2021年，全国市场化交易电量3.7万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近7倍，年均增长约40%。

一份今昔对照的交易数据，度量着七年电改走过的历程。

七年来，新一轮电力体制改革以中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，业界称电改9号文）为纲领，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，沿着“三放开、一独立、三加强”的基本路径，根据最初设计的重点任务，推动各分项领域改革不断取得进展。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强接受本刊记者采访时表示：“到目前为止，新一轮电改所取得的主要成就，就是把改革的架构搭起来了。”

七年来，我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争格局初步形成，电力的商品属性初步显现，市场优化配置资源的作用明显增强，市场化交易电量大幅提升。随着国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的出台，我国新一轮电力体制改革已经进阶到一个全新历史阶段——加快建设一个符合我国资源禀赋条件、促进新能源消纳的全国统一电力市场体系阶段。“9号文延续5号文的思想，结合当时实际确定的体制架构和工作任务，是正确的、务实的，电力体制改革取得较好成绩，值得充分肯定。”华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏认为。

世界百年未有之大变局不断演进，世纪疫情在全球持续蔓延，对我国电改进程也带来一定影响。加之，电力体制改革既是一项系统性工程，又是一项长期性工程，需要兼顾行业与社会、发展与稳定、规划与市场、眼前与长远，既需要牵一发动全身地通盘考量、协调推进，又需要把握改革逻辑、不断摸索，分步骤、分阶段地有序推进。

01

电力发展主要成就

（一）电力供应保障能力稳步夯实

全国发电装机容量稳步增长。电力基础设施建设规模稳步增长，电力供应安全性和可靠性持续提升。截至2021年底，全国发电总装机容量达到23.8亿千瓦，接近美国当前水平的2倍，近十年平均增长8.5%，全国人均装机容量达到1.7千瓦，接近发达国家2千瓦/人的水平。

电力资源实现大范围优化配置。近十年来，电力行业坚决落实西部大开发战略，持续推进西电东送，既带动了西部地区能源资源优势转化为经济优势，又在一定程度上满足了中东部地区经济社会发展的用电需求。截至2021年底，全国西电东送规模达到2.9亿千瓦，近十年平均增长12.6%，形成了北、中、南三个通道的西电东送格局。2021年，全国330千伏及以上跨省跨区交流输电线路约188条，直流输电线路（含背靠背）共34条。

全国联网范围向西延伸，区域主网架进一步优化。截至2021年底，全国500千伏及以上交流线路达到25.4万千米，变电容量达到20.7亿千伏安，均较十年前翻了一番。分区域看，东北电网已发展成为自北向南交直流环网运行的区域性电网，形成了500千伏主网架结构；华北电网形成了“两横三纵一环网”交流特高压主网架，区内以内蒙古西部电网、山西电网为送端，以京津冀区域为受端负荷中心，形成西电东送、北电南送的送电格局；西北电网形成了以甘肃电网为中心的坚强750千伏主网架；华东电网围绕长三角形成1000千伏特高压环网，并向南延伸至福建；华中电网已建成以三峡外送通道为中心、覆盖豫鄂湘赣四省的500千伏骨干网架，以及以川渝电网为中心，涵盖川渝藏三省市区的500千伏主干网架；南方电网以云南、贵州为主要送端，广东、广西为主要受端，形成了区内“八交十一直”的西电东送主网架。

民生用电得到切实保障。全国县、乡、村、户的通电率达百分之百，实现了无电地区人口全部用上电的历史创举。创新开展光伏扶贫模式，助力打赢脱贫攻坚战。配电网供电可靠率达到99.85%，供电可靠性进入高水平阶段。终端用能的电气化水平不断提升，2021年达到28%左右。北方地区清洁取暖率由2016年的35%提高至73.6%。

（二）电力清洁低碳转型成效显著

电力结构持续优化。全面落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，大力推进能源供给革命，持续优化电源结构，推动全国非化石能源发电装机和发电量占比分别由十年前的27%和17%提高至2021年的47%和35%，非化石能源占一次能源消费比重由8%提高至16.6%。截至2021年底，全国常规水电装机规模达到3.4亿千瓦，风电3.3亿千瓦，太阳能发电3.1亿千瓦，生物质发电3800万千瓦，均居世界首位。

