2024年我国电力体制改革及电价调控机制专题研究

一、中国电力体制改革历史

电力行业作为国民生活命脉，与国计民生紧密联系，电力行业改革与我国 20 世纪历史 进程紧密相连。从中华人民共和国成立至今，我国经济体制进行了一系列变革，电力体 制也在漫漫长路中从单一控制走向多元竞争，从森严壁垒迈向开放市场。 我国的电力体制改革可大体总结为三个时期：改革开放初期，电力建设启动“集资办电”， 高度集中的计划管理体制被改变，1997 年建立国家电力公司，实现行业的“政企分离”； 2002 年第一轮电改启动，开始中国电力市场化改革，“厂网分开”成为这一阶段的改 革主线；2015 年新一轮电改启动，针对市场化改革总体目标及路径作出更详细的部署。 截至 2023 年，中国市场化交易电量比例已达 61.4%，电力市场化改革取得初步成果。

（一）1978-2001 年：集资办电、政企分离

1978 年改革开放以前，中国电力体系的主要特征为计划经济下高度集中的电力工业体 系，进行了一系列探索性尝试。改革开放初期的中国电力工业体制经历了一段时期的国 家独家经营发展阶段，政府是唯一投资主体，投资来源为中央财政预算内基建拨款。这 种模式下，电力产业建设资金来源较为受限，电力建设速度缓慢。为打破这一制约，国 家相继实施“拨改贷”和集资办电等政策开拓资金来源。1987 年 7 月，全国电力体制改革 座谈会提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”二十字方针。 集资办电从体制上打破发电环节的垄断，为厂网分开的改革打下基础。集资办电实施后，大量的资金持续涌入电力领域，包括地方政府、民资、外资等，电源建设发展一日千里。 1985~1996 年间，电力装机容量由 8705 万 kW 增加到 2.36 亿 kW、发电量从 4107 亿 kWh 增加到 1.08 万亿 kWh，分别增长 172%、163%，年均增长率分别达到 15.6%和 14.8%。

电力产业向体制放开过渡。1997 年 1 月，国家电力公司成立，成为我国电力工业管理 体制向社会主义市场经济发展的历史性转折。原电力工业部承担的国有资产经营职能和 企业经营管理职能移交给国家电力公司。1998 年 3 月，电力工业部正式被撤销，行政 管理职能移交国家经贸委，至此，中国电力工业实现政企分开。 “省为实体”产生的省间市场壁垒阻碍跨省电力市场的形成。以“省为实体”的改革打 破原有的大区电网结构，也形成省级电力市场彼此隔绝的格局，省际市场壁垒阻碍跨省 电力市场的形成和电力资源的优化配置，埋下的种种隐患最后爆发于“二滩弃水”事件。

（二）2002-2015 年：一轮电改、厂网分开

“二滩弃水”事件揭露电力市场管理问题，成为第一轮电改的导火索。二滩水电站位于 四川省攀枝花市，是 20 世纪中国建成投产的最大水电站。二滩水电站投产后不久，出 现大规模的“弃水”现象，即在有充足水源的情况下，电站因上网电价太高难以卖电，导 致大量水电资源没得到充分利用。

2002 年，国务院发布《国务院印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5 号） （下称“5 号文”）明确的电力改革任务是“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上 网”，被视为电力市场化改革的里程碑式文件。

“厂网分开，主辅分离”目标顺利完成。2002 年底国家电力公司按“厂网分开”原则 组建两大电网公司，2011 年组建两大辅业集团。历时 9 年，以两大电力辅业集团挂牌 成立、并与电网签订分离企业整体划转移交协议为标志，电力行业“主辅分离”告一段 落，从组织形式上实现厂网分离和主辅分离，也从体制角度避免“二滩”现象的再次发 生。

