赵建：全球大变局、能源革命与中国的电力事业改革
作者赵建，西京研究院创始院长。本文得到中国社科院冯永晟博士的指导。济南大学商学院硕士研究生李嘉怡对本文也有贡献。
恐怕谁也没料想到,在新世纪第二个十年，在工业革命两百年后，能源安全又成为人类经济发展的主题。战争和瘟疫挫伤的供应链，正在将能源和粮食价格不断推高，世界各国民众开始饱受恶性通胀的肆虐，这又进一步加剧了不满和冲突。对高度依赖油气资源进口的中国来说，也正在面临异常严峻的能源与经济安全问题。在石油价格不断上涨，“3060”双碳目标迫在眉睫，新能源汽车销量和需求大增的情况下，社会对电力的需求也骤然增加，对正在改革和完善中的中国电力事业提出了全新的命题和挑战。
挑战来自于两方面，一是中国的电力资源有近一半还是依靠煤炭发电，碳消耗非常高，对实现双碳目标来说负担很重;二是中国的电力体系改革依然滞后，发、输、配、储、售、用各环节还不能实现统一的市场化定价，导致整个电力体系对外部价格的变动响应较慢，不适合日益复杂多变的外部环境，厂网之间、地区之间、发售之间等各个层面的矛盾日益加剧，无法形成全国统一大市场的优势。
2021年夏天的“电荒”只是这一系列问题的前奏，这暴露出中国电力事业改革发展了这么多年，在巨大的能源需求和复杂的国际国内市场形势面前，依然存在着深层次的问题和矛盾。然而，问题、矛盾、危机恰恰是改革的催化剂。也正是从2021年夏季电荒开始，中国开启了新一轮的电力改革。好在，中国经济社会发展至今，各种基础设施和政策环境已经今非昔比，制度上的市场化改革加上技术上的智慧能源系统，让中国电力事业的改革向前迈进了一大步。在当前百年未有之大变局下，能源安全、电力安全，就是国家安全。中国电力体制改革未来的方向其实非常明确，那就是抓住国企改革和市场化改革的双重“改革红利”。
早在2004年登陆香港资本市场，西京投资“新港股”重点配置的上市公司“中国电力国际发展有限公司”(简称中国电力，股票代码HK2380)，就是中国电力改革事业的典型前沿代表。由于较早在港交所上市，率先与国际资本市场接轨，在微观层面具有非常完善的公司治理结构，能较好的吸取国际上先进的电力管理经验;同时由于与国际电力市场发展联系紧密，也能较快较好的抓住电力新能源的先进技术前沿。作为一个国企的子公司，可以更有效率，更加具有国际化的视野和市场化理念，能较好的处理好电力供给和电力市场中的公平与效率问题。中国电力的发展和优异表现，为新时期中国电力事业乃至整个国有企业的改革，提供了非常宝贵的经验。
目录
一、中国电力体制改革的现状与历史
(一)1985-1997年：缺电形势下的集资办电
(二)1997-2002年：政企分开的改革探索之路
(三)2002-2015年：厂网分开改革
(四)2015年至今：新电改背景下，电改步入快车道
二、国际上几个主要国家的电力体制改革经验
(一)英国电力体制改革
(二)美国电力体制改革
(三)欧洲电力体制改革
三、中国电力改革的成绩、问题与复杂性
(一)中国电力系统市场化改革的成绩
(二)新型电力系统建设面临的形势与挑战
(三)2021年电荒与中国电力体制改革的复杂性
四、中国电力体制改革的未来：抓住国企与市场改革的双重红利
(一)按照现代企业的公司治理体系正确处理好政府与电力企业的关系
(二)按照市场化的导向正确处理好国有电力企业与市场的关系
(三)按照公共产品市场化运作的原理正确处理好政府与电力市场的关系
(四)未来中国电力体制的改革取向是获取“国企改革”与“市场化改革”的双重改革红利
(五)抓住“双重红利”的港股上市公司中国电力：典型案例
正文
一、中国电力体制改革的现状与历史
电是一种非常特殊的产品，难以大规模、经济性地存储，必须依托电网连接电源与负荷，生产和消费必须同时完成，系统必须保持频率和电压稳定以保证电能质量。电力商品是多种服务实时组合形成的复合商品，电力成本的变化受着众多随机变量的影响，具有极短时内的时变性，必须依靠集中的系统运营者才能准确且有效地发现。这些特殊性质决定了，普通商品市场的竞争逻辑无法直接嫁接到电力市场中。即便在最理想的假设条件下，充分的双边交易也难以发现真实的电力成本，也就是说，生产者和消费者即便直接见面，可以选择任何交易模式，也无法令市场价格达到有效水平，即无法等于系统边际成本，甚至无法实现市场出清。这也决定了电力市场改革的复杂性。
我国电力工业作为国民经济发展最重要的基础产业，为经济增长和社会进步提供的强力保障和巨大动力。改革开放四十年间，电力工业在发展速度、发展规模和发展质量方面取得了巨大成就，创造了支撑国民经济年均9.5%增速的发展奇迹。2011年，我国发电装机容量与发电量超过美国，成为世界第一电力大国。2015年，我国人均发电装机容量历史性突破1千瓦。2017年底，我国装机容量达到17.77亿千瓦，发电量64171亿千瓦时，人均发电装机容量1.28千瓦，分别是1978年的31倍、25倍、21倍。
不断深化电力体制改革是我国电力工业实现快速发展的动力源泉。回顾我国这四十余年的电改经验，可以总结为以下两条主线：一是在改革的目标上，坚持服务于社会经济发展与经济体制改革的总目标，发现并解决主要矛盾;二是在电力改革的方法上，以体制变革带动机制的优化，逐一突破各电力环节，从发电逐步延伸至核心电网、调度交易职能等纵深领域。
电力不同于其他一般商品，它还具有公共品属性。这也使电力改革的道路充满了更多的不确定性，不仅要考虑到具体国情、制度变迁以及其背后的权力博弈，还需要满足市场主体需求，服务市场主体选择权，并配以适合我国电改逻辑的市场交易竞争机制。
电力改革的终极目的在于构建符合我国国情与电改自身逻辑的现代电力市场体系。通过生产关系的调整、上层建筑的完善，使我国的电力服务得到有效充足供给，实现资源配置的最优水平，让越来越多的发电企业与电力用户走向市场。
改革开放以前，我国的电网规模不大，多数为独立省网。1978年底，我国发电装机容量为5712万千瓦，发电量为2565.5亿千瓦时,人均装机容量和人均发电量还不足0.06千瓦和270千瓦时。全国发电装机缺口达1000万千瓦，发电量缺口达400亿千瓦时，电力发展踌躇不前。在改革开放初期阶段，中国电力工业改革与全国经济体制改革基本同步进行。但由于电力工业的自然垄断属性，逐步出现了电力体制改革明显滞后，不能适应全国经济体制改革总体要求的突出问题
