随着中国能源需求的不断增长以及可再生能源的大规模并网，平衡能源供需的挑战将日益增长。在可再生能源主导的电力系统中，保障电力系统安全稳定经济运行面临着全新挑战。电力系统不仅需要满足静态的“迎峰度夏”和“迎峰度冬”中的高峰用电需求，更需要妥善处理日间净负荷波动对电网的影响。解决这些挑战的一个重要手段是拓宽现有思路，积极探索费率设计和需求侧管理等政策的迭代，制定能够反映电网供需变化的动态智能电价体系。自2021年以来，中央和地方政府推动的分时电价政策使电价信号得以更充分地发挥，而这些静态电价设计的灵活性和即时性还可以被进一步完善。其中，完善尖峰电价机制，使其更具备动态性，或许可考虑作为下一步工作方向。 2021年，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号)，大力推动分时电价，以引导用户调整用能习惯。随后，各省积极推进并细化了分时电价政策、加速促进了电力的灵活使用，尖峰电价机制也在持续完善。然而，大多数省份的尖峰电价机制只是在当前静态分时电价的基础上增加了一个固定的尖峰时段，其执行的电价价位、持续时间，和起始时刻均被提前设定，并且通常按年或季节重新评估和调整。静态的分时电价机制无法充分体现电网的短期（每日甚至每小时）供需波动。 为进一步发挥电价信号作用，引导用户错峰用电，可以考虑持续完善分时电价，在现有的静态电价基础上增加随电网实际情况调整的动态机制（以下称之为动态尖峰电价）。 动态尖峰电价与当前尖峰电价的最大差别在于没有事先确定的起始时刻。其执行方式更类似于需求侧管理，在电网调度预判到未来电力系统供需情况较紧张时，通知电力用户将在紧张时段启用高价的尖峰电价，以此达到重塑用电曲线的目标。其特点在于能够在少数电力供需紧急的时刻通过价格信号调整用电曲线，而其余时段仍沿用静态的分时电价。 在美国，多个电力公司已实行动态尖峰电价。在典型的动态尖峰电价机制下，区域调度中心预测到未来的电力系统供需情况较紧张时会提前通知电力用户将会启用尖峰电价。用户可自行选择减少第二天的能源消耗以节省开支，或照常用电并支付尖峰电价。大部分电力公司会根据日前预测决定第二日是否启用动态尖峰电价，也有少数允许只提前数小时通知。与国内现有的尖峰电价相似，不少电力公司只在冬夏两季触发尖峰电价，但也不乏有电力公司选择半年甚至全年执行动态尖峰电价。 动态尖峰电价具有较高的设计自由。大部分为“定时定价”，即动态尖峰电价在一天中的执行时段和价格不变，区别只在于是否启用。还有小部分电力公司制定“定价不定时”模式，动态尖峰电价可在一天中的任何时间执行，给予其更多自由度来贴合电力负荷最高时刻。 监管部门会限制电力公司启用尖峰电价的次数，通常每年最多启用十几到二十几次，每次限制在几个小时之内，每天只能启用一次。触发尖峰电价的条件除了极端天气，还可能根据电力日前市场、高电力净负荷、电网拥堵、系统安全警报等任一因素判断是否启用动态尖峰电价。欧洲国家，如法国和瑞典等，也已尝试类似的模式，细节虽略有不同，但基本都带来了显著的调峰效果。 动态尖峰电价根据电网短期供需波动，通过调整净负荷高峰时期的电价来引导用户错峰用电，这一机制在我国并非全新概念。目前，多数省份执行的尖峰电价本质上与固定分时电价无异。值得一提的是，2022年江苏、安徽和广东均实施了一种“改良版”的尖峰电价，即动态尖峰电价–通过前一天的天气预报来决定第二天的是否启用尖峰电价。这是向着更完善、更智能的分时电价设计发展的重要一步。 目前，国内仅有少数大型工商业用户直接参与电力市场并受现货市场价格影响，而更多工商业用户仍采用相对静态的分时电价，尚有大量潜在的需求响应能力有待挖掘。动态尖峰电价能在能源需求预测最高、或电力系统处于紧急状态时调整负荷曲线，避免运行更昂贵的发电资源或是执行有序用电。通过精准反映电网实时供需状况，不仅能提升电力系统的灵活性，还能达到更有效的削峰填谷效果，更好地保障电力系统安全稳定经济运行。作为推进电力定价优化的下一步，有以下两方面可以考虑1）推广动态尖峰电价到更多省份，并按需调整峰谷电价价差，以达到调整用电曲线的作用；2）增加基于电网状况预测的触发因素，将电力系统负荷强度、发电资源禀赋、紧急状况等因素都考虑在内，从而增强价格信号与实时电网状况的一致性。 本文修订版首刊于《中国电力报》，2025年6月19日… View Summary +

