建议在当前第一批多能互补集成优化系统示范工程的基础上，总结相关经验，继续开展风光水火储多能互补系统与终端一体化集成供能系统两类多能互补集成优化系统的示范工程申报与建设，同时建议针对已核准的示范工程，优化示范项目监督管理责任制与后评估工作机制。

其中，水电859万千瓦（其中，抽水蓄能新增130万千瓦），为2003年以来水电新投产最少的一年。在发展上，电源与电网、交流与直流、输电与配电发展不协调等问题突出。

2018年，全国主要发电企业１电源工程建设完成投资2787亿元，比上年下降3.9%，下降幅度同比上年收窄。电力生产运行安全可靠。并网风电发电量3658亿千瓦时，比上年增长20.1%。通过组织督导调研，梳理前三批增量配电试点项目落地存在的问题，国家发展改革委和国家能源局陆续出台了电力业务许可、配电区域划分等方面的政策文件，加快了增量配电试点有序落地进程，同时，部署了第四批试点项目申报工作。《行业发展报告2019》同时指出，2018年，我国电力行业在取得卓越成绩的同时，多年来积累的一些深层次问题依然存在。

核电领域，掌握了第四代核电高温气冷堆蒸汽发生器制造技术。进一步加强绿色发展，积极应对气候变化。另外，交易中心与调度中心之间关于交易主导权存在争议、久议不决。

国家能源局针对《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》三次征求意见，可再生能源持续发展获得新动能。部分电网企业直属售电公司参与电力交易和零售市场，存在利用信息不对称在电力市场中获利的制度空间。2018年电力市场推进情况在中发〔2015〕9号文件的指引下，市场各主体、电网企业和政府部门积极响应，在市场规则、市场组织、监管制度等方面精益求精，在输配电价改革、中长期及现货市场建设、增量配电改革等方面稳中有进，改革带来的经济效益和社会效益集中体现，市场各主体参与市场交易积极性得以巩固，为电力行业带来了生机与活力。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

越来越多的售电公司意识到，当前的单一购销差价盈利模式无法应对电力市场的风云变幻，创新发展、寻求转型的内生动力得到激发，开始谋求售电行业的发展新业态。我国已经完成了涵盖输配电各个环节、全部领域的顶层设计，并完成了首个监管周期内的输配电价核定。

电力批发市场纵深发展辅助服务专项工作平稳进行，各地专项试点务实探索。交易规模持续扩大各种类电力市场交易电量比例再创新高。电力现货市场建设工作推进步伐明显加快。一是建立健全现代电力市场体系。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年05期，作者系华北电力大学教授。试点贪多求快，推动方式方法饱受诟病。新疆试点完成关于辅助服务规则调研工作，将进一步完善技术支持系统建设并推进火电灵活性改造工作。但在输配电价的实施阶段，价格制定过程的具体参数不公开、不透明，影响跨省跨区交易规模进一步扩大，影响分布式能源就地消纳，输配电价体系有待进一步丰富完善。

二是进一步完善新零售竞争模式。交易中心股份制改造工作处于停滞观望状态。

山西、福建、山东、宁夏、广东和甘肃地区能源相关部门发布电力辅助服务市场运营规则，并开始试运行。能源供给从集中式到分布式转型是未来能源革命的必然趋势，分布式能源的大力发展改变了传统电力用户在竞争性电力市场中的角色。

从世界主要国家或地区的电力市场结构来看，一个完备的市场体系应该包含能量市场、辅助服务市场、金融与期货市场、容量市场等市场类型，不同地区市场建设规划未出台，路径不明晰。另外，清洁能源的市场交易规模也较去年有了不同幅度的提高，其中水电、风电和光伏的上网电量市场化率分别为31.9%、21.4%和26.6%。火力发电企业参与市场改革积极性不高自经济发展进入新常态后，电力消费增速也相应下降，全国电力供应能力总体平衡、相对过剩。为解决配电区域划分滞后而导致的部分试点进展缓慢的问题，两部委印发《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》，为增量配电改革丰富了政策支撑和制度遵循。增量配电改革试点范围不断扩大2018年初公布了第三批增量配电改革试点，基本实现全国地级以上城市全覆盖。在绿色发展理念指引下，可再生能源与清洁能源大力发展，占用燃煤发电企业的发电空间。

