（根据“因地制宜、因时制宜、动态演进”原则修订）

编制单位：联合课题组

呈报单位：国家发展改革委、国家能源局

日期：2026年5月

2002年5号文以“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”为核心，开启了电力体制市场化改革的序幕。2015年9号文以“管住中间、放开两头”为架构，进一步推动了输配电价改革和售电侧放开。两次改革在不同历史阶段发挥了积极作用，但都遇到了深层次障碍——改革对象是传统“发-输-配-用”线性系统，改革目标与系统物理形态之间存在内在张力，导致诸多改革举措执行不彻底、效果不及预期。

今天，我国电力系统正经历一场根本性的范式革命。根据《关于我国新型电力系统范式重构与分阶段建设实施方案（2026—2050年）》的核心判断：新型电力系统的根本内驱力，在于灵活性资源来源从“集中式全能储能”向“分布式多元聚合”转变。系统形态必然从单一线性结构演进为“主网他组织线性系统+配微网自组织群系统”的复合范式。

然而，我国地域广阔、资源禀赋与经济发展水平极不均衡，东部发达地区与西部资源富集区、同一省份内不同县域之间均存在显著差异。简单按照行政区划或电压等级“一刀切”划分层级，或在全国范围内统一改革节奏，必然导致“水土不服”。因此，本方案贯彻“因地制宜、因时制宜、动态演进”原则，在统一理论框架下，允许各地区根据自身资源禀赋、负荷特性、电网基础、治理能力和发展阶段，选择适合的分层模式和改革路径，实现从“传统分层”到“分层自治”的平稳过渡。

本方案以分层自治电力系统建设方案和配套电力市场建设方案为基础，以县级供电企业法人治理重构为配网层改革的制度突破口，系统设计2026—2050年电力体制改革的目标、路径、任务和保障措施。

目录

1.改革背景：动因的根本性变化

2.改革总体思路与目标

3.改革核心任务

任务一：重塑调度体系——从五级垂直到三层协同

任务二：重构市场体系——从单一层次到多层协同

任务三：确立配微网主体地位——以县级供电企业法人治理重构为核心

任务四：深化输配电价改革——从“邮票法”到“节点法”

任务五：健全辅助服务与容量机制——从无偿到市场化

任务六：修订《电力法》及配套法规——从秩序法到促进法

4.分阶段实施路径（按三类地区差异化设计）

5.保障措施（含动态评估调整机制）

一、改革背景：动因的根本性变化

（一）前两轮改革的成就与局限

2002年5号文的核心成就是实现了“厂网分开”，打破了垂直一体化垄断，引入了发电侧竞争。但其预设的“输配分开、竞价上网”未能完全落地，主要原因在于：当时电网仍以“发-输-配-用”单向流动为基本形态，输配分开的物理基础不明确；电网安全统一调度的刚性要求与市场分散决策之间存在矛盾。

2015年9号文的核心成就是建立了输配电价监管框架，放开了售电侧和增量配电网，推动了电力现货市场试点。但其执行中遇到的障碍包括：省间壁垒难以打破，增量配电网改革推进缓慢，现货市场建设参差不齐，虚拟电厂等新型主体缺乏市场身份。

两轮改革共同的深层问题是：改革框架是基于传统线性系统的“他组织”逻辑设计的，而新型电力系统正在向“分层自治”的复合范式演进。当改革对象本身发生质变时，基于旧范式的制度设计必然面临“水土不服”。特别是县级供电企业长期作为省级电网公司的分支机构或分公司，不具备独立法人地位，导致分层自治所必需的物理边界、运行边界、要素定价边界和市场交易边界均无法确定。

（二）新范式对体制改革的新要求

分层自治电力系统范式对电力体制改革提出五个方面的新要求：

一是权责关系的重构。在传统系统中，调度权高度集中于国、区、省、地、县五级。在新范式中，配网和微网作为“自组织群系统”，需要拥有独立的平衡责任和调度权限。改革必须从“集中统一”走向“分层授权”，特别是县级供电企业应从省公司的“末端执行机构”转变为主网与微网之间的“价值整合枢纽”。

