新电改十年的攻坚启示与待解命题

2025年3月，我国新一轮电力体制改革迎来第十个春秋。这场聚焦全球最大电力系统管理体制的变革，在十年历程中走过了徘徊焦灼的艰难时刻，也经历了痛定思痛的破冰突围。当前，电力行业正面临能源革命与改革创新叠加的战略重构期，进一步深化电力体制改革、构建全国统一电力市场的任务迫在眉睫。本刊编辑部邀请东南大学电力经济技术研究所教授高赐威、浙江大学电气工程学院及海南研究院教授文福拴、中国华电集团市场营销部副主任兰国芹、国网能源研究院企业战略研究所国际化发展研究室主任范孟华、远景能源电力市场负责人陈帝澎、求实能源技术(深圳)有限公司总经理蒋江、北京清大科越股份有限公司新技术研究院院长倪晖七位业内人士，以电改亲历者的视角解码十年电改对于电力行业的重塑，以及构建新型电力系统、赋能经济增长与产业发展对于电改的深层次要求。这场对话不仅是对过去十年的回望总结，更是面向未来的深刻洞察。

（来源：电联新媒 作者：翁爽）

《中国电力企业管理》：回顾新一轮电改走过的曲折历程，如果用一个关键词来描述我国电改路径的显著特征，您会如何描述？

高赐威：对于我国新一轮电改的十年历程，我愿意称之为是具有中国特色的“渐进式市场化”。与西方激进自由化不同，我国电改的“市场化”始终强调“有效市场与有为政府”的平衡：既通过价格信号激发效率，又以政策保障民生与低碳转型的推进。这种“稳健破冰、动态校准”的改革智慧，正是我国电力市场化改革区别于其他国家的独特印记。

陈帝澎：作为有幸参与过欧洲电力市场交易、回国经历了新一轮电力体制改革的从业者，如果用一个词来概括这场持续十年的变革，我会选择“峰回路转”。

中国电力市场的复杂性远超欧美。一方面，要从高度计划经济的体制平稳过渡到市场化机制，另一方面，还要在此过程中协调众多具有强利益诉求的市场主体和政府部门。许多在国外行之有效、逻辑清晰的市场机制，在国内往往需要进行结构性的调整与本土化重构，才能真正落地。

但也正是在这种复杂背景下，中国电力市场展现出一种独特的韧性和活力：当人们认为改革陷入瓶颈时，往往会有突破性政策出台，重新激活市场信心，推动改革进程。例如，从2015年的“9号文”打响电改发令枪，到2021年“1439号文”系统推进工商业用户和煤电全部入市，再到2025年“136号文”推动新能源全面入市、强化其在市场中的主体地位，反映出这些关键性文件不断成为打破僵局、推动转型的“转机”，显示出电改政策在关键阶段“顶层设计”与“问题导向”的联动能力。

蒋江：“摸索前行”可能更符合我的感受。先说“前行”二字，新一轮电改实现了供需两侧大规模电力交易市场的建设，引入了第三方售电公司促进市场竞争，主要试点省份电力现货逐步转正式运行，全国各省进入电力现货试运行阶段，全面推进新能源上网电量市场化改革，从主管部门到市场主体，都克服了不少困难和挑战，电力市场能有今天的竞争程度和市场活力，在过去是不敢想象的。有关“摸索”二字，我认为新一轮电改的实施有两波宏观背景，最初是源于供给侧改革，然后源于碳达峰碳中和目标要求下的绿色转型，第一波的目标是希望通过市场化方式合理控制电力供给侧的产能；第二波是为了更好地适应新能源发电快速发展的新形势，构建与新型电力系统运行特性更加匹配的资源配置方式。但电力体制改革必然会对原有的行业管理及利益格局带来挑战，改革越是深入推进，这样的挑战就越大。