近日，国家发展改革委、国家能源局颁布了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）为现货市场加速发展制定了时间表，要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。现货市场的建设实践至关重要，有望显著提升电力系统运行效率，更可有效促进可再生能源消纳。然而，相比全国统一电力市场，以省级电力市场为主导的体系可能会导致更多的备用容量和更多对本地煤电的调度，从而产生更高的成本和排放。因此，还需要推进全国统一的电力现货市场，包括消除省间壁垒、完善顶层设计、细化市场规则，并推动市场与电网的联合运行，从多个方面协同发力，持续发挥低成本、低排放和高可靠性的优势。电力市场的改革过程中经常提到“无现货，不市场”；而电力市场发展到现在的关键节点，应进一步认识到，“不统一，枉现货”。 为全国统一电力现货市场制定清晰的路线图 国内外的建模研究显示，在更大的范围内优化跨区输电能带来巨大的效益，包括降低运行成本、减少排放以及减少可再生能源弃电等。经验表明，跨行政边界、覆盖更大地理范围的电力市场能够更充分地利用跨省跨区输电资源，更高效地应对短期内供应侧、需求侧和其他变化，从而进一步释放灵活性，为电网带来更大的利益。 近几年的电力市场政策文件多次提到多层次现货市场的耦合与衔接。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》（118号文）要求“有序推动国家市场、省（区、市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。”此外，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出要“探索在中长期和现货环节形成更为集中高效的申报和出清方式，逐步推动各层次市场从协同运行过渡到联合运行。” 然而，这些要求仍缺乏具体的衔接方案和实施路径，并且没有足够突出现货市场运营和电力系统运行（调度）之间的联系。因此，有必要制定更有权威性、指导性和可操作性的统一全国/区域现货电力市场和调度的顶层设计，以实现统一全国/区域现货电力市场和调度所能带来的收益。 另外，多层级（省、省间、区域、区域间、全国）的电力现货市场和调度在市场设计和协调运行方面面临显著的复杂性。这种复杂性加剧了省内和跨省跨区市场之间的衔接难度，以及各类交易产品间的协调挑战。这不仅为监管提出了更高的要求，也会阻碍建设全国统一电力现货市场的进程。复杂的设计可能为一些利益群体提供操作空间，导致在一些细分市场出现投机和不正当竞争等行为，从而削弱统一市场改革的推进效率。 以区域和省间现货市场为全国统一市场奠定基础 394号文强调了区域电力现货市场在促进资源大范围优化配置方面的作用，提出“在2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。”目前，南方区域电力现货市场已经进入了长周期结算运行，市场化交易电量不断增加，清洁能源和新型经营主体广泛参与的状态，已经为构建高标准电力市场体系打下了良好基础。南方区域市场始终坚持“边运行、边完善”的原则持续优化交易机制，而围绕省间合同执行以及度电跨省跨区输电成本与经济调度之间的协调问题，可以考虑从这两方面着手，进一步推进市场建设：1）加强电网准则和市场规范，按“谁受益谁分摊”的方式合理分配跨省跨区固定输电成本，并处理好各个不同级别调度中心的关系，打破省间制度性壁垒。2）以区域经济调度为原则，充分利用省间输电资源，这将有助于省间优先购电合同向金融合同转变，在区域范围内实现清洁能源替代高排放高成本的发电资源，并更好地保障区域电网的资源充足和运行安全。 