二是市场体系的延伸。传统市场主要服务于主网层的大电源和大用户。新范式要求市场向下延伸至配网和微网层级，为分布式资源提供价值发现和交易的平台。县级供电企业应作为独立市场主体参与电力市场交易。

三是主体身份的扩展。虚拟电厂、负荷聚合商、微电网运营商、独立储能等新型主体需要获得明确的市场准入和运营资质。县级供电企业在完成法人重构后，应当取得独立的市场交易主体资格。

四是价格信号的多维化。新系统中灵活性资源的价值不仅体现在电量上，更体现在调频、备用、爬坡、惯量等多元服务上。价格机制必须从“单一电量计价”走向“全要素价值发现”。

五是安全与市场的协同。在分层自治体系中，安全约束必须嵌入市场出清过程，同时保留调度机构在紧急情况下的超越权限。改革必须解决“市场配置资源”与“统一调度保安全”之间的制度衔接。

（三）区域差异对改革的现实约束

我国幅员辽阔，各地区在资源禀赋、经济水平、电网基础、治理能力等方面差异巨大。东部负荷中心区经济发达、网架坚强、分布式资源丰富，具备率先推进配网自治和法人重构的条件；县域农村地区电网相对薄弱、治理能力参差不齐，需要稳扎稳打、逐步推进；西部新能源基地及偏远地区风光资源富集但负荷水平低、与大电网联系弱，应重点发展微网自治。因此，改革不能“一刀切”，必须坚持因地制宜、因时制宜、动态演进原则，允许各地区选择适合自身特点的路径和节奏。

二、改革总体思路与目标

（一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，落实“双碳”战略目标和新型电力系统建设部署，遵循“分层自治”的物理规律，坚持因地制宜、因时制宜、动态演进原则，以“主网保安全、配网促平衡、微网激活力”为基本逻辑，以县级供电企业法人治理重构为配网层改革的制度突破口，构建与新能源为主体的新型电力系统相适应的体制机制新格局。

（二）改革基本原则

1.物理决定制度：体制改革须以电力系统的物理分层为基础，不超越物理可行性设计制度安排。

2.分层授权、权责对等：明确主网、配网、微网各层级的权责边界，赋予自治权的同时压实平衡责任。县级供电企业获得独立法人地位的同时，承担配网自平衡的主体责任。

3.市场主导、政府兜底：能够由市场配置的资源交给市场，市场失灵时由政府发挥兜底和调节作用。

4.安全第一、协同高效：任何改革举措不得削弱电力系统安全稳定运行的基本保障。

5.先立后破、平稳过渡：在确保电力可靠供应的前提下有序推进改革，避免“休克式”调整。

6.因地制宜、因时制宜、动态演进：充分考虑东中西部、城市与农村、资源富集区与负荷中心区的巨大差异，不搞“一刀切”。允许各地区根据自身发展阶段和条件，选择适合的分层模式和改革节奏。建立分层划分的动态评估与调整机制，每3-5年对分层方案进行评估优化。

（三）区域分类：三类典型地区的划分

依据《主网、配网、微网的划分原则与方法研究》，将全国县级区域划分为三类典型地区，作为差异化改革路径的基础：

（四）总体目标

到2050年，全面建成与分层自治电力系统相匹配的电力体制新格局：

1.形成“主网他组织调控+配网自组织运行+微网完全自治”的调度与管理体系。

2.形成“国家级/区域级—省级—配网级—微网级”多层协同的电力市场体系。

3.形成覆盖电能量、容量、辅助服务、绿色价值的全品种价格机制。

4.形成适应新型主体的市场准入、运营监管、退出清算制度。

5.形成以《电力法》为核心、配套法规完备的电力法治体系。

6.形成适应不同地区特点的差异化分层治理模式，A类地区率先建成“强主网—强配网—灵活微网”，B类地区实现县域配网自治，C类地区形成“强主网—弱配网—强微网”格局。

