责任多涨电价，黑龙江省和吉林省不涨或少涨一点。而辽宁省并不同意，认为依靠本省市场消纳其他两省多余电力，不应承担更多责任。　　这就需要大量说服和沟通的工作，也需要一个人最终拍板，形成文件向上汇报。可惜的是最后并没有人来做决定，后来就不了了之，又回到原来通过计划分配电量的老路上去了。　　应该来说，在短暂的试运行阶段，东北区域电力市场还是体现了市场配置资源的基础性作用。东北地区煤炭资源主要分布内蒙古东部和黑龙江地区，负荷主要集中在中部和南部地区，2005年东北电力市场试运行后，黑龙江省送出的电量同比增长了112%，蒙东地区送出电量同比增长了54%，这从整体上促进了“北电南送”和“西电东送”格局的形成，有利于资源的优化配置。　　后来我们在内蒙做多边交易市场，就吸取了东北的经验，保持上网电价和销售电价之间的差额不变，同时规定竞价形成的价格浮动限定在上下20%，这样最终的风险就可控。现在内蒙古多边交易市场发展得非常好，是我国现在唯一还在运行的电力市场。　　如果说东北区域电力市场是根，那么开花结果就在内蒙古多边交易市场。内蒙古的电网是地方电网，由于当地政府希望降低电价来吸引大工业进入，它就要求电网公司必须支持内蒙古多边交易市场，事实上我们在方案设计中考虑到电网公司的利益，维持它上网电价和销售电价的那块差价部分，而且由于电价下降，用电量增加，电网公司的收入反而增长了。　　内蒙古的实验道路被证明是正确的，从一开始就要实行多边交易或者双边交易，让发电厂商和用电客户直接见面。东北的经验已经表明了，在单一购买机制下，当电力供应紧张时，单一购买、竞价上网形成的价格将以供需推动为主导，相对于成本推动会大幅上升，带来很大的市场风险。　　过去的经验已经证明单一购买制不适用于区域电力市场，做区域电力市场就应该直接做多边交易和双边交易，让供需直接见面，今年东北区域市场也要参照内蒙古的架构，来推动供需直接见面交易。

