2024年是新中国成立75周年，也是深入实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略十周年。在能源安全新战略的指引下，我国能源发展取得了历史性成就，能源消费结构“底色”更绿，多元供应体系日臻完善，国际能源合作全面开展，特别是在新冠肺炎疫情、俄乌冲突、极端天气等多重冲击下，我国保障了能源稳定供应，在风浪中强健了体魄、壮实了筋骨。
如今，世界进入新的动荡变革期，风险更趋复杂难料，各国围绕降碳目标展开的一系列竞争直接关系到世界经济格局。从长远看，现有能源转化技术和行业管理方式不足以支撑实现碳中和目标，从近期看，平衡能源“不可能三角”只能依靠创新来达到妥协。能源领域创新的范畴，技术装备的创新和体制机制的创新同等重要。面对内外发展矛盾和新趋势，我国持续深化能源体制革命，还原能源商品属性，政府转变监管方式，建立健全法治体系。虽然取得了一定成绩，但需要清醒地认识到，能源体制革命存在“包袱”较重、活力不足、力度不够等问题，在“不进则退、慢进也是退”的局面下，深化能源体制改革刻不容缓。
蝶变瞰十年
能源体制革命交出亮眼“成绩单”
能源体制机制改革是我国经济体制改革的重要组成部分，习近平总书记发出推动能源体制革命“总动员令”后，从夯基垒台、立柱架梁到全面推进、积厚成势，再到系统集成、协同高效，我国能源体制机制改革实现了全方位、深层次、根本性转变，为经济社会高质量发展提供坚强保障。价格是市场配置资源的基本手段，价格改革是中国经济体制改革的两条主线之一，十年来，我国按照“管住中间、放开两头”的改革思路，持续深化新时代价格机制改革，激发市场主体活力。尤其要指出的是，油气、煤炭、电力等重点领域市场化改革向纵深推进，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，健全能源价格形成机制，交出了亮眼“成绩单”。
油气体制改革迈出实质性步伐。2017年国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，被视为新一轮油气体制改革开启的重要节点，文件提到的一大重点改革任务为“改革油气产品定价机制，有效释放竞争性环节市场活力”。经过多年探索，我国油气上游勘探开发有序放开，进口原油“双权”陆续放开，石油天然气交易中心建立，油气主干管网资产整合全面完成，“全国一张网”格局加快构建，管网运营机制改革取得关键进展，管输和销售业务实现分离，油气价格进一步市场化。但即便如此，油气体制机制改革仍跟不上能源转型变革的步伐，如何把市场组织好，合理高效配置油气资源显得尤为迫切。
煤价市场化形成机制不断完善。上世纪90年代，煤炭价格逐步放开并由市场形成，多年来国家也不断完善煤炭市场机制，引导煤炭价格合理形成。但受多方面因素影响，煤炭的市场机制还不完善，加之投机炒作推波助澜，部分时间存在市场失灵的情况。2020年左右，国内煤价飙升，市场保供压力严峻。在此背景下，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），重申充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，并提出煤炭价格合理区间，实现了在合理区间内煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式实现“三价联动”。为了煤炭供给保障和价格稳定，2023年12月，国家发改委发布《关于建立煤矿产能储备制度的实施意见（征求意见稿）》，就建立煤矿产能储备制度向社会公开征求意见。这是我国首次提出建立煤炭产能储备制度，有效完善了已建立十余年的煤炭储备体系。
电力市场化改革全面纵深推进。2015年新一轮电力体制改革以来，按照“管住中间、放开两头”总体要求，我国电力市场化改革不断深化。在“放开两头”方面，2021年，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），建立了“能跌能涨”的市场化电价机制。在发电侧，有序放开全部燃煤发电上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；在用电侧，有序放开工商业用户用电价格，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。在“管住中间”方面，输配电价成本监审工作已连续开展三个监管周期，第三监管周期输配电价第一次真正实现了按照“准许成本+合理收益”直接核定输配电价，电网将首次全面执行输配电价，传统的“购销差价”经营模式已成为历史。在市场建设核心环节，山西、广东电力现货市场于2023年末先后转入正式运行，其他试点地区市场持续完善迭代，非试点地区积极探索实践，总体呈现“全面发力，多点开花”趋势。
