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中国电力行业改革问题及应对措施建议1.国家电力行业改革背景介绍及意义简析电力行业作为国家支柱性行业，对国民经济的发展有显著影响。
电力行业的每次变革，都直接关系着国民经济各个方面的发展与变化。
从建国之初到上世纪80年代，国家电力由政府全权负责，这样的电力发展模式效率低，成效不明显，使得我国电力行业在这一时期发展缓慢，严重不符合我国经济发展对电力行业的需求。
纵观改革开放三十多年，电力行业一共经历了三个不同的历史阶段。
1980年-1984年间，在改革开放的起步阶段，政府首次放开了对电力行业的统一管理，打破了政府为电力投资单一主体的局面，在部分地区实现了以企业为主体的电力投资，电价全国统一的模式也被打破。
1985年-1996年为第二阶段，政府进一步拓展了融资渠道，提出了政企分开，省为实体，集资办电的新思路，主要运用于发电企业。
1996年至今为第三阶段，主要于 2002年在下发了《电力行业改革方案》，确定了厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网的四个步骤。
确立了电力改革朝市场化发展的基本方向和实现方法。
2.国家电力行业改革现状分析我国电力行业改革主要分两大领域进行，即电力行业发电领域、输配电领域。
三个领域改革现状分别如下：1.发电领域改革现状2002年3月1日国务院发布《电力体制改革方案》，开始在电力市场化引入竞争机制，厂网分开实行，电力体制改革正式拉开帷幕。
电力行业发电领域在改革过程中，逐步形成了五大发电集团主导的局面，其中包括中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司。
五集团公司在资源、业务、技术、销售上都存在不同程度的竞争，推动发电领域市场化发展。
由于五大集团公司市场化程度深，在物价等因素的驱动下，曾多次出现亏损。
但在巨量的电力需求的刺激下，发电领域集团公司仍在向上发展。
2.输配电领域改革现状自《电力体制改革方案》颁布后，电力行业将发电领域从输配电领域中分出，同时输配电领域由电网公司进行管理。
电力市场改革重大问题及解析随着我国电力事业得到了迅猛发展，电力系统的规模也在不断地扩大。
电力体制改革深入推进，持续推动电力市场化交易如火如荼地开展起来。
各省市也逐步出台一些电力市场化交易政策，为稳步推进增量配电业务改革和电力现货市场建设试点，不断扩大电力辅助服务市场范围作出指引。
标签：电力市场;改革;重大问题;解析引言在互联网发展的基础上，电力控制业务的覆盖范围也愈加广泛，电力企业的电力营销模式也发生了转变，如从以往的垄断式营销模式向市场化的营销模式转变。
这也就是表明，电力企业若想获得更为良好的发展，则需要改变自身的经营理念，并在营销模式上给予一些创新，以促使企业获得更多的利益，进而获得发展。
1电力市场改革重大问题1.1市场力风险防范问题我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。
我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。
市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。
1.2增加了不确定性因素整体电力系统运行是否稳定关键在于电力系统的操作状态，电力系统的操作状态对用户购电能力的选择性产生了更大的影响，如此变增加了诸多不确定性因素。
此外，电力生产者与用户之间存在远程传送交易行为，因此需要更大容量的电网，电网容量的增加加剧了系统总体操作条件的不确定性。
1.3调峰调频资源参与市场问题近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。
逐步探索調峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。
当前我国电力行业体制改革的缺陷及建议改革开放以来，我国电力工业发展迅速，电力建设取得了巨大成就。
截至到2004年底，全国电站装机规模达到4.4亿千瓦，年发电量21870亿千瓦时，发电装机容量和年发电量均已跃居世界第二位。
这一巨大的成就的取得，归功于电力行业改革的推动。
目前，我国电力行业已经实现公司化管理，决策按商业原则制定。
但是，当前中国电力工业的发展状况与中国现代化、电气化的需求相比，差距很大。
2000年，我国人均拥有发电装机和人均用电量，尚未达到世界平均水平的一半，仅为发达国家的1/6～1/10。
一、我国电力行业改革的历史回顾和现状分析从1985年国务院转发国家经贸委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》的通知开始，我国电力行业已展开了持续近二十年的电力改革，我国电力行业改革大致可以分为三个阶段：第一阶段（1985-1998年）是以“集资办电”，“以电养电”为主要内容的改革阶段。
在该阶段，政府在发电环节的准入政策相对宽松，改革的目的是实现电力装机容量在数量和规模上的扩张，结束长期的电力紧张局面。
为此，国家出台鼓励电力生产的“多家办电”政策，制定了“还本付息”的电价政策，明确集资电厂可以独立经营，允许新电厂实行成本加成电价。
在“还本付息”电价政策下，由于利润有保障，我国电力工业实现了持续快速发展，至1998年，初步实现了电力供需的低水平平衡。
但由于新建电厂基本不存在成本约束，投资越大，获取利润的基数就越大。
因此，电力生产虽得到了迅速发展，发电成本也日益扩张，根据有关研究成果，1990年，30万机组单位造价每千瓦2254元左右，1998年，综合造价高达7700元，电力项目造价不断攀升的结果，是推动电价不断上涨。
第二阶段（1998-2002年）是解决电力行业管制政企合一的改革阶段。
为了解决行业主管部门利用行业立法保护本行业、本部门的利益，使行业垄断行为合法化，必须结束政企合一的管制模式，改变建国以来电力行业主管部门就是行业经营部门的传统经营管理模式。
电力市场改革重大问题及解析摘要：2020年是“十三五”规划的收官之年，“十四五”时期是我国全面建成小康社会后，开启全面建设现代化强国新征程，全面落实高质量发展要求，深入推进能源生产、消费、体制和技术革命的关键时期。
电力体制改革应通过持续优化电力行业体制机制、建立公平有序的电力市场，全面支撑我国能源清洁低碳转型、保障电力安全稳定供应，促进技术和模式创新，推动电力工业高质量发展。
关键词：电力市场；体制改革；问题及解析中图分类号：F407.6文献标识码：A1电力市场改革存在的重大问题1.1计划与市场双轨运行问题我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。
发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施[1]。
面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。
例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。
做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。
1.2省间与省内市场衔接问题目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。
如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间[2]。
实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。
在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。
其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。
各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。
1.3中长期交易与现货市场衔接问题在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。
