“十四五”启幕，新一轮电改正式进入全新的五年发展期。
2016年，国家发改委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划》（以下简称《规划》），为新一轮电改阶段性发展划定“考试大纲”：组建相对独立和规范运行的电力交易机构，建立公平有序的电力市场规则，初步形成功能完善的电力市场，深入推进简政放权。
五年电改，探索不少，成果颇多，基本的计划制度已生巨变，但其中也裹挟着复杂的矛盾和博弈，“管住中间，放开两头”仍在落实中艰难前行。
“十三五”电改目标完成如何？取得了哪些宝贵经验？展望“十四五”，蹚进“深水区”的电改还要啃哪些“硬骨头”？
交易机构股改提速
独立运行仍待时日
在2015年新一轮电改确定的“三放开、一独立、三强化”总体思路中，“一独立”即为“推进交易机构相对独立。《规划》开宗明义地提出，组建相对独立和规范运行的电力交易机构。过去五年，国家发改委、国家能源局多次发文敦促电力交易机构独立，并将“相对独立”表述为“独立”，以打破电网企业绝对控股的局面。
2020年2月，国家发改委、国家能源局发文明确，2020年上半年，北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。
记者了解到，截至目前，全国30多家电力交易中心电网的持股比例均降至70%左右，虽未达成《规划》目标，但股改步伐明显提速。北京产权交易所最新披露，国家电网公司和南方电网公司的股权占比将分别被控制在45%以下和39%。
北京鑫诺律师事务所律师展曙光表示，电力交易中心只有实现人、财、物独立，才能摆脱电网公司既当“裁判”又当“运动员”的现状，其自身才可能在电力市场中发挥更大作用。
输配电价趋于合理
交叉补贴依然无解
上述《规划》表示，2017年底前，完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价，逐步减少电价交叉补贴。
2020年9月，国家发改委印发《关于核定2020-2022年省级电网输配电价的通知》和《省级电网输配电价定价办法》，并于今年1月1日起执行。历经两轮输配电价核定，输配电价取得一定成效。从数值调整上看，降多增少；在用电类型上，两部制用电调整多于一部制用电；在电价构成上，新的省级输配电价构成更加合理。
美中不足的是，在备受关注的交叉补贴问题上，仍无具体解决路径。对此，中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟表示：“输配电价改革既要解决信息不对称问题，实现成本信息的准确有效披露，又要实现输配电价的切实落地， 目前有关电网企业的监管参数建设相对薄弱，亟需加强。”有业内人士指出，现有输配电价体系中，竞争业务与非竞争性业务的账本仍处“一锅烩”的混乱局面。
辅助服务市场启动
交易机制不尽合理
辅助服务是维护电力系统安全稳定运行必不可少的重要保证。《规划》指出，要建立健全的电力市场体系。2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。截至2019年底，电力辅助服务市场机制已在东北、华北、华东、福建等14个地区和省市启动。
华北电力大学经济管理学院教授袁家海指出，随着新能源大规模并网，电力系统调节手段不足的问题日渐凸显，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。“目前，我国辅助服务产品单一，调峰不应属于辅助服务，辅助服务费用分摊机制不尽合理，产品定价交易机制也不健全。”
袁家海认为，长远看，通过不同时段的价格信号来引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力，是最经济的方式，也是能够合理化不同机组辅助费用、降低终端用户电价的唯一举措。未来，辅助服务市场改革应向其定义还原，不能先于电力市场建设。“近期来看，需要详细评估每种类型机组提供辅助服务的能力，适当增加爬坡、系统惯性类交易品种，同时在现货市场试点的省份适当开展竞价模式选择承担主体。”
现货市场不及预期
深化改革任重道远
“无现货不市场”已是业内共识，但现货市场建设阻力颇大。
在冯永晟看来，现货的作用不能用“量”大小来衡量，类似心脏重量与身体体重相比，比重不大但重要性不言而喻。“现货市场的作用，在于发现电力的真实成本，现货价格是整个电价体系的核心。”
《规划》指出，2018年底前，启动现货交易试点；2020年全面启动现货交易市场，研究风险对冲机制。
2017年，国家确定8个电力现货市场建设试点地区，截至目前基本都已开展了全月结算试运行。但电力价格双轨制与市场化“水火不容”，导致不平衡资金出现，引发现货市场 “阵痛”。
不久前，安徽、江西、陕西先后发布征求本省电力现货市场建设方案的文件，标志着2021年国内开展电力现货交易的省份持续扩容。虽然短期的试结算暴露了市场设计、配套制度等多方面的问题，但结果证明，电力现货市场替代计划调度制度在我国具备可行性。业内专家普遍呼吁：双轨制问题若不解决，现货建设恐将面临更多“大考”，甚至影响电改成败。
发用电计划逐步放开
电力市场交易待破冰
《规划》明确，有序放开发用电计划，并给出了明确的时间表，2020年前逐步取消优先发电权以外的非调节性发电计划。
一位不愿具名的业内人士指出，现行优先发用电制度的制定出于以下考虑：保证居民、农业和公益性事业等用电价格不变；保证国家指令计划和政府间协议的执行，比如外来电；保证电源侧行业政策延续，例如保障可再生能源全额保障性收购，保障核电基荷运行；保障涉及民生政策的供暖不受市场影响。“现行优先发用电制度实质上形成了电力市场的双轨制结构，阻碍电力市场建设。”
2020年5月，国务院出台《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》再次提出，有序放开发用电计划和竞争性环节电价，提高电力交易市场化程度。据了解，截至目前，除了浙江核电参与现货市场交易、山东和广东新能源将参与现货结算外，有序放开优先发用电制度并无实质进展。“实践表明，电力体制改革领域并不适用双轨制，甚至出现严重‘水土不服’现象，有序放开发用电计划迫在眉睫。”
配售电改革初见效
质与量应均衡发展
作为《规划》目标之一，全面推进配售电侧改革广受关注。《规划》指出，2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作。2013年，首批十几家售电公司“入市”，目前注册数量已达万家。但受制于主客观因素，仍未真正开展拥有结算权的售电业务。
国网能源研究院企业战略研究所高级工程师薛松认为，售电市场仍在洗牌，但总体秩序良好、售电主体趋于理性、用户用能逐渐放心，初步完成了售电侧改革任务和目标。“但如何促进售电公司创新更多增值服务，还有待持续探索完善。”
反观配电侧，增量配电改革试点进展缓慢。
华北电力大学国家能源发展战略研究院2020年11月发布的《2020年增量配电发展研究白皮书》显示，四年来，全国分五批次明确了459个试点，在前四批404个试点中，只有202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证（供电类）。展曙光认为，增量配电改革的“棋子”要避免被当作“弃子”，仍需有关部门进一步理顺价格机制，完善配套措施。
评论