中电联党委书记、常务副理事长杨昆：电改十年绘宏图 奋楫笃行启新程

2025年，我国新一轮电力体制改革迎来第十个春秋。这场电力行业的系统性变革，以"管住中间、放开两头"为核心理念，重构电力行业的运行逻辑。十年间，市场交易规模倍涨，市场主体数量激增，“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立，多层次全国统一电力市场体系雏形初现……一系列成果凸显出我国电力体制改革在“市场化”这一维度上取得的重大突破。当前，改革已从“破局阶段”进入“深水区”，面临着体制机制深层次重构与融合的重大挑战。《中国电力企业管理》3期封面推出“新电改十年思辨”主题策划，回顾十年电改艰辛曲折历程，总结经验教训，分析和思考进一步深化电力体制改革的重点任务和挑战，以期为电力体制改革持续攻坚贡献真知灼见。今天为大家推送中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆署名文章《电改十年绘宏图 奋楫笃行启新程》，以飨读者。

2025年，我国新一轮电力体制改革迎来十周年这一重要里程碑。2015年3月15日，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）发布，开启了电力行业波澜壮阔的变革之旅。历经十年砥砺奋进，我国电力体制改革成效显著，全国统一电力市场体系初具雏形，发挥市场作用支撑新型电力系统建设，助力我国“双碳”目标的实现。当前，党的二十届三中全会审议通过《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》。《决定》指出，要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”“推动生产要素畅通流动，提高各类资源高效配置，充分释放市场潜力，深化能源管理体制改革”，为我国进一步深化电力体制改革指明了方向。站在全新的历史性时点上，电力体制改革机遇与挑战并存，电力行业需坚定不移地贯彻落实国家政策方针，进一步释放改革能效，更好地适应新型电力系统建设的要求，为经济社会高质量发展提供更加坚强可靠的电力保障，为中国式现代化建设贡献强大的电力力量。

（来源：电联新媒  作者：中电联党委书记、常务副理事长杨昆）

十年奋进 电力行业实现从计划到市场的制度跃迁

新一轮电力体制改革启动以来，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，电力行业积极响应，坚定不移地推进改革进程。电力市场化建设不断向纵深发展，市场体制机制持续完善，运营效率稳步提升，资源配置能力日益优化，改革红利加速释放，为加快构建新型电力系统、助力“碳达峰碳中和”目标实现以及支撑经济社会高质量发展注入了全新的活力与动力。

十年前，输配电价改革拉开了新一轮电力市场改革的大幕，有力推动了电网企业的角色转变，为市场化交易奠定了坚实的制度基础，电力生产组织方式逐步由计划向市场转变；2016年，北京与广州两个国家电力交易中心成立，标志着我国电力市场化进程迈入实质性阶段；2021年，燃煤发电电量上网电价全部放开，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，上网电价改革不断深化，竞争性环节价格有序放开，主要由市场决定的价格机制初步建立；2022年，全国统一电力市场建设框架初步成型，首次提出“国家-区域-省级”协同的多层次市场架构和“2025年初步建成、2030年基本建成”的阶梯目标。2023年，山西、广东电力现货市场率先转入正式运行，2024年，省间电力现货市场转入正式运行，电力现货市场建设实现“从无到有”的突破，补齐了我国电力市场体系的关键一环；售电侧改革激活了市场多元竞争格局。随着售电侧改革的持续推进，分布式新能源、独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新业态如雨后春笋般蓬勃发展，为电力市场注入源源不断的创新活力。

新电改十年来，电力市场建设的“中国方案”在实践中逐步成型。一系列电力体制改革及电力市场顶层设计政策文件相继出台，电力市场基本规则不断制修订，全国统一电力市场“1+N”基础规则体系逐步构建。“管住中间、放开两头”的电力市场体制架构初步搭建，“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架基本形成，市场成为电力资源配置的重要手段。

2024年，全国市场化交易电量已突破6万亿千瓦时，占全社会用电量的比重从改革初期的5.4%跃升至62.7%，全社会用电量市场化率提高了40个百分点；跨省跨区市场化交易电量达到1.3万亿千瓦时。电力市场运营服务基础基本完备，全国已建立2个区域性交易机构和33个省（区、市）级交易机构，市场主体数量突破80万家。市场开放度与活跃度大幅提升，市场间协同运作水平不断提高，有力促进了资源在更大范围内的优化配置以及能源的清洁低碳转型。

实践探路 构建适应新型电力系统的市场化体系

随着我国实现“双碳”目标的稳步推进以及新型能源体系建设的持续深入，我国电力系统正面临着“三重重构”，即电源结构从“煤电主导”向“风光领跑”转变，运行方式从“源随荷动”向“源网荷储协同”转变，价值体系从“单一电量”向“多维价值”转变。新一轮电力体制改革十年来积累的丰富经验与坚实成果，为这一意义深远的转型提供了关键支撑。

