2002年，以《关于深化电力体制改革若干问题的通知》为标志的国发5号文，拉开了中国第一轮电力体制改革的序幕，实现了厂网分开，打破了电网独家办电的格局。2002年至2013年电力体制改革十年来，我国经济发展和电力需求持续增长，全国电力供需形势总体呈现供不应求的局面。可以说，电力供应形势紧张是电力市场化改革进程缓慢的主要原因。
2014年以来，受宏观经济形势下行的影响，全国电力供应形势从紧张转为宽松，2015年全国煤电机组平均利用小时数仅为3920小时，创下近20年最低纪录。2016年全国装机已超过15亿千瓦，装机的增长速度已连续三年超过电量的增长速度，电力行业出现了产能过剩。可以说，经济新常态和电力行业产能过剩是新一轮电力体制改革顺利推进电力市场化改革的契机。
国家推进新一轮电力体制改革的路径和目标
2015年3月15日，中发9号文——《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》的出台，标志着新一轮电力体制改革的开始。新一轮电力体制改革中，国家强调的是顶层设计，可以说9号文是总设计方案，对新一轮电力体制改革作出了总体部署，国家发改委、国家能源局《关于推进输配电价改革的实施意见》等6个配套文件是施工图，各省区的电力体制改革试点都要在这个框架下进行。
9号文提出了深化电力体制改革的总体思路和基本原则，明确了近期推进电力体制改革的重点任务。突出“三放开，一独立，三强化”，即按照“管住中间、放开两头”的体制构架，有序放开输配以外的竞争性环节电价；有序向社会资本开放配售电业务；有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。建立相对独立、规范运行的电力交易机构，形成公平规范的电力交易平台；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
在组织实施方面，国家要求整体设计、重点突破、分步实施、有序推进、试点先行。这说明国家推进电力体制改革是慎重的，稳妥的。2015年国家发改委批复综合试点省份有贵州省、云南省和山西省，2016年新增了广西壮族自治区,之后又增加了北京、海南等11个试点。输配电价试点是深圳市、内蒙古西部、安徽省、湖北省、宁夏回族自治区、云南省和贵州省，2016年输配电价试点省份已达18个，拟于2017年全面实行输配电价。售电侧改革试点是重庆市和广东省，但全国售电市场积极性很高，截至2017年1月底，全国已在工商注册的售电公司6389家。2016年10月8日，国家发改委、国家能源局又出台了《售电公司准入与退出管理办法》、《有序放开配电网业务管理办法》，推进了售电侧改革的进程。可以说，新一轮电力体制改革是以市场化改革为标志，通过实施电力市场改革降低社会用电成本，这也是供给侧结构性改革的重要内容，是能源领域市场化改革的重大突破。
2017年2月22日，全国电力体制改革座谈会在昆明召开，这个会议是国家电力体制改革的阶段性总结，也释放了国家2017年电力体制改革的最新信号，明确了2017年电力体制改革的思路——四个有序加快：一是有序加快放开发用电计划；二是有序加快放开配售电业务；三是有序加快放开市场定价；四是有序加快放开交易机构交易业务的覆盖范围。四个规范：一是规范输配电价；二是规范优先发电权和优先购电权计划；三是规范自备电厂；四是规范局域网。四个加强：一是加强电力交易机构建设；二是加强电力行业综合监督；三是加强电力行业的信用建设；四是加强市场信息共享。
新一轮电力体制改革的标志是电力市场化改革
电力体制改革前后，电力购销模式发生了根本性改变。电力体制改革前是电网企业统购统销，电网企业既是买家又是卖家，向各发电企业购电、向各类电力用户售电，上网定价和销售电价均执行政府定价，以电力购销价差为其主要收入来源。发电企业只与电网发生买卖关系，市场营销相对简单。由于电力供需形势总体供不应求，第一轮电力体制改革市场化进程推进比较缓慢，只是在吉林、四川、湖北、广东等个别省份进行了大用户向发电企业直购电的试点，东北、华东等电力市场的试点也以失败告终。
