电力市场化是中国电力行业深化改革的核心举措，旨在通过市场机制实现电力资源优化配置 。
截至2025年，全国统一电力市场体系加速建设，明确2025年初步建成国家与省级协同运行的中长期、现货及辅助服务一体化市场 。辽宁、山西、南方区域启动跨省联合运营平台建设，形成多层次市场结构，省级现货市场实现全覆盖。第三监管周期输配电价核定推进，前两轮改革已核减不合理成本1284亿元。市场化交易电量占比从14%提升至60.8% 。绿电交易规模突破500亿千瓦时，2024年新能源市场化交易电量达3464.94亿千瓦时，占比同比提升10.14个百分点，分布式光伏允许直接参与绿电交易 。政策明确新型储能可作为独立主体参与市场，2022年国网经营区发布注册规范，山东实践独立储能电站通过峰谷价差获利 。10千伏以上工商业用户全部入市，售电企业开发负荷聚合、虚拟电厂等增值业务，2023年云南、山西、广东试点线上零售平台，推动“指尖购电”模式 。现存输配成本未独立核算、省级交易中心垄断等市场化硬伤，需推进输配分开经营及法律定位明确化 。目标2035年完善市场体系，破除市场壁垒，推动低碳电力生态形成 。2025年《能源法》实施，电价形成机制不断完善，在湖北，电力现货市场正式运行，容量电价、新能源入市等机制稳步实施 。2026年，市场化交易的深化导致平均综合电价下行，对新能源运营商盈利产生影响 。
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