二十届三中全会对电力市场化定价改革的影响
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第一章 引言
1.1 研究背景与意义
1.1.1 电力价格机制改革的时代背景
电力是国民经济的基础性产业，其价格机制直接影响能源资源配置效率和工业生产成本。长期以来，我国电价形成机制以政府定价为主，存在结构僵化、成本信号失真、跨区域输配电效率低等问题。随着我国经济转入高质量发展阶段，以及“双碳”战略的实施，原有计划调控式的电价机制已难以适应市场化竞争与清洁能源转型的需要。
党的二十届三中全会明确提出，要深化要素市场化配置改革，加快构建统一大市场，完善电力等基础性商品的市场定价机制。这标志着电力体制改革进入一个以“市场主导、政府调控”为方向的新阶段。在此背景下，探讨三中全会对电力市场化定价机制改革的战略引导和现实推动，具有重要的理论价值与政策意义。
1.1.2 电价改革与能源安全协同关系的重构需求
当前，我国电力行业正面临绿色转型、能耗双控、分布式能源快速发展等多重挑战，传统以政府核定成本为核心的电价机制，已无法充分激励发电企业降本增效，也难以反映市场供需和清洁能源的边际成本。在碳中和目标倒逼下，价格信号的灵活传导成为促进新能源参与市场、提升系统调度效率、缓解电力紧张的重要路径。
三中全会强调增强国家能源安全能力，其中“健全电力市场体系”被赋予战略性使命。因此，厘清三中全会政策导向与电价市场化改革之间的互动机制，探究如何通过定价机制提升电力行业的运行效率、服务公平性与绿色引导功能，成为本研究的重要问题。
1.2 国内外研究现状
1.2.1 国内研究进展
国内关于电力市场化定价改革的研究可追溯至“电改五号文”提出后的初期探索。近年来，学者普遍从价格形成机制、电网调度、新能源消纳和电力交易机制等角度切入。如王旭（2021）提出，当前我国电价机制存在交易机制碎片化与价格结构非透明问题，建议通过建立基准电价+浮动机制实现市场价格有效传导。刘佳（2023）则指出，省间壁垒限制了电力跨区流通与电价形成效率，主张构建全国统一电力现货市场。
此外，政策执行机制的研究也逐渐增多，如黄婷（2022）认为，地方政府在电价调整中的博弈行为容易阻碍改革落地，亟须中央顶层设计与地方执行能力之间的制度协调。
1.2.2 国外相关研究概况
在欧美等国家，电力市场化改革起步较早，其核心是形成“由边际成本驱动”的电价机制。例如，美国通过建设电力批发市场（如PJM、ERCOT）实现价格随时随需浮动，反映区域负荷波动和输电瓶颈。欧盟则在统一市场框架下，推动电力跨国流通和碳排放定价一体化，形成“电力+碳价”的双重定价逻辑。
国外经验表明，构建有效电价机制的关键在于信息透明、市场主体多元、价格调节灵活与监管科学，这为我国下一步改革提供重要借鉴。
1.3 研究目的与内容结构
本研究旨在结合二十届三中全会政策精神，分析其对我国电力市场化定价机制改革的影响机理，探讨推动电价机制改革的关键制度路径和政策建议。研究内容结构如下：
第一章阐明研究背景、政策意义及研究目标；
第二章梳理我国电力市场化改革的发展历程及制度变迁；
第三章解析三中全会政策要义及其对电价机制的理论指导；
第四章实证分析改革实施中存在的结构性矛盾与市场机制缺陷；
第五章提出深化电价市场化改革的路径建议，构建科学、灵活、绿色的电价机制。
第二章 电力市场化定价改革的演进与现状
2.1 电价机制的历史沿革
2.1.1 计划经济体制下的行政定价模式
在计划经济时期，电价由国家统一核定，实行“低电价、补产业”政策，电力价格长期扭曲，严重抑制了发电企业的盈利能力和投资意愿。该阶段主要通过行政划拨资源、电网统一购售电来维持电力供需平衡，但也导致了资源配置效率低下和电力短缺频发的问题。
2.1.2 市场化探索阶段的制度试点（2002—2014年）
2002年，国务院印发“电改五号文”，提出“厂网分开、竞价上网”的改革方向，标志着我国电力体制改革迈出实质步伐。随后，广东、浙江等地试点建立发电企业间的市场化交易机制，但由于缺乏现货市场与调度机制支撑，电价机制未能真正市场化，改革步伐缓慢。
2.1.3 新一轮电改推动电价机制转型（2015年至今）
2015年，中央出台“电改9号文”，正式提出“放开两头，管住中间”，大力推动发用电计划放开、电价机制市场化。其中，电力中长期交易、现货市场建设、电网输配电价改革成为核心环节，电价由“政府定价”逐步向“市场形成+政府监管”过渡。