从电价政策来看，上网电价方面，一是厂网分离电价（厂网价格分离时的电网输配电价按2001年电网销售电价水平 (不含国家规定的基金)扣除平均购电价，并考虑线损后计算，后续已被新电价政策代替）。二是经营期电价政策基础上推出“标杆电价”（后续已被市场化新电价政策代替）。三是煤电价格联动政策，缓解煤电价格矛盾（前段已经详细说明）。四是脱硫、脱硝、除尘等环保电价政策。五是水电上网电价政策。我国水电上网电价政策呈多样化格局，分为按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推定价等。2014年1月11日，《国家发展改革委关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），规定2014年2月1日以后新投产的水电站中跨区跨省域交易价格由供需双方协商确定；省内上网电价实行标杆电价制度，并根据水电站在电力系统中的作用，可实行丰枯分时电价或者分类标杆电价（根据装机容量和调节性能的差别，基本是按类差异定价或“一厂一价”）；鼓励通过竞争方式确定水电价格；逐步统一流域梯级水电站上网电价。抽水蓄能电站是一种特殊的水电站，在用电低谷时用过剩电力将水从下水库抽到上水库储存起来，然后在用电高峰时将水放出发电，并使水流到下水库。抽水蓄能电站是解决系统调峰、低谷之间供需矛盾、保证新能源发展而建设的水电站，还能担负系统的调频、调相和事故备用等辅助服务功能。基于此，抽水蓄能电站上网电机与其他电源的上网电价有根本区别，主要由电网统一经营。《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）中进一步完善了抽水蓄能电站价格形成机制，明确“以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收”。六是核电上网电价。由于核电技术上不适宜参与市场竞争，2013年以前，我国对核电基本实行一厂一价。2013年6月15日，国家发展改革委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），对2013年1月1日以后新建核电机组实行标杆上网电价政策（根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元）；全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；对承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可适当提高。七是新能源上网电价政策。风电上网电价历经初期参照燃煤电厂定价、审批电价、招标和审批电价并存、招标加核准方式、标杆电价等政策。2021年，国家发展改革委正式发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确2021年后，陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。平价上网电价是指风电上网电价，按当地燃煤发电基准价执行此外，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。海上风电方面，2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算；鼓励各地出台针对性扶持政策，支持陆上风电、海上风电等新能源产业持续健康发展。光伏发电方面，2019年4月28日，《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。2021年开始，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目全面去补贴，进入平价时代（以当地燃煤电价为基准）。对于纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的村级光伏扶贫电站（含联村电站），对应的I~III类资源区上网电价保持不变，仍分别按照每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元执行。光热发电方面，国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行。2022年1月1日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。新建光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。生物质能方面，2021年1月1日以后完全执行新补贴政策，即规划内已核准未开工、新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价。此外，由于生物质发电具有较强的公共服务属性，是环境治理过程中的刚需产品，在“污染者付费”制度全面落地前，由于付费主体模糊，绝大部分项目仍采用了可行性缺口补贴的形式。销售电价方面，在2015年售电侧改革之前，我国的销售电价实行行政府定价，统一政策，分级管理：居民生活、农业生产用电，实行单一制电度电价；工商业及其它用户中受电变压器容量在100千伏安或用电设备装接容量100千瓦及以上的两部制电价。具体来说，一是取消优惠电价政策，缓解用电紧张局面。二是完善峰谷分时电价制度。三是实行差别电价政策和惩罚性电价政策。四是实施居民用电阶梯电价制度。五是试行非居民用电阶梯电价制度。六是城乡同网同价。七是工商业并价。2008年6月29日，对具备条件的省进行并价，将非居民照明电价、非工业和普通工业电价、商业电价归并为一般工商业电价。最终逐步将销售电价归并为居民生活用电、农业生产和工商业及其他用电价格三类。2015年售电侧改革后，《关于推进售电侧改革的实施意见》等新电改配套文件发布，明确售电侧参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成。2021年售电侧改革持续深化，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确“推动工商业用户都进入市场。有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。”随后，各省相继发布新版销售电价表及电网代理购电价格表。目前，我国销售电价根据用电主体的不同，存在三种基本定价方式，一是政府定价（适用于农业、居民等目录电价）、二是协议定价（适用于电力企业对用电大户或对用电有一定特殊要求的用户的定价）、三是市场定价（参与电力市场的电力用户电价）。（1）政府定价由省级人民政府价格主管部门负责制定及公示，跨省的报国务院价格主管部门审批 。电网公司一同深度参与电价制定及公示等环节。跨省、自治区、直辖市电网和省级电网的销售电价，由电网经营企业提出方案，报国务院物价行政主管部门或者其授权的部门核准。独立电网的销售电价，由电网经营企业提出方案，报有管理权的物价行政主管部门核准。（2）协议定价主要根据双边协商结果确定，在我国推行电力中长期交易市场后，此类销售电价的形成也由交易中心组织，且相关电能负荷会一同提交电网调度校核，被认为也是市场化电价形成机制的一种。（3）市场定价建立了销售电价与上网电价联动机制，其中上网电价形成方式基于电力交易中心组织的电力交易结果，是发电企业、电力用户、售电企业等各类主体共同参与的结果，之后基于该上网电价，售电公司合理制定销售策略和套餐，向用户提供更加多元和灵活的销售电价。输电电价方面，市场化改革后，输配电价得到独立核算，我国目前的输配电价体系中，采取分类定价的方案。在2019年5月发布的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）中，将输配电价分为跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网三类，并按照“准许成本+合理收益”的思路，分电压等级定价，其中准许成本主要包括折旧费和运行维护费。在实施主体方面，跨省跨区专项工程主要由国务院价格主管部门定价；跨省电网依据政府确定的定价原则实行企业协商定价和费用分摊；省级电网目前已具备国家发改委的参考标准，但实际执行仍以购销差价体现。在电价结构方面，跨省跨区专项工程执行单一电量电价制，区域电网执行两部制电价，省级电网根据用户自身情况选择两部制或者单一电量制电价。2012年居民用电账单2020年账单（智能化了很多）

