众所周知，电力系统是由发电厂、配变电设备、输配电线路等组成的电能生产与消费系统。电力系统的投资、建设、运营基本由国民经济电费支撑（除国家财政少量补贴外），包括所有发电企业的设备投资、建设工程、运营管理，电网企业的设备投资、建设工程、运营管理，售电公司的营业收入等发、输、配、售所有环节的费用均源于国民经济电费。各环节整体效率决定平均电费水平即电价。
由于全球气候及别的环境问题，2016年多国签署巴黎协定。2020年包括中国在内多个主要经济体陆续提出碳中和目标。人类社会加快速度进行发展同时也对全球气候及环境带来重大影响，对清洁能源的需求越发迫切。
同时，随着半导体及电力电子技术的加快速度进行发展及应用，新能源发电、储能、可调节电气设备、新能源汽车等新能源技术涌现并快速发展，且产业化应用日趋成熟。电力技术由定额的、单向的、不可规模储存的、依赖化石能源的特点向灵活的、双向互动的、可规模储存的、清洁低碳的特点转变。
目前，国内发电电源结构主要由燃煤燃气机组、水力发电机组、核电机组、风力发电机组、太阳能发电机组组成。电能量供应、辅助服务供应、容量供应均由发电电源支撑，均在发电上网电费中分配结算。
根据中电联发布数据，截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万千瓦。其中，水电35804万千瓦（含抽水蓄能），占比17.81%；火电118957万千瓦，占比59.18%（煤电104063万千瓦，占比51.77%；气电9024万千瓦，占比2.42%；其他火电占比2.92%）；核电4874万千瓦，占比2.42%；并网风电20915万千瓦，占比10.41%；并网太阳能发电20418万千瓦，占比10.16%。
截止2019年，全国全口径发电量为73266亿千瓦时。其中,水电13021亿千瓦时（含抽水蓄能），占比17.77%；火电50465亿千瓦时，占比68.88%（煤电45538亿千瓦时，占比62.15%；气电2325亿千瓦时，占比3.17%；其他火电占比3.55%）核电3487亿千瓦时，占比4.76%；并网风电4053亿千瓦时，占比5.53%；并网太阳能发电2237亿千瓦时，占比3.05%。
可以看到，目前电源结构主要以燃煤发电为主，同时由于燃煤发电机组有效容量系数较高，利用小时数相比风电太阳能发电更高，燃煤发电量更是发电量的主力。
2015年中央印发9号文，进一步推进电力体制改革。2016年，广东、重庆开始建设电力市场试点，随即组建了北京、广州区域电力交易中心及各省级电力交易中心。市场化交易电量以及市场主体数量大幅度增长，不少省份已经实现10kV以上工商业用户全部进入市场。2017年部分省份开始试点调频辅助服务市场。2018年，全国有8个省份开始实施电力现货市场试点。交易机构的独立规范运行也在更进一步推进。整体看来，电力市场建设稳步前进。
然而，电力市场改革进入深水区，也遇到了一些深层次的困难和阻力。目前电力市场交易仍然都会存在发电企业借助政策倒置供需关系联合控制市场，市场双轨制费用不平衡，辅助服务市场准入不够开放，部分交易品种缺失等问题。多数市场主体参与市场的感受是电力市场建设目标不明朗，批发商业市场行政干预程度较大，市场化程度较低，总体感觉是维持原有格局前提下给予一些降价补贴，补贴多少怎么分配并不由真实市场供需情况决定。
其实，这个情况也是很好理解，由于电力市场建设不能一蹴而就，在市场尚未完全成熟的情况下，大的前提是必须保障电力系统的稳定运行。由于水电、新能源发电出力不可控而装机规模日趋增长且优先消纳，用户负荷波动较大且常与该类电源出力规律不同步，主力市场化火电机组发电小时数日趋降低，然而目前情况容量支撑客观需要一定规模火电机组。这就导致单纯的电能量市场，供应过剩情况凸显，可能过度竞争，导致行业大面积亏损，给电力系统稳定运行带来非常大风险，不得不对市场化发电公司进行一定的保护。
这时，电力市场改革像是走到了一个十字路口，是继续深入推动市场化，由市场决定资源配置还是维持市场形式，行政计划资源配置。
个人认为在未来能源转型背景下，以目前电力系统思维发展会面临以下几个主要矛盾：
随着新能源发电加快速度进行发展，火电利用小时数利用小时数逐步被挤压，结合火电参与电力市场让利，火电经营压力慢慢的变大。根据中电联发布数据看到2019年6000千瓦及以上电厂，火电利用小时数在4307小时，利用率较低，单纯考虑电能量供应能力，已经过剩。但是，新能源发电有效容量系数低，在高负荷时段仍然需要火电出力支撑，如果新能源发电量占比进一步提升，火电发电小时数将进一步压缩，也就是电大多新能源来发，但关键时候火电顶上。这种情况达到一定阶段，火电利用小时数将低于经营底限，不能覆盖其成本，难以正常经营，或者带来较大的电价上行压力。同时，整个电力系统电能量供应能力过剩情况将进一步加剧。未来，电力系统一定要解决电能量供应能力大量过剩，资产利用率偏低的问题。