省间现货市场开始正式运行以来获得了广泛的关注。相比南方区域电力市场，国网省间现货在处理省间、省内现货市场，以及省间中长期、现货和辅助服务市场等的关系方面面临更大的挑战。除了省间合同金融化以及扩大省间现货市场交易范围和覆盖主体以外，可能更大的机遇同样在于充分利用跨省跨区输电资源提高系统的灵活性和可靠性，减少成本和排放。目前按照省内预出清、省间正式出清、省内正式出清的时序开展省间现货市场，虽然完成了省内和省间现货在时序上的衔接，但是这种余量优化的方式无法充分发挥省间灵活性资源的潜力。更好的方式是耦合所有省内和省间市场的报价信息，在电网安全约束下，采用同一算法形成国网区域的最低成本运行方案。这样能够显著增加省间日前和实时现货市场的参与度，最终向全电量耦合优化的方向发展。 欧洲深化电力现货市场一体化经验 欧洲电力现货市场也经历了从成员国各自经营的分散市场到聚合为统一市场的艰难过程，虽然还远未达到理想状态, 仍有一些经验值得中国参考。自上个世纪90年代，欧洲开始实施电力市场改革和一体化。2000年中后期，由国家监管机构牵头，和其他利益相关方一起制定了目标市场模式（the electricity target market model），确定了包括泛欧洲统一日前、日内市场、平衡市场以及调度运行的组织模式。这种模式以法律的形式，通过欧盟议会和理事会批准的五个法律包来界定各个市场成员、电网、调度负责人、交易机构以及监管机构的职责，并制定相关的技术标准和规范。 值得一提的是，通过这些市场设计和改革, 欧洲各个成员国需要遵从统一的电网准则和市场规则，这也推动了多个分散的现货市场逐步向统一的现货电力市场和调度转变。如今，欧洲电力市场一体化的进程还在继续。目前，欧洲已经在日前，日内和辅助服务市场实施了统一的市场规则，对各个产品采用统一的平台和调度算法进行优化，为整个社会带来了非常可观的成本节约，并促进了电力系统的安全低碳转型。 为了更好地促进跨成员国输电，更高效地应对短期内的供应侧、需求侧和其他变化，进一步释放灵活性，同时挖掘更深层次的泛欧洲电力市场所能带来的电网效益，欧盟还出台了技术导则，规定了跨成员国输电容量的计算方法和分配方式。最晚到2025年底，输电系统运行商需要在满足电网安全运行的前提下，在各个时间段最少保证70%输电容量用于跨电价区(cross zonal)电力交易，由ACER负责监测评估这项规定的有效实施。这项措施以及其他一系列针对解决输电容量受限和阻塞问题的方法，有助于更好地利用可再生能源发电，减少价格波动，提高电网运行效率和可靠性。 作为2025年2月26日发布的清洁工业协议（Clean Industrial Deal）的一部分，欧盟委员会提出了可负担的能源行动计划（Affordable Energy Action Plan）。其中，欧洲电力市场一体化被再次提上日程。这意味着欧盟要继续推动电网的升级改造和灵活智能应用，加强欧洲各区域市场的协调和合作，制定能源联盟（the Energy Union）的实施方案，以更好地发挥统一电力市场作用，利用低碳低成本的清洁能源，降低终端用能成本。 由于从分散的成员国现货市场起步，相比起一开始就建立地理覆盖更广的区域现货市场来说，欧洲统一市场遇到了较大的挑战。一方面由于欧洲各国政府之间协调困难导致了这一过程进展缓慢。中国有能力“超越” 欧洲，在市场发展初期就注重培育区域电力市场，避免处理多个省级现货市场的复杂关系，进而在更短的时间内形成全国统一的现货市场。394号文要求加快电力现货市场建设为这一进程铺平了道路。 总结… View Summary +