新一轮电力体制改革后，将逐步转变为以市场化交易为主的电力购销模式。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电不进入市场、继续执行政府定价外，其余用电将逐步进入市场，通过市场化交易发现并确定电力价格。在电力市场化交易中，电网企业将无歧视公平开放电网，其主要收入来源为政府核定的、以“准许成本加合理收益”核定电网公司的输配电价；发电企业和电力用户通过相对独立的交易机构开展直接交易，自主确定交易价格，实现电力购销由政府定价向市场定价的转变，通过市场建立价格形成机制，从而还原电力的商品属性。所以说，市场化改革是新一轮电力体制改革的标志，旨在发挥市场在资源优化配置中的作用。
在市场化竞争中，目前电力产能过剩，市场低迷，企业间竞争激烈，在这种情况下电力交易价格将会下降，而当电力供需形势紧张、电力供应能力有限的情况下，电力交易价格也应该能够反映电力供需的变化，不应该只降不升。由市场供求关系来决定交易价格才是真正的市场。
贵州推进电力市场化改革试点的成效
推动电力市场化改革创新，实现全国首创“五个第一”
2014年以来，面对宏观经济下行、贵州省内稳增长压力的不断加大，贵州电网公司多次向贵州省政府建议，尽快组建贵州电力交易中心、推进电力直接交易，率先在全国开展“先行先试”。2015年2月，在9号文出台前，贵州电网公司经贵州省政府批准，成立了全国首个电力交易中心，开始推进大用户与发电企业的直接交易。
9号文出台后，贵州按照电力体制改革试点工作方案，于2016年3月28日率先在全国建立了首个相对独立、规范运作的多股东有限公司制的省级电力交易中心，随后，成立了全国第一家省级电力市场管理委员会并制定了章程，出台了全国首个电力市场交易规则《贵州省电力市场交易规则》。贵州电力交易中心结合电力市场交易系统建设，在全国首创了电力交易指数，为政府经济运行决策提供参考。同时，贵州还成立了综合试点省份第一家注册资本最多、供电面积最大、有民资和外资参与的混合所有制的贵安配售电公司。这些都是贵州推动电力市场化改革不断创新的重要标志。
着力培育市场主体，不断完善电力市场交易机制
为了提高各市场主体对电力市场化改革的认识，培育市场主体，贵州电力交易中心组织专家，对发电企业、电网企业、电力用户和售电公司共计1200人次进行了电力市场化改革解读、交易规则宣贯和交易系统业务培训，为推进电力市场化改革和培育市场主体奠定了基础，得到了市场主体和政府有关部门的高度评价。
逐步扩大市场规模，有序推进电力市场化交易
2015年，贵州电力交易中心在组织开展年度双边协商直接交易的基础上，相继推出集中竞价、挂牌等交易模式，完成交易电量172.42亿千瓦时，占省内售电量的20.4%。通过电力直接交易，减少用电企业电费支出10.17亿元，保住大工业用电量100亿千瓦时，有效促进了市场各方互利共赢，释放了改革红利，取得了改革经验。
2016年，贵州电力市场交易范围和交易规模进一步扩大，报装容量1000千伏安及以上的非公益类工业用户进入市场交易。全年市场化交易电量400.24亿千瓦时，占省内售电量的45%，占大工业电量的81.6%。通过电力直接交易，减少用电企业电费支出50.66亿元，新增大工业用电量31亿千瓦时，保住大工业用电量160亿千瓦时，省内售电量同比从年初预计负增长2.3%到同比增长5.4%，释放了供给侧结构性改革红利，有力支持了贵州工业经济的发展。
2017年，面对电煤价格高涨、发电企业成本增加等因素造成的严峻的市场环境，贵州电力交易中心在年度双边协商交易中组织了多方协调、多轮宣贯，力促交易各方达成一致。截至目前，全省市场化交易签约电量已达270.14亿千瓦时，1～4月集中竞价交易成交电量7.46亿千瓦时。另外，电解铝行业用户正在与发电企业进行双边协商，预计交易电量143亿千瓦时。
严格执行电力市场交易规则，强化诚信体系建设
贵州电力交易中心严格执行电力市场交易规则，维护市场秩序，强化市场主体诚信体系建设。在开展市场化交易的过程中，密切跟踪直接交易用户欠费情况，通过对直接交易欠费用户下达中止市场交易预通知等方式，有力扼制了大用户欠费的势头。2016年对直接交易欠费用户共下达中止市场交易的预通知66份，帮助追回当年所有直接交易欠费共计4.35亿元，实现参与直接交易的大用户电费年结零，保障了发电企业和电网企业的合法权益。