监管机构恪尽职守，严防价格垄断行为，维护市场公平竞争，有效保护了电力投资者、经营者、使用者的合法权益和社会公共利益。这些交叉补贴扭曲了电价体系，抑制资源配置效率，严重侵蚀工商企业的合理利润，降低工商企业市场竞争力，阻碍发电侧和售电侧市场化的推进。

伴随电力市场体系建设，中央政府部门和各地方政府积极推动法治化建设，完善法律法规，创新意识得到调动。当前自备电厂的存在和部分不规范发展，某种程度上是不合理的高电价、供电可靠性不高或者用电难等客观现实的折射。

可再生能源参与市场的政策框架明确可再生能源市场迎来大洗牌。现代电力市场体系是我国现代化经济体系的重要组成部分，除了包括狭义视角的交易主体、交易对象、交易类型等市场要素外，还包括市场竞争机制、兜底服务机制、绿色发展机制和区域协调机制四个方面，以及作为基础的电力产业体系和作为保障的政府管理机制。

对电力现货试点项目而言，必须立足我国实际情况开展理论与实践创新。供需价值规律的体现，被误读为电力改革就是要发电企业降价。2018年是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，在国内外形势复杂严峻、经济下行压力增大的背景下，电力行业积极进取，电力系统运行安全稳定，营商环境电力获得指标大幅上升，电力市场化改革迈出新步伐。市场基础进一步夯实电力交易机构组建完成，市场组织体系建立。

但实际情况是，增量配电改革过程中受到极大阻力，配售电资产混合所有制、配售电业务向社会资本放开的要求尚未得到有效落实，增量配电业务缺乏培育过程，暂无有效的盈利模式。对于增量配电改革试点而言，应加强试点统一规划，提升试点项目实施运作水平和成功率。

我国电力体制改革正处于关键时期，应以发展的眼光、实事求是的态度和系统科学的方法，总结改革目前进展、实际成效和存在问题，理清下一步的改革思路，持续推进电力体制改革走深走实，坚定不移地推动电力市场化改革事业。交叉补贴虚高长期拖累工商业发展对居民、农业电价的交叉补贴，是全国一般工商业电价普遍较高的根源。

四突出试点示范引导，鼓励基层大胆创新。增量配电网项目的可行性和实操性也日益增强，整体发展形势向好。

截至2018年底，全国共已成立33家省级电力交易中心和北京、广州2家区域电力交易中心，其中，8家省级交易中心和广州电力交易中心完成股份制改造，24个省份完成电力市场管理委员会的组建，形成了业务范围从省（区）到区域、从区域到全国的完整组织体系。电力市场化改革存在的问题虽然2018年电力市场化改革取得了不俗的成绩，但由于缺乏系统性改革思维和全局性战略眼光，或是垄断问题依然难以根除，或是实际情况复杂难以照搬西方先进电力市场理论，电力改革中仍然存留许多问题亟待解决。尽管自2015年实施供给侧结构性改革以来的一系列举措，适当降低了工商业度电交叉补贴水平，但随着居民、农业用电占比逐年提高，交叉补贴总规模不降反增。同时，首轮输配电定价成本监审工作完成，核减不相关、不合理费用约1284亿元，有力保障输配电价改革的进一步深化，改革红利得到进一步释放。

电网盈利模式转变不彻底中发9号文中明确要求电网公司不再以上网电价及销售电价的价差作为盈利模式，旨在强化中间环节监管，激励与约束并重，促使传统的电网企业注重成本管理并提高服务质量，让电能的商品属性尽快显现。东北区域的火电企业积极主动研究深度调峰办法，常态挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，2018年前三季度风电多发102亿千瓦时。

输配电价体系对电力交易支撑能力仍有不足电价改革是市场化的核心，输配电价格是影响电能交易活跃的主要因素之一。鼓励不同区域进行差别化试点，推动顶层设计与基层探索良性互动、有机结合，发扬地方基层在电力改革中的首创精神。

推进自备电厂转为合格市场主体，实现与公用电厂公平有序竞争，利用市场规律疏导社会循序渐进地解决自备电厂问题。但实际情况下，电网企业作为市场主体参与跨省区交易现象普遍存在，既当裁判员又当运动员的情况时有发生。