中國儲能網(wǎng)訊：中國新一輪電力體制改革走過了十個年頭。自2015年《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號，以下簡稱“9號文”）發(fā)布以來，改革經(jīng)歷了從破冰試點到全面鋪開的過程，重塑了行業(yè)格局，能源資源的優(yōu)化配置效率也得以持續(xù)提高。
據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會（以下簡稱“中電聯(lián)”）數(shù)據(jù)，2024年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量61795.7億千瓦時，占全社會用電量的比重為62.7%；而在改革初期的2016年，全國包括直接交易在內的市場化交易電量約為1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。
十年間，輸配電價改革不斷完善，煤電和新能源先后全面進入市場，工商業(yè)目錄電價退出歷史舞臺，容量電價機制破冰。市場與政府、中央與地方以及不同市場主體始終圍繞效率和公平這一主題，在博弈中推動行業(yè)發(fā)展進步。
歷經(jīng)十年實踐，電力行業(yè)實現(xiàn)了從行政管制向“市場競爭+政府規(guī)制”模式的跨越式轉變。下一個十年的改革目標是什么？將遇到怎樣的機遇和挑戰(zhàn)？多位業(yè)內人士提出，需求側數(shù)字化與電氣化發(fā)展提速，或將牽引電改進入一個全新的階段。
改革只有起點，沒有終點。
框架漸成
作為“管住中間、放開兩頭”的“中間”，輸配電價改革率先破局。2015年啟動的輸配電價改革是9號文的重要組成部分，旨在破除電網(wǎng)企業(yè)“購銷價差”的盈利模式，以“準許成本+合理收益”原則建立輸配電價規(guī)制。
早在9號文發(fā)布前夕，輸配電價改革就率先在深圳和蒙西試水，2015年上半年，云南、貴州、安徽、寧夏、湖北五個省級電網(wǎng)成為第一批改革試點，而后由點及面、覆蓋全國。
2017年7月，我國全面完成了省級電網(wǎng)輸配電價核定工作，成為9號文印發(fā)以來第一個全面完成的電力體制改革任務。獨立輸配電價核定為“交易電價+輸配電價+政府性基金”的電價結構奠定了基礎。
據(jù)當年國家發(fā)展改革委發(fā)布的數(shù)據(jù)，輸配電價整體核減比例約為14.5%，平均輸配電價較當年現(xiàn)行的購銷價差降低約1分錢，核減32個省級電網(wǎng)準許收入約480億元。
而后省級電網(wǎng)輸配電價以三年為一個核價周期。2023年5月15日，第三監(jiān)管周期輸配電價核定發(fā)布，優(yōu)化電壓等級、用戶分類，分電壓等級核定容（需）量電價，并將線損、抽水蓄能容量電費等多項此前包含在輸配電價中的費用單列，輸配電價結構更加清晰合理。
在輸配電價獨立核算的基礎上，9號文要求“有序向社會資本放開配售電業(yè)務”，打破電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷的格局，允許非電網(wǎng)企業(yè)參與售電市場，引入競爭提高資源配置效率。
廣東是售電側改革的先行者。2016年3月，廣東省經(jīng)濟和信息化委、國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布《關于明確2016年售電公司參與直接交易有關事項的通知》（粵經(jīng)信電力函〔2016〕84號），明確13家售電公司參與電力直接交易，涵蓋央企、地方國企、民營企業(yè)等多類主體。
在首次月度競價中，發(fā)電企業(yè)平均降價達0.12555元/千瓦時，遠超預期，迅速吸引更多社會資本涌入。同年，全國售電公司數(shù)量激增，形成包括電網(wǎng)關聯(lián)企業(yè)、獨立售電公司、配售一體化企業(yè)在內的多元主體格局。
不少業(yè)內人士認為，盡管當時市場機制尚不完善，但多元主體的參與依然起到了重塑電力行業(yè)生態(tài)的作用，用戶擁有了選擇權，發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營模式開始轉向和其他競爭產(chǎn)業(yè)類似的“市場營銷”初級階段，通過降價競爭爭取客戶，擴大市場份額。