“输配分开，竞价上网”实施状况差强人意，“标杆电价+煤电联动”机制作为过渡期 选择。由于改革开放以来中国的高速发展导致电网资产庞大繁复，输配电资产难以清晰 核算，输配电价难以客观反映，从而影响竞价上网的推进进程。因此政府在 2003 年之 后密集出台一系列政策，建立煤电联动机制，规定上网电价、输配电价、销售电价的暂 行办法，但本质仍为政府主导下的核价机制，离真正市场化还有一段距离。

2003 年国务院发布《电力厂网价格分离实施办法》，明确原电网直属电厂的上网电价 原则，同时大力发展西电东送工程，将西南电力充足区域的多余电力输送到东部沿海经 济发达区域，避免“二滩”现象的再次发生。

电网的独特行业定位没有改变，电力价格市场化改革推进艰难。由于电网公司拥有巨大 的调峰电站和代管电厂，在行业内仍具有特殊地位，发电企业将更多的资金和精力放在 与电网企业建立特殊的关系上，形成一种新“厂网不分”。“标杆电价+煤电联动”本 质仍为政府主导的定价体制，离真正的市场化还有一段距离。

（三）2015-至今：管住中间、放开两头

2002 年电改促进发电端竞争体系的初步形成，但输配售阶段垂直一体化格局仍未打破。 中国经济转向高质量发展，进入新常态。输配电价核定方法及定价标准体系仍未建立， 价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成，制约电力市场化和健康发展，无法 满足高质量发展的要求，第二轮电改由此拉开序幕。 2015 年 3 月 15 日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即 “9 号文”）印发，总结为“管住中间、放开两头”：“放开两头”是指在发电侧和售 电侧实行市场开放准入，引入竞争、放开用户选择权；“管住中间”则指对具有自然垄 断属性的输配电网环节加强监管、实行政府定价，确保其公平开放。

新一轮电力体制改革由此启动，随后配套文件相应出台，从输配、市场、售电、交易机 构、用电计划、燃煤电厂监督六个方面作出更详细的部署。

电力市场化改革成为本轮电改主题，电力现货市场建设加速。6 个配套文件落地后，一 系列推进电力市场建设的政策密集出台，2022 年《关于加快建设全国统一电力市场体 系的指导意见》出台，规划在 2025 年初步建成全国统一电力市场体系在，2030 年基本 建成；2024 年 5 月《电力市场运行基本规则》颁布，明确电力市场成员的分类和职责、 交易品种的分类和交易方式、市场计量、结算、风险控制等，电力市场建设迈上新台阶。 在此期间，一系列推进电力现货市场建设的政策也相继落地。

新一轮电改启动以来，上网电价改革进一步深化，输配电价改革持续优化，分时电价、 阶梯电价机制逐步健全。配售电业务加快放开，多元化市场主体参与的新格局正在形成。 我国电力装机容量和发电量也迅速提升，到 2023 年底，我国电力装机容量达 29.2亿 kW、 发电量达 8.91 万亿 kWh。全国市场交易电量由 2016 年的 0.72 万亿千瓦时增长至 2023 年的 5.67 万亿千瓦时，占全社会用电量比重提升至 61.4%；其中中长期交易电量占比 超过 90%。

二、电力价格调控机制

（一）发电侧：上网电价市场化持续推进

1.新能源：平价上网，有序入市

新能源发电参与市场化交易已成大势所趋。据国家能源局统计，2023 年全国风电光伏 发电量 1.43 万亿千瓦时，占全社会用电量的 15.8%，其中参与市场化交易电量 6845 亿 千瓦时，占新能源发电量的 47.3%。新能源发电的上网电价经历了政府定价/政府指导价、 标杆电价、竞争配置与政府指导价并行、平价上网四个时期。进入标杆电价模式后，风 电、光电的标杆电价（指导价）进行了一系列政策调整，分别经历多次下调。

2021 年，除户用光伏外，我国新能源发电进入全面平价时代，中央财政不再进行补贴。2017 年国家能源局首次在全国范围内开展风电平价上网试点工作，2019、2020 相继颁 布政策持续推进。2021 年新能源发电全面平价上网后，截至 2023 年底，广东、浙江、 山东等地海上风电项目仍保留地方补贴，广东、浙江、江苏等地针对户用分布式光伏进 行补贴。

