转自：国家发展改革委

近日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于完善价格治理机制的意见》（以下简称《意见》），对新时期价格治理作出了全面系统部署，其中对电力价格治理的表述受到业内高度关注。《意见》贯彻落实党的二十届三中全会关于推进能源领域价格改革的决策部署，对完善新时代电力价格治理体系作出全面安排，既与2015年“电改9号文”一脉相承，又结合新形势新挑战提出新路径，通过加快推进竞争性环节市场化改革与进一步强化自然垄断环节强监管的双轮驱动，持续释放改革和政策红利，为我国能源行业高质量发展注入源源不断的新动能。

一、回看：十年电价改革成绩斐然

2015年“电改9号文”颁布实施以来，我国电力价格改革历经十年探索，以“发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用”为遵循，通过重点领域的渐进式改革与创新性突破，在体制机制层面实现了系统性重塑，为能源治理现代化奠定坚实基础，突出表现在五个方面。

一是电力资源配置效率显著提高。推动发电侧和售电侧市场化，通过直接交易和集中竞价交易等方式，构建了以中长期规避风险、现货市场发现价格的电力市场体系。通过推广峰谷分时电价政策，逐步完善用电需求侧响应机制，显著提高了用电效率。同时，推动电力用户自主直接参与市场交易，增强了经营主体的竞争活力，促进了电力资源的高效配置。

二是价格信号引导能源绿色低碳转型的作用进一步凸显。通过深化新能源上网电价市场化改革，倒逼企业突破高效光伏组件、大容量风机等关键技术，使风光发电摆脱补贴依赖，释放出市场化配置资源的活力。通过绿色价值、碳市场等机制创新，有效引导社会资本流向可再生能源基建。新能源的低成本化加速了高耗能产业的脱碳进程，并为全球气候治理贡献了中国方案。

三是现代化电价体系建设取得系统性突破。在“管住中间”方面，经过三个监管周期输配电价制度改革，简化了用户分类、实现工商业同价，优化了输配电价结构，使高低电价用户成本划分更为科学，电网企业从“购销价差”转向“过网费”，实现了成本透明化，优化了电力产业链利益分配格局。在“放开两头”方面，上网侧建立燃煤发电容量电价制度，提出按可靠容量付费的概念，建立市场化的辅助服务价格机制，规范辅助服务的品种、计价公式和收费标准，完善了上网电价体系；用户侧建立了系统运行费制度，形成了“上网电价+输配电价+系统运行费+线损费用+政府基金附加”的新型用户侧电价体系。

四是跨区域电力资源优化配置取得实质性进展。通过建设省间现货市场，以及“双边协商+国家协调”的送电价格机制，持续支持超高压输电网络建设和区域间电网互联互通，东、中、西部区域电力市场联动发展，跨区域电力资源输送能力显著提升，全国电力市场的统一性和资源交互能力得到强化，有力推动了电力产业的高质量发展。

五是公共基础设施服务均等化取得显著成效。通过推动输配电价与电能交易价格分离，推进公共电力基础设施服务的均等化，确保区域间电力价格公平。合理利用价格的调节功能，加大对偏远地区电力基础设施建设的支持，缩小城乡和区域之间的电力服务差距，助力构建更加包容、普惠的电力体系。

二、当下：电价治理面临新形势新挑战

随着近年来我国新能源大规模快速发展，新型电力体系正加快构建，电力价格治理面临诸多新问题和系列新挑战。

一是电力现货市场建设进度不一，价格信号传导效率仍显不足。现货市场以实物交割的实时市场为核心，是价格形成机制关键部分。“无现货、不市场”近几年成为共识，各地电力现货市场建设速度明显加快，现货市场建设已“全面铺开”，但部分地区电力现货市场建设进展偏慢，存在结算试运行期间由调电代替结算、事后调整结算价格等出清容易结算难的问题。同时，市场限价区间过窄、现货申报灵活性偏低，影响价格完整性，价格信号在发电、输配电和终端用户之间的传导效率不足，影响用户侧响应系统需要。

二是部分经营主体参与市场深度不足，市场活力有待提升。部分经营主体存在竞争惰性，长期依赖于政府定价方式，主动参与市场竞争意识不强，直接参与市场化交易意愿较低，削弱了市场竞争的活跃度，并限制了价格机制的调节作用。省内交易中，有的省份中长期交易比例设置偏高、机制设计未围绕现货市场进行，各类套利回收机制使其偏离财务避险本质。跨省跨区交易中，用户侧仍不能直接参与跨省跨区交易，影响了电力商品的流动性，整体市场潜力未能充分发挥。