《中国电力企业管理》：新一轮电改十年实现了哪些突破，以及有哪些问题有待进一步攻坚？

兰国芹：十年来，电力市场交易规模倍涨，市场主体数量激增；初步建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系，市场成为电力资源配置的重要手段，“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立；电力市场“保供应、促转型、稳价格”的作用日益凸显。

不足之处在于四方面。一是电力市场体系顶层设计尚不完善。全国统一电力市场体系中各层次电力市场功能定位尚不清晰，职责分工尚不明确。各省区资源禀赋、市场建设进度与市场规则差异较大，跨省跨区资源优化配置存在省间壁垒；二是市场价格形成机制亟需进一步优化。各地中长期市场价格多在当地煤电基准价格上下浮动20%范围内，现货市场价格范围多在0~1.5元/千瓦时，远大于中长期价格范围，导致两个市场价格偏离、功能定位失衡。此外，各类不平衡费用未充分向用户侧疏导，部分费用仍是发电企业的“零和游戏”；三是适应新能源特点的市场机制有待完善。新能源出力波动性、间歇性、随机性大且难以预测，新能源全面参与电力市场无法避免合同履约偏差大、“零电价”甚至“负电价”的风险。同时，新能源具有零边际成本、高系统成本特点，如何设计合理的市场机制让新能源与其他主体同台竞争，还有待进一步深化研究；四是电力需求侧参与市场尚不充分。除甘肃外，我国电力现货市场均是单边竞争市场，即用户侧以价格接受者参与市场，并按照统一结算点电价结算，难以充分激励需求侧资源参与调节。同时，用户侧分布式电源、储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体不断涌现，但参与市场仍存在准入条件不明确、权责不对等等问题，相关市场机制亟需建立健全。

倪晖：新一轮电改的主要突破在于确立共识，明确了市场在资源配置中的决定性作用，电力市场化成为大势所趋；形成机制，电力市场成为发现价格、确定价格的核心机制，绝大多数发、用侧电量进入市场，市场主体得到充分培育，新型主体不断涌现；输配电价核定机制建立，电力投资日趋理性、科学；全国跨省跨区电力市场逐步建立并完善，提升电力大范围优化共享的效率，效益明显。

同时，也存在一些仍需解决的问题，如市场监管能力不足，各省市场力问题没有得到有效关注和解决；市场交易机制尚未完善，行政干预与市场规则裹挟混杂；各类能源入市难以做到“同场同权”，影响能源资产的投资决策和成本回收；缺乏条理清晰、科学公平的成本疏导机制；节点电价仍然无法全面使用，电力的空间价值体现不足；容量机制市场化进度缓慢，缺乏激励信号实现电网的合理长期容量冗余度，电力系统供电稳定性和可靠性受到冲击，不能不早做准备；各省市场建设地方特点明显，省间“电价落差”将影响全国统一电力市场的建设；市场信息披露仍然不够充分，各省实际操作时信息披露水平参差不齐，造成不同身份市场主体之间存在信息壁垒，影响市场的公平性。

《中国电力企业管理》：对于构建新型电力系统而言，“供需互动”是其中的一个重要特征，由此代表着“需求侧”的用户方的作用逐渐被关注。电力体制改革对于引导用户主动作为、释放效能起到了怎样的作用？还存在怎样的问题与堵点？

陈帝澎：在构建新型电力系统的过程中，用户侧的参与在系统中具有越来越重要的作用。虚拟电厂、源网荷储协同、增量配电网等新技术和商业模式在用户端不断涌现，表明“供需互动”已逐渐从概念走向实践。然而，从实际落地情况看，除了部分试点项目外，用户侧新模式尚未实现大规模商业化普及，这其中仍存在若干制约因素和堵点，如用户侧价差信号仍不充分，电网侧激励机制不足等。

值得肯定的是，部分地方已在机制创新上迈出了关键一步。例如山东省允许售电公司在一定规则下自主设定分时零售电价套餐，这一政策突破显著增强了用户侧价格信号的传导效果。实践中，高耗能用户已开始根据电价动态调整用电行为，初步体现出用户侧响应批发市场供需关系的潜力。这类探索为电价机制改革和需求侧资源释放提供了宝贵的样本。

