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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。
中国新一轮电力体制改革走过了十个年头。自2015年《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”）发布以来，改革经历了从破冰试点到全面铺开的过程，重塑了行业格局，能源资源的优化配置效率也得以持续提高。
据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）数据，2024年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时，占全社会用电量的比重为62.7%；而在改革初期的2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量约为1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。
十年间，输配电价改革不断完善，煤电和新能源先后全面进入市场，工商业目录电价退出历史舞台，容量电价机制破冰。市场与政府、中央与地方以及不同市场主体始终围绕效率和公平这一主题，在博弈中推动行业发展进步。
历经十年实践，电力行业实现了从行政管制向“市场竞争+政府规制”模式的跨越式转变。下一个十年的改革目标是什么？将遇到怎样的机遇和挑战？多位业内人士提出，需求侧数字化与电气化发展提速，或将牵引电改进入一个全新的阶段。
改革只有起点，没有终点。
框架渐成
作为“管住中间、放开两头”的“中间”，输配电价改革率先破局。2015年启动的输配电价改革是9号文的重要组成部分，旨在破除电网企业“购销价差”的盈利模式，以“准许成本+合理收益”原则建立输配电价规制。
早在9号文发布前夕，输配电价改革就率先在深圳和蒙西试水，2015年上半年，云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五个省级电网成为第一批改革试点，而后由点及面、覆盖全国。
2017年7月，我国全面完成了省级电网输配电价核定工作，成为9号文印发以来第一个全面完成的电力体制改革任务。独立输配电价核定为“交易电价+输配电价+政府性基金”的电价结构奠定了基础。
据当年国家发展改革委发布的数据，输配电价整体核减比例约为14.5%，平均输配电价较当年现行的购销价差降低约1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。
而后省级电网输配电价以三年为一个核价周期。2023年5月15日，第三监管周期输配电价核定发布，优化电压等级、用户分类，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，输配电价结构更加清晰合理。
在输配电价独立核算的基础上，9号文要求“有序向社会资本放开配售电业务”，打破电网企业统购统销的格局，允许非电网企业参与售电市场，引入竞争提高资源配置效率。
广东是售电侧改革的先行者。2016年3月，广东省经济和信息化委、国家能源局南方监管局发布《关于明确2016年售电公司参与直接交易有关事项的通知》（粤经信电力函〔2016〕84号），明确13家售电公司参与电力直接交易，涵盖央企、地方国企、民营企业等多类主体。
在首次月度竞价中，发电企业平均降价达0.12555元/千瓦时，远超预期，迅速吸引更多社会资本涌入。同年，全国售电公司数量激增，形成包括电网关联企业、独立售电公司、配售一体化企业在内的多元主体格局。
不少业内人士认为，尽管当时市场机制尚不完善，但多元主体的参与依然起到了重塑电力行业生态的作用，用户拥有了选择权，发电企业的生产经营模式开始转向和其他竞争产业类似的“市场营销”初级阶段，通过降价竞争争取客户，扩大市场份额。
电力市场专家李永刚对《南方能源观察》（以下简称“eo”）记者说，2015年左右，他在和国内同行交流时发现，各方对输配电价改革、放开发电和零售市场热情很高，但是围绕是否优先建设现货市场存在争议，后来改革选择了先放开中长期和售电市场，暂时“规避”了设计复杂、运营风险高的现货市场。
之后十年的电改历程印证了渐进式发展路径的稳妥性，通过优先发展中长期交易降低技术难度与系统性风险，为后续改革留出缓冲空间。在中长期交易机制初步建立之后，现货市场顺应市场发展需求。2017年8月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），选定南方（以广东起步）、浙江、山西等8个地区为首批试点。
业内分析，8个地区资源禀赋各不相同，有的是受端电网，有的是送端电网，有的一开始就肩负为区域市场探路的使命。不同试点探索出了解决不同难题的方案，起步早的未必一直领先，起步迟的也在迎头赶上。
截至2025年2月24日，山西、广东、山东、甘肃、蒙西等5个首批试点地区和省间电力现货市场已转入正式运行，电力现货市场在多个省（区）全面铺开，整月及以上长周期结算试运行已扩展至10余个地区。
各地按照“中长期+现货+辅助服务市场”的基本框架，形成了各自的规则。
统一市场
2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局发布经中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号，以下简称“118号文”），这是继9号文发布以来，中央第一次在最高级别的决策会议上研究部署电力专项改革任务。
118号文要求，有序推动国家市场、省（区、市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。