火电清洁低碳发展成效突出。党的十八大以来，我国煤电超低排放改造提速扩围，建成世界上最大的清洁煤电供应体系。截至2021年底，全国超低排放煤电机组约10.3亿千瓦，占全国煤电装机容量的93%。2021年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约为828克/千瓦时，比2005年降低21%，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别降至12.3万吨、54.7万吨、86.2万吨。

（三）电力系统灵活高效水平明显提升

灵活性资源建设持续推进。2021年，全国抽水蓄能装机达到3600万千瓦，气电装机约1.1亿千瓦，煤电灵活性改造超过1亿千瓦，新型储能装机超过400万千瓦，全国电力需求侧响应能力超过2000万千瓦。

电力系统效率持续提升。全国可再生能源消纳能力大幅提升，2021年风电、光伏发电和水电利用率分别达到96.9%、97.9%和97.8%。全国煤电节能改造规模近9亿千瓦，火电供电标准煤耗由2011年的330克/千瓦时降至305克/千瓦时。电网调度运行持续优化，综合线损率在过去十年间下降了1.05个百分点，达到5.26%。

（四）电力装备关键技术取得显著突破

发电装备技术不断取得新突破。水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源装备制造产业链基本完备。全球最大单机容量100万千瓦水电机组在白鹤滩水电站投入运行。具有自主知识产权的先进三代核电站逐步建成，形成具有自主品牌的华龙一号、国和一号等三代压水堆和具有第四代特征的高温气冷堆先进核电技术。单机容量10兆瓦全系列风电机组成功下线。光伏电池转换效率持续提升。火电发电技术取得突破性进展，实现了超超临界燃煤机组自主开发，主要参数达到世界先进水平，建成全球供电煤耗最低、综合发电效率最高燃煤机组。

特高压等输电技术达到世界领先地位。先后建成世界上输电电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术水平最先进的特高压直流工程——准东—皖南±1100千伏特高压直流输电工程，世界上容量最大的特高压多端直流输电工程——乌东德多端特高压直流工程，以及目前世界上电压等级最高、输送容量最大、技术水平最先进的超长距离GIL创新工程——苏通GIL综合管廊长江隧道工程。同时，建成世界首个柔性直流电网工程——张北柔性直流工程，该工程也是世界上电压等级最高、输送容量最大的柔性直流工程。此外，苏州南部500千伏UPFC工程投运，是世界上电压等级最高、容量最大的统一潮流控制器，在世界范围内首次实现500千伏电网电能流向的灵活、精准控制。

能源电力新形态、新业态不断涌现。“互联网+”智慧能源、大规模新型储能、综合能源服务等一大批新技术、新模式、新业态蓬勃兴起。江苏镇江储能电站示范工程规模达10.1万千瓦/20.2万千瓦时，配置了世界上首套毫秒级响应的源网荷储系统。江苏同里综合能源服务中心涵盖多项世界领先的能源创新示范工程。华润海丰电厂启动了碳捕集与封存技术测试平台建设，该平台是世界上第三个、亚洲首个基于超超临界火电厂的多线程、多技术的二氧化碳捕集技术测试平台。

（五）电力体制改革迈入全新阶段

我国电力体制改革迈入全新阶段。2015年，《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》印发，启动了新一轮电力体制改革，明确深化电力体制改革的重点和路径，进一步加快电力市场化进程，并取得了一系列成就。

交易机构独立规范运行。组建了北京、广州等35家交易机构，实现各省份全覆盖。广州、昆明、山西等9家交易机构采用股份制模式。25家交易机构成立了多方参与的电力市场管理委员会，正逐步发挥议事协调作用。

发用电计划有序放开。继2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划之后，2019年6月，《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》发布，要求全面放开经营性电力用户发用电计划，并健全全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制。

