我国电力体制改革正在进入更关键的阶段。根据最新发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，到2026年，我国将基本建成全国统一的电力市场体系，届时约70%的电量将通过市场化交易完成。这意味着电力行业将从以计划管理为主，更转向以市场机制为主的运行方式。改革的重点，是建立“能涨能跌”的市场化电价机制。目前，全国市场化交易电量已达6.6万亿千瓦时，占全社会用电量的64%，较2015年增长7倍。新政策将继续扩大市场交易规模，减少政府对电价的直接定价干预，让电价更多由供需关系决定。在山东等试点地区，光伏发电高峰时段已多次出现“负电价”现象。推动此变革的原因主要有三点：一是服务“双碳”目标，需要通过价格信号引导能源结构调整；二是提升电力资源配置效率，打通省间交易壁垒；三是应对新能源大规模并网，推动电力系统更灵活、更具调节能力。国家电网已公布40条跨省跨区专项工程输电价格，最低0.81分/千瓦时，最高8.36分/千瓦时。为推动改革落地，政策明确要求工商业用户入市交易。以上海为例，2026年电力交易方案规定，特定用户必须直接参与市场交易，否则将承担1.5倍的代理购电溢价。同时，为防止市场集中度过高，单个主体旗下售电公司绑定电量不得超过总规模的20%。绿色电力也在加速推动改革进程。2026年1月全国核发绿证1.96亿个，当月交易量达1.02亿个。值得关注的是，2025年产绿证均价为5.51元/个，较2024年产品溢价超过4倍。海南“绿电+绿证”交易电量同比增长8.9倍，广西近期还实现向华东地区单次输送3亿千瓦时绿电。
电价更趋市场化——表面是“价格变化”——本质是资源配置方式和治理体系的调整；要让改革真正发挥作用，仍需在统一规则、成本透明、充分竞争与安全保供之间做好平衡，让价格信号更真实反映供需关系与调节价值，促进电力要素在更大范围内高效流动，为能源转型与产业升级提供更稳定、可持续的支撑。