为切实提高交易合同履约率，2016年贵州电力交易中心对单月合同履约率低于50%的电力用户下达了551份中止市场交易的预通知，并经授权对严重失信的20家电力用户中止市场交易，使得省内直接交易合同履约率达到81%，比2015年提高17个百分点。2017年，贵州电力市场化交易工作实施方案更加注重市场主体的契约精神，有关条款对市场主体的违约责任作出了明确规定，贵州电力交易中心均予以严格执行，一季度直接交易合同履约率进一步提高到96%。
建立完善电力市场交易系统，进一步提高交易效率
贵州电力交易中心按照“依托互联网，运用大数据”的原则，搭建了一套公开透明、功能完善的电力市场交易系统，2016年1月完成了系统招标和功能设计，3月底完成开发并进入系统试运行，4月21日举行了系统投运仪式。经过试运行期间的功能完善和优化，贵州电力市场交易系统于7月11日正式向各市场主体开放市场成员管理、交易管理、合同管理、交易结算等主要功能模块。
贵州推进电力市场化改革试点中需要关注的问题
市场主体缺乏契约精神，亟需建立违约惩戒机制，完善诚信体系建设。由于市场主体信用体系还有待完善，对市场主体行为约束不够，出现虚报签约电量、合同签订不规范、用户和电厂变更合同比较随意等情况，增加了电网安全校核、交易结算和电力电量平衡的难度。因电力用户未完成合同计划用电量致使合同履约率低，2016年有649户次合同履约率连续两个月低于50%，16户累计合同履约率为0。同时，个别直接交易用户存在拖欠电费的情况，损害了电网和发电企业的利益。
电煤供应问题影响发电企业参与交易的积极性，供需双方期望的交易电价差距较大。2016年四季度以来，贵州省内电煤供应严重不足，致使电煤价格大幅上涨，增加了发电企业的生产成本。受此影响，发电企业参与2017年市场化交易申报的交易电价普遍较高，而电力用户由于产品市场低迷等原因，所期望的交易电价相对较低。供需双方的市场博弈进一步加剧，致使2017年度双边协商交易中，电解铝行业用户与发电企业签订交易合同的过程异常艰难，其余用户到2月中旬才完成合同签订，已开展的集中竞价交易虽然申报电量大，但成交电量较小。
输配电价中的分电压等级线损电价尚未出台，影响市场化交易工作的开展。贵州2017年电力市场化交易已经开始，年度双边协商交易除电解铝行业未签约外，参与的用户数量和签约电量均远超2017年电力市场化交易工作实施方案的预期，集中竞价交易也正在按计划开展。但是，目前贵州输配电价中的分电压等级线损电价尚未出台，各电压等级暂时均按输配电价综合线损率4.38%收取，对电力用户不公平，将影响用户在参与市场化交易时准确预估成本和准确报价。
对推进电力市场化改革的思考与建议
坚持契约精神，健全市场主体信用体系，进一步规范市场秩序。完善通报制度和违约补偿规则，倡导在合同中明确违约补偿责任，对售电公司收取保证金等。建立守信激励和失信惩戒制度，设立黑名单，解决合同履约率低、拖欠电费、交易手续费缴纳不及时等问题，并推动市场主体信息披露规范化、制度化、程序化。初步建立市场主体信用评价机制，量化信用评价指标，加强诚信体系建设，规范市场主体交易行为。
充分发挥市场管理委员会的作用，促进市场各方共同推进电力市场化改革。在电力市场化改革试点初期，需充分发挥电力市场管理委员会的作用，制定和完善章程及各项管理制度，严格执行并落实电力市场交易规则，促进市场各方共同推进电力市场化改革。在建立长期双边市场交易的基础上，根据市场需求以集中竞价等方式开展临时交易，适时推进现货交易，丰富交易品种，建立和完善电力价格市场形成机制。
鼓励市场主体建立电力交易价格联动机制，促进市场各方互利共赢。针对电煤价格上涨影响发电企业参与市场化交易的积极性，以及用电企业产品市场价格波动影响其交易合同履约率等问题，从市场各方共生共存、抱团取暖的角度出发，鼓励市场主体建立与电煤、用电企业产品价格联动的电力交易价格，促进市场各方利益共赢，风险共担。
总结试点经验，分析存在的问题，提出以下建设性意见：国家相关部委应在一个改革年度结束时，及时组织总结电力体制改革综合试点省份所取得的经验，高度关注和认真分析电力市场化改革过程中出现的问题，提出建设性的意见和建议，及时纠偏，为国家有序推进电力市场化改革提供参考和决策依据。
