中国电力体制改革正从“垄断走向市场”的历史性跨越中加速前行。西部证券报告指出，2024年全国市场化交易电量占比已超62%，山西、广东、山东、甘肃四省电力现货市场率先转正。新型电力系统建设提出“三步走”路径，2025年初步建成全国统一电力市场、2029年全面建成、2035年完善提升。从2015年中发9号文的“管住中间、放开两头”到2024年《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，电力市场化改革已进入深水区，新型储能、虚拟电厂等新业态迎来发展机遇。

中国电力工业始于1882年，1949年新中国成立时发电装机仅185万千瓦。从1949年到改革开放前，电力工业建立了垂直垄断、政企合一的电力工业管理体系，用电量计划配给制、电价由国家统一制定。

1985年开启“集资办电”改革，打破发电环节垄断和单一定价模式。1997年原电力工业部被撤销，国家电力公司成立，实现政企分开。2002年国发5号文明确“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”，国家电力公司拆分为两大电网和五大发电集团。

2015年中发9号文开启新一轮电改，确定“三放开、一独立、三强化”基本路径以及“放开两头、管住中间”体制框架。2020年以来，“碳达峰、碳中和”和“构建新型电力系统”目标为电改提供了新动力。2024年全社会用电量达98521亿千瓦时（+6.8%），电力需求持续增长为市场化改革提供坚实基础。

我国电价政策经历了从目录电价到市场化定价的演变。1961年国家统一颁布目录电价，2004年实行标杆上网电价，2015年中发9号文后输配电价改革全面启动，形成“成本+合理收益”的定价机制。

2021年1439号文实现煤电全部入市、工商业用户全部入市，形成“全部煤电由市场定价、其他发电由政府定价”和“所有工商业用电由市场定价、居民农业用电由政府定价”的双轨制。2023年《电力现货市场基本规则（试行）》优化价格结算方式，探索市场化容量补偿机制，放宽经营主体至分布式发电、储能和虚拟电厂。

输配电价体系建立后，2013-2023年间我国输电线路从53.98万公里增至92.05万公里，变电容量从26.23亿千伏安增至54.02亿千伏安，电网基础设施跨越式发展。

电力现货市场是基于供需平衡形成价值信号的关键环节。2024年，山西、广东、山东、甘肃四省电力现货市场率先转正，26家省级电力现货市场试运行，省间电力现货市场同步运行。

2024年1-11月，全国各电力交易中心累计组织市场交易电量5.6万亿千瓦时（占全社会用电量62.47%+9.8%），2024年全年预计约6.1万亿千瓦时（+7.6%）。辅助服务市场实现全覆盖，形成以调峰、调频、备用等为核心的区域、省级辅助服务市场体系。

2024年11月《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，明确三步走目标：到2025年初步建成（跨省跨区市场与省内市场有序衔接），到2029年全面建成（新能源全面参与市场），到2035年完善提升（支持新能源大规模接入）。

2023年6月《新型电力系统发展蓝皮书》制定“三步走”路径：加速转型期（当前-2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045-2060年）。新型电力系统以高比例新能源供给消纳体系建设为主要任务。

截至2024年底，风电+光伏累计装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。2023年可再生能源装机首次超过不可再生能源装机，新能源正成为电力装机主体。随着新能源装机增加，绿色电力交易政策不断完善，截至2024年底绿证累计交易量突破5.53亿个。

电改下一步方向：各省份现货市场试运行尽快推开，具备条件的尽早转正；省间交易规则完善后扩大覆盖范围，解决资源地域错配；辅助服务市场建设完善，新型储能、虚拟电厂等收益模式打通；电力市场交易和出清规则持续优化，分时电价等手段引导合理报价。

新型电力系统“三步走”演变路径

阶段	时间跨度	核心任务
加速转型期	当前-2030年	新能源成为装机主体，电力现货市场全面推开
总体形成期	2030-2045年	新能源成为发电量主体，全国统一电力市场全面建成
巩固完善期	2045-2060年	支撑新能源大规模接入，电力市场完善提升