電力市場專家李永剛對《南方能源觀察》（以下簡稱“eo”）記者說，2015年左右，他在和國內同行交流時發(fā)現(xiàn)，各方對輸配電價改革、放開發(fā)電和零售市場熱情很高，但是圍繞是否優(yōu)先建設現(xiàn)貨市場存在爭議，后來改革選擇了先放開中長期和售電市場，暫時“規(guī)避”了設計復雜、運營風險高的現(xiàn)貨市場。
之后十年的電改歷程印證了漸進式發(fā)展路徑的穩(wěn)妥性，通過優(yōu)先發(fā)展中長期交易降低技術難度與系統(tǒng)性風險，為后續(xù)改革留出緩沖空間。在中長期交易機制初步建立之后，現(xiàn)貨市場順應市場發(fā)展需求。2017年8月，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發(fā)布《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕1453號），選定南方（以廣東起步）、浙江、山西等8個地區(qū)為首批試點。
業(yè)內分析，8個地區(qū)資源稟賦各不相同，有的是受端電網(wǎng)，有的是送端電網(wǎng)，有的一開始就肩負為區(qū)域市場探路的使命。不同試點探索出了解決不同難題的方案，起步早的未必一直領先，起步遲的也在迎頭趕上。
截至2025年2月24日，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西等5個首批試點地區(qū)和省間電力現(xiàn)貨市場已轉入正式運行，電力現(xiàn)貨市場在多個?。▍^(qū)）全面鋪開，整月及以上長周期結算試運行已擴展至10余個地區(qū)。
各地按照“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務市場”的基本框架，形成了各自的規(guī)則。
統(tǒng)一市場
2022年1月18日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布經(jīng)中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號，以下簡稱“118號文”），這是繼9號文發(fā)布以來，中央第一次在最高級別的決策會議上研究部署電力專項改革任務。
118號文要求，有序推動國家市場、?。▍^(qū)、市）/區(qū)域電力市場建設，加強不同層次市場的相互耦合、有序銜接。
不止一位業(yè)內人士在接受eo記者采訪時說，全國統(tǒng)一電力市場體系并不是指全國只有一個市場。
那么，統(tǒng)一市場需統(tǒng)一什么要素？實現(xiàn)什么目標？由于我國能源資源稟賦和負荷呈逆向分布，如何在“省為實體”的財稅體系下尋求區(qū)域間能源電力的優(yōu)化配置，是全國統(tǒng)一電力市場要解決的重要命題之一。
2024年4月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《電力市場運行基本規(guī)則》，國家能源局有關負責人表示，這是正在組織編制的全國統(tǒng)一電力市場“1+N”基礎規(guī)則體系中的“1”，為全國統(tǒng)一電力市場體系建設提供了基礎制度規(guī)則遵循，降低市場主體參與不同省級市場交易的入門成本，促進資源流動。
2022年1月27日，國家發(fā)展改革委、國家能源局函復原則同意《南方區(qū)域電力市場工作方案》。2022年7月23日，南方區(qū)域電力市場啟動試運行。
南方電網(wǎng)公司提出“聯(lián)合出清、兩級運作”，實現(xiàn)了區(qū)域級現(xiàn)貨市場運營機構、省級運營機構的統(tǒng)籌管理和市場協(xié)同運營。
2024年11月，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場已開展首次整月結算試運行。南網(wǎng)總調相關工作人員介紹，區(qū)域現(xiàn)貨市場的核心是進行全區(qū)域全模型優(yōu)化，做到“全局最優(yōu)”。
近日，國家能源局提出初步按照2025年6月啟動南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行倒排工期。清華大學教授、能源經(jīng)濟資深專家夏清在接受eo記者采訪時表示，區(qū)域電力市場最大的價值是突破了省間壁壘，為建設全國統(tǒng)一大市場提供了南方樣板。
