eo记者 韩晓彤
编辑 姜黎
审核 陈仪方
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。
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。
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。
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。
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。
