十年铸一剑 出鞘试锋芒 ——新一轮电力体制改革发展综述

2015年3月15日，党中央、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9号文），一场电力领域的深刻变革就此拉开帷幕。

十年来，我国电力体制改革从理念到实践，从局部探索到全面推进，取得了令人瞩目的成就，构建起了崭新的电力市场格局，为经济社会高质量发展注入了强劲动力。

市场化交易电量10年增长5.1万亿千瓦时：市场配置资源作用凸显

2016年3月1日，北京、广州两大国家级电力交易中心正式挂牌成立，成为我国电力市场化建设的重要里程碑。

回首2016年，全国市场化交易电量仅为1.1万亿千瓦时，在全社会用电量中占比17%。彼时，计划调配在电力资源分配中仍占据主导地位，市场机制的作用尚在萌芽阶段。而到了2024年，这一数字飙升至6.2万亿千瓦时，占比跃升至63%，增长5.1万亿千瓦时，实现了跨越式发展。

“市场化交易电量的迅猛增长，是电力体制改革成效最直观的体现。”华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏说，“改革前，发电计划按部就班，电价缺乏弹性，难以有效反映电力供需关系。如今，市场在电力资源配置中发挥着越来越重要的作用，让电力的生产和分配更加高效。”

市场化交易电量快速增长的背后，是电力市场体系的逐步完善。

从单一的中长期交易，到如今的中长期、现货、辅助服务等多品类交易协同发展，电力市场的层次更加丰富、功能更加完备。

国家能源局市场监管司司长郝瑞锋介绍，在中长期交易方面，已经实现了常态化开市；在现货市场建设方面，5个省级和国网省间现货转入正式运行，7个省级现货市场进入连续结算试运行，南方区域电力市场开展整月结算试运行，长三角区域市场建立电力互济交易机制。市场机制的不断健全，为市场化交易电量的增长提供了坚实支撑。

市场化交易电量的增长，带来了电力保供能力的显著提升。

在2024年迎峰度夏期间，用电负荷大幅高于往年，依托中长期及省间现货市场，跨区通道最大送电达1.42亿千瓦，最大支援华东、西南1400万千瓦，未启动有序用电，有效保障了经济社会发展用电需要。

王鹏分析道：“市场化交易让电力资源在全国范围内实现了优化配置，各地能够根据自身的供需情况进行电力的余缺调剂，大大增强了电力系统的可靠性和稳定性。”

不仅于此，市场化交易还有效促进了清洁能源的消纳。

随着“双碳”目标的提出，我国新能源发展态势迅猛。据国家能源局数据，截至2024年底，全国新能源装机容量高达14.5亿千瓦，在总装机容量中占比43%。可再生能源发电量总计3.46万亿千瓦时，较上一年增长19%。超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳，在新能源装机增速远高于负荷增长的情况下，新能源利用率维持在95%以上。

绿证绿电交易成效显著。2024年全年绿证绿电交易电量达到4460亿千瓦时，同比大幅增长364%，约四分之一的新能源借助绿证绿电市场，让自身的环境价值得到了充分展现，实现了绿色价值的有效兑现。

这一组数据充分显示出我国电力市场机制在不断完善，为清洁能源的高效利用和可持续发展提供了有力支撑。

市场注册经营主体10年增加77.4万家：多元竞争格局激发市场活力

2024年11月，南方区域电力市场迎来里程碑。广东、广西、云南、贵州、海南五省区成功完成全月现货结算试运行。此次试运行吸引315家发电主体、1800台发电机组参与，市场覆盖范围、参与电源类型、交易主体数量等实现了历史性突破。

这一重大阶段性成果的背后，是我国电力市场主体规模实现跨越式增长的真实体现。十年间，我国电力市场主体数量从4.2万家增加至81.6万家，增长近20倍。分布式电源、新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体加速入场，

多元主体友好互动的新型商业模式不断涌现。

“市场主体的大量增加，打破了以往统购统销的局面，形成了多元主体有效竞争的格局。”王鹏指出，新一轮电力体制改革的核心要义就是“管住中间、放开两头”，对位于中间环节的电网企业加强监管，核定输配电价，推动发电企业和电力用户直接开展交易，电力价格随行就市。“我国的电力行业自此开始发生翻天覆地的变化。”

在发电侧，燃煤机组全部进入市场，超过半数的新能源及部分燃气、核电和水电也积极参与其中。不同类型的发电企业在市场中公平竞争，通过技术创新、成本控制等手段，提高自身的市场份额。