不止一位业内人士在接受eo记者采访时说，全国统一电力市场体系并不是指全国只有一个市场。
那么，统一市场需统一什么要素？实现什么目标？由于我国能源资源禀赋和负荷呈逆向分布，如何在“省为实体”的财税体系下寻求区域间能源电力的优化配置，是全国统一电力市场要解决的重要命题之一。
2024年4月，国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》，国家能源局有关负责人表示，这是正在组织编制的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，为全国统一电力市场体系建设提供了基础制度规则遵循，降低市场主体参与不同省级市场交易的入门成本，促进资源流动。
2022年1月27日，国家发展改革委、国家能源局函复原则同意《南方区域电力市场工作方案》。2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行。
南方电网公司提出“联合出清、两级运作”，实现了区域级现货市场运营机构、省级运营机构的统筹管理和市场协同运营。
2024年11月，南方区域电力现货市场已开展首次整月结算试运行。南网总调相关工作人员介绍，区域现货市场的核心是进行全区域全模型优化，做到“全局最优”。
近日，国家能源局提出初步按照2025年6月启动南方区域电力现货市场连续结算试运行倒排工期。清华大学教授、能源经济资深专家夏清在接受eo记者采访时表示，区域电力市场最大的价值是突破了省间壁垒，为建设全国统一大市场提供了南方样板。
随着“沙戈荒”大基地项目逐渐落地及区域电力市场推进，跨省跨区输电价格机制作为“联接通道”，如何适应并促进跨区域资源配置，成为下一步的重点之一。
两部制输电价分为电量电价和容量电价，电量电价对应电网的变动成本回收，费用与实际用电量挂钩，多用多付，容量电价对应电网的固定成本回收。当前我国区域电网第三监管周期实行两部制输电价格，南方区域电力市场采用将输电价中的电量电价叠加在送电潮流的方法，设计现货市场目标函数的模型，这在世界范围内也是首创。跨省跨区专项工程输电价格则实行单一电量电价制，采用经营期定价法。
当前业内有观点认为，考虑到新能源装机规模不断扩大，跨省跨区输电专项工程的利用小时数将呈下降趋势，建议逐步将单一电量制转为两部制或单一容量制。
2024年5月28日，国家能源局发布的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号）要求，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。业内认为这将进一步释放全国统一电力市场的优势，也将进一步推动跨省跨区输配电价改革。
“双碳”目标
不少业内人士认为，2015年新一轮电改启动时，需要解决的核心问题是过剩投资导致资源配置效率较低，而2020年我国“双碳”目标的提出，为电改增加了新变量，协同“低碳转型、安全保供、经济效率”三重目标的必要性更加凸显。
十年来，我国新能源实现跨越式发展。截至2024年底，我国新能源发电装机规模约为14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，超过煤电装机。而在2015年底，我国风电装机仅为1.29亿千瓦，光伏发电装机仅为0.4318亿千瓦。
上海电力大学教授谢敬东对eo记者说，“双碳”目标的提出对电改具有助力器和定向器的双重作用。助力器是指，“双碳”目标能够推动新能源深度参与电力系统，也让电力资源的价值体系化，从单纯提供电量扩展到包括调峰、调频、备用等在内的辅助服务，这种复杂性使通过计划方式配置资源更加难以维系，必须依赖市场化机制实现系统优化，改革争议的焦点从必要性转向了“如何改”。定向器是指，电改目标从单一追求效率，降低电价，转向兼顾新能源消纳与低碳要求，目标体系更加多元化。
李永刚认为，“双碳”目标的提出给电改带来的挑战在于，传统电力市场机制基于煤电、气电等化石能源设计，难以有效平抑新能源出力波动引发的市场价格剧烈震荡，而与已基本完成电力市场建设的欧美发达国家和地区不同，我国是在能源转型中建市场，挑战更大。
谢敬东提到“双碳”目标对市场设计的三重影响：重构市场机制，电能商品需从单一电量扩展为包含调峰、调频等服务在内的系列化设计；发电侧需细化电源类型，用户侧也需随新型电力系统建设动态优化定位；对于新能源与常规能源因成本差异形成的非对称竞争，需建立有效风险防范机制。
“也要看到可再生能源的发展使电力市场主体更加多元，储能、虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体的加入丰富了电力交易品种，促进了交易模式创新。”李永刚说。
2025年伊始，全球气候政策出现变局。1月20日，特朗普政府签署行政令，宣布美国再次退出《巴黎协定》，这是其继2017年首次退出后的第二次“退群”，同时重启化石能源开发。面对电费上涨压力，完成政府换届的德国，也将调整能源转型政策。
然而，多位受访者认为，虽然全球气候政策反复，我国能源转型和电力体制改革仍将稳步推进。“政策的连贯性可以为各种市场主体提供稳定的预期，营造更好的发展环境。”
谢敬东提醒，需注意国际碳边境调节机制（CBAM）等对我国绿电交易提出更高要求，要让绿色电力在时间、空间、品质上更加符合相关合规性认证。
供需波动
