▲图为黄河上游羊曲水电站。
十年，书写中国电改一张沉甸甸的“答卷”。
2015年3月，中共中央、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〔2015〕9号）（以下简称“9号文”），部署新一轮电改任务。十年来，电改持续向纵深推进，电力体制架构不断优化，电力市场体系逐步完善，电力资源得到优化配置，改革红利持续释放，新型电力系统建设取得阶段性成果，电力安全稳定供应更有保障。
十年来，电力系统打破10多项世界纪录，实现从“煤电独大”到“多能互补”的转变，新能源装机占比持续提升。
十年来，全国形成“省间现货+省级现货+中长期交易”协同的电力市场体系，市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比例由17%升至63%，跨省跨区市场化交易电量相较2016年增长超10倍，正式运行的省级电力现货市场增至5个。
十年来，电力经营主体多元化格局形成，目前注册参与电力交易的经营主体数量是2016年的近20倍。电网侧统购统销局面逐步打破，发售电侧全面引入市场竞争，配电侧引入社会资本投资。
十年来，电力市场破解“计划与市场”双轨难题，建立了“准许成本+合理收益”输配电价机制，初步完成煤电上网电价市场化改革，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。
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新一轮电改以准入市场、引入竞争、优化资源配置为核心，经历从政策破冰到机制深化、从局部试点到全国统筹的跨越式发展。这场改革重塑了电力行业的市场格局，更成为推动能源革命、实现“双碳”目标的强劲引擎。
破局新生，从计划体制转型多层次体系
十年来，全国统一电力市场建设快速推进，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。省内市场保障电力电量基础平衡和供应安全，省间市场服务国家能源战略、促进电力资源在更大范围优化配置，区域市场发挥余缺互济、错峰互补作用。
华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏告诉《中国能源报》记者：“电改的最大成果，是使电力的商品属性得到充分显现，电源投资跟着无形的市场走，设备运行跟着显见的价值走，电力系统效率大大提升。”
▲图为川渝特高压重庆铜梁1000千伏变电站。
“新一轮电改主要涵盖电力市场化改革与电网体制改革两大方面。”配售电改革资深专家吴俊宏表示，经过十年发展，无论是中长期交易还是现货市场，都已获得广泛认可，电改理念深入人心。“这一变革通过市场机制优化了电力资源配置，使电源项目投资更贴合市场实际需求，提升了电力行业整体的资源利用效率与经济效益。”
中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟表示，“9号文”最鲜明的特色便是对电力市场竞争机制的加固与提升。“电力市场经历巨大变革，资源配置机制和市场结构在这场深刻的拐点中焕然一新，一个层次丰富、品种多样的电力市场体系已然成形。”
回顾电改十年，王鹏认为四个节点至关重要：一个是起步阶段，即“9号文”出台后的配套文件在争议和各方博弈中出台，过程艰难。另一个是现货市场的推行，从开始的思想难统一，到最终形成“无现货不市场”的舆论氛围，再到广东、山西等地先行先试，不断推动着改革深化。
“然后是2021年煤电矛盾凸显时，将煤电机组全部推进市场，同步将工商业用户全部入市，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》解决了改革的双轨制问题，这比预想的时间大大提前，在‘危’中把握了‘机’，后续通过容量补偿机制基本稳定了煤电行业。”王鹏进一步说，第四个是近期发布的《国家发展改革委 国家能源局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》（以下简称“136号文”），该政策一步到位将新能源推向市场，并提出可持续发展结算机制，使国家层面此前预计的2030年新能源全面入市提前了五年。
电力行业资深人士赵克斌接受《中国能源报》记者采访时表示，自“9号文”及其配套文件提出构建电力市场蓝图以来，具体实施路径一直在探索。“伴随增量配电、电力现货等一系列试点工作推进，行业如同在迷雾中逐渐找到前行的方向。尤其是电力现货市场建设试点工作，就好像一面镜子，清晰映照出传统直购电市场模式的弊端。而现货市场从试运行到正式运行，不仅是一个环节的更替，更宣告了直购电模式的谢幕，标志着电改迈向崭新的阶段。”
结构转型：从煤电独大到多能互补
电改十年，我国清洁能源装机实现跨越式增长，能源结构从“一煤独大”发展为“水核风光储”等多能互补。多元主体友好互动的新型商业模式不断涌现。截至目前，注册参与电力市场交易的经营主体数量由2016年的4.2万家增加至81.6万家，涵盖火电、新能源、核电、水电、电力用户、售电公司等发用电两侧各类经营主体。发电侧燃煤机组均进入市场，超半数的新能源及部分燃气、核电和水电参与电力市场；用户侧除居民、农业用户外全部工商业用户进入市场。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，近60万家零售用户通过零售市场购电。
