政策密集出台，电力市场何去何从？

近两年，国家主管部门密集出台了一系列与电力行业密切相关的政策文件。这些文件的专业性很强，业界一直在学习、理解和消化。

可以说，这既是一场规则调整，又是相关主体利益重新分配的过程。那么，从政策研究角度，这些政策实施后，哪些主体会受益，哪些又会受损，以及哪些主体短期和中长期都受益，哪些主体短期和中长期都受损？另外，长远看，受益的总体社会福利(Social Welfare)能否覆盖受损的部分，实现帕累托更优？近期，笔者围绕以上若干问题进行了深度调研思考。

系列政策有哪些核心要点？

这些政策文件主要包括：

2023年9月7日,国家发改委、国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（试行）》(发改能源规〔2023〕1217号)；

2024年2月8日，国家发改委、国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）；

2024年3月18日，国家能源局出台的《2024年能源工作指导意见》（国能发规划22号）。

2024年3月18日，国家发改委修订并发布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（国家发改委令2024年第15号）；

2024年5月14日，国家发改委发布的《电力市场运行基本规则》（国家发改委令2024年第20号）；

2024年7月10日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布的《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2024〕598号）；

2024年7月25日，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）；

2024年11月25日，国家发改委发布的《电力监控系统安全防护规定》（国家发改委令第27号）；

2025年1月17日，国家能源局发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）；

2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布的《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》（发改价格〔2025〕136号）；

2025年4月11日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）；

2024年4月12日，国家发改委发布的《电力市场监管办法》(国家发改委令第18号)；

2025年4月23日，国家能源局发布的《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》（国能发法改〔2025〕40号）；

2025年4月29日，国家发改委、国家能源局发布的《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）。

以上政策各有偏重，有的偏宏观和方向性，有的侧重执行和可操作性，但这些政策大多围绕一个主题，即“电力市场化”——如何规划、改革、推动、建设及运营好一个安全、高效、绿色的电力市场。

首先，安全是电力系统的生命线。

2025年4月28日中午，西班牙和葡萄牙发生大规模停电，影响伊比利亚半岛超5000万人口，停电持续近10小时，至当晚21时左右逐步恢复供电。西班牙电网在当日中午12时33分左右检测到“极强振荡”，导致电网负荷骤降约60%（约15吉瓦），随后伊比利亚半岛电网与欧洲主网断开，引发连锁崩溃。

大规模停电导致该地区交通崩溃，西班牙全国116列火车停运，马德里地铁疏散人群，机场航班延误，以及葡萄牙多地交通信号灯失灵；公共服务停滞，医院启用应急电源，马德里网球公开赛暂停，通信服务中断，民众被迫依赖收音机获取信息；民众生活混乱，饮食、照明、通讯等基本需求失去保障，超市货架被抢购一空，罐头食品、饮用水和蜡烛成为抢手物资。

此次事故为欧洲近20年来最严重的停电事件，虽然导因尚无定论，但对各国能源转型过程中的电力安全提出严肃警示。

事实上，类似事故在全球各国都有持续上演，其规模、影响或大或小。

2021年下半年，中国20多个省市自治区遭遇大规模供电短缺，有关部门不得不采取“有序供电”措施；2021年9月下旬，中国东北地区（辽宁、吉林、黑龙江）风电出力大幅下降，电力供应缺口从5%—10%扩大至10%—20%，达到“严重级别”。东北电网频率一度跌破49.8赫兹的安全阈值，面临崩溃风险；2022年6—8月，旺季枯水与区域高温相遇，中国川渝地区不得不大规模“有序供电”。

随着可再生能源电力规模愈大、比例愈高、布局愈广，电力系统将面临更大的安全挑战。

其次，高效是电力市场的主旋律。

电力行业上中下游高效运行，既要保证上游发电企业有利可图，有相对稳定的投资回报，保持电源投资的积极性和持续性，又要保证下游用户享受更经济、更安全、更可及、更公平的电力消费，平均电价保持相对稳定、甚至有所下降，扩大消费者福利；同时还要期望中游电网企业能够积极主动解决短板、更新改造、智慧升级，服务好上下游各主体。