另一方面，2022 年国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体 系的指导意见》，提出到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与 市场交易。在此目标下，新能源加速入市，全国现货市场加速建设。去年底开始，各省 区市相继发布 2024 年电力市场交易方案。

2.煤电：“基准价+上下浮动”形成市场化电价，两部制电价加快功能转型

煤电的上网电价机制变化可以概括为经历了还本付息电价、经营期电价、煤电联动的标 杆电价以及“基准价+上下浮动”的市场化电价四个时期。煤电价格与燃煤价格展现出 一定相关性。

2021 年，在国内外经济政策拉动下，全球能源需求逐渐恢复，动力煤价格逐步上涨；到 夏季用电高峰期，用电需求拉动动力煤价格进一步飙升，煤价从 600 多元/吨开始上涨， 在 10 月中旬触及 2500 元/吨的峰值，而“基准价+上下浮动 10%”对煤电价格造成限制， 电价上浮空间有限，造成煤电企业普遍亏损，大面积停产。 2021 年 10 月国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》， 将煤电上网电价浮动范围调整为 20%，高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮范围 限制。动力煤期货价格也创历史纪录地暴涨至 1982 元/吨，郑商所不断提高动力煤期货 保证金及手续费，2022 年 3 月起，动力煤期货所有合约均实行“50%保证金、单日最大 交易 20 手、交易手续费 120 元/手”的三项惩罚性管控政策。

我国煤电目前实行“两部制电价”，即上网电价由电能量电价和容量电价两部制组成。 2023 年 11 月国家发展改革委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决 定将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。 容量电价是电力用户根据用电需求峰值负荷所支付的电价，用于合理补偿发电设施所承 担的固定成本。我国煤电站运营成本包括折旧费、人工费、修理费等固定成本和燃煤等 变动成本，电能量电价仅能回收变动成本，固定成本需要通过容量电价进行回收。在新 能源大规模发展的背景下，煤电发挥基础性支撑作用，需要推动煤电加快向提供容量支 撑保障和电量并重转型。 容量电价在美国、英国等成熟电力市场已有运用，有助于稳定煤电行业盈利预期，保障 电力系统平稳运行，加快能源结构绿色转型。短期看，容量电价对终端用户用电成本的 影响总体较小。长期看，建立煤电容量电价机制有助于提升电力系统经济性，煤电可能 降低申报价格导致新能源现货市场结算价格下降，有利于对降低终端用户的用电成本。

另一方面，辅助服务也彰显出煤电作为电力保障性供给底线的价值。辅助服务指为保障 电力系统安全稳定运行，由发电企业、电网经营企业和储能设施用户等提供的各种服务。 根据性质可将辅助服务划为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务三大类。

辅助服务市场规模迅速增长，火电企业为主要获益主体。根据国家能源局最近一次披露， 截至 2023H1 我国参与电力辅助服务的装机容量约 20 亿千瓦，较 2019H1 装机容量 13.7 亿千瓦同比增长 46%；全国电力辅助服务费用共 278 亿元，较 2019H1 的 130.3 亿元同 比增长 113%。2023H1 辅助服务费用占上网电费的 1.9%，其中火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。

3.水电、核电：标杆电价为主导，市场化比重不断提升

2014 年以前，我国水电上网电价主要概括为还本付息电价、经营期电价、标杆电价三 个阶段。2001 年之前，水电上网实施还本付息电价，2001 年改为经营期电价。随后 2004 年国家发展和改革委员会《关于疏导华北、南方、华中、华东、东北、西北电价矛盾有 关问题的通知》（发改价格〔2004〕1036、1037、1038、1039、1124、1125 号）针 对水电较丰富的地区核定水电标杆电价。随后由于各水电站之间存在显著的开发成本差 异、调节性能的不均衡，以及水电税率政策的多样化，统一的标杆电价政策难以满足水 电项目个性化定价需求，2009 年暂停水电标杆电价政策，回到“一厂一价”模式。 我国现行水电上网电价呈多样式格局。2014 年，发改委发布《关于完善水电上网电价 形成机制的通知》发改价格[2014]61 号，明确水电上网电价机制，鼓励通过竞争方式确 定水电价格，逐步统一流域梯级水电站上网电价。