在用户侧，除居民、农业用户外，全部工商业用户进入市场，拥有了自主选择购电方式和合作伙伴的权利。用户有了话语权，可以像采购设备一样招标采购电力。

新一轮电力体制改革的号令发出后，售电公司作为电力市场的新兴主体如雨后春笋般涌现。它们在发电企业和电力用户间架起了桥梁，通过提供多样化的售电套餐和增值服务，满足用户的个性化需求。节能改造、用电管理、设备运维、用能聚合等服务能力，已成为售电公司必不可少的竞争优势。一些售电公司还积极探索与分布式电源、新型储能、虚拟电厂等新型经营主体的合作，推动电力市场的创新发展。

数据显示，当前我国分布式电源、新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体已超过4000余家，它们的出现为电力市场注入了新的活力。这些新型经营主体能够灵活响应市场信号，参与电力的生产、存储和消费，提高电力系统的灵活性和稳定性。虚拟电厂通过整合分布式能源资源和可控负荷，实现了对电力的精准调度和优化配置，在电力供需平衡调节中发挥了重要作用。

“我们通过参与电力现货市场交易，在电价较低时充电，电价较高时放电，以‘低买高卖’获得电能量差价收益。我们还可以通过容量租赁和市场化容量补偿再获得一部分稳定收益。”华能集团济南黄台发电有限公司总经理马勇表示，多元化的收益模式拓宽了独立储能利润空间，让储能产生价值，使行业从政策驱动演变为市场驱动。

全国统一电力市场规则体系基本形成：制度保障改革行稳致远

规则是市场运行的基石。2024年5月发布的《电力市场运行基本规则》，为全国统一电力市场体系建设提供了基础制度规则遵循，为加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场提供了探索实践。

以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露规则为支撑的“1+6”基础规则体系基本建立，为全国统一电力市场的建设奠定了坚实的制度基础。

“全国统一的电力市场规则体系，是电力体制改革的一项重要成果。”王鹏强调，“它为各类市场提供了明确的行为准则，保障了市场的公平、公正、公开，促进了电力资源在全国范围内的自由流动和优化配置。”

在价格形成方面，建立了市场化电价形成机制。全面放开燃煤发电上网电价，推动新能源全面参与电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制，初步建立起“能涨能跌”的市场化电价机制。“电价能够真实反映电力供需关系和成本，是电力市场健康运行的关键。”王鹏说。

在市场监管方面，着力提升电力市场监管的深度、力度。强化电力市场委会行为监管，及时纠正市场主体串谋报价、特定交易等违规行为；加强电力市场外部不当干预等行为监管，破除地方保护和省间壁垒……电力市场监管内容持续拓展，监管方式不断丰富，监管法规日益完善。

经过十年努力，我国电力体制改革红利有效释放，用能成本总体稳定。

近年来，在全球范围内能源供应趋紧、价格大幅波动的背景下，我国通过完善电价机制、推进市场化交易等措施，保障了电价的基本稳定，实现用能成本总体可控。居民和工商业平均电价水平分别为全球50个主要经济体平均水平的32%、39%，均列第44位，在国际上处于较低水平。

甘肃省工业和信息化厅电力处副处长李瑞楠表示，电改十年，甘肃省通过不断完善市场体系，实现中长期、现货、辅助服务市场密切衔接，“年度-月度-月内-日前-实时”的交易时序全覆盖，中长期市场“压舱石”作用、现货市场发现价格作用、辅助服务市场调节作用得到充分发挥，市场供需调节和资源配置能力明显提升，推动全省工业用电价格持续降低。

“通过电价反映供需关系，真实传导价格信号，引导用户改变用能习惯，由‘按需用电’转变为‘按价用电’，最大用电负荷由晚高峰转移至中午，削峰填谷负荷230万千瓦，减少晚高峰10%用电负荷，更好适应了白天新能源大发的特性，有效减轻了保供压力、提高了新能源消纳效率。”李瑞楠说。

展望未来，电力体制改革依然任重道远。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源研究室副主任韩雪表示，新能源的消纳将是下一步电力体制改革的重中之重，推动新能源进入电力市场，需要有调节性资源或者灵活性资源去弥补其发电间歇性的特性，让调节的价值更大地体现出来。

王鹏认为，要明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。完善电力等能源品种价格市场化形成机制，从有利于节能的角度深化电价改革，理顺输配电价结构，全面放开竞争性环节电价。同时，在节能制度变革、地方政府电力行政管理权限、市场主体参与决策的调度交易组织体系等方面持续探索和完善。