据能源圈了解到，新一轮电改始于2015年。当年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制的若干意见》，行业内俗称中发9号文。今年是2025年，恰是十年之期，从最初的轰轰烈烈，到后来的润物无声，我们回顾梳理这场当年被寄予厚望的改革，究竟做出了什么成绩，背后推动的力量是什么，未来又将走向何方。

回顾，电改十年我们做了什么？

电力市场体系初具雏形。全国电力市场累计注册经营主体数量大幅增长，2023 年底达到 74.3 万家，同比增长 23.9%，形成了多元竞争主体格局。全国市场交易电量由 2016 年的 1.1 万亿千瓦时增长至 2023 年的 5.6 万亿千瓦时，在全社会用电量比重提升至 61.4%，中长期交易电量占比超 90%。

区域电力市场建设成效显著。如南方区域电力市场，2016 年广州电力交易中心成立；2019 年南方（以广东起步）电力现货市场在全国率先开展结算试运行；2022 年南方区域电力市场启动试运行；2023 年 12 月，南方区域电力现货市场完成全域结算试运行。多种交易市场协同发展，电力中长期交易在全国范围内常态化运行并持续增长，23 个省份启动电力现货市场试运行，辅助服务市场实现全覆盖，品种和主体进一步丰富。

电价形成机制逐步合理。输配电价改革使输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映供电成本差异；功能定位更加清晰，上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列；激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需求量电价实施打折优惠。国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自 2024 年 1 月 1 日起实行煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策，标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。价格信号作用增强，电力现货市场作为反映电力供需形势的 “风向标”，试运行周期不断拉长，经营主体逐步多元，市场价格优化发用电行为的引导作用不断显现。

发用电计划不断增强。新能源进入电力市场节奏加快，2024 年前 5 个月，全国绿色电力（绿证）消费总量 1871 亿千瓦时，同比增长 327%。并实现了新能源发电市场机制促进消纳，各省通过扩大绿电交易规模、完善绿证核发和交易机制等方式，提升新能源的绿色价值；推动现货市场建设、优化辅助服务市场等，为新能源消纳提供更多机会和风险管理工具。

电网企业改革的方向逐渐清晰。首先是电网功能定位更清晰，输配电价改革将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加清晰地反映电网准许收入，强化电网功能定位和监管。其次是电网资源配置能力提升，如南方电网实现了疆电送粤、闽粤联网交易，乃至中国、老挝电力贸易，市场资源优化配置范围进一步扩大，多层次余缺调剂格局基本形成。

能源综合利用发展迅猛。中国的可再生能源发展成为世界的奇迹，2023 年全国累计发电装机容量约 29.2 亿千瓦，同比增长 13.9%，可再生能源总装机年内达到 14.5 亿千瓦，占全国发电总装机超过 50%，发电装机规模历史性超过火电。国家出台相关政策推动建立适应新型储能、虚拟电厂和智能微电网广泛参与的市场机制，提升配电网新能源承载力，促进了多种能源形式的协同发展。

温故，电力体制改革的核心要义

电改的核心要义是 “管住中间、放开两头”. 具体如下：

（一）管住中间。强化对自然垄断的输配电环节的监管，按照 “准许成本 + 合理收益” 的原则单独核定输配电价，改变电网企业传统的 “购销差价” 经营模式，使其主要从事电网投资运营、电力传输配送，负责电网系统安全，从而提高电网运营效率和服务质量，并为电力市场的公平竞争创造条件.

（二）放开两头。发电侧，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，进一步促进上网电价的市场化进程，激发发电企业的活力，促使其提高生产效率、降低成本，增加电力供应选择，推动发电企业从传统的车间型管理转变为以市场为主导的现代化管理模式。售电侧，有序向社会资本开放配售电业务，放开售电侧市场、赋予用户选择权，形成多元购电主体和售电市场主体，为用户提供更多的选择和更好的服务，推动售电市场的竞争和创新，提高电力供应的效率和质量.