由于新能源机组出力随机性较大，新能源机组占比提升，那么调峰调频辅助服务需求将大幅度的提高，为满足电力系统稳定运行，辅助服务成本将大幅度增长，这部分成本不管在发电侧内部结算还是由用户分摊，本质上都在国民经济电费中消化。辅助服务需求大幅度增长，辅助服务成本增长，带来较大的电价上行压力，将增加国民经济电费负担，不利于国民经济健康发展。然而，具备满足辅助服务需求能力的并不只是发电机组，新能源技术的发展应用使得用户侧有广泛可调资源能响应系统辅助服务。未来，电力系统一定要解决辅助服务需求大幅度增长，服务主体局限，服务能力不够问题。
同样由于新能源发电有效容量系数低，为满足系统尖峰负荷需求，目前电力系统容量全部由发电机组支撑，那么仍然需要大量火电机组支撑，理论上看这部分容量支撑机组利用率是非常低的。举个简单的例子，各省每年最高的5%尖峰负荷维持的时间合计约几十小时，然而为满足这部分尖峰负荷，我们建设了相应容量的火电机组，除了固定资产投入外，这些机组分摊其他时段的发电小时数，运营维护、管理、燃料全部正常投入。假如没有这5%的尖峰负荷，这些成本都不需要支付。如果这5%容量有其他更具经济性的技术来实现（例如：储能、电动汽车V2G，用户侧需求响应等），对于发电容量供应效率和电能量供应效率都有显著提升。未来，电力系统一定要解决容量支撑效率问题，系统稳定运行固然重要，但是通过什么机制使用哪些技术不是亘古不变的。
随着能源需求升级以及电力技术发展，个人觉得未来新时代电力系统必将是一个供需灵活互动、系统经济高效、能源绿色低碳的电力系统。实现这一目标一定要解决上述三个核心问题，而解决上述三个问题的关键是坚持深入推动和完善电力市场改革。
我国近些年，各行业科技迅猛发展，在电力行业，尤其在新能源行业，很多领域我们有很强的产业优势，真正限制我们电力行业和相关产业高质量发展的不是我们自己的技术能力，而是体制机制。
坚持电力市场改革，深入推动电力市场建设，破除市场准入及市场控价等壁垒，健全市场交易品种，开放用户侧资源准入，让各方资源发挥新能源技术的灵活可控、超高的性价比的优势，更好的参与市场服务电力系统。电力系统要通过市场机制发现电能量、辅助服务、系统容量的真实价格信号，在一个开放公平的市场环境实现优胜劣汰，吐故纳新，让更有技术优势更有经营能力的资源发挥作用。没有一个客观真实的市场机制，老旧低效资源无法淘汰，新型高效资源难以发挥，电力系统难以实现灵活、高效、清洁目标。
有些朋友可能会提出一些疑问，真正放开市场之间的竞争，价格信号可能短期不理性，有几率会使部分企业或者短期内多数企业经营困难，国有资产流失以及人员失业。个人觉得我们仍旧是应该相信市场，相信电力行业从业人员的能力，相信国有企业履职尽责的责任感。在交易机制具备可行性和关键风险把控的情况下，让市场主体真正的丢掉游泳圈下水去游，才能真的学会游泳。否则，我们继续抱着过去的思维和方式走下去，只会让电力系统越来越臃肿，效率越来越低，积累的风险越来越难化解，离智慧、高效、绿色的电力系统越来越远。同时，我们大家可以关注到一些发达国家，在能源转型方面已经初有成效，建立了成熟的市场机制，实现了较大比例的可再次生产的能源消纳，多种能源技术参与电力系统服务，在实现电力清洁稳定运行同时，最终用户电价是合理的，电力系统资产效率较高。在能源转型的大背景下，改革的风险是可试可控的，不改革才是最大的风险。
通过体制机制改革及新能源技术的广泛应用，实现电力系统转型，让电力系统更具智慧、绿色、高效等优势，是电力系统新时代的进步。市场机制能更好的厘清价格机制及服务界面，能更好的服务电力用户，提升使用者真实的体验，提升电力行业服务实体经济的能力。
过去，由于经济快速地发展，对电力能源的需求爆发，我们的发电、供电、电力设计、电力设备制造、电力工程建设等行业也得到了快速的提升。新时代的电力系统转型，开放电能量、辅助服务、容量等市场，将给光伏、风电、储能、电动汽车、电力需求响应、电力市场化交易、能源数字化、能源互联网、能源托管服务、能源运营服务等产业带来非常大市场空间。电力系统的转型也会给电力能源行业带来一次新生。甚至对于功率半导体、新材料、精密制造等电力能源领域核心技术探讨研究带来非常大活力。
新时代电力系统转型，提升电力能源行业效率，降低国民电力生产消费环境污染和碳排放，提升行业服务水平，为中国经济高水平发展打好坚实基础。同时，由于国内巨大市场潜力，逐步提升我国电力新能源相关产业实力及国际竞争力，抓住电力新能源发展的新趋势，在电力新能源行业打造像华为一样具有国际领先实力的中国企业！电力系统从计划经济转型为市场经济，激活行业巨大活力和发展的潜在能力，也为别的行业转型发展树立良好示范，助力中国经济转型升级，开启腾飞新时代！
以上是个人粗浅行业理解和思考，抛砖引玉，欢迎各位专家多指教，如有纰误，请包涵指正。
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