隨著“沙戈荒”大基地項目逐漸落地及區(qū)域電力市場推進，跨省跨區(qū)輸電價格機制作為“聯(lián)接通道”，如何適應并促進跨區(qū)域資源配置，成為下一步的重點之一。
兩部制輸電價分為電量電價和容量電價，電量電價對應電網(wǎng)的變動成本回收，費用與實際用電量掛鉤，多用多付，容量電價對應電網(wǎng)的固定成本回收。當前我國區(qū)域電網(wǎng)第三監(jiān)管周期實行兩部制輸電價格，南方區(qū)域電力市場采用將輸電價中的電量電價疊加在送電潮流的方法，設計現(xiàn)貨市場目標函數(shù)的模型，這在世界范圍內也是首創(chuàng)?？缡】鐓^(qū)專項工程輸電價格則實行單一電量電價制，采用經(jīng)營期定價法。
當前業(yè)內有觀點認為，考慮到新能源裝機規(guī)模不斷擴大，跨省跨區(qū)輸電專項工程的利用小時數(shù)將呈下降趨勢，建議逐步將單一電量制轉為兩部制或單一容量制。
2024年5月28日，國家能源局發(fā)布的《關于做好新能源消納工作 保障新能源高質量發(fā)展的通知》（國能發(fā)電力〔2024〕44號）要求，允許送電方在受端省份電價較低時段，通過采購受端省份新能源電量完成送電計劃。業(yè)內認為這將進一步釋放全國統(tǒng)一電力市場的優(yōu)勢，也將進一步推動跨省跨區(qū)輸配電價改革。
“雙碳”目標
不少業(yè)內人士認為，2015年新一輪電改啟動時，需要解決的核心問題是過剩投資導致資源配置效率較低，而2020年我國“雙碳”目標的提出，為電改增加了新變量，協(xié)同“低碳轉型、安全保供、經(jīng)濟效率”三重目標的必要性更加凸顯。
十年來，我國新能源實現(xiàn)跨越式發(fā)展。截至2024年底，我國新能源發(fā)電裝機規(guī)模約為14.1億千瓦，占全國電力總裝機規(guī)模的40%以上，超過煤電裝機。而在2015年底，我國風電裝機僅為1.29億千瓦，光伏發(fā)電裝機僅為0.4318億千瓦。
上海電力大學教授謝敬東對eo記者說，“雙碳”目標的提出對電改具有助力器和定向器的雙重作用。助力器是指，“雙碳”目標能夠推動新能源深度參與電力系統(tǒng)，也讓電力資源的價值體系化，從單純提供電量擴展到包括調峰、調頻、備用等在內的輔助服務，這種復雜性使通過計劃方式配置資源更加難以維系，必須依賴市場化機制實現(xiàn)系統(tǒng)優(yōu)化，改革爭議的焦點從必要性轉向了“如何改”。定向器是指，電改目標從單一追求效率，降低電價，轉向兼顧新能源消納與低碳要求，目標體系更加多元化。
李永剛認為，“雙碳”目標的提出給電改帶來的挑戰(zhàn)在于，傳統(tǒng)電力市場機制基于煤電、氣電等化石能源設計，難以有效平抑新能源出力波動引發(fā)的市場價格劇烈震蕩，而與已基本完成電力市場建設的歐美發(fā)達國家和地區(qū)不同，我國是在能源轉型中建市場，挑戰(zhàn)更大。
謝敬東提到“雙碳”目標對市場設計的三重影響：重構市場機制，電能商品需從單一電量擴展為包含調峰、調頻等服務在內的系列化設計；發(fā)電側需細化電源類型，用戶側也需隨新型電力系統(tǒng)建設動態(tài)優(yōu)化定位；對于新能源與常規(guī)能源因成本差異形成的非對稱競爭，需建立有效風險防范機制。
“也要看到可再生能源的發(fā)展使電力市場主體更加多元，儲能、虛擬電廠、智能微電網(wǎng)等新型經(jīng)營主體的加入豐富了電力交易品種，促進了交易模式創(chuàng)新?！崩钣绖傉f。
2025年伊始，全球氣候政策出現(xiàn)變局。1月20日，特朗普政府簽署行政令，宣布美國再次退出《巴黎協(xié)定》，這是其繼2017年首次退出后的第二次“退群”，同時重啟化石能源開發(fā)。面對電費上漲壓力，完成政府換屆的德國，也將調整能源轉型政策。
然而，多位受訪者認為，雖然全球氣候政策反復，我國能源轉型和電力體制改革仍將穩(wěn)步推進?！罢叩倪B貫性可以為各種市場主體提供穩(wěn)定的預期，營造更好的發(fā)展環(huán)境?！?/span>
謝敬東提醒，需注意國際碳邊境調節(jié)機制（CBAM）等對我國綠電交易提出更高要求，要讓綠色電力在時間、空間、品質上更加符合相關合規(guī)性認證。
供需波動