该阶段的组织机构调整：因涉及政府机构，不敢妄加总结，这部分照搬了一篇公开文章参考，附上链接：【回顾】我国能源管理机构60年变迁历程-第2页-北极星火力发电网 (bjx.com.cn)。1998年，新一届政府推进机构改革，撤销煤炭部、电力部等专业能源部门。撤销煤炭部改组为国家煤炭工业局;在国家经贸委下组建国家石油和化学工业局，重组国有石油天然气企业，组建中石油、中石化、中海油三大集团。2001年，煤炭工业局、国家石油和化学工业局撤销，煤炭、油气工业由国家经贸委和国家计委管理。电力部撤消后，电力行政管理职能移交国家经贸委，行业管理交由中国电力企业联合会。2002年，国家启动系一轮电力体制改革，撤销国家电力公司，组建五大电力集团。在2003年的机构改革中，国务院机构该改革撤销国家经贸委，能源行业管理转到发改委能源局。同期组建国家电监会，负责电力行业监管。2005年5月，在煤荒、油荒、电荒肆虐的背景下，国务院成立国家能源领导小组，作为能源工作最高层议事协调机构。2008年，国务院推动“大部制改革”，国家发改委能源局、国家能源领导小组和原国防科工委的核电管理职能合并,成立国家能源局。但是在价格上仍然只有建议权。2010年，国务院成立国家能源委员会，负责研究拟订国家能源发展战略,审议能源安全和能源发展中的重大问题,统筹协调国内能源开发和能源国际合作的重大事项。2013年，在本轮机构改革中，国家能源局、电监会的职责整合，重新组建国家能源局，完善能源监督管理体制。不再保留电监会。改革后，国家能源局继续由发改委管理。

此外，需要补充的是，2015年新一轮电改后，电力市场中新增的组织机构包括：省级电力交易中心、区域电力交易中心、市场管理委员会等。未来还可能会新增国家电力交易中心。

该系列下篇文章请转至：https://zhuanlan.zhihu.com/p/602106686

因为敏感词的原因，下篇文章无法查看被河蟹掉了。。我把它放在了下面T某B宝的链接里面，感兴趣可以访问，或者私信我获取链接（预警提示：下载链接是有偿的，因为还包括了自己整理的其余资料）。

能看到这的都是铁粉，相信对电力市场也非常感兴趣，最后一点私货，之前辛辛苦苦搜集了各种公开渠道的我国及各省电力改革政策，因为这个也是自己用，一直在更新，所以整理的还挺仔细的，分类清楚，我认为算是比较用心，具备变现的价值，放到了网盘中，感兴趣的附上链接可以看下，或者T某B宝搜索：“中国电力交易市场改革资料笔记试点政策汇编交易监管运行规则学习”电力市场改革资料汇编

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国际工程知识专栏 - 知乎 (zhihu.com)

国内外能源电力市场沉浮几多年 - 知乎 (zhihu.com)　　近日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知 》。《通知》指出，执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户，用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。

国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知 发改价格〔2023〕526号各省、自治区、直辖市发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：为进一步深化输配电价改革，更好保障电力安全稳定供应，推动电力行业高质量发展，现就第三监管周期省级电网输配电价及有关事项通知如下：一、按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<输配电定价成本监审办法>的通知》（发改价格规〔2019〕897号）、《国家发展改革委关于印发<省级电网输配电价定价办法>的通知》（发改价格规〔2020〕101号）及有关规定，核定第三监管周期各省级电网输配电价，具体见附件。二、用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。三、执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户（以下简称工商业用户），用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。四、工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。五、居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。六、省级价格主管部门要精心组织、周密安排，确保输配电价平稳执行，做好与电网企业代理购电制度等的协同，密切监测输配电价执行情况，发现问题及时报告我委（价格司）。电网企业要按照相关要求，严格执行本通知核定的输配电价，统筹推进电网均衡发展；对各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度等与输配电价相关的基础数据进行统计归集，每年5月底前报我委（价格司）和省级价格主管部门。本通知自2023年6月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。附件：省级电网输配电价表国家发展改革委2023年5月9日

