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2015年我国新一轮电力体制改革正式开启，这次改革之前，我国的电力体制到底是怎样的呢？

华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏说，在2002年上一轮电力改革的推动下，我国成立了5大央企的发电集团，实现了电网企业跟发电企业的厂网分开。当时，社会各界都希望看到发电竞价上网的局面，虽然也做了东北试点、华东试点，但是探索没能够持续。所以那时整体还是计划体制，发电厂每年发多少电还是按照省政府的年度计划去实施。发电厂的上网电价、用户的销售电价等都是由国家主管部门来确定。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源研究室副主任韩雪指出，计划体制也导致当时电力供需难以动态平衡，电力行业的运行效率相对较低。

韩雪：我们经济发展速度快了，电力够不够？价格是不是要调高一点？我们很难动态地感知到电力领域的供需情况。我们设置目标、价格可能也和实际情况有所背离，这就影响到整个电力的供需，所以当时整个电力行业的运行效率不是很高。

2015年党中央、国务院提出了电力改革的新思路——“管住中间放开两头”，对位于中间环节的电网企业加强监管，核定输配电价。放开两头就是推动发电企业和电力用户直接开展交易，电力价格随行就市。王鹏说，我国的电力行业自此开始发生翻天覆地的变化。

图源：国家能源局官方公众号

十年的时间里，改革持续向纵深推进，电力市场体系逐步完善。

从参与市场化交易的主体来看，截至目前，注册参与交易的经营主体数量由2016年的4.2万家增加至81.6万家，增长近20倍，涵盖了火电、新能源、核电等发用电两侧各类经营主体。

王鹏：从发电侧来说，燃煤发电、风电、太阳能光伏......全国大概80%以上的发电装机（容量）都参与到了电力市场当中。用户侧，全国除了居民、农业之外的所有工商业都参与到电力市场当中。用户每个月的电价都会根据供需形势发生变化。比如山东、山西、内蒙古、甘肃、广东等等这些地区的用户电价，每天都能够随着供需发生变化。

从市场化交易的电量数据来看，2016年，全国市场化交易电量只有1.1万亿千瓦时，2024年达到6.2万亿千瓦时，全社会用电量的63%都来自于市场化交易电量。其中，跨省跨区市场化交易电量在2024年达到1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。

图源：央视新闻，能源日参

国家能源局市场监管司司长郝瑞锋表示：截至目前，我国电力市场交易品种涵盖中长期、现货、辅助服务和绿证绿电。在中长期交易方面，已经实现了常态化开市。在现货市场建设方面，5个省级和国网省间现货转入正式运行，7个省级现货市场进入连续结算试运行，南方区域电力市场开展整月结算试运行。长三角区域市场建立电力互济交易机制，市场已成为全国电力资源优化配置的重要手段。

经过持续推动，改革红利在有效释放。王鹏强调，电力市场进一步发挥了“保供应、促转型、稳价格”作用，有力服务于经济社会高质量发展。

王鹏：在市场推动下，燃煤电厂主动去衔接上游的煤炭市场，主动去维护它的发电设备，我们跨省跨区的电力余缺调剂更加频繁，像西北的风电光伏、西南的水电，通过“西电东送”大通道能够机制化地送到江苏、浙江等地区，使得在迎峰度夏、迎峰度冬关键时间点，我们电力系统的可靠性大大提高。

新一轮电力体制改革10年来，燃煤发电上网电价全面放开，推动新能源全面参与电力市场，我国已初步建立起“能涨能跌”的市场化电价机制。

国家能源局相关负责人表示，随着市场化电价机制的不断健全，我国超过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。2024年，绿电交易电量达2336亿千瓦时，同比增长235%。与此同时，我国通过完善电价机制、推进市场化交易等措施，保障电价基本稳定，用能成本实现总体可控，居民和工商业平均电价水平在国际上处于较低水平。

韩雪表示，未来电力体制改革的重点将会继续深化全国统一电力市场建设，聚焦推动新能源全面参与市场。

韩雪：新能源的消纳一定是下一步电力体制改革的重中之重，推动新能源进入电力市场，因为其发电间歇性的特性，就需要有调节性资源或者是灵活性资源去弥补，像储能、抽水蓄能等。未来，电力市场改革需要让调节的价值更大地体现出来，这肯定是下一步电力体制改革市场化非常重要的方向。