三、改革核心任务

（一）任务一：重塑调度体系——从五级垂直到三层协同

1.改革方向

将传统的“国调-区调-省调-地调-县调”五级垂直调度体系，重构为“主网调度—配网调度—微网控制器”三层协同调度体系。不强制要求所有地区在同一时间完成相同的调度权下放，而是根据地区类型，设定差异化的调度权限划分标准和推进节奏。

2.差异化调度权限划分

3.具体措施

（1）分类制定调度权限清单

A类地区：明确10千伏及以下配电网调度权限全部下放至县级供电企业，地市调度仅保留跨县域协调和应急提级管控。同步建立“谁运维、谁调度、谁负责”的闭环机制。

B类地区：先选择条件较好的县开展10千伏调度权下放试点，积累经验后逐步推广；暂不具备条件的县，仍由地市调度代管，但赋予县级供电企业部分操作权限（如遥控分合闸）。

C类地区：大型新能源基地内部以场站级微网控制器为主，可实现孤岛运行；主网调度负责汇集站及外送通道的调度。偏远海岛、边境地区鼓励建设独立微网，与大电网弱联系或离网运行。

（2）建立“提级管控”的安全兜底机制

无论哪类地区，地市级及以上调度在以下情形保留提级管控权限：母线全停、跨县域大面积停电风险、上级电网紧急故障、以及县级调度能力不足的复杂工况。明确触发条件和操作程序，确保“层层设防、安全兜底”。

（3）分区域推进调度能力建设

A类地区：2028年前完成县级调度自动化系统升级，具备独立调度的技术条件。

B类地区：2032年前完成重点县域调度能力建设，2038年前覆盖全部县域。

C类地区：2030年前完成大型场站微网控制器部署，具备孤岛运行能力。

（4）立法确立分层调度制度

提请修订《电网调度管理条例》，将“统一调度、分级管理”修订为“统一调度、分层协同、配网自治”。明确省级及以上调度机构主要负责220kV及以上主网架的调度运行；配电网（110kV及以下）的调度运行管理由县级供电机构在遵守与主网联络线协议的前提下自主负责。同时，在法规中明确“因地制宜”原则，授权省级能源主管部门根据本省实际制定实施细则。

4.时间节点

2028年底前：A类地区首批县域配网调度权下放试点启动；C类地区微网控制器示范运行。

2030年底前：完成《电网调度管理条例》修订草案起草。

2035年底前：A类地区全面完成主配网调度职能分离；B类地区完成首批试点；C类地区微网集群形成基本框架。

2040年底前：运行边界划分标准全面实施。

（二）任务二：重构市场体系——从单一层次到多层协同

1.改革方向

以物理分层为基础，构建“主网市场—配网市场—微网市场”三层协同的市场体系。县级供电企业在完成法人重构后，作为独立市场主体参与各类电力市场交易。根据地区类型，差异化推进配网市场和微网市场建设。