随着市场化时代的到来，我国进行了一系列电力工业体制改革与管理模式的探索，主要经历了以下四个重要阶段：(1)1985-1997年：缺电形式下的集资办电：(2)1997-2002年：政企分开的改革探索之路;(3)2002年-2015年：厂网分开改革;(4)2015年至今：新电改背景下，电改步入快车道。
图1.我国电力工业管理体制的变革
(一)1985-1997年：缺电形势下的集资办电
电力严重短缺是主要矛盾。1985年之前，我国电力工业一直实行国家集中统一的计划管理体制。中央政府是全国电力经济活动的惟一决策主体，负责全国电力资源的配置，直接组织电力生产供应和电力投资建设。这种典型的计划经济体制严重制约了电力工业的发展，造成了全国长达20多年的严重缺电。
国家提出多渠道筹措资金“集资办电”的思路。为迅速扭转电力短缺的局面，调动地方政府、企业、外资等方面的积极性，1985年,电力工业开始实行改革，釆取了两项主要改革措施：一是实行以“电厂大家办，电网国家管”为方针的集资办电政策，对新建电厂实行“还本付息”电价，以此吸引社会资金投资兴办发电厂，创造必要的投资激励机制;二是在管理体制上实行省为经营实体，中央政府逐步放松对电力工业的准入监管和价格监管，同时对地方政府适当放权。
在立法与政策层面，1993年正式颁发的“电网调度管理条例”要求上网的发电厂必须签定并网协议、购电协议、调度协议，强调了电网运行必须实行统一调度。1994年颁布《电力法》，使中国电力企业有法可依，明确了电网经营企业的性质，要求实现同网、同质、同价;从法律角度确定电的经营具有企业性质。上述改革措施极大地推动了电力工业的迅速发展，电力装机容量每年以新增1000万千瓦的速度递增，到1995年全国电力装机容量突破2亿千瓦，全国性电力短缺的矛盾基本得到解决。
(二)1997-2002年：政企分开的改革探索之路
这一阶段的成果是初步形成了国家经贸委等综合经济部门行使行政管电职能，国家电力公司等电力企业自主经营，以及中国电力企业联合会等行业协会自律服务的体制框架;主要问题在于，国家电力公司的垂直垄断格局尚未改变、农村地区“电价高、收费乱”问题凸显。
1997年3月，电力工业管理体制进入第二轮改革，进行了政企分开改革，成立了国有独资的国家电力公司。1998年，国家电力公司和电力工业部并轨运行一年之后，1998年3月电力工业部被撤销。国家经济贸易委员会下设电力司，原电力部的行政管理职能移交该电力司
此轮改革后，国家电力公司不再具有行政管理的政府职能，只是一个电力生产运营商。然而，垂直一体化经营的国家电力公司，集发电、输电、配电、售电于一身，几乎控制了全部电网和半数的发电厂，因此依然保持着垂直垄断的格局。
针对电力运行中暴露出农村电价高、收费乱的突出问题，1998年起国家迅速推动了以城乡同价为目的、农电改革为保证、农网改造为基础的“两改一同价”工作;1999年国务院批转国家经贸委《关于加快农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知》(国发〔1999〕2号)。主要有以下几点原则：(1)政企分开，政出一门;(2)一县以公司(指的是经营电网的公司，原则上不包括发电企业和三产企业);(3)县为实体;(4)乡(镇)电管站全部改为县级电力企业内部机构的原则;(5)阶段性原则(不搞激进改革模式，不搞一刀切，坚持三个有利于的标准：坚持有利于促进当地经济发展;有利于促进当地电力工业的发展，有利于减轻农民负担)。可以说，国发2号文是着眼国家的发展大局，立足“三农”的战略决策，它涉及的是建国以来长期形成的农村电力体制和市场管理秩序的一次重大调整和变革，其改革措施相互关联并互相影响，意义深远。
(三)2002-2015年：厂网分开改革
在改革动力充足的大背景下，这一轮改革改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等突出问题，但是电力工业经济运行中反映出的问题仍较为突出，主要体现在：1、发电竞争不公平，电力垄断局面尚未从根本上改变;2、电网运行效率低下;输配分开目标未达成,主输分离进展缓慢;3、电价形成机制不合理，且煤电联动调控失灵;此外，本轮改革进程到2006年就开始出现停滞，社会各界普遍呼吁改变“半计划半市场”的运行管理状况，呼吁新电改方案的出台。
中国电力市场的供求关系在九十年代末期发生了变化，电力供应一概短缺局面，实现了供需基本平衡，部分地区甚至出现阶段性的供大于求现象。这一变化导致了发电市场开始出现竞争并且竞争程度逐步增强，也逐渐凸显出电力工业产业组织结构垂直垄断的弊端，主要体现在以下两个方面：第一，发电竞争不公平;在发电市场上，国家电力公司拥有电网和调度权，由于缺少“公平、公正、公开”原则的市场竞争规则，独立发电公司与国家电力公司所属电厂处在不平等的地位上;第二，电力市场的地方保护主义即省间壁垒变得异常突出。此外，这一时期的电力工业发展模式以粗放式发展、规模扩张及行政手段为主要特征，电力行业投资、配置资源以及运行管理效率低下问题突出。
针对上述问题，2002年国务院下发《关于印发〈电力体制改革方案〉的通知》(国发〔2002〕5号)，中国电力体制进行了重大改革，实施“厂网分开、竞价上网”，力图构建“政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。2002年电力体制改革的重要举措集中于以下两点：一是拆分国家电力公司资产，重新组建为两大电网公司(国家电网公司、中国南方电网有限责任公司)、五大发电集团(华能、大唐、国电、华电、中电投集团)和四个辅业集团(电力顾问集团、水电顾问集团、水利水电建设集团、葛洲坝集团);二是成立国家电力监管委员会，对电力工业实施监管。2003年3月，国家电力监管委员会组建成立，按国务院授权履行全国电力监管职责，国务院有关部门依据相关法律法规履行相关监管职责，中国电力工业新的管电体制框架逐步形成，由过去的行政管理逐步走向市场监管。
(四)2015年至今：新电改背景下，电改步入快车道
前几轮电改的共性在于，通过简单拆分重组来实现资源优化配置而本轮电改在供给侧改革的大背景下，更加注重以下三个方面：(1)运用精细化、市场化的手段，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性地位;(2)转变政府对电力行业的管理方式，厘清政府职能管理和市场化运作之间的边界;(3)以供给侧结构性改革助推国家电网高质量发展。主要的目在于，通过改革来优化电网格局，提升电力工业整体效率，推动电力工业的高质量、纵深发展，以及能源供给和能源消费实现革命性结构转型。
