2015年3月15日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的印发全面开启了我国电力市场化改革。截至2023年，已成立了北京、广州两个国家级电力交易中心及33个省级电力交易中心，电力交易机构组建工作基本完成；全国注册成立售电公司超4500家。至此，我国电力市场化探索步入第10个年头，从最初的缓慢推进、小心试错，到现在已初步形成规模庞大、运行平稳的市场体系，逐步建立现货电能量、辅助服务、容量价值、绿电交易、金融衍生品等多元电力商品的市场化体系，并明确了2030年建立全国统一电力市场的战略方向。
当下，电力行业最热门的话题莫过于新能源入市。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）发布以来，围绕“加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”目标，“有序推动新能源参与市场交易”向前推进。
“十四五”电价体系建设主要围绕推进电力市场化和构建新型电力系统
在新能源装机快速增长、电力市场持续推进形势下，新能源参与电力市场的电量比例已过半，参与市场带来的消纳风险和度电收益不确定性，对新能源发展节奏和能源转型进程影响如何呢？
2023年4月，国家能源局综合司《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》中明确了光热发电的定位，即兼具储能和调峰的双重能力，可以实现用新能源调节、支撑新能源，可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，是新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快规划建设新型能源体系的有效支撑。
2024年2月，国家发展改革委、国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知（发改价格〔2024〕196号）明确提出，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价规则，为光热电站运营提供了新的盈利可能。
2024年8月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，其中提到“探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。”随之，内蒙古自治区能源局就《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则（征求意见稿）》正式征求意见，《意见稿》提出，“光热发电与风电光伏一体化系统应实现光热发电调节支撑新能源。”并拟定光热发电、风电、光伏发电装机规模配比。业内人士认为，内蒙古推动光热发电与风电光伏一体化系统作为整体接入公用电网，既有助于提高能源资源利用效率、保障电力系统的安全性和供电可靠性，又有助于加快能源绿色低碳转型、构建绿色低碳现代产业体系。
根据全国各地2024年8月电网企业代理购电公布的价格，8月全国电网代理购电价差最大为上海，在大工业两部制1.5倍购电时，电压等级不满1千伏条件下，最大峰谷价差达1.7539元/度；在一般工商业-两部制1.5倍购电时，电压等级不满1千伏条件下，最大峰谷价差达1.6099元/度；8月电网代理购电价格中，电压等级在1-10（20）KV的一般工商业，执行单一制电价（不含1.5倍电价）时，广东、江苏、湖南、重庆四省（市）峰谷价差超过1.0元/度，其中广东省占据6地；峰谷价差超过0.7元度地区共有22个……
站在我国电力市场化改革的重要节点上，光热发电自带大规模的热储能，具备将低谷时段的电力转移到高峰时段的能力，具备和火电相似的调峰和顶峰保证作用。在电力市场交易中，可根据电网负荷的需求，采用分时段的销售电价模式，来确定发电侧的上网电价，光热发电的价值将在市场中得到体现，让我们拥抱光热发电的新发展时期。
