X
编者按
在全国统一大市场建设与“双碳”目标协同推进的背景下，中国新一轮电力体制改革走过了十个年头。2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），为全球规模最大、结构最复杂的电力系统注入市场化基因。
十年间，市场化交易电量占比从不到20%跃升至超过60%，输配电价独立核算、现货市场破冰、容量机制破题，全国统一电力市场框架初成。面对“双碳”目标和全球能源变局，中国正探索“清洁、安全与经济”三重目标约束下的最优解。改革未有终章。数字革命催生新型用电大户，绿色壁垒倒逼绿电价值认证，电改已不仅是行业命题，更是国家竞争力的关键变量。
本期封面故事以十年实践为镜，系统梳理改革路径与逻辑，从不同维度解析新一轮电力体制改革的机遇与挑战。
2025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》（中发〔2015〕9号，以下简称“9号文”）印发满十年，本轮电力体制改革在起伏中迎来新的征程。
历经三轮监审，输配电价结构愈发清晰，与电力市场的协同配合更加紧密；电力现货市场建设从试点探索进入全面推广阶段，中长期+现货市场的电力电量平衡机制日渐成熟；电力交易机构从电网企业的内设部门转向相对独立运行，作为市场交易公共服务平台的效能逐步提升；煤电和新能源上网电量全部进入市场交易，工商业用户有序全面入市，发用电计划放开取得重大突破；售电公司类型多元化，用户规模有序扩大，售电侧改革在加速推进中逐步优化规范；可再生能源特别是分布式新能源爆发式增长，多元消纳路径加速探索；电力统筹规划更加兼顾不同能源资源协同发展；电力市场监管体系逐步完善。
《南方能源观察》回顾9号文提出的七大任务，展望电力改革下一个十年可能的任务清单：设计更加适应新型电力系统的输配电价机制、研究应用规避市场波动风险的工具、更好发挥有效市场有为政府的力量实现跨省跨区资源优化配置、支持新型经营主体探索商业模式做大市场增量等。
“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”
按照“管住中间、放开两头”的思路，我国已进行了三轮输配电价的核定。
2014年11月，国家发展改革委发布《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，吹响了输配电价改革的号角。深圳“破冰”后，近20个省级电网陆续开展试点，输配电价进入首个监管周期。
2017年7月，第一轮省级电网输配电价核定全面完成，标志着我国已经在输配电价中引入现代规制理念和方法，电网企业的盈利模式由依靠电力统购统销获取差价收入转变为收取过网费，为建立市场化电价机制奠定基础。
出于从过往价格机制平稳过渡的考虑，首个监管周期不同地区在核定输配电价时参考了以往的电价水平和结构。2020年1月，国家发展改革委修订出台了《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》，并以此为依据核定了第二监管周期区域电网输电价格和省级电网输配电价。此轮核定全面覆盖所有省级和区域电网的输配电价格，输配电价水平总体下降，进一步理顺了输配电价与目录销售电价的关系，为扩大市场化交易规模创造了更好条件，同时进一步优化了输配电价结构，缩小了交叉补贴范围。
现行输配电价处于第三监管周期，电压等级、用户类别等有所精简，进一步实现工商业用户同价，分电压等级核定容（需）量电价，并将线损、抽水蓄能容量电费等多项此前包含在输配电价中的费用单列，推动输配电价结构更加清晰合理，与电力市场建设协同配合更加紧密。
随着新型电力系统建设逐渐深入，大型风电光伏基地加速投资建设，与其外送消纳高度相关的跨省跨区输电价格如何设计容量机制以保障效率与公平，新型经营主体加速进入市场，源网荷储如何协同发展等，都是后续输配电价改革的核心命题。
“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”
2015年以来，从“直购电”起步的电力中长期交易逐渐成形，在全国全面铺开，已成为支撑电力市场的重要交易方式。
电力现货市场建设则自2017年起“小步快跑”。2017年，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区入选首批现货市场试点。2021年，现货试点扩增至14个地区。2022—2023年，国家能源主管部门两次印发文件，要求加快推进现货市场建设，对各现货市场的建设进度列出明确的时间表，现货市场加速推进。截至2024年底，山西、广东、山东、甘肃4个省级现货市场转入正式运行，26个省（区、市）现货市场开展试运行，现货市场基本实现省（区、市）全覆盖。