在2015年3月《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》(中发〔2015〕9号)正式出台。9号文件的重要意义之一在于肯定了政企分开、厂网分开、主辅分开，明确了“管住中间、放开两头”的体制架构，重启改革征程，顺应了“十三五”经济社会发展要求，奠定了持续深化改革的基础，电改步入快车道。
2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。2022年1月18日国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)(下文简称“意见”)。
针对“电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题”，该《意见》提出全国统一电力市场体系建立的两个阶段性目标：一是，“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。”第二，“到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。”
二、国际上几个主要国家的电力体制改革经验
电力改革已成为全球各国不可阻挡的一股潮流，对电力工业进行市场化改革是不可逆转的趋势。总的来看，尽管当前世界各国的电力工业改革存在差异(譬如美国电力改革的目标是放松管制，引入竞争，提高效率并降低电价;英国电力改革的核心是实行私有化和在电力市场引入竞争机制)，且英美等发达国家和地区的电改之路不存在普遍的适应性。但是，电力改革的基本原则和显著特点是几近相同的，大致可归纳为以下三个方面：(1)政府组织电力改革;(2)改革电力管制方式与电价形成机制;(3)引入市场竞争机制。
(一)英国电力体制改革
英国的第一波电改始于1990年四月，这一轮电力改革主要聚焦于以下四个方面：(1)所有权从国家向私人投资者转变，改革后的发电、输电、配电以及售电实现各自独立且私有化;(2)雇员向继承企业转移，为降低成本而采取裁员措施;(3)引入竞争性市场;(4)为适应电力工业私有化，逐步形成独立的管制系统以保障公平和有效的竞争。英国政府自1990年私有化以来，对电力工业从根本上进行了结构改组，在运营方式上也进行了全面改革。将原来发电、输电、配电统一经营的中央电力局CEGB分成三个部分：(1)发电部分建立了独立经营的国家电力国际公司NP、国家发电公司PG、国家核电公司NE和一些独立的私人发电企业IP;(2)输电部分建立了国家电网公司NGC，主要是掌握输电网和调度中心，并控制与法国、苏格兰的互联工程以及两个抽水蓄能电站;(3)配电部分组建了十二个地区性独立经营的电力配电公司REC，有部分地区性公司也具备发电能力;在一些地区还存在一些独立私营的供电公司，直接从事售电业务。在这种新的结构中，处于中心地位的是国家电网公司NGC以及在NGC位置上形成的POOL联合系统或称电力库。NGC承担着电力市场的动态运行工作，主要任务有：一是维持电网稳定经济的运行，并不断地发展电网;二是促进发电环节和供电环节的竞争。
第二波英国电改的问世与美国在2000年采用单一购买机制模式进行电改酿成的危机密切相关。这次危机导致美国加州在夏季经历了极为严重的缺电，大规模停电，公用电力公司曾濒临破产。为缓解危机，联邦政府与州政府纷纷出台紧急措施。而英国经过调研最终决定从2001年3月开始启用新电力交易制度替代强制电力库，自此迎来了英国电改第二波运动。
对于我国以及广大的发展中国家而言，英国的电力改革之路为我们反思“经验照搬主义”提供了宝贵的思考空间和参考价值。第一，我们意识到单一购买机制的模式不能机械化地照搬;第二，尽管危机能够倒逼改革，但是电力作为一种兼具公共品属性的特殊商品，改革的每一步都需要稳扎稳打，尤其是电价层面不可以出现任何失误;第三，在厂网分开以实现发电竞争的基础上，还需确保发电协调效率不因厂网分开而降低，这也是电力竞争性改革的核心难点;第四，与英国电力市场具有较强竞争性相比，我国电力市场最显著的特征是行业垄断性，这一点严重阻碍了我国电力市场的运行效率;第五，世界能源格局和全球气候变化为人类的可持续发展带来了更多挑战;在此背景下，回首英国早前发起的竞争性电力体制改革，这种变革只能适应以化石能源发电为主的市场，却无法充分地应对气候变化条件下大力发展低碳能源发电的需要。
(二)美国电力体制改革
美国是世界上较早开展电力市场化改革的国家之一，其且国土面积、发用电规模与我国接近，因此研究美国电力市场化的实践对中国电力改革具有重要的借鉴作用。需要明确的是，电力体制改革并不存在标准的模式，且各国的基础条件与具体国情存在较大差异。我们应该从加州电力危机中汲取教训(尤其是“放松管制”不能只是针对卖方市场)，制定适合国情的改革方案，掌握好改革的节奏与力度。
美国是政府多部门分工管电体制。美国能源部主要分工负责管理核能、水、火电等;农业部农电管理局则负责农村电力工业。联邦政府电力主管部门主要职责是制定电力工业法规并实行监督。各州县政府设有相应管电机构和人员。联邦和州设有电力管制机构。其职能与政府电力主管部门有严格划分。美国电力工业开始于80年代末。改革主要内容聚焦：(1)发电端放开，实行投资主体多元化，允许公用电力公司以外的投资者投资建厂，这一政策使非电力公司拥有的独立发电厂迅速发展;(2)公用电力公司相应改变发、输、配电垂直管理模式，组建一批控股的子公司，实行输电子系统分开管理，输电和配电分开结算;(3)鼓励发电环节竞争。各独立电厂上网电价按市场价与电力公司电厂竞争。
一方面，美国电力工业的改革发展是建立在规范的市场运作、健全的法律制度及现代化的电力生产、调度和销售基础上的，是一种有序竞争。这种竞争的最终受益者是广大消费者及电力工业本身，并将促进电力工业更加健康快速的发展。另一方面，美国电力市场化改革的突出问题在于对市场的过分依赖和放松管制超出了电力产业特殊性所容许的程度，因而造成了其在电力供应和安全方面存在着巨大的隐患。总的来讲，美国的电力改革，尤其是加州电力危机事件给我国电力改革带来的重要启示主要体现在以下几个方面：第一，政府需要建立和完善电力竞争市场，我国应确保电网独立性和电力系统运行的安全可靠性;第二，形成科学合理的电力定价机制尤为关键，应通过政府灵活有效的规制来实现充分的市场竞争;我国应吸取加州电力危机的教训，防止放松监管、竞争不充分、电力供应不足并存，继而导致电价上涨的情况发生;第三，政府应当加大电力相关法规的立法和执法力度，切实保障我国电力市场化改革进程的顺利推进。