总体来看，用户侧的新技术、新业态、新模式为电力体制改革注入了活力，但其真正转化为可持续的市场动力，仍有赖于电价机制改革的深入推进、电网企业行为的转变以及制度设计的系统协同。未来，随着虚拟电厂、聚合商等新型市场主体地位的明确，以及数字化技术的不断发展，用户侧将可能从“响应者”逐步转变为“资源提供者”，在新型电力系统中发挥更具战略意义的作用。

倪晖：电力体制改革激发了一批以售电公司为主的新型市场主体，通过双边合同和交易中心组织的平台，实现发电和用电侧的直面对接，市场供需关系成为双方量价协商达成的推动力，破除了以往计划体制下的购售电关系，使市场价格由市场供需来决定，公平合理，有效引导资源的优化配置。电力用户不仅可以从中获益，并且可以在需求侧响应机制下发挥调节能力获得更多收益。目前还存在的主要问题在于用户侧计量能力、配网支撑能力不足等。由于用户侧资源入市的体制机制建设缺乏明确主导方，市场盈利模式模糊，各地试点成果难以推广复制，更无法形成对用户侧资源的有效激励。此外，隔墙售电、增量配网、绿电直连等等敏感问题没有形成统一认识，阻碍需求侧进一步发挥作用。

文福拴：目前我们对需求侧调节能力的挖掘还相当有限。我认为主要问题在于两方面。其一，电力现货市场尚处于初步阶段，目前只有山西、广东、山东、甘肃和蒙西电力现货市场正式投运，剩下的省份尚处于试运行或模拟运行阶段；其二，还没有建立完整的电力辅助服务市场。

《中国电力企业管理》：2024年，煤电容量电价正式落地实施，我国发电侧容量电价机制实现破冰。聚焦于新型电力系统建设的需求，我国容量电价机制下一阶段如何持续深化？

高赐威：2024年煤电容量电价机制的正式实施，标志着我国发电侧容量电价机制实现突破性进展。作为新型电力系统建设的重要配套政策，其下一阶段的深化需围绕三个方面来开展：

一是推动容量电价向容量市场过渡，当前容量电价机制以行政定价为主，虽解决了煤电固定成本回收的燃眉之急，但缺乏动态反映供需的市场化定价功能。未来需加快电力现货市场全覆盖，建立“容量市场+辅助服务市场”协同机制；二是扩大容量机制覆盖范围。当前仅煤电公用机组纳入容量电价体系，而储能、燃气机组等调节性电源尚未获得容量价值认可。需逐步将抽水蓄能、新型储能、需求响应等主体纳入容量定价框架。三是当前煤电容量电价按照全国统一固定成本标准（330元/千瓦·年）、不同回收比例来执行，未区分机组性能差异。未来需建立差异化容量定价体系，对灵活性高、响应速度快的煤电给予更高补偿，淘汰低效机组，激励技术升级。

兰国芹：容量电价机制虽然一定程度上缓解了发电企业回收固定成本的困难，但随着新能源快速发展，电力供需由紧转松，火电“量价”双降压力持续增大。为保障煤电从电量供应主体向调节性、支撑性电源平稳有序过渡，建议我国煤电容量电价机制按照“两步走”路径优化完善：

一是近期聚焦完善容量电价机制。在煤机利用小时低、经营困难的省区，将固定成本回收比例提升至70%以上。加快落实跨省跨省区外送煤电机组容量电价机制，并明确煤电容量电费分摊比例和履约责任。加强燃机成本监审，实现燃机两部制电价全覆盖。研究储能的容量电价机制，激励新兴主体有序发展。

二是中远期可探索建立市场化容量补偿机制。各地要根据电力市场化建设进程，逐步探索建立容量市场，电力现货市场运行成熟地区可以先行先试。建立科学合理的容量评估机制，明确容量市场中经营主体的有效容量。完善容量市场价格形成、费用分摊和监督考核机制，做好容量市场与电能量市场、辅助服务市场的衔接。远期实现容量市场全面覆盖，构建差异化容量价值体系，高质量支撑新型电力系统建设。

