电力体制改革再提速，谁将受益？

（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》印发——

聚焦省间协同与主体多元化

中国能源新闻网记者冯聪聪

　　2月8日，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称《实施意见》）。

　　这是继2021年中央全面深化改革委员会审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》之后，国家层面就电力市场体系建设出台的又一纲领性文件。

　　从“加快建设”到“完善”，两字之差的背后，是电力体制改革从夯基垒台向积厚成势的切换。

　　《实施意见》对我国未来五年至十年完善全国统一电力市场体系的重点任务进行了安排部署，提出两个阶段性目标，即到2030年基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右；到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。

　　全国统一电力市场体系“四梁八柱”基本建立

　　建设全国统一电力市场体系既是构建新型电力系统、促进电力资源优化配置、保障能源安全稳定供给的关键支撑，也是纵深推进全国统一大市场建设的必然要求、推动经济稳步增长的基本要素保障。

　　国家发展改革委负责同志在答记者问中指出，经过十年努力，我国电力生产组织方式由计划全面转向市场，全国统一电力市场体系的“四梁八柱”已基本建立。

　　这一判断，有着扎实的数据与事实支撑。

　　从交易规模看，2025年全国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，较2015年提升约7倍，占全社会用电量比重从不足15%上升至64%，除保障性用电和自发自用电量外，全部通过市场实现。跨省跨区电力交易规模从2015年的不足0.1万亿千瓦时增长至2025年的约1.6万亿千瓦时，增长15倍以上。

　　从市场架构看，多层次协同的市场架构基本形成。省内交易保障电力电量基础平衡和供应安全，省间交易服务国家能源战略，跨电网交易增强网间互济互保，在更大范围内实现电力资源畅通循环。电力交易品类实现全覆盖，中长期、现货、辅助服务、绿电绿证、零售市场功能互补、覆盖全国，交易方式涵盖双边协商、挂牌、集中竞价等。

　　从价格机制看，“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立。煤电上网价格、工商业用电价格在合理范围内随行就市。新能源可持续发展价格结算机制的建立，使新能源企业在市场交易基础上获得合理收益保障。容量电价机制的出台，引导煤电、抽水蓄能等调节性电源平稳有序建设。

　　从经营主体看，各类主体有序参与的市场格局初步形成。截至2025年底，用户侧全部工商业用户已进入电力市场，发电侧所有煤电、近六成新能源、四成水电、近半数气电和核电已参与市场化交易。电力市场注册主体突破109万家，是2015年的22倍。5000余家售电公司、近50万电力交易员应运而生，电力市场生态初步成型。

　　从治理体系看，电力市场治理体系初步构建。政府部门负责总体设计，监管机构维护市场秩序，交易机构搭建交易平台，市场管理委员会发挥议事协商作用。交易机构实现相对独立，交易平台互联互通，“一地注册、全国共享”基本实现。

　　从规则体系看，全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步建立。以《电力市场运行基本规则》为基础，中长期、现货、辅助服务规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露规则为支撑，为市场规范运行提供统一制度保障。

　　这一系列改革成果在实践中也经受了检验。

　　国家发展改革委负责同志透露，2025年迎峰度夏期间，跨区通道最大实际送电达1.51亿千瓦，较2024年历史最高峰值增加900万千瓦，创造了“十四五”迎峰度夏能源电力保供最好成效，电力市场在高峰时段的价格引导与调节激励在其中发挥了重要作用。

　　与此同时，2025年，我国新能源市场化交易电量达1.35万亿千瓦时，占新能源发电量的60%，其中，绿电绿证市场折算交易电量9780亿千瓦时，超过72%的市场化交易新能源获得了额外环境价值收益。

　　在近年来全球能源价格波动明显、新能源消纳成本快速增加的背景下，我国工商业平均电价在国际上处于较低水平，有效巩固了制造业国际竞争力。新型储能装机突破1.36亿千瓦，“十四五”以来直接拉动投资超2000亿元；虚拟电厂最大调节能力超1600万千瓦，车网互动聚合资源超1900万千瓦，新业态新模式在市场环境下蓬勃发展。

　　全国统一电力市场体系向深度联通迈进

　　《实施意见》直面当前我国电力市场建设中最为突出的体制性堵点、机制性障碍，从推动电力资源在全国范围内优化配置、健全电力市场的各项功能、促进各类经营主体平等广泛参与、构建全国统一的电力市场制度体系以及强化政策协同五个方面部署重点任务。

　　在优化全国统一电力市场体系实现路径方面，《实施意见》首次提出，各层次市场要从“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易”，探索相邻省内市场自愿联合或融合的可行方式，这一举措将显著提升交易的时效性和灵活性。

　　在完善跨省跨区电力交易制度方面，持续扩大输电规模与清洁能源占比。《实施意见》明确，构建能力更加充分、流向更加合理的输电通道和电网主网架格局，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比。在确保安全前提下，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模，加强多通道集中优化。这些部署旨在改变跨省跨区交易长期以计划为主、市场为辅的格局，推动省间电力互济互保从“补充”走向“主流”。

　　在探索建立容量市场方面，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕。《实施意见》在已有煤电、抽水蓄能容量电价机制基础上向前迈出关键一步，进一步完善调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿；支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕，条件成熟时探索容量市场。这一制度设计，将切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升兜底保供能力。

　　针对不同形态的新能源项目，《实施意见》设计了差异化的入市路径。对“沙戈荒”新能源基地，推动各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹；对分布式新能源，支持以聚合交易、直接交易等模式参与市场，同时明确其公平承担系统调节成本。尤为值得关注的是，《实施意见》对标国际，提出聚合省间绿电交易、签订多年期绿电合同、强化绿电消费溯源等具体举措，更好满足出口外向型企业和外资企业绿电消费需求。

　　推动更多民营企业参与电力市场也成为此次改革的重要着力点。一方面，对新型储能、虚拟电厂、智能微电网等以民营企业为主的各类新型主体，《实施意见》提出了促进新型主体灵活参与市场交易的措施，引导各类新型主体理性投资、规范运营、健康发展。另一方面，由电网代理购电的中小工商业用户，目前只能接受市场价格、间接参与市场。《实施意见》首次提出，逐步实现除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场。

　　为引导各方参与市场建设、确保市场规范安全运行、降低市场监管成本、提升市场治理效能，《实施意见》首次提出，健全多元化的市场治理体系，政府主管部门对电力市场进行总体设计，电力监管机构依法进行独立监管，经营主体代表组成的市场管理委员会发挥议事协调、协商共治作用，市场运营机构提供交易服务并对市场运行风险进行实时监测。

　　为确保各项改革任务落地见效，国家发展改革委负责同志表示，将会同有关方面持续加强对全国统一电力市场体系建设的统筹协调，推动电网企业和电力市场运营机构进一步担当作为，督促地方主管部门积极推动本地电力市场体系建设和充分调动各类经营主体的积极性四个方面着手发力，为完善全国统一电力市场体系营造良好环境。

责任编辑：于彤彤