国家能源局提供的一组数据显示，2024年全国新能源装机达到14.5亿千瓦，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。2024年，绿证绿电交易合计电量达4460亿千瓦时，同比增长364%，约1/4的新能源通过绿证绿电市场实现了环境价值。
十年电改，通过市场化机制加速能源结构优化。厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺表示，可再生能源电力“入市”交易后，2024年绿电交易量同比增长327%，绿证交易量突破1.2亿张，溢价率稳定在0.05元/千瓦时—0.1元/千瓦时，形成“市场收益+环境价值”双轮驱动模式。煤电通过“电量电价+容量电价”两部制改革实现定位转型，今年容量电价补偿占比提升至30%，推动全国2亿千瓦煤电机组完成灵活性改造。“这一过程中，‘风光’装机较2013年分别增长5倍和40倍，年均新增装机超1亿千瓦，新能源弃电率从10%降至3%。”
“在传统电力经营主体变革的大潮之中，新兴主体与新业态如雨后春笋般涌现。过去十年，新能源与可再生能源实现历史性跨越，对电力系统产生巨大影响。”冯永晟说，“我们不断深化对电力系统的认知，创新性提出新型电力系统的宏伟蓝图，引发了不同电源功能角色的动态变迁，对系统运行模式和安全保障带来了深远影响。在此背景下，电力系统的形态和电网运行方式亦发生了巨大变化。”
电力市场机制的建设、监管机制的完善与能源转型、电源结构优化的步伐紧密相连、协同发展。十年间，电力市场化进程极大推动新能源蓬勃发展，而新能源崛起为电力市场的繁荣注入活力。其间，新型主体、业态、模式和新技术不断涌现，电力行业也同步向世界“标准制定者”地位冲刺发力，特别是在特高压技术领域，不仅成为全球唯一能够自主研制特高压全套设备的国家，更在全球实现引领。
深化电改：加速构建全国统一市场体系
市场机制在部分环节有待优化，电网基础设施与新能源大规模接入和电力市场交易规模扩大的需求存在差距，市场监管难度随着经营主体多元化和交易形式多样化而增加……电改成效丰硕，但依然面临挑战。
如何基于经验应接挑战，如何推动电力市场改革进一步深化？
王鹏坦言，有观点认为电力市场的路径已找准，后续只要把电力中长期交易、电力现货交易、电力辅助服务做起来就行，要打破这种狭隘的市场观念和躺平思维。“支撑社会主义新时代和现代化，电力行业变革的理论基础要‘扬弃’，要更新乃至重塑。从物质经济需要、社会需要、精神文化需要、生态需要、政治需要等五个方面认识美好生活需要的电力内涵，才能更高一层识别中国式现代化进程中电力发展的矛盾焦点问题。从这个视角看，未来十年深化电改、推动体制革命，还有不少艰辛和曲折。”
吴俊宏指出，当前，针对配电领域开展的诸多尝试，如增量配电网、微电网以及源网荷储一体化等项目，方向虽然正确且具有前瞻性，但在实际推进过程中仍有困难亟待解决。
“电改十年，电力系统面临高熵增变革，电网企业需协调现货市场、绿电交易、辅助服务等多层次市场，并应对新能源波动性带来的电网调度挑战。” 罗兰贝格全球高级合伙人许季刚表示，电改既是挑战也是机遇，其核心在于政策力度、节奏能否平衡以煤电企业为首的企业短期经营压力与长期能源转型目标，帮助企业平稳转型、抓住“第二曲线”发展机遇。“电改也对电力企业提出更高的经营管理能力要求，即如何进行专业化的电力市场交易、如何开发交易产品、如何深入理解用户用电模式、如何利用AI工具更好预测‘风光’出力等，解决好这些关键问题的创新能力，将是决定电力企业竞争力的关键。”
“未来深化电改，一是加速构建全国统一电力市场体系。制定全国统一的电力市场基础规则和技术标准，推动中长期、现货、辅助服务市场有序衔接，明确新能源参与市场的路径。同时，通过跨省区优先发电计划向中长期合同转型，提升市场化交易比例，如‘宁电入湘’工程已实现区域资源互补，未来依托特高压通道可提升余缺互济效率。”孙传旺建议，二是推动碳市场与电力市场衔接。允许绿证抵扣碳配额，完善产品碳足迹管理体系，同时建立极端价格熔断机制，避免电价波动引发系统性风险。三是强化顶层设计与法治保障。修订法律法规与反垄断立法，明确垄断与竞争边界，加大对滥用市场支配地位行为的处罚力度，同时平衡“有为政府与有效市场”，例如通过政策驱动新能源技术出海、强化国际标准制定话语权，同时简化分布式能源审批流程，降低企业出口成本。
十年探路，硕果累累。置身新起点，持续深化电改，将推动我国电力行业朝着更加市场化、绿色化、智能化的方向发展，助力我国构建清洁低碳安全高效的新型能源体系。同时，作为全国统一大市场的重要组成部分，全国统一电力市场对提升资源要素配置效率、激发增长潜能，对服务实体经济发展、促进科技创新和产业升级、保障社会安全稳定和人民生活福祉都具有重要意义。
文丨本报记者 苏南 王林 杨梓
【责任编辑：刘澄谚 】
