党的二十届三中全会之后，电改的下一步在哪里？

文/杨锐

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党的二十届三中全会提出，要构建包括全国统一电力市场在内的全国统一大市场。此外，价格改革方面，党的二十届三中全会指出，推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度，完善成品油定价机制。

那么，什么是全国统一电力市场体系？

早在2021年11月24日，中央全面深化改革委员会第22次会议就审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称指导意见），强调要遵循电力市场运行规律和市场经济规律，优化电力市场总体设计，实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

随后的2022年1月，国家发改委、能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号）提出加快建设多层次统一电力市场体系。

在118号文中，提出建设全国统一电力市场体系分为两阶段。

阶段一为“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成”。

阶段二为“到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置”。

上述指导意见正式出台后，国家发改委进一步发表了政策解读文章。

文章提出“为充分消纳清洁能源发电量，必须依托大电网、构建大市场，统筹利用全网调节资源、深度挖掘消纳空间”“新型电力系统下电力向低边际成本、高系统成本发展，电能量属性难以全面反映其真实价值，需要设计体现安全稳定价值、容量价值、环境价值等不同属性的交易品种，通过辅助服务市场、容量成本回收机制等补偿灵活调节资源收入，激发市场主体活力”。

电力专家刘连奇在《全国统一电力市场建设还存在哪些限制和障碍？》一文中指出，在现货市场环境下，全国统一电力市场体系要求并不是要将电力市场建成一个统一的市场，而是应该根据118号文件要求，通过统一的现货市场建设发现电力商品价格体现供需，然后通过市场间的交易来实现电力资源在大范围内的优化配置。

刘连奇表示，简单来说，如果把市场比作水池，通过调整水池的液面高度来实现资源的流动，那么建立全国统一电力市场体系并不是将所有的水池挖成一个大的水池，而是通过在水池之间铺设管道，在各水池液面高度（价格）的压差下，通过水的自然流动来实现对各水池液面的调整,等同于资源的更大范围内的优化配置。

可以看出，全国统一电力市场是电改的最终形态。当前电力领域突出矛盾之一就是地方政府利用能力干预电力市场，干预资源配置，电力交易无法做到全局最优。预计全国统一电力市场的推进有利于能源企业特别是央企，获取合理回报。

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实际上，我国电改大体可分为四大阶段：

第一阶段（1978-1996）：引入了新的投资主体，以集资办电为核心内容的电力投融资体制改革，有效解决了电力供给短缺问题，改变了长期以来国家独资办电的格局，但电力管理体制仍实行政企合一、垂直一体化经营。

第二阶段（1997-2001）：实行了以政企分开、公司化改组为主要原则的改革。1997年1月，国家成立了国家电力公司，次年取消电力工业部，国家电力公司不是一个行政性部门，而是大型国有企业。

第三阶段（2002-2014 ）：实施厂网分开，重组发电和电网企业，初步建立了多元化的电力市场竞争机制。

第四阶段（2015-至今）：明确了“管住中间、放开两头”的体制架构，“放开两头”指的是发电、售电侧充分竞争，引导市场化改革；“管住中间”指对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，确保电网公平开放、市场公平交易。

目前，我国已基本建立了中长期+现货、区域+省级的电力市场体系。

市场交易电量方面，2023年全国完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，占全社会用电量比重的61.4%；中长期电力直接交易电量合计为44288.9亿千瓦时，占全市场交易电量的78%，占全社会用电量的约50%，充分发挥了“压舱石”的作用；省内交易和省间交易并行，2023年省内交易电量合计为45090.1亿千瓦时，省间交易电量合计11589.4亿千瓦时；区域性现货市场稳步落地发展，广东与山西电力现货市场转入正式运行。

现货市场方面，截至2023年底，全国共有29个地区开展电力现货市场(试)运行。在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，山东电力现货市场预计将于2024年6月完成转正，甘肃、蒙西等地同样有望在年内转正。

此外，全国各地区域性电力现货市场稳步发展，试点地区不断完善迭代，向正式运行迈进，非试点地区积极探索试运行。随着电改的逐步推进，电力现货市场在不久后的将来有望实现全国范围内的覆盖。

实际上，随着新能源快速发展，由此产生了一系列新的矛盾，尤其是新能源电站的高比例装机带来了较为严重的消纳问题，今年以来，我国风电以及光伏电站的弃电率显著提升，消纳问题成为我国电力系统建设的重大挑战，因此，如何用市场化手段解决消纳瓶颈成为多方关注的重点。

对此，今年以来，国家与地方连续发文推进新能源入市，包括《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》等重磅文件，未来保障性收购额度将逐步减少，越来越多的新能源发电量将进入电力市场，新能源全面入市已然成为较为明确的趋势。

实际上，从试点现货市场的效果来看，促消纳作用较为显著。

根据电联新媒数据，山西、山东、甘肃2023年迎峰度夏期间机组非停率降至2%的历史最好水平；山东电力现货市场负电价频现，谷段较低的现货价格促进新能源消纳，从数据上来看，山东省用电量增长5.6%，而新能源发电量实现29%的同比增长；随着现货市场的运行，甘肃日最大负荷出现时间由晚间新能源小发时段移至午峰新能源大发时段，用电曲线更贴近新能源发电特点。

根据海通证券的研究报告，下一步的电力市场化将从容量电价、辅助服务和碳市场展开。

容量电价方面，主要是煤电。

2023年11月国家发改委、国家能源局两部门发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，对煤电进行了再定位。《通知》明确要“充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行”，并指出成本由下游分摊。

辅助服务方面，主要是新能源增加辅助调峰需求。

截至2023年上半年，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦，辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。2024年5月印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》中，将新型储能2025装机规划由此前的3000万千瓦以上调高至4000万千瓦。截至2023年底，我国在运新型储能装机规模为3139万千瓦，其中2023年新增2260万千瓦。

银河证券也分析，建立全国统一电力市场体系，将有利于“1+N”基础规则体系稳步推进，将直接影响电价、市场主体、电网智能化以及跨区域建设等诸多方面。其中，市场化电量占比将持续提升新能源入市电量电价承压，但绿电溢价有望支撑其持续兑现环境价值。

而用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体，则有望参与交易。此外，区域电力市场建设将加速，省间电力协同互济会进一步加强，加强农村电网建设。

可以看出，针对电力行业的下一步改革，依然是坚持“管住中间、放开两头”，推动市场化形成电价，市场化改革进程继续加速，尤其是工商业电价未来依然会让市场去决定价格，政府只做适当监督，这是改革的方向，不会退缩。其中，电力现货是电力市场核心，预计各地现货市场建设会进一步提速。

事实上，电力市场化改革，是一个长期、循序渐进的过程。在当下新能源装机占比持续提升的过程中，系统主要矛盾集中在消纳环节，因此政策有望向提供稳定性及灵活性的电源倾斜。

未来，预计会控制转型的步调，不会太快，也不会太慢，一方面会通过消纳等考核限制盲目装机大跃进，另外又会通过电价、碳价去兜底保证新能源的发展，让整个行业高质量发展、行稳致远。关于新能源电价、能耗双控跟绿证的衔接，有望优先出台新政策。

参考资料：

刘连奇.全国统一电力市场建设还存在哪些限制和障碍？[J].能源,2024,(06):22-25.