(三)欧洲电力体制改革
欧盟电力市场化改革始于1990年。自20世纪90年代以来，欧盟先后颁布了三个电力改革法案，推动成员国开展电力市场化改革，同步推进电力行业一体化建设，致力于通过建立统一的电力市场来促进成员国之间能源市场的开放融合，以及欧盟整体经济效益的提升。目前，绝大部分欧盟成员国已经建立了电力市场，并且对所有终端用户开放了购电选择权。欧洲议会已于2009年通过法律允许欧盟电力市场实现自由化。
欧洲电力体制改革既定方针是开放市场，鼓励竞争，打破垄断，提高效益，改进服务。主要举措分为以下六个方面，第一，开放电力市场，电厂竞价上网销售，用户自主选择供电厂。开放电力市场主要是允许发电、配电和用户自由接入电网，放开电力系统的发电端和配电端，形成发电商之间的充分竞争，让用户享受廉价高质的电力供应和优良服务。用户是核心，在电力系统配电端，让用户获得根据价格、服务条件自由选择供电商的权利。第二，厂网分开，输配分开，调度独立。电力市场开放，用户自由选择供电商，必然要求在发电、配电环节形成竞争。此外，在电网运行的安全性，在发、输、配、调分开经营后，则由系统各环节经营者依照相关法律法规、行业标准和合同条件，明确各自的责任，共同承担义务。第三、电力调度遵循价格优先、合理利用资源的原则。第四、多层次多家办电，平等互利，公平竞争。由于工业发展已较充分，各经营主体间市场划分格局已经稳定,电力法制已较健全。多层次多家办电体制下各经营者之间，是完全可以协调相处、公平竞争的。第五、在政府调控下，按市场规律合理引导消费的电价机制。第六、建立新型欧共体的联合电网组织及成员关系。欧共体设立有一个电力机构(UCPTE)，其职能是协调各国的电力政策，拟定指导规则，它只是一个关系协调机构。真正有约束力的是各成员国自己制定的电力法规和各成员国电力企业之间的共同协议。
总的来讲，欧盟电改的明显特点之一在于，能够对各成员国的不同国情和基础条件做充分的考量，在此基础上灵活调整;以欧盟第三改革法案为例，它并未强制要求实施产权拆分，而是认可了电网组织形式的多样性。第二，其电改经验充分证明，市场范围扩大会带来市场主体增多和供应增加，竞争变得更加充分，资源配置效率会大幅提升;在新一轮能源变革的大背景下，直面能源清洁低碳发展的需求，为促进可再生能源的开发和利用方面，我国可借鉴欧盟的电改经验，探索并建立健全适合我国可再生能源发展的市场与发电投资激励机制。
三、中国的电力改革与能源革命：成绩、问题与复杂性
中国电力体制改革几十年来，顺应整个国有企业和市场化改革的潮流，取得了比较显著的成绩，但也暴露了许多问题。当前随着全球进入百年未有之大变局，国内外局势变得日益复杂，能源和电力问题已经不再是简单的经济问题，而是事关国家安全的大问题。这些都标明当前中国电力体制的改革具有非常大的复杂性o2021年夏季“电荒”是过去种种问题的一次集中暴露，但同时从另一方面也大大加快了中国电力事业的市场化改革。
(一)中国电力系统市场化改革的成绩
1、市场化改革取得重要突破
(1)全国电力市场交易规模持续扩大
2015年新一轮电力体制改革以来，我国从省间、省内两级，中长期市场和现货市场两个维度推动"统一市场，两级运作"的电力市场框架的构建，逐步完善电力市场体系。经过6年的市场化改革，市场化电量占比显著增加，从2015年的16%提升至2021年的45.5%。
图2市场化电量占比的增长趋势
(2)市场主体规模持续扩大
市场化改革后的电力市场打破了电网企业在发电与售电两端的垄断，多个交易机构陆续通过增资扩股，引入多元投资者，众多社会资本参与其中，降低了电网企业的持股份额。在发电侧，不再由电网企业垄断市场，而是引入了更多的竞争主体共同参与。在售电侧，越来越多符合条件的企业从事售电业务，售电公司的出现赋予用户更多自主选择权。据《中国电力市场化改革报告(2020年版)》数据显示,2019年，各类注册市场主体呈现不同的增长态势，其中注册发电厂约3万家，同比增长2%;注册售电公司超过4500价，同比增长12%,增速较之前减缓;注册的电力用户累计约15.6万家，同比增长130%，未来随着电力用户准入门槛进一步降低，预计将保持较快的增长态势此外，北京、广州两家区域交易机构和33家省(自治区、直辖市)交易机构也实施股份制改造，进行独立规范运行，并由国调网调省调等调度机构负责市场交易的出清。
图3.市场化改革前的市场主体结构
图4.市场化改革至今的市场主体结构
(3)市场化政策逐步完善
在价格改革方面，基本确立以"准许成本+合理收益"为核心的输配电价监管制度框架，改变电网企业盈利模式。在2021年国家发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中，要求有序开放全部燃煤发电电量上网电价、扩大市场交易电价浮动范围、取消工商业目录销售电价。在电力市场建设方面，加强市场中长期交易监管，加速推动现货市场试点建设。在清洁能源发展方面，继续降低新能源发电上网指导价，推动清洁能源参与市场化交易。
(4)全国统一电力市场体系建设开启
2022年1月18日，国家发改委、国家能源局正式出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，首次正式提出建立全国统一电力市场，组建全国电力交易中心，协同省市、区域电力市场运作，完善中长期、现货、辅助服务市场体系，规范统一市场基本交易规则和技术标准、健全分布式发电市场化交易机制。这是深化电力体制改革的重要部署，全国统一电力市场的构建，在未来有利于破解省间电力交易与省内电力交易的矛盾，进一步优化电力资源配置。
2、电力系统加快转型
(1)“双碳”引发的能源革命
改革开放以来，以煤炭为基础的火力发电成为我国电力能源的基石。虽然火力发电极大的满足了社会生产的需要，但是其带来的弊端也是愈发明显。
一是环境污染问题。低廉的发电成本导致大量高耗能产业向我国集中，我国煤炭开采量快速上升，高硫煤产量过高加上我国洗选煤的能力较低导致了酸雨和雾霾污染，环境污染严重。二是二氧化碳高排放带来的温室效应。在发出同等热量的情况下，煤炭所产生的二氧化碳量是约为石油的1.5倍，天然气的2.3倍。2020年我国的碳排放总额约占全球的30%。在应对全球气候变暖的形势下，我国必然要做出转变。