碳市场价格发现作用日益显现。经过多年地方碳市场的先行先试，全国碳排放权现货市场于2021年7月16日正式上线交易，目前已经顺利完成了两个履约周期。全国碳市场启动两年半以来，总体运行平稳，市场活跃度逐步提升，价格发现机制作用日益显现。碳市场作为一种新型要素市场，总体还属于新事物，市场形态还没有成熟，存在碳交易多体系并存、交易规模较小、活跃度不高、尚未与关联市场形成高效衔接等阶段性问题。国务院今年公布的《碳排放权交易管理暂行条例》，首次以行政法规的形式明确了碳排放权市场交易制度，发挥市场在碳排放资源配置中的决定性作用。除了电力行业之外，政府正积极推动钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空等高排放行业尽早纳入全国碳排放权交易市场。
面壁图破壁
前进道路上仍有不少“绊脚石”
实践证明，与传统管理体制相比，市场化机制大大地解放了生产力，实现了能源领域的高质量发展，呈现出明显的优越性。能源体制机制改革，取得了一定成效，但仍不能充分适应“双碳”目标变革的需要。按照党的二十大报告的表述，就是“经济结构性体制性矛盾突出，发展不平衡、不协调、不可持续，传统发展模式难以为继，一些深层次体制机制问题和利益固化藩篱日益显现”。问题的出现是时代的声音，也是改革的动因，如何破除体制机制障碍，为能源绿色低碳发展保驾护航，是当前迫切需要解决的问题。
一是市场机制作用发挥不足，复杂性普遍。在资源配置中起决定性作用的为何是市场而不是计划？经济学家薛暮桥在《论中国经济体制改革》一书指出：第一个五年计划时期，在计划管理的300种产品中，真正了解产需情况的只有几十种，其余的是按估计做计划，列入计划后又不准修改，如要修改则需经计委批准，弄得“一个计划，修改一年”。政府并非全知全息，过多依靠行政配置资源已经带来不少要素配置扭曲，比如，效率低下、成本高企，最终导致了社会福利净损失。时至今日，个别地方政府仍然将能源作为完全计划调控的领域，将能源价格视为补贴福利，思维和监管手段仍然停留在计划时代，不接受供需形成的市场价格，笃信行政指令下的人为低价或者控制正常价格上涨以促进经济发展，用以与其他地区经济进行竞争，殊不知这种做法扼杀了代表能源消费革命和新质生产力低能耗、高附加值产品和技术的竞争优势，也阻碍了全国统一大市场的建设。同时，市场失灵的判别门槛太低，将价格波动视为洪水猛兽，一有风吹草动就认为市场失灵。甚至在个别地区，能源逐渐“房地产化”，或替代地产成为地方投资的重要来源。同时，出现了越富裕地区越不愿意承受压力和责任的现象。2022年，在国内电力供需紧张的形势下，出于对电价上涨的担心，浙江暂停了电力现货市场运行。2023年10月，国家发改委、国家能源局发布的《综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）对浙江省电力现货市场建设提出阶段性任务，“浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行。”
二是选择性产业政策趋于僵化，灵活性欠缺。产业政策是一个国家或者区域，为了实现一定的经济和社会目标，而对产业的形成和发展进行干预的各种政策的总和。即使是欧美发达市场经济国家，产业政策也一直在发挥作用。从本质上看，产业政策是一种政府行为，是一种非市场的经济手段。改革开放前，中国绝大部分产业和企业远离全球技术前沿，处在技术追赶阶段的后发阶段，改革开放后，产业政策的一个重要目标是引进、吸收国外先进技术，再将其本土化。特别是“双碳”目标提出后，在产业结构上，确定重点发展产业，比如风电和光伏，并在各种资源配置上对其加以倾斜，尤其是土地和金融。在经济发展基础薄弱、市场经济体制不完善的条件下，政府干预是必要的，能集中资源，在短期内实现某些领域的“赶超”。但是要谨防政策的过激励，促使企业盲目扩张、过度投资，在带来短期虚假繁荣的同时，造成终端电价水平过快上升，影响长期经济的可持续发展，最终在浪潮退去后，出现运营企业盈利能力下降，企业的僵尸化风险也随之增加。我国各类能源技术已经实现了跨越式发展，与欧美发达国家站在同一起跑线探索“双碳”之路，若用产业政策代替市场筛选技术路线，容易滋生寻租行为。随着市场发育的逐渐完善，政府职能应当从经济活动的干预者转变为竞争秩序的维护者。比如前几年，社会上出现的不分国情和发展阶段盲目唱衰煤电甚至“妖魔化”煤电的声音，部分地方采取“运动式减碳”做法，造成电力供应紧张，对经济社会发展造成不利影响；比如用行政手段将煤炭生产集中到晋陕蒙新四省区，买家议价能力下降，各地一刀切，将“大型化”作为先进产能唯一标准，导致各省应急能力下降。