抽水蓄能电站采用两部制电价体现多元价值。2014 年以前，抽水蓄能电站原则上由电网 经营企业建设和管理，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定，不单独核定电价。 但抽水蓄能电站与煤电情况类似，作为高资本成本、低运营成本的设施，仅通过电能量 市场难以回收成本，且难以体现其提供调峰服务的价值。因此，2014 年发改委发布文件， 初步确定抽水电站实行两部制电价。2021 年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的 意见》（发改价格〔2021〕633 号）发布，正式明确抽水蓄能电站实行两部制电价，容 量电价纳入输配电价回收。2023 年，全国 48 座抽水蓄能电站容量电价核定完毕，要求 电网企业与电站签订年度调度运行协议，严格执行核定的抽水蓄能电站容量电价。

核电的标杆电价政策实施较晚，正逐步迈入市场化交易。2013 之前，核电实行“一厂 一价”。2013 年国家发改委《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价 格[2013]1130 号），将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电 价政策，核定全国核电标杆电价为 0.43 元/千瓦时，超过所在地煤电标杆电价的，以煤 电标杆电价为准。2019 年，广东台山一期、浙江三门一期、山东海阳一期成为首批试 行上网电价的三代核电项目，上网电价分为两部分：即原核准上网电价（保障内电量） 和市场化上网电价（保障外电量），市场化上网电价通过双边交易或集中竞价的方式形 成。 核电市场化交易比重正不断提升，核电上网电价基本低于电站所在地区煤电标杆电价。 以中国核电为例，2018 年核电发电量参与市场化交易比重为 26.05%，2023 年市场化 比重已达 42.65%，提升 16.6 个百分点。2023 年中国核电各发电站上网价格在 0.359-0.4481 元/千瓦时之间，普遍持平或低于所在地区煤电标杆价格。

（二）用户侧：双轨制运行，工商业电价最高

1.用户结构：工商业用电占比最大，商业用户比重上升明显

按照电力负荷的用途，电力用户可分为居民生活用户、农业生产用户、工商业及其他用 户三类。 居民生活用电是指城乡居民家庭住宅，以及机关、部队、学校、企事业单位集体宿 舍的生活用电； 农业用电主要指用于农田灌溉、农作物种植、畜牧业、渔业、林业，以及农产品初 加工用电； 工商业及其他用电是指除居民生活及农业生产用电以外的用电，包括从事大规模生 产、加工行业企业的工业用电，以及专门从事商品交易和为客户提供商业性、金融 性、服务性有偿服务的经营活动所需的商业用电等。

全社会用电量稳定增长，工业用电占比最大。2024 年 1-6 月，全社会用电量 46575 亿 千瓦时，同比增长 8.12%，增速比上年同期提高 3.1 个百分点。根据中电联发布《2024 年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，预计 2024 年全年全社会用电量 9.82 万亿 千瓦时，同比增长 6.5%左右，2024 年下半年全社会用电量增速回落至 5%左右。从结 构上来看，工商业用电占比历年稳定在 83%以上，其中工业用电占比较高且比重逐年下 降，商业及其他用电比重则从 2009 年的 10%左右上升至 2023 年的 18%。

2.电价：销售电价实行双轨制，工商业电价最高

目前我国销售电价采用双轨制，居民、农业用户实行计划轨、工商业用户实行市场轨。 居民生活和农业生产用电均采用目录销售电价。目录销售电价是指一种直接面向用 户的电价，由政府制定标准，被称为“到户价”，包括平均上网电价、输配电价（含 线损）、政府性基金及附加。 工商业用户电价则由上网电价、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，参与市场化交易用户的上网电价为市场交易电价；代理购电 用户的上网电价为代理购电电价。大工商业用户（电压 1 千伏以上）可以选择采用 两部制电价计价方式。

