2025年3月，《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〔2015〕9號，以下簡稱“9號文”)印發滿十年，本輪電力體制改革在起伏中迎來新的征程。

歷經三輪監審，輸配電價結構愈發清晰，與電力市場的協同配合更加緊密;電力現貨市場建設從試點探索進入全面推廣階段，中長期+現貨市場的電力電量平衡機制日漸成熟;電力交易機構從電網企業的內設部門轉向相對獨立運行，作為市場交易公共服務平臺的效能逐步提升;煤電和新能源上網電量全部進入市場交易，工商業用戶有序全面入市，發用電計劃放開取得重大突破;售電公司類型多元化，用戶規模有序擴大，售電側改革在加速推進中逐步優化規范;可再生能源特別是分布式新能源爆發式增長，多元消納路徑加速探索;電力統籌規劃更加兼顧不同能源資源協同發展;電力市場監管體系逐步完善。

《南方能源觀察》回顧9號文提出的七大任務，展望電力改革下一個十年可能的任務清單：設計更加適應新型電力系統的輸配電價機制、研究應用規避市場波動風險的工具、更好發揮有效市場有為政府的力量實現跨省跨區資源優化配置、支持新型經營主體探索商業模式做大市場增量等。

“有序推進電價改革，理順電價形成機制”

按照“管住中間、放開兩頭”的思路，我國已進行了三輪輸配電價的核定。

2014年11月，國家發展改革委發布《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，吹響了輸配電價改革的號角。深圳“破冰”后，近20個省級電網陸續開展試點，輸配電價進入首個監管周期。

2017年7月，第一輪省級電網輸配電價核定全面完成，標志著我國已經在輸配電價中引入現代規制理念和方法，電網企業的盈利模式由依靠電力統購統銷獲取差價收入轉變為收取過網費，為建立市場化電價機制奠定基礎。

出于從過往價格機制平穩過渡的考慮，首個監管周期不同地區在核定輸配電價時參考了以往的電價水平和結構。2020年1月，國家發展改革委修訂出臺了《省級電網輸配電價定價辦法》和《區域電網輸電價格定價辦法》，并以此為依據核定了第二監管周期區域電網輸電價格和省級電網輸配電價。此輪核定全面覆蓋所有省級和區域電網的輸配電價格，輸配電價水平總體下降，進一步理順了輸配電價與目錄銷售電價的關系，為擴大市場化交易規模創造了更好條件，同時進一步優化了輸配電價結構，縮小了交叉補貼范圍。

現行輸配電價處于第三監管周期，電壓等級、用戶類別等有所精簡，進一步實現工商業用戶同價，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，推動輸配電價結構更加清晰合理，與電力市場建設協同配合更加緊密。

隨著新型電力系統建設逐漸深入，大型風電光伏基地加速投資建設，與其外送消納高度相關的跨省跨區輸電價格如何設計容量機制以保障效率與公平，新型經營主體加速進入市場，源網荷儲如何協同發展等，都是后續輸配電價改革的核心命題。

“推進電力交易體制改革，完善市場化交易機制”

2015年以來，從“直購電”起步的電力中長期交易逐漸成形，在全國全面鋪開，已成為支撐電力市場的重要交易方式。

電力現貨市場建設則自2017年起“小步快跑”。2017年，南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區入選首批現貨市場試點。2021年，現貨試點擴增至14個地區。2022—2023年，國家能源主管部門兩次印發文件，要求加快推進現貨市場建設，對各現貨市場的建設進度列出明確的時間表，現貨市場加速推進。截至2024年底，山西、廣東、山東、甘肅4個省級現貨市場轉入正式運行，26個省(區、市)現貨市場開展試運行，現貨市場基本實現省(區、市)全覆蓋。

2022年1月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出在充分發揮省(區、市)市場基礎作用的同時，鼓勵建設區域電力市場，開展跨省跨區電力中長期交易和調頻、備用等輔助服務交易，優化區域電力資源配置。

南方區域電力市場已連續穩定試運行超2年。2024年11月，南方區域電力現貨市場完成首次全月結算試運行，標志著我國首個區域電力現貨市場在市場運營、市場機制、技術條件等方面均具備長周期結算運行條件，全國統一電力市場建設邁出關鍵一步。其他省區的省間電力中長期、現貨交易也在更大范圍優化資源配置、促進可再生能源消納等方面起到積極作用。

