中国电力行业市场化改革深度分析

基于最新的政策信息和市场动态，我将为您系统分析中国电力行业市场化改革的最新进展。

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中国电力行业市场化改革是"双碳"目标驱动下的系统性变革。随着新能源装机容量快速增长，传统的固定电价和分时电价机制已难以适应高比例新能源接入的电网环境。2025年标志着电力改革进入加速期，国家发改委和能源局在一年内密集出台多项关键政策[1]。

政策文件	发布时间	核心内容
136号文	2025年2月	推动新能源上网电量全面进入电力市场，上网电价由市场交易形成
电力中长期市场基本规则	2025年12月	明确2026年3月1日起，直接参与市场交易的用户不再执行固定分时电价
1502号文	2025年12月	强化电力中长期合同签约履约要求，完善价格机制与市场运行联动

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• 2025年1月，国家发改委和能源局联合发布136号文，明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场[2]
• 上网电价由市场交易形成，告别传统的政府定价模式

项目类型	定价机制
存量项目	机制电价与现行保障性收购政策衔接（如黑龙江约0.374元/千瓦时）
增量项目	通过市场化竞价方式确定机制电价

截至2026年1月23日，全国27个省市完成新能源增量项目竞价工作，整体呈现"东高西低"格局：

• 东部地区
  ：竞价上限和实际竞价结果相对较高
• 西部/北部地区
  ：风光资源丰富但竞价压力较大（青海实际竞价结果达区间上限0.25元/kWh）[3]

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2025年12月18日发布的1502号文围绕电力中长期合同签约履约作出系统性部署，其核心创新在于：

• 明确"原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价"[1]
• 电价形成、时段划分将由市场供需主导

省份	政策状态
贵州、湖北、河南	已发布通知并执行
江苏、山西	正在征求意见
全国范围	2026年3月1日起正式实施

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• 传统依赖峰谷价差的收益模型面临重构
• 需转向更灵活的市场化参与方式[1]

• 增量项目面临竞价压力
• 需提升项目运营效率和成本控制能力

• 短期来看，居民用电价格暂不受影响
• 工商业用户需适应市场化定价机制，培养价格风险管理意识

优化领域	具体措施
现货市场	放宽限价，缩短交易周期
中长期市场	允许灵活调整中长期合同内容
绿电交易	电能量价格与绿证价格分别明确
辅助服务	明确费用分摊规则

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1. 多层次统一电力市场加快构建
   ：省间、区域、省内中长期交易常态化运行
2. 分布式能源参与机制完善
   ：支持分布式光伏直接或聚合参与市场交易
3. 价格信号有效传导
   ：在新能源高比例接入背景下，兼顾系统安全、供需平衡

领域	关注内容
电价走势	东部 vs 西部电价分化趋势
储能发展	新型收益模式探索
新能源投资	竞价策略与成本控制
电力设备	电网灵活性改造需求

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中国电力行业市场化改革正在从"发电侧"向"用电侧"全链条延伸，形成"136号文+1502号文"的完整政策闭环。改革的核心目标是建立由市场供需主导的价格形成机制，推动电力资源优化配置。对于市场参与者而言，需密切关注政策落地节奏，加快适应市场化运营模式，在变革中把握结构性机会。

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[1] OFweek储能网 - 行政分时退场之后,1502号文如何重塑储能的收益逻辑 (https://chuneng.ofweek.com/news/2026-02/ART-180220-8420-30680479.html)

[2] 北极星学社 - 新能源电价改革影响与对策 (https://edu.bjx.com.cn/s/67109902.html)

[3] 搜狐网 - 2025-2026全国新能源机制电价竞价地图 (http://www.sohu.com/a/982854782_121123896)