火电依然是主体！细数六轮电改那些事！

新中国成立以来，特别是改革开放以来，人们认识到电力是国民经济的先行官，因而坚持适度超前发展的原则。从上个世纪八十年代电力极度短缺，到现在电力供应平衡有余，将近四十年，我国电力发展速度惊人，电源、电网、用户规模惊人，电力技术进步和管理水平提升惊人，发电方式、电力体制和电价也经历了不断的改革。

火力仍是我国主要发电来源

过去的几十年，以燃煤为主的发电装机为中国经济的飞速发展提供了动力，但这种方式带来的环境成本现在却变成了棘手的难题——这既包括地方空气质量的问题，也有对气候变化的长期系统性威胁。

中国最大的火力发电厂

自21世纪初以来，中国已将调整电力供应结构作为电力系统优化的工作重点，其主要目标是逐步减少煤炭在电力装机中所占比例，并增加可再生能源、天然气和核电装机。“十三五”规划提出了一系列约束性指标，如:2020年将煤炭份额减少到58%，除化石燃料以外的其他发电形式的发电量在能源消耗总量中的占比达到15%。中国持续为可再生能源制定雄心勃勃的目标，可再生能源装机因此在过去十余年中得以高速增长。

3月15日下午，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央财经委员会主任习近平主持召开中央财经委员会第九次会议，明确构建以新能源为主体的新型电力系统将成为中央经济工作瞄准的重点，这意味着需要光伏、风电等新能源发电量的大幅提升才能匹配其主体的地位。

尽管新能源发电已经成为趋势，国际能源网记者查询近20年发电情况发现，虽然火力发电的占比在逐年减少，但火力发电仍是我国主要的发电来源。

电力体制改革持续推进

电力行业是国民经济众多垄断行业中较早实施改革的行业之一。电力行业改革，目的有二，一是电力行业的发展需满足经济和社会的需求，这就要解决电力投资来源问题；二是不断提高从电力建设、生产到消费的效率，提高效率最有效的手段是引入竞争机制。需求驱动实施了第一次围绕投资体制的改革，效率驱动实施了第二次和第三次围绕建设竞争性市场的改革。所以，从这个意义上讲，过去四十年，电力体制改革实质上应该是进行了两次，其中第二次和第三次本质上是一次改革的两个步骤。

第一次，投资体制改革。改革开放后，随着经济的发展，对用电的需求猛增，电力需求与供应能力的矛盾，即电源不足的矛盾、电网薄弱的矛盾，成为电力发展的主要矛盾，并严重制约国民经济的发展。其中，电源不足是矛盾中更为主要、更为直接的方面，因此也更引起人们的关注。造成电源不足的主要因素，是电源投资不足。电源投资不足的主要原因是依靠财政投资，渠道单一、资金短缺。所以，电力行业的第一次大改革，就是电力投资体制改革，核心思想是引进外国资本、鼓励民间资本投资建设电源。这次改革比较成功地解决了电源投资资金来源问题，极大地促进了电力特别是电源的发展。1978年，全国电力装机只有5712万千瓦，到2001年底，全国各类电力装机已经达到33849万千瓦，其规模已经跻身世界第二。

第二次，厂网分离改革。1997年，中国经济经过多年的快速发展，进入调整阶段，特别是当年又遇到亚洲金融风暴。经济增速放缓，电力需求也一度回调，全国电源装机和发电能力出现小幅的剩余。政府、学界，甚至行业内，都认为我国电源已经较为充裕。在这样的背景下，有关部委做出了三年停建电源的决策。同时，为了提高电力行业的效率，以西方经济学原理为指导，参照西方发达国家电力市场建设的经验，在国内也开始试点建设竞争性电力市场。然而，真正触发这次改革并决定改革方向的导火索，一般认为是二滩水电站建成后存在的电力上网问题。此后，电力体制改革决策的速度明显加快，在2002年，国务院出台5号文件，明确按照“厂网分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为七，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团。

第三次，配售分开改革。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》(即9号文件)印发，开启了第三次电力体制改革，当年，六个配套文件也相继出台。这次改革是上一次改革的进一步深化，核心思路是在电力生产、运输、交易、消费产业链条上，对自然垄断部分实行管制;对非自然垄断部分予以放开，引入竞争机制。基本内容是打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，推进建立相对独立规范运行的交易机构，最终形成管住中间、放开两头的体制架构。同时，在增量配电网领域，引入社会化资本投资。距中国新一轮电力体制改革，已走到第6个年头。新一轮电力体制改革为消费者解决了电费负担，还在一定程度上打破了电力统购统销模式。

电价市场化改革迎来里程碑

电价改革，是中国“电力体制改革”的一部分。一方面，价格改革具有基础性、前置性，没有独立的输配电价，电力市场难以有效运转，没有电价部门参与，电改进程中的混乱势难避免；另一方面，硬件决定软件，没有合理的企业运营模式，市场竞争格局、行业监管体系，电价改革亦难以到位，或者说失去意义。