工商业电价最高，不同月份及省份之间电价存在显著的差异，反映供需动态。用电定价 方面，农业生产用电价格相对最低，居民生活用电价格略高，工商业用电价格最高。从 全国来看，不同省份代理购电价格差异较大，以 2024 年 8 月份代理购电价格为例，大 部分城市代理购电价格高于 400 元/兆瓦时，其中广东高达 508 元/兆瓦时；以青海、云 南和新疆为代表的西部地区电价较低，并且不同省份不同月份之间电价差异也较大，这 主要是因为市场供需变化导致的。

3.工商业电价定价机制：从上网电价到销售终端

工商业用户上网电价分为市场交易电价和代理购电两种。在电力市场交易中，工商业用 户作为市场主体可以直接参与电力市场的竞价或交易，其上网电价主要由市场供求关系 决定。对于尚未直接参与电力市场交易的工商业用户，电网企业会提供代理购电服务。 2021 年 10 月《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》出台，规定对于 未直接参与电力市场化交易的工商业用户，电网企业按市场平均价代理购电。随后《关 于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》补充规定，电网企业以“报量不报 价”方式，作为价格接受者参与市场出清，保障交易公平高效。代理购电价格依据场内 集中竞价或竞争性招标方式确定，电网企业月初公开当月代理购电价格。代理购电制度 在电力市场化改革中起到过渡和兜底作用。 在电量电费结构中，除占据核心的交易/代购电费外，还涵盖多个不可或缺的环节费用， 包括输配电费、上网环节线损电费、系统运行费和政府性基金及补贴。

三、广东地区电力市场情况

（一）供需：统调装机容量整体充足，发用电存在明显缺口

统调装机容量整体充足，以燃煤、燃气和光伏为主。截至 2024 年 6 月 30 日广东电网统 调装机容量（电力系统中所有发电厂装机容量总和）2.054 亿千瓦，同比增长 15.3%， 其中中调（省级）装机容量 1.529 亿千瓦，地调（地区级）装机容量 0.525 亿千瓦；2024 年 H1 广东省最高统调负荷 1.39 亿千瓦，同比增长 1.1%。

广东地区发用电存在明显的供需缺口。其中夏季供需缺口最为明显，广东地区夏季面临 高温天气持续，导致居民和企业用电需求激增，特别是空调等制冷设备的广泛应用，使 得用电负荷攀升至全年峰值，同时广东地区夏季水电发电量因雨水稀少而大幅下降，影 响电力供应稳定性。因此，广东供电很大一部分依赖于“西电东送”工程，尤其是从云 南等地输送的电力。电力季节性供需不平衡对广东地区电力市场提出挑战，也为“现货 +中长期”的市场机制提供发展空间。

（二）进展：广东电力现货市场转入正式运营阶段

广东作为全国范围内最为活跃的省级电力市场之一，在推动全国电力市场化改革的进程中取得显著成果。广东电力市场的交易品种和市场体系较为完善，目前已形成“现货+中 长期”交易模式，涵盖年度、月度、月内、日前和实时交易等多个交易品种，双边协商、 集中竞价、滚动撮合和挂牌交易等多种交易方式。

广东电力市场规模稳步增长，市场电占比趋于稳定。2017-2023 年累计市场直接交易电 量超 1.6 万亿千瓦时，CAGR（复合增长率）达 18.12%，增长速度逐渐放缓，呈现稳定 发展态势。

作为电力现货市场首批试点省份，自 2017 年起广东积极响应国家号召，持续推动电力 现货市场建设。在充分借鉴国际先进电力市场建设经验的基础上，广东紧密结合自身实 际情况，建成了首个具备自主知识产权的现货出清系统与交易平台，并成功发布全国首 套电力现货市场实施方案和交易规则，同时打造一系列市场交易机制，为电力市场的规 范化、透明化及高效运作奠定坚实基础。至 2023 年底，广东电力现货市场已稳定运行 两年，有效优化资源配置，保障电力供应，并促进可再生能源消纳。2023 年 12 月 28 日，广东电力现货市场转入正式运营阶段，为电力市场化改革树立典范。