电力市场化交易机制不断完善。中长期交易体系全面建立，辅助服务市场稳步推进，首批电力现货市场建设试点进入结算试运行。2021年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量3.8万亿千瓦时，其中直接交易电量合计为3.0万亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重达到45.5%。此外，2021年全国各电力交易中心组织省间交易电量合计达到7027.1亿千瓦时，有效促进了资源在更大范围内配置。东北、福建、山西等14个地区开展电力辅助服务市场专项改革试点，缓解系统调峰、供热等突出矛盾，促进清洁能源消纳。南方（以广东起步）、蒙西、辽宁、上海、河南等14个地区先后开展两批电力现货市场建设试点。目前第一批试点地区均开展了结算试运行工作，第二批的部分地区也已经启动了现货模拟试运行工作。

输配电价改革持续深化，监管体系基本完善。在2017年实现输配电价改革省级电网全覆盖的基础上，2018年核定区域电网输电价格和跨省跨区专项输电工程输电价格。第一轮输配电成本监审，累计核减电网企业不相关不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。目前，我国已部署开展第三监管周期输配电定价成本监审实地审核工作，电力市场建设进一步推进。

配售电业务加快放开。鼓励社会资本投资运营增量配电网，向社会资本放开增量配电业务，实施5批459个增量配电改革试点项目。允许符合条件的企业从事售电业务，截至2021年底，全国在电力交易机构注册的售电公司约5000家，形成多买多卖的市场竞争格局。

（六）国际合作开创互利共赢新局面

电力装备、技术、标准和工程服务“走出去”成效显著。我国企业在巴基斯坦投资建设12个能源项目，解决了当地电力供应短缺问题。我国特高压直流输电技术在巴西和巴基斯坦落地，为解决有关国家能源优化配置问题贡献了中国方案。通过参股葡萄牙电力公司、马来西亚埃德拉公司等，不断开拓业务范围，进入新国家市场。在非洲、南亚等国家开展电力援助项目，为当地消除无电人口作出了贡献。

电力企业国际市场竞争力明显增强。我国电力企业通过投资带动工程服务，工程服务带动设备出口，项目上下游业务、产业链及同行企业之间的合作日渐紧密，通过优势互补，增强了在国际市场的整体竞争能力，业务遍布全球超150个国家和地区。2022年《财富》世界500强中三家中国能源企业位列前5名。美国《工程新闻纪录》（ENR）“国际承包商500强”榜单前100强中，中国能源工程承包企业占据10名，国际营收超过300亿美元。全球风机和光伏组件10大生产厂商中，中国企业分别占据4家和7家。

自主创新研发技术逐渐打开国际市场。我国具有自主知识产权的华龙一号等核电技术装备出口实现突破，采用华龙一号技术的核电站在巴基斯坦卡拉奇开工建设；英国政府正式受理华龙一号通用设计审查(GDA)申请；我国与阿根廷签署了一系列合作协议和文件，明确了阿根廷将采用华龙一号技术建设核电站；与约旦签署了关于高温气冷堆和华龙一号合作框架协议。我国特高压直流输电技术走出国门，在巴西落地，巴西美丽山水电站特高压直流输电一、二期工程分别于2017年、2019年竣工投入运营。

参与全球能源治理的影响力和贡献度不断提高。我国参与全球能源治理逐步从“积极参与”向“主动影响”转变。成功主办首届“一带一路”能源部长会议，与17个国家共同发布《建立“一带一路”能源合作伙伴关系联合宣言》，“一带一路”能源合作伙伴关系正式成立，伙伴关系成员国已突破30个。担任联合国亚太经社会（ESCAP）能源互联互通专家工作组主席国，主办工作组会议，牵头东南亚、南亚、西南亚、东北亚和西亚五个区域的专家开展《亚太地区能源互联互通促进路线图》研究。指导成立实体性的APEC可持续能源中心，并建立中国参与APEC能源合作伙伴网络。开展澜湄国家电力互联互通能力建设、中国-东盟清洁能源能力建设，传授我国电力领域先进技术和成功经验。

02

电改目前进行阶段

（一）取消目录电价，鼓励用户全部入市

按市场价格购电，取消工商业目录销售电价，鼓励全部工商业用户入市。

2021年10月11日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确提出有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价，电力市场化改革在全国开始全面推行 。