2.2 当前电价形成机制分析
2.2.1 电力交易机制与定价模式
目前我国电力价格主要由三部分构成：电源侧发电侧电价（通过中长期合约、部分省份现货市场形成）、电网侧输配电价（政府核定）、用户侧销售电价（已逐步推行工商业用户市场化）。居民和农业仍由政府定价，部分大工业用户已参与市场交易定价。
2.2.2 电价机制的运行效果与存在问题
一方面，市场化交易电量占比持续上升，部分省份已超过80%，说明改革取得初步成效；另一方面，价格信号仍未充分发挥作用，主要表现在：
交易价格透明度不足；
省间壁垒限制电力资源流动；
现货市场尚未全国覆盖；
新能源参与度偏低，未形成足够的边际价格导向。
第三章 二十届三中全会的政策导向及其对电价机制的影响
3.1 三中全会政策精神解析
3.1.1 强调要素价格市场化改革
三中全会明确提出“深化要素市场化配置改革”，将包括电力在内的资源性产品价格改革纳入核心议题，要求推进形成由市场主导的价格机制，提升资源配置效率。
3.1.2 构建统一全国电力市场体系
会议要求“加快建设全国统一大市场”，其中明确提及推进电力等基础性商品跨区域流通，强化市场机制统筹，推动形成“全国一张网、一市场”的协调体系。
3.2 政策对电价机制改革的引导作用
3.2.1 市场定价权逐步增强
三中全会强化市场在资源配置中的决定性作用，有助于推动电力现货市场建设、推进绿色电力交易机制落地，为电价机制提供真实的市场供需信号支撑。
3.2.2 政府调控方式转向规则化、程序化
三中全会提出“优化政府调控方式”，使价格调控从直接干预转向间接引导，如通过容量补偿、辅助服务市场、碳价信号等手段补足市场缺陷，构建系统化价格信号体系。
第四章 改革实施中的结构性问题与机制障碍
4.1 市场机制运行中的核心矛盾
4.1.1 区域电力市场碎片化
当前电力交易以省为单位，跨省交易比例不足10%，由于利益协调机制缺失，形成“省内成市场、省际搞协调”的局面，电价差异显著，削弱了市场价格形成的统一性。
4.1.2 发用电计划约束仍未完全打破
部分省份仍保留部分发电计划和用户目录，影响电价机制的灵活性和边际成本反映能力，未能形成真正的竞价上网机制。
4.2 价格机制设计中的结构性缺陷
4.2.1 新能源电价机制不完善
目前，新能源电力缺乏有效边际定价机制，部分交易采用“政府指导+补贴”混合方式，未能充分体现其低边际成本优势和间歇性特征的调节价值。
4.2.2 输配电价机制缺乏动态调整
尽管已推行“准许成本+合理收益”机制，但输配电价仍缺乏动态调整机制，难以反映负荷变化、电网投资效率和用户贡献差异，不利于引导精准投资与差异化用电。
第五章 电力市场化定价机制优化建议
5.1 完善电价形成机制
5.1.1 推进全国统一现货市场建设
统一市场平台、统一交易规则、统一调度指令是电价市场化改革的基础，应逐步打通省级壁垒，推动跨省区现货市场联通，形成统一价格信号体系。
5.1.2 建立“基准价+浮动价”制度框架
在中长期电价中引入“基准电价+上下浮动机制”，参考煤电联动、清洁能源边际成本等因素，鼓励发电企业成本透明，用户价格灵活调整，形成稳定预期与风险对冲机制。
5.2 构建绿色导向的电价机制
5.2.1 引入碳价与环境成本定价机制
将碳排放价格纳入电价形成体系，探索构建“电价+碳价”联动机制，提高高碳电源的边际成本，引导清洁能源发展。
5.2.2 建立分时电价与柔性负荷响应机制
扩大峰谷电价覆盖范围，探索实时价格机制，激励用户在用电低谷时段用电，提高系统效率，降低调峰压力。
5.3 提升监管能力与平台支撑
5.3.1 强化市场监管与信息披露制度
建立统一的电力市场价格信息发布平台，完善交易数据追溯和异常价格预警机制，防范垄断操纵和交易失范行为。
5.3.2 推动电网企业角色转型
电网应从“购售电主体”向“电力公共平台提供者”转型，强化中立性和服务属性，为市场交易提供高效调度、数据支撑和用户服务。
结论
二十届三中全会为电力市场化定价改革提供了全局性指导与制度引擎，明确指出要素价格机制必须实现市场主导、规则透明、灵活高效。在这一改革导向下，我国电价机制正逐步迈向“以市场为基础、以绿色为导向、以信息为支撑”的现代化体系。但现实中仍存在诸多制度障碍与结构性矛盾。未来应加快构建统一电力市场平台、完善现货市场体系、引入环境价格信号，并强化电力调控能力和政策配套体系，切实提升电价机制的经济效率与战略适应力。
