按照“管住中间、放开两头”的思路，经过四年多的改革，能源领域市场化力量逐步显现。业内人士认为，当前，能源市场化改革迎来重要窗口期，其中，电改迈入深水区，发用电计划放开、增量配电改革、电力现货市场建设等有望再突破，而油气管网分离进入实质性运作阶段，市场化改革也面临攻坚。
电改四年 市场化力量逐步显现
端午节期间，赵青还在朋友圈里转发与售电相关的文章，曾在某国有发电集团工作的他不会想到自己会从事售电的业务，“企业成立了售电公司，现在每天就是跑客户。”赵青说。这一切的改变都与四年前开始的那轮改革有关。
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》（下称“9号文”）正式发布，由此拉开了中国第二轮电力体制改革的序幕。
事实上，相关谋划从2012年就已开始。党的十八大报告首次提出“能源生产和消费革命”。党的十八届三中全会明确，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。2015年10月印发的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（下称《意见》）也把“加快推进能源市场化改革”作为重要的一部分。
在国家发改委价格监测中心高级经济师刘满平看来，我国能源市场化改革的目的有三个：一是有比较稳定持续的能源供给；二是有比较经济的能源价格；三是有清洁的能源。
据了解，电力系统如果按照上下游环节划分，由发电、输电、配电、售电四个部分组成，由此也形成了上网电价、输配电价、销售电价。首轮电改，发电端多主体竞争局面已经形成，但输电、配电、售电垂直一体化的局面仍然存在。
“9号文”的总体思路是“管住中间、放开两头”，推进电力市场化，而输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，即让电网从过去的“吃两头、赚差价”，改为在准许成本加合理收益原则下收取“过网费”。
2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网破冰，2015年上半年宁夏、湖北、云南、贵州、安徽陆续开展试点，之后由点及面、逐步扩大，2017年6月底全国省级电网输配电价改革全面完成。
在此基础上，作为改革最大亮点的配售电业务放开有序推进。目前，售电侧市场竞争机制初步建立，增量配电改革试点也已有三批落地，项目总量已达320个，基本实现地级以上城市全覆盖。
“9号文发布以来，我国电力市场建设在几个方面取得了成绩，尤其是发用电计划快速放开，使交易电量大幅增长，将近三分之一的电量由市场交易形成。”北京电力交易中心书记、副主任谢开如此评价。
据介绍，目前我国已经形成北京、广州两个国家级电力交易中心和33个省级电力交易机构，2018年全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，南方（以广东起步）、甘肃、山西电力现货市场启动试运行。
国家发展改革委的数据显示，2018年我国电力市场化交易电量约2.1万亿千瓦时，占售电量比重近40%。与2016年的1万亿千瓦时相比，两年实现了翻番。2019年1-3月，全国完成市场化交易电量同比增长24.6%，占全社会用电量的26.8%，占经营性行业用电量的50.5%，其中电力直接交易同比增长40.3%，减少电力用户购电支出131亿元。
值得一提的是，清洁能源省间交易、替代交易、富余可再生能源现货交易等市场化交易有效提升了清洁能源消纳水平。以国家电网公司为例，其2018年全年清洁能源省间交易电量4373亿千瓦时，同比增长7.1%。
市场化改革带来的经济效益和社会效益并不止于此。国家发改委价格司巡视员张满英给出的统计数据显示，首轮输配电定价成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。2018年，通过实施扩大发用电计划、放开发售电部分竞争性环节电量电价等措施，为实体经济降低用电成本985亿元。
值得注意的是，市场的力量为电力行业带来新的生机与活力。“9号文”发布后，机构行业不断谈论的话题是，售电领域有望开启万亿级的新市场。来自国家发改委的统计数据显示，截至2018年8月，全国在电力交易机构注册的售电公司达3600家左右。
新生力量的加入也促使原有市场参与者进行改变。面对改革带来的冲击，电网企业谋划转型，发掘新的效益增长点，构建新的盈利模式。而国有发电企业也纷纷成立售电公司。
刘满平认为，过去这些年我国能源市场化改革最大成果和亮点就是为经济社会发展提供了稳定、可持续、社会承受得起的能源保障，同时能源供给越来越清洁化、低碳化、绿色化。
管网分离 油气改革加速攻坚
“管住中间、放开两头”，我国油气领域的市场化改革也在逐步推进。业内人士认为，改革的关键是运销分离，与电力行业有所不同，油气行业市场主体比电力行业要多，竞争也相对更充分。目前，国家油气管网公司组建提速，管网分离进入实质性运作阶段，这标志着我国油气市场化改革已到攻坚期。
