7月15日至18日，举世瞩目的中国共产党第二十届中央委员会第三次全体会议在北京举行。全会审议通过了《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》（以下简称《决定》）。这既是党的十八届三中全会以来全面深化改革的实践续篇，也是新征程推进中国式现代化的时代新篇。改革不停顿，开放不止步。《决定》一共15个部分60条，提出了300多项重要改革举措，都是涉及体制、机制、制度层面的内容，7次提及能源行业，明确提出“建设全国统一电力市场”，《决定》的出台必将对电力行业未来发展产生重大深远影响。

《决定》对电力市场建设的要求

作为指导我国进一步深化改革的纲领性文件，《决定》不仅为国家的全面改革与发展指明了方向，也为电力行业的发展注入了新的动力，《决定》对后续电力市场建设提出了一些明确要求。

深化电力市场化改革，公平准入是关键。《决定》在“构建高水平社会主义市场经济体制”中提出：一是必须更好发挥市场机制作用，创造更加公平、更有活力的市场环境，实现资源配置效率最优化和效益最大化，既“放得活”又“管得住”，更好维护市场秩序、弥补市场失灵。二是要毫不动摇巩固和发展公有制经济，毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展，保证各种所有制经济依法平等使用生产要素、公平参与市场竞争、同等受到法律保护。可以看到《决定》明确指出市场机制是电价机制改革的重要方向，从基于基准电价的计划定价转向市场定价，在市场定价机制中平衡好经济和社会、政府和市场、效率和公平、活力和秩序的关系。可以看到《决定》明确指出市场机制才是资源配置的最优方案，市场机制包含供求机制、价格机制和竞争机制，三者相互交织在一起，通过公平竞争的市场环境实现资源的合理配置。

坚持市场化改革方向，强化垄断环节监管、加快竞争环节放开，形成公平公正、有效竞争的市场格局。《决定》指出，推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制。这一要求可以理解为电改5号文“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”十六字方针和电改9号文“管住中间、放开两头”的延续。对于电力行业，中间的输配电环节具有自然垄断属性，要防止重复建设和监管薄弱；而“两头”要引入竞争机制，售电侧放开打破电网企业单一购售电局面，通过发电侧和售电侧竞争，发电和售电价格由市场供需关系决定，还原电力商品属性，为电力市场的有序运营提供坚强支撑。

构建全国统一大市场建设。《决定》指出，完善主要由市场供求关系决定要素价格机制，防止政府对价格形成的不当干预；深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场；加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。以上内容为电价制度改革指明了方向，即电价应该由市场决定而非行政制定。全国统一大市场当然少不了全国统一电力市场，建设统一电力市场体系是新时代加快完善社会主义市场经济体制的重要内容。早在2022年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），就对建设全国统一电力市场体系提出了明确的目标要求、时间节点和重点任务。因此更应紧跟《决定》要求，继续深化改革，构建新型电力系统下的全国统一电力市场体系。

基于中发9号文配套文件的要求 新一轮电改成绩丰硕

回顾我国电力体制改革历程，2002年发布的电力体制改革“5号文件”率先打破电力系统的垂直一体模式格局，实现了“厂网分离”；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》（中发〔2015〕9号）下发，标志着新一轮电力体制改革的开启。为贯彻落实“9号文”，推进电力体制改革实施工作，2015年11月30日，国家发改委、国家能源局公开印发了《关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号），即为业内熟知的落实中发9号文的6个配套文件，包含五个“实施意见”、一个“指导意见”，以上内容构建了本轮电改的“四梁八柱”。换句话说，五个“实施意见”就是本轮电改的基本制度，标志着新一轮电力体制改革进入了具体操作阶段。

在输配电价改革方面，第三监管周期输配电价首次按照配套文件中“准许成本+合理收益”的原则单独核定输配电价，不再采用对标电网购售价差确定涨价或降价金额而调整现行输配电价表形成核价结果的方式。自此，电网传统的“购销差价”经营模式成为历史，从根本上解决了电力市场建设中出现的电力交易是“顺价”结算还是“价差”结算的争议问题，电力市场化改革迈出坚实一步。