三是绿色转型制度供给存在缺口，电力市场体系尚待完善。“双碳”目标背景下，电力市场体系尚不能完全适应新型电力系统的发展需求，难以有效支持新能源大规模接入和灵活调节。同时，电力市场与碳市场、需求侧响应等政策缺乏有机衔接，新能源的绿色环境价值不能充分体现，规划对终端用户承受能力考虑不足，“电能量+辅助服务+有效容量”的电力市场体系待补充完整，不同政策目标间的协同效应亟需提升。

四是监管机制不够完善，市场失灵现象有待破解。在竞争性环节，有的地区缺乏对市场力与串谋、调度机构运行偏离交易结果的合理界定和有效防范，个别地区甚至通过简单干预结算来控制终端电价水平，从而造成市场真实价格与结算价格“两张皮”，价格信号对投资的引导作用被弱化。

五是跨区域市场仍有壁垒，资源潜力未能充分释放。全国范围内电力资源优化配置的灵活性和协调性不足，刚性执行的跨省跨区输电计划无法适应电源的结构性变化，导致送端限电外送、受端弃光消纳问题并存，“送端高峰不送，受端低谷不要”的趋势愈发明显。政府间协议为主的交易方式，造成发用两侧主体无法直接见面、省内与省间市场经济责任承担存在割裂，跨省跨区电力交易缺乏承担经济责任的主体，资源跨省跨区优化配置效率受到影响，市场潜力不能充分发挥。

三、展望：以《意见》为指导，加快健全完善电价治理体系

《意见》的出台，标志着中国在深化电力体制改革、完善价格治理机制方面再迈重要步伐。针对价格机制存在的突出问题，《意见》提出了明确的政策方向和具体的解决方案，力求通过系统性改革，全面提升电力价格机制的市场化水平和治理能力。

一是加速现货市场建设扩围和规则完善。《意见》明确提出“完善多层次电力市场体系，健全交易规则和技术标准，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设”。通过扩大现货市场运行范围，优化中长期市场机制设计，完善市场规则，强化结算环节规范，增强价格发现功能和市场竞争活力，确保价格信号能够在发电、输配电和终端用户之间顺畅传递。

二是进一步激发经营主体活力。《意见》明确提出“加快完善电网代理购电制度，推动更多工商业用户直接参与市场交易”，逐步减少对传统电网代理购电模式的依赖。通过推动工商业用户进入市场交易，提升用户参与的自主性，分品种、有节奏推进水电、核电、抽蓄、燃机等各类电源上网电价市场化改革，推动更加精准地反映电力供需状况，同时增强经营主体竞争能力和市场价格灵活性。

三是完善支撑绿色发展的制度体系。《意见》提出“探索有利于促进碳减排的价格支持政策”，通过完善新能源就近交易价格政策和绿色电力证书交易体系，为新能源的规模化发展提供支撑。建立健全辅助服务市场与发电侧容量补偿机制，保障传统电源功能定位的顺利转变，引导调节电源投资。通过政策协同和机制创新，推动新能源大规模接入和灵活调节能力的提升，构建适应新型电力系统的市场化价格体系，全面支撑“双碳”目标的实现。

四是推进市场监管现代化转型。《意见》明确提出“规范市场价格行为”“强化价格监督检查”，通过完善监管机制，有效防范竞争性环节中市场力滥用和串谋行为，确保交易结果得到高效执行，管住“有形之手”。同时，优化透明可预期的市场价格监管机制，推动电力市场更加规范有序。

五是加快释放跨区域资源配置潜力。《意见》强调“健全跨省跨区送电市场化价格形成机制”，旨在强化东中西部市场之间的联动机制，实现跨区域发用主体直接见面，打通省内与省间市场的交易壁垒，促进跨区域电力资源优化配置。通过构建多通道、多方向的超高压电网输电网络，提高资源流动性，充分挖掘电力资源的潜力，为电力要素高效流动和全国统一市场建设奠定基础。

总的看，《意见》明确了未来一个时期的电价改革方向，并提出了系统性和可操作的解决方案，通过健全市场价格形成机制、优化监管模式和强化政策协同，为破解难题注入新动力。下一步，需要切实抓好政策落实，让政策红利得到充分释放、电价治理的现代化进一步提升，更好地促进传统能源与新能源协同发展，让能源新质生产力潜力得到充分挖掘，为建设现代化、低碳化、可持续的能源体系奠定坚实基础，为经济社会高质量发展提供坚实保障，为全球能源治理贡献中国智慧。

（文 | 郑新业）