界面新闻记者 | 戴晶晶

7月15日-18日，党的二十届三中全会将在北京召开，重点研究进一步全面深化改革、推进中国式现代化问题。5月，中共中央总书记习近平在山东济南召开的高层企业和专家座谈会，释放深化电力体制改革的信号，引发市场关注。

电力体制改革是中国经济体制改革的重要组成部分。2002年12月，国务院下发《电力体制改革方案》(电改5号文)，提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针；2015年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(下称电改9号文)公布，启动新一轮电改，电力市场化改革持续向纵深推进。

电改9号文要求，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，明确“管住中间、放开两头”的体制架构，并建立输配电价机制，计划在售电侧引入竞争，以及建立相对独立的电力交易机构。

新一轮电改至今已逾九年，在实现保供稳价的同时，“半计划、半市场”的双轨制仍存，电价机制转变滞后，诸多问题仍有待进一步解决。

此外，自2020年“双碳”目标提出，中国能源结构加速向多元化、清洁化转变，电力系统作为推动新型能源体系建设的重要载体，进化目标已超越体制改革范畴，亟需在功能上重新定位，并调整系统形态、调控体系等方面，以支撑新能源成为主体。

从2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革，健全适应新型电力系统的体制机制，到今年政府多次表态，新一轮电改已箭在弦上。

中信证券认为，中国新一轮电力体制改革已开启，电改成为能源安全与双碳转型两大战略的关键支点，或成为三中全会的重要改革方向之一，加速新能源入市、缓解消纳压力或是此次改革的重点。

结合近期部委与官方动态，深化电改方向众多，重点或围绕推动新能源入市消纳、完善电价机制与市场化改革等方面进行。

新能源发展与入市

尽管近两年全国电力供需形势良好，未出现2021年大规模拉闸限电的现象，但可再生能源渗透率提高叠加极端天气频发，给电力保供带来压力。2022年，中国水电大省四川遭遇极端高温干旱，出现电力缺口。

此外，随着新能源大规模发展，系统调节能力不足、能源生产和负荷中心不匹配等问题显现，对电力系统安全稳定运行带来挑战。

国家发改委在今年表示，目前电力系统调节能力尚难以完全适应新能源发展需要，导致电力运行高峰时段顶峰能力不足与低谷时段消纳问题并存，成为影响电力供需平衡、制约新能源高效利用的突出问题。

水电水利规划设计总院副院长张益国撰文提及，新能源的波动性还主要依赖于电力系统中的煤电、水电、抽水蓄能等传统电源，新能源大规模发展对调节资源需求日益增大。

以西北电网为例，2023年12月，西北五省区合计2亿千瓦的新能源装机最大出力接近9000万千瓦，但在个别晚高峰最大负荷时段，全部发电出力仅260万千瓦，不足部分全部需要常规电源配合调节。

作为备受关注的新型储能，在装机规模大幅提高的同时，却面临着利用率低，收益模式不明晰等问题，入局艰难。

今年6月末，国家审计署发布《国务院关于2023年度中央预算执行和其他财政收支的审计工作报告》指出，新能源开发利用缺乏统筹。五省部分地区不顾自身消纳、外送和配套保障能力上马新能源项目，个别已投产项目2021年以来已累计弃电50.13亿千瓦时。

此外，50个“沙戈荒”大型风电光伏基地项目“碎片化”。401个子项目中，有385个单体规模小于要求的100万千瓦，增加配套电网建设与并网难度。

消纳困难带来的主要影响之一是，新能源装机容量实现了跃进式增长，但发电量占比没有同步增加。

2023年，国家电网经营区全年新增风光新能源装机容量2.26亿千瓦，累计新能源装机达到8.7亿千瓦，占电源总装机的37.7%，同比提高6.1个百分点。全年新能源发电量1.2万亿千瓦时，仅占总发电量的16.9%，同比提高2个百分点。

推动新能源消纳的重要措施之一是，将是电网建设和电网升级。

今年，政府已多次从电网建设方面提及，要增强新能源并网消纳能力。

2月29日，中共中央政治局就新能源技术与中国的能源安全进行第十二次集体学习，习近平在主持学习时指出，要适应能源转型需要，进一步建设好新能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。

3月1日，国家发改委、能源局印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，电网企业要聚焦电网主业，持续加大配电网投资力度。鼓励多元主体投资配电网，创新投资方式。 到2025年，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。

与此同时，“95%消纳红线”的取消和新能源加速入市，正在推动新能源承担系统平衡责任，重估投资收益。

国家发改委、能源局2022年1月发布的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，到2030年，新能源全面参与市场交易。这标志着可再生能源向市场化消纳迈出重要一步。