范孟华：下一阶段，随着新能源占比的持续提升，市场出现负电价、低电价的概率提升，需进一步提升容量机制补偿燃煤发电固定成本的比例，保障燃煤发电合理收益。同时，探索通过容量市场方式，确定补偿标准、补偿价格水平、容量提供主体、成本疏导机制等，引导储能、用户侧主体等各类容量资源为系统提供可靠容量。

《中国电力企业管理》：在电力市场加速演变的过程中，市场主体的海量增长、利益协调的复杂性、新技术的介入等均对电力监管提出了新的挑战。立足于新的形势和未来市场演变趋势，我国电力市场监管体系和监管能力建设如何进一步完善和加强？

高赐威：未来电力市场监管责任非常重大，最主要的原因是市场主体规模庞大，而且数据海量，对技术要求、人员要求很高，监管难度也很大。从监管体系来说，首先是立法层面应该有更高层级的立法授权，仅仅依靠行政法规《电力监管条例》可能面临权威性不足的问题。二是监管能力方面需要建设专门的监管技术平台和引入高层次的技术人才，当然目前政府层面可能存在力量不足的现实难题，可以通过设立专门的市场基金，由市场出资聘用社会化的技术型公司，向政府负责，对市场进行实时监测和分析，并向监管机构提供相应的预测、预判和监管建议。相关市场监测和分析的技术公司竞争上岗，如未能及时发现市场风险并给出有意义的监管建议，则优胜劣汰。

陈帝澎：随着我国电力市场加速演进，市场主体数量激增、交易机制愈发复杂，新业态和技术持续涌现，传统电力监管正面临前所未有的挑战。构建科学、透明、高效、具备前瞻性的市场监管体系，已成为电改深化的关键保障。

未来我国电力市场监管体系的建设可从两个核心方向深化：一是强化零售侧监管，切实保护用户权益。随着售电公司大量涌现，市场上出现部分不良主体通过低价倾销、虚假承诺、不履约交易、转供电套利等方式扰乱市场秩序、侵害用户权益。对此，监管应从机制层面强化行为约束，建立售电公司信用评价机制、履约担保与风险准备金制度、违约成本追究机制和黑名单制度。

二是加强批发市场金融属性监管，防范市场操纵与价格风险外溢。随着中长期和现货市场的逐步融合，电力交易日益具备金融属性，价格波动和投机的风险也显著提升。部分主体通过集中报价、虚假挂单、跨市场套利等方式可能影响市场定价公正性。对此，应建立市场力监测与识别模型、建立异常交易行为识别系统、建设跨市场的联合风险预警平台、引入参考欧美的反操纵监管机制如“能源批发市场诚信和透明度法规”（REMIT）、Market Surveillance Framework。

除此之外，监管模式本身也需转型升级。未来监管需从传统“静态规则监管”向“动态行为监管”转变，依托数字化手段建设覆盖事前准入、事中监测、事后问责的闭环式监管能力。同时要推动法律框架、数据治理、人才结构的同步提升，确保监管能力与市场发展相匹配。

蒋江：电力市场的大规模发展，的确对电力监管提出了更高的要求。当前电力市场无论在批发交易还是零售签约结算等环节，已经暴露出操纵市场、欺诈违约等违法违规现象。由于电力市场运营机构没有执法权、电力监管力量不足、机制不清晰等原因，这类现象十分突出，有进一步蔓延失控的可能。对于当前电量交易规模巨大、涉及市场主体众多、影响经济利益庞大的电力市场，加快电力监管水平的提升，至关重要。个人认为应该从电力市场规则制定、批发市场交易出清、零售市场营销开发、市场结算履约等各方面，系统建立监管机制，从法治层面保障监管效力。