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出在充分发挥省（区、市）市场基础作用的同时，鼓励建设区域电力市场，开展跨省跨区电力中长期交易和调频、备用等辅助服务交易，优化区域电力资源配置。
南方区域电力市场已连续稳定试运行超2年。2024年11月，南方区域电力现货市场完成首次全月结算试运行，标志着我国首个区域电力现货市场在市场运营、市场机制、技术条件等方面均具备长周期结算运行条件，全国统一电力市场建设迈出关键一步。其他省区的省间电力中长期、现货交易也在更大范围优化资源配置、促进可再生能源消纳等方面起到积极作用。
在加快建设全国统一电力市场的背景下，中长期交易、现货市场、电力市场运行等基本规则陆续印发，辅助服务市场基本规则公开征求意见，市场建设按照统一规范的制度体系持续推进。
从中长期交易起步，逐步推进现货市场建设是我国相较于其他国家电力市场发展的一大特色。初期业界对交易性质是“实物”还是“金融”展开过讨论，而后逐渐把注意力转向交易价格甚至细化到“边际价格”。在新能源“机制电价”出台、现货市场全面铺开、极端天气频发等复杂因素的共同作用下，各类主体在市场参与度加深的同时，面临的价格波动风险也在增加。中长期交易规则如何更加适应市场变化，做到管控而不是放大风险，又应引入哪些新的对冲工具，从而起到稳定行业发展预期的作用，是未来市场化交易工作的重要挑战。
“建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台”
我国电力交易机构起源于2002年2月国务院《电力体制改革方案》提出的“电力调度交易中心”，在较长一段时间内由电网公司管理。9号文印发后，交易机构从电网公司的内设部门转变为服务市场交易的公共平台，实现相对独立运行。
优化股权结构是推动交易机构独立运行的重要手段。2018年，国家发展改革委、国家能源局印发通知，要求电力交易机构开展股份制改造，股东应来自各类交易主体，非电网企业资本股比应不低于20%。2020年印发的《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》再次提出按照“多元制衡”的原则加快推进交易机构股份制改造，要求单一股东持股比例不得超过50%，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。
目前，全国已组建33个地方电力交易机构和北京、广州2个区域性交易机构。作为电力市场交易的“前台”，交易机构面向所有市场主体公平提供注册管理、交易组织撮合、信息披露等服务。
随着售电公司、市场用户数量增多，交易机构的“服务”功能进一步凸显，包括搭建零售交易平台、撮合交易达成、提醒市场风险等，为支撑市场规范运营发挥着枢纽作用。
在推动交易机构独立规范运作的过程中，各地配套成立了由电网、发电、售电、用户等市场主体组成的电力市场管理委员会（以下简称“管委会”）。管委会作为独立于交易机构的自治性议事协调组织，研究讨论交易机构章程、交易运营规则，协调市场相关事项，成为推动市场规范运行的重要保障。
随着市场主体类型增加、规模不断扩大，交易机构转变交易组织模式、提高交易平台数智化管理水平的必要性和迫切性提升。为进一步实现独立运行，业界对交易机构的组织模式仍有讨论。此外，未来如何界定市场纠纷处置职责范围，如何协助政府管理风险等仍是待解之题。
“推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用”
自2021年10月《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》印发以来，我国煤电已全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价，工商业用户也全部有序进入市场交易。
在此基础上，2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，要求风电、太阳能发电等新能源全部进入电力市场并建立新能源可持续发展价格结算机制。至此，我国约80%的发电装机、约80%的发电量和约80%的用电量将进入市场交易，发用电计划放开和价格市场化取得重大突破。
为让大规模工商业用户从计划电价逐步适应市场电价，暂未直接从市场购电的用户可选择由电网企业代理购电，代理购电价格也由市场形成。
新能源全面入市后，其改革路径有望为气电、核电、水电等的电价市场化改革提供借鉴，推动发电侧逐步实现全面市场化。在加快建设全国统一电力市场的背景下，统筹考虑跨省跨区送受电中的政府指令性计划与市场化交易也变得更加迫切。