2012年起实施的《火电厂大气污染物排放标准》以及一系列控制火电装机的政策，推高了火力发电成本，降低了火力发电增速。与此同时，水电、风电等能源开始快速发展，能源结构开始转型。直至2021年，火力发电量仍占据我国发电总量的三分之二，清洁能源作用的发挥占据的比重十分有限。
此外，在疫情的影响下，全球的能源供应也出现问题，能源安全备受关注，推动我国进一步加快能源革命的步伐。在“双碳”目标和能源安全新战略推动下，今后我国仍需在灵活性资源建设、电网改造、市场机制等方面做出大量的工作和改变。
图5.我国发电装机量与发电量增速对比(1993-2021)
图6.我国发电量结构(2021)
(2)新型电力系统建设已迈出步伐
首先，国家电网与南方电网出台建设新型电力系统行动方案。南方电网于2021年5月印发了《南方电网公司建设新型电力系统行动方案(2021-2030)白皮书》，提出2025年前初步具备新型电力系统基本特征，2030年前基本建成新型电力系统，206。年前全面建成新型电力系统并不断发展。国家电网于2021年7月印发《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案(2021-2030年)》，提出2035年基本建成新型电力系统，2050年全面建成新型电力系统。整体来看,将从新电源、新负荷、新电网、新技术以及新市场五大方面做出改变。
其次，电力市场改革进一步优化。2021年11月24日中央全面深化改革委员会第二十二次会议上，对“健全多层次统一电力市场体系”“加快建设国家电力市场”“推进适应能源结构转型的电力市场机制建设”等做出明确部署。2022年1月28日，国家发改委、国家能源局联合引发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，指出“在全国更大范围内还原电力的商品属性”，并提出了明确的时间表——“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成”这标志着电力市场改革将进入整体优化的阶段。
(二)新型电力系统建设面临的形势与挑战
面对“双碳”目标和以新能源为主体的新型电力系统建设要求，在全球能源危机和经济增长不确定性以及气候异常、极端天气频发的新形势、新要求下，我们需要按照党中央、国务院的战略部署，重新系统、全面的审视和思考我国电力市场体系建设面临的外部环境和内部问题。
1、外部环境
(1)全球能源危机
2021年下半年，全球能源供应出现紧张局面，能源供需失调是直接原因。2020年疫情爆发后，由于油气消费需求断崖式锐减，油气价格大幅暴跌，甚至出现负油价，传统能源开采业纷纷削减投资和产量。2021年，随着疫情形势好转，能源消费需求逐步回暖，但是油气生产恢复相对滞后，加之。PEC和部分非。PEC产油国(OPEC+)组织继续联合控产，恢复速度远不及需求增速，市场供需缺口加大，全球主要能源消费区的天然气、石油、煤炭库存远低于往年同期水平，能源供求关系失衡。
(2)全球能源供给格局转变
当前，随着俄乌冲突的发展，国际油价再次拉升，全球能源供给格局正在发生转变。目前，俄罗斯位列全球石油供给第二位，天然气出口量位居全球第一。虽然新能源发展已经被多数国家认可并开始大力推行，但短期来看，全球能源格局中，石油、天然气仍是最为可靠的能源。据BP世界能源统计年鉴(2021版)数据显示，2020年，石油仍然在能源结构中以31.2%的份额位列第一，煤炭是2020年第二大燃料，占一次能源消费总量的27.2%，较上年27.1%略有上升。天然气和可再生能源的份额分别上升至24.7%和5.7%。此次俄乌冲突再次让世界看到了能源的重要性，各国也将加速新能源发展进程，从而降低对石油、天然气的依赖。在全球能源转型的背景下，传统能源产能不足，新能源电力输出不稳定，导致多国出现能源价格和电价同时上涨的局面，电力危机频现。
(3)气候异常和极端天气频发
气候因素是加重能源危机的另一大因素。2021年欧洲出现了“缺风少水”的异常情况，可再生能源发电不及预期，电力供应高度依赖天然气，导致天然气和电力供应紧缺、价格暴涨。生活电气化和气候异常，也使居民更加依赖可靠的电力供应，这一事件也使更多国家和地区普遍开始关注电力供应安全。经常出现连续的阴天、无风、寒潮等天气，给新能源的出力带来很大的不确定性。
极端天气，如暴风雨、雷击、强台风、严寒等可能会导致电力系统故障、风电机组停运等情况的发生，法国、美国以及我国部分地区都遭受过此类冲击，因此，如何在气候因素影响下保证电力系统的安全问题也成为亟待解决的问题。
2、内部问题
(1)“双碳”目标下我国能源实现安全平稳转型的问题
“双碳”目标的落地，势必推动新能源的快速发展。2021年中央经济工作会议提出，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，这其中有两点要义：一是新能源必须安全可靠，二是传统能源与新能源还需要优化组合、协同发展。
就前者而言，当前，我国以新能源为主体的新型电力系统的建设面临系统灵活性资源稀缺问题。新能源发电稳定性不强，可调、可控性较弱，这是业内普遍认知。新能源要实现在用电高峰期“顶的上去”用电低峰期“压的下来”的灵活性资源分配与调度，保持灵活性。近年来，国内许多省份由于可再生能源大规模并网，电力系统调峰能力不足、弃风弃光的问题已经逐渐凸显。随着可再生能源的进一步发展,系统调峰容量、备用容量等灵活性电力资源和转动惯量不足的问题将更加普遍和突出。这种情况在国外已有先例，在光伏发电占比较高的美国加州电力系统中，在早上太阳升起和傍晚太阳落山的时候，分别出现系统净负荷快速下降和攀升的情景，需要灵活性电源在这两个时段分别快速减少出力和增加出力，来保障电力系统的电功率实时平衡和电网安全稳定运行，也就是所谓的“爬坡”(调峰速率)问题。加州电力市场建立了不平衡能量市场机制，将于加州电网互联的相邻洲电网中爬坡资源纳入其市场范围，主要在太阳升起和落山两端时间参与加州电力市场交易，帮助加州电力系统实现实时电力平衡。我国当前还未出现大范围爬坡容量不足的问题，但随着光伏发电规模的增大和火电占比的相对减少，也将面临一个省级电网于省域电力市场灵活性资源不足、无法独自解决爬坡的问题。
