2021年底，国家发展改革委下发《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）（简称“1439号文”）。此后，工商业目录电价成为历史，我国电价改革开启新征程。

1439号文的印发，是中发9号文发布以来的一次重大改革节点，是对前期电改的升华与深化，目的是推动发电侧和用电侧建立“能涨能跌”的市场化电价机制，取消工商业目录电价，推动工商业用户全部入市，价格由市场形成。此次改革，对发、输、配、售全产业链，以及电改的未来发展方向将产生重要影响。

售电侧迎来大改，代理购电推动工商业用电全面迈向市场化

为加快推动电力市场建设、保障电力安全稳定供应，我国启动此次燃煤发电上网电价市场化改革，取消工商业目录电价，推动工商业用户全面入市，同时为做好改革前后的平稳衔接，提出了电网企业代理购电机制。电网企业进场交易无疑对电力市场格局、价格形成机制，以及独立售电公司的转型起到催化剂作用。

从市场格局来看，考虑到目前一次能源价格上涨，工商业用户入市积极性不高，而且对于已入市用户而言，如果无正当理由退市，其购电价格就按照电网企业代理购电价格的1.5倍执行，所以，市场内工商业用户退市成本较高，预计未来一段时间，市场用户和电网企业代理购电用户将保持稳定。

从价格形成机制来看，电网企业代理用户电价与市场用户电价的差异主要体现在购电价格上。按照文件要求，优先发电电量的低价电源用于保障居民和农业用户，如有剩余，可作为电网企业代理工商业用户的部分电量来源，不足部分才通过市场化采购。电源的差异决定了代理购电价格和市场化价格有可能存在差异。以广东为例，由于代理购电用户仅有部分电量来源于市场，只承担部分市场波动风险，因此在市场价格上涨较多时，电网企业代理用户低于市场用户电价，而当市场价格低于基准电价时则高于市场用户电价。

对售电公司而言，虽然迎来万亿级新市场，但同时要面对电网企业进场的挑战。一方面是机遇，以广东的实际来看，改革后有40%的工商业用户电量逐步入市，给广东售电市场带来约2400亿千瓦时的增量空间。另一方面是挑战，1439号文和《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》明确，电网企业代理购电通过场内集中竞价、挂牌等方式参与，指明了电网企业要与售电公司同台竞争。由于电网企业体量大，势必挤压一些议价能力弱的售电公司；同时，由于电网企业不收取代理费，也会给售电公司造成巨大压力，没有真功夫、只会吃价差的售电公司很难生存。

基于输配电价收费，电网公司聚焦向新型电力系统转型升级

本次改革后，电网企业的收入主要分为三部分：一是对于进入市场的工商业用户，电网企业基于输配电价收取电费；二是对于暂未直接从电力市场购电的用户，由电网企业代理购电，也是基于输配电价收取电费；三是对于居民、农业、公益性事业单位用户，由电网公司售电，这部分收取购售电价的价差。总体来看，落实中发9号文“管住中间、放开两头”要求，基于输配电价收费将成现实，电网公司盈利模式会发生根本性变化。因此，电网公司应更加聚焦主业，做强做优做大输配电网，提升输配电资产运营效率和效益，推动双碳目标落地和新型电力系统建设。

一方面，电网公司要率先实现转型，重点建设柔性可控、灵活调节的智能电网，通过应用柔性直流输电等新型技术，提高电网适应性，有效应对分布式新能源和多元化负荷接入的复杂情况，形成可支撑新能源大规模、高比例、高质量、市场化发展的电力产供储销体系。另一方面，电网公司要大力推动建设云边端一体、数字赋能的数字电网，通过应用云大物移智链等先进的人工智能算法和数字技术，开发云边端三位一体的强大算力，将北斗导航、无人机、智能变电站等全面融入到电网输、变、配等环节，支撑系统调度能够有效应对实时、复杂的发用数据变化，满足新型电力系统对高强度分布式计算的需求，以数据资产为电网赋能，更好地提高电网资产运营效率。

建设全国统一电力市场，实现更大范围电力资源优化配置

中发9号文发布以来，为了加快推进电力市场化建设，国家层面成立了北京和广州两大国家级电力交易中心，各省成立省级电力交易中心，形成年度长协、月度竞价、现货等多类型交易品种，推进了八个现货试点市场陆续开展，初步搭建了层次多元、品种多样的市场交易体系，但是距离实现全国范围的电力资源优化配置还存在一定差距。一是各省份以本地电量平衡为边界去开展跨省跨区交易，以行政干预为主、市场驱动为辅，很难实现多边交易。二是省间网架薄弱，互供能力差，往往会出现水电发达省份在弃水弃电、其他省份却因供不应求而限电的现象。省间交易规模受限于跨省跨区输电专项工程的剩余送电能力，单一输电工程无法实现更大范围优化配置。三是对省间互备的电网定价机制不明确，缺少容量电价机制，电网企业投资跨省跨区输电工程动力不足，限制了省际电网发展。

2021年11月24日，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央全面深化改革委员会主任习近平，在主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议时强调：“实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。”对于建设全国统一电力市场，笔者认为：一是要有强有力的组织保障，设立全国层面的交易机构，统筹协调全国各地电力资源，实现全国范围灵活调配；二是规范各级电力市场秩序，打破电力发展和交易的地域界限，减少地方政府的干预，鼓励市场主体直接参与跨省跨区交易，赋予市场主体以充分的选择权，以社会福利最大化为原则，实现供给与需求的精准匹配；三是明确跨省跨区电网建设的投资回收机制，用经济手段鼓励电网企业加强省间电网互联互通建设；四是加快建设辅助服务市场，推进全国范围内调峰、调频、备用等辅助服务交易，维持电力系统安全稳定运行，进一步促进电力资源优化配置。

适应新形势，电力供给侧结构性改革走向高质量发展

我国推进供给侧结构性改革以来，取得一系列成就，但在电力行业仍面临诸多问题，比如煤电成本与价格倒挂、弃光弃风弃水、局部供需不平衡等。中央经济工作会议明确提出，在实现“双碳”目标过程中，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情；深化供给侧改革重在突破供给约束堵点，要打通生产、分配、消费各环节。

新形势下，我们要重新审视电力供给侧结构性改革的新变化，在电源侧、电网侧、用户侧共同发力，实现整个电力产业链的改革发展。电源侧，电源结构调整仍需要一个过程，煤电仍是保障电力供应平衡的“基本盘”。要做好全国范围内的电力统筹规划，严控新增产能，淘汰落后产能。推动建立容量市场，稳定资本预期，实行新能源捆绑销售机制，保证新能源成本有效疏导。电网侧，电网要充分发挥枢纽和平台的关键作用，加快构建新型电力系统，提升大电网的输配能力和适应能力。理顺输配电价机制，科学反映不同地区、主体间的成本收益及资源利用效率，用价格信号引导资源配置。用户侧，要以市场为主导，优化完善市场规则，丰富交易品种，构建电能量、辅助服务、需求侧响应、可再生能源等多类型市场，多途径培育市场主体，提升售电公司的服务能力和服务水平，以市场需求引导和激励电源和负荷匹配，优化电力系统资源，推动经济社会高质量发展。