2.具体措施

（1）完善主网市场（全国统一推进）

全面推动省间现货市场常态化运行，逐步实现省间-省内市场联合出清。

建立覆盖调频、备用、爬坡、惯量、电压支撑的辅助服务市场。

建立容量市场（或容量补偿机制），保障长期发电容量充裕性。

建立输电权市场，管理跨省区阻塞盈余。

（2）分区域推进配网市场建设

A类地区：率先建立配网级分布式电能量市场、灵活性服务市场、需求响应市场。探索配电网节点边际电价（D-LMP）机制。2035年前实现配网市场常态化运行。

B类地区：先以虚拟电厂形式参与省级辅助服务市场，条件成熟后逐步建立配网内部交易平台。2040年前实现主要县域配网市场起步。

C类地区：不强制建设配网市场，重点发展微网内部交易和与大电网的关口交易。

（3）培育微网市场

支持微网内部开展点对点（P2P）电能交易，微网运营商负责撮合、校核和结算。

建立微网孤岛运行的市场规则，允许内部价格信号与并网时脱钩。

（4）明确县级供电企业的市场主体地位

修订《电力市场运营基本规则》，将取得电力业务许可证（供电类）的县级供电企业明确纳入电力市场交易主体范畴。

允许县级供电企业以自身名义独立注册、独立报价、独立结算。

支持县级供电企业聚合本地分布式资源参与辅助服务市场、绿证市场和碳市场。

3.时间节点

2030年底前：省级现货市场全覆盖；A类地区配网分布式交易试点启动。

2035年底前：A类地区配网市场初步建成；B类地区虚拟电厂参与市场常态化。

2038年底前：完成相关市场规则修订，A类地区县级供电企业全部实现常态化参与市场交易。

2045年底前：配网市场覆盖全国地市级以上城区；B类地区已实施法人重构的县级供电企业全部具备市场交易能力。

（三）任务三：确立配微网主体地位——以县级供电企业法人治理重构为核心

1.改革方向

通过法人治理重构，使县级供电企业从省级电网公司的“分支机构”转变为自负盈亏、权责对等的独立市场主体。不搞“全国一刀切”的法人化时间表，而是根据地区类型、县域基础条件，分类推进，成熟一个、改制一个。允许暂不具备条件的地区继续保留分公司模式，但需明确过渡期安排和能力提升计划。

2.分区分类推进策略

3.具体措施

（1）全面完成“一行政区一供电局”物理整合（全国统一）

以县级行政区划为基准，逐一梳理供电区域与行政区划不一致的县区，制定机构整合方案，将多个供电分局、营业所整合为统一的县级供电机构。到2035年底，全国所有县级行政区实现“一行政区一供电局（公司）”100%覆盖，为分层自治奠定空间治理基础。此项工作不分地区类型，统一要求。

（2）A类地区：率先推进全资子公司或控股子公司改制

法人形式：省级电网公司全资子公司，或省级控股、地方参股的有限责任公司。

治理结构：参照广西新电力“地市供电局全面领导+新电力集团资本管控”模式，建立“省一地一县”三级权责配置。

财务独立：建立独立财务核算体系，单独开设银行账户，独立编制财务报表。明确与省级电网公司之间的购售电结算价格、输配电价分摊机制和交叉补贴处理方式。

时间节点：2028年前完成首批10个试点县；2032年前东部发达省份全部完成改制；2035年前基本完成A类地区法人重构。

（3）B类地区：先“模拟法人”后“正式法人”

