2020年，面对突如其来的疫情，我国加大宏观经济政策力度，涵盖电力体制改革领域的多个重磅文件相继发布，电力领域市场化改革持续多点发力、稳健推进。
市场化改革的基础正在逐步夯实，截至2020年年底，我国市场化交易电量累计10.3万亿千瓦时。北京、广州两家区域交易机构和33家省(自治区、直辖市)交易机构组建并实施交易机构股份制改造，完善治理结构。
多元化的能源市场主体正在大力培育，“十三五”以来，增量配电改革试点已有483个，在电力交易机构注册的售电公司超过4500家。
竞争有序的电力市场体系正在不断形成，全面推广中长期交易，在8个地区开展电力现货试点，在5个区域电网、27个省级电网推进电力辅助服务市场建设。
改革只有进行时没有完成时。可以预见，随着能源重点领域和关键环节改革持续深化、电力市场化交易规模不断扩大、市场主体参与意识逐步增强，十四五期间，我国电力市场化改革将不断发挥市场在能源资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，改革红利将进一步释放。
改革迈入“实战期” 加强协调现货市场与中长期市场
2020年新年伊始，《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（以下简称《实施意见》）印发，直接提出一份量化的股比和工作时间表，对电力交易机构的独立运行提出具体要求。
“2020 年上半年，北京、广州2 家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下，2020 年底前电网企业持股比例降至50%以下。”《实施意见》明确要求交易机构“人、财、物”独立运行，并引入第三方监管，对监管工作提出具体要求。
“这是一个重要信号，标志着电力市场化改革从‘过渡期’迈入‘实战期’，不再局限于试点地区的‘小打小闹’，而是要切实推动市场机制完善落实。”华北电力大学教授袁家海表示。
电力交易中心股份制改革范围进一步扩大的同时，涉及市场化交易的多个重磅文件相继发布。其中，2020年3月印发的《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》明确，售电公司及电力用户应与发电企业在中长期合同中约定分时结算规则，同时不得设置不平衡资金池，每项结算科目均需独立记录，分类明确疏导。
电力现货市场建设作为我国电力市场体系的“试验田”，是电力系统最为复杂的设计，承担着价格发现职能，也承担着暴露和解决各种问题的责任和义务。当下，我国电力现货市场建设试点，作为新一轮电改重要的工作，正在以持久的决心和耐心坚定推进。
数据显示，自2019年6月底，8个省级现货市场试点全面启动模拟试运行后，截至2020年5月，山西、甘肃、山东、福建等省份已完成第三次结算试运行，其中甘肃省于2020年4月实现了我国首次完整月现货市场结算试运行。与此同时，国家电网公司持续开展跨区域省（区、市）间富余可再生能源电力现货交易，2019年累计完成交易电量52.45亿千瓦时，其中新能源发电49.36亿千瓦时，新能源消纳率提高1.1个百分点。
2020年7月，修订后的《电力中长期交易基本规则》（以下简称《基本规则》）印发，对2016年底开始执行、有效期三年的暂行版规则进行了较多改进和补充，包括完善准入与退出规则、改进电力交易品种和交易方式、在价格机制部分新增和修改关键规则等内容。
距离《基本规则》印发不到半年，《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》发布，与一年前的《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》相比，增加了“推动分时段签约”“拉大峰谷差价”等内容。
事实上，截至2020年7月，全国29个地区和北京、广州2个区域交易机构已经出台了中长期交易细则，我国电力中长期交易制度体系初步建立，已实现单一的发电企业与电力用户直接交易向多品种、规范化的电力中长期交易转变。
随着电力中长期交易与现货市场的进一步规范与启动，统一开放、竞争有序的电力市场体系建设将得以进一步推进。
“应加强中长期市场和现货市场的协调，合理确定中长期合同在现货市场的交割方式及中长期交易曲线，促进中长期市场和现货市场有效衔接。”针对下一步的工作，中国电力企业联合会发布的《2020~2021年度全国电力供需形势分析预测报告》指出。
市场主体多元化 “十四五”进一步理顺市场电价形成机制
越是长期和渐进的改革过程，越是需要厘清改革环境的变与不变、明确改革任务的机遇和挑战。作为改革的“关键一环”，输配电价一向颇受关注。
2018年以来，输配电价监管体系已经形成完整闭环，输配电价改革已从“建机制”转向“强监管”新阶段，监管政策正递次循环趋紧。2019年，输配电价监管开始第二个周期的成本监审和定价工作。
2020年9月30日，国家发展改革委在完善定价制度、严格成本监审的基础上，核定了第二监管周期5个区域电网输电价格，制定出台了省级电网第二监管周期输配电价，并印发了《关于核定2020~2022年区域电网输电价格的通知》《关于核定2020~2022年省级电网输配电价的通知》，标志着我国输配电价监管体系进一步完善。
至此，我国区域电网输电价格核定、跨区专项工程输电价格核定已完成，地方电网和增量配电网配电价格制定的指导意见已出台。
中国电力企业联合会专职副理事长王志轩认为，下一步，应以第二轮输配电价核定为契机，理顺市场电价形成机制，将“价差”模式过渡到“顺价”模式。总结市场电价结算经验，研究相关措施扩大市场峰谷价差，引入容量补偿机制，促进不同类型机组进入市场，使价格机制满足现货市场要求。
“十三五”以来，我国推进了483个增量配电网试点。2020年3月，国家电网公司发布《进一步支持和推进增量配电业务改革的意见》，明确提出要支持、参与和推动增量配电改革，提出将积极配合试点申报、配合地方政府做好增量配电网规划、合理划分配电区域、支持民营资本、外资等社会资本参与增量配电网试点等一些具体措施意见。
“支持、参与、推动”这一明确表态后，已对18家试点项目业主核发电力业务许可证的南方能监局表示，将加速推进增量配电业务改革，对未取得供电类电力业务许可证的增量配电改革试点项目进行摸底调研。南方电网也称，将在增量配电、售电等竞争性业务环节积极稳妥开展混改。
一系列表态之后的落地执行效果尚待观察，可以预见的是，各地增量配电区域的困境将有所突破，改革试点工作也将更稳妥推进。
同样，自2018年5月宁夏电力辅助服务市场进入试运行以来，甘肃、新疆、西北区域、青海和陕西电力辅助服务市场建设工作相继开展。
2020年12月28日，南方区域调频辅助服务市场启动试运行，调频辅助服务市场从原来的广东全省和广西部分水电厂扩展到广东、广西、海南三省(区)，这也是全国首个进入试运行的区域调频市场，标志着“十四五”电力辅助服务创新发展正在展开。
时隔三天，陕西省电力辅助服务市场从试运行转入正式运行，标志着陕西电力辅助服务进入市场化阶段，也标志着西北区域“1+5”（1个区域市场+5个省级市场）两级电力辅助服务市场实现全覆盖。
“交易品种会越来越多样化，参与主体会越来越多元化，定价机制和分摊机制也会合理化，资源配置范围也会越来越大。”华南理工大学电力学院电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇对于辅助服务市场的未来发展趋势作出以上预测。