在电力交易机构组建和规范运行方面，全国已经组建34个省和区域交易中心，各地建立省级电力市场管理委员会。2024年7月2日，南方区域电力市场管理委员会成立，标志着自我国开启新一轮电力体制改革以来，南方区域电力市场从先行先试，到打造全国统一电力市场体系建设标杆迈出了重要一步。电力交易中心作为电力市场的运营机构，可以为电力商品和生产要素的流动与市场化配置提供高效、便捷的交易平台和交易场所，对于我国推动资源配置方式转变、促进竞争性电力市场建设具有重要意义。

在发用电计划方面，各地均建立了优先发购电制度，扣除优先发购电，其他电量指标均用于电力直接交易。随着2021年《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）的印发，燃煤发电电量全部进入电力市场，通过市场手段形成价格，市场起步以来总体价格平稳，充分反映出市场供需、燃料成本等多重因素对于价格的影响，初步形成了交易价格“能涨能跌”的局面，有力回应了“市场就是涨价”的舆论观点；用户侧则取消了多年以来执行的工商业用户目录电价，推动工商业用户全面参与市场，配套设置了代理购电制度，实现了除居民、农业以外的全部用户电价“随行就市”。

在售电业务方面，放开售电侧市场、赋予用户选择权，始终是电力市场化改革的核心要义之一。当前，各地都多途径培育了售电侧市场竞争主体，建立了保底供电机制，理顺了用户侧电价结构，初步构建了售电侧市场主体准入与退出机制，解决了用户无论什么情况都可以用到电，买电买得明明白白的问题，也为用户规避购电风险做了准备。现有电力市场中做到了放开用户自由选择权，允许用户自由选择售电公司，形成了多种性质、不同类型的售电企业共同构建的售电市场。

配套文件与当下实际还配套吗？

中发9号文印发以来，9年风雨兼程，我国电力市场改革取得了诸多成绩和亮点，配套文件逐渐难以适应新起点下建设全国统一电力市场的需要。

一是电力市场尚未做到公平准入。配套文件从建设电力市场平稳起步的角度，建立了优先购电、优先发电制度，并明确了燃煤自备电厂公平承担社会责任并参与市场交易的实施路径，在现货市场建设初期发挥了积极作用。然而，现货市场环境下要求系统发用两侧全电量参与出清优化，同质的电力商品和公平承担系统平衡责任的发用主体均不应存在优先级别。目前我国电力市场在市场主体方面并未做到公平准入。《决定》明确提出“必须更好发挥市场机制作用，创造更加公平、更有活力的市场环境”。当前，用户侧居民、农业及公益性事业用电仍为优先用户，其余工商业用户则直接参与市场或通过代理购电机制接受市场价格；发电侧一是尚存大量风电、集中式光伏、水电、核电等电源执行优先发电计划，未完全参与电力市场交易。二是中发9号文印发以来，诸如源网荷储、分布式光伏等一类“不烧煤”的“自备电厂”新型主体在政策支持下快速发展，却并未与其他电源负荷一样公平承担政府性基金、政策性交叉补贴及系统运行费等社会责任，该类电源如何健康发展、公平承担平衡责任值得从业者们充分思考。历史上也曾有过一段时期国家积极扶持燃煤自备电厂发展，而当下较多的燃煤自备电厂却给社会带来了一定程度的负面影响。对“参天大树”进行矫形所需付出的社会代价是高昂的，因此，源网荷储、分布式光伏等新型主体的高质量发展亟需从“禾苗”阶段就规范引导，避免以上主体在权责不对等的情况下无序扩张，影响电力市场体系下的公平准入，待到“树大根深”再予以矫正则难度大、代价高。

二是交易机构的建设未能跟上改革中的市场。按照配套文件要求，以构建统一开放、竞争有序的电力市场体系为目标，各地目前已组织成立了相对独立的交易中心和电力市场管理委员会。《决定》明确指出“推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革”，因此市场交易机构的设置也需要进一步独立。负责中长期市场建设和运营的交易机构目前仍处于单一股东绝对优势的阶段，部分交易机构经费来源仍为输配电价，仅在法律意义上实现了相对独立，尚未在人事、经营、资产方面实现完全独立；配套文件要求逐步明确、规范交易机构和调度机构的职能边界，而在以集中式现货市场为核心的电力市场体系中，日前现货市场和实时现货市场对于保障电力系统安全可靠运行具有重要作用，一般由电网企业的调度机构负责建设和运营管理，调度机构也具有市场交易机构的属性。虽然当前电网企业仍保留了代理购电制度，但调度机构作为电网职能部门之一，可适时考虑进一步增强独立性。