我国电价改革主要分为六个阶段：

第一阶段：两部制电价

（1978~1985年）

这个时期，我国刚刚经历文革，百业待兴，电力工业发输配售电一体、装备差、可靠性低、缺电严重、发展资金不足。为确保宝贵的电力资源用到国民经济发展的“刀刃”上，电价政策在稳定总体价格水平基础上，持续推动结构性改革，促进提高电力使用效率：引入国际普遍采用的两部制电价，激励用户提高用电负荷率，扭转了用电效率过低局面；出台功率因数调整电费办法，促进无功就地补偿；推广具有分时功能的电表，试点峰谷电价、季节电价，促进削峰填谷。通过一系列“组合拳”，发用电效率效益均显著提升，有力支撑了改革开放初期经济社会发展。

第二阶段：还本付息电价

（1985~1997年）

80年代中期起，我国经济高速发展，各地均出现了严重的“发展等电”问题。为调动各方办电积极性，特别是鼓励社会资本投入到电力行业，政府放松上网环节价格管制，引入“还本付息电价”，核定能够覆盖融资成本、保障协议利润的上网电价、销售电价。还本付息电价政策的实施，充分调动了社会力量办电积极性，地方自筹和利用外资筹集的电力建设资金占比显著提升，促进了电力工业快速发展，缓解了供求矛盾。1985—1997年，全国发电装机容量增加2.92倍、发电量增加2.76倍，同时我国电力企业管理水平也得到较大提升。

第三阶段：经营期电价

（1997~2002年）

1997年亚洲金融危机爆发，我国电力需求矛盾有所缓和，为调整电价政策提供了窗口期。上网电价方面，进一步突出投资主体的经营责任，将还本付息电价改为经营期电价，按经营期统筹考虑运营成本、税金与合理利润，既有利于引导投资，又抑制电价水平过快上涨。销售电价方面，实施了农电“两改一同价”改革，将农网经营成本在城乡用户中共同分摊，将之前农村普遍度电1元以上的价格降低到0.56元左右，极大提高了农村地区安全可靠经济用电水平，为后续村镇经济腾飞提供了电力保障。

第四阶段：标杆电价

（2002~2014年）

2002年，国务院出台《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5号文），电力工业实现了全面的厂网分开、主辅分离。2005年，《电价改革办法》印发，燃煤机组上网电价形成机制由事后定价改为事前核定标杆电价，显著提升了投资效率。随后，标杆电价推广到风电、光伏、核电、生物质发电等领域，“一厂一价”历史终结。出台了征收可再生能源电价附加和上网电价退坡相结合的补贴制度，极大地促进了我国可再生能源的发展。至当前，我国新能源装机（含风电、太阳能发电）已超越水电，成为第二大电源；太阳能装机已接近风电；西藏、青海、四川清洁能源装机占本地电源总装机比例超过80%。

第五阶段：输配电价

（2015年~2021年）

2015年，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发9号文），确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。我国电价工作按照9号文要求，建机制、推改革，成效斐然。一是形成了完整的输配电价体系。先后印发跨区专项输电工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网的定价办法，构建了科学的独立输配电价制度体系，核定了各级电网输配电价水平，适用于所有类型的电力市场化交易。输配电价改革成为我国首个全面完成的电力体制改革专项任务。二是有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。推动上网、销售环节政府定价快速向市场定价转变，促进了电力资源优化配置。

第六阶段：分时电价

（2021年至今）

早在6月份，发改委就表示，我国的居民用电比较便宜，工商用电成本过高，今后将会调整电价制度，降低企业交叉补助。因考虑我国的居民用电水平偏低，再加上能源浪费，发改委颁发了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中指出各地要完善分时电价机制，科学划分峰谷时段，确定峰谷价差，建立尖峰电价机制。此次完善，要按程序推广居民峰谷电价机制，逐步拉大峰谷电价价差，引导居民用户在高峰时段少用电、低谷时段多用电。但值得注意的是，中国国家发展和改革委员会此次宣布上浮尖峰电价，使电力行业得以将更多的实际成本转移至终端用户，我国电价市场化改革迎来新的里程碑。

素材来源： 洛奇马的能源转型日记、能源研究俱乐部、中国电力新闻网等

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2021江苏光伏产业发展论坛！

时 间：9月15日全天会议（执行疫情政策）

2021年9月14日下午14:00-21:00、9月15日上午8:00-8:30 报道

指导单位：江苏省能源局、江苏省工信厅、江苏省乡村振兴局

主办单位：江苏省光伏产业协会

承办单位：国际能源网、国际太阳能光伏网、光伏头条

协办单位：无锡新能源商会、江苏省综合能源服务专委会、电力企业、分布式参与单位

会议地点：江苏南京

会议主题：崭新挑战·重大机遇

参会嘉宾：国家能源局，国家发展改革委能源所，水电总院，中国可再生能源学会，江苏省能源局、省工信厅、省乡村振兴局及其部分市县级主管部门的领导，以及高等院校、科研机构的专家学者，电源、电网、EPC、金融机构、光储企业的一线管理者和代表等。

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