将电力供给侧结构性改革置于宏观层面，其阶段性成效主要体现在去产能、降成本、补短板三个方面。其中，去产能主要是有效化解煤电产能过剩风险，减少社会资源浪费，提高设备利用效率，大力支撑能源总量控制、清洁低碳转型与大气环境治理等国家战略;降成本主要是采取综合措施降低企业用能成本，缓解电价交叉补贴，减轻生产经营负担，激发企业活力与竞争力，推动经济转型升级、行稳致远;补短板主要是补上部分农村及边远地区等民生领域的设施短板，满足人民日益增长的美好生活需要，补上分布式发电、微电网、储能、智慧用电等利用领域的技术短板，服务行业不断涌现的新模式新业态。

    聚焦地看，电力供给侧结构性改革其本身亦是从提高电力供给质量和效率的角度出发，用改革的办法提高电力供给对用电需求变化的适应性和灵活性，实现由低水平供需平衡向高水平供需平衡的跃升，推动新时代电力可持续、高质量发展。电力供给侧结构性改革的内容和举措可能很多，有的立足于破解当前电力发展的突出矛盾和关键难题，以期提高电力生产力;有的着眼于构建长效机制，注重完善电力生产关系。但根源性的，电力供给侧结构性改革的核心应是体制机制变革，既充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，又充分发挥政府的规划引导、监督管制作用，实现增长协同、利用高效、市场完善、竞争充分、产品丰富、技术领先的高水平供需平衡。

    在供应能力方面，传统电源的盲目扩张不能再依靠政府的“取消、缓核、缓建”命令来制止，可考虑在政府规划、电能交易之外建立容量市场来吸引和激励电源投资，让市场成为电源投资决策的决定性因素;清洁能源的弃能困境不能只依靠政治正确的“双降”任务来突破，可考虑实行参与市场交易、集中统一调度、电力绿色证书、清洁能源配制等措施在内的政策“组合拳”，推动清洁能源实现从新兴到替补、从配角到主角的转变;煤电灵活性改造要实现从政策引导到企业自发的转变，可考虑推广辅助服务市场试点经验，让灵活性电源获得与承担角色相匹配的经济收益;要提高电网投资与运行的经济性，输配电价的制定原则就要从简单的准许输配收入分配向反映并网位置、反映使用时间、反映利用效率、反映用户类型的科学输配电价定价方法转变，只要价格信号强劲，暂时的设备利用低效也可以很快得到提升;但对农网改造、边远地区、脱贫攻坚等政策性工程，政府的支持、引导和资助必不可少，政策性交叉补贴宜逐步转变为“明补”。

    在行业管理方面，政府的基础性作用主要体现在规划制定和监督管控上，其中前者要求增强电力规划的全面性、科学性与严肃性，加强国家规划与省级规划之间的衔接、分品种电源之间的协调、滚动与调整之间的规范;后者要求从法律、机构、人才、技术等方面予以突破，制定专门监管法律，加强专业监管力量，培养专职监管人才，提升专业监管技术。增强市场决定性作用的主要举措包括鼓励市场主体多元、放开电力价格管制，其中前者要求在继续放开发电市场的基础上，通过增量配电改革与售电侧放开，不断提高市场的透明度、竞争的充分度，使电力企业真正成为自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的市场主体;后者是体制机制改革的核心难题，只有加快还原电力的商品属性，建立统一开放、公平合理、竞争有序、监管有效的现代电力市场体系，进一步明确和完善市场交易品种和规则等核心制度，才能矫正以前过多依靠行政配置资源带来的要素配置扭曲。

    在服务产品方面，电力企业从单一的电能生产者或销售者向综合能源供应商转变，既要扩大产品种类，又要提高服务水平。这就要求电力市场主体充分利用大数据、云计算、物联网、移动互联网等先进技术，以能源互联网、智慧能源、多能互补为方向，面向产业园区、工业企业、公共建筑、居民用户等服务对象，开展能效诊断、用能监测、节能改造、电能替代、分布式发电等多元业务。

    本文刊载于《中国电力企业管理》2018年07期，作者薛万磊、徐楠就职于国网山东省电力公司经济技术研究院;作者李江涛就职于国网能源研究院有限公司。

文章来源：北极星电力网