三是省间壁垒顽疾久治不愈，艰巨性突出。所谓“偶件”是指由一对精密配合的元件组成的零部件，以柴油发动机的柱塞偶件为例，其由柱塞和柱塞套组成的一对精密偶件，两者互为配合，完成整个供油过程。经济机制中也存在“偶件”现象，实际上，省间壁垒和指令性计划就是一对偶件，不解决指令性计划（优先发电），永远没办法解决省间壁垒。目前，省内发用电计划已基本放开，但省间优先发用电计划仍然处于“按兵不动”的状态，省间现货市场处于起步初期和增量交易阶段，“保供”和“互济”的要求仍然难以落实，市场概念普及和交易机制尚未成熟完善，由于当前不允许发电主体作为买方参与省间市场，导致部分时段出现电力从高价区运向低价区的现象。如果适当放开限制，允许送端在受端省电力过剩的时段通过购买受端省的电力完成合同，将有利于促进省内省间市场的衔接，实现更大范围的资源优化配置。目前，按照法律法规的授权，各省级政府基本具有电力系统的运行权、规划权和大部分价格管理权限。省行政区内的电力系统发、输、配、用本身就是由省政府来进行设计规划，电力和电量的平衡也是按照省来平衡，外来电量只能考虑国家计划定向送电部分，基本作为年度电量平衡的边界条件，整个电力系统最终的“买单者”是本省的电力用户，这是个必须“管生又管养”的闭环机制，管理者怎么可能不存在“分灶吃饭”的想法和做法呢？同时，相关政策反复强调政府间协议和省政府是保供第一责任单位，省政府作为交易单元参与谈判，也就是变相在强化省间壁垒。比如，在各种以产业政策名义主导的地区间竞争中，地方政府通过各种明补或暗补的方式，奋力拼抢价高税大的重大投资项目，竞相拼比优惠政策的力度，形成不公平竞争和市场壁垒。有明显市场壁垒和地方保护特征的行政区经济现象盛行，严重地阻碍了全国统一大市场的发育和成长。
四是规划缺乏价格机制考量，市场化缺位。长期以来，我国电力规划是依附于计划机制进行资源配置，不同职能部门各自为战，缺乏科学的指导理念和规划方法，导致源网规划不协调、整体规划与专项规划不协调、专项规划之间不协调、中央与地方规划不协调等等。这集中表现在“十二五”和“十三五”期间，电力供求形势发生根本性转变后，电力行业内部面临着严峻的发展困境。归根结底，这些问题的症结在规划体制机制上缺乏经济性考量。比如在市场化电源投资模式中，投资信号以竞争性电力市场传递的价格信号为准，国外成熟电力市场虽然都有统一的电网规划，但却不对电源投资进行统一规划。这种模式对于中国的借鉴意义尤为突出。2023年，我国分布式光伏新增装机9629万千瓦，同比增长高达88%，总装机达253.91吉瓦，电网运行面临潮流、电压、频率的安全挑战。近期，各省公布评估结果显示，超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间，即所谓暂停报装的“红区”。比如，抽蓄和新型储能大干快上、盲目跟风、扎堆立项，已造成用能成本阶段性上涨。2022年，水电水利规划设计总院的统计数据显示，全国新核准抽水蓄能电站48座，总装机规模6889.6万千瓦，年度核准规模超过之前50年的投产总规模。2023年，中国新增投运新型储能装机规模21.5吉瓦/46.6吉瓦时，功率和能量规模同比增长均超150%，三倍于2022年新增投运规模水平，并且首次超过抽水蓄能新增投运近四倍之多，共有超过100个百兆瓦级项目实现投运，该规模量级项目数量同比增长370%。在经济发展承受能力较弱的西部地区，若这些规划全落地，电价要上涨0.1元/千瓦时以上。新能源的规划按规模下限进行，忽略了系统承受能力片面强调消纳，例如，我国某区域调峰市场允许1元/千瓦时的调峰服务被调用，以对等换取相同数量约0.37元/千瓦时的可再生能源消纳，换另一句话说是赔钱或者“烧钱”消纳可再生能源，“不惜代价”式的“指令计划型”消纳，加重了用户负担。火电发电量低估造成煤炭项目开发的缓慢，采储比过快上升。这些都导致社会经济的承载能力与能源转型的进程不相匹配，不符合高质量发展的要求。
征途无穷期
笃行实干续写发展“新篇章”
实现“双碳”目标是事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体的重大战略决策。在全面开启社会主义现代化强国的新征程中，“双碳”目标不仅是站在人与自然和谐共生的高度谋划发展的重要路径，更是中国式现代化战略布局的重要内容。实现“双碳”目标是广泛而深刻的经济社会系统性变革，只有与中国式现代化相结合，才能正确认识其中含义并有效推动相关实践，进而助力中国式现代化建设。在这个过程中，构建统一、开放、竞争、有序的现代市场体系，仍然是改革的核心任务。