第一步（2030年前）：完成物理整合，建立内部独立核算账户（模拟法人），实行内部市场化核算。

第二步（2035年前）：选择20个条件较好的县开展正式法人改制试点。

第三步（2040年前）：推广至50%以上县域。

第四步（2045年前）：完成80%以上县域法人重构。

（4）C类地区：因地制宜，不设统一时限

大型新能源基地内的配电网，可参照增量配电网模式直接赋予独立法人地位。

偏远、人口稀少地区，可长期保持分公司模式，重点通过微网自治实现能源自给，不强制要求法人化。

海岛、边境等特殊区域，可探索与地方国资合作组建独立法人，服务于国防和民生需求。

（5）建立“省一地一县”三级治理权责清单（分层分类）

A类地区：县级公司享有充分的人财物自主权，省级公司以资本管理为主，负责战略规划、重大投资审批、技术标准制定。

B类地区：县级公司在核心业务（调度、市场、客户服务）上独立，但重大投资、人事等由省级公司审批。

C类地区：县级机构以执行为主，自主权有限，重点保障供电可靠性和民生服务。

4.时间节点

2028年底前：完成首批10个试点县（主要在A类地区）法人治理方案设计与批复。

2032年底前：完成全部30个试点县法人治理重构；A类地区东部发达省份基本完成改制。

2035年底前：形成《县级供电企业法人治理改革操作指南》；A类地区完成80%以上法人重构；全国物理整合100%完成。

2042年底前：B类地区县级法人覆盖率超过50%。

2045年底前：B类地区县级法人覆盖率超过80%。

2048年底前：全国县级供电企业独立法人覆盖率100%（C类地区除外，按“视条件推进”原则）。

（四）任务四：深化输配电价改革——从“邮票法”到“节点法”

（内容基本同原方案，增加“分区域推进”表述）

1.改革方向

推动输配电价从“按电量单一制回收”转向“容量电价+电量电价”两部制，在主网层面探索节点边际电价，在配网层面探索节点边际配电价，赋予县级供电企业在省级价格框架内一定的自主定价空间。根据地区类型，差异化推进配电价改革。

2.具体措施

（1）建立输配电“容量+电量”两部制电价（全国统一推进）

（2）建立县级供电企业独立核算体系（分区域推进）

A类地区：完成法人重构后即建立独立核算体系，2030年前完成。

B类地区：先建立模拟独立核算，2038年前完成正式独立核算。

C类地区：暂不要求独立核算。

（3）建立县级供电企业自主定价机制（分区域推进）

A类地区：在省级输配电价框架内，允许在±10%范围内根据本地供需情况进行价格浮动。赋予对辖区内需求响应、储能服务的定价自主权。

B类地区：在省级价格框架内允许±5%浮动，逐步扩大。

C类地区：执行省级统一定价，暂不赋予浮动权限。

（4）探索配电网节点边际电价

A类地区：2035年前启动试点。

B类地区：2040年前启动研究。

C类地区：暂不探索。

3.时间节点

2030年底前：A类地区完成法人重构的试点县建立独立核算体系。

2035年底前：输配电“容量+电量”两部制全面实施；A类地区配电网节点边际电价试点启动。

2040年底前：B类地区建立正式独立核算体系。

2045年底前：全国已实施法人重构的县级供电企业全面建立独立核算与自主定价机制。

（五）任务五：健全辅助服务与容量机制——从无偿到市场化

（内容同原方案，此处略）

（六）任务六：修订《电力法》及配套法规——从秩序法到促进法

（内容同原方案，增加“为差异化改革预留法律空间”的表述）

1.修订方向

将《电力法》从以“维护电力系统秩序”为主的“秩序法”，修订为以“促进新型电力系统建设”为导向的“促进法”，为体制改革提供法律依据，为县级供电企业法人地位确立提供明确上位法支撑，同时为各地区因地制宜推进改革预留法律空间。

2.关键条款建议

在“供电营业区”条款中，明确该条款的核心功能是明确市场化主体缺位或失败时的兜底责任主体，而非限制营业区内存在多个市场竞争主体。

授权省级能源主管部门根据本省实际情况，制定县级供电企业法人治理改革的具体实施办法，报国家能源局备案。

明确配电网运营企业（含县级供电企业）在不同地区可以采取分公司、子公司、控股公司等不同法律形式，不强制统一。

四、分阶段实施路径（差异化设计）

（一）阶段一（2026-2035）：范式重构与体制奠基期——分区突破

（二）阶段二（2036-2045）：形态定型与体制完善期——分类深化

（三）阶段三（2046-2050）：全面成熟期——多元共存、动态优化

全国形成多种分层治理模式并存的格局：A类地区“强主网—强配网—灵活微网”，B类地区“弱主网—强配网—基础微网”，C类地区“强主网—弱配网—强微网”。

不追求“全国统一模式”，而是建立定期评估与动态调整机制。

到2050年，所有县级供电企业（除极特殊边远地区外）均具备清晰的物理边界、运行边界和市场参与能力，但法人形式可以是子公司、控股公司或模拟法人，不强求100%独立法人。

