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2024年，我国电力体制改革进入关键深化阶段。此次改革以终端电价为切入点，核心在于细化电价机制，还原电力商品的多元价值，而新能源入市比例的显著提升，成为这一轮电改最突出的变化。随着风电、光伏等新能源在电力系统中占比不断提高，电力市场的运行逻辑正从单一的电能量价值导向，转向兼顾灵活性、可靠性与绿色环境价值的多元体系，这一转变也为绿电产业、电网建设等领域带来新的发展契机。
从电价体系来看，我国当前实行“双轨制”，即政府定价与市场定价并存。居民生活用电和农业生产用电继续执行政府制定的目录销售电价，以保障民生与农业稳定；工商业用电则全面进入市场化轨道，电价由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用及政府性基金及附加五部分构成。这种分类定价机制，既兼顾了公益性需求，也为电力市场的市场化探索提供了空间。
回顾电价机制的历史沿革，我国电力定价从早期的地方自主制定，逐步走向全国统一目录电价，再到近年来市场化改革的加速推进。2021年，工商业目录销售电价正式取消，标志着工商业用电全面进入市场化交易阶段；2023年第三监管周期省级电网输配电价的公布，进一步完善了“准许成本+合理收益”的输配电价核定机制，分电压等级核定容（需）量电价，让电价形成更贴合实际成本与市场需求。
在电力供应结构方面，火电仍占据主导地位，但新能源的崛起势头迅猛。2023年，我国火电发电量占比超过60%，装机容量达13.9亿千瓦，短期内仍是电力系统安全稳定运行的“压舱石”。不过，风电、光伏等新能源已成为新增发电装机的主力，2023年风电和太阳能发电合计占总发电量的15.5%，较2013年提升12.8个百分点，且新增装机占比达79.2%。随着新能源装机规模的持续扩大，其消纳与价值实现问题成为电改的核心议题之一。
新能源大规模入市，对电力系统的基础设施与市场机制建设提出了更高要求。在基础设施层面，特高压、主网与配网建设需协同推进。目前，特高压建设已进入大规模集中建设阶段，2024年国家电网全年投资超6000亿元，重点用于特高压交直流工程；相比之下，配网建设紧迫性更为突出。此前配网投资占比从2019年的67%降至2023年的55%，导致部分地区分布式光伏接入容量逼近上限。为此，国家明确提出到2025年配电网需具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力，江苏、山东等省份已陆续出台配网升级计划，未来配网电力设备与信息化领域将迎来发展机遇。
在市场机制层面，新能源的高波动性与间歇性，推动辅助服务市场与容量市场加速发展。辅助服务市场涵盖调峰、调频、备用等领域，目前全国除西藏外已基本实现区域、省级辅助服务市场全覆盖，未来随着灵活性资源需求增加，市场规模将持续扩大。容量市场方面，2023年《关于建立煤电容量电价机制的通知》发布，明确煤电实行两部制电价，通过容量电价回收部分固定成本，后续气电、抽蓄及储能的容量补偿机制也在逐步探索中，以保障电力系统的长期供电可靠性。
绿电与绿证市场的建设则是体现新能源绿色环境价值的关键。尽管2023年全国绿电（绿证）交易总量达1059亿千瓦时，但占平价可再生能源发电量的比例仅为13%，绿电的环境价值尚未充分体现。2024年以来，政策持续加码，不仅将绿证交易纳入省级人民政府考核，还推动绿证与节能降碳政策衔接。内蒙古等地已开始探索高耗能企业可再生能源电力强制消费机制，若这一模式在全国推广，将进一步释放绿电需求，推动绿电溢价形成，为绿电企业带来盈利提升空间。
从电力用户结构变化来看，我国用电需求呈现显著的产业分化特征。2003 - 2023年，第三产业与城乡居民用电占比分别提升8个百分点和3个百分点，第一、第二产业占比有所下降。2024年1 - 5月，全社会用电量同比增长8.6%，其中第三产业用电量增速达12.7%，居民生活用电增速9.9%，用电结构的变化也对电力供应的灵活性与绿色化提出了更高要求。
此次电改的推进，正在重塑电力行业的发展格局。对于绿电企业而言，随着绿电溢价机制逐步完善、投资成本持续下降，叠加发电量快速增长，盈利修复态势明确；对于电网企业，配网升级改造的加速将带动相关设备与信息化需求；对于火电企业，虽然电能量市场收入可能面临压力，但容量补偿与辅助服务市场的收益将逐步弥补，推动收入结构优化。
未来，随着电力现货市场的进一步成熟、绿电绿证机制的不断完善以及灵活性资源的持续补充，我国电力系统将逐步实现从传统高碳模式向绿色低碳模式的转型，为“双碳”目标的实现提供坚实支撑，同时也将为能源行业带来更多新的发展机遇。