“十五五”期间中国电力市场发展的核心路径
电力是国民经济的关键基础产业与公用事业，在国家能源体系中处于中心地位。自2020年“双碳”目标确立及2022年推进全国统一大市场建设以来，电力行业改革被赋予了“市场化”“低碳化”“一体化”三项核心任务。当前，以2015年“管住中间、放开两头”为框架的改革已取得基础性成效：市场化交易规模持续增长，电力结构绿色转型步伐加快，全国统一电力市场的顶层架构初步显现。
“十五五”时期（2026-2030年）将是深化改革攻坚、全面建成全国统一电力市场以及实现碳达峰目标的关键五年。在此阶段，系统梳理改革进展、客观评估实施效果、科学规划未来方向，对保障国家能源安全、推动经济高质量发展及促进绿色低碳转型具有深远意义。
电力体制改革十年回顾
自2015年新一轮电改启动以来，中国电力行业在市场化运作、绿色低碳发展及市场整合三个维度同步推进，行业运行机制、定价体系与治理模式发生了系统性变革。
（一）市场框架基本成型
首先，批发侧市场体系初步构建，零售侧竞争逐步展开。历经十年发展，已初步形成以电能交易市场为核心，辅助服务市场与容量补偿机制为两翼的批发市场结构。电能市场呈现出“现货市场发现实时价格、中长期市场稳定交易预期”的双层模式。辅助服务市场实现了从计划补偿向竞价交易的转变，调峰、调频等服务品类不断丰富。容量补偿机制在部分省份先行试点，旨在通过容量电价保障系统供电可靠性。同时，零售市场多元化竞争态势初步形成。截至2024年，全国注册售电公司已超4400家，其中民营资本占比约六成。售电业务正从单纯购售电向综合能源服务拓展，覆盖绿色电力交易、碳资产运营、能效管理及需求响应等领域。分时电价机制广泛推行，多数地区建立多时段电价体系，峰谷价差拉大，价格信号向用户侧的传导更为有效。
其次，以省级试点为路径，市场规则持续健全。本轮改革呈现出“中央顶层设计、地方试点探索、循序渐进、统筹统一”的特点。各省根据自身资源禀赋、产业结构和负荷特性开展差异化实践，形成了既有共性又具特色的市场建设格局（见图1）。部分省份现货市场已进入长周期连续试运行，交易体系相对成熟；其他地区则以中长期交易为主，逐步探索现货交易。自2022年起，国家层面陆续出台市场准入、计量结算、信息披露等基础规则，以及中长期、现货和辅助服务等交易规则，明确了全国统一电力市场的建设蓝图（见图2）。
再次，市场化交易规模快速增长，价格机制作用显现。2021年至2024年，全国市场化交易电量从3.78万亿千瓦时增至6.18万亿千瓦时，占全社会用电量比例由45.5%上升至62.7%。参与交易的市场主体数量从4.7万家增长到8.1万家，市场参与度显著提升。随着燃煤与新能源机组广泛参与市场，基于市场出清的资源配置方式逐步确立，价格能够根据供需上下波动，市场化定价在优化资源配置中的作用日益增强。
（二）绿色转型取得积极进展
在“双碳”目标引领下，绿色低碳成为电力改革的重要导向。新能源机组全面参与市场交易，其装机与发电占比持续提高。预计2025年，风电、光伏装机容量将达16.9亿千瓦，占总装机容量的45.9%；2024年风光发电量约1.83万亿千瓦时，占全国总发电量的19.4%，利用率保持在95%以上。近半新能源发电量通过市场交易消纳，市场化消纳水平显著提升（见图3）。
配套政策体系不断完善。国家相继出台系列政策，推动风电、光伏全面参与市场，明确其上网电价市场化形成机制，并建立容量电价制度，在保障传统机组合理收益的同时，为新型电力系统提供可靠的容量支撑。绿色电力证书与绿电交易市场快速发展，2024年绿电交易量达4460亿千瓦时，约占新能源发电量的四分之一，实现了环境效益的市场化兑现。
输配电价改革持续深化，已基本完成三轮监管周期。改革确立了“准许成本加合理收益”的定价机制，成本核算更为精细，电网功能定位更加清晰。自2025年起，电价体系进一步向低碳、整合方向调整：探索适用于新能源就近消纳的单一容量制电价，对清洁能源外送工程实行两部制电价，并将环境税等外部成本纳入定价考量，引导电网投资向特高压输电和智能配网等方向倾斜。