《中国电力企业管理》：在全球能源转型的背景下，能源结构调整、能源新模式新主体的出现等对电力市场产生重大影响，国外典型电力市场也在发生程度不一的变革或调整。国外电力市场建设和变革的经验对我国有怎样的启示？

文福拴：国外电力市场建设和变革的经验对我国的启示主要在于先立法，之后再实施电力市场改革。

国外电力市场一般在改革启动后的5~10年就可以正式投入运行。我国的电力改革采用政府或中央发文的方式推进，没有立法，改革的宏观政策灵活性大、波动性强；严格来看我国电力市场化改革已经历经27年，仍然没能建成比较完整的、正式投运的电力市场。因此，建议把与电力市场改革相关的“中国特色”的范围和程度缩小，充分借鉴国外电力改革的成功经验，少走弯路。此外，我国的电力企业基本都是国企，建议在保障电力企业所有权归属国有的前提下，考虑把电力企业的经营权和所有权分离，以促进电力市场竞争，提升整个电力系统的运行效率。

范孟华：近年来，在全球能源转型步伐加速的大背景下，国外典型电力市场开展了多项电力市场机制创新：一是采用更加市场化的可再生能源支持政策机制，包括配额制、绿证交易、政府授权差价合约、溢价机制等，鼓励可再生能源签订更长周期的电力合约，保障可再生能源合理收益；二是持续优化电力市场交易，采取进一步缩小交易间隔、引入灵活性交易品种、探索新型竞价机制等举措，以更精细、更灵活的市场设计适应波动性、随机性新能源交易需求。三是面对高比例新能源接入带来的电力供应保障和系统调节难题，构建了容量补偿、容量市场、分散义务、稀缺电价等发电充裕度保障和成本回收机制，推广爬坡、惯量、快速调频、不确定性备用产品等辅助服务交易品种，推动更大范围内的调节与平衡资源共享。上述国际经验也为我国持续深化电力市场化改革提供了借鉴，近期，我国已推动新能源全面参与市场，在充分借鉴国外经验的基础上，需在省间和省内市场协调运作、新能源可持续发展价格结算机制等方面保持中国特色，符合我国能源管理体制、保持用户侧电价相对稳定。

陈帝澎：全球能源转型给传统电力市场模式带来了深刻冲击。欧美等成熟电力市场为应对这一变革，普遍明确了电网企业的核心职责主要聚焦于输配电服务和系统运行保障，以“过路费”（输配电价）为主要收益来源，避免直接参与电能交易或利润分配。这种清晰的职能边界能够有效营造公平的市场环境，激发售电侧和用户侧的创新活力。

与之相比，我国电网企业目前在电力调度、交易组织和价格形成等多个关键环节依旧具有较强影响力，在一定程度上压缩了售电公司与用户侧主体的商业模式创新和技术探索空间。此外，电化学储能在我国现货市场中往往缺乏足够的经济回报、绿电环境属性尚未得到合理定价，绿电和绿证市场需求低迷，与“3060”战略目标的长期导向并不完全匹配。

在借鉴国际先进经验的同时，我国仍需坚持适合自身国情的“中国特色”电力市场改革路径，主要体现在：坚持统一电网、分区运营、集中调度的体制框架；循序渐进地推进改革，在试点基础上不断完善与扩展市场机制，在确保风险可控的前提下逐步放权，让市场发展与监管能力相匹配；继续发挥政府在能源安全、保供稳价中的基础性作用，在市场化的同时兼顾社会公益属性和民生需求，实现效率与稳定的平衡；完善储能与绿电激励机制，针对电化学储能参与电力市场的不足，尽快建立或完善辅助服务及容量补偿体系。同时加快推进绿电环境价值的定价与交易模式创新，提升绿电及绿证市场需求。