在加快建設全國統一電力市場的背景下，中長期交易、現貨市場、電力市場運行等基本規則陸續印發，輔助服務市場基本規則公開征求意見，市場建設按照統一規范的制度體系持續推進。

從中長期交易起步，逐步推進現貨市場建設是我國相較于其他國家電力市場發展的一大特色。初期業界對交易性質是“實物”還是“金融”展開過討論，而后逐漸把注意力轉向交易價格甚至細化到“邊際價格”。在新能源“機制電價”出臺、現貨市場全面鋪開、極端天氣頻發等復雜因素的共同作用下，各類主體在市場參與度加深的同時，面臨的價格波動風險也在增加。中長期交易規則如何更加適應市場變化，做到管控而不是放大風險，又應引入哪些新的對沖工具，從而起到穩定行業發展預期的作用，是未來市場化交易工作的重要挑戰。

“建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺”

我國電力交易機構起源于2002年2月國務院《電力體制改革方案》提出的“電力調度交易中心”，在較長一段時間內由電網公司管理。9號文印發后，交易機構從電網公司的內設部門轉變為服務市場交易的公共平臺，實現相對獨立運行。

優化股權結構是推動交易機構獨立運行的重要手段。2018年，國家發展改革委、國家能源局印發通知，要求電力交易機構開展股份制改造，股東應來自各類交易主體，非電網企業資本股比應不低于20%。2020年印發的《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》再次提出按照“多元制衡”的原則加快推進交易機構股份制改造，要求單一股東持股比例不得超過50%，2020年底前電網企業持股比例降至50%以下。

目前，全國已組建33個地方電力交易機構和北京、廣州2個區域性交易機構。作為電力市場交易的“前臺”，交易機構面向所有市場主體公平提供注冊管理、交易組織撮合、信息披露等服務。

隨著售電公司、市場用戶數量增多，交易機構的“服務”功能進一步凸顯，包括搭建零售交易平臺、撮合交易達成、提醒市場風險等，為支撐市場規范運營發揮著樞紐作用。

在推動交易機構獨立規范運作的過程中，各地配套成立了由電網、發電、售電、用戶等市場主體組成的電力市場管理委員會(以下簡稱“管委會”)。管委會作為獨立于交易機構的自治性議事協調組織，研究討論交易機構章程、交易運營規則，協調市場相關事項，成為推動市場規范運行的重要保障。

隨著市場主體類型增加、規模不斷擴大，交易機構轉變交易組織模式、提高交易平臺數智化管理水平的必要性和迫切性提升。為進一步實現獨立運行，業界對交易機構的組織模式仍有討論。此外，未來如何界定市場糾紛處置職責范圍，如何協助政府管理風險等仍是待解之題。

“推進發用電計劃改革，更多發揮市場機制的作用”

自2021年10月《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》印發以來，我國煤電已全部進入電力市場，通過市場交易形成上網電價，工商業用戶也全部有序進入市場交易。

在此基礎上，2025年1月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》，要求風電、太陽能發電等新能源全部進入電力市場并建立新能源可持續發展價格結算機制。至此，我國約80%的發電裝機、約80%的發電量和約80%的用電量將進入市場交易，發用電計劃放開和價格市場化取得重大突破。

為讓大規模工商業用戶從計劃電價逐步適應市場電價，暫未直接從市場購電的用戶可選擇由電網企業代理購電，代理購電價格也由市場形成。

新能源全面入市后，其改革路徑有望為氣電、核電、水電等的電價市場化改革提供借鑒，推動發電側逐步實現全面市場化。在加快建設全國統一電力市場的背景下，統籌考慮跨省跨區送受電中的政府指令性計劃與市場化交易也變得更加迫切。

“穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務”

2015年起，多地啟動售電側改革試點，分階段推動發電企業和用戶直接交易，逐步擴大售電公司代理用戶購電的規模。發電背景、電網背景、獨立民營等多種類型售電公司“同臺競技”，售電側改革穩步推進。

