2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，转变自然垄断环节监管方式，在发电侧和售电侧引入竞争，加快构建经济高效的市场体系，形成主要由市场决定价格的机制。

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  “十四五”期间，我国坚持市场化改革方向，加快建设全国统一电力市场体系，推动煤电、新能源全面进入市场，实现“计划电”向“市场电”转变，更好发挥煤电支撑性调节性作用，促进新能源“量”的合理增长和“质”的有效提升。市场化改革方向下，电网统购统销局面逐步打破，电力交易机构逐步独立规范运行，发售电环节全面引入市场竞争，配电环节引入社会资本投资。我国电力体制改革从局部探索到全面推进，取得了令人瞩目的成就，构建起了崭新的电力市场格局，为经济社会高质量发展注入了强劲动力。

  我国电力生产组织方式逐步由计划向市场转变，市场成为电力资源配置的重要手段。全国市场化交易电量由2016年的1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比重提升至63%；其中，2024年跨省跨区市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，较2016年增长十余倍。2024年全国绿证交易量达4.46亿个，同比激增364%，绿电交易规模突破2300亿千瓦时，同比增长235.2%。超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳，在新能源装机增速远高于负荷增长的情况下，新能源利用率维持在95%以上。

  涵盖跨省跨区市场、省市场，覆盖中长期、现货、辅助服务市场的统一市场体系初步建立。电力中长期市场在全国范围内常态化运行。电力现货市场建设全面加速，截至目前，已有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等七个省电力现货市场相继转入正式运行，其余各省电力现货市场也陆续进入连续结算试运行阶段。跨区跨省交易机制持续完善，省间电力现货市场正式运行，南方区域电力市场进入连续结算试运行，跨经营区电力交易为电力资源在更大范围优化配置奠定了制度基础。各省电网、区域电网因地制宜建立了调频、调峰、备用、爬坡等辅助服务市场，并实现与电力现货市场的有机融合。以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露规则为支撑的“1+6”基础规则体系基本建立。

  多元主体竞争格局激发市场改革活力。我国电力市场经营主体数量由2016年的4.2万家增加至2025年的97万家，增长超20倍，形成了多元主体有效竞争格局。在发电侧，部分省燃气、核电和水电也参与了市场，实现了各类电源同台竞价，有效促进市场竞争，优化发电行为。在用户侧，除居民、农业用户外，全部工商业用户进入市场，实现“按需用电”向“按价用电”转变。售电公司在发电企业和电力用户之间架起了桥梁，通过提供多样化的售电套餐和增值服务，满足用户的个性化需求。分布式电源、新型储能、虚拟电厂等新型经营主体已超过4000家，这些新业态、新模式能够灵活响应市场信号，参与电力的生产、存储和消费，提高了电力系统的灵活性和稳定性。

  二、新形势下的电力体制改革挑战

  “十四五”期间，电力体制改革日新月异、成效显著，仍需在市场规则设计、价格机制等方面进一步深化改革，以更好适应新型电力系统建设目标下的高比例新能源并网与新型主体快速发展需求。一是当前基于各类电源边际成本竞价出清的电力市场理论体系需要进一步研究完善，体现电力商品电能量、灵活调节、安全充裕、绿色环境等多维度价值的市场机制与价格体系需要加快建立，中长期、现货、辅助服务、容量等不同交易品种之间的统筹衔接需要进一步加强。二是为满足用户短时尖峰用电需求，配套建设了大量发电和电网资源，导致低谷时段发电和电网资源出现容量冗余，影响了资源利用效率。三是需求侧市场未全面开放，用户电价未体现不同时段发电和电网资源的成本差异，同时电力批发市场与零售市场的价格传导机制尚不健全，分时价格信号的“指挥棒”作用发挥不充分，无法有效引导用户优化用电行为和调动负荷侧可调节资源。

  三、深化电力体制改革展望

  深化电力体制改革应以保障电力系统安全为重要前提，以促进能源清洁低碳转型为主要目标，通过持续推动体制机制创新助力新型电力系统高质量发展。

  （一）以价格优化资源配置

  新型电力系统供需在时空上存在着极大的不均衡，需依赖价格信号调节。价格需通过有序竞争形成，既要避免信息不对称导致的价格扭曲，又要激励市场主体降本、提效、创新。价格信号通过反映电力系统资产利用效率和电网运行安全状况及成本，实现安全性与经济性的有效衔接。未来可探索采用“电力限价为辅、电量限价为主”模式，即短周期内允许电力分时价格随供需关系充分波动，长周期内依据度电平均成本对市场主体收益进行整体调控，既充分发挥价格调节作用，又有效防范市场风险。

  （二）创新新能源入市交易机制

  在新能源可持续发展价格机制的基础上，研究探索通过场外合约稳定新能源全年收益水平，创新差价合约结算方式，当市场交易价格低于合约价格区间的下限导致的缺额部分由用户平摊补足，高于合约价格区间上限带来的超额收益则返还用户以降低电价。同时，激励新能源以长期边际成本参与现货市场竞争，推动现货市场进一步放宽市场限价，更好体现分时价格波动性。

  （三）加快容量市场建设

  完善容量市场价格形成机制，充分体现各类电源的长期边际成本，做好容量市场成本向用户侧的传导分摊。统筹好容量充裕性与供电可靠性之间的关系，让用户感受到不同容量可靠性水平下的经济成本，使市场价格提前激励需求侧响应，提前实现容量供需均衡，避免电力项目“计划生、市场养”的经营风险，实现经济高效保供。

  （四）构建输配电成本显性化分摊机制

  电网安全的本质是输配电资源的稀缺性，需通过机制设计让安全成本显性化，并合理分摊。当前输配电成本平均分摊不符合激励原则，易导致资源错配、投资低效，不利于促进新能源就近消纳和供需更好适配。

  时间上，输配电资源稀缺时段，使用者应多分摊成本，通过分时电价引导错峰用电，提升资产利用率；空间上，输电距离越远、利用资产越多，使用者成本应越高，避免不合理不科学的远距离输电。

  （五）构建精准成本传导电价机制

  当前终端用户无法感知不同时段发输配资源真实成本，基荷以上的发输配容量利用率低，其单位成本远高于现行分时电价，且用户侧尖峰电价“搭车”平谷时段的做法不符合“谁受益、谁承担”原则，易致资源错配、推高用电成本。可探索基于各时段资产利用率制定分时电价，引导用户削峰填谷，激励新能源配储和工商业储能发展，通过源荷储互动提升电网资产利用率。

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