2021—2023年，占中国发电量65%以上的火电企业（煤电及气电）经历了长期性亏损，给电力市场的高效和安全埋下极大隐患。

同时，新能源电力并网消纳面临越来越大的挑战。根据《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，未来中国西北华北地区更多的沙戈荒大基地项目陆续建成，长距离特高压输送是不是安全、高效、经济的最优选择？上游电站投资的积极性如何保证？

一方面，随着电煤供应量增加，价格下滑，2024年火电企业发电成本大大降低；另一方面，风光储生产制造业内卷严重，设备价格一降再降，新能源发电直接成本降到历史最低点。大家关心的是，设备供应商亏损经营，上游成本降低，其让渡出来的利益是否外溢到下游电力用户？如果没有外溢到下游用户，利益去了哪里？

近年来，中游两大电网企业经营绩效同样令人唏嘘。两大企业净资产回报率甚至低于同期银行贷款利息，一些省级电网企业甚至亏损经营，而且相当部分利润并非来自主业，而是依赖辅业，是否存在国有资产流失的嫌疑？

高效的电力市场意味着，上游制造业及发电企业、中游电网、下游用户及相关主体都能可持续性获利，社会总体福利越来越高。

再次，绿色是能源转型的终目标。

新型电力系统是以高比例可再生能源为主体，融合先进能源技术、数字化智能化和灵活市场机制，实现清洁低碳、安全高效、灵活智能的现代化电力体系，其核心目标是支撑“双碳”目标，推动能源结构转型。

当前，传统能源在经济中所占比例过高，非化石能源尚未占据主导地位。以2060碳中和目标为导向，中国能源转型任重道远。

在上述一系列政策中，其中在2025年2月9日发布的《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号文件”），对未来新能源投资及新能源产业发展影响最为深远。那么136号文件究竟有何影响？

第一，电力市场是否有机制短板？

136号文件核心在于推动新能源全面参与电力市场交易，通过市场化机制优化资源配置。新能源电力并网消纳从原有的“保量保价”突变到“既不保量又不保价”，完全交给市场，由市场机制决定消纳的量和价。

根据136号文件，2025年5月1日前投产的分布式项目，以及6月1日前投产的其他存量项目，采取“老项目老办法”，允许其享受保障性电价或补贴政策，即所谓“机制电价”，以避免收益骤降，但存量项目发电必须全部进入市场，通过“多退少补”方式保证其既得利益。

那么，所有新能源电力即将全部进入市场，市场通道是否完全打开？市场主体是否平等竞争？电力市场机制是否健全？

第二，交易调度是否全部覆盖？

交易双方必须按照相关规定在各省（省级市及自治区）电力交易中心注册并参与交易，对于个人及小规模发电或用户，可以由聚合商及售电公司代理。

各省电力交易中心都由电网企业控制或控股，交易可以完美对接调度，减少了分歧及可能的纠纷。

那么，对于可能的场外交易，或大或小，调度是否支持？

在交易中心达成的交易，输配通道的容量是否透明？通道是否已经全部打通，确保交易的执行？

第三，输配成本是否独立核算？

在输配通道及容量透明的前提下，较大比例的电力输送可以只在配网内完成，那么其输配费用是否可以按照国际上比较通行的“使用原则”，仅支付配网费用？

当前，各省输配成本没有分开核算，各省输电网及配电网的改造、更新、升级、投资等难以进行可行性分析，以至于输配结构经常性错配或滞后。

输配分开，成本独立核算，并推进相对独立化经营，有助于输电网及配电网节约经营、提高效率、提升安全并增加绿电规模和比例。

第四，新型模式法律定位如何？

近期相关政策无不支持绿电直供、隔墙售电、源网荷储以及虚拟电厂等新型模式。其实，这些所谓新型模式在电力市场比较发达的国家已运行多年、发展成熟，法律定位清楚，输配费用在严格监管下按照“使用原则”分别进行核算和支付。