自 2021 年 11 月启动现货连续结算试运行以来，该机制成功应对能源量缺价高、电力供 需紧张及台风等极端天气等多重考验，在强化电力保供能力、推动新能源消纳、疏导发 电成本以及资源优化配置等方面均展现出显著成效与重要作用。 广东电力现货市场通过实施节点边际价格机制，精准捕捉并体现了电能在不同时间与空 间维度中的真实价值，反映一次能源价格波动趋势以及市场动态供需形势。整体上，广 东电力现货市场机制与运作体系已迈向稳定成熟阶段，市场对资源优化配置的核心驱动 作用愈发凸显。

（三）2023 年运行情况：中长期分两级市场进行电力交易

1.中长期：一二级市场相辅相成，年度交易以双边协商交易为主

中长期电力市场结构稳健，一二级市场相辅相成。一级市场更多关注长期稳定的电力交 易，而二级市场则提供一个调整和优化短期电力合同的平台。2023 年，广东电力中长 期一级市场总成交电量为 2826.8 亿千瓦时，其中年度交易电量达 2499.9 亿千瓦时，占 总交易量的 88.4%，年度交易中又以双边协商交易为主。电力为国家关键资源，需确保 其供应稳定，而年度交易和双边交易风险较低，故而为主流方式。从电源类型来看，煤 电交易量达到 2060.7 亿千瓦时，占总交易量的 72.9%。同时，中长期二级市场成交电 量为 70.8 亿千瓦时，发电侧合同转让成交电量为 46.8 亿千瓦时，占比超过 60%，而用 电侧合同转让成交电量则为 23.9 亿千瓦时。 价格方面，年度交易价上一年年末锁定，因而价格平稳无大幅波动。受多种因素影响， 如需求季节性回落、发电成本变化等，市场普遍预期年末电价将呈现温和下滑趋势。供 需方面，随着年中经济活动的增强与高温季节的到来，电力需求显著增多，市场交易量 呈现上升趋势，确保电力供应与需求之间的紧密匹配。

2023 年月度交易总成交电量达 350.4 亿千瓦时，其中月度集中竞争交易、双边协商交 易和挂牌交易均各组织 12 次，累计成交电量分别为 19.1 亿、250 亿和 81.3 亿千瓦时。 多日分时集中竞争交易 142 次，净合约成交-0.7 亿千瓦时，累计合约成交 2.7 亿千瓦时。 月度实际电量供应与年前预期有出入，需要及时寻找买家卖出，因此月度挂牌交易占比 较年度更高。2023 年 9 月起，周双边协商交易 47 次，净合约成交-22.8 亿千瓦时，累 计合约成交 36.8 亿千瓦时。年初经济预期高，用户总电量前期买多，主要表现为年度 合同买多，导致周及多日交易净合约成交电量为负。 价格方面，燃料成本下降叠加多种因素，造成 5 月后电价有所下滑，年末发电公司检修， 供给下降，使得电价略有回升。供需方面，月度电价后半年不及预期，发电公司以量取 胜，增发电量促进交易，挂牌交易显著增长。

2.现货：市场交易活跃，实时反映供需关系

现货市场交易活跃，新能源企业积极参与。2023 年现货偏差电量达 283.3 亿千瓦时， 占直接购电用户总用电量的 9.1%。发电侧日前交易活跃，成交量达 4252.2 亿千瓦时。 价格方面，日前与实时电价多集中在 200-700 厘/千瓦时区间。暑期需求未达预期水平，叠加气候状况较为温和，未出现预期中的恶劣天气，市场供给相对充裕，现货价格略微 走弱。2023 年共有 4 家新能源企业参与现货市场，日前总成交电量 20.6 亿千瓦时，实 时总成交电量 21.8 亿千瓦时。