国家发展改革委关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知发改价格〔2023〕532号各省、自治区、直辖市发展改革委，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：为进一步深化输配电价改革，强化输配电价监管，更好服务电力市场建设发展，现就华北等五个区域电网输电价格及有关事项通知如下：一、按照国家发展改革委《关于印发<区域电网输电价格定价办法>的通知》（发改价格规﹝2020﹞100号）和《关于印发<省级电网输配电价定价办法>的通知》（发改价格规﹝2020﹞101号）及有关规定，核定华北、华东、华中、东北、西北区域电网第三监管周期两部制输电价格，具体见附件。其中，电量电价随区域电网实际交易结算电量收取；容量电价随各省级电网终端销售电量（含市场化交易电量）收取；京津唐电网范围内，位于北京、天津、河北境内的电厂参与京津唐地区交易电量不纳入华北电网电量电费计收范围。二、区域电网容量电价作为上级电网分摊费用通过省级电网输配电价回收。三、各地发展改革委要加强对区域电网输电价格执行情况的监管，发现问题及时报告我委（价格司）。本通知自2023年6月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。附件：第三监管周期区域电网输电价格表国家发展改革委2023年5月11日

⊙版权声明：文章来源网络整理，版权归原作者所有，如侵权请联系我们删除。　　2021年10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，其中最重要的两段是：

“明确要有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能企业市场交易价格，不受上浮20%的限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。”

“《通知》提出了推动工商业用户全部进入市场、取消工商业目录销售电价的目标，在保障民生的前提下稳步推进电力市场化改革。”

我们普通大众看到以上文字，并没有太大感受，但电力行业的人知道背后意味着什么，这可是天大的事情，影响深远，我们今天就展开聊一聊。

先说一个数据：美国工商业电价0.47元，居民电价0.87元，居民电价为工商业的1.8倍，国际平均居民电价为工商业的1.7倍。我国工商业电价平均每千瓦时0.64元，居民电价0.54元，居民电价仅为工商业的0.8倍。看图可以更直观：

结论：中国的电价在全球是在低价区，且居民用电和工商业用电是倒挂的。

背后的原因是什么呢？那就是我们社会主义国家将电力定义为重大的民生工程，保障人民的日常用电是最高纲领。电力行业因此就成为了一个和市场化非常遥远的行业，中国电力市场也就变成了计划主导，稳定大于一切的市场。

那么居民的低价电是怎么保障的呢？我们看下图：

国家来计划定价，由电网来统一采购电力，并制定目录电价，同时让工商业补贴给居民，来确保居民用电较低的价格。

好处是什么呢？造福人民， 人民用电成本低，用电不用深思熟虑。坏处是什么呢？工商业补贴居民用电，导致工商业电价高，生产成本高，最终还是会转嫁给消费者，另一方面也导致居民用电存在随意浪费的现象。当然更重要的是，电力作为一类商品，供需的直接关系被割裂，价格杠杆被削弱，不利于电力资源的科学配置。

有人就要说了，那干嘛不完全放开电力市场化呢？让市场来自动调节不就好了吗？

原因有两个：第一，考虑历史的进程，任何改革都需要过程，不可能一蹴而就，否则会引发大规模的混乱。第二，不能完全放开市场化，国家宏观调控必须存在，否则会出现其他国家在特殊时刻离谱的电价，导致居民用电都用不起。比如发电企业统一提高电价，居民又没得选，只能接受。

