2015年3月，中共中央、國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路，轉變自然壟斷環節監管方式，在發電側和售電側引入競爭，加快構建經濟高效的市場體系，形成主要由市場決定價格的機制。

  “十四五”期間，我國堅持市場化改革方向，加快建設全國統一電力市場體系，推動煤電、新能源全面進入市場，實現“計劃電”向“市場電”轉變，更好發揮煤電支撐性調節性作用，促進新能源“量”的合理增長和“質”的有效提升。市場化改革方向下，電網統購統銷局面逐步打破，電力交易機構逐步獨立規范運行，發售電環節全面引入市場競爭，配電環節引入社會資本投資。我國電力體制改革從局部探索到全面推進，取得了令人矚目的成就，構建起了嶄新的電力市場格局，為經濟社會高質量發展注入了強勁動力。

  我國電力生產組織方式逐步由計劃向市場轉變，市場成為電力資源配置的重要手段。全國市場化交易電量由2016年的1萬億千瓦時增長至2024年的6.2萬億千瓦時，占全社會用電量的比重提升至63%；其中，2024年跨省跨區市場化交易電量達1.4萬億千瓦時，較2016年增長十余倍。2024年全國綠證交易量達4.46億個，同比激增364%，綠電交易規模突破2300億千瓦時，同比增長235.2%。超過50%的新能源發電量通過市場化方式消納，在新能源裝機增速遠高于負荷增長的情況下，新能源利用率維持在95%以上。

  涵蓋跨省跨區市場、省市場，覆蓋中長期、現貨、輔助服務市場的統一市場體系初步建立。電力中長期市場在全國范圍內常態化運行。電力現貨市場建設全面加速，截至目前，已有山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北、浙江等七個省電力現貨市場相繼轉入正式運行，其余各省電力現貨市場也陸續進入連續結算試運行階段。跨區跨省交易機制持續完善，省間電力現貨市場正式運行，南方區域電力市場進入連續結算試運行，跨經營區電力交易為電力資源在更大范圍優化配置奠定了制度基礎。各省電網、區域電網因地制宜建立了調頻、調峰、備用、爬坡等輔助服務市場，并實現與電力現貨市場的有機融合。以《電力市場運行基本規則》為基礎，電力中長期、現貨、輔助服務規則為主干，市場注冊、計量結算、信息披露規則為支撐的“1+6”基礎規則體系基本建立。

  多元主體競爭格局激發市場改革活力。我國電力市場經營主體數量由2016年的4.2萬家增加至2025年的97萬家，增長超20倍，形成了多元主體有效競爭格局。在發電側，部分省燃氣、核電和水電也參與了市場，實現了各類電源同臺競價，有效促進市場競爭，優化發電行為。在用戶側，除居民、農業用戶外，全部工商業用戶進入市場，實現“按需用電”向“按價用電”轉變。售電公司在發電企業和電力用戶之間架起了橋梁，通過提供多樣化的售電套餐和增值服務，滿足用戶的個性化需求。分布式電源、新型儲能、虛擬電廠等新型經營主體已超過4000家，這些新業態、新模式能夠靈活響應市場信號，參與電力的生產、存儲和消費，提高了電力系統的靈活性和穩定性。

  二、新形勢下的電力體制改革挑戰

  “十四五”期間，電力體制改革日新月異、成效顯著，仍需在市場規則設計、價格機制等方面進一步深化改革，以更好適應新型電力系統建設目標下的高比例新能源并網與新型主體快速發展需求。一是當前基于各類電源邊際成本競價出清的電力市場理論體系需要進一步研究完善，體現電力商品電能量、靈活調節、安全充裕、綠色環境等多維度價值的市場機制與價格體系需要加快建立，中長期、現貨、輔助服務、容量等不同交易品種之間的統籌銜接需要進一步加強。二是為滿足用戶短時尖峰用電需求，配套建設了大量發電和電網資源，導致低谷時段發電和電網資源出現容量冗余，影響了資源利用效率。三是需求側市場未全面開放，用戶電價未體現不同時段發電和電網資源的成本差異，同時電力批發市場與零售市場的價格傳導機制尚不健全，分時價格信號的“指揮棒”作用發揮不充分，無法有效引導用戶優化用電行為和調動負荷側可調節資源。

  三、深化電力體制改革展望

  深化電力體制改革應以保障電力系統安全為重要前提，以促進能源清潔低碳轉型為主要目標，通過持續推動體制機制創新助力新型電力系統高質量發展。

  （一）以價格優化資源配置

  新型電力系統供需在時空上存在著極大的不均衡，需依賴價格信號調節。價格需通過有序競爭形成，既要避免信息不對稱導致的價格扭曲，又要激勵市場主體降本、提效、創新。價格信號通過反映電力系統資產利用效率和電網運行安全狀況及成本，實現安全性與經濟性的有效銜接。未來可探索采用“電力限價為輔、電量限價為主”模式，即短周期內允許電力分時價格隨供需關系充分波動，長周期內依據度電平均成本對市場主體收益進行整體調控，既充分發揮價格調節作用，又有效防范市場風險。

  （二）創新新能源入市交易機制

  在新能源可持續發展價格機制的基礎上，研究探索通過場外合約穩定新能源全年收益水平，創新差價合約結算方式，當市場交易價格低于合約價格區間的下限導致的缺額部分由用戶平攤補足，高于合約價格區間上限帶來的超額收益則返還用戶以降低電價。同時，激勵新能源以長期邊際成本參與現貨市場競爭，推動現貨市場進一步放寬市場限價，更好體現分時價格波動性。

  （三）加快容量市場建設

  完善容量市場價格形成機制，充分體現各類電源的長期邊際成本，做好容量市場成本向用戶側的傳導分攤。統籌好容量充裕性與供電可靠性之間的關系，讓用戶感受到不同容量可靠性水平下的經濟成本，使市場價格提前激勵需求側響應，提前實現容量供需均衡，避免電力項目“計劃生、市場養”的經營風險，實現經濟高效保供。

  （四）構建輸配電成本顯性化分攤機制

  電網安全的本質是輸配電資源的稀缺性，需通過機制設計讓安全成本顯性化，并合理分攤。當前輸配電成本平均分攤不符合激勵原則，易導致資源錯配、投資低效，不利于促進新能源就近消納和供需更好適配。

  時間上，輸配電資源稀缺時段，使用者應多分攤成本，通過分時電價引導錯峰用電，提升資產利用率；空間上，輸電距離越遠、利用資產越多，使用者成本應越高，避免不合理不科學的遠距離輸電。

  （五）構建精準成本傳導電價機制

  當前終端用戶無法感知不同時段發輸配資源真實成本，基荷以上的發輸配容量利用率低，其單位成本遠高于現行分時電價，且用戶側尖峰電價“搭車”平谷時段的做法不符合“誰受益、誰承擔”原則，易致資源錯配、推高用電成本。可探索基于各時段資產利用率制定分時電價，引導用戶削峰填谷，激勵新能源配儲和工商業儲能發展，通過源荷儲互動提升電網資產利用率。

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