党的二十届三中全会审议通过了《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》，共提出300多项重要改革举措，明确提出要构建全国统一大市场，其中包括建设全国统一电力市场。
改革是实现全国统一电力市场的重要途径。目前，讨论与关注电改比较集中的是电力市场化，改革要全面深化，市场化是必走的道路。
2002年电改5号文开启电力市场化改革的序幕，彼时的方向是“政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。考虑到经济社会发展的实际情况，2015年电改9号文开启新一轮电力市场化改革，依然是坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序推动发电侧和用户侧参与市场化交易，通过市场机制还原电力商品属性，实现资源优化配置。
转眼间，新一轮电力市场化改革已近10年。电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场在资源优化配置中的作用明显加强。现以浙江电力市场化改革为例，对电力市场进行不同角度的回顾与展望。
从电力本身的价值属性看，它是商品，但又与传统大宗商品不同。特别是近几年，我国将能源安全上升为国家安全的重要组成部分，提出“能源的饭碗必须端在自己手里”。保障电力安全已上升为保障民生的一项重要举措，这也对电力的安全稳定可靠供应提出了更高要求。
再从电力的经济属性看，电力是一种即发即用不能大量储存的特殊商品，生产与消费须同时完成。并且，电力交易存在诸多附加条件，如时间段条件，有无可用的传输通道，成本如何，是否影响电力系统的安全稳定、如何调度等。因而电力市场不同于多数一手交钱一手交货的商品市场，其交易具有特殊性和复杂性。
这几年随着“双碳”目标的推进，同时也是为了适配新型电力系统建设，电能的绿色属性逐渐被激发。浙江在2023年的政府工作报告中就提出，今后五年要实施绿色低碳发展和能源保供稳价工程，推动能源的安全、经济和低碳发展。
上述的电力三个属性其实也就是我们通常说的能源的安全、经济、绿色这个“不可能三角”问题。
要想优化或者解决这个问题，业内专家认为，应遵循我国的社会主义市场经济体制，在全国统一电力市场体系下建立健全符合国情的电力市场机制，同时进一步发挥政府和有效电力市场的互补作用，通过电力市场这只“无形的手”引导，加上政府这只“有形的手”的行政干预，实现有为政府和有效市场的“双剑合璧”。
2015年，电改9号文发布后，国家从顶层设计着手，建立并完善了若干规章制度，引导电力市场化改革的总体方向和规划。
资源禀赋条件并不特别好的浙江，通过各方努力争取到了全国第一批电力现货交易试点，并于2017年9月印发浙江电力市场改革、电力市场建设等一些配套专项方案，提出“建立以电力现货市场为主体、电力金融市场为补充的省级电力市场体系”。
2019年浙江电力现货市场扬帆起航。该年9月20日—26日，浙江电力现货市场第一次（周）结算试运行顺利完成。同年，浙江还配套放开售电市场的交易，引入售电公司，开展四大行业用户售电市场交易，从售电侧推动电力的价值属性体现。
随着市场的进一步发展，浙江于2021年8月创新开展独立第三方辅助服务市场，实现虚拟电厂等可调节资源参与备用辅助服务交易，进行削峰填谷，保障浙江电网安全稳定运行。
同年，浙江还配合北京交易中心完成全国首场绿电交易，成交电量超3亿千瓦时。发布《浙江省深化燃煤发电上网电价市场化改革实施方案》，正式放开除居民农业及保障性发电外的发用两侧电量入市，并组织开展了浙江省首次代理购电工作。
2022年，浙江在连续高温和外来电匮乏以及一次能源价格迅速上涨等多重不利条件下，努力寻求保供和稳价的平衡。
2023年底，随着供需关系的趋缓，一次能源价格下降，为电力市场化改革提供了一个较好的条件。浙江“四箭齐发”，修订中长期交易规则、售电公司管理办法等，市场化交易工作持续深入。
2024年，历经各类复杂运行模拟考验，浙江重启现货市场交易，并于5月1日起进入长周期结算试运行。
时至今日，电力市场化改革已近10年，“初长成”的浙江电力市场活力有序激发，市场公平开放，有效竞争的市场格局基本形成，成本反映与杠杆调节作用显著改善，调节供需、保障供应的作用逐步提升。
截至2023年底，浙江电力市场注册用户超12.7万家，居国家电网公司系统首位。年交易电量3445.3亿千瓦时，占用户总用电量比重超过80%。
浙江是一个资源小省，同时又是个经济大省。在经济新常态的大形势下，2023年浙江全社会用电量6192亿千瓦时，同比增长6.78%，保持着较高增速，这其中很大一部分电量都需要依靠外来电来满足。
在构建全国统一电力市场背景下，按照“两级运作”的要求，须通过跨区跨省电力市场和省内电力市场协调运作，共同确保电力供应和资源优化配置。但“两级运作”之下会存在省内省间交易衔接不畅的问题。省间交易采取的是一种方式，而省内交易采取的又是另一种方式，交易规则不一致易引发结算难题。因而，作为受端省份的电力市场就会更加被动，电力的价值属性会随着供需形势变化而变化。