四、改革展望

（一）新型电力系统：加快推进服务新能源高质量发展

新型电力系统是新型能源体系的核心组成部分，是实现“双碳”目标的关键载体。2021 年 3 月 15 日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出构建新型电力系统， 为新时代能源电力发展指明科学方向。2024 年 8 月 6 日，国家发改委、国家能源局、 国家数据局联合发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024 年—2027 年）》（下称 《方案》）。《方案》聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，围绕“清洁低 碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”二十字方针，选取典型性、代表性的 方向开展探索，以“小切口”解决“大问题”，重点部署开展九项专项行动，统筹推进 新型电力系统协调发展。

随着新能源大规模高比例并网，并网消纳难度持续加大。全国新能源消纳监测预警中心 公布的数据显示，2024 年 8 月，风电项目全国平均利用率为 96.5%，同比下降 1.4 个 百分点。西藏、甘肃、新疆、青海和陕西五省风电消纳未到 95%。光伏项目全国平均利 用率为 97.7%，同比上涨 0.1 个百分点。青海、新疆、西藏、甘肃和云南五省光电消纳 未到 95%。新能源发电的波动性给电力系统建设提出更高要求，加快构建新型电力系统， 以“稳定”的电力系统与新能源相适配。

（二）分时电价机制：优化电力资源配置，促进新能源消纳

1.运用价格信号引导电力削峰填谷，提高能源利用效率

各省市在电力需求上呈现明显的日内峰谷差异，即高峰时段用电量激增，而低谷时段用 电量则显著下降。为有效平衡电网负荷，减少高峰时段供电压力，运用价格信号引导电 力削峰填谷，提高能源利用效率，我国政府稳步推出分时电价政策。2021 年 7 月 29 日 国家发改委发布《进一步完善分时电价机制的通知》（以下简称“1093 号文”），明 确要求扩大峰谷时间段的价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不 低于 4：1；其他地方原则上不低于 3：1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上 不低于 20%。后地方政府纷纷出台相关政策，大部分省份低谷时段价格较平段下浮 50%， 尖峰时段价格较平段上浮 70%以上。

分时电价体系旨在优化电力资源配置、平衡供需、促进新能源消纳。随着风电、光伏等 新能源的大规模并网，其不可控的出力特性为电网的安全稳定运行带来新的考验。以风 电、光伏等新能源作为主力新型电力系统，与以火电为主力的传统电力系统相比，在输 出电力稳定性与调节性能上存在本质差异，导致电力系统峰谷差与季节性波动加剧，甚 至出现在某些低负荷时段弃风、弃光、弃水等问题。与此同时，我国能源消费结构正经 历快速变迁，夏、冬两季用电高峰的尖峰化现象愈发显著。分时电价机制作为关键工具， 通过拉大峰谷电价差，有效引导用户错峰用电，不仅减轻电网负担、促进能源结构优化， 还为抽水蓄能、储能项目以及电力输送等领域提供有益的商业模式。

2.各省调整政策，午间谷时段大量涌现

自 1093 号文发布以来，全国多地发改委相继推出分时电价政策，多省已至少两次调整 优化。分时电价类型主要分尖峰、高峰、平段、低谷、深谷五种，各省份根据自身情况 略有不同，部分省份分时电价类型已经涵盖尖峰、高峰、平段、低谷、深谷全时段。峰 时电价普遍超过平段价格的 1.5 倍，有些省份尖峰时段价格达平段价格 2 倍以上，山东、 新疆等地深谷价格仅为普价的 10%。