（三）全国统一市场雏形初具
市场整合是电力改革的核心目标之一。十年来，跨省跨区电力交易规模不断扩大，市场协同能力增强。2024年，跨省跨区中长期交易电量达1.39万亿千瓦时，同比增长19.8%；省间现货交易量达376亿千瓦时。南方区域实现了多省区同步出清，北方区域构建了“统一市场、两级运作”体系。2025年，跨经营区电力现货交易启动常态化运行，标志着全国统一电力市场框架基本形成。
输配电侧监管体系逐步适应一体化需求。国家统一了各级电网的资产核算标准，对跨区工程与省级、区域电网实施同步成本监审，完善了跨区通道结算与线损处理机制，并推行最优路径定价。零售侧的绿电交易、碳交易、储能等新型市场主体跨区域参与度提高，增强了市场资源的流动性。
随着区域协同机制的建立，中国电力市场正从分散试点走向统一体系。省际壁垒逐步消减，资源配置范围持续扩展，为建成全国统一电力市场奠定了坚实基础。
面临的问题与挑战
尽管电力体制改革成效显著，但在市场机制完善、适应低碳转型和推进一体化建设三个维度上仍面临新的挑战。各维度改革的进展、问题性质及核心矛盾不尽相同，市场与政府的作用边界也需进一步厘清：市场化建设需聚焦完善价格形成与提升竞争效率；低碳化转型亟待构建适应高比例新能源的市场机制；一体化推进则需着力破除区域壁垒、夯实统一市场制度基础。
（一）市场化维度：价格信号不充分，竞争机制有待深化
批发侧价格形成机制尚不完善，其引导资源优化配置的信号功能未能充分发挥。一是现货市场价格发现功能受限。当前现货市场多以发电侧单边报价出清为主，负荷侧普遍采用“报量不报价”模式，价格主要反映供给侧压力，难以体现需求侧的支付意愿，也导致需求响应机制缺失。多数地区市场仍处试运行，价格限制严格，波动空间有限，无法真实反映边际供需关系。
二是中长期市场行政干预较多，价格灵活性不足。政府通常要求发电企业签订高比例中长期合同，并设置价格区间，导致合同价格刚性较强、调整不灵活，难以响应供需变化。交易品种较为单一，以年度、月度基础负荷合同为主，缺乏带曲线、分时、可中断等差异化产品。合同标准化程度低、流动性不足，二级市场尚未有效形成。
三是现货与中长期市场衔接不畅。两者在限价范围、结算周期、履约机制等方面存在差异，现货价格难以对中长期价格形成有效指引。现货市场“指引不稳”与中长期市场“僵化不活”并存，价格与风险传导机制不顺，成为制约市场化深度推进与资源高效配置的关键瓶颈。
四是风险管理工具缺失，政府与市场边界模糊。存在政府“缺位”与“越位”并存的现象。一方面，信息披露不充分，对市场力识别、违规行为监管、结算安全等方面的能力仍有待提升。另一方面，市场主体缺乏有效的金融工具对冲价格波动风险。当出现异常价格波动时，市场主体风险暴露过高，往往又引发行政干预，削弱了市场信号的稳定性。
零售侧市场发展相对滞后，价格信号向终端用户传导不足。直接参与零售市场的用户比例较低，约八成用户通过售电公司代理购电。非分时电价套餐占比过高，导致批发侧的分时电价信号难以有效传递至终端；峰谷电价设计不尽合理且调整不及时，削弱了用户削峰填谷的激励。售电公司业务模式较为单一，多数仍依赖“购销价差”盈利，缺乏基于能效管理、需求响应和绿电交易的综合服务能力。信息不对称、成本不透明、监管规则不清晰等问题，导致零售市场竞争不足、运行效率偏低。
发电侧市场集中度较高，竞争格局尚未完全形成。部分地区发电市场由少数国有或地方龙头企业主导，市场集中度偏高，为潜在的市场势力或合谋行为提供了条件。在高集中度市场结构下，部分主体可能通过持留出力、串通报价等方式影响出清价格，使其偏离竞争性水平。此外，新能源装机快速增长带来的间歇性与波动性，增加了系统平衡调节难度，也可能在某些时段强化部分主体的市场影响力。竞争不充分使得价格信号难以准确反映边际供需关系，削弱了市场的调节与投资引导功能。
（二）低碳化维度：新能源特性冲击现有机制，灵活性资源价值未获充分体现