2021年4月開始，多地采取有序用電措施。國資委網(wǎng)站信息顯示，中國華能、中國大唐、中國華電、國家電投等企業(yè)在“越發(fā)越虧”的情況下，仍然“能開盡開、能發(fā)盡發(fā)”。中電聯(lián)發(fā)布的《2021年前三季度全國電力供需形勢分析預測報告》提到，“煤電企業(yè)燃料成本大幅攀升，煤電企業(yè)虧損面明顯擴大，8月以來大型發(fā)電集團煤電板塊整體虧損，部分集團煤電虧損面達到100%”。
推進電力市場化改革能否助力保供應？
中國人民大學應用經(jīng)濟學院副教授郭伯威對eo記者表示，2021年的有序用電是我國新一輪電改真正的轉折點，暴露了之前市場機制不健全導致的供需失衡，倒逼我國快速調整政策。
“供需形勢逆轉促使電力市場設計厘清傳統(tǒng)能源與新能源在市場中的功能定位，系統(tǒng)性地認識兩者的角色，應對兩者在成本結構、收益模式上的差異挑戰(zhàn)，建立公平競爭機制?！敝x敬東說。
2021年10月11日，國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號，以下簡稱“1439號文”）提出，發(fā)電側燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網(wǎng)電價，標志著燃煤標桿電價機制落幕；用電側取消工商業(yè)目錄銷售電價，推動工商業(yè)用戶全部通過市場化方式購電。
多位業(yè)內人士認為，1439號文的出臺標志著我國電力市場化改革進入“全面放開”的新階段。
2021年之后，煤電被重新定位，其對電力系統(tǒng)的支撐調節(jié)價值得到重視，容量電價補償應運而生，這是我國首次出臺煤電兩部制電價機制。
謝敬東認為，煤電容量電價政策出臺是我國電力系統(tǒng)從傳統(tǒng)模式向新型電力系統(tǒng)轉型的關鍵轉折點，容量電價政策重新定義了煤電機組的市場角色——從以發(fā)電量為核心收益來源，轉向以保障電力供應能力為主，輔以電量收益及輔助服務收益，形成多元收益模式，緩解企業(yè)經(jīng)營壓力。
2021年4月30日國家發(fā)展改革委印發(fā)的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》則提出，堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策，通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。
多位業(yè)內人士認為，面向多種資源的容量市場“破殼”或不再遙遠。
此外，新能源原先“固定價格+補貼”或完全通過市場交易獲取收益的模式已不再適應大規(guī)模發(fā)展。
2025年1月27日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場，將進一步推動市場設計體系化變革。
2月28日，在《能源》雜志主辦的“2025《能源》年會暨第十六屆中國能源企業(yè)高層論壇”上，國家電網(wǎng)公司副總工程師，國網(wǎng)能源院董事、黨委書記歐陽昌裕認為，新型電力系統(tǒng)建設需高度重視有效容量、調節(jié)能力和戰(zhàn)略備用。要形成安全支撐體系，核心是設計相適應的電價機制。
需求側變量
電力市場化改革路徑選擇和推進速度往往還受國家和地方產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃、經(jīng)濟增長需求等影響，是多重因素交互作用下的結果。
郭伯威認為，我國宏觀經(jīng)濟結構性轉型值得關注，宏觀經(jīng)濟增長和電力消費增長正逐步脫鉤，一方面是因為數(shù)字經(jīng)濟耗能越來越高，另一方面是因為產(chǎn)業(yè)電氣化，特別是在交通領域，新能源汽車需要大量電力，智能化和電氣化將對電力體制改革提出需求響應、靈活調度、智能電網(wǎng)等方面更高的要求。
李永剛也認為數(shù)字經(jīng)濟的快速發(fā)展和交通電氣化正推動電力需求超常規(guī)增長，并影響著電力市場機制設計。具體而言，工業(yè)電氣化加速，數(shù)據(jù)中心大規(guī)模建設、通信基站運行及人工智能（AI）訓練導致用電量激增，電動汽車普及推高充電設施及配套用電需求，預計未來5—10年，電力需求將呈現(xiàn)超常規(guī)增長趨勢。