2021年以來，工商業用戶全部入市推動售電行業迎來擴容高潮。廣東、山東等零售市場活躍的地區，售電公司數量逐年增長，售電市場活躍度提升。在市場擴大的過程中，售電公司欺詐用戶、惡意競爭等不良市場行為也有所增加。2021年11月，國家發展改革委、國家能源局印發《售電公司管理辦法》，首次以專項文件的形式對售電公司注冊、運營和退出作出規定。近兩年，多地制定零售市場管理辦法及相關交易機構配套文件，售電市場逐步進入規范運作階段。

隨著售電市場競爭加劇，售電公司開始分化，部分專攻交易能力，部分開拓多元化業務，向綜合能源服務商、虛擬電廠運營商等轉型，提高自身的市場競爭力，也有部分沒有“長期主義”定位的售電公司退出市場。

隨著大規模新能源與低壓用戶入市、現貨市場全面鋪開，售電公司將面臨客戶管理難度加大、年度交易不確定性增加、實時市場價格波動加劇等挑戰，這要求售電公司提高市場經營能力、套餐設計靈活性、電力電量及市場價格的預測能力等。

“開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制”

“雙碳”目標提出以來，我國新能源迎來爆發式增長。地方政府將新能源產業作為拉動地方經濟發展的重要引擎之一，爭相出臺政策支持新能源開發利用，眾多企業跨界入局，為新能源發展“添磚加瓦”。

截至2024年底，新能源裝機已占我國總發電裝機的約42%，成為十余省區的第一大電源。分布式光伏規模迅速擴大，截至2024年底，其裝機已占光伏總裝機的42%。

分布式光伏規模化增長對光伏開發建設、消納方式提出了新的要求。2025年1月，國家能源局印發《分布式光伏發電開發建設管理辦法》，從回歸分布式光伏就近消納和利用的本質出發，將分布式光伏分為自然人戶用、非自然人戶用、一般工商業和大型工商業四種類型并區分不同的消納模式，推動分布式光伏市場健康發展。

近年來，多地探索源網荷儲一體化的發展路徑和市場機制，試點建設零碳園區、智能微電網等，通過整合電源側、電網側、用戶側資源并配置儲能設施，實現區域內電力供需平衡和促進新能源消納。

在分布式新能源規模持續擴大的趨勢下，探索合適的入市路徑是一項重要課題。近兩年，虛擬電廠技術和業態蓬勃發展，以虛擬電廠的模式聚合參與市場有望成為解題之道，其調控技術、市場機制則有待進一步細化。

“加強電力統籌規劃和科學監管，提高電力安全可靠水平”

近十年，我國能源供需形勢發生較大變化，由相對寬松轉為緊平衡狀態。電源結構也發生較大變化，火電裝機占總發電裝機的比重由2015年的約66%降至2024年的約43%，新能源裝機總量即將“比肩”火電。

2022年，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”現代能源體系規劃》，提出加強煤炭、油氣等一次能源生產供應，有序推進煤電等支撐調節電源建設，大力發展可再生能源，構建適應高比例新能源電力系統等重點工作。近五年，各地拆解全國規劃的任務目標并根據實際情況制訂、落實能源工作規劃，新型能源體系建設有序推進。“十五五”能源電力規劃也已經展開前期研究。

過去一年，能源領域的法律規范集中出臺。2024年11月8日，第十四屆全國人民代表大會常務委員會第十二次會議通過《中華人民共和國能源法》，能源領域的基礎性、統領性法律面世。更早的2024年1月，國家能源局印發《電力市場信息披露基本規則》，統一全國電力市場信息披露機制;2024年4月，國家發展改革委印發《電力市場監管辦法》，建立適應全國統一電力市場的監管制度;同月印發的《電力市場運行基本規則》規范統一了市場基本交易規則，并對市場風險防控和監管提出要求。

新能源的“三性”和晚高峰等挑戰使得進一步統籌傳統能源與新能源、支撐電源與調節資源的時間和空間布局愈發重要。如何協調電力產業規劃和市場機制，支持各類資源發揮最大價值，將是“十五五”及后續一段時間的重點和難點。與此同時，電力市場運營進入規范提升階段，加之市場主體多元化、人工智能等技術應用深化，不同監管主體的職責與懲罰力度、監管工具與方法也將隨之迎來變革。

eo記者 洪嘉琳

編輯 姜黎

審核 陳儀方