从2002年印发《电力体制改革方案》至2011年两大电力辅业集团（中国电力建设集团与中国能源建设集团）挂牌成立，我国电力市场已经基本上实现政企分离、厂网分离、主辅分离。
（来源：微信公众号“售电星星” 作者：莫岭）
2015年3月15日《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的印发全面开启了我国电力市场化改革。
改革的主要内容包括：
电价形成机制改革：《意见》推动了电价形成机制的改革，通过有序放开竞争性环节电价，使得电价更加市场化，能够反映电力市场的供需关系。这一改革有助于提高电力市场的效率和资源配置能力。
售电侧改革：有序向社会资本放开配售电业务。在售电侧引入市场竞争，为电力用户提供更多的选择。
发电侧改革：鼓励在发电侧开展有效竞争，通过市场化的方式配置发电资源，促进发电企业提高效率和降低成本。
电力交易机构改革：建立相对独立的电力交易机构，规范电力交易市场，提高交易效率和透明度。
本轮改革旨在通过明晰电力成本构成、厘清各方利益关系，完善电价形成机制，培育更多的市场参与主体，实现电力市场充分竞争、优化电力资源配置，推动电力市场改革试点以放开电力垄断、提升电力行业市场化水平，创造良好电力交易环境以实现市场在电力资源配置中的决定性作用。
改革按照“管住中间、放开两头”的总体要求，实施“中长期交易为主、现货交易为辅”的改革策略，推动发用电有序放开，逐步完善“中长期+现货+辅助服务+……”的市场运行框架，提升资源配置效率和引导电力低碳转型。我国电力市场化改革进程是一个不断试错、纠错、创新和完善，逐步打开市场化交易局面的过程。
2017年电力中长期交易和现货市场试点工作的开展是我国真正迈入市场化改革的标志，并且在三年时间内取得了输配电价核定、现货试点长周期连续结算试运行和敲定中长期交易规则等标志性成绩；
2020~2023年，在电力保供压力陡增的局势下，我国推动煤电价格进一步放开、燃煤发电量原则上全部进入市场、工商业用户全部进入市场。
我国电力市场化改革取得显著成效
市场化交易电量大幅度攀升
2014年全国市场化交易电量为6789.35亿千瓦时，占全社会用电量比例仅为12.04%。2023年全国电力市场交易电量已达5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，占全社会用电量比例相较2014年增长了413.19%。
市场体系建设逐步完善
截至2023年，已成立了北京、广州两个国家级电力交易中心及33个省级电力交易中心，电力交易机构组建工作基本完成；全国注册成立售电公司超4500家。越来越多市场主体参与市场交易，有效激发市场活力，为我国进一步深化电力市场改革打下了坚实基础。
以中长期交易替代计划发电制度，衔接现货交易实现电能量的市场化出清，有效减轻改革阻力，实现“计划”到“市场”的平稳过渡。截至2023年底，包括第一二批试点地区和南方区域在内，全国共有2个电力现货市场正式运行地区，3个连续结算试运行地区，7个地区已开展长周期结算试运行，11个地区已开展结算试运行，6个地区已开展模拟试运行，省间电力现货市场启动整年连续结算试运行。
同时，我国加快推动省内和省间辅助服务市场建设，完善服务定价、产品种类、主体范围、交易规则等关键细则，调动各类灵活调节资源的服务积极性，适配高比例新能源跃升式发展的需求。山东、广东、云南等省份正在探索容量机制，作为“中长期+现货+辅助服务”市场体系的补充，给予保供机组合理回报，提升新型电力系统的长期容量充裕度。
放开市场化电价
2021年10月，在煤价大幅上涨引发大规模缺电问题的形势下，国家发改委印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求燃煤发电量原则上全部进入市场，取消目录电价，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%（高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制），电力现货价格不受上述幅度限制，在平稳电价的同时，进一步释放市场化电价“能涨能跌”的引导能力。
在取消目录电价之前，电力市场实行的是价差结算制度，即售电价格是基于政府制定的目录电价与市场交易价格之间的差额来确定的。这种制度下，市场参与者的收益或成本主要取决于市场交易价格与目录电价之间的差额。
取消目录电价后，售电结算转变为绝对价格结算制度。这意味着售电价格完全由市场交易决定，不再参照目录电价。这种转变带来以下好处：
市场化程度提高：绝对价格结算更符合市场化的原则，使得电力价格能够更真实、更灵敏地反映市场供需关系和资源稀缺程度。
价格信号更明确：在绝对价格结算制度下，市场价格信号更为明确，有助于发电企业、售电公司和用户根据市场情况做出合理的决策。
促进资源优化配置：市场化的价格机制能够更好地促进资源的优化配置，提高电力系统的运行效率。
减少政府干预：取消目录电价减少了政府对电力市场的直接干预，有利于营造公平竞争的市场环境。
促进新能源和可再生能源发展：市场化电价有助于新能源和可再生能源项目通过市场竞争获得合理的电价，从而促进这些清洁能源的发展。
从市场运行状况来看，中长期电能量成交均价与现货市场均价，且现货市场的日前成交均价低于实时均价。以广东电力市场为例，2023年广东省中长期市场成交均价539.9厘/千瓦时，日前市场加权均价438厘/千瓦时，实时市场加权均价453厘/千瓦时。以中长期交易锁定价格、稳定市场预期，以现货交易反映市场供需状况、优化资源配置组合，能够强化“有效市场”的角色作用。
建设全国统一电力市场任重道远
自2015年3月15日“中发9号文”开启我国第三轮电力体制改革以来，我国电力市场化探索步入第10个年头，从最初的缓慢推进、小心试错，到现在已初步形成规模庞大、运行平稳的市场体系，逐步建立现货电能量、辅助服务、容量价值、绿电交易、金融衍生品等多元电力商品的市场化体系，并明确了2030年建立全国统一电力市场的战略方向。
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全国统一电力市场建设的重大挑战之一，在于省级政府间的行政壁垒。在电力领域，各省负责制定电力发展规划、运营省内电力市场、调度电力以及核定输配电价格等关键职责，往往倾向于优先利用本地电力资源，以此促进地方经济增长。尽管我国已经建立了健全的跨区域电网基础设施，鼓励跨区域消纳可再生能源，并在南方区域电力市场进行了试运行，但省间电力市场化改革尚未解决以省级为主导的电力体制核心问题。
国家级电力资源配置平台的优化功能尚不完善，加之各地市场化进展的差异，均不利于全国统一电力市场在实现“双碳”目标过程中发挥关键作用。省级电力交易体系在优化省内电力基本平衡和资源配置方面表现良好，但在“省内电”“省外电”“外送电”的协调能力上存在不足，交易主要依赖政府指定的长期合约，难以动态、准确地反映电力的真实价值。我国省间电力交易机制尚未完善成熟，国家级电力交易平台在统筹协调区域资源调度出清的全局性作用方面也受限。同时，不同省份市场阶段进展不一所带来的交易衔接问题，容易引发利益攸关方之间的矛盾和冲突。
参考文献
[1]伏开宝、曾翔.电力市场改革现状分析与政策建议[J].宏观经济管理. 2018(01):49-54
[2]袁家海、张浩楠、张健.“十四五”中后期深化电力市场改革的若干思考[J].中国电力企业管理. 2023(03)：42-45
[3]广东电力交易中心. 2023年广东电力市场年度报告[Z].2023
