2015年3月15日，党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，开启了我国新一轮电力体制改革，提出了“管住中间、放开两头”的新思路。十年的时间过去，现在我国80%的发电装机容量参与市场交易，工商业用户电价随供需波动，新能源消纳能力大幅提升，市场主体更加多元化......翻天覆地的变化如何改变我们的用电生活？未来电力市场又将走向何方？
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。
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。
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。国家能源局市场监管司司长郝瑞锋表示，市场已经成为电力资源配置的重要手段。
郝瑞锋：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。
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。
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。
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。