2023年，新能源市场化交易电量已达6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。

今年4月1日起，新版《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》正式施行，将可再生能源发电项目的上网电量划分为保障性收购电量和市场交易电量，也意味着电网将不再承担可再生能源电量全额收购义务。

但当前电力市场机制对新能源的适应性有待加强，加上新能源绿色价值还未充分体现，新能源投资收益无法得到保障。

今年全国两会期间，天合光能(688599.SH)董事长高纪凡的议案提出，现行市场交易机制更多针对常规电源特点设计，不符合新能源出力特性，降低了新能源在电力现货市场中的竞争力。

5月，国家能源局发布的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》，要求加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制。优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。

此外，打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。

电价机制与市场化改革

“国内电力体制改革过程中亟需解决的一个问题是，是否承认价格对供求关系的调节作用。”

2023年，清华大学能源互联网电力碳中和专委会主任、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清在接受《澎湃新闻》采访时指出，中国电力体制改革走到今天，不应仅仅是供给侧改革，即竞价上网；更重要的是需求侧改革，也就是要竞价购电。只有竞价上网和竞价购电协同起来，才能构成整体对称的电力市场改革。

去年7月，国家发改委在新闻发布会上表示，将进一步完善电价政策和市场机制，引导电力用户优化用电方式，主动削峰填谷。

今年，博鳌亚洲论坛副理事长、中国人民银行前行长周小川也多次公开表示，要疏通价格传导机制。周小川认为，随着人均收入的显著提高、电气化的转变和电源特性的变化，居民电价变得至关重要，不可或缺。当前从扩大阶梯电价入手是更容易被接受的切入口。

2015年开启新一轮电改以来，在能源危机、电力保供和新能源发展的倒逼下，市场化改革提速。

2021年，电、煤价格严重倒挂，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

发改委表示，此次改革，在放开发电侧上网电价、用户侧销售电价方面取得了重要进展，标志着电力市场化改革又迈出了重要一步。

2021年11月下发的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》要求，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。

2023年，全国电力市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比例从2016年不到17%上升至61.4%。

今年7月1日起，《电力市场运行基本规则》作为全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”也正式生效，为一系列电力市场基本规则等规范性文件提供依据。

电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场为电力市场的基本功能模块。功能上，现货市场负责发现电力实时价格、准确反映供需关系，并实现电力系统的调峰。

近两年，电力现货市场是电力市场化改革的重点。2023年9月18日，国家发改委、能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》，为2015年新电改以来出台的国家层面首份电力现货市场建设规则。

去年10月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，推动现货市场转正式运行，并有序扩大现货市场建设范围、加快区域电力市场建设，以及持续优化省间交易机制。此后， 山西省、广东省和山东省电力现货市场先后转正。

现货市场能够长周期运行并不代表已建设完成。目前，多数地区超90%的电量的价格在中长期交易时就被锁定，仅有小部分电量参与现货市场竞价，现货价格无法充分反映电力供需情况。

另外，储能、虚拟电厂等新兴市场主体参与电力现货交易程序还有待优化，也需要推动更多新能源参与现货市场的结算。

电力市场化改革同样意味着要打破市场垄断和市场壁垒，深化电网体制改革。

回归到电改9号文，该文件提出，改变电网企业“集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体”的状况，主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务 。

2021年10月，中央下发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，再次提出推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。

2023年6月1日起，中国通过简化用户类型、首次按照电压等级核定容需量电费、单列上网线损和抽水蓄能容量电费，以及健全激励机制等方面推进了第三轮输配电价改革， 输配电价核定更加精准透明。

但在过去的九年多，电网企业竞争性辅业仍未彻底剥离、配售业务有限分离。实际工作中，增量配电业务改革试点、微电网和隔墙售电等示范项目也常常与电网企业产生矛盾，无法推进。

中国社会科学院工业经济研究所能源经济室研究员朱彤曾在解释新型储能利用率低等情况时表示，具体到中国目前的情况，新型储能所缺失的体制机制条件还需要进一步梳理：电力体制改革是否已经对网络运营商实现了有效监管，垄断性环节与竞争性环节是否实现了彻底分离，输配电价改革是否使网络运营商的行为真正转变为“网络运营商”等。

“这些是电力市场有效竞争和有效监管得以实现的前提，也构成了包括新型储能在内的所有‘新’的分布式灵活性资源有效运行和价值实现所需要的体制机制前提。  ”朱彤称。