2021年4月开始，多地采取有序用电措施。国资委网站信息显示，中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投等企业在“越发越亏”的情况下，仍然“能开尽开、能发尽发”。中电联发布的《2021年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》提到，“煤电企业燃料成本大幅攀升，煤电企业亏损面明显扩大，8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，部分集团煤电亏损面达到100%”。
推进电力市场化改革能否助力保供应？
中国人民大学应用经济学院副教授郭伯威对eo记者表示，2021年的有序用电是我国新一轮电改真正的转折点，暴露了之前市场机制不健全导致的供需失衡，倒逼我国快速调整政策。
“供需形势逆转促使电力市场设计厘清传统能源与新能源在市场中的功能定位，系统性地认识两者的角色，应对两者在成本结构、收益模式上的差异挑战，建立公平竞争机制。”谢敬东说。
2021年10月11日，国家发展改革委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号，以下简称“1439号文”）提出，发电侧燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，标志着燃煤标杆电价机制落幕；用电侧取消工商业目录销售电价，推动工商业用户全部通过市场化方式购电。
多位业内人士认为，1439号文的出台标志着我国电力市场化改革进入“全面放开”的新阶段。
2021年之后，煤电被重新定位，其对电力系统的支撑调节价值得到重视，容量电价补偿应运而生，这是我国首次出台煤电两部制电价机制。
谢敬东认为，煤电容量电价政策出台是我国电力系统从传统模式向新型电力系统转型的关键转折点，容量电价政策重新定义了煤电机组的市场角色——从以发电量为核心收益来源，转向以保障电力供应能力为主，辅以电量收益及辅助服务收益，形成多元收益模式，缓解企业经营压力。
2021年4月30日国家发展改革委印发的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》则提出，坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。
多位业内人士认为，面向多种资源的容量市场“破壳”或不再遥远。
此外，新能源原先“固定价格+补贴”或完全通过市场交易获取收益的模式已不再适应大规模发展。
2025年1月27日，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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），推动新能源上网电量全面进入电力市场，将进一步推动市场设计体系化变革。
2月28日，在《能源》杂志主办的“2025《能源》年会暨第十六届中国能源企业高层论坛”上，国家电网公司副总工程师，国网能源院董事、党委书记欧阳昌裕认为，新型电力系统建设需高度重视有效容量、调节能力和战略备用。要形成安全支撑体系，核心是设计相适应的电价机制。
需求侧变量
电力市场化改革路径选择和推进速度往往还受国家和地方产业发展规划、经济增长需求等影响，是多重因素交互作用下的结果。
郭伯威认为，我国宏观经济结构性转型值得关注，宏观经济增长和电力消费增长正逐步脱钩，一方面是因为数字经济耗能越来越高，另一方面是因为产业电气化，特别是在交通领域，新能源汽车需要大量电力，智能化和电气化将对电力体制改革提出需求响应、灵活调度、智能电网等方面更高的要求。
李永刚也认为数字经济的快速发展和交通电气化正推动电力需求超常规增长，并影响着电力市场机制设计。具体而言，工业电气化加速，数据中心大规模建设、通信基站运行及人工智能（AI）训练导致用电量激增，电动汽车普及推高充电设施及配套用电需求，预计未来5—10年，电力需求将呈现超常规增长趋势。
根据国网能源研究院的研究数据，上述新型“高耗能”产业预计将给“十五五”“十六五”十年合计带来超过2.5万亿千瓦时的用电增量。
李永刚认为，这将进一步促进电力市场发展，加速电价形成机制改革，引导用户侧资源参与市场，更好地反映新型市场的架构和供求关系。
当前用户侧参与现货市场多以报量不报价为主，但多地提出将探索双边报量报价方式，力图通过市场化手段推动用户从“被动消费者”转变为“主动产销者”，成为电力系统灵活性的重要来源。
多位业内人士还认为，当下用户侧更需要厘清交叉补贴，建议将隐性补贴改为显性补贴，直接补贴弱势群体，确保电价反映真实成本。
谢敬东强调，用户侧资源参与新型电力系统建设是构建现代能源体系的重要特征，在实践层面，亟须建立差异化的电力基本公共服务体系。“对于数据中心、芯片制造等高技术产业，可通过优质优价机制提供高可靠性供电保障；针对高耗能行业，则需通过差别定价机制，既保障基础用能需求，又抑制粗放型发展。”
监管下场
9号文提出“三放开、一独立、三加强”，意味着政府角色的转变：逐步退出直接经营，转向市场监管。
多位业内人士认为，电力市场化改革并非完全依赖市场，既要发挥市场的资源优化配置作用，也需要政府不断完善市场监管、兜底风险。
国际能源署（IEA）的多份研究显示，国际上成功改革的电力市场均实现了政府管制边界与市场作用范围的动态平衡。
在郭伯威看来，何时干预市场、如何干预市场，对政府来说是极大的挑战。“也许十年只能‘下场’一次，‘下场’的时机要正确。”
2022年6月15日，澳大利亚电力市场运营机构（Australian Energy Market Operator，AEMO）宣布暂停运行电力现货市场。这是澳大利亚电力现货市场首次暂停运行，该市场直至6月24日才正式恢复运行。此次事件通过行政手段强制调度机组发电，避免了电力供应危机进一步恶化，体现了对公共利益的优先保障。“这就是一次正确的‘下场’。”郭伯威认为。