浙江民营经济占经济总量的67%，这些经济主体有一个共同特性，即小而散，价格波动的承受能力较小。这也对浙江电改的一些机制体制提出了更高要求，既要推动电改进程，又要保障价格在一个合理区间内，统筹兼顾竞争与管制、保供与稳价关系。
浙江一参与中长期交易的售电公司负责人告诉记者：“总体感觉浙江电力市场的价格主要还是让利于民，或者说是把保供稳价放在第一位。”
这几年，一个新形势的出现成为推动电改的又一股重要力量。今年上半年，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中煤电，11.7亿千瓦，占总发电装机容量的38.1%；并网风电装机容量4.7亿千瓦，并网太阳能发电装机容量7.1亿千瓦，合计11.8亿千瓦，占总装机容量的38.4%，我国新能源发电装机规模首次超过煤电。
在此背景下，电力电量平衡或将面临极大挑战，可能出现能源电力供过于求、供不应求并存的状况，甚至可能面临一天内多次状态转换。
因而，亟需电力市场通过价格信号引导新能源和传统能源之间的协调互动，促进新能源的高效利用。
由于新能源的不可预测和波动性，需要诸如储能等其他主体为其“背书”。这不得不考虑一些问题：一方面，电力市场是否将新能源纳入进来，另一方面为了有效激励那些灵活调节资源，新能源是否应共同分担这个调节成本及其他费用？因为这些灵活调节资源是来“雪中送炭”的，是需要付出一定成本的。
如新能源占比较大的山东，为应对高比例新能源对电网调度带来的波动性和不确定性影响，探索了爬坡辅助服务交易市场。在系统净负荷短时大幅变化时，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度制定调整出力，以维持系统功率平衡。通过市场交易，激励可以“快速爬坡”的主体来保障电网安全稳定运行。
随着新能源进入电力市场，哪怕短期内会采取一些行政保障性手段来避免其受到较大的利益冲击和影响，但作为一种商品，最终还是要逐步接受市场的影响，为自身“买单”。
今年7月1日起执行的《电力市场运行基本规则》也是充分考虑了新型电力系统发展的新形势，通过市场有效提升电力系统的稳定性和灵活性，为新型电力系统建设提供机制保障。
据业内人士介绍，浙江明年或将新能源、储能作为独立主体纳入现货市场交易，以满足新能源的快速发展，通过电力市场，用价格信号去引导一些已经被挖掘出来的或者是沉睡的资源发挥更大效应，来满足实际供需关系的变化、安全稳定等诉求。
电力市场化改革会带来一些显而易见的好处，但也有人会问：电价会涨吗？事实上，改革并非简单的价格调整，而是涉及整个电力市场的体制机制改革。不能简单将改革与电价涨跌划等号。
电力市场化改革的最终目的是建立竞价机制，传导价格信号，从而发挥市场配置资源的作用。随着全国统一大市场建设的稳步推进，下一轮电力市场化改革，浙江如何深化？
一个健康的市场，应当是规划提前布局，市场运行中发现什么问题，规划就应该解决什么问题。当市场发现供需较紧张时，应查找原因“对症下药”，通过市场的有序引导实现供需平衡。同样，在制定电力市场规划时，也应充分考虑未来的趋势，解决未来的一些问题。如考虑到新型电力系统建设到一定阶段，有可能出现新能源消纳难的问题，应引导和配置一些灵活调节资源的快速发展，来应对新能源消纳难这个问题。
我们也应看到，伴随新能源的快速增长，传统意义的煤电正面临为绿电“让路”的窘境，它们应如何转型？当新能源全面进入电力市场后，如何与其他能源并行发展？要解决“旧主”与“新贵”的两难问题，应健全电力市场与绿电绿证市场的协同机制，在体现新能源价值属性的同时推动新能源公平承担系统调节成本和消纳成本。引导火电机组由电量供应主体向支撑调节性电源转变，并依托发电侧容量保障机制和辅助服务市场，促进各类电力资源协同发展。
除去新能源，市场自身也有一些体系需要完善。当前的浙江电力市场发用电两侧市场主体仍未全面入市，计划与市场“双轨制”特征依然存在。如何保障市场充分挖掘真实价格信号？应切实发挥计划发用电量的兜底保障性作用，在保障居民农业价格稳定的同时，把一部分价格传导给市场化用户，发挥市场的调节性作用，通过一定信号的正确引导，实现市场内的资源优化配置。
此外，和传统大宗商品一样，电力市场的价格也有批发价和零售价。市场中有一部分用户可以与直接产销商进行议价，但更多小而散的零售主体只能通过售电公司来获得商品的二次传导价值。作为“中间商”的售电公司不能只赚“差价”，应在上游市场通过竞价或者博弈，为下游主体争取更好的能源价值属性。还应鼓励售电公司根据各类用户用电价格水平和结构，通过竞争方式形成不同的零售套餐，以市场化价格机制和商业模式激发用户侧调节潜力。
眼下，能源转型带来的新趋势将赋予电力市场化改革全新动能。下一步，电力市场化改革或将全面提速。
电力
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