本报记者 王轶辰

在放开发电计划和发售电价格后，电力体制改革要完成由计划模式向市场模式的转变，迫切需要为激发市场成员参与市场的积极性创造条件，让市场“活”起来。大用户直购电交易将成为一个重要的突破口，剩余的市场份额再在所有发电企业中公平分配。在电力供求紧张的时期，应优先保障通过市场交易形成的合同履行

自2002年实施以“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”为主要目标的电力体制改革以来，我国已初步建立起多元化的电力交易主体，为开展电力市场竞争提供了合理的市场主体格局。

2015年，在“还原能源商品属性”的顶层设计思想指导下，《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》颁布，标志着中国电力改革再起航。新一轮电力体制改革方案破解了我国推进电力市场化改革的重大难题，指明了电力市场化改革的方向。仅就目前来看，一些关键领域如何落实仍然需要进一步细化，并制定科学的政策方案。为此，《经济日报》记者专访了清华大学电机系教授夏清。

记者：改革初期，市场交易机构由电网公司的交易中心负责运行，如何确保其有效地“相对独立”？

夏清：改革初期，广大市场成员对交易机构的独立性心存疑虑是很正常的。因此，需要开展制度层面的设计。其一是建立科学的信息披露机制，交易机构必须向市场提供证明其交易独立性的信息支持；其二是建立一个由行业专家组成的专业化第三方监管机构，负责对市场规则、市场组织、交易行为、争议处理等问题进行调查与仲裁，以保障电力交易平台的公信力。没有完善的制度保障，即使交易机构完全从电网公司中独立出来，也难以保证交易的公平性，权力失去了制度的制约，必然给寻租留下漏洞。

记者：价格问题是新一轮电改的核心问题，也是市场参与者最关心的问题，如何制定科学的输配电价格机制？

夏清：公众对输配电价关心的焦点是如何核定准许成本。深圳输配电价改革方案中提出了要进一步研究如何确定准许成本的科学方法。为实现这一目标，其一，要推进电网企业的主辅分离，提升电网企业成本的透明性，防止利润在多级法人之间通过关联交易转移；其二，要公开重大设备的运行效率，甄别是否存在无效或低效投资；其三，要根据社会的融资成本、通货膨胀率、大宗商品的价格测算参考输配电价格，为建立基于绩效的输配电价机制提供科学依据；其四，要在发电与用电市场相对成熟后，建立输电权交易市场，通过输电用户的市场竞争，发现重要输电通道的输电价格，输电定价是能够市场化的。

记者：发电计划和发售电价格放开后，应如何激发市场成员参与市场的积极性？

夏清：在放开发电计划和发售电价格后，要完成由计划模式向市场模式的转变，迫切需要激发市场成员参与市场的积极性，让市场“活”起来。

让市场“活”起来，大用户直购电交易是一个重要的突破口：对发电企业，应优先鼓励通过与大用户直接交易获得市场份额；对大用户，也优先鼓励通过与发电企业直接交易获得质优价廉的电能。剩余的市场份额再在所有发电企业中公平分配，并按照政府核准的上网电价和输配电价格结算。另一个需要注意的要点是，在电力供求紧张的时期，要优先保障通过市场交易形成的合同履行。

这套机制能够有效培育市场，加快推进我国电力市场化的改革进程。

记者：新一轮电力体制改革对于新能源发展是重大机遇，如何以市场方式促进新能源消纳？

夏清：在推进市场化改革的今天，不能以计划的方式促进新能源消纳，而应以市场的方式来解决问题。

具体来说，其一，要采用配额制的新能源消纳模式，政府不再直接对新能源定价，而由市场发现价格；其二，激励发电企业与大用户直接交易，以价格信号引导、激励大用户以友好的方式用电，提升发电企业电网消纳新能源的能力；其三，要建立灵活的市场，通过分时电价激励发电企业主动进行调峰，激励大用户“移峰填谷”；其四，要建立辅助服务市场，应对新能源发电的波动，以市场化的方式发现辅助服务的真实价格。