2025年是中国“十四五”规划的收官之年，也是“十五五”规划谋篇布局的关键一年，中国将在这一年继续制定落实《巴黎协定》承诺的措施，并明确下一个“五年规划”的核心方向。在实现碳达峰、碳中和目标的过程中，建筑用能结构的转型已成为不可忽视的重要环节。为此，国务院及住房和城乡建设部等相关部门相继出台指导政策，推动建筑电气化水平提升。 2022年，《“十四五”建筑节能与绿色建筑发展规划》（建标〔2022〕24号，以下简称《发展规划》）提出了一系列前瞻性的绿色建筑发展指标，其中，“建筑用能电力替代行动”明确要求以减少建筑温室气体直接排放为目标，扩大建筑终端用能清洁电力替代，积极推动“以电代气、以电代油”，推进炊事、生活热水与采暖等环节的电气化，推广高能效建筑用电设备。规划提出，到2025年，建筑用能中电力消费比例应超过55%，城镇建筑可再生能源替代率达到8%。2024年，国家发展改革委、住房城乡建设部发布《加快推动建筑领域节能降碳工作方案》（国办函〔2024〕20号，以下简称《工作方案》），进一步强调这一目标，倡导提高电气化率，并充分利用可再生能源。 高比例的终端电气化设备与新能源渗透率高的电网相结合，是建筑用能结构转型的关键。但仅追求电力消费比例可能会事与愿违，对能源系统成本、能耗强度及碳排放产生不利影响。因此，有必要对相关指标进行评估并加以完善。 片面强调提升电力消费比例，可能导致偏离减碳目标的风险。例如，在其他条件不变的情况下，使用能效低的设备可使电力消费比例上升，却不利于实现减排目标。以供暖方式为例，若从燃气锅炉改为电锅炉，其电力消费比例将显著提升，但相比热泵，其去碳化与社会总成本效益较低。中国建筑科学研究院的杨灵艳、徐伟等专家在《热泵应用现状及发展障碍分析》列出：以采暖面积80平米的北京地区典型单户住宅为例，直热式电采暖（含电锅炉）的采暖年能耗量能达到6040千瓦时、年运行费用约为2960元，而空气源热泵热风供暖只需1797千瓦时、年运行费用约为987元。假设典型住宅每年的非采暖耗电基线为2240千瓦时、非采暖耗气基线为640千瓦时。使用直热式电采暖会将电力消费比例提至93%，高于空气源热泵的86%，但会造成供暖花费三倍费用和电能量。这结论也适用于更大面积的公共建筑、居民楼群，或是集中供热系统。 同样的，随着夏季制冷需求增加，隔热性能较差的建筑将消耗更多电力，电力消费比例被动增加，但相较之下，提升建筑隔热性能才是更优解，尽管后者提高的电力消费比例也许不如前者高。此外，提高建筑隔热性能还能降低长期运行成本，提高整体能源使用效率。由上述举例可见，若无配套措施，仅注重提高电力消费比例可能反而增加整体能耗、碳排放及社会总成本。 《发展规划》和《工作方案》已提出超低能耗、近零能耗建筑面积及新增地热能建筑应用面积等配套目标，如果能够制定针对具体“电气化”路径的定量指标，将有助于推进相关政策的落地和实施。研究表明，直接对用能设备提出明确要求，更能有效促进建筑领域的电力替代过程。以美国加州能源法规《加州建筑标准法典》第24条第6部分（California Building Standards Code, Title 24, Part 6）为例，该法规通过一系列严格规定，推动建筑领域广泛采用高效供暖设备，尤其是热泵技术。热泵系统因其卓越的能源利用效率，正逐步取代传统的天然气供暖系统，成为建筑电气化的重要选择。第24条明确要求，在加州部分气候区必须采用热泵供暖，并在其他地区强烈鼓励热泵的使用。此外，法规明确禁止建筑仅依赖电阻加热设备（包括直热式电采暖）作为主要供热方式，电阻加热仅可作为“热泵+”系统中的辅助加热手段，并且必须安装控制装置，确保热泵优先运行。另外，加州已设定目标，计划到2030年在全州范围内安装600万台热泵，为建筑领域的深度脱碳奠定坚实基础。 北京在建筑用能电力替代方面也提供了明确的目标范例。2022年2月，北京市政府印发《北京市新增产业的禁止和限制目录(2022年版)》，禁止新建和扩建燃煤、燃油热力生产设施，以及燃气独立供暖系统（部分例外情况除外）。2023年10月，北京市发展改革委等十部门联合印发《关于全面推进新能源供热高质量发展的实施意见》（京发改〔2023〕1309号），明确要求新建供热项目中新能源供热装机占比不低于60%，并提出到2025年新能源供热面积累计达到1.45亿平方米，占全市供热面积比重达到10%的目标，并计划到2030年这一比例提升到15%以上。这项政策支持的新能源供热技术大部分由各种先进热泵技术组成。通过对新能源供热路径提出定量指标，北京正积极推动电力替代，并设定减少二氧化碳直接排放的具体目标。 