《中国电力企业管理》：改革走到第十个年头，您认为进入了一个怎样的新阶段？改革下一阶段面临的重点任务和重大挑战是什么？

高赐威：历经十年，我国电力体制改革已经从破冰走到了攻坚阶段，这一阶段的特征如下：一是深化市场化与绿色转型“双轮驱动”，二是用户侧从“被动参与”到“主动调节”的转型，三是政策工具从电力的“单一调控”向电价机制、容量补偿、绿证交易等“综合协同”演进。下一阶段面临的重大挑战包括：一是市场化不彻底与利益博弈复杂，表现在省间仍以行政手段分配输电通道，跨区交易效率低下；煤电容量电价与调峰补偿政策存在重叠，导致市场信号扭曲。二是新能源高比例接入的系统风险，表现在新能源波动性加剧电网稳定性压力，现有调节资源如储能经济性不足；部分地区配电网容量限制，制约分布式能源大规模并网。三是用户侧参与存在制度性障碍，表现在中小用户议价能力弱，市场信息不对称导致权益保护难题；虚拟电厂等新业态缺乏统一准入标准，市场身份模糊制约发展等等。

陈帝澎：新一轮电力体制改革已进入“由结构性突破走向系统性深化”的新阶段。下一阶段的重点任务和重大挑战主要体现在以下几个方面：

一是跨省、区域乃至全国统一市场体系的构建与常态化运行。当前各省电力市场差异显著，交易机制、价格形成逻辑、市场边界存在碎片化问题，制约了资源的全国优化配置。构建具备统一规则、统一调度、区域联通的全国电力市场，是下一阶段改革的核心难点。

二是打通批发与零售市场的价格机制。目前批零市场仍存在价格信号割裂、价差不透明、用户响应激励不足等问题，阻碍了市场效率的进一步提升。未来应通过加强分时电价机制、放开零售侧定价权限、建立价格联动机制，实现价格信号的统一传导。

三是完善风险管理与避险工具体系。随着现货市场推进、价格波动增强，市场主体对风险管理需求日益增长。如何建立完善的信用机制、履约保障制度，并逐步引入期货、期权等电力金融衍生产品，为市场主体提供有效的套期保值工具，是改革进入深水区必须面对的重要议题。

兰国芹：目前，我国电力体制改革已经步入“能源绿色低碳转型关键期”“新型电力系统构建加速期”“电力市场建设深化期”“三期叠加”新阶段。面对多层次电力市场衔接不畅、电力商品多元价值难以体现、各类主体经济关系仍未理顺、适应新能源和新型主体发展的市场机制尚未建立等诸多挑战，建议下一阶段电力改革持续加强全国统一电力市场建设的系统性、整体性、协调性。进一步加强全国统一电力市场的顶层设计，厘清国家、区域、省级等各层次市场的功能定位，引导市场的基础制度、规则、技术标准在全国范围内相对统一、有机衔接；进一步衔接电力市场与能源电力安全保供。持续推动电力市场化改革，将电力保供机制固化到市场制度体系中。完善启停成本、运行成本补偿机制，对为电力安全稳定运行而调用的各类主体，确保对其成本补偿到位。进一步完善容量电价机制，加快落实跨省跨区配套火电的容量电价补偿机制，推动容量电价合理结算与考核；加快完善适应新能源和新型主体运行特性的市场机制。考虑新能源出力随机性和预测难度，推动放开新能源中长期签约比例、曲线等要求，推动新能源签订多年长期购电协议，并加强交易指导和合同履约监管。充分考虑大基地超大装机规模、单一运营主体、多电源品种互补特性，加快完善“沙戈荒”新能源基地参与市场机制。完善体现绿色价值的政策体系，提升电力用户绿色消费的积极性；进一步加强和规范市场监管。完善市场监管组织体系，创新市场监管措施和手段，加强对地方政府行政干预、市场运营机构独立规范运行等关键环节监管，维护良好的电力市场秩序和市场公平性。细化信息披露颗粒度，规范信息披露数据的方式和形式，向市场主体提供更加全面、更加及时、更加有效的信息披露内容。（采访内容仅代表受访人士个人观点）