而可靠性的另一层含义，就是要保持供应链的稳定。最近两年光伏产业链价格大起大落，上下游供需能力不匹配，也是新能源发展不稳定的因素之一。
就后者而言，我国新旧能源的衔接存在一定的缺口。第一，煤电装机和发电量增速趋势双双下降。截至2020年底，全国煤电装机容量占比首次低于50%，较2015年底59%的水平下降近10个百分点。从发电量来看，“十三五”时期，非化石能源发电量年均增长10.6%，占发电总量比重由2015年的27.2%上升至2020年的33.9%。同期煤电发电量年均增速为3.5%，较全国全口径发电量年均增速放缓2.3个百分点，占总发电量的比重由2015年的67.9%下降至2020年的60.8%。第二，全国用电增速与发电增速出现分化。“十三五”时期，全国用电量年均增速为6.2%，较“十二五”时期年均增速高出0.5个百分点。然而同期发电量年均增速不仅低于年均用电增速0.5个百分点，而且较“十二五”时期下降了0.6个百分点，一增一降的分化走势显然会推动电量缺口增加。第三，新能源出力受影响。2020年冬以来，湖南、辽宁等地陆续出现电力供应紧张，和煤电与非煤电力投资缺乏整体统筹密切相关，造成高峰用电时承担基本负荷和调峰需要的稳定出力无法有效保障。2020年，湖南省内火电装机容量较2016年减少了8.5%，占装机容量的比重为42.6%，低于全国水平14个百分点。辽宁、吉林、黑龙江在用电量增长的情况下，新能源发电不足导致当地电力供应不足，进而带动东北地区大范围的限电停产。2021年8月份，黑龙江和辽宁风力发电分别下降了3.7%和15.2%。第四，新能源进入电力市场面临一定障碍。一是政策方面，现存的政策体系和电力市场体系之间存在矛盾，可再生能源保障性收购无法很好的执行，保障利用小时数逐年降低，新能源项目的收益得不到合理保障。二是结算偏差风险，
现货市场价格下，经常出现正现货电量低电价、负现货电量高电价的现象，对新能源中长期合同起不到保收益、避风险的作用。
(2)市场化改革中的突出问题
第一，治理体系和治理能力不适应改革要求。在治理体系方面，现有能源法治体系尚不能及时、充分体现改革进展及形势变化要求，缺乏法律保障。《电力法》《可再生能源法》等立法修订工作仍缺乏实质进展，各级能源主管部门、合规性审查机制不健全。在治理能力方面，市场监管部门在保护和促进竞争方面的作用仍需加强。当前治理面临着行业监管与国资国企监管、竞争政策与产业(财税)政策的权衡难题。中央与地方之间、地方与地方之间的职能关系仍未理顺，容易形成地区壁垒，制约电力统一市场的形成。现有体系尚不能充分支撑市场化探索，一些地方改革实践面临关键政策缺位和监管真空等问题，导致部分改革力度很大但成效不足，比如增量配电改革等。
第二，国资国企改革与电力市场改革协调不充分。国有资本的优化配置和资产重组，主要依靠指令式整合，未能充分依靠市场信号的引导，对推进电力市场建设产生一些制约。此外，面临退出的部分国企企业，特别是煤炭企业，资产债务外置、职工妥善安置和后续转型发展等问题成为制约企业和行业转型的负担。国有煤炭企业的落后产能退出规划与配套政策不完善，转型后发展机制不清晰，很大程度上制约了电力的市场化改革。
第三，市场体系和市场设计有待完善。电力市场基础体系还不完善，电力批发与零售关系尚未理顺，售电侧放开改革和优先发用制度一定程度上制约着批发市场建设，市场化电价传导仍需努力。双轨制不平衡资金影响市场化交易的有效开展，现行中长期交易与现货试点未能有效衔接，电力市场缺乏完整的交易品种体系，缺乏针对备用和容量等产品的合理定价。全国统一市场建设方案还不大清晰，大范围的电力资源配置仍面临市场边界、省间衔接、交易模式和输电价格等方面的障碍。
(三)2021年电荒与中国电力体制改革的复杂性
自2021年9月中旬以来，全国多个省份“拉闸限电"现象频发。据初步统计，全国有19个省份面临电力短缺、限电停产的情况，而东北地区启动Ⅱ级有序用电措施意味着该地的电力负荷缺口已经达到10%-20%。根据《电网调度管理条例》，东北电网调度部门按照有关预案，直接下达指令执行“电网事故拉闸限电”。
短期来看，限电最直接的原因是我国电力供需的不平衡。从需求侧来看，一是工业经济稳中向好，推动了用电量的显著回升。二是外贸形势持续向好，带动东部地区用电负荷大幅增长。三是异常天气带动负荷创新高。2021年7月份，持续的高温天气导致全国用电量刷新历史记录。与此同时，由于可再生能源对光照、大风等气象条件依赖性较高，异常天气不仅会约束新能源出力，而且进一步提升用电负荷,加剧电力供求矛盾。从供给侧来看，一是新能源出力受影响，煤电容量下降无法满足高峰负荷。二是供应偏紧叠加电煤需求提振，煤炭供求矛盾激化。煤炭供应无法满足电煤等下游需求的快速增长，供求矛盾加剧直接推升煤炭价格不断走高。煤炭价格的大幅走高使得煤电企业亏损不断扩大，越发电越亏损的恶性循环造成发电企业的积极性进一步受挫。三是用电紧张面扩大，造成互济余缺的外送电量下降。在全国用电紧张面扩大的情况下，跨区跨省送出电量随之出现了明显下降，造成依赖外来点的东部沿海地区电力供应更加紧张。
长期来看，限电是我国的电力供应出现结构性问题。一是煤电装机和发电量增速趋势性双降，发用电增速分化造成用电量缺口增大。二是区际之间区域内部均出现用电分化态势，局部地区用电规模持续扩大。三是工业生产用电比重持续走低，而电气化水平提升推动居民生活用电快速增长。
总体来说，我国局部采取的限电措施既是全国经济形势持续稳中向好的反映，也是煤炭、电力等能源市场长、短期因素叠加造成供求矛盾的显现。
四、中国电力体制改革的未来：抓住国企与市场改革的双重红利
中国电力体制改革是电力市场化改革的一般规律与中国的特殊制度背景相结合的过程。中国要建立竞争性电力市场，同样必须要从所有制、组织结构、机制设计、规制改革等方面的改革入手，只是这些改革必须要以中国特色的制度背景为出发点来确定合理的改革政策。为此，未来中国电力体制的改革必须围绕促进电力竞争处理好三大关系和一个权衡。港股上市公司中国电力，在中国的电力体制改革事业中走在了前列，可以为未来中国电力体制乃至整个国有企业改革提供微观经验。
(一)按照现代企业的公司治理体系正确处理好政府与电力企业的关系