一是厘清有为政府和有效市场的关系。在新一轮电力体制改革中，明确市场和政府的作用范围与边界，发挥市场对资源配置的决定性作用，通过市场“无形的手”发现商品价格，减少在价格形成环节与结算环节的不正当行政干预，避免市场干预引发的连锁反应，降低场外手段对市场价格的影响。市场外通过“有形的手”更好地发挥政府的宏观调控作用，进行产业政策的鼓励与支持的“有形的手”是指政府授权合约、财政补贴等电力现货市场之外的手段，加强有为政府与有效市场的有机结合，形成市场调节优先、政府调控有力的资源配置型电力体制模式。同时，构建高级别电力监管机构，专职从事市场监管和政策督促落实。一次分配靠市场，市场化价格靠市场，二次分配靠政府，政府应该是搭台子、定规则、设边界、做预案。
二是建立能涨能跌的市场化价格机制。改变电力价格作为一次能源价格和终端用电价格水平蓄水池的格局，推动一二次资源价格管控机制分别确定，保证煤炭基本产能，落实煤炭产能储备工作，取消进口煤限制，通过调整供应促进煤价在合理区间之内。加快建设电力现货市场，通过现货市场价格引导中长期价格变化。在当前省间交易中，由于中长期交易合同为实物合同，省间现货也为实物交易，一条线路在某一时间段内计量的电量既包含省间中长期交易电量，又包含省间现货交易电量，还包括偏差电量，而且省间中长期、现货交易各自规则中分别约定了结算方式，出现了三种电量按照两个结算规则结算的混乱局面，应早日结束当前省间交易结算规则不统一的局面，将省间交易结算规则进行统一，使用统一的结算规则对省间中长期交易和现货交易电量进行结算，形成省间交易的规则体系，将物理潮流与经济责任对应，明确不同交易主体间的经济责任，推动省间交易结算更加规范、合理。加快建设期货市场，中发9号文中已明确“待条件成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段”。随着我国电力市场的放开，电力市场的价格波动风险将逐渐加剧，这也使电力期货比其他商品期货的规避风险功能更加凸显。同步做好电力期货市场顶层设计和风险管控，实现二次资源能涨能跌。
三是电力规划过程中将价格信号前置。电力现货市场建设工作已经在全国范围内铺开，可以看到未来3~5年后电力现货市场会在全国范围内落地开花，电力项目的投资回报期一般要20年，也就是新项目的大部分寿命将在市场中度过。目前我国电力的运行、调度方式等已经由传统的计划方式转为市场方式，电力规划应顺应形势发展需要，在电力市场环境下开展电力规划工作。当“政府生、国家（计划）养”变为“政府核、市场养”后，规划部门对各类型项目的经济性评价方法要随之改变，对各类型电源发展的总量也要进行经济性对比，需要按照各地电力现货市场的出清模型进行8760个小时连续生产仿真，使经济性评价与市场交易结构能够尽量吻合。从规划的角度，到底应该发展多少光伏、风电，对终端电价有什么样的影响，什么样的电源结构可以实现社会福利最大化（含环境价值），这才是目标，才是初心。不能盲目制定全国性可再生能源的消纳目标，需要较为准确的量化分析。规划工作必须考虑经济、可靠、清洁的不可能三角，“不惜代价”“人定胜天”“建起来再说”的思维方式，必须在新型电力系统建设和可再生能源消纳目标的制定过程中彻底地摒弃。
四是把握“等不得，也急不得”的题中之义。习近平总书记在谈及共同富裕、“双碳”目标、生态环境保护时，曾多次提到“等不得，也急不得”，要求各级一以贯之抓好落实。所谓“等不得”，就要乘势而上、主动作为，根据现有经济社会发展条件，不等不靠、抢抓机遇，牢牢把握改革发展的主动权。所谓“急不得”，就要实事求是、脚踏实地，保持定力耐心，牢牢立足我国富煤贫油少气这一最大国情、最大实际，充分尊重我国经济社会发展的阶段特征和内在规律，不做超越发展阶段的事情。当前，能源转化技术还没有革命性突破，中国工程院院士郭剑波曾坦言，新型电力系统是在能源电力系统基础上持续演进的过程，应该客观、科学地认识新能源发电的弱点，通过开发安全稳定、成本可及、可持续发展的技术弥补这些问题，逐步形成新系统的“自洽性”。因此，必须运用大系统观，从能源体系和社会体系的视角出发，认识新型电力系统演化趋势和发展规律。在新的历史条件下，要结合中国特有的实际情况，系统全面地考量安全经济环境因素，并以之为基础推进新型电力系统建设。
习近平总书记指出，新质生产力是创新起主导作用，摆脱传统经济增长方式、生产力发展路径，具有高科技、高效能、高质量特征，符合新发展理念的先进生产力质态，高质量发展需要新的生产力理论来指导，而新质生产力已经在实践中形成并展示出对高质量发展的强劲推动力、支撑力。“登山不以艰险而止，则必臻乎峻岭矣。”过往经验弥足珍贵，前路漫漫亦灿灿，唯有把困难踩在脚下，去啃最硬的骨头、涉浪急的险滩、接烫手的山芋，在新征程上肩负起使命担当，才能站上高处，攀到顶峰。
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