“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务”
2015年起，多地启动售电侧改革试点，分阶段推动发电企业和用户直接交易，逐步扩大售电公司代理用户购电的规模。发电背景、电网背景、独立民营等多种类型售电公司“同台竞技”，售电侧改革稳步推进。
2021年以来，工商业用户全部入市推动售电行业迎来扩容高潮。广东、山东等零售市场活跃的地区，售电公司数量逐年增长，售电市场活跃度提升。在市场扩大的过程中，售电公司欺诈用户、恶意竞争等不良市场行为也有所增加。2021年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《售电公司管理办法》，首次以专项文件的形式对售电公司注册、运营和退出作出规定。近两年，多地制定零售市场管理办法及相关交易机构配套文件，售电市场逐步进入规范运作阶段。
随着售电市场竞争加剧，售电公司开始分化，部分专攻交易能力，部分开拓多元化业务，向综合能源服务商、虚拟电厂运营商等转型，提高自身的市场竞争力，也有部分没有“长期主义”定位的售电公司退出市场。
随着大规模新能源与低压用户入市、现货市场全面铺开，售电公司将面临客户管理难度加大、年度交易不确定性增加、实时市场价格波动加剧等挑战，这要求售电公司提高市场经营能力、套餐设计灵活性、电力电量及市场价格的预测能力等。
“开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制”
“双碳”目标提出以来，我国新能源迎来爆发式增长。地方政府将新能源产业作为拉动地方经济发展的重要引擎之一，争相出台政策支持新能源开发利用，众多企业跨界入局，为新能源发展“添砖加瓦”。
截至2024年底，新能源装机已占我国总发电装机的约42%，成为十余省区的第一大电源。分布式光伏规模迅速扩大，截至2024年底，其装机已占光伏总装机的42%。
分布式光伏规模化增长对光伏开发建设、消纳方式提出了新的要求。2025年1月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，从回归分布式光伏就近消纳和利用的本质出发，将分布式光伏分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型并区分不同的消纳模式，推动分布式光伏市场健康发展。
近年来，多地探索源网荷储一体化的发展路径和市场机制，试点建设零碳园区、智能微电网等，通过整合电源侧、电网侧、用户侧资源并配置储能设施，实现区域内电力供需平衡和促进新能源消纳。
在分布式新能源规模持续扩大的趋势下，探索合适的入市路径是一项重要课题。近两年，虚拟电厂技术和业态蓬勃发展，以虚拟电厂的模式聚合参与市场有望成为解题之道，其调控技术、市场机制则有待进一步细化。
“加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平”
近十年，我国能源供需形势发生较大变化，由相对宽松转为紧平衡状态。电源结构也发生较大变化，火电装机占总发电装机的比重由2015年的约66%降至2024年的约43%，新能源装机总量即将“比肩”火电。
2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，提出加强煤炭、油气等一次能源生产供应，有序推进煤电等支撑调节电源建设，大力发展可再生能源，构建适应高比例新能源电力系统等重点工作。近五年，各地拆解全国规划的任务目标并根据实际情况制订、落实能源工作规划，新型能源体系建设有序推进。“十五五”能源电力规划也已经展开前期研究。
过去一年，能源领域的法律规范集中出台。2024年11月8日，第十四届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过《中华人民共和国能源法》，能源领域的基础性、统领性法律面世。更早的2024年1月，国家能源局印发《电力市场信息披露基本规则》，统一全国电力市场信息披露机制；2024年4月，国家发展改革委印发《电力市场监管办法》，建立适应全国统一电力市场的监管制度；同月印发的《电力市场运行基本规则》规范统一了市场基本交易规则，并对市场风险防控和监管提出要求。
新能源的“三性”和晚高峰等挑战使得进一步统筹传统能源与新能源、支撑电源与调节资源的时间和空间布局愈发重要。如何协调电力产业规划和市场机制，支持各类资源发挥最大价值，将是“十五五”及后续一段时间的重点和难点。与此同时，电力市场运营进入规范提升阶段，加之市场主体多元化、人工智能等技术应用深化，不同监管主体的职责与惩罚力度、监管工具与方法也将随之迎来变革。
标签：9号文,十年,电改