在电力体制改革中处理好国有企业与政府的关系，就是中国特色的电力行业所有制改革。不可否认，电力行业自20世纪90年代以来的大发展与国有企业的贡献密不可分。但我们也要注意到，电力国有企业的贡献需要通过二分法分析。一方面，国有企业战略布局的调整带来了国有资本配置效率的提升，国资管理体制的改革提升了国有资金的利用效率，国企现代企业制度的确立和改进也在提升国有企业的生产率。另一方面，国有企业面临的经营激励与市场化改革要求仍不一致，其享受的融资软约束和隐性补贴也在助长其低效问题，目前的理论界的普遍共识是，国有企业的过度低效投资冲动明显。而且，国有企业的不合理竞争优势容易挤压民营资本的市场空间。
因此，电力体制改革必须要将电力国有资本的市场运营与电力国有企业的公司治理紧密结合起来，既要改革电力国有资本的管理与运营方式，又要切实给电力国有企业“断奶”，健全现代企业制度，使之成为真正的政府分开、自负盈亏的市场主体。在电力国资国企管理体制理顺的基础上，也要适度扩大电力国企上缴利润的份额，充分践行国有企业本质。从这个意义讲，虽然中国电力体制改革不必推进私有化，但仍可以通过改革国资考核方式、国资运营体制，以及中央和地方两级国有控制权的变化等内容来推进电力行业的所有制改革。
中国电力在港股上市后，公司治理机制进行了深层次的改革，按照国际标准建立了“三会一层”架构，独立董事能够发挥出应用的独立监督作用，真正做到了国有企业管资本，具体经营管理由职业经理人来主导的“政企分开”状态。这在国有企业文化浓厚的电力行业实属不易。
(二)按照市场化的导向正确处理好国有电力企业与市场的关系
国资国企管理体制改革的目的就是要把国有企业推向市场，令其充分地参与竞争或更好地服务于竞争。因此，电力行业所有制改革要服务于竞争性市场的构建，具体而言，即通过组织结构重组和市场机制设计来构建竞争性电力市场。中国电力在市场化改革方面也走在了前列，主要的电力商品都按照市场化的原则进行交易和定价。
1、国有企业与组织结构重组
纵向组织结构重组。目前整体而言，除少数试点地区外，电力行业在发电侧之外仍保持了一体化的纵向结构，国有电网企业垄断了电网和售电环节。而售电环节作为竞争性环节，其与自然垄断环节的输配电网的一体化仍是当前引入有效竞争的结构障碍。因此，下一步的改革需要进一步推进自然垄断环节与竞争性环节的分离。在推进分离的策略上，通过局部成立售电企业或放开部分用户的方式，并无法实质推进网售分离，反而会为双轨制的长期存在提供结构基础。无论是从理论还是国际经验来看，售电侧必然要实现系统层面的结构分拆，但在分拆手段选择上，基于效率和成本的考虑，法人分离要优于所有权分离。输配分离由于改革成本和风险巨大，不宜成为针对电网存量的分拆手段，而且随着智能电网技术的发展，电网的扁平化趋势日益明显，输配之间的技术差异更加模糊，输配分离的可操作性也是极低。
横向组织结构重组。虽然2002年厂网分离之时，五大发电集团的区域布局考虑了各集团在不同省份的市场集中度问题，但随着时间的推移，不同集团非常默契地在不同地区形成了各自的势力范围。此外，各地方电力国有企业也往往是本地的优势企业，而且许多地方也在推动地方国企的兼并重组，从而可能进一步提高市场集中度。以上均会给潜在的市场竞争造成障碍。从构建竞争性电力市场的角度来看,适度降低发电领域国有企业的比重，是顺利引入竞争的必要条件，否则市场势力问题将十分严重。从市场竞争的可持续性来看，国有企业的最优规模也将由市场决定，而不必要求延续原有规模，这恰恰是市场配置对计划配置的替代，与国资国企改革的方向也并行不悖。
2、电网企业功能与市场机制设计
电力组织结构重组的核心问题还要落到输配管理体制，及电网企业的功能定位上，而这除与电网的结构重组紧密相关外，还与电力市场的机制设计紧密相关。从技术意义上说，电力市场改革就是对电网企业改革，因为电网是电力市场的基础设计，电网运营机构设计是电力市场设计的核心;从制度意义上说，中国电力市场改革也同样是电网企业改革，电网环节的制度设计从根本上决定了整个电力市场的架构。
鉴于市场机制设计的高度复杂性，首先，针对电网企业。电网企业宜采取受规制的自然垄断企业模式，调度不宜独立，因为电网所有权与调度运营权的一体化是一种更高效的组织形式;在系统层面上将电网的售电环节进行分拆，是建立电力批发市场雏形的结构基础。其次，针对竞争性市场的设计。电网企业应是推进现货市场建设的主体;现货市场建设应以电网企业采用现货定价为起点，现货定价需配合优序调度协调推进;结合各地实际情况，集中式的电力库宜作为初始的现货市场模式;允许市场主体参与避险的远期双边交易。短中期内，考虑到整体市场供求形势，中国电力市场宜采取纯电量市场模式，输配电价仍采取成本加成定价，并适时引入激励性设计。
(三)按照公共产品市场化运作的原理正确处理好政府与电力市场的关系
中国政府在电力体制改革进程中的角色和功能转变，既面临一般电力市场化改革的要求，也面临中国特有的问题。一般性问题主要包括行业信息披露制度不健全，政府的直接干预过多导致规制俘获等，都是政府需要在新一轮电力体制改革中需要解决的。伴随着电力行业的所有制改革、结构重组和市场机制设计，政府需要健全信息披露制度，减少对电力企业的投资、定价的直接干预或审批，提高经济规制能力，特别是加强对电网环节的定价规制，以及对调度和结算的监管;同时要防范电力市场的市场失灵，健全针对市场失灵的规制手段。此外，困扰中国电力体制改革进程的重要问题还包括缺乏统一的、强有力的领导协调机构，导致政出多门、政策不确定性高等，这需要引起高度重视。
当然在众多问题中，最具中国特色的，也是最核心的问题是政府如何界定电力商品。由于中国长期实施计划电量制度，理论界和政策界许多观点认为“电量”即商品，改变由政府确定电量的方式，转而由市场主体自行谈判或竞争电量就是在建立电力市场。这里需要说明的是，电力市场是围绕"电力"这一商品而设计的，竞争性电力市场的本质就是通过价格信号来引导系统运营，因此不涉及改进系统运营效率的"电量"分配跟竞争性电力市场没有丝毫关系，本质上仍属于计划。政府要推进电力市场建设，首先要明确何为“电力”商品，否则可能导致的结果就是，计划电量放开但不被放弃;"竞争市场"竞争但不是市场。
政府与电力市场之间关系派生出来的另外两种关系，也会深刻影响中国电力体制改革的内容，即政府与政府之间的关系，以及区域与区域之间的关系。比如，中央确定的改革政策与地方的改革需求不一致时，如何协调;地方政府之间的"改革竞争"问题，即通过降低电价来承担产业转移和吸引投资，如何解决;由于历史的跨区输电项目导致的不同地方的市场建设协调问题如何解决;凡此种种，都在增加着改革的难度。
