电力改革：市场化打通各环节

　　我国的电力供需，尽管全国范围内总体平衡，但地区间电力富余与局部紧张并存。我国常规的电力能源资源主要以煤炭和水为主，其分布和区域经济发展很不均衡：约三分之二的煤炭资源分布在山西、内蒙古、陕西、新疆等西北部地区；约80%的水能资源分布在四川、云南、西藏等西南部地区；中东部及沿海地区的电力负荷占全国的三分之二以上，但能源资源却十分贫乏。
　　因此，2014年全国两会上，以山西为代表的电力“富余”地区，呼吁建立电力外送通道；而来自江西、重庆等电力“紧缺”地区的代表，则希望外来电力助力本地经济发展。
　　然而，长期以来，我国电力工业形成了“省为实体，就地平衡、分区域平衡”的发展模式。近年来，随着我国一次能源与用电需求分布不均衡的矛盾不断加剧，部分区域电网内原有的平衡格局已被打破，跨区域优化配置资源的需求更为迫切。因此，中国能源研究会副会长周小谦建议“构建全国统一电力市场，这样就能够让远水解近渴成为现实。”中国电力科学研究院副总工程师、北京市政协副主席、台盟北京市委主委蔡国雄也认为，与区域市场相比，构建全国统一的电力市场，更符合我国电力发展要求。
　　此外，据蔡国雄介绍，水电、风电、光伏等可再生能源近年来发展势头迅猛。到2015年，全国常规水电、风电和太阳能发电将分别达到2.6亿千瓦、1亿千瓦和2100万千瓦；2020年，风电装机将超过2亿千瓦，光伏发电超过5000万千瓦。从地域分布来看，未来我国新增水电的80%分布在西南地区，风电的85%以上分布在“三北”地区，西北、内蒙古等地区的大型光伏电站占有较大份额。
　　而这些清洁能源富集区的电力需求规模很小，仅靠区域内自身消纳难以支撑清洁能源的大规模开发。到2020年，我国需要跨区外送的水电规模将达到7600万千瓦，外送电量占全国水电总发电量的25%；需要跨区外送的风电规模将达到8000万千瓦，外送电量占全国风电总发电量的40%以上。
　　相对于区域市场，国家市场优化配置资源的潜力更大、效率更高。我国电源分布的区域特征明显，区域内部发电资源互补性差，优化配置空间有限。而区域间由于互补性明显，跨区资源优化配置的潜力很大。煤电为主的华北、华东地区与水电为主的华中地区水火互济效益显著。华北、华东、华中等电力输入地区与东北、西北等电力输出地区，可以在大范围平衡电力供需、调剂余缺。此外，随着市场范围的不断扩大，还可以获得错峰避峰、跨流域补偿、减少备用等综合效益。
　　因此，无论是缓解我国能源逆向分布的矛盾，打破电力供需区域间的不平衡，还是缓解中东部地区持续大范围的雾霾，提高清洁能源在我国一次能源中的比重，都让全国统一电力市场的构建显得尤为重要，更为迫切。
　　需求：引入灵活的价格机制
　　从2014年4月1日起，甘肃省开始执行峰谷分时电价。根据《国家发展改革委关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》要求，《甘肃省电网销售电价说明》对各类电价的适用范围做了十分细致的划分，将电价分为居民生活用电价、大工业用电价、农业生产用电价、一般工商业用电价、趸售用电价等五大类。除农业排灌、趸售用电、行政事业单位、学校等规定部门不实行峰谷分时电价外，其他所有用户均执行峰谷分时电价办法。而省内居民用户在执行居民生活用电阶梯电价的同时，可以自主选择是否执行峰谷分时电价。
　　实行峰谷分时电价将根据用户的月平均功率因数来调整电价，根据计算的月平均功率因数，高于或低于规定标准时，按照规定的分类电价计算出当月分类电费后，再按照“功率因数调整电费表”所规定的百分数计算增减电费，其中基金及附加不参与功率因数调整。
　　电力改革最核心和敏感的问题就是电价问题，而我国的电价改革严重滞后。2003年，作为电力体制改革的配套方案，国务院颁布的《电价改革方案》(国办发[2003]62号)尚未完全贯彻执行。独立的输配电价还未形成，电价传导机制不健全，电价还不能反映资源稀缺程度和电力市场供求关系。特别是“十一五”期间，在煤炭等资源类产品价格大幅上涨的推动下，电价不仅不能反映资源稀缺性和供求关系，甚至不能反映发电成本。