能源转型和“双碳”目标的推动下，我国电力体制改革取得重要进展。国家发展改革委日前披露，随着《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》落地实施，长期存在的行政分割正在被打通。数据显示，目前64%的社会用电量通过市场交易完成，较改革初期提高49个百分点，煤电、新能源等各类电源已全面进入市场体系。 这个变化始于2015年启动的新一轮电改。彼时的主要问题在于：省级市场相互割裂，清洁能源消纳受限；计划电价机制难以反映真实成本。为此，我国建立了“中长期+现货+辅助服务”的多层次市场架构，并在三年内建成覆盖所有省级行政区的交易平台。值得关注的是，西北风电光伏基地与东部负荷中心通过市场化交易形成相对稳定的送电机制，2025年跨省交易电量达1.6万亿千瓦时，约为三峡电站年发电量的15倍。 市场化机制带来多上成效。一方面促进资源更优配置——蒙西至山东、白鹤滩至江苏等特高压通道利用率提升27%，西南水电弃电量下降82%；另一方面推动企业降本增效，煤电机组平均供电煤耗较2015年下降28克/千瓦时。更深层的变化在于价格信号作用增强：广东现货市场试运行期间，负荷高峰时段电价上浮对储能建设形成有效激励，2025年全省新型储能装机较政策实施前增长4倍。 面对新能源占比快速提升的形势，改革仍需继续完善。当前西北地区新能源参与市场比例已达60%，但辅助服务补偿机制仍不健全；华东区域虽实现日前现货市场全周期运行，仍需加强与其他区域的协同。对此，国家能源局正研究制定容量电价实施办法，拟在2026年前建立更适应高比例可再生能源的市场体系。
十年来，我国电力市场化改革从起步探索到全面推进，已形成较为完整的市场体系框架，体现出我国持续推进经济体制改革的力度与成效。当前，全国统一电力市场体系虽已初步建成，但规则完善和机制衔接仍需持续推进。下一步，应继续优化市场规则，扩大市场参与范围，完善价格形成机制，推动电力市场与碳市场更好衔接，为实现“双碳”目标和能源高质量发展提供支撑。