电力体制改革成效 - 全国市场化交易电量从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提升至63% [4] - 2024年跨省跨区市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，较2016年增长十余倍 [4] - 绿证交易量达4.46亿个同比激增364%，绿电交易规模突破2300亿千瓦时同比增长235.2% [4] - 新能源市场化消纳比例超过50%，利用率维持在95%以上 [4] 市场体系建设 - 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 [5] - 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 [5] - 建立以《电力市场运行基本规则》为基础的"1+6"基础规则体系 [5] 市场主体发展 - 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 [6] - 除居民农业用户外全部工商业用户进入市场，实现按价用电转变 [6] - 分布式电源/新型储能/虚拟电厂等新型经营主体超过4000家 [6] 价格机制改革方向 - 探索"电力限价为辅、电量限价为主"模式，允许分时价格随供需波动 [9] - 基于各时段资产利用率制定分时电价，引导用户削峰填谷 [13] - 完善容量市场价格形成机制，做好成本向用户侧传导分摊 [11] 新能源交易机制创新 - 研究场外合约稳定新能源全年收益水平，创新差价合约结算方式 [10] - 激励新能源以长期边际成本参与现货市场竞争 [10] - 推动现货市场放宽限价以体现分时价格波动性 [10] 输配电成本机制优化 - 建立输配电成本显性化分摊机制，稀缺时段使用者多分摊成本 [12] - 按输电距离和资产使用程度差异化定价，避免不科学远距离输电 [12] - 构建精准成本传导电价机制，体现"谁受益谁承担"原则 [13]