三是省间发用电尚未明确放开计划。配套文件明确跨省跨区送受电逐步放开，电力交易机制以中长期交易为主，临时交易为补充。当前我国电力市场体系以省间、省内市场为基础，按照“统一市场，两级运作”的模式起步的，省间、省内市场采取“分层申报、协调出清”的模式，省间交易以落实国家指令性计划及政府间协议的实物中长期合同为主，在此基础上利用省间通道富余消纳能力开展省间现货交易，当前省间、省内现货先后出清的逻辑并不符合建设全国统一电力市场体系的本质要求，全国电力市场应当具有统一、扁平的市场特征。《决定》中明确提出构建全国统一大市场，“清理和废除妨碍全国统一市场和公平竞争的各种规定和做法”，这就需要各省现货市场打破彼此之间刚性送受电的壁垒，实现更高水平的互联互通。市场化环境中的电力商品定价方式已经由“成本加成”转为“供需定价”，在现货背景下，每时每刻的电价都不相同，但省间交易计划刚性执行导致近期频繁出现送端高价紧张时段向低价区送电以及受端新能源消纳困难时还要接受大量外来电现象。配套文件中并未明确省间发用电放开计划，导致省间发用电放开缺乏上位文件支持和指导，不利于建设全国统一电力市场。

四是省（南方、京津唐区域）现货市场建设进度缓慢。中发9号文配套文件对电力市场起步、推广及配套机制设计规划了切实可行的路径，在配套文件的指引下，我国电力市场体系建设以中长期市场起步，先后明确了一批、二批共14个现货市场建设试点省份，充分论证了电力市场机制的有效性。但截至目前，仅有5个现货市场连续结算运行超一年以上，部分省份和地区由于担心市场发现真实价格信号，可能引起电价水平剧烈波动，从而影响某些优势产业发展等原因，推动省内市场建设的进度缓慢，反映出各地对现货市场建设仍有顾虑，对市场机制“拿不准、看不清、攥不住”，仍旧保持原先计划手段分配的模式。从本质上看，不启动现货市场就是最大的政府干预价格，这与《决定》的改革方向不符。《决定》明确“完善主要由市场供求关系决定要素价格机制，防止政府对价格形成的不当干预”，现货市场不连续结算运行，便难以通过市场机制发现电力商品的真实价格。而配套文件缺乏对全国统一电力市场建设进度的明确要求，难以有效推进各省现货市场建设进度。

五是零售市场机制亟待完善。中发9号文及其配套文件印发以来，我国电力零售市场蓬勃发展，初步形成零售市场交易环境，解决了零售市场“有无”的问题，随之而来的就是零售市场发展质量“好坏”的问题。当前市场并未统筹考虑不同用户对市场风险的承受能力，并未明确不同用户参与批发市场、选择代理购电或参与零售市场的推荐标准；针对零售市场主体，配套文件中仅对售电准入退出提出了较为详细的要求，对于不同背景零售公司的准入缺乏差异化要求，对零售公司履责信用风险防范设计不够完善，良莠不齐的零售公司间易产生不正当竞争，部分省份的售电公司采用批零价差的手段，大肆低价吸引用户，抢占市场份额，还有售电公司曲解国家政策以达到涨价续约的目的。《决定》明确要求构建全国统一大市场，“创造更加公平、更有活力的市场环境”“提升市场综合监管能力和水平”。如何完善零售市场主体准入，充分激发零售市场竞争活力，科学防范信用风险？对于以上问题配套文件缺乏有效指导。

充分运用市场手段配置资源

配套文件在推动电力市场建设起步、初步构建具有中国特色社会主义市场经济特征的电力市场体系过程中发挥了举足轻重的作用。当前，《决定》对市场经济和电力市场体系提出了更高要求，建设更加适应新型电力系统的电力市场体系，构建全国统一电力市场，仍需立足当下实际问题，修改、完善、重新出台配套文件，高质量指导全国统一电力市场体系建设。

