12月21日，中国国务院新闻办公室召开新闻发布会发布《新时代的中国能源发展》白皮书。白皮书显示，全面提升能源领域市场化水平，营商环境不断优化，市场活力明显增强，市场主体和人民群众办事创业更加便利。进一步放宽能源领域外资市场准入，民间投资持续壮大，投资主体更加多元。发用电计划有序放开、交易机构独立规范运行、电力市场建设深入推进。
创新完善促进绿色发展的价格机制，实施差别电价、峰谷分时电价、阶梯电价、阶梯气价等，完善环保电价政策，调动市场主体和居民节能的积极性。在浙江等4省市开展用能权有偿使用和交易试点，在北京等7省市开展碳排放权交易试点。大力推行合同能源管理，鼓励节能技术和经营模式创新，发展综合能源服务。加强电力需求侧管理，推行电力需求侧响应的市场化机制，引导节约、有序、合理用电。建立能效“领跑者”制度，推动终端用能产品、高耗能行业、公共机构提升能效水平。
全面提升可再生能源利用率。完善可再生能源发电全额保障性收购制度。实施清洁能源消纳行动计划，多措并举促进清洁能源利用。提高电力规划整体协调性，优化电源结构和布局，充分发挥市场调节功能，形成有利于可再生能源利用的体制机制，全面提升电力系统灵活性和调节能力。实行可再生能源电力消纳保障机制，对各省、自治区、直辖市行政区域按年度确定电力消费中可再生能源应达到的最低比重指标，要求电力销售企业和电力用户共同履行可再生能源电力消纳责任。发挥电网优化资源配置平台作用，促进源网荷储互动协调，完善可再生能源电力消纳考核和监管机制。可再生能源电力利用率显著提升，2019年全国平均风电利用率达96%、光伏发电利用率达98%、主要流域水能利用率达96%。
建设统一开放、竞争有序的能源市场体系。根据不同能源品种特点，搭建煤炭、电力、石油和天然气交易平台，促进供需互动。推动建设现代化煤炭市场体系，发展动力煤、炼焦煤、原油期货交易和天然气现货交易。全面放开经营性电力用户发用电计划，建设中长期交易、现货交易等电能量交易和辅助服务交易相结合的电力市场。积极推进全国统一电力市场和全国碳排放权交易市场建设。
有序放开竞争性环节价格。推动分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，电力用户或售电主体可与发电企业通过市场化方式确定交易价格。进一步深化燃煤发电上网电价机制改革，实行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。稳步推进以竞争性招标方式确定新建风电、光伏发电项目上网电价。推动按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化方式形成跨省跨区送电价格。完善成品油价格形成机制，推进天然气价格市场化改革。坚持保基本、促节约原则，全面推行居民阶梯电价、阶梯气价制度。
科学核定自然垄断环节价格。按照“准许成本+合理收益”原则，合理制定电网、天然气管网输配价格。开展两个监管周期输配电定价成本监审和电价核定。强化输配气价格监管，开展成本监审，构建天然气输配领域全环节价格监管体系。
在全面深化能源体制改革方面，积极培育配售电、储能、综合能源服务等新兴市场主体。深化国有能源企业改革，支持非公有制发展，积极稳妥开展能源领域混合所有制改革，激发企业活力动力。
2 12月21日，云南省发展改革委员会、云南省能源局印发《2021年云南电力市场化交易实施方案》（云能源运行〔2020〕219号），方案中称2021年电力用户准入范围：符合国家产业政策、 节能减排要求的经营性电力用户。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。 具备峰谷分时计费条件的一般工商业用户，注册进入市场后继续执行峰谷分时电价。市场化交易形成的成交 电价为平时段电价，根据用电时段，峰时段电价上浮 50%、 谷时段电价下浮 50%（其中独立价区用户峰谷浮动标准按照地方政策执行），确定峰、谷时段电价，结算时根据峰、平、 谷时段用电量，分别计算各时段电费。执行峰谷分时电价产生的差额收益纳入不平衡资金。大工业用户市场化交易形成的价格为全时段价格。根据市场发展或国家有关改革要求， 探索开展大工业用户带曲线交易和结算。 为应对清洁能源发电能力波动，保障电力电量平衡，2021年安排火电调节电量 115 亿千瓦时。 3 12月22日，新疆能监办发布了关于印发《新疆电力市场结算方案（试行）的通知》（新监能市场〔2020〕266号），进一步规范新疆电力市场交易结算，完善电力市场交易规则。 方案中指出，月度发用电计划制定应遵循以下五大原则：一是保障电网安全稳定运行和电力电量平衡；二是坚持清洁能源优先消纳；三是坚持优先发电合同优先安排并刚性执行；四是坚持优先发电和优先用电规模、市场化发电和市场化用电规模相匹配；五是坚持计划制定公平、公正、公开。 4 12月25日，山西能源监管办会同山西省发改委联合出台了《山西省电力中长期交易实施细则》。 