其实我们换到通信行业来比较就能更好的理解。移动，联通，电信是国家强制分拆后，让他们形成竞争，为大家提供通信服务，由于他们都是国企，由国家来管控，所以他们才能执行较低的价格，比如李克强总理在前几年一直喊话，降低通信资费，流量费，各大运营商服从命令执行，从而也推动了4G和移动互联网的发展，让大家可以安心的开着4G刷抖音。如果换做是民企，那就不管用了。

电力市场也类似，发电企业目前也都是国企，只不过没有像运营商之间那种直接的竞争，没有直接面对终端消费者，电力采购类似计划经济，因此存在较大的问题，但改革并没有停止，未来的方向肯定是要向通信行业接近的。

其实改革很早就开始了，2015年，第二轮电力体制改革启动，我们提出了“管住中间，放开两头”的总体架构，有序放开竞争性环节电价，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，让电力回归商品属性。到现在有六年的时间，这六年是一种探索，探索双轨制，也就是上图中的计划电量和市场电量并存的状态。

一部分的电沿用原来的定价方式，给不愿意或者不方便进入市场交易的用户，电源侧的价格执行煤电基准价或其他电源形式标杆价，总之就是政府定价。用户侧的价格沿用对不同用户的目录电价，也是政府定价。这部分电由电网公司统购统销。价差空间就是电网公司的盈利空间。

另一部分电进入市场交易，电源与用户直接讨价还价，确定一个交易价格，签订合同。政府给电网公司核定一个输电价格，每送一度电，给你多少钱，电力交易价格与电网公司无关，用户的用电成本，就是给发电厂的交易价格，加上给电网公司的输电价格。

经过六年的实践，有些小矛盾，小别扭，但整体还是能执行下去的，到了今年煤价暴涨，发电厂快扛不住了，计划轨无法再执行下去，这就像一剂催化剂，直接推动国家下定决心来放开价格，打开市场化的局面。因此工商业取消目录价格，除了居民和农业外的用电全部进入市场，才能真正解决当下的问题。

但我们毕竟是社会主义国家，人民的利益是要绝对保障的，因此通知里强调了“鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。”“在保障民生的前提下稳步推进电力市场化改革。”改革是需要的，但是有一条底线，就是保障民生，惠及小微企业。我们政府是多么有爱啊。

同时，因为有上浮20%的限制，电价涨幅也是可控的，仅仅是让发电厂稍微好过一些，度过当前的难关，因此最终传导给用户的电价仅仅是微涨。但是不涨是不行的，市场经济规律作用下，价格由供需来决定，价格是从上到下自然传导的，这个不可违背。

影响必然是有的，而且是深远的。

比如发电企业就将面对直接的市场竞争，优胜略汰，就要思考如何降低发电成本，保障优质电力供应，不能在混混中过日子。

比如国家电网就不再是冤大头，不用来为改革兜底，纯粹的保障输配电，甩掉包袱，轻车上阵。

比如工商业可以有多样化的购电选择，终于享受到当上帝的感觉，说不定未来还可以“充电费，送汽车”

那我们普通大众呢？未来的电价肯定不会像现在这么便宜，物价都在每年上涨，何况是电价，加上电力市场的改革，电价更反映供需关系，肯定也会刺激价格的变化。但有一点可以放心，绝对不会暴涨，也不会出现欧美那种飙升的价格和离奇的价格。

对于行业而言，也产生了新的机遇。比如售电公司，就像一个批发商，从发电公司批发电力，服务终端用电客户。毕竟终端客户直接面对发电公司明显是议价权不足，要被欺负的。那么未来售电公司谁能高效地整合用户资源和需求，更好的售电方案和服务，谁就有机会成为行业大佬。

小编是做储能行业的，电力市场的改革，对储能也是利好的。毕竟储能电站就是一个个虚拟电厂，也是可以参与电力交易的，储能就可以多一种盈利的方式。

电力是现代社会不可或缺的能源，随着双碳目标的不断逼近，清洁能源的不断增加，电力行业还将面临不断的改革和变化，但未来肯定是美好的。电力更清洁，价格更合理，我们的环境也将更美好。改革真正开始，同志们仍需努力！

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