今年4月，国家发展改革委等部门发布了《推动热泵行业高质量发展行动方案》 (发改环资〔2025〕313号)。作为我国首个国家层面的热泵专项政策，该方案的出台标志着热泵在建筑等领域的规模化应用进入了新的发展阶段。目前，该政策主要以提出总体发展方向为主，尚未配套明确的量化指标，也未对地方建筑用能的相关要求作出具体规定。为加速建筑领域电气化转型，同时更充分体现对高效设备的引导作用，可考虑在现行政策基础上进一步完善建筑领域规划的相关内容，例如： 根据设备生命周期内的总碳排放和社会总成本，制定出电气化设备的优先采用权。 制定实现电气化具体量化的指标，例如明确区域内热泵供热面积和实现该覆盖面积要达到的时间指标。 将电力消费比例与其他指标结合，例如设定建筑用能中煤炭和天然气的消耗量上限。 设定逐步淘汰建筑供热中直接使用化石燃料的方式（目前已对煤炭采取限制措施，但燃气尚未受到限制）。 对建筑电器生产方执行高能效标准规范、提高产品市场准入规范，或更进一步执行零排放供暖设备标准。 此外，目前电力消费比例的计算方法尚未公开，相关公式、定义及边界仍不明确。可以考虑制定并公开统一的计算标准，确保政策实施的科学性和可操作性，同时加强与行业专家、企业的协同合作，优化能源利用路径，提高减碳效果。 “以电代气、以电代油”是减少温室气体排放的重要路径。在即将到来的“十五五”规划中，应加速推广节能降碳政策，制定更明确、更具针对性的指标体系，引导各部门共同实现碳达峰、碳中和目标。 本文亦发布于睿博能源智库微信公众号… View Summary +

2025年4月，国家发展改革委联合工业和信息化部、生态环境部、住房城乡建设部、交通运输部、国家能源局等部门发布了《推动热泵行业高质量发展行动方案》(发改环资〔2025〕313号)（以下简称《行动方案》）。《行动方案》提出，力争到2030年，热泵生产制造和技术研发能力不断增强，热泵建筑应用面积和热泵机组装机容量持续增长。作为我国首个国家级热泵专项政策，该方案的出台标志着热泵在建筑、工业、农业和交通等领域的规模化应用进入全新发展阶段。 我国传统热力燃料来源主要依赖煤、石油或天然气等化石能源，化石能源消耗量大，碳排放偏高。热泵作为一种清洁、高效的供暖和制冷技术，可以整合空气、水、土壤、工业余热中分散的低品位热源，替代燃煤燃气锅炉或者电热炉供热，显著降低二氧化碳排放。在制冷方面，热泵系统的冷热一体化能力较之传统空调拥有较高的综合能效，适合年内冷热需求均衡的建筑场景。自《行动方案》发布以来，其涉及的诸多重要议题引发了广泛讨论。其中有一个关键维度值得深入关注与研究，即热泵灵活化、智能化运行的创新要求与实施路径。这一政策导向不仅关乎热泵设备本身的能效提升，更关系到热泵系统与电力网络的协同互动模式。 《行动方案》的政策导向  热泵已成为实现气候目标的关键路径之一。国际能源署2024年发布的《2024年世界能源展望》指出，热泵已占据全球住宅供暖市场规模的12%。欧洲早在两年前便见证了热泵销量快速增长的趋势，美国的热泵销量也持续超过化石燃料等传统供暖系统。近日，国际能源署在发布的《2025年全球能源评论》中提到，美国2024年热泵销量超过天然气炉的30%，创下销量记录最大差距。但当前热泵在国内的应用还不够广泛，在建筑供暖领域渗透率不足5%。《行动方案》的出台为热泵技术在清洁供暖中的应用提供了更加明确的发展方向，灵活应用潜力也有望进一步释放。 科学设计和有效实施热泵灵活性调节方案，可使热泵为建筑领域提供舒适、清洁供暖，同时也成为电力系统重要的灵活性资源，为电网提供需求响应和辅助服务。这种协同效应具有多重价值：一方面，能够降低热泵用户的运行成本；另一方面，可减少电网峰值负荷，延缓电网基础设施投资，同时提升可再生能源消纳能力。 《行动方案》通过以下关键条款构建了热泵灵活性发展的政策框架 1. 电网适配性优化： 《行动方案》第九条明确指出：“加快提升配电网综合承载能力”。这一要求直指当前制约热泵规模发展的电网瓶颈问题，特别是在北方采暖地区，冬季热泵集中运行可能导致局部电网过载。