现实，新能源是推动电力体制改革的最重要力量

能源转型需求。新能源的快速发展促使能源结构发生重大变化，如我国 2024 年上半年新能源发电装机规模首次超过煤电，其在总装机容量的占比不断提高。这种能源结构的转变要求电力体制进行相应改革，以更好地适应新能源的发展，实现能源的可持续供应。为了充分发挥新能源的优势，需要改革电力体制，打破传统能源在电力市场中的垄断地位，建立公平、开放的市场环境，促进新能源的接入和消纳。

新能源自身特性。新能源发电如太阳能、风能等具有间歇性和波动性的特点，其生产时间难以与实际电力需求完全匹配，这对电力系统的调度和管理提出了更高要求。因此，电力体制需要改革，建立更加灵活、智能的调度机制，以及完善的辅助服务市场，如发展储能技术、需求侧响应等，来保障电力系统的稳定运行。新能源的分布式和分散性改变了传统的电力生产和供应模式，要求电力体制在电网规划、接入标准、计量结算等方面进行改革，以适应分布式新能源的发展，实现能源的高效利用。

技术创新驱动。新能源的发展促使电网技术不断创新，如智能电网、微电网、柔性输电等技术的应用。这些新技术需要与之相适应的电力体制来支持其推广和应用，例如改革电网的运营和管理模式，鼓励电网企业进行技术升级和创新，以提高电网对新能源的接纳和配置能力。

新能源与其他能源形式（如水电、火电、储能等）的多能互补和协同发展成为趋势。这就需要电力体制改革来打破不同能源之间的壁垒，建立跨能源品种的市场交易机制和协调运行机制，实现能源的优化配置和综合利用。

市场与经济因素。随着新能源技术的成熟和规模扩大，其成本逐渐降低，在电力市场中的竞争力不断提升。为了充分发挥新能源的成本优势，需要改革电力体制，建立公平的市场竞争机制，通过市场手段优化资源配置，降低电力生产和供应的整体成本，提高电力行业的效率和效益。

政策导向与环境要求。在全球应对气候变化的背景下，各国纷纷提出碳达峰、碳中和目标。新能源的大规模发展是实现这些目标的关键举措之一，而电力体制改革则是保障新能源发展、促进能源低碳转型的重要手段。通过改革，可以制定合理的政策和市场机制，激励新能源的开发和利用，减少电力行业的碳排放。同时，为了更好地发挥新能源的环保效益，需要改革电力体制，将环境成本纳入电力市场的考量范畴，通过价格机制等手段引导能源消费向新能源倾斜。

价格，以市场化手段回归电力的商品属性

（一）摆脱补贴依赖，走向成本定价

长期以来，新能源产业受补贴扶持茁壮成长，但也滋生补贴拖欠、行业非理性扩张等弊端。当下，电改推动新能源电价向成本加成定价转型。通过精细核算新能源发电的设备折旧、运维、资金成本等，结合资源区域差异，制定反映真实成本的上网电价。陆上风电在三北地区凭借优质风资源、规模化开发，已率先实现平价上网，光伏产业紧跟其后，这不仅减轻财政负担，更促使企业深耕技术、优化运营，提升市场 “造血” 能力。

（二）分时电价优化，精准供需匹配

分时电价作为调节电力供需的利器，在新能源高占比下持续升级。拉大峰谷价差，精准反映不同时段电力稀缺性。新能源大发时段引导电价下行，激励用户增加用电负荷，如电动汽车夜间充电、储能设施低谷蓄电；用电高峰时，火电等灵活性电源支撑，电价上扬，抑制不合理需求。以江苏为例，实施动态分时电价后，夏季峰谷差率显著收窄，电网负荷特性优化，新能源消纳空间拓展，让电价成为引导电力资源时空配置的 “无形之手”。

