2017年5月5日，國家發改委、能源局印發《新能源微電網示范項目名單》，允許新能源微電網示范項目投資經營主體負責新能源微電網范圍內用戶的供電、供冷等能源服務，價格由買賣雙方協商確定。同年11月，國家發改委和能源局聯合發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，指出："分布式發電就近利用清潔能源資源，能源生產和消費就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等優點，了能源發展的新方向和新形態。"并且提出了三種具體模式：1、分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付"過網費"；2、委托電網企業代售電，代售電量按綜合售電價格，扣除"過網費"（含網損電）后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位；3、電網企業按國家核定的各類發電上網電價收購電量。它是電力市場的樞紐，協調發電企業與用電客戶，促進電力有序流通。江門代辦電力市場交易中心企業

張飛龍介紹，電煤約占火電發電成本的70％，每噸煤價超過650元就會虧損，目前，5500大卡電煤每噸成交價都在千元左右。這對發電企業來說，是難以承受的。作為山西頭部發電企業，晉能控股電力集團燃料管理中心主任段峰透露，公司6月平均標煤單價810元/噸，同比去年升高365元/噸，同比漲幅82％。今年以來，煤價持續攀升，確實給火電企業生存帶來了巨大的壓力，尤其是公司承擔的山西省戰略性新興產業電量交易電廠，現金流已出現不足，造成虧損。惠州智能化電力市場交易中心電價電力市場交易中心的交易可以促進電力資源的合理配置和利用。

國企中能公司表示，市場化電價機制已從“降價交易”過渡到“能漲能跌”。在2021年以前，各地開展的電力市場化交易普遍以降價交易為主，通過電力直接交易的方式由發電企業直接讓利給終端用戶，享受用電成本下降的市場化改紅利。根據北京電力交易中心統計，2017-2020年平均每度電降低用戶成本約0.023元。2021年7月起，隨著電力供需形勢緊張，各地逐漸取消市場化交易電價“暫不上浮”的規定，允許交易電價在燃煤基準價(標價)向上浮動至10%。2021年10月，1439號文將市場化電價上下浮動范圍進一步放開至20%，此后多地集中競價成交電價實現頂格交易，標志著“能漲能跌”的市場化電價機制初步形成。

根據中金公司的測算，2021年10月前，燃煤機組市場化電量占比約為70%左右，在1439號文印發后，全部燃煤發電量的上網電價都將由市場化交易形成。此外，部分地區水電、核電、新能源也參與市場化交易，這幾類電源的市場化電量占比約為10%-30%、15%-30%、30%。在用戶側，目前44%的工商業用戶通過市場化交易購電，售電公司數量逐年上升。2021年10月起，國家發改委要求10kV及以上工商業用戶要全部進入電力市場，其他工商業用戶也要盡快進入。于電力市場交易中心，交易流程規范清晰，保障各方權益無虞。

電力市場現狀9號文發布以來，為了加快推進電力市場化建設，國家層面成立了北京和廣州兩大國家電力交易中心，各省成立省級電力交易中心，形成年度長協、月度競價、現貨等多類型交易品種，推進了八個現貨試點市場陸續開展，初步搭建了層次多元、品種多樣的市場交易體系，但是距離實現全國范圍的電力資源優化配置還存在一定差距。當前，中國的市場化交易電量占比已近一半。根據中電聯統計，2021年全國電力市場化交易電量37787.4億千瓦時，同比增長19.3%，占全社會用電量45.5%，同比提高3.3個百分點，占剔除城鄉居民用電后的生產用電的52.93%。從近幾年陸續發布的電改政策，可以看出國家對電力改的決心。東莞加工電力市場交易中心裝潢

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廣東電力交易中心全部分析了廣東電力市場2021年運營情況，編制了《廣東電力市場2021年年度報告》，供廣東電力市場分析與參考。廣東電力市場累計交易電量2951.7億千瓦時，同比增長18%。截至2021年底，共有36838家市場主體進入市場目錄。2021年廣東中長期電力市場總成交電量2937.2億千瓦時。其中一級市場2788.4億千瓦時，平均成交價差-46.3厘/千瓦時。2021年，供給側結算讓利99.6億元，按結算市場電量計算平均價差-33.8厘/千瓦時；售電公司凈收益5.1億元（不含需求側響應收益），按結算市場電量計算平均價差-1.7厘/千瓦時；用戶（含批發和零售用戶）價差獲利94.5億元，其中用戶價差合同獲利電費119.6億元，超額電費分攤-25.1億元；另外，平衡結算資金1.1億元，用戶變動成本補償、居民損益及輔助服務分攤-3.4億元，用戶凈收益92.2億元。江門代辦電力市場交易中心企業