而电网智能化改造与热泵灵活性调节都能提升电网承载能力，减轻电网增容压力。 2. 智能控制系统与柔性调控： 《行动方案》要求推进热泵系统智能化升级，重点包括第七条：“推进热泵智能化运维管理……优化热泵运行调控能力”，与第九条：“加快提升配电网……柔性智能调控能力”，为建立热泵智能调控系统、协同电网运行打下了基础。 3. 储热系统配置： 《行动方案》第八条和第九条中强调了建立“热泵与太阳能、蓄热多能互补”和探索推进“跨季节储热设施“的重要性。短期储热（如蓄热水箱）可在数小时内调节热泵运行，避免高峰电价；而跨季节储热（如地下储热）则能实现更长时间尺度的能量调度。这种灵活性不仅提高了热泵的经济性，还能使其成为电力系统的储能资源，缓解可再生能源间歇性带来的挑战。  未来政策与市场机制的完善方向  《行动方案》虽然为热泵的灵活性发展发出了重要信号，但要充分释放其需求响应潜力，仍需构建系统化的政策支撑体系和市场机制。首要任务是深化电力市场改革、建立激励性电价机制，持续优化和推广工商业居民分时电价、实时电价和动态尖峰电价，以电价信号引导热泵用户调整用能行为。同时探索将热泵灵活性资源聚合后参与电力现货市场、容量市场和辅助服务市场的可行路径，形成多元化的价值回报机制。  在技术协同层面，继续推进智能控制系统研发，使热泵集群能够自动响应可再生能源发电波动。为此，一方面要加快制定热泵与电网互动的技术标准，并在能效评价体系中纳入灵活性指标，为设备兼容性和系统互联互通提供规范和依据；另一方面需建立配套激励机制，通过容量补偿等政策工具，引导供热企业加大对储热设施的投资力度。  通过动态调整热泵运行模式，并结合分布式能源管理（如光伏+热泵+储能的微电网系统），可有效减少热泵大规模用电对电网的冲击，降低电网升级改造成本。之后可通过建立远程监控平台，与电力调度系统数据互通，开发智能自动调控算法等方式，进一步实现热泵动态调整运行模式，使热泵集群具备分钟级响应能力，在电价信号或调度指令下自动调整运行状态，以响应电力市场的价格信号或电网调度需求。 《推动热泵行业高质量发展行动方案》的出台，不仅推动了中国热泵技术的进步和应用扩展，还为热泵与电力系统的深度融合提供了政策启示。通过智能化调控、储热技术和电网适配性优化的协同推进，热泵将实现从单一供热设备向电力系统灵活性资源的战略转型。随着配套机制的不断完善，热泵在需求响应、可再生能源消纳和提升电网弹性方面将发挥更大作用，成为新型电力系统建设的重要支撑。 本文首刊于《南方能源观察》，2025年4月27日 本文亦转发于睿博能源智库微信公众号… View Summary +

       自《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称”9号文”）发布以来，中国电力体制改革走过了具有里程碑意义的十年历程。在这十年间，电力行业在市场化改革、清洁能源发展、电力系统灵活性和可靠性提升等方面取得了突破性进展。这些成就不仅为构建新型电力系统奠定了坚实基础，更为实现“双碳”目标提供了有力支撑。站在9号文发布十周年的历史节点，我们既要总结电力体制改革的成功经验，更要准确把握新发展阶段面临的挑战。        过去十年里，在9号文的指引与大力支持下，可再生能源投资出现了爆发式增长，可再生能源装机容量扩张近4倍（由2015年的4.8亿千瓦增长到2024年的18.89亿千瓦），为经济的可持续发展提供了清洁动力。与此同时，通过政策支持和技术进步，电网对可再生能源的消纳能力不断上升，可再生能源并网规模大幅提升，弃风、弃光现象整体明显减少 （2015年分别为15%和部分地区20%以上，2023年分别为2.7%和2%）。在9号文“坚持节能减排”原则的推动下，用能端的电气化进程也在迅速扩展，不仅提高了能源的利用效率，也为发展新型电力系统创造了有利条件。        尽管电力体制改革已经取得了重大进展，仍面临许多挑战，且前路漫漫。特别是“双碳”目标的提出，给电力行业的减污降碳提出了更高要求和更紧迫的时间线。