全国统一电力市场视角下的监管挑战与建议

2024年，党的二十届三中全会通过《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》,明确提出要“聚焦构建高作用”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”,为我有序的市场环境。2025年7月，国家发展改革委、市场监管总局就《中华人民共和国价格法修正草案(征求意见稿)》向社会公开全监管制度的重要性。2025年8月，市场监管总局发布《关于公用事业领域的反垄断指南(征求意见稿)》,强调在供水、供电、售电三个环节展开分析，深入探讨全国统一电力市场建设过程中所面临的监管挑战，并提出相应建议。1、全国统一电力市场视角下的监管挑战(一)发电环节第一，部分地区发电侧市场集中度较高，可能影响竞争性电力价格的形成，导致潜在的配置效率损失。竞争性是市场有效发挥作用的先决条件，而电力行业往往呈现高市场集中度的特征。部分地区发电侧市场集中度较高，国有企业和地方性龙头企业拥有较高的份额，这为其行使潜在市场势力或合谋提供了前提条件。在高集中度的行业结构下，市场主体具备较强的潜在操纵空间，容易通过持此外，随着新能源装机容量快速增长，其间歇性、波动性与随机性增加了电力系统供需平衡的调节难度，可能进一步强化部分市场主体行使市场势力的空间。第二，全国统一电力市场是多层次的电力市场体系，不同层级市场的市场框架、市场规则、交易品种等之间存在较大差异，为市场主体提供了套利机会。我国已基本形成了跨省跨区市场和省级/区域市场协同运作的电力市场体系，但市场间仍存在一定程度的交易壁垒。这种市场规则体系的不完整和不统一不仅增加了市场衔接与协调的难度，也可能为市场主体创造了可利用的套利空间。更为重要的是，这还可能固化部分主体的既得利益，进而转化为对建设全国统一电力市场的阻力。第三，构建统一规范的信息披露体系是全国统一电力市场建设的重要任务，但现行机制在内容全面性、范围对称性与应用便利性等方面有待完善。首先，电网规划、线路运行及现货市场出清依据等关键数据在披露的充分性和及时性上有待加强，影响了市场主体对价格形成机制的复现能力，也降低了价格信号的透明度。其次，披露范围存在一定的不均衡性，跨省数据及潜在进入者所需信息的可得性相对有限，不利于资源跨区配置与理性投资判断，在一定程度上制约了全国统一电力市场优化配置功能的发挥。此外，披露方式的便捷性有待提升，当前信息分散于多平台、标准不统一，且受制于安全架构约束，增加了市场主体整合利用信息的难度，进而影响决策效率与监管成效。(二)输电环节首先，输电通道容量的合理分配是电力资源大范围优化配置的重要前提，但现行机制在兼顾效率与公平方面仍存在不足。促进电力资源的余缺互济和优化配置是建设全国统一电力市场的重要目标，输电通道的重要性日益凸显。然而，当前输电通道容量的分配机制仍存在行政分配与市场化分配并行和规则透明度不足等问题，跨省跨区交易可能由于物理通道约束而受到制约。此外，在保障送受端之间的交易优先使用的情况下，部分输电通道的富余能力闲置，由于缺乏有效再分配机制而未能得到充分利用，通道利用效率未能其次，输电价格的合理形成对于促进跨省跨区电力交易至关重要，但现行输电价格体系存在组织制度不协调和价格机制不适应等问题。电网投资管理权限与输配电价定价权限在不同层级政府之间存在错配，省级能源主管部门核准的大型输电项目需由中央部门定价，这在提高审慎性的同时也增加了监管的协调成本。与此同时，在新能源跨省区送电比重不断上升的背景下，单一电量电价机制的局限性逐渐显现，既增加清算复杂性并削弱收入预测的稳定性，又易加剧送受两端电价“倒挂”,阻碍电力资源的优化配置。此外，输电投资与成本监管的复杂性不断提高，亟需在约束与激励之间实现动态平衡。当前输配电价监管体系建设已取得积极进展，在规范电网投资行为、优化资源配置方面发挥了重要作用，有效提升了投资和运营效率。但随着新型电力系统建设加快，大规模新能源接入与储能设施布局不断推进，输电资产在寿命周期和成本回收方式上呈现多样化特征，投资合理性和成本有效性确认难度加大，增加了监管不确定性。事实上，各国输配电价监管都面临成本传统上存在用户间和地区间的交叉补贴，电力市场化改革需要理顺输配电价机制，逐步解决交叉补贴问题，以提升价格信号准确性和资源配置效率。(三)零售环节售电市场中严重的信息不对称成为影响价格传导与公平交易的主要障碍。多数用户缺乏对市场政策、价格机制和交易规则的系统理解，难以独立判断复杂购电模式，部分甚至将账户全权交由售电公司操作，缺乏必要的监督能力。随着发电侧市场化改革持续推进与资源配置效率提升，批发电价逐步下降，理论上应通过零售环节传导至终端用户。然而，部分售电公司往往借助信息优势截留降价收益，这种结构性不对称将阻滞价格信号传递，影响改革红利释当前售电环节在合同签订、履约执行及中介服务等方面存在制度约束不足与执法标准不明晰的问题。部分售电公司在竞标阶段以低价赢得合同，却在履约时抬高电价，由于用户在电价上涨时调整用能结构或更换供应商的能力有限，往往在交易截止前缺乏替代选择而被动承担损失。同时，随着零售侧改革推进，大量依靠撮合收取佣金的“居间代理”涌现，其在交易中存在报价不透明、限制选择等行为，不仅推高终端电价，还转嫁经营风险，进一步加剧合同不确定性，损害市场信任基础与长期稳定性。零售市场监管在职能分工、风险分级和执法闭环等方面存在不若协调无果，只能诉诸司法，易导致监管真空。现有信用评价等工具效力有限，难以支撑有效的分级分类监管。为弥补不足，多地引入零售限价等行政干预措施，例如，浙江设定封顶条款并引入风险预警，青海针对套餐类型建立限价框架，陕西探索超额收益分享机制。这类措施在市场尚不完善阶段有助于遏制投机、稳定预期，但长期依赖这类措施可能阻断成本信号传导，压缩利润空间并诱发售电公司集中退市。如何在风险防范与市场活力之间实现平衡，成为零售市场监管亟须破解的关键问题。2、全国统一电力市场视角下加强监管的思考与建议第一，加强市场顶层设计，统筹推进规则统一。全国统一电力市场建设是全国统一大市场的组成部分，应按照“五统一、一开放”的基本要求推进。具体而言，要统一市场基础制度，健全电力交易统一政府行为尺度，规范地方政策边界；统一市场监管执法，建立透明一致的监管体系；统一要素资源市场，促进电力自由流动与高效配置。同时，坚持对内对外开放联通，推动国内跨省区电力交易与国际绿色合作互动，实现全国统一电力市场的高质量发展。第二，完善市场监管体系，保障公平有序竞争。全国统一电力市场亟须健全系统化的监管框架，确保市场秩序与公平竞争。一方面，构建系统性的市场监管框架，明确市场力行为的定义、识别方法和监管措施，建立覆盖市场份额、行为和结果的综合监测体系。明确披露内容，对齐披露范围，优化披露方式，对关键监管参数、识别测试方法及市场出清依据等关键信