2026年盛夏，两份重磅能源政策接连落地，悄然拉开中国电力体制新一轮深度改革的序幕。
6月13日，《新型能源体系建设“十五五”规划》正式出台，首次明确提出统筹“西电西用”与“西电东送”，推动能源资源就地就近转化利用，重构延续二十余年的跨区域电力调配逻辑。7月10日，《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》重磅落地，首次明确推动核电纳入绿电绿证体系，为核电直连终端用户、脱离传统电网调度扫清政策障碍。
两项看似独立的顶层设计，实则指向同一个核心变革：依托电网统购统销、统一调度形成的长期垄断格局正在松动。中国电力行业“管住中间、放开两头”的市场化改革，正式迎来关键窗口期。
01 改革回溯：厂网分开未破垄断，电网垂直格局逆势回潮
中国电力市场化改革的核心框架，始于2002年的“厂网分开”改革。彼时，原国家电力公司完成拆分，形成华能、华电、大唐、国电、中电投五大发电集团，与国家电网、南方电网两大输配电主体分立的行业格局。
此次改革彻底打破了电力行业完全垄断的局面，让发电侧迈入市场化竞争阶段，但输配电网的自然垄断环节被完整保留。由此形成特殊的行业现状：两大电网企业既承担公共属性的电力调度、电网运维职能，手握行业“裁判员”权限，同时深度参与售电、能源服务等经营性市场业务，兼具裁判与运动员双重身份。
政企不分、垄断环节与竞争环节边界模糊的问题长期存在。伴随新型电力系统建设推进、新能源规模化发展，电网依托输配垄断优势与核心调度权，持续向上游产业链渗透，深度布局新能源开发、储能、综合能源服务等原本属于发电侧的竞争性领域，垂直一体化格局悄然回归。
近年来，两大电网的产业布局愈发激进。股权层面，国家电网联合国家电投成立80亿元级生物质能源公司，经营范围覆盖光伏、风电、储能等核心新能源业务；南方电网旗下综能平台，深度参股、主导多个海陆风电项目，直接入局发电端市场。
储能与抽水蓄能领域，电网的垄断优势进一步放大。“十五五”期间，国家电网规划新开工、新投产抽水蓄能装机均超3000万千瓦，规模稳居电力央企首位；2026年上半年新增23家储能子公司，占央企新增储能企业总数近四分之一。南方电网同样加码布局，力争“十五五”末抽水蓄能、新型储能投运装机分别达到2100万千瓦、500万千瓦。
依托调度特权与电网通道优势，两大电网以“系统调节、保供稳价”为名，全面切入市场化竞争赛道。在“源网荷储一体化”政策加持下，电网将发电、输电、配电、用电、储能全环节打包为封闭微循环，既是电力通道的唯一运营者，又是海量发电资产的持有者。二十年前被拆分的“发输配用”垂直垄断格局，正以新能源、储能投资为外衣重新拼接成型。
与此同时，分布式能源、就近消纳的新型电力模式快速崛起，与电网统购统销、垂直管控的传统体制形成激烈对峙。市场化改革的滞后性，逐渐成为新型能源体系建设的核心阻碍。
02 政策破局：核电入绿+直连落地，击穿电网核心壁垒
电力改革的核心目标，始终是落实“管住中间、放开两头”：严格监管输配电自然垄断环节，保障电网公平开放；全面放开发电、售电两端市场，充分引入竞争、市场化定价。2024年7月，二十届三中全会明确提出，推进能源行业自然垄断环节独立运营、竞争性环节市场化改革，为新一轮电改按下加速键。
2025年以来，政策落地节奏持续提速，绿电直连成为打破电网垄断的核心突破口。所谓绿电直连，即风电、光伏等新能源无需经过公共电网，通过专用线路直接向工业园区、大型企业供电，绕开传统电网的统购统销体系。
制度革新速度远超市场预期：2025年5月仅允许单用户直连，2026年5月便扩容至多法人多用户模式，同时明确市场化定价机制，一年时间完成制度从0到1的完整搭建。而此次核电纳入绿电体系，更是直击电网垄断的核心命脉。
长期以来，风电、光伏直连存在天然短板：间歇性、波动性强，终端用户仍需依托大电网兜底保供，对电网的依赖性无法脱离。但核电完全不同，作为大容量、高稳定、零波动的基荷电源，核电直连可让大型终端用户基本脱离公共电网独立运行，直接冲击电网统一调度、统购统销的核心利益。