《意见》提出，要按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，促进市场主体多元化竞争，稳妥推进处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性。
刘满平认为，由于油气产业与电力产业两大产业具有很大的相似性，这也决定了两大行业的市场化改革都适合“管住中间、放开两头”的改革思路，事实上也是这样操作的。我国油气改革相对于电力改革起步晚点，其价格改革尤其是输配气价改革借鉴了输配电价改革的一些经验。
据了解，截至2018年底，国内三大石油公司共有油气主干管道9.6万公里，中石油、中石化、中海油分别占63%、31%、6%。同时，全国省级干线管网2.5万公里，三大石油公司与其他主体各占50%。
今年3月，中央全面深化改革委员会第七次会议正式审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，强调推动石油天然气管网运营机制改革，要坚持深化市场化改革、扩大高水平开放，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系，提高油气资源配置效率，保障油气安全稳定供应。
“油气改革的关键点是运销分离，从根本上解决了垄断的动机问题。”新奥能源贸易集团国内贸易群副总经理高光表示，和电网不同，国家油气管网公司不买卖气，唯一收入来源是管输费用，运得越多，管输费就越多。
刘满平也解释说，电力与油气产业组织形式、市场竞争结构还是有所差别。电力行业上游发电环节有多家，中游（输电）和下游（配售电）是少数几家一体化，将现有电网公司进行运销分离，准确界定输配电价，是存量改革，难度较大。而油气行业是除少数几家企业上中下游一体化外，还出现其他的经营方式，例如，通过LNG进口，下游销售可以不通过管网，而是通过槽车、加气站等点对点的方式解决，整个行业市场主体要比电力行业多，竞争也更加充分些。石油央企除了赚取气价差盈利外，还可以通过上游勘探开采、进口油气资源进行下游销售等方式盈利。
中国石化天然气分公司副总经理谢丹认为，国家油气管网公司的成立有助于促使更多供应商出现，只有这样才能真正实现市场化改革。他坦言，改革对国内三大石油公司肯定影响很大。“但我们也在做一些调整，比如经营储气库、接收站都是未来转型的方向。”
迈入深水区 加大市场化改革力度
“我国能源市场化改革取得了一定成效，但是也存在一些影响能源领域深化改革和长远发展的难题和症结亟待破解。”刘满平称。
在刘满平看来，我国电力和油气市场化改革是我国经济体制改革的一个组成部分。如果将一个产业市场化改革分为初期、中期和后期的话，我国电力和油气市场化改革应该是处于中期这个阶段，并且向后期这个深水区逐步迈进。
“2019年是我们全面深化改革的新的历史起点。”国家能源局局长章建华表示，国家能源局将坚定不移地深化能源市场化改革，狠抓中央重大改革措施落地，以更大的决心、力度和举措，推动能源改革取得新进展。
据透露，电力体制改革方面，将着力研究解决改革中出现的突出问题，进一步强化政策性措施的针对性、有效性和可操作性，推动改革再上新的台阶。
记者了解到，目前第二轮输配电成本监审工作正在进行中，监审时间、监审方式和监审力度不断加强，有关部门采取对标方式对不同地区的各项资产、成本情况进行横向对标，对差异较大的单位进行重点督导。
油气体制改革方面，积极推动油气勘探开发管理体制改革，扎实推进一批上游改革试点项目的落地，积极推动市场投资主体多元化，加快构建各类市场主体公平参与勘探开发体系，努力促进油气勘探开发市场有序竞争。同时，加快推进油气管道运行机制改革，推动实现管输和销售分开，进一步扩大油气管网向第三方市场公平开放。
刘满平认为，由于当前电力和油气体制改革的环境发生了较大变化，有不同利益主体的存在，体制改革的难度大大增加，这个阶段关键是要处理好政府和市场的关系。
谢开也指出，电力市场建设面临诸多挑战，涉及批发侧协同问题、大范围优化资源配置能力需要提升的问题，新能源消纳以及分布式能源如何参与市场交易也是一个新的挑战。
国家发改委经济体制改革司副司长万劲松表示，电力商品有特殊性，相比其他商品领域改革，电力体制改革技术性更强、复杂程度更高，电力现货市场建设又是电力体制改革中技术性最强、复杂程度最高的一项改革任务，因此不能急于求成必须稳妥推进。
“油气管网方面，全国一张网运行规则怎么弄，如何更好地监管，这个很有挑战。”高光认为，上游供应商的多元化短期难以一蹴而就，可能最现实的做法就是通过LNG先引入一些。
刘满平建议，坚持市场化改革的方向，进一步加大市场化改革的力度。同时，正确处理好能源安全与能源市场化改革的关系；打破行政垄断，进一步放开市场准入，鼓励和引导民间资本有序参与能源领域投资，形成能源多元化供应主体和供给方式；促进市场主体公平竞争，由契约规范交易活动，充分发挥市场配置资源的作用；积极探索区域性能源现货和期货市场，提供能源市场化交易平台，构建有效的能源衍生品市场；由供求关系决定价格，构建终端消费能源价格形成的市场机制。