（二）不入市将承担1.5倍代理购电价格

入市过渡期，目前全国通过执行1.5倍国网代理购电价格倒逼用户入市。

由于一次性将全部工商业用户纳入电力市场存在困难，目前引入电网企业代理购电机制进行过渡。对暂未直接进入电力市场购电的工商业用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。工商业用户可在每个季度最后 15 日，选择下一季度是否要进入市场。

以下三种情况将会按照1.5倍国网代理购电价格强制执行：

1) 高耗能企业

2) 拥有燃煤发电自备电厂,但仍由电网企业代理购电的用户

3) 对于已进入市场的工商业用户，如要退出电力市场、返回电网企业代理购电模式

（三）电改政策区域化

新轮电体制改的框架性件已经发布，但最终电改案需要落实到各地执。由于我国幅员辽阔，各地区在电源结构、电需求、资源情况等都存在较差异，因此，电改案的进度和细节也各有不同。整体电改实施的路线也是试点先后实现遍地开花。前，已有些省市在了前，深圳、云南、贵州等地已发布地各类型电改试点案。

广东，目前10千伏以下用户暂不允许入市

湖南，目前已明确出台工商业用户入市时间

1) 10千伏及以上的存量大工业用户要在2023年1月1日前直接参与市场交易。

2) 10千伏及以上的存量一般工商业及其他用户要在2023年5月1日前直接参与市场交易。

3) 10千伏及以上的新投产要在并网运行3个月内直接参与市场交易。

（四）关于其他

暂无法直接参与市场交易的工商业用户，以及已直接参与市场交易又退出的工商业用户，可由电网企业代理购电。其用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍，输配电价、政府性基金及附加组成。

03

电力发展面临的机遇与挑战

（一）总体国家安全观对电力安全保障能力提出更高要求

百年未有之大变局下，国际格局和国际力量对比深刻调整，全球能源安全面临供应、需求、价格、运输、环境等多重不确定性因素。随着可再生能源大规模开发利用、终端消费环节电能替代不断提速扩围，电力在缓解我国油气对外依存度、保障能源总体安全方面的作用日益凸显。未来我国电力需求仍将保持刚性增长，电力供应保障任务依然艰巨。同时，随着电力系统信息化、数字化程度不断提高，网络安全等非传统安全已成为影响电力安全的重要因素。

（二）全球能源低碳转型加速演进要求电力系统加快革新

加大温室气体减排力度已成全球共识，全球能源结构加快向清洁低碳转型。在全球共同应对气候变化大背景下，我国提出提高国家自主贡献力度，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。当前碳达峰的关键期、窗口期客观要求我国坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路，全力推动新型电力系统建设。

（三）新一轮产业革命呼唤电力科技持续创新发展

全球新一轮科技革命和产业革命加速兴起，云计算、大数据、物联网、人工智能、5G通信等高新技术日益融入电力工业，加速传统电力业务数字化转型。同时，大规模新型储能、柔性直流输电等重点电力技术亟待取得创新突破，催生电力行业新业态、新模式创新发展，推动新一轮产业革命持续深化。

（四）“双碳”战略实施为电力治理体系改革带来新的机遇

碳达峰、碳中和目标下，不稳定电源装机比重持续增加，市场主体更加多元，电能输送更加灵活，亟需创新改革思路和举措，全面破除制约电力转型发展的体制机制障碍，激发各类市场主体活力，形成有效支撑新型电力系统的市场机制和政策体系。

04

电力高质量发展相关建议

（一）适应新阶段发展要求，更高水平保证电力供应安全

安全供应是构建新型电力系统的重要前提，应坚守底线思维，推动建立适应大规模新能源发展的产供储销多元化综合保障体系，扎实提升电力工业本质安全水平，有效防范和应对构建新型电力系统过程中可能出现的系统性风险。电源侧，加强托底保供能力建设，着力夯实供应保障电源基础。电网侧，持续扩大西电东送，提升网间电力互济能力。储能侧，加快推动新型储能建设，提升电力应急保障能力。负荷侧，以市场化发展和创新应用为手段，大力强化需求响应能力建设。