新能源的快速发展正在重塑电力系统的运行逻辑，对传统以化石能源为核心构建的市场机制带来系统性挑战。新能源发电具有间歇性、波动性和随机性，其成本结构表现为高固定成本、低边际成本及较高的系统集成成本。这一特性使得现行的边际定价机制面临考验，市场价格波动加剧，信号可能出现失真，系统灵活性与长期容量充裕度成为新的关键约束。
接近零的边际成本削弱了边际成本定价信号的有效性。随着新能源渗透率不断提高，电力市场价格形成机制被深刻改变。新能源边际成本极低，导致在高比例新能源出力时段，系统出清价格频繁触及下限。部分区域现货市场出现“峡谷曲线”现象——午间光伏大发时段电价接近地板价，而傍晚光伏出力骤降、负荷攀升时，火电调峰成本又推高电价（见图4，以山东为例）。短期看，这种剧烈波动影响了价格信号的稳定性；长期看，平均市场电价下行挤压了火电、储能等可调节资源的盈利空间，影响系统投资积极性与长期可靠性。
系统灵活性资源市场化激励不足，辅助服务机制尚不健全。在高比例新能源系统中，惯性支撑、调频、调压等稳定服务的稀缺性日益凸显，但现行机制仍以行政指令和补偿为主，缺乏反映其真实稀缺性的市场化价格信号。多数地区尚未将惯性、快速无功支撑等服务设立为独立的交易品种，提供方承担成本却难以获得合理回报。费用分摊机制也不尽合理，多数省份仍由发电侧内部“零和”分摊，或简单折算为度电价格由全体用户平均承担，未实现“谁受益、谁承担”。灵活性资源的价值与收益脱节，导致负荷侧资源缺乏调节动力，储能、可中断负荷等难以形成有效供给，存在明显的激励错配问题。
容量补偿机制定位有待明晰，未能充分发挥引导投资与保障可靠性的作用。理论上，容量机制应是在新能源占比攀升、边际成本定价可能导致长期可靠性投资不足的背景下，对“容量”这一公共品进行激励的“可靠性补丁”。然而，我国现行的容量电价更多地承担了对燃煤机组的政策性补偿功能，与系统整体可靠性目标关联不强，缺乏基于长期供需预期和市场化的形成机制。定价多以静态成本核定为依据，未能反映区域、季节差异及机组的灵活性价值，形成“平均化”补偿。补偿范围主要集中于煤电，抽水蓄能、新型储能、可中断负荷等灵活性资源尚未被普遍纳入，技术中性原则体现不足。结果是，容量价格信号未能有效传导系统稀缺性，难以形成对灵活性投资和长期容量建设的有效激励。
新型市场主体参与机制不健全，其系统调节潜力与市场价值未能充分释放。现有市场设计仍以集中式发电机组为核心，交易规则、计量标准与商业模式未能完全适应分布式能源、储能、虚拟电厂及可调节负荷等资源的快速发展。聚合商、储能运营商、负荷集成商等新主体缺乏清晰的准入标准、数据接口和结算机制，难以平等参与现货、辅助服务等核心市场。以电动汽车为例，虽具备显著的负荷调节潜力，但因充电设施接口标准不一、数据接入存在壁垒、交易机制缺失，尚未形成规模化的聚合交易模式。用户侧资源普遍面临“不可见、不可控、不信任”的困境：缺乏实时计量与远程控制能力，担心参与市场影响自身用能安全与隐私，导致大量潜在调节资源闲置。总体而言，制度性约束限制了新型主体的市场参与，使其灵活性价值无法在价格中体现，制约了系统整体调节效率的提升。
（三）一体化维度：区域壁垒仍然存在，全国统一市场建设面临多重障碍
市场体系存在层级分割，价格发现功能不足。当前电力市场建设以省级为主体，区域与国家级市场的协同联动尚不完善。对于市场主体而言，部分省份改革进度较慢，缺乏稳定的价格信号，影响其参与跨省交易的决策；在交易过程中可能面临省内、省间市场重复申报，增加了操作成本与不确定性。现货市场在中长期交易中仅起到“余量调剂”作用，价格信号传导受阻，难以形成有效的跨时空边际定价。区域内备用共享、灵活性资源互济等机制尚未健全，抽水蓄能、储能等调节资源的跨省优化配置能力不足。
省间市场壁垒尚未完全破除，规则差异制约一体化进程。统一市场的前提是规则、数据、准入、结算等标准的统一与互认。由于市场建设从省级起步，各省在市场模式、交易规则、价格机制、结算方式、信息披露等方面存在较大差异。部分地方政府出于保障本地能源供应或财政收入的考虑，对外送电和外来电设置隐性门槛，限制了资源的跨省自由流动。跨省电力交易仍以政府间协议和政策性合约为主，价格形成行政色彩较浓，市场信号的一致性与透明度有待提高。
