2024年电力改革专题报告：路漫漫其修远兮，电力改革再深化

电力改革发展历程：四 轮电改推动电力市场化

第一阶段（1978-1996）：集资办电

1979年至1996年，中国电力工业在发电市场引入了新的投资主体，改变了长期以来国家独资办电的格局。 “电厂大家办，电网一家管”，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，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）：政企分开

1998年至2001年期间，电力管理体制实行了以政企分开、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。 电力改革解决了电力体制政企不分的问题，让电力工业走入市场经济的轨道，但国家电力公司仍保持了垂直一体化的经营方式，既是电网 的运营者，也是电厂的经营者。

第三阶段（2002-2014 ）：厂网分开

自2002年以来的电力体制改革解除了单一办电模式的束缚，国务院印发《电力体制改革方案》，彻底改革了指令性计划体制，政企不分 和厂网不分的问题，从而极大地推动了电力行业的快速发展和服务水平的提升。 这一系列改革初步建立了多元化的电力市场竞争机制，促进了大用户与发电企业的直接交易和跨省区电能交易，电力市场化和电价形成 机制取得了重要进展，为新一轮的电力体制改革奠定了坚实的基础。

第四阶段（2015-至今）：管住中间，放开两头

2015年，中国发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“中发9号文”），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。 2022年1月，国家发展改革委和国家能源局共同推出《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，确立了到2025年全国统 一电力市场体系初步建成，2030年基本建成的阶段性目标；2023年7月，中国进一步明确了深化电力体制改革的路线，通过中央全 面深化改革委员会的指导意见，推动构建一个更加清洁、低碳、安全和智能的新型电力系统。

本轮电改主要成就：电力 市场总体格局初步形成

我国已基本建立了中长期+现货、区域+省级的市场体系

第四轮电改以来，电力市场建设取得积极成效，已形成了覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接 发用电计划的放开，有力促进能源资源大范围优化配置。

我国当前电力市场运行情况

市场交易电量稳步提升：从2015年中发9号文发布以来，我国电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比不断提高，基本形成了 公开透明的电力市场秩序和“多买方-多卖方”的市场竞争格局。根据中电联数据，2023年全国各电力交易中心累计组织完成市场交 易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重的61.4%。 中长期与现货市场互为补充：电力中长期交易已在全国范围内常态化开展，交易周期覆盖多年到多日，实现了年、月、周、日滚动交 易；广东、山西现货试点转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，中长期交易与现货市场在时间维度上完 成互补，满足买方与卖方的不同需求。 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，省间交易电量合计为11589.4亿千瓦时，二者比例为4：1。

中长期交易充分发挥“压舱石”作用

2023年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为44288.9亿千瓦时，同比增长7%，占全市场交易电量的78%，占全社会用电量 的约50%，为电力生产和供应提供了更多的灵活性和稳定性，是我国电力市场的主要组成部分。

国家层面持续强调中长期的重要性。国家发改委发布《国家发展改革委 国家能源局关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通 知》，其中提出坚持电力中长期合同高比例签约，市场化用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并保障全 年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%；燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，所 有中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。

区域性现货市场稳步落地发展

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。 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。

广东电力市场运行情况

2017年广东获批成为第一批电力现货市场试点之一；2018年8月率先电力现货市场模拟试运行；2019年5月率先开展结算试运行； 2021年11月起开展连续结算试运行；2023年12月28日广东电力现货市场转入正式运行，成为首批电力现货市场转入正式运行的省份。据《2023年广东电力市场年度报告》显示，2023年广东电力市场规模达5754亿千瓦时（位居全国第一），占广东全社会用电量比例 约68%，市场直接交易电量达3141亿千瓦时（位居全国第二），基本建成品种最齐全、规模领先、最具活力的电力市场。广东推动发用两侧主体“应进全进”，实现煤电、气电、核电、新能源、新型储能等同台参与现货交易，有序推动工商业用户全部进 入市场。据统计，截至2024年6月，广东进入电力市场的主体共计8.32万家，其中发电企业342家、售电公司335家、电力用户8.25 万家。市场主体不断增加、规模不断扩大，促进了市场的充分竞争、有效激发了市场活力。

电改后续方向：完善市场体 系建设，建设新型电力系统

新能源装机占比提升，电网消纳能力接受考验

在“双碳”目标的指引下，我国新能源电站装机规模迅速提升，截止至2023年底，风电累计装机量44134万千瓦，光伏累计装机量60949 万千瓦，二者占比达到36%，且未来预计将进一步升高。 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，如何用市场化手段解决消纳瓶颈成为多方关注的重点。

促消纳作用凸显，新能源全面入市将成为大趋势

试点现货市场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；现货分时电价有效引导科学用电，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。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，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。

新型电力系统建设持续推进

根据《新型电力系统发展蓝皮书》的规划，后续新型电力系统建设可大致分为四个维度：第一，继续提升新能源电站装机规模，火电转向低 碳化发展；第二，电网布局区域逐步渗透，提升输电技术，并向数字化进行转型；第三，终端用能设备电气化加速；第四，扩大储能规模， 增加储能时长，从而满足电网调节需求。

电改影响：工商业电 价短期或温和上涨

电改新规下工商业电价的构成

2023年5月，国家发改委下发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。其中指出，工商业用户用电价格由上网电价、 上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。 工商业类别归并后，根据用户用电容量，分别执行单一制电价、两部制电价。单一制电价是以用户每月实际用电量为计费依据的电价制度， 电费与其设备容量无关；两部制电价是将与用电容量或最大需量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价结合起来决定电价的制度。

从工商业电价的构成比重来看，上网电价占据大头，其次为输配电价，二者的变动方向将很大程度上决定终端工商业用户的用电价格水平。 此外，企业用电时间段的差异将极大程度的影响用电价格。分时电价机制已覆盖全国绝大多数的省份，当下来看，平均峰谷电价价差约 0.7元/千瓦时，合理安排生产时间将是未来企业降本增效的一大重要方法。

市场化交易用户电价：新能源全面入市有望带动价格下移

可再生能源边际发电成本接近于0，当下风机、光伏组件价格大幅下滑，度电成本相较传统火电优势较为明显。当新能源机组大量开展市 场化交易后，其报价可大幅低于火电，使得上网电价的价格中枢下移。 从中长期市场来看，风电、光伏等中长期价格普遍低于当前燃煤基准价格；从现货市场来看，2023年5月-2024年5月期间，广东新能源机 组日前现货成交电价均价为374.54元/兆瓦时，作为对比，燃煤机组均价为393.93元/兆瓦时，燃气机组均价为416.75元/兆瓦时。随着新 能源装机的持续渗透叠加电改背景下入市比例的提高，新能源绿色溢价将继续走低，成交电价有望进一步下降。

代理购电用户电价：受市场化电价影响，同样受益于新能源入市

电网代理购电价格是指电网企业代表用户向发电企业购买电力时所支付的价格，是市场化进程中的过渡方案和兜底保障机制。随着电改的 深入，电网代理购电价格也逐渐向市场化方向转变。电网企业在代购电力时需要考虑市场化交易价格、电力市场的供需关系等市场因素， 同样将受益于新能源全面入市。  代理购电电价与市场化电价走势趋同的主要原因在于国内保供需求。电网需要优先保障居民和农业用电，其次为工商业用电，为保持居民、 农业电价稳定，电网通常为其匹配最为稳定的电力货源，而针对于工商业用电，电网在多数时间也需要在市场进行竞争性买电，使得代理 购电价格接近于市场交易电价。

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编辑：火腿肠