（二）服务碳达峰碳中和，加快电力绿色低碳转型

绿色低碳是新型电力系统的总体方向，应坚持“双碳”目标导向，推动非化石能源高质量跃升，促进化石能源清洁发展，提升电力系统调节能力，加速电力结构绿色低碳转型。一是加快推进新能源可靠替代，稳步推进大型风电光伏基地开发、外送和消纳，持续推动海上风电、分布式光伏就近消纳，坚持生态优先、科学有序推进水电开发外送，在确保安全前提下积极有序推进沿海核电建设。二是在电源侧、电网侧、需求侧提升电力系统灵活调节能力，适应大规模新能源并网要求。三是通过全面落实“三改联动”促进煤电清洁低碳转型，超前谋划适应新型电力系统的煤电设计革命和技术体系重构。

（三）提升系统运行效能，加速电网数字化智能化转型

经济高效是新型电力系统的本质特征，应充分发挥电网资源配置的平台作用，提升系统运行效率，满足多样化用能需求。一是持续优化和完善区域主网架，构建清晰合理的主网架结构。二是积极推进新能源微电网、主动配电网建设，优化配电网运行形态，满足分布式新能源接入需求。三是推进电力基础设施数字化，推进智能化模拟运行系统建设，推动产业链各环节数字化改造升级。四是积极推动源网荷储互动融合，建立新型电力调度体系。

（四）强化科技和体制机制双轮驱动，提升电力发展内生动力

科技和体制机制是新型电力系统的重要支撑，应充分发挥新型举国体制优势，加快能源电力领域战略性、前瞻性核心关键技术攻关和体制机制创新。一是聚焦新型电力系统建设，重点研究可再生能源先进发电及综合利用技术、适应高比例可再生能源友好并网的先进电网技术、储能技术、氢能和燃料电池技术，开展核电、燃气轮机关键技术研究应用，解决关键技术瓶颈，推动电力装备制造技术取得突破，实现清洁发电技术的创新发展。二是坚持市场化方向，加快形成保障各类电源持续健康协同发展的长效机制。三是完善适应新型电力系统的政策体系，制修订一批符合新型电力系统运行机理、支撑新型电力系统建设的产业政策，研究制定绿色金融等相关支持政策，为建设新型电力系统创造良好的体制机制环境。

05

电改是场持久战，7年过后再有9年之约

在业界看来，我国现行电力市场体系还不够完善，配套机制有待健全，各地电力市场在市场模式、基本交易规则、价格形成机制等方面差异较大，跨省跨区交易还存在壁垒。

具体而言，市场主体培育是否充分、是否成熟？售电公司赢利模式是否得以充分开发？交易机构运作是否科学有序？交易品种是否丰富？交易机制是否灵活？竞争是否充分？市场化电价形成机制是否合理？输配电价成本是否透明？监管手段是否完备、措施是否到位？法律法规制定、修订与改革进程是否同步？政策措施是否发挥引导作用？规划和市场是否充分衔接？这些问题都需要在未来去验证，交给时间去推敲。

自2015年启动至今，新一轮电改已经过去整整七年，然而，《指导意见》又为建设全国统一电力市场体系分两步（分别到2025年和2030年）划定了未来近九年的总体目标，这意味着下一个九年的电改之路仍然需要再接再厉。况且，即便时间跨度已经足够长，但《指导意见》仍然留下了“条件成熟时支持省（区、市）市场与国家市场融合发展，或多省（区、市）联合形成区域市场后再与国家市场融合发展”的更进一步的目标。“建设电力市场是一个复杂的系统工程，需要各方面协同推动。”国网能源研究院副总工程师兼企业战略研究所所长马莉认为。

谈及下一步改革，王鹏认为在培育市场主体、完善监管制度、促进行业改革与国企改革相互协调等方面还需要进一步加强。

电改之路，道阻且长。七年之功，初见成效；后面还需要更长时间去反复磨合、不断总结、持续提升。能源的饭碗必须端在自己手里，不断满足人民美好生活的能源需求，对行业改革发展提出了新的要求、树立了更高的目标。电改伟业不可能一蹴而就，务必做好打持久战的准备。

文章来源： 中国电业与能源，比比电，中能传媒研究院