规划、市场与电网运行协同不足，输电通道资源配置效率有待提升。电网物理布局、市场制度与产业转移缺乏有效联动，可能出现送端“有电难送”、受端“有需难买”的矛盾，甚至伴随特高压线路反向送电、价差倒挂及通道利用率偏低等现象。跨省交易依赖于行政核定的输电能力和年度分摊模式，缺乏基于动态可用输电能力（ATC）的市场化分配与透明的阻塞管理机制；输电费、线损、备用分摊等多采用行政核定方式，偏差考核标准不一、费用叠加问题明显；新能源外送的收益与风险分担缺乏统一规则，规划目标与市场实际结算、投资回报之间存在错位。
未来五年电力市场发展展望
“十五五”时期将是中国电力市场从框架建立迈向体系成熟的关键阶段。未来五年，改革需聚焦于完善市场化机制、构建低碳化支撑体系、优化一体化资源配置三大方向，通过健全价格信号、提升系统灵活性、优化跨区协调，最终建成高效、开放、绿色、统一的全国电力市场。
（一）深化市场化改革，优化政府监管职能
健全电力市场体系，深化价格市场化改革。未来应着力构建以电能量市场为核心，辅助服务市场与容量机制为重要支撑，三者协同互补的现代电力市场体系。电能量市场要强化价格发现功能，推广供需双侧报价，允许负荷侧“报量报价”，推动需求响应资源参与市场出清，提升市场对时空供需变化的灵敏度，真实体现电力的时空价值。
逐步降低强制性中长期合同比例，放宽价格浮动限制，使价格能更真实地反映系统的时空边际成本。加强中长期市场与现货市场的衔接，让现货价格成为有效的定价基准。健全多层次市场与风险管理体系，在中长期交易中引入标准化合约，探索发展电力期货、差价合约（CfD）及容量权交易等金融衍生品，为市场主体提供风险对冲与价格发现工具。通过有效的价格信号，引导发电投资、生产运行与用户消费，实现资源在竞争中的最优配置。
推动零售侧改革深化，激发需求侧活力。完善零售市场竞争监管，防范发电与售电环节的不当垄断延伸，促进形成多元竞争的零售格局。优化分时电价结构，加强用户宣传教育，提升其对分时电价套餐的认知与接受度，通过价格信号引导用电行为优化。健全需求侧参与市场的机制，推广需求响应、负荷聚合与虚拟电厂等新模式，提升用户侧灵活调节能力与市场参与水平。鼓励售电企业向综合能源服务商转型，提供集电力、储能、碳管理于一体的增值服务，提升用户侧资源的可见度与可调度性，构建成本收益共享的灵活零售市场。
厘清市场与政府边界，完善风险防控与监管体系。应在“有效市场”与“有为政府”相结合的原则下，科学界定市场调节与政府监管的职责。明确政府在极端情况下的价格干预边界，避免行政手段常态化替代市场机制。强化政府监管能力建设，完善针对市场力滥用、价格异常波动的监测预警与信息披露机制，健全结算体系与信用管理体系。监管重点应从直接价格管制转向行为监管与维护公平竞争，完善违约惩戒与风险分担机制，促使市场主体自担风险、自我约束。建立覆盖市场行为、信用管理、风险防控的综合监管体系，提升监管的系统性、透明度和前瞻性，保障市场在公平环境中高效运行。
（二）聚焦低碳化转型：构建适应高比例新能源的市场支撑体系
建立适应新能源特性的价格机制。国际实践表明，边际成本定价仍是电能量市场发现价格、配置资源的最有效方式。中国应在坚持这一原则的基础上，增强现货市场反映系统实时稀缺性的能力，更好适应新能源出力波动。适度放宽现货市场价格上下限，逐步缩短结算周期（如从小时级向15分钟、5分钟过渡），使价格信号更及时地响应供需变化。完善中长期与现货市场的衔接产品设计，强化价格锚定作用。探索建立极端天气下的动态限价机制，引入滚动撮合与负荷侧双边报价出清，使价格发现过程更加灵活有效。鼓励大型电力用户与新能源发电企业直接签订绿色电力采购协议（PPA），通过中长期合同锁定价格与收益预期。