（三）现货市场探索，实时价格发现

电力现货市场建设是电改价格机制的关键拼图。在新能源间歇性冲击下，现货市场依据实时供需平衡，每 15 分钟甚至更短时段内出清电价，为电力商品即时定价。当风电骤减、电力吃紧瞬间，现货电价飙升，激发火电顶峰、储能释能；新能源大发、供过于求之际，电价下探，引导降负荷或存储电力。山东电力现货市场试点中，多次成功应对新能源出力突变，以价格信号保障系统稳定，为电力市场化交易注入 “强心剂”。

增量配网，在新型电力系统中的多样化形式

过去，在电改之初的那段时期，电网提“守土有责”，那个时候的增量配网好像是分割与瓦解电网的一把利器。事实上，增量配网的改革推进并不是预期的样子，或者说是裹足不前。现在，似乎又发现，增量配电网正在以不同的形式展现。

（一）工业园区配网：产业集群的能源引擎

在产业集聚的工业园区，增量配电网成为能源自主供应与优化配置的核心载体。由园区管委会、入驻企业联合社会资本组建配网运营公司，统一规划、建设、运营园区电网。如苏州某工业园区，增量配网集成区内屋顶光伏、小型风电、生物质发电，配合智能微网管控系统，实现园区内电力 “自发自用、余电上网”，降低企业用电成本超 10%，同时提升能源可靠性，为高端制造业集群提供绿色动力保障。

（二）分布式能源集群配网：社区低碳范本

聚焦城市居民区、商业区，分布式能源集群配网崭露头角。以 “光伏 + 储能 + 充电桩 + 微电网” 为标配，构建社区级能源局域网。北京某低碳社区增量配网项目，屋顶光伏白天供能、储能削峰填谷，充电桩吸纳低谷电为电动汽车补能，多余电力反哺大电网。通过能量管理系统实现供需智能调控，提升居民用电质量，减少对外购电依赖 30%，塑造城市分布式能源消费新形态。

（三）偏远地区独立配网：能源孤岛的曙光

在偏远山区、海岛等大电网难触达区域，增量配电网化身独立供电系统。融合风光储柴（柴油发电机）多能互补，利用当地丰富可再生资源，摆脱长期缺电困境。西藏某偏远县乡增量配网工程，风电、光伏装机满足日常基本用电，储能应对天气波动，柴油发电应急备用，以离网、孤网形式点亮 “能源孤岛”，促进区域均衡发展，拓展新能源应用边界。

（四）“源网荷储一体化”与电网的互动能力是一种负荷聚合资源的有效形式，通过响应电力市场交易和系统运行调节，能够带给电力系统有功和无功的支撑，有效助力整个电力系统的安全稳定。

输配分离，或是未来的趋势

（一）技术可行性提升：智能电网赋能

智能电网技术飞跃为输配分离奠定硬件基石。先进的电网监测、通信、控制技术实现输电、配电网精准管控。输电环节聚焦高压大容量远距离传输，依托特高压交直流、柔性输电技术保障跨区电力调配；配电网借助智能电表、分布式电源控制器、微网群管理系统，实现低压侧分布式能源灵活接入、就地消纳与双向互动。二者在技术架构、运行逻辑上逐步分化又协同，使得分离运营具备实操性。

（二）经济合理性凸显：成本效益优化

输配一体化易造成成本混淆、交叉补贴，阻碍公平竞争。输配分离后，输电环节依循长周期、大规模电网投资收益模式，精准核算输电成本至每条线路、每个节点；配电网贴近用户，聚焦分布式能源接入、需求侧响应等精细化服务，按量计费、按质取酬。深圳试点输配分离模拟核算显示，厘清成本后，输电企业专注骨干网升级，配网企业深耕用户服务，综合成本降低 8%，投资效益提升 15%，开启电力经济新篇章。

（三）市场竞争活力激发：多元主体共建

输配分离打破行业壁垒，吸引多元资本涌入配电网领域。除传统电网企业外，能源投资公司、科技企业、民营资本纷纷抢滩。国内民企投资增量配网，创新 “能源托管 + 综合服务” 模式，与电网企业在不同层级电网各司其职、同台竞技，激活电力市场 “一池春水”。