根據(jù)國網(wǎng)能源研究院的研究數(shù)據(jù)，上述新型“高耗能”產(chǎn)業(yè)預計將給“十五五”“十六五”十年合計帶來超過2.5萬億千瓦時的用電增量。
李永剛認為，這將進一步促進電力市場發(fā)展，加速電價形成機制改革，引導用戶側資源參與市場，更好地反映新型市場的架構和供求關系。
當前用戶側參與現(xiàn)貨市場多以報量不報價為主，但多地提出將探索雙邊報量報價方式，力圖通過市場化手段推動用戶從“被動消費者”轉變?yōu)椤爸鲃赢a(chǎn)銷者”，成為電力系統(tǒng)靈活性的重要來源。
多位業(yè)內人士還認為，當下用戶側更需要厘清交叉補貼，建議將隱性補貼改為顯性補貼，直接補貼弱勢群體，確保電價反映真實成本。
謝敬東強調，用戶側資源參與新型電力系統(tǒng)建設是構建現(xiàn)代能源體系的重要特征，在實踐層面，亟須建立差異化的電力基本公共服務體系?！皩τ跀?shù)據(jù)中心、芯片制造等高技術產(chǎn)業(yè)，可通過優(yōu)質優(yōu)價機制提供高可靠性供電保障；針對高耗能行業(yè)，則需通過差別定價機制，既保障基礎用能需求，又抑制粗放型發(fā)展。”
監(jiān)管下場
9號文提出“三放開、一獨立、三加強”，意味著政府角色的轉變：逐步退出直接經(jīng)營，轉向市場監(jiān)管。
多位業(yè)內人士認為，電力市場化改革并非完全依賴市場，既要發(fā)揮市場的資源優(yōu)化配置作用，也需要政府不斷完善市場監(jiān)管、兜底風險。
國際能源署（IEA）的多份研究顯示，國際上成功改革的電力市場均實現(xiàn)了政府管制邊界與市場作用范圍的動態(tài)平衡。
在郭伯威看來，何時干預市場、如何干預市場，對政府來說是極大的挑戰(zhàn)?！耙苍S十年只能‘下場’一次，‘下場’的時機要正確?！?/span>
2022年6月15日，澳大利亞電力市場運營機構（Australian Energy Market Operator，AEMO）宣布暫停運行電力現(xiàn)貨市場。這是澳大利亞電力現(xiàn)貨市場首次暫停運行，該市場直至6月24日才正式恢復運行。此次事件通過行政手段強制調度機組發(fā)電，避免了電力供應危機進一步惡化，體現(xiàn)了對公共利益的優(yōu)先保障。“這就是一次正確的‘下場’?！惫J為。
李永剛提到，在極端天氣或突發(fā)事件導致供需失衡時，臨時干預是保障電力系統(tǒng)安全的關鍵手段，可穩(wěn)定市場秩序，防止市場主體利用市場波動進行不正當競爭，從而避免對經(jīng)濟和社會造成沖擊。但是隨著市場機制逐步成熟，此類干預應逐漸減少。
謝敬東認為，應在市場框架內設計干預工具，如價格上下限、容量補償機制等，確保電價在合理區(qū)間波動。郭伯威說，正確的解決方向應為優(yōu)化市場規(guī)則設計，行政干預可能在短期內緩解矛盾，但難以根除系統(tǒng)性缺陷，甚至會進一步扭曲市場信號，阻礙長期健康運行。
2024年，我國電力監(jiān)管政策取得實質性進展，修訂后的《電力市場監(jiān)管辦法》首次將儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型市場主體納入監(jiān)管范疇，明確其交易地位，國家能源局啟動覆蓋交易合同執(zhí)行等7個核心環(huán)節(jié)的綜合監(jiān)管，涉及6省區(qū)電力市場全鏈條運作。
“接下來還需明確監(jiān)管邊界與責任主體，區(qū)分自然壟斷環(huán)節(jié)與競爭性環(huán)節(jié)的監(jiān)管職責?！惫f，具體包括通過強制披露交易報價、機組出力、市場干預記錄等信息，提升市場透明度，減少行政干預；通過大數(shù)據(jù)與AI分析實時監(jiān)測異常交易，如報價趨同、市場力濫用等，提升風險預警能力。
謝敬東則倡導柔性監(jiān)管理念。“建議在市場出清、風險防控、違規(guī)處置等環(huán)節(jié)引入柔性監(jiān)管，通過動態(tài)博弈優(yōu)化監(jiān)管效果，比如，加強信息披露，引導市場主體自律?！?/span>
針對監(jiān)管協(xié)同難題，李永剛建議，建立跨部門協(xié)同監(jiān)管機制，明確職責分工，搭建信息共享平臺，提升效率，通過數(shù)據(jù)模型優(yōu)化市場規(guī)則設計。
多位業(yè)內人士還建議，推動修訂《中華人民共和國電力法》，確保監(jiān)管有法可依，進一步厘清不同部門的監(jiān)管邊界。