当前，无论是国家级文件还是省级相关政策，都没有对所谓新型模式的法律定位、运行机制及相关费用进行明确说明和解释，以至于各主体的盈利模式难以确定，这正是这些新型模式难以推广，大多数处于PPT或“试点”阶段的主要原因。

第五，峰谷时段价格谁来决定？

在电力市场化较为发达国家，峰谷时段及各时段的价格由市场决定，电力各主体根据市场变化决定交易时间、模式和价格。只有在出现可能的垄断、突变等情况，主管机构才会介入或紧急介入。

当前，省级主管机构试图模拟市场，人为划出每日的数个时段，对各时段销售电价进行规定并确定浮动空间，每季度、每半年或每年进行调整。

众所周知，电力市场极其复杂，分分秒秒都在变化，人为模拟“影子价格”既不可能，又不可行，更不科学。市场机制的本质和核心是，价格由市场决定，绝非由主管机构决定或人为操纵。

当然，考虑部分地区的现实情况，一些省市自治区的电力供给垄断在一个或二三个主体，他们极易在市场化的机制中，利用优势地位联合涨价，损害消费者权益。对此，主管机构的通常手段是或拆分这些主体，或尽快培育多元化主体，以形成多元主体的竞争格局。

综上所述，笔者认为，当前市场机制尚有缺陷和硬伤，匆忙出台136号文件，期望以此为契机边推边改，以建设出一个健全的电力市场，其结果很有可能会与政策制定者的初衷相悖。

政策实施能否帕累托更优？

业界特别关心，136号文件出台后，哪些主体将受益，哪些主体又将受损，总体而言，是否能够实现帕累托更优？

笔者调研发现，受损主体主要包括：新能源电站投资企业、上游新能源制造企业、拥有土地的地方政府、新能源项目开发企业，以及新能源建设施工企业等。

以新能源电站投资企业为例，新能源电站的投资积极性是绿色发展和能源转型的基础保证，电站投资方也是新能源制造业的主要需求方。

当前新能源电站的投资人主要集中于央国企及上市公司，个人及其他民营企业占比很小。

136号文件出台后，新能源电站“保量保价”突然变为“不保量不保价”，盈利测算模型没有参考依据，以至于大部分签约项目及开发中的项目无法推动。其中，光伏电站集中发电时段大多是主管机构确定的低谷甚至是深谷期，价格甚至会出现负电价，预计6月1日后，光伏电站新增投资项目将直线下滑。

强制配储取消后，电源侧储能盈利模式不确定；用户侧储能受不确定的外生主管机构定价影响，盈利模式也不确定，预计储能电站新增投资也会跳跃式下滑。

风电场投资受影响比较小。一方面风力发电随机性比较大，在低谷、深谷、高峰及尖峰时段发电量都是随机的；另一方面，只要平均电价保持相对稳定，不至于大幅度下滑，风电盈利模型就可以有效运行。

在盈利性投资项目选择有限的情况下，投资人面临比较大的项目竞争，需要支付更多的开发费用、中间费用及配套费用。

当然，按照文件规定，投资企业的存量项目不受影响，除非电网企业不能够及时支付“少补”的部分。

总体而言，新能源电站投资企业缺乏投资积极性，新增投资大幅下降，光伏及储能负面影响最大。他们利益受损，不仅近期受损，而且长期也不见好转。

再比如上游新能源制造企业，按如上估测，新能源电站投资人投资总额大规模下降，投资利润减少，对上游新能源设备的需求也会大幅减少，特别是光伏及储能产业。

当前，光伏及储能产业处于严重过剩（见《光伏大战⑤：风暴已起，如何越过“万重山”到达彼岸？》及《储能大战②：制造产能爆发，产能过剩严重？》），一大批制造业正在加快破产倒闭。面临恶劣的国际环境及国内需求的急剧减少，光伏及储能制造业将迎来更加冰冷的周期。

可见，光伏及储能制造业及其更上游的装备制造企业都将严重受损，长期也不见利好。

而对于拥有土地的地方政府而言，随着136号文件的出台，“拥地为王”的时代将成为历史。风电资源还是地方政府手中的“香饽饽”，但是这个“香饽饽”需要的土地有限，而且投资者利益摊薄，为此，地方政府高价卖地、产业交换及相关捐赠等尝试的效果都将大打折扣。

