党的二十届三中全会审议通过《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》），明确到2029年完成改革任务的时限要求，提出了300多项重要改革举措，包括有关能源改革的重点任务。结合在6月进入全国人大审议程序的《能源法（草案）》等文件，我们能感知到能源领域，即将迎来新一轮全面深化改革。
电力体制改革是中国经济体制改革的重要组成部分。2015年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“电改9号文”）公布，启动新一轮电改，电力市场化改革持续向纵深推进。
在过去的9年里，电力现货市场建设全面提速，现货市场发现电能价格的功能进一步强化。2023年9月，首个全国层面的电力现货市场规则文件《电力现货市场基本规则（试行）》印发，为各地设计和修改现货市场交易细则划定了统一标准。2021年，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》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，标志着电力市场化改革又迈出了重要一步。同时，政策层面也加大了对清洁能源的支持力度，如深化新能源上网电价市场化改革、加快配电网改造等。
当前，电改已成为能源安全与双碳转型两大战略的关键支点，深化电改涉及市场化改革、清洁化转型、体制机制改革等多个方面。这些方面的改革将共同推动电力行业的持续健康发展，为实现“双碳”目标和经济社会的高质量发展提供有力支撑。
01 双轨制与电价机制转变
市场化是能源价格改革的重要方向。《决定》提到：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，畅通国民经济循环，激发全社会内生动力和创新活力。还提到：推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度。
电和燃气事关民生福祉，近期各地出现的居民电费、燃气费涨价现象引发社会热议。这背后既有成本上升、供需关系变化等市场因素，也有政策调整、价格机制不完善等非市场因素。在实现保供稳价的同时，平衡好各方利益，确保市场化改革的顺利进行，是当前亟待解决的问题。
从电力、燃气市场目前运行情况看，中国电力市场正处于“计划电”和“市场电”并轨的特殊格局：居民用户不进入电力市场进行交易，通过政府调节价格，工商业和大工业用户电价逐步实行市场化定价；中国天然气价格体系依然处于气源和用户两个价格双轨制。
去年7月，国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏表示，将进一步完善电价政策和市场机制，引导电力用户优化用电方式，主动削峰填谷。
“国内电力体制改革过程中亟需解决的一个问题是，是否承认价格对供求关系的调节作用。”清华大学能源互联网电力碳中和专委会主任、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清指出，中国电力体制改革走到今天，不应仅仅是供给侧改革，即竞价上网；更重要的是需求侧改革，也就是要竞价购电。只有竞价上网和竞价购电协同起来，才能构成整体对称的电力市场改革。
需求侧改革有助于引导用户合理用电，提高用电效率，降低用电成本，同时也有助于缓解电网压力，提高电网运行的安全性和稳定性。需求侧改革（竞价购电）与供给侧改革（竞价上网）协同推进，才能形成完整的电力市场体系。
博鳌亚洲论坛副理事长、中国人民银行前行长周小川也表示，要疏通价格传导机制。周小川认为，从扩大阶梯电价入手是一个可行的切入口，有助于引导居民合理用电，同时也有助于理顺电价形成机制，为电力市场化改革创造有利条件。
“半计划、半市场”的双轨制在电力领域仍然存在、电价机制转变的相对滞后，导致电价难以真实反映市场供求关系和成本变化，影响了电力市场的效率和公平性。当前，加快推进电价机制改革，实现电价的市场化形成，是电力市场化改革的重要任务之一。
02 深化电网体制改革，突破垄断环节
电力市场化改革同样意味着要打破市场垄断和市场壁垒，深化电网体制改革。
电网体制改革关键在于打破电网企业集多种职能于一体的现状，实现电网的公平、无歧视开放。
这一改革过程并非一蹴而就，它涉及复杂的利益关系和庞大的资产重组。
在过去的九年多里，尽管有一些改革措施被提出，如电网企业竞争性辅业剥离、配售业务分离等，但这些措施的进展相对缓慢。
