【南方能源观察】新电改11年 | 机制带动体制变革

eo记者 姜黎

编辑 陈仪方

审核 韩晓彤

2015年3月15日，《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”）发布。这个时候，距离上一轮电力体制改革启动已经过去了十二年。再次启动改革，动力是什么？目标是什么？信心何在？9号文的出台，对这一系列问题做出了回答。

如今，输配电环节拥有了更加科学合理的定价机制，中长期市场迅速成长，售电侧进入“电力圈”，用户对“市场电”有了感知，电力市场监管研究与实践也在加快推进。

实践证明，9号文以省级市场为突破口的策略，对构建电力市场行之有效。电力，这个曾经深植于计划管制土壤中的行业，逐步接受了竞争，开始相信市场，并打破“省界”，走向全国统一市场。用一位资深市场设计者的话来说，尽管不涉及大规模的组织机构重组拆分，行业格局也已然改变。

纵观全球，电力市场化改革往往由三重压力共同推动：增长放缓、产能过剩、电价失真。而9号文一路走来，在后续价格政策的“助攻”下，证明了电力市场在供应偏紧时期的作用。

2013年，党的十八届三中全会通过《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。

2014年6月，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，明确要“还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”。

提高投资效率、还原电力商品属性成为新一轮电力体制改革的核心目标。在经历了激烈博弈期后，“9号文”带着全新的使命面世，其核心内容可以概括为“三放开、一独立、三加强”，也被业界称为“管住中间，放开两头”。

“管住中间”主要是指对输配电环节的监管，输配电环节具有自然垄断属性，由政府部门按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价，并实行成本监审。“放开两头”则是允许放开输配以外的竞争性环节电价，让发用电主体实现直接交易，价格由市场竞争形成，促进资源优化配置。

十年过去，输配电价已进入第四个监审周期，“中间”环节引入了现代规制理念和方法，并在理论基础上进行创新适配，特别是加强和原有相关制度的衔接，实现了平稳过渡和高效监管。“两头”环节大致可以分为两个阶段，第一阶段是“供需见面”，达成电力中长期交易；第二阶段是“集中优化”，电力现货市场在全国全面铺开。然而，从第一阶段迈向第二阶段的过程，并非坦途。

2021年前后，“双碳”目标提出不久，国内电力供需就迎来逆转。更准确地说，是在多重因素影响下，陷入了电煤短缺。正在这时，价格政策（《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)释放了电力现货市场的能量。实践证明，适当放开价格上限后，发电机组的发电意愿增强了，保供不仅是一种责任，也是动力。

截至2025年11月，我国省级电力现货市场已实现基本全覆盖，宣告着具有实时平衡特殊属性的电力，真正成为商品。

在9号文发布之后的第七年，全国统一电力市场的概念被提起并逐渐成形。电力市场突破省域边界，区域市场发力。2025年6月28日，南方区域电力市场进入连续结算试运行，这是迈向全国统一电力市场的关键一步。2025年7月1日，《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》获批，两大电网公司携手向更大范围、更为灵活的跨网交易迈进了一步。

在回答电力市场能否更大限度实现资源优化配置这一问题上，区域市场和跨经营区交易交上了两份令人惊喜的答卷。

建设电力现货市场的意义，除了发出价格信号外，对政府与市场在电力领域的作用也产生了“润物细无声”的影响。

在9号文“放开两头”的第一个阶段，由于处于供应宽松期，中长期市场交易相对简单，地方政府对市场的影响更为直接，甚至对部分高载能行业的交易价格有着“定价权”。这也是2016—2017年不同地方对电力现货市场推进节奏有不同看法的重要原因。对地方政府和市场运营机构来说，建设现货市场意味着要打破中长期市场的“惯性”——一些决定权和执行权要交给市场，交给规则，甚至交给算法。更重要的是，无论规则如何修订，瞬息万变的现货市场仍然无法承载全部行政指令，因此降低了政府对市场的不当干预程度，增强了市场运营机构的中立性。

这也延伸出另一个命题，在由电力现货市场牵引的市场体系下，政府应该做什么。保供、稳价、转型，仍然是建设和运营电力市场的最终目标，而在达成这些最终目标的过程中，维护公平竞争环境，是核心任务。换句话说，“有为”体现在：“处处亲自下场”转变为“时时密切监测”，该出手时才出手。

也正是有了电力现货市场，电力批发交易变得复杂多变，加上近年来新能源的大规模接入，催生了更多包括系统调节资源和零售主体在内的主体加入。或许有些人并不完全认可这些新主体的作用，认为它们给交易带来了麻烦，导致市场越来越“卷”，甚至还出现许多违规现象。但他们同样做大了电力这块“蛋糕”，产业投资的潜力和市场交易的灵活性被逐渐挖掘和释放出来。当前需要的不是把他们排除在外，而是不断完善市场价格机制，实现以价值定价格。

2025年，我国提出最新的国家自主贡献目标，到2035年，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上，力争达到36亿千瓦。近年来新能源装机和电量的突飞猛进已经给电力系统带来结构性变化，未来十年，电力市场化改革如何促进能源转型，特别是科学消纳新能源，成为重中之重。

无论国际还是国内，电力现货市场出现的零负电价都提醒着市场设计者和运营者，在以新能源为主体的系统中，以边际成本为核心的定价体系是否仍然适用？应该创新引入哪些机制，使市场运作更加适应新能源？

欧盟统一电力市场对此问题的讨论在俄乌冲突发生后颇为热烈，特别是希腊、西班牙、法国等国，提出了颠覆性的市场设计思路。但结论是，尚未有哪种定价理论可以替代边际定价，要调整已经建好的市场出清模型算法也有困难。因此，最新的电力市场改革方案，只是强调了长期合同、建立远期市场虚拟交易枢纽、增加灵活性资源入市并建立容量市场。

设计什么样的机制和现货市场“打配合”，是国内电力市场接下来的数年里要回答的首要问题。中长期与现货、批发与零售市场的协同发展，则是另一个重要课题。

自售电公司入场后，用户被带入“电力圈”。随着每一个年度中长期合同谈判的积累，用户对电力市场化改革的认知也越发深入。加上新能源投资和消费向终端延伸，如分布式光伏走进千家万户的屋顶、绿电直连政策轮廓清晰、零碳园区建设“开拔”等，未来电力市场必须考虑用户的角色。一方面是厘清这些新业态和电力市场的关系，另一方面是科学推进零售侧的管理，更好地将批发市场优化资源配置产生的效率、清洁价值传导给终端。