（一）新电改为新能源消纳提供市场解法

2024年，我国新能源装机规模已达14.5亿千瓦，占比突破40%，历史性地超越煤电装机规模，成为电力系统第一大电源。为有效应对新能源大规模接入带来的消纳难题，我国积极探索并建立了一系列行之有效的市场机制，通过构建“价格发现+环境溢价”的双轮驱动机制，为新能源消纳开辟市场化路径。

一方面，开展新能源上网电价改革，为新能源入市保驾护航。2025年初，国家发改委、国家能源局印发《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》，推动新能源上网电量全面进入市场，上网电价由市场形成，并配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，将有力促进新能源产业的持续健康发展。2024年，新能源市场化交易电量超过1万亿千瓦时，占新能源总发电量比重达55%。随着新能源上网电价市场化改革的深入实施，新能源入市步伐将全面加快。

另一方面，绿电交易、绿证核发以及可再生能源配额制等机制协同发力，将新能源的环境价值转化为经济收益，为新能源产业可持续发展注入强大动力。2025年3月，国家发改委、国家能源局等五部门联合发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，加快推进可再生能源绿色电力证书市场建设，以更大力度推动可再生能源高质量发展。2024年，我国绿色电力交易市场呈现蓬勃发展态势，绿电绿证交易合计电量达4460亿千瓦时，同比增长364%；绿证交易累计达4.46亿个，约1/4的新能源通过绿证绿电市场实现了环境价值；绿电交易首次成功拓展至港澳地区，进一步扩大了绿电交易市场空间，有力推动了区域能源绿色协同发展。

（二）新电改为电力安全保供提供容量托底方案

面对高比例新能源并网导致系统波动性加剧以及调节资源结构性短缺的双重挑战，我国以体制机制创新为突破口，加速构建适应新型电力系统的市场化保供体系。围绕煤电与其他调节性电源构建容量托底方案，全力筑牢电力供应根基，保障电力系统稳定运行。

2024年，煤电容量电价机制正式落地，标志着我国电力市场从“单一电量市场”向“电量+容量”双轨制成功转型。容量电价机制构建了能够反映电力系统容量需求的电力市场价格体系，有力推动煤电向基础保障型与系统调节型电源并重的角色转变，同时也为抽水蓄能、新型储能等其他调节性电源的容量补偿提供了重要制度参考，为建设新型电力系统和保障能源安全作出重要贡献。

此外，我国辅助服务市场建设不断深化，通过科学设计调峰、调频、备用等服务品种，推动分层分类的补偿机制与动态竞价规则建立，有效激发了煤电、储能、需求侧资源等主体的灵活调节潜力，为高比例新能源并网筑牢安全防线，以市场化手段构建起电力系统可靠运行的容量保障体系。

（三）新电改推动电力价值体系向多元化扩展

新型电力系统的安全稳定运行与绿色低碳转型，需要充分激活电力商品的多元价值属性。新一轮电力体制改革推动电力价值逐步向电能量价值、调节价值、环境价值、容量价值等多元方向拓展，进一步发挥电力市场保供应、促转型、稳价格的作用，有效释放新一轮电力体制改革红利。

一是“中长期+现货”的市场体系有效实现电能量价值。我国电力中长期市场已逐步实现连续不间断运营，交易频率显著提高，交易时段划分更为精细，中长期交易电量超过市场化电量的90%，充分发挥了电力中长期交易保供稳价的“压舱石”作用。电力现货市场已基本实现省级全覆盖，山西、广东、山东、甘肃、蒙西以及省间电力现货市场已陆续转入正式运行，南方、长三角区域电力市场建设成效显著，电力现货市场发现电能量时空价值的特性日益凸显。电能量市场的不断完善，有效提升了电力资源的优化配置效率。2024年迎峰度夏期间，在用电负荷大幅高于往年的情况下，依托中长期市场及省间现货市场，跨区通道最大送电能力达1.42亿千瓦，有力保障了经济社会发展用电需要。

二是辅助服务市场逐步激发调节价值。电力辅助服务市场已基本覆盖全国，与电能量市场的衔接进一步加强，市场化交易的电力辅助服务品种不断丰富，市场引导的辅助服务资源优化配置机制初步建立，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极作用。

三是绿电绿证市场逐步兑现环境价值。绿电、绿证市场体系初步构建，绿证全覆盖等顶层设计文件相继出台，交易机制不断完善，绿证作为可再生能源环境属性的作用更加突出，交易规模持续扩大。

四是煤电容量电价机制为容量价值的释放奠定基础。容量电价机制是对电价结构的重大调整与完善，该机制首次实现了电能量价值与容量价值的区分，有力推动了煤电机组固定成本的回收。部分地区还积极尝试将容量机制向气电等其他发电类型拓展，为容量市场建设奠定坚实基础。