与此同时，面对日益增长的电力需求，既要保证电网的可靠性，还要保证合理成本、避免资源浪费，这给电力系统提出了更高要求。电力改革已经在诸多方面取得了进展，但要满足这些更高的目标，就必须加快改革的步伐。本文谨就其中几个重要方面进行阐述。 加快建设统一电力市场        要实现上述目标，建设“全国统一的电力市场”是至关重要的。特别需要明确的是，这个“统一的电力市场”应该围绕统一的电力现货市场来建设。这样的市场能够通过有效引导供需双方资源，考虑区域电网实时情况来进行统一调度及运作，为实现电力资源的高效利用奠定基础。同时，这样的市场将有助于提升可再生能源的跨省跨区消纳能力，增强电力系统应对各类不确定性因素的韧性，这对于保障新型电力系统的安全稳定运行具有特殊重要意义。　    中国已经在电力现货市场的建设方面取得了显著进展，正朝着“2025年基本建成、2029年全面完善全国统一电力市场”的目标稳步迈进。山西、广东、甘肃、蒙西现货市场已经正式运行，当前共有23省以及南方区域电网启动电力现货市场（试）运行；国网省间电力市场也于2024年10月转正式运行；随着《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）的出台，新能源参与现货市场的进程也将加速。下一步，应着力推进各省和区域市场的扩展和互联，为需求侧和供给侧所有资源提供公平的竞争环境，创建出适合新型能源系统的全国统一电力市场。 全面推进上网电价改革        上网电价改革是深化电改9号文的关键环节，而前不久出台的136号文在这一方面又迈出了重要一步，将助推更大规模、更高比例的可再生能源进入市场，为电力资源的优化配置提供了制度保障。接下来，煤电上网电价改革仍需深化。        现行煤电基准电价制度已不再适应新型电力系统。我们建议在2021年改革的基础上继续推进以下改革措施：全面加速放开燃煤发电基准电价机制，扩大市场交易电价上下浮动范围；放开煤电年度签约比例不低于80%的规定，扩大签订年度月度合同比例的自由度，鼓励更多电量参与现货市场出清，扭转煤电基准电价与中长期市场平均价格偏离的现状；建立公平竞争的市场环境，减少对煤电的非市场化补贴，促进煤电和其他资源公平竞争。 持续推动容量补偿机制优化        2023年11月，国家发展改革委和国家能源局联合提出自2024年1月起对煤电施行两部制电价，紧接着，多个地区和省份相继出台了容量补偿机制的具体实施方案。目前，在国家和地方层面的电力市场中已经推出了多种容量补偿机制，覆盖了天然气发电、需求响应、虚拟电厂和抽水蓄能等电力资源。        为推动容量补偿机制的进一步扩展与优化，我们提出以下建议：首先，应建立健全竞争性容量采购机制，持续扩大容量市场参与主体范围，将可再生能源、能效资源、需求响应和储能等多元化资源纳入市场体系，并通过公平竞标机制确保各类资源享有平等参与机会，从而以更经济、更低碳的方式提升电力系统可靠性。 此外，应将容量补偿机制建立在科学、透明的资源充足性规划的基础之上，基于电力系统可靠性标准开展精细化容量需求测算，为容量采购确定量化目标，摒弃“一刀切”式的全面成本回收模式。这种更为科学的机制设计可以有效规避容量过剩、资源配置失衡、不必要的成本和排放，系统灵活性受限等问题，避免对电力行业低碳转型进程产生不利影响，确保容量补偿机制与新型电力系统建设目标相协调。        过去十年，中国电力体制改革在市场化进程、清洁能源发展和电力系统灵活性提升等方面取得了显著成就，为构建新型电力系统和实现“双碳”目标奠定了坚实基础。然而，面对日益增长的电力需求和低碳转型的紧迫性，仍需加速推进全国统一电力市场建设、深化上网电价改革、优化容量补偿机制等关键任务。未来，电力系统需要在保障可靠性和经济性的同时，进一步推动清洁低碳转型，加快构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”，为实现能源电力系统高质量发展注入新的动力。 本文首刊于《南方能源观察》，2025年3月17日… View Summary +