光伏及储能需求大减，地方政府不再占据“卖方市场”优势，将失去大量的“土地”收入来源。所以，相较于“拥地为王”时代，地方政府也是受损方，不仅在近期，而且是中长期。

还有新能源项目开发企业，业界对新能源开发企业和个人颇有微词。作为新能源市场不可或缺的主体，他们将各类土地，甚至沙戈荒等，变成新能源发电的场所，其作用和贡献是不言而喻的。

开发企业在项目前期已投入不少时间和资金，即便开发流程已基本完成，但若无法满足5月1日及6月1日并网时间点，尚未正式开工的项目都可能就此停止，前期绝大部分损失将由开发企业自行承担。

另外，由于投资企业投资意愿大减，开发企业的业务量将大幅度萎缩。所以，新能源项目开发企业近期和中长期利益都将受损。

最后就是新能源建设施工企业，由于新能源电站投资企业投资项目数量及规模大幅度减少，新能源项目总包、设计、施工、监理等总额也同比例下降，他们近期及中长期也将受损。

那么，将有哪些受益主体？

首先是国有特大型售电企业。在电力市场中，中小企业电力用户既没有能力也没有必要注册成为买电方，他们更大的可能是委托售电公司代为采购电力。考虑市场影响力等多方面优势，中小企业用户会聘用电网企业及国有大型电力企业的大型售电企业，所以国有大型售电企业是收益方。

其次是电力市场新型聚合商。新能源电力全部进入市场后，中小发电企业，特别是分布式发电企业，规模小、数量多、主体分散，更可能委托新型聚合商进行电力销售。

聚合商拥有专业人才和数字智慧化系统，可以最大化中小发电企业利益，最后形成电力市场均衡曲线。

如果新型聚合商允许电网企业及大型国有电力企业参与，他们将是最大的受益方。

除此之外，为新型聚合商提供软件系统及运营支持的上游企业都将是受益方。

再次是电网企业。电网企业主要收入来源于输配服务，而输配价格决定于国家及地方主管机构的认定。随着社会用电量增加，以及进入交易的比例和数量增长，电网企业的总体收入将随之增长。另外，随着电力增长，电网提供服务的调度及控股的交易中心的交易收入随之增长（虽然所占电网企业收入的比例很小）。同时，电网为上下游企业提供辅业服务的收入应该随之增加。

所以，电网企业可以多方面受益。

最后是电力用户。电力用户是否受益取决于电力支出的平均成本。虽然新能源电力全部入市后，部分时段发电企业销售价格低廉，但加上各种费用后，福利并不能有效传递到用户，更不能拉低用户的平均电价。可以预见，未来电力用户平均电价大概率会上升，而居民用电大可能保持稳定。

整体而言，如果电网企业可以大规模进入售电及聚合商行业，电网企业将成为唯一的受益主体；如果居民用电政策不变，居民利益将不受影响；但其他相关主体都将是受害方，短期内受损严重，中长期也不被看好。如此分析，政策不能实现帕累托更优，而是更差。

基于以上分析，我们建议：

136号文件可以分阶段实施。例如三年期，三年内可将“保量保价”的“量”比例下降，三年后降到“不保量不保价”，给投资者更长时间的缓冲，给各主体留出一定时间适应市场。

但若强行推进，则极有可能出现“一赢多输”的局面，不仅会冲击双碳目标的实现进程，而且将引起相关行业的剧烈震荡，最终适得其反。

这三年内要着力解决好电力市场的机制缺陷和硬伤，否则电力市场必然是一个人为操纵的、不平等的、是非扭曲的市场。

在此需要申明的是，由于数据短缺和时间匆忙，笔者无法模拟并估算各主体受益或受损的金额大小，社会福利增减亦无法定量化，这将有损本文的可信度，不妥之处请读者朋友见谅。

文 | 隗屿涵 赵荣美 王进

（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者供职于国合洲际能源咨询院）