一是推动市场准入更加公平开放。基于发用两侧平等承担系统平衡责任的原则，发电侧需统筹考虑各电源特征，推动剩余电源（含自备电厂）尽快全电量参与现货市场，科学确定燃煤自备电厂、源网荷储、分布式光伏、增量配网等市场主体所应承担的社会责任和系统责任，还原电力市场供需定价机制，针对水电、核电、风电、光伏等电源，通过给予政府授权合约或设计配套场外机制的方式体现产业政策扶持或补偿其非电力商品属性的价值，避免政府干预市场内各电源变动成本的充分竞争；用户侧则需完善并降低市场交易门槛，培育用户市场意识，鼓励代理购电工商业用户直接参与市场交易或通过零售市场购电，避免通过组织开展专场交易的方式扶持特定用户，公平对待市场主体。

二是构建更加适应现货市场的交易机构。围绕建设以电力现货市场为核心的市场体系，推动交易机构独立运营，并确保交易机构具有与履行交易职责相适应的人、财、物及配套必要条件，从而推动交易中心从人事、资产、日常经营等方面完全独立于电网企业运营，组织开展现货市场交易的调度机构也可考虑相对独立运行。

三是明确省间发用电放开计划，加快现货间交易机制建设。省间市场充分放开是建设全国统一电力市场的真实需要，市场机制需要供需处于同一平台才能实现交易，应统筹全国市场建设进程，明确省间发用电计划放开进程，实现省内现货市场和跨省跨区交易经济关系解耦。改“统一市场、两级运作、分层申报、协调出清”为“省（区域）现货市场+市场间（跨省区）现货”的并列解耦的平行设置模式，将市场间交易结果等效为在关口处的电源或负荷参与省内市场出清，在省（区域）内市场体现完整的供需关系，省间交易起“搬运供需、顶峰互济”的作用，准确发现省间交易真实价格，促进电力商品在更大范围内的经济性流通。

四是进一步明确现货市场建设的进度。更多连续运行的省内现货市场才能更好地支撑建设全国统一电力市场体系，《决定》明确“到二〇二九年中华人民共和国成立八十周年时，完成本决定提出的改革任务”，对全国统一电力市场建设提出了明确的进度要求。需由上级组织统筹各省电力现货市场建设进展，推动剩余省份尽快运行电力现货市场，通过市场手段配置资源，以价格信号引导电源规划投资、激励发用两侧主动参与系统调节，有关部门则更多发挥市场监管作用，使“有效市场”和“有为政府”相辅相成。

五是规范零售市场建设，培育专业市场主体。售电公司需要应对电力市场的价格波动和不确定性。随着新能源的大规模接入，电力市场的供需平衡更加复杂，售电公司需要具备较强的市场预测和应对能力。对于发售一体的售电公司、独立售电公司及兜底售电公司应制定不同的运行规范，合规售电公司应为电力市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，准确评估市场价格信号，避免以背离市场实际的营销手段开展不正当竞争，切实做到诚信守约，公平竞争。同时，零售企业在批发市场中需承担量价波动的市场风险，应建立科学的交易、风险管理业绩评价体系，通过加强资质审核、强化合同条款等措施强化信用风险体系建设，加强市场监管。一方面，压实售电公司主体责任，建立与现货市场运行相匹配的履约保函额度跟踪预警机制，充分防范应对市场运行的风险。另一方面，可加强新技术应用，规范零售套餐设计和零售合同签约履约，推动零售公司在服务水平、供电可靠性等方面充分竞争，实现零售市场科学有效监管，激发零售市场活力，更好地满足人民群众生产生活用电需求。

党的二十届三中全会上，习近平总书记就《决定》起草的有关情况向全会作说明时强调，面对新的形势和任务，必须进一步全面深化改革，继续完善各方面制度机制，固根基、扬优势、补短板、强弱项，不断把我国制度优势更好转化为国家治理效能。在“双碳”目标推动下，电力行业更要加快构建全国统一电力市场体系，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一，创造更加公平、更有活力的市场环境，实现资源配置效率最优化和效益最大化。（本文仅代表作者个人观点）