为系统灵活性与可靠性提供市场化激励。拓展辅助服务市场的范围与深度，设立快速调频、惯性支撑、无功电压支撑等新型交易品种，并建立“谁受益、谁付费”的成本传导与分摊机制。在容量机制方面，应在现有煤电容量补偿基础上，逐步将抽水蓄能、新型储能、可中断负荷等多元灵活性资源纳入补偿范围，构建“能量—容量—灵活性”协同激励的市场体系。通过完善辅助服务与容量市场，为系统在高比例新能源情景下维持安全稳定运行提供充分的经济激励。
完善新型市场主体参与市场的制度环境。加快建立适应分布式能源、储能、虚拟电厂、可调节负荷等资源特性的市场规则体系。明确其市场准入条件、计量规范与技术接口标准，允许聚合商、独立储能运营商等以独立身份参与市场出清。建立能够体现灵活性资源边际价值的价格机制，推动分布式资源参与辅助服务与现货市场交易，实现“提供价值、获得收益”。推进用户侧计量与控制设施的升级改造，统一数据标准与第三方认证，破解“不可见、不可控、不信任”难题，充分释放新型主体的调节潜力与市场价值。
（三）推进一体化整合：优化全国统一资源配置体系
以规范化和标准化为核心，统一市场设计与基础规则。全国电力市场一体化的关键在于以统一的制度规范为基础，推动各省市场设计的标准化与兼容化。当前各省在市场模式、交易产品、价格形成、结算周期、信息披露等方面差异显著，部分市场仍保留较多行政色彩，影响跨省交易的可比性与价格信号的传导效率。应由国家层面牵头制定统一的市场设计框架与技术标准，明确中长期与现货市场的核心产品类别、出清算法、价格限幅、履约规则及数据接口，实现不同区域市场间的制度衔接与互联互通。建立全国统一的市场运营标准体系与数据共享平台，推动市场准入、交易组织、计量结算、信用管理、信息披露等环节的规范化运作。通过标准化、模块化的制度设计，为全国统一电力市场奠定坚实的制度与技术基础，逐步消除区域分割与行政壁垒，向“一张网络、一套规则、统一价格信号”的高效运行格局迈进。
推动省内与省间市场深度融合，构建协同运行机制。加快实现省内市场与省间市场机制的一体化整合，构建“统一申报、协同出清”的全国市场运营模式。各类市场主体应在统一规则下，于共同平台进行量价申报，实现省间与省内市场在时序上的紧密衔接与统一出清。省间市场可先行开展多周期中长期交易与增量现货交易，逐步实现与省内市场同步开市，形成以省间市场出清结果作为省内日前市场边界条件的协调运行模式。完善出清流程，初期可采用“省内预出清—省间优化—最终集中出清”的路径，后期逐步过渡到“省间全量出清、结果应用于省内”的模式，实现市场层级间的动态协调与整体优化。健全配套制度，统一价格限幅、主体资格、申报格式、出清算法与数据接口，强化各级市场在价格形成与曲线生成上的联动，提升全国市场整体出清效率与价格一致性。
强化规划、市场与电网的协同，提升系统整体经济性。推动市场机制与电网物理特性的深度耦合，实现电源规划、电网建设与市场运行的高效协同。电网侧应建立规划与市场数据共享机制，依据新能源消纳、电力交易流向等市场信号优化电网投资布局，对跨省通道实施基于市场需求的利用率考核，依据经济性评估决定新建项目，保障输电通道高效利用。电源侧应强化电力规划与长期价格信号的联动，当区域市场价格持续反映容量稀缺时，应优先引导新增电源在该区域布局，并结合输电通道能力确定合理开发规模，形成“市场引导规划、规划支撑市场”的良性循环机制。
结论
总体而言，中国电力体制改革已从“搭建制度框架”进入“完善市场体系”的关键时期。未来五年，将是全国统一电力市场从初步构建转向高质量运行的决定性阶段。改革重心应从“放开两头、管住中间”的架构性改革，进一步转向“强化市场机制、优化价格信号、促进系统协同”的深化阶段。需以市场化、低碳化、一体化为核心主线，协同提升资源配置效率、系统灵活调节能力与整体安全韧性。通过持续深化市场体系建设、优化价格机制设计、加强规划与市场协同、完善监管与风险治理，逐步形成“市场决定价格、价格引导投资、投资优化结构”的现代化电力市场新格局，为实现“双碳”战略目标、保障国家能源安全、支撑中国式现代化建设提供坚实的制度保障与发展动力。