比如增量配电业务改革试点，这一措施旨在引入更多的市场竞争主体，推动电力市场的多元化发展。然而，在实际工作中，这些试点项目常常与电网企业产生矛盾，无法顺利推进。这主要是因为电网企业在输配电领域具有天然的垄断优势，而增量配电业务的发展可能会对其利益造成冲击。
为了推动能源行业的市场化改革和去垄断化进程，近年来我国不断加强对自然垄断环节的监管。中央深改委会议通过的《关于健全自然垄断环节监管体制机制的实施意见》以及《政府工作报告》中提出的深化电力、油气等改革，健全自然垄断环节监管体制机制，都明确了对自然垄断环节开展垄断性业务和竞争性业务的范围进行监管的要求。这有助于防止电网企业等自然垄断企业利用其在市场中的优势地位向上下游竞争性环节延伸。
《决定》中也提到，要“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。”
03 清洁化转型，电力系统功能定位亟需调整
自2020年“双碳”目标提出，中国能源结构加速向多元化、清洁化转变，党的二十大报告聚焦碳中和，指明要“逐步转向碳排放总量和强度‘双控’制度”，为中国实现能源绿色低碳转型指明了方向。
《决定》再度聚焦碳中和，内容不仅篇幅大，并且集中在健全绿色低碳发展机制。实施支持绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格政策和标准体系，发展绿色低碳产业，健全绿色消费激励机制，促进绿色低碳循环发展经济体系建设。优化政府绿色采购政策，完善绿色税制。完善资源总量管理和全面节约制度，健全废弃物循环利用体系。健全煤炭清洁高效利用机制。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。完善适应气候变化工作体系。建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制。构建碳排放统计核算体系、产品碳标识认证制度、产品碳足迹管理体系，健全碳市场交易制度、温室气体自愿减排交易制度，积极稳妥推进碳达峰碳中和。
新能源技术的不断进步和成本的逐步降低，电力系统作为推动新型能源体系建设的重要载体，其功能定位和系统形态亟需调整。
当前，电力系统安全稳定运行面临的一个挑战是，随着新能源大规模发展，系统调节能力不足、能源生产和负荷中心不匹配。
国家发展改革委有关负责人就《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》答记者问时表示，目前电力系统调节能力尚难以完全适应新能源发展需要，导致电力运行高峰时段顶峰能力不足与低谷时段消纳问题并存，成为影响电力供需平衡、制约新能源高效利用的突出问题。
作为备受关注的新型储能，在装机规模大幅提高的同时，却面临着利用率低，收益模式不明晰等问题，入局艰难。
这主要是因为新能源发电具有间歇性和波动性的特点，而储能系统的建设和运营成本又相对较高，导致其在经济上的可行性受到质疑。然而，随着技术的不断进步和成本的逐步降低，新型储能有望在未来发挥更加重要的作用。
我国能源领域碳排放占全国总量的80%以上，电力碳排放在能源行业中的占比超过40%，且绝大部分来源于煤电。
国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》，提出到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。
“煤电低碳化改造不仅重要，而且时间紧迫。”中国电力企业联合会首席专家陈宗法强调。
煤电低碳改造面临着诸多挑战。首先，煤电调峰的深度和频度随着新能源的大规模并网而持续增加，导致煤电运行条件发生深刻变化；其次，煤电降碳运行成本的升高也是一个不可忽视的问题；最后，受生物质资源、绿氨产地及运输条件、二氧化碳封存地质条件等方面的限制，煤电低碳改造的推进需要有序进行。
中国电力企业联合会规划发展部主任张琳透露：“长期以来，我国积极推动煤电装备技术自主创新发展并实施煤电节能改造，煤电机组碳排放水平逐步降低。但随着新能源大规模并网，煤电调峰的深度和频度持续增加，煤电运行条件已经发生深刻变化，仅靠节能实现持续降碳的难度越来越大。”
尽管如此，煤电低碳改造仍有较大的空间可以挖掘。一方面，可以通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步降低煤电的碳排放；另一方面，可以加强煤电与新能源的互补协调，提高电力系统的整体效率。此外，政策支持和市场机制的完善也是推动煤电低碳转型的重要保障。
随着新能源技术的不断进步和成本的逐步降低，新能源在能源结构中的占比将不断提高。同时，煤电低碳改造也将持续推进，为能源行业的清洁低碳转型贡献力量。
