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  2015年3月，中共中央、國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路，轉(zhuǎn)變自然壟斷環(huán)節(jié)監(jiān)管方式，在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)引入競爭，加快構(gòu)建經(jīng)濟高效的市場體系，形成主要由市場決定價格的機制。

  “十四五”期間，我國堅持市場化改革方向，加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系，推動煤電、新能源全面進入市場，實現(xiàn)“計劃電”向“市場電”轉(zhuǎn)變，更好發(fā)揮煤電支撐性調(diào)節(jié)性作用，促進新能源“量”的合理增長和“質(zhì)”的有效提升。市場化改革方向下，電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷局面逐步打破，電力交易機構(gòu)逐步獨立規(guī)范運行，發(fā)售電環(huán)節(jié)全面引入市場競爭，配電環(huán)節(jié)引入社會資本投資。我國電力體制改革從局部探索到全面推進，取得了令人矚目的成就，構(gòu)建起了嶄新的電力市場格局，為經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展注入了強勁動力。

(資料圖片僅供參考)

  我國電力生產(chǎn)組織方式逐步由計劃向市場轉(zhuǎn)變，市場成為電力資源配置的重要手段。全國市場化交易電量由2016年的1萬億千瓦時增長至2024年的6.2萬億千瓦時，占全社會用電量的比重提升至63%；其中，2024年跨省跨區(qū)市場化交易電量達1.4萬億千瓦時，較2016年增長十余倍。2024年全國綠證交易量達4.46億個，同比激增364%，綠電交易規(guī)模突破2300億千瓦時，同比增長235.2%。超過50%的新能源發(fā)電量通過市場化方式消納，在新能源裝機增速遠高于負荷增長的情況下，新能源利用率維持在95%以上。

  涵蓋跨省跨區(qū)市場、省市場，覆蓋中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場的統(tǒng)一市場體系初步建立。電力中長期市場在全國范圍內(nèi)常態(tài)化運行。電力現(xiàn)貨市場建設全面加速，截至目前，已有山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北、浙江等七個省電力現(xiàn)貨市場相繼轉(zhuǎn)入正式運行，其余各省電力現(xiàn)貨市場也陸續(xù)進入連續(xù)結(jié)算試運行階段?？鐓^(qū)跨省交易機制持續(xù)完善，省間電力現(xiàn)貨市場正式運行，南方區(qū)域電力市場進入連續(xù)結(jié)算試運行，跨經(jīng)營區(qū)電力交易為電力資源在更大范圍優(yōu)化配置奠定了制度基礎。各省電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)因地制宜建立了調(diào)頻、調(diào)峰、備用、爬坡等輔助服務市場，并實現(xiàn)與電力現(xiàn)貨市場的有機融合。以《電力市場運行基本規(guī)則》為基礎，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務規(guī)則為主干，市場注冊、計量結(jié)算、信息披露規(guī)則為支撐的“1+6”基礎規(guī)則體系基本建立。

  多元主體競爭格局激發(fā)市場改革活力。我國電力市場經(jīng)營主體數(shù)量由2016年的4.2萬家增加至2025年的97萬家，增長超20倍，形成了多元主體有效競爭格局。在發(fā)電側(cè)，部分省燃氣、核電和水電也參與了市場，實現(xiàn)了各類電源同臺競價，有效促進市場競爭，優(yōu)化發(fā)電行為。在用戶側(cè)，除居民、農(nóng)業(yè)用戶外，全部工商業(yè)用戶進入市場，實現(xiàn)“按需用電”向“按價用電”轉(zhuǎn)變。售電公司在發(fā)電企業(yè)和電力用戶之間架起了橋梁，通過提供多樣化的售電套餐和增值服務，滿足用戶的個性化需求。分布式電源、新型儲能、虛擬電廠等新型經(jīng)營主體已超過4000家，這些新業(yè)態(tài)、新模式能夠靈活響應市場信號，參與電力的生產(chǎn)、存儲和消費，提高了電力系統(tǒng)的靈活性和穩(wěn)定性。

  二、新形勢下的電力體制改革挑戰(zhàn)