(四)未来中国电力体制的改革取向是获取“国企改革”与“市场化改革”的双重改革红利
政府在市场化过程中不断退出直接干预的同时，也引入新的改革红利推动电力行业发展。理论上，在这一过程中市场竞争应该持续增强，然而自2002年改革以来，市场竞争的引入程度非常有限，反而是电力国有企业的发展状态与电力行业的大发展紧密相关。这就带来一个有意思的问题。一方面，理论上不乏研究认为电力国有企业效率低下，从而成为改革对象。电力行业的国有企业缺乏改善服务质量和促进技术创新的激励，在许多快速增长的经济体中，这种激励缺乏会导致投资不足，最终导致长期电力短缺和系统可靠性问题。而另一方面，这种长期现象却与中国电力的发展趋势相悖，中国在20世纪90年代之前确实曾因历史原因而经历长时期的全国性电力短缺，但在1997年实现了全国性电力平衡，此后经历过短暂的区域性缺电外，电力供应持续充足，并逐渐过剩。因此，中国电力行业的快速发展不是由理论上的"市场竞争红利"带来，反而是由现实中的“国企改革红利”带来。
在中国特殊的制度背景下，国有企业改革一直都是电力体制改革中的重要组成部分。从历史脉络来梳理会更加清晰，如果将20世纪80年代中央财政办电制度的终结宽泛地看作市场化进程的开始，那么到目前为止，电力市场化的大致路径可以概括如下：中央政府直接办电——地方政府参与办电——国有企业代表政府办电——政府管理国有企业办电——政府委托国有企业办电。这个过程正是国有企业不断确立市场主体地位和提升企业效率的过程，而且时至今日，政府仍在探索如何更好地通过委托代理机制办好包括电力在内的国有企业。
虽然电力行业出现了大发展，但行业内利益格局也开始出现固化特征，特别是国有企业垄断问题突出，政企不分问题也仍未得到彻底解决，国有资本的利用效率不高，抑制社会资本的进入，而且国有企业的投资冲动对电力行业的产能过剩造成明显影响。在这种情况下，国企改革红利正在相对减弱，造成这种变化的根源恰在于前文已经分析过的国有企业的问题。解决这些问题的根本途径在于让国有企业真正地面对市场竞争或有效规制。因此，构建竞争性电力市场同样是促进国有企业发展的一种方式。正是从这个意义上讲，电力体制改革需要释放新的改革红利，即市场竞争红利。
当然，“国企改革红利”与“市场竞争红利”的权衡并不是现在才出现的，历史上即是中国电力市场化进程的主要驱动因素。纵观整个改革过程：开始时，政府直接办电效率低下，必须构建遵循经济规律的市场主体，因此电力国有企业才得以建立;由于这类国有企业具有明显的政企不分特征，抑制效率提升，因此政企分开成为改革重点;之后，政企分开的同时，需要让国有企业面临真正的市场环境，因此改革市场环境成为必要，这也成为当下正在推进的改革。因此，当前电力体制改革的方向包括两个方面：一是构建电力国有企业面临的竞争性市场环境;二是提高针对国有企业的监管效率。也就是说，中国已经进入通过“市场竞争红利”接续“国企改革红利”的新阶段。
(五)抓住“双重红利"的港股上市公司中国电力：典型案例
港股上市的中国电力(HK2380)，全称是中国电力国际发展有限公司，于2004年3月在香港注册成立，同年10月在香港联交所挂牌上市，是中国境内首家香港红筹上市的电力央企，是国家电力投资集团有限公司的旗舰子公司。中国电力的整个发展历程，可以为中国电力体制事业的改革发展提供宝贵的微观经验。具体来说，中国电力具有以下经验值得借鉴：
第一，资本市场化。2004年就选择在资本市场上市，扩大了融资渠道。而且是首选香港交易所，是中国境内首家香港红筹上市的电力央企，可以更好的利用国际资本。资本市场化为中国电力的融资体系创造了巨大的市场空间，大大缓解了当时国企面临的高杠杆和融资约束问题。
第二，治理现代化。在香港交易所上市后，公司治理要严格按照国际标准执行，这与国内的一些国企相比，在国有企业的公司治理改革方面走的早、走的快、走的远。公司治理体系的完善，可以较高的解决国有企业面临的政企不分难题，让职业经理人在管理企业中更好的发挥出自己的特长，率先做到了国有企业主要管资本的国企改革理念。
第三，业务多元化。中国电力的业务并不是只限于传统的发电、储电，而是在国际化视野的推动下较早的进军新能源领域，当前主营业务包括清洁电力生产与供应、储能、氢能、绿电交通、综合智慧能源、电站服务和能源管理服务等。多元化的业务大大提升了中国电力的营收水平和核心竞争力。
第四，市场国际化。中国电力的市场范围并不仅仅限于国内，而是较早的实现了国际化经营，当前在巴基斯坦、越南、哈萨克斯坦、德国、澳大利亚、巴西、智利、墨西哥等国家都有业务和资产。市场的国际化一方面大大开拓了业务范围，提高了价值创造的能力，另一方面作为央企，在发展中国家布局能源业务，也是对“人类命运共同体”的践行。
第五，产品绿色化。中国电力全面贯彻中央“四个革命、一个合作”能源安全新战略和“碳中和、碳达峰”战略部署，以推进国家电投“2035一流战略”落地和打造四个标杆为引领，坚持绿色发展、创新发展、高质量发展，恪守“低碳赋能美好生活”的宗旨使命，以“绿色赋能、智慧创新、共同成就”为理念，致力于建设一流绿色能源供应商，推动清洁低碳能源和绿色新兴产业双轮驱动，打造低碳零碳能源新型能源生态体系，全面服务经济社会低零碳转型。中国电力的绿色能源产品体系，在当前全球气候问题越来越严重以及双碳成为世界共识的背景下至关重要。
第六，管理智能化。中国电力积极进入综合智慧能源服务领域，运用数字化、智能化的手段提升管理层级，解决复杂运营问题。通过建立“多能互补、集成优化、智能控制”的技术模式，实现能源集成化、数字化、可视化，为各类园区、厂区、社区、工商业楼宇、机关、学校、医院等用户提供全流程的电热冷多能联供、分布式光伏风点、储能、充电桩、微电网等综合智慧能源服务，提高用户可再生能源使用比例，降低了用户用能成本。
可见，虽然中国电力体制的市场化改革和电力国企的混改比较复杂，是当前各项改革中典型的难啃的“硬骨头”，但是港股上市公司——中国电力的改革发展历程，却对政府、投资者、用户都给出了一个比较满意的答卷。对于未来，中国电力的成功告诉我们，市场化、国际化、智能化是中国电力事业改革的正确方向。而推动更多的中国电力行业的企业到香港资本市场上市，以更好的吸引国际资本和吸取国际经验，并依靠资本市场来倒催电力国企的改革，或许是新时期中国电力体制改革的关键举措。
文中关于电力改革的主要内容参考了冯永晟博士的《能源危机、能源转型与电力市场》，《财经智库》杂志2022年第5期。