李永刚提到，在极端天气或突发事件导致供需失衡时，临时干预是保障电力系统安全的关键手段，可稳定市场秩序，防止市场主体利用市场波动进行不正当竞争，从而避免对经济和社会造成冲击。但是随着市场机制逐步成熟，此类干预应逐渐减少。
谢敬东认为，应在市场框架内设计干预工具，如价格上下限、容量补偿机制等，确保电价在合理区间波动。郭伯威说，正确的解决方向应为优化市场规则设计，行政干预可能在短期内缓解矛盾，但难以根除系统性缺陷，甚至会进一步扭曲市场信号，阻碍长期健康运行。
2024年，我国电力监管政策取得实质性进展，修订后的《电力市场监管办法》首次将储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体纳入监管范畴，明确其交易地位，国家能源局启动覆盖交易合同执行等7个核心环节的综合监管，涉及6省区电力市场全链条运作。
“接下来还需明确监管边界与责任主体，区分自然垄断环节与竞争性环节的监管职责。”郭伯威说，具体包括通过强制披露交易报价、机组出力、市场干预记录等信息，提升市场透明度，减少行政干预；通过大数据与AI分析实时监测异常交易，如报价趋同、市场力滥用等，提升风险预警能力。
谢敬东则倡导柔性监管理念。“建议在市场出清、风险防控、违规处置等环节引入柔性监管，通过动态博弈优化监管效果，比如，加强信息披露，引导市场主体自律。”
针对监管协同难题，李永刚建议，建立跨部门协同监管机制，明确职责分工，搭建信息共享平台，提升效率，通过数据模型优化市场规则设计。
多位业内人士还建议，推动修订《中华人民共和国电力法》，确保监管有法可依，进一步厘清不同部门的监管边界。
新电改十年重要政策列表
2015年
11月26日
《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）
附件：
《关于推进输配电价改革的实施意见》
《关于推进电力市场建设的实施意见》
《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》
《关于有序放开发用电计划的实施意见》
《关于推进售电侧改革的实施意见》
《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》
2016年
10月8日
《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈售电公司准入与退出管理办法〉和〈有序放开配电网业务管理办法〉的通知》（发改经体〔2016〕2120号）
12月22日
《国家发展改革委关于印发〈省级电网输配电价定价办法（试行）〉的通知》（发改价格〔2016〕2711号）
12月29日
《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则（暂行）〉的通知》（发改能源〔2016〕2784号）
2017年
3月29日
《国家发展改革委 国家能源局关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）
8月28日
《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）
2020年
3月26日
《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》（发改办能源规〔2020〕245号）
6月10日
《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则〉的通知》（发改能源规〔2020〕889号）
2021年
7月26日
《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）
10月11日
《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》（发改价格〔2021〕1439号）
10月23日
《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）
11月11日
《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）
2022年
1月18日
《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）
2023年
9月15日
《国家发展改革委等部门关于印发〈电力需求侧管理办法（2023年版）〉的通知》（发改运行规〔2023〕1283号）
10月12日
《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）
11月8日
《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）
2024年
4月12日
《电力市场监管办法》 2024年第18号令
4月25日
《电力市场运行基本规则》2024年第20号令
7月24日
《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章〉的通知》（发改能源〔2024〕1123号）
7月25日
《国家发展改革委 国家能源局 国家数据局关于印发〈加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）〉的通知》（发改能源〔2024〕1128号）
2025年
1月27日
《国家发展改革委 国家能源局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》（发改价格〔2025〕136号）
标签：新电改变革,电改