在总结新一轮电力体制改革丰硕成果的同时，我们还应清醒地认识到，电力体制改革是一项复杂且长期的综合性工作，在改革有序推进过程中，难免产生各种争议。例如，随着新能源装机规模扩大，为保障系统安全稳定运行，部分地方政府要求新能源项目配建储能，但配储利用率较低，存在“建而不调”的问题。对此，国家发改委和国家能源局及时施策，稳步推进新能源入市，同时取消强制配储政策，推动储能行业发展从“政策驱动”转向“市场驱动”，显著减轻了新能源企业负担；随着电力现货市场建设的推进和新能源渗透率的提升，山东、浙江等省份电力现货交易价格先后出现负电价，引起广泛讨论。中电联及相关行业研究机构及时响应舆论，深度解读负电价产生的合理性和对各类电源发展规划释放的价格信号引导作用，消除社会担忧情绪，有效平复舆情。

随着改革步入深水区，新型电力系统的构建与能源转型加速，电力市场建设需求多变，未来仍需在多个方面予以重点关注。多层次电力市场虽已初步构建，但各地在市场框架、规则等多方面差异大，功能定位不明，省间交易壁垒尚存，制约市场协同运行与融合发展及资源优化配置作用的发挥；现行电力市场交易机制间的衔接有待加强，中长期、现货市场及辅助服务市场相关机制均有待完善；新能源面临着发展、消纳与价格波动的矛盾和风险，绿色价值体现不足，绿证应用场景有待丰富；提升系统调节能力的市场机制需要进一步创新，用户侧可调节资源参与市场的潜力有待开发。

展望未来，开启全国统一电力市场建设新篇章

新电改十载，成果卓著，为全国统一电力市场筑牢基石。2025年，全国统一电力市场雏形初现。站在“十四五”与“十五五”交汇的关键节点，电力行业应深入贯彻落实党和国家的各项决策部署，加速培育电力新质生产力，全面落实全国统一电力市场建设改革任务，以高质量电力市场建设，为构建全国统一大市场与高水平社会主义市场经济体制添砖加瓦。

（一）落实改革任务，坚定统一电力市场建设方向

立足服务“双碳”目标与新型电力系统建设，以更高站位统筹全国统一电力市场顶层设计与战略协同，围绕“2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升”的“三步走”战略目标，以全国统一电力市场“1+N”基础规则体系为核心抓手，加快完善各项实施细则与技术标准体系，明确各层次电力市场功能定位，引导发电与用户两侧主体有序参与跨省跨区交易，确保市场运行规范有序、衔接紧密高效，逐步实现各层次市场从协同运行到联合运行，营造多元主体协同共进的良性市场生态，实现电力资源在全国“一盘棋”中的高效流转。

（二）创新市场机制，与新型电力系统同频共进

结合新型电力系统建设需求，推动省间电力现货市场实现全覆盖，探索构建用户参与的双边现货市场，优化现货市场价格形成机制，更好地发挥电力现货市场响应供需、发现价格的作用。进一步完善中长期市场交易机制，借助带曲线签约、分时段结算等精细设计，与现货市场高效协同，打造新型电力市场体系。完善辅助服务市场，拓展核心与新型服务品种，逐步建立辅助服务与电能量市场的联合出清机制，构建合理成本传导机制。充分激活用户侧资源，积极引导新型储能、虚拟电厂、数据中心等新型主体通过市场发挥调节作用。持续深化电力容量保障机制，合理反映常规机组容量和调节价值，探索研究建立具有中国特色的容量市场，强化电力系统调节韧性。

（三）激发市场活力，为经济高质量发展注入绿色动能

以全国统一电力市场建设为依托，构建适配新能源波动性与时空分布特性的市场机制，推动电力要素配置与绿色经济循环深度耦合。顺应电力供需及新能源发电特性，标准化设计电力市场交易关键要素，为新能源大规模接入与消纳筑牢市场根基。以机制保障与市场价格引导营造稳定的新能源投资环境，促进新能源高质量发展。鼓励大型能源基地创新模式、分布式资源市场化运营，探索电-碳-证融合发展，激发全社会绿色消费潜能，为能源结构低碳重塑与经济高质量发展注入可持续动能，实现电力资源配置效率提升与全社会绿色转型的深度共振。

在实现“双碳”目标与构建新型电力系统的伟大征程中，新一轮电力体制改革意义非凡。过去十年，改革成果丰硕，为能源转型奠定了坚实基础，但深化电力体制改革依然任重道远。《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确提出“三步走”建设路径，中电联将持续发挥平台支撑作用，凝聚合力助力全国统一电力市场建设。展望未来，改革需以更高站位统筹安全、绿色和效率三重目标，将制度优势转化为治理效能，建成“统一开放、竞争有序、安全高效、清洁低碳、治理完善”的全国统一电力市场，实现各类经营主体充分参与电力市场交易，形成充分反映电力商品多元价值、引导资源优化配置的价格机制，推动电力要素畅通流动、能源资源高效配置、市场潜力充分释放，为构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统注入强大动力，在能源转型的时代画卷中书写更加辉煌的改革篇章！