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作为国民经济发展重要的基础产业，能源领域在过去的40多年中以改革推动发展，在发展中深化改革，为国民经济和社会发展提供了强有力的物质支撑。梳理能源领域市场化改革历程，总结其改革与发展经验，对于进一步深化能源领域市场化改革具有重要意义。
改革开放初期，能源领域处于垂直一体化、政企合一、国家垄断经营和实行计划经济的状态。而同一时期，世界范围内正孕育着市场化改革浪潮。具体而言，能源领域市场化改革的历史背景有以下几点：一是垂直一体化特征明显。以石油行业为例，从上游的油气资源勘查开采与原油进口，到中游的管网运输与门站配送，再到下游的炼化、销售以及成品油进出口等业务，上中下游都是在垂直一体化企业内部来完成的。二是政企职能合一。对于能源企业而言，其集合了能源生产经营、政策制定、行业监管、国有资产管理等多种职能，既承担微观的生产厂商职能，又承担宏观的行业管理职能，还承担着教育、医疗、环卫等社会职能。三是国家垄断经营。由于能源领域地位的特殊性，在改革开放初期，国家以国有资本占绝对主导地位且严格限制民营企业和外资企业等社会资本进入的形式实施行业管理。四是计划经济色彩深厚。能源领域的建设计划、资金安排、价格收费、成本核算、物资调配、产品分配等全部由国家计划包办，经营利润也要全部上缴国家。五是全球市场化改革浪潮涌动。以英国“撒切尔主义”为代表，铁路、邮政、电力、油气、城市公用事业等的市场化改革在英国、欧洲大陆和北美等地轰轰烈烈地开展。制定法律法规，放松经济性管制，培育竞争性市场，实行大规模私有化，推动产业重组，建立规制机构等一系列改革举措相继出台，推动西方国家形成垄断性行业市场化改革的浪潮。
20世纪80年代中期我国能源领域市场化改革的根本原因在于国民经济紧运行条件下严重的长期供给短缺。受市场准入、投融资管理和价格形成机制等体制性制约，我国长期处于能源供给短缺的状态，能源供给短缺成为我国国民经济和社会发展的最大掣肘。据统计，截至1986年底，我国电力装机缺口1400万～1500万千瓦，发电量缺口达600亿～700亿千瓦时，全国有近35%的农户没有用上电，拉闸限电在全国范围内成为一种常态。此外，行业垄断还极大地制约着能源生产与服务效率的提高。在计划经济体制下，能源企业不仅冗员现象严重，而且缺乏完全的投资决策权、经营自主权和价格决定权等基本权利，导致企业缺乏足够的改善生产效率和服务水平的愿望与能力，效率低下。
从改革的主要议题和核心任务出发，将过去40多年来能源领域市场化改革所走过的历程大致分解为以下三个重要阶段。
第一阶段（20世纪80年代初至90年代中后期）：探索试点、放权搞活与政企分开。该阶段的核心任务是通过放松准入缓解短缺，以及通过政企分开和经营责任制提高微观活力，同时进行“市场取向”改革的初步探索。电力行业，改革投融资体制和企业经营机制，着重缓解供需矛盾。油气行业，探索能源行业管理体制改革，推动“政企分开”，扩大企业的经营自主权。
第二阶段（20世纪90年代末至党的十八届三中全会召开）：产业重组、应对加入WTO（世界贸易组织）带来的挑战与市场化改革启动。核心任务是推进产业拆分重组，应对加入WTO带来的挑战，实质性地推进市场化改革。电力行业，将国家电力公司管理的发电资产重组为中国华能集团有限公司、中国国电集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司和中国电力投资集团有限公司五大发电集团，电网业务拆分重组成国家电网有限公司和中国南方电网有限责任公司两大企业，等等。油气行业，1998年中国石油天然气集团有限公司和中国石油化工集团有限公司正式宣告成立。
第三阶段（党的十八届三中全会召开以来）：加快市场化改革、价格改革与优化结构阶段。该阶段的核心任务是落实党的十八届三中全会精神，深化市场化改革，加快价格形成机制改革，优化市场结构。电力行业，2015年印发的《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》拉开了新一轮电力体制改革的大幕。油气行业，2017年5月中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确了我国油气行业体制改革的方向、目标、路径和主要任务。
按照“管住中间、放开两头”总体思路，能源领域不断深化市场化改革，着力还原能源商品属性，处理好政府和市场的关系，努力发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，不断为市场主体营造公平竞争的制度环境，主要包括以下三个方面。
区分自然垄断环节和竞争性环节，进一步放开竞争性领域市场准入，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的能源领域，初步形成多元化市场主体参与的格局。深化油气勘查开采管理体制改革，对在我国境内注册的内外资企业开放油气勘查开采，在全国范围内探索油气探矿权竞争机制，提高油气资源配置效率。支持符合条件的企业参与原油进口、成品油出口。推进油气管网运营机制改革，提高油气资源配置效率。有序放开配售电业务，配电环节引入多元投资主体，售电环节引入竞争，深化电网企业主辅分离。深化国有能源企业改革，开展能源企业混合所有制改革试点工作，完善企业治理体制和经营机制，促进能源企业治理能力和发展活力提升。
推进能源交易体制改革，完善市场化交易机制，建设统一开放、竞争有序的能源市场交易体系。搭建能源交易平台，组建全国和区域性煤炭、石油、电力交易中心，积极推动能源市场化交易。逐步建立煤炭行业产能置换、中长期合同等机制，构建上下游产业互利共赢发展格局。持续推进天然气“产供储销”体系建设，完善油气进出口管理体制。在放开煤炭、钢铁、有色金属、建材等四个重点行业用户发用电计划试点基础上，全面放开经营性电力用户发用电计划，有序推动工商业用户参与电力市场交易。推动电力现货市场建设试点地区开展连续结算试运行，逐步形成以中长期交易为主、现货交易为补充的能源市场交易体系，不断扩大原油、煤炭等期货产品交易规模。推动电力辅助服务市场范围不断扩大，实现调峰资源更大范围的优化配置。
第一，有序放开竞争性环节价格。推动燃煤发电实现“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，平稳推进以竞争性招标方式确定新建光伏发电、风力发电项目上网电价，推动跨省跨区按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化方式形成送电价格，有序推动工商业用户通过市场化方式形成用电价格。缩短成品油调价周期，建立油价调控风险准备金，放开液化石油气、非常规天然气及液化天然气气源价格。通过分步推广，全面理顺非居民用气价格，明确所有进入交易平台公开交易的气量价格由市场交易形成。
第二，逐步建立输配价格监管体系。按照“准许成本加合理收益”原则，合理制定电网、天然气管网输配价格。实施定价成本监审、电网和专项工程定价办法、配电定价指导，探索实施配电网激励性定价，开展两轮输配电成本监审和电价核定。改革天然气管道运输定价机制，强化配气价格监管，开展成本监审，构建天然气输配领域全环节价格监管体系。
第三，创新和完善促进绿色发展价格机制。对高耗能、高污染、产能严重过剩行业用电实行差别化电价政策，全面推行阶梯电（气）价制度，完善峰谷分时电价、环保电价支持政策，建立北方地区清洁供暖电价机制，开展清洁能源消费替代与可再生能源电力消纳相结合的绿色电力交易，降低绿色电价。