政策层面已形成完整支撑体系。除核电入绿新政外，此前多部门印发的《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，已明确探索核电、氢能直连算力设施供电模式。这一系列政策落地，不仅破解了新能源消纳难题、助力企业应对碳关税壁垒，更为中广核、中国核电等发电央企开辟了绕开电网、直达终端的市场化通道，彻底在售电侧引入充分竞争。
03 市场倒逼：AI算力缺口+东西部能源博弈，加速体制重构
核电直连、电力市场化改革的快速推进，不仅源于顶层政策设计，更源于市场刚需与区域能源格局的深度重构，阿里布局核电算力项目遇阻事件便是典型缩影。
2026年6月，阿里巴巴被曝计划联合核电央企，在浙江仁和数据中心配套建设小型核反应堆（SMR），以匹配海量算力用电需求，最终因电价定价、供电模式分歧陷入停滞。这一合作僵局，精准暴露了当下电力体制的深层矛盾。
从区域禀赋来看，浙江是典型的“资源小省、用能大省”，化石能源、省外电力对外依存度极高。伴随AI算力产业爆发，区域用电缺口持续拉大：2026年一季度，浙江算力中心用电量达15.29亿度，同比暴涨26.43%，远超全社会5%的用电增速，高稳定性、低成本的零基荷电力成为刚需。
更深层的变革动力，来自延续二十余年的“西电东送”体制弊端与东西部能源博弈。1998年二滩水电站建成后，恰逢经济低谷叠加火电集中上马，川渝地区出现严重弃水问题。为消化西部富余电力、缓解东部用电紧张，国家正式启动西电东送战略，成为西部大开发核心工程。
二十余年来，西电东送有效优化了全国能源配置，但以政府协议、行政指令为核心的调配模式，缺乏市场化价格机制，逐渐引发尖锐的区域矛盾。电力分配采用“全国一盘棋”的刚性管控，并非“省内优先、余电外送”，导致西部省份发展受限。
随着成渝双城经济圈、东数西算等战略落地，西部自身用电需求爆发，供需格局彻底逆转。2022年川渝极端高温干旱期间，四川水电出力腰斩、本地工业被迫限电停产，却仍需按行政协议外送电力，区域矛盾彻底激化。
不止四川，云南2020年用电量首次超越外送电量，多次对高耗能产业限电保供；内蒙古、新疆、宁夏等西部省份，均通过布局高耗能产业、推动绿电就地消纳，重构本地能源供需体系。数据显示，2018—2022年，西部跨省跨区输电量增速大幅下滑，两类核心增速指标分别由14.6%、13.5%降至4.3%、6.3%，区域能源逻辑彻底反转。
04 市场化终局：价格信号主导，告别行政电力配置
东西部能源博弈的核心症结，在于电力市场化机制的缺失。当前国内电力中长期交易占市场化电量比重超95%，现货市场建设滞后，电价无法真实反映时空供需差异与绿电环境价值。省际电力调配高度依赖行政指令，价格信号失灵，导致区域利益矛盾无法通过市场方式调和。
为此，国家加速推进全国统一电力市场建设。2022年《加快建设全国统一大市场的意见》明确健全多层次电力市场体系；2026年2月，国务院办公厅印发专项实施意见，敲定2027年前基本建成电力现货市场，完善跨省跨区交易制度，彻底重塑电力资源配置逻辑。
在此背景下，“西电西用”从学术共识升级为国家战略，意义深远。一方面可实现能源生产与消费就地匹配，降低输电损耗与系统成本；另一方面，是对传统行政化电力配置体制的深度纠偏。
未来，电力资源流动将彻底摆脱僵化的政府协议束缚，依托全国统一现货市场的价格信号，精准反映不同区域、不同时段的电力供需稀缺性与绿电价值。叠加核电入绿、核电直连的政策落地，发电侧市场化竞争全面打开，电网独家垄断的时代正式落幕。
从长期来看，核电纳入绿电体系，不仅是能源低碳转型的重要一步，更是电力体制改革的标志性事件。它打破了电网在调度、售电环节的绝对壁垒，让高稳定性零碳电力直面市场竞争，为新型能源体系建设注入市场化活力。电力行业的终极格局，将从“单一垄断管控”，走向“多元竞争、市场定价、灵活匹配”的全新形态。
本文来自微信公众号：雨前产经观察，作者：彭勇