电力体制改革成效 - 市场化交易电量从2016年1万亿千瓦时增长至2024年6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重达63% [3] - 跨省跨区市场化交易电量2024年达1.4万亿千瓦时，较2016年增长超10倍 [3] - 绿证交易量2024年达4.46亿个，同比增长364%，绿电交易规模突破2300亿千瓦时，同比增长235.2% [3] - 新能源市场化消纳比例超50%，利用率维持在95%以上 [3] - 电力市场经营主体数量从2016年4.2万家增至2025年97万家，增长超20倍 [5] 市场体系建设进展 - 形成跨省跨区市场、省市场覆盖中长期/现货/辅助服务的统一市场体系 [4] - 山西/广东/山东/甘肃/蒙西/湖北/浙江七省电力现货市场转入正式运行 [4] - 建立"1+6"基础规则体系，包含电力市场运行基本规则及六大配套规则 [5] - 辅助服务市场实现与电力现货市场有机融合，涵盖调频/调峰/备用/爬坡等品种 [4] 市场主体多元化 - 除居民农业用户外全部工商业用户进入市场，实现"按需用电"向"按价用电"转变 [5] - 新型经营主体超4000家，包括分布式电源/新型储能/虚拟电厂等新业态 [5] - 售电公司提供多样化售电套餐和增值服务，连接发电企业与用户需求 [5] - 发电侧实现燃气/核电/水电同台竞价，优化发电行为 [5] 改革面临挑战 - 现有市场理论体系需完善，需建立体现电能量/灵活调节/安全充裕/绿色环境多维价值的机制 [6] - 为满足短时尖峰需求建设的发输电资源导致低谷时段容量冗余，影响利用效率 [6] - 需求侧市场未全面开放，分时价格信号作用不充分，零售与批发市场价格传导机制不健全 [6] 深化改革方向 - 采用"电力限价为辅、电量限价为主"模式，短周期允许分时价格波动，长周期按度电成本调控收益 [8] - 创新新能源差价合约机制，市场价低于合约下限时用户平摊补足，高于上限时超额收益返还用户 [9] - 推动新能源以长期边际成本参与现货市场，放宽市场限价以体现分时价格波动性 [10] - 加快容量市场建设，完善价格形成机制并做好成本向用户侧传导分摊 [11] 电网成本机制优化 - 构建输配电成本显性化分摊机制，按时间稀缺性和空间距离差异化分摊成本 [12] - 基于各时段资产利用率制定分时电价，引导用户削峰填谷并激励储能发展 [13] - 改变当前平均分摊模式，避免资源错配和投资低效问题 [12]