《细则》中指出，完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的中长期交易合同但发生实际用电时，不再按照政府目录电价结算。其中，参加批发交易的用户，中长期模式下进行偏差结算，现货模式下按现货结算;已签约售电公司的零售用户按照零售价格结算，未签约售电公司的零售用户按照保底价格进行结算。 完成市场注册但未开展交易的电力用户，执行政府目录电价，探索公开招标确定售电公司提供零售服务等市场价格形成机制。上述情况视同未参加中长期市场，不得参加现货市场。 5 12月25日，山西能监办发布了《山西电力市场监管实施办法（试行）》，将对市场主体在电力批发市场和零售市场中所占份额的比例，对市场主体执行电力市场规则的情况，对市场主体公平参与市场交易情况，对市场主体信息上报或披露情况进行监管。 该实施细则主要有五大特点，一是市场主体种类齐全。包括独立储能、独立用户、用户侧储能、售电公司、辅助服务聚合商、独立辅助服务供应商等多种市场主体，旨在充分挖掘各类调节资源，促进源网荷储深度融合；二是交易品种丰富。在现有辅助服务市场日前组织报量报价、日内调用的基础上，拓展引入中长期双边协商和挂牌交易机制，支持新能源企业和独立储能、用户可控负荷市场主体之间“点对点”定向消纳；三是调用次序合理。深调市场启动后，优先调用社会效益和性价比更高的独立储能和用户侧资源，提高火电机组发电效率，节约调峰成本；针对执行峰谷电价用户，设置不同补偿价格区间，引导用户改变用能习惯。四是基线负荷计算科学。基线负荷作为判断可控负荷参与调峰响应的基准至关重要，本细则综合近期历史负荷、历史同期负荷、相邻时段负荷、不同日负荷率比等参数精准计算得出；五是补偿分摊机制合理。根据可再生能源消纳权重指标，科学计算发电企业和市场化用户之间分摊占比，同时通过每个时段响应量和全天总体响应量两个维度判断用户是否达到日前申报响应量，确保分摊公平，收益合理。 1 11月，北京电力交易中心组织新能源省间交易完成电量79亿千瓦时。1～11月，新能源省间交易累计完成电量845亿千瓦时。 11月通过天中、祁韶、灵绍、鲁固、高岭等跨区通道组织西北、东北地区新能源送华北、华东、华中电量50亿千瓦时，输电通道新能源占比18%。1～11月，通过天中、祁韶、灵绍、鲁固、高岭等跨区通道组织西北、东北地区新能源送华北、华东、华中累计电量635亿千瓦时，输电通道新能源占比22%。 2 12月22日，湖北电力交易中心发布2021年年度电力市场化双边协商交易成交结果，共达成交易电量469.90339亿千瓦时。其中，达成交易的市场主体共159家，发电侧成交均价403.19元/兆瓦时。 3 12月23日，江苏电力交易中心发布2021年1月份江苏电力集中竞价交易公告，称本次月度平台竞价发电侧有效竞争电量上限为56.57亿千瓦时，发电侧电量总上限为60.99亿千瓦时。 4 12月24日，安徽电力交易中心公布安徽省2021年1月份电力直接交易结果。 （一）合同转让交易 发电侧，两部制合同无转让申请；单一制合同转让共有1家发电企业（2个交易单元）参与交易，转让笔数2笔，转让总电量2542兆瓦时，全部转让电量已通过安徽电力调度控制中心安全校核，转让均价（指发电侧）为373.20元/兆瓦时。 购电侧，两部制合同转让共有17家售电公司参与交易，转让笔数11笔，转让总电量202000.2兆瓦时，转让均价为370.18元/兆瓦时。单一制合同无转让申请。 （二）集中直接交易 两部制集中交易共有19家发电企业和32家售电公司、2家一级用户参与申报，共成交电量362734兆瓦时，统一出清电价（指发电侧）为375.15元/兆瓦时（出清点购电侧申报电价为375.4元/兆瓦时，发电侧申报电价为374.9元/兆瓦时）。 5 今年新疆外送电量达到1000.12亿千瓦时，“疆电外送”年度电量首次突破千亿千瓦时大关。 新疆电力交易中心有限公司表示，7月，新疆昌吉—安徽古泉±1100千伏特高压直流输电工程的输送功率由600万千瓦提升至800万千瓦，成为全国目前在运特高压输电工程中输电功率最大的工程，为大规模“疆电外送”提供了有力支撑。仅该工程今年以来外送电量达到430亿千瓦时。 今年，面对疫情影响，国网新疆电力有限公司做好重点场所和人员疫情防控，使用无人机、机器人、工业控制保护系统等先进技术装备和系统，加强换流站和输电线路运维，确保“疆电外送”通道安全稳定运行。 同时，新疆与多个省（区、市）签订了电力援疆外送协议，使新疆电输送至全国20个省（区、市），“疆电外送”范围和规模显著扩大。 2010年11月，新疆建成750千伏“疆电外送”第一通道，结束了新疆孤网运行历史。2013年6月，新疆建成750千伏疆电外送第二通道。2014年1月, 新疆建成哈密—郑州±800千伏特高压直流输电工程，实现大规模电力外送。2019年9月，昌吉—古泉±1100千伏特高压直流输电工程建成，自此形成了4条“疆电外送”通道，为我国能源资源大范围优化配置提供了保障。
