eo记者 洪嘉琳
编辑 姜黎
审核 陈仪方
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。