五、保障措施

（一）法制保障

将《电力法》修订列为全国人大常委会重点立法项目，争取2032年前完成修订。

同步推进《电网调度管理条例》《电力市场监管办法》《配电网运营管理办法》等配套法规规章的制修订。

鼓励有立法权的地方人大和政府，结合本地实际制定配电网管理的地方性法规。

（二）组织保障

将本方案实施纳入新型电力系统建设部际联席会议协调框架，由国家能源局牵头，会同国家发展改革委、财政部、国务院国资委等部门定期协调解决改革难题。

压实省级电网公司主体责任，将改革任务纳入企业发展规划和年度工作计划。

将“县级供电企业法人重构覆盖率”“运行边界划分完成率”“县级供电企业市场参与率”等指标纳入考核体系，并区分地区类型设定差异化考核标准。

（三）财务与人员保障

省级电网公司应为县级供电企业法人化改制提供财务支持，协助完成资产清查、独立核算体系建立，合理确定内部结算价格。

坚持“人随业务走、待遇不降低、发展有通道”原则，稳妥做好人员划转安置。

设立县级供电企业能力建设专项基金，重点支持B类、C类地区的能力提升。

（四）监管能力建设

加强国家能源局派出机构的监管力量，适应配网和微网市场监管的新需求。

建立电力市场运行监测和风险预警平台。

加强对新型主体（虚拟电厂、负荷聚合商、微电网等）的监管规则研究。

（五）动态评估与调整机制（新增）

1.每3-5年，由国家能源局组织对各省分层划分方案和改革进展进行评估，评估指标包括：配网自治能力、新能源消纳率、供电可靠性、市场参与度、用户满意度等。

2.评估结果作为调整分层方案和改革节奏的依据。对改革进展快、条件成熟的地区，可提前下放更多权限；对进展滞后、条件不具备的地区，可适当放缓或给予技术帮扶。

3.允许地方根据实际情况申请调整地区分类，经国家能源局批准后变更改革路径。

4.建立分层划分的动态调整机制，每5年对《分层自治电力系统划分技术导则》进行修订。

六、结语

中国电力系统是一个复杂的巨系统，东部与西部、城市与农村、资源富集区与负荷中心区之间的差异，决定了分层自治的实现路径不可能“齐步走”。本方案摒弃“一刀切”思维，贯彻“因地制宜、因时制宜、动态演进”原则，在统一的理论框架下，允许各地区选择适合自身特点的改革节奏和分层模式。

2002年5号文和2015年9号文，在中国电力体制改革史上写下了浓墨重彩的篇章。但由于当时电力系统仍处于传统形态，改革框架与物理现实之间始终存在张力，导致不少改革措施未能完全落地。

今天，新型电力系统的物理形态正在发生根本性变革。县级供电企业法人地位缺失，是分层自治电力系统中“边界”无法确定的核心制度梗阻。本方案以县级供电企业法人治理重构为配网层改革的制度突破口，遵循“物理整合—法人重构—权责划分”三阶段路径，使县级供电企业从省公司的“末端执行机构”蜕变为县域能源体系的“价值整合枢纽”。

A类地区先行先试，率先建成“强主网—强配网—灵活微网”的分层治理体系；B类地区稳扎稳打，逐步实现县域配网自治；C类地区重点突破微网，以点带面。三类模式没有高低之分，只有是否适合本地实际之别。广西新电力的改革实践已经证明：当县级供电企业真正获得法人地位和分层治理能力时，县域电网的发展将迎来质的飞跃。

改革不是为改革而改革，而是为了构建一个安全、绿色、高效的新型电力系统。我们相信，尊重差异、分类施策、动态优化，这场电力体制改革才能真正落地生根，为全球能源转型贡献中国智慧。

呈报：国家发展改革委、国家能源局

编制单位：联合课题组

日期：2026年5月