  “十四五”期間，電力體制改革日新月異、成效顯著，仍需在市場規(guī)則設計、價格機制等方面進一步深化改革，以更好適應新型電力系統(tǒng)建設目標下的高比例新能源并網(wǎng)與新型主體快速發(fā)展需求。一是當前基于各類電源邊際成本競價出清的電力市場理論體系需要進一步研究完善，體現(xiàn)電力商品電能量、靈活調(diào)節(jié)、安全充裕、綠色環(huán)境等多維度價值的市場機制與價格體系需要加快建立，中長期、現(xiàn)貨、輔助服務、容量等不同交易品種之間的統(tǒng)籌銜接需要進一步加強。二是為滿足用戶短時尖峰用電需求，配套建設了大量發(fā)電和電網(wǎng)資源，導致低谷時段發(fā)電和電網(wǎng)資源出現(xiàn)容量冗余，影響了資源利用效率。三是需求側(cè)市場未全面開放，用戶電價未體現(xiàn)不同時段發(fā)電和電網(wǎng)資源的成本差異，同時電力批發(fā)市場與零售市場的價格傳導機制尚不健全，分時價格信號的“指揮棒”作用發(fā)揮不充分，無法有效引導用戶優(yōu)化用電行為和調(diào)動負荷側(cè)可調(diào)節(jié)資源。

  三、深化電力體制改革展望

  深化電力體制改革應以保障電力系統(tǒng)安全為重要前提，以促進能源清潔低碳轉(zhuǎn)型為主要目標，通過持續(xù)推動體制機制創(chuàng)新助力新型電力系統(tǒng)高質(zhì)量發(fā)展。

  （一）以價格優(yōu)化資源配置

  新型電力系統(tǒng)供需在時空上存在著極大的不均衡，需依賴價格信號調(diào)節(jié)。價格需通過有序競爭形成，既要避免信息不對稱導致的價格扭曲，又要激勵市場主體降本、提效、創(chuàng)新。價格信號通過反映電力系統(tǒng)資產(chǎn)利用效率和電網(wǎng)運行安全狀況及成本，實現(xiàn)安全性與經(jīng)濟性的有效銜接。未來可探索采用“電力限價為輔、電量限價為主”模式，即短周期內(nèi)允許電力分時價格隨供需關系充分波動，長周期內(nèi)依據(jù)度電平均成本對市場主體收益進行整體調(diào)控，既充分發(fā)揮價格調(diào)節(jié)作用，又有效防范市場風險。

  （二）創(chuàng)新新能源入市交易機制

  在新能源可持續(xù)發(fā)展價格機制的基礎上，研究探索通過場外合約穩(wěn)定新能源全年收益水平，創(chuàng)新差價合約結(jié)算方式，當市場交易價格低于合約價格區(qū)間的下限導致的缺額部分由用戶平攤補足，高于合約價格區(qū)間上限帶來的超額收益則返還用戶以降低電價。同時，激勵新能源以長期邊際成本參與現(xiàn)貨市場競爭，推動現(xiàn)貨市場進一步放寬市場限價，更好體現(xiàn)分時價格波動性。

  （三）加快容量市場建設

  完善容量市場價格形成機制，充分體現(xiàn)各類電源的長期邊際成本，做好容量市場成本向用戶側(cè)的傳導分攤。統(tǒng)籌好容量充裕性與供電可靠性之間的關系，讓用戶感受到不同容量可靠性水平下的經(jīng)濟成本，使市場價格提前激勵需求側(cè)響應，提前實現(xiàn)容量供需均衡，避免電力項目“計劃生、市場養(yǎng)”的經(jīng)營風險，實現(xiàn)經(jīng)濟高效保供。

  （四）構(gòu)建輸配電成本顯性化分攤機制

  電網(wǎng)安全的本質(zhì)是輸配電資源的稀缺性，需通過機制設計讓安全成本顯性化，并合理分攤。當前輸配電成本平均分攤不符合激勵原則，易導致資源錯配、投資低效，不利于促進新能源就近消納和供需更好適配。

  時間上，輸配電資源稀缺時段，使用者應多分攤成本，通過分時電價引導錯峰用電，提升資產(chǎn)利用率；空間上，輸電距離越遠、利用資產(chǎn)越多，使用者成本應越高，避免不合理不科學的遠距離輸電。

  （五）構(gòu)建精準成本傳導電價機制

  當前終端用戶無法感知不同時段發(fā)輸配資源真實成本，基荷以上的發(fā)輸配容量利用率低，其單位成本遠高于現(xiàn)行分時電價，且用戶側(cè)尖峰電價“搭車”平谷時段的做法不符合“誰受益、誰承擔”原則，易致資源錯配、推高用電成本?？商剿骰诟鲿r段資產(chǎn)利用率制定分時電價，引導用戶削峰填谷，激勵新能源配儲和工商業(yè)儲能發(fā)展，通過源荷儲互動提升電網(wǎng)資產(chǎn)利用率。