午间谷时段大量涌现，“凌谷晚峰”特征进一步显现。午间原本是用电高峰时段，但随着 近年来可在午间集中出力的光伏发电的大规模发展，使得午间的电力供应十分充裕，进 而促使午间用电相对发电出力而言，从高峰转变为平段甚至低谷时段。截至目前，为更 有效地利用光伏发电资源、促进电力市场的供需平衡，包括山东、河南、广西、内蒙古 在内的共计 16 个省份，已经相继出台相关政策，在全年、几个月或重大节日执行 1 到 8 小时的谷段电价，激励用户在电力供应相对富余的午间时段增加用电，从而有效促进光 伏发电的消纳与利用。 分时电价应用范围扩大，可拉大峰谷价差。浙江、安徽、江西、河南及甘肃等省份的浮 动机制已从单纯的交易上网电价扩展至涵盖输配电价；湖北省延伸到上网线损；江苏省 则以用户最终到户电价作为基础进行上下浮动，涵盖所有电价组成部分。

多地最大峰谷价差呈缩窄趋势。2024 年 1-8 月，32 个地区的一般工商业 1-10kv 电网代 理购电的最大峰谷价差均值为 0.68 元/kWh，较 2023 年同比下降 6.7%。与 2023 年同 期相比，今年各地最大峰谷价差普遍呈现下降趋势，除甘肃、蒙西、冀北等 8 地外，其 余地区峰谷价差普遍收窄。

3.波动的分时电价差，储能收益的不确定性因素

国内工商业储能盈利面临最大的挑战就是电价差波动性。分时电价机制的实施，对工商 业用户来说，可以通过配置储能设施来优化用电策略，降低高峰时段的用电成本。目前 工商业储能的主要盈利模式为分时电价下的峰谷套利（用能方在电价低谷时从电网购买 低价电能，在电价高峰时供给给负载使用）。在新型电力系统转型的大背景下，以及电 力市场化交易作为这一转型的重要支撑，储能资产的收益率波动已成为一种新常态。

（三）绿证交易：和碳市场链接满足碳足迹管理需求

1.绿证现状

绿证是用能单位消费绿色电力的唯一凭证和环境属性的唯一证明。1 个绿证单位对应 1000 千瓦时可再生能源电量。我国境内生产的风电（含分散式风电和海上风电）、太 阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海 洋能发电等可再生能源发电项目电量均可以申请绿色电力证书（下文简称绿证），其中 并网海上风电、并网光热发电项目只能在核证自愿减排量和绿证中二选一。

绿色电力同时拥有电能量价值和环境价值。可以同时交易这两种价值属性，购买绿电并 获得绿证，即电证合一；受限于电能量跨区等问题，买家也可以仅交易绿证，达到消费 可再生能源的目的。

2.绿证和碳市场的链接仍具有巨大探索空间

目前碳排放权交易市场是碳配额市场，适用于碳排放的范围 1（直接排放），自愿性减 排交易市场的 CCER 适用于碳排放的范围 1、2、3，绿电减少了消费电力的碳排放，适 用于碳排放的范围 2（间接排放）。

地方碳排放权交易所，例如深圳、天津、北京、上海，在尝试将绿电和二氧化碳减排量 结合。具体操作有所不同，深圳是扣除绿电对应的二氧化碳减排量，天津是从总使用电 量中扣除购入的绿电量，北京、上海直接将绿电碳排放因子计为零。由于近期国家政策 调整，对于碳排放权配额未来只监管直接排放（范围 1），不再监管间接排放（范围 2）， 而绿电通常用于抵消用电产生的间接排放（范围 2），因此未来走向尚待探索。绿电绿 证和自愿性交易减排市场的链接也在等待进一步明确。

我国碳市场和绿电绿证发展进度较晚于欧美，且各国都有其特殊性，不能够直接照搬效 仿，需要给行业发展的时间。近期，国家部委对相关政策进行更新以解决 CCER 和绿证 范围的重叠问题。此外，欧洲 CBAM 进口碳税即将于 2026 年正式实施，而欧洲免费碳 排额度也在逐步降低，绿证/CCER 急待提升国际认可度，助力出口企业降低碳税。随着 环保意识的提升，公司和个人也会有更多碳足迹管理的需求，提升绿证交易的活跃度， 进而激励绿色能源行业的更大发展。

编辑：火腿肠