电力是关系国计民生的重要基础产业和公用事业，是国民经济重要组成部分和能源工业的中心。随着2020年“双碳”目标提出以及2022年建设全国统一大市场的部署，电力改革承载起“市场化”“低碳化”“一体化”三重使命。目前，中央在2015年提出的“管住中间、放开两头”的改革框架基本落实，市场化交易稳步扩大，电力低碳转型成效显著，全国统一电力市场框架雏形已现。
即将到来的“十五五”时期，是全面深化改革、全国统一电力市场全面建成和碳达峰攻坚的关键阶段。此时总结电力改革的进展、系统评估其成效，科学展望未来发展路径，对于推动中国能源安全、经济高质量发展和绿色低碳转型具有重要意义。
电改十年的进展
自2015年中发〔2015〕9号文发布以来，中国电力体制改革进入新阶段。十年来，改革在“市场化、低碳化、一体化”三个维度推进，电力行业运行机制、价格体系和治理方式发生了系统性转变。
（一）市场体系初步建立
第一，批发侧市场体系初步形成、零售侧竞争格局初现。十年来，中国逐步建立了以电能量市场为主体、以辅助服务市场和容量补偿机制为支撑的批发侧市场体系。电能量市场初步形成了“以现货市场发现价格、中长期市场稳定预期”的双层格局。辅助服务市场实现从“免费提供、事后补偿”向“市场化竞价”转变，调峰、调频、备用等服务品种持续完善。容量补偿机制在部分省份试点运行，通过容量补偿或容量电价保障系统可靠性。同时，零售侧竞争格局逐步显现。到2024年，全国售电公司超过4400家，民营主体占比接近60%。售电公司逐步从单一购售电向综合能源服务转型，业务范围涵盖绿电交易、碳资产管理、电能管理和需求响应等。各省普遍推行分时电价机制，建立“尖峰—高峰—平段—低谷—深谷”五时段电价体系，峰谷价差进一步扩大，价格信号更有效传导至用户侧。
第二，以省为主体探索市场化改革路径，市场规则体系不断完善。本轮电力市场化改革呈现“省为主体、试点先行、逐步推进、统筹统一”的特点。中央负责顶层设计，地方结合资源结构、产业基础和负荷特征开展试点，各省市场建设呈现共性与差异并存的格局（见图1）。部分省份率先启动现货市场连续试运行，形成较为成熟的交易体系；部分地区则以中长期交易为主，配合局部现货试点推进。差异化的市场设计反映出各地在电源结构、水电季节性、负荷特征等方面的不同。2022年以来，国家能源局陆续出台市场准入、计量结算、信息披露三项基础性规则，以及中长期、现货、辅助服务三类交易规则，明确全国统一电力市场的总体目标（见图2）。
第三，市场化交易电量持续扩大，价格机制逐步确立。2021年-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，占全社会用电量的比重由45.5%提升至62.7%。交易主体数量从4.7万家增至8.1万家，市场参与范围和竞争格局显著扩大。随着燃煤和新能源机组陆续入市，市场化价格机制逐步确立，电力资源配置方式由计划分配向市场出清转变。能涨能跌的价格信号初步形成，市场化定价在资源配置中的作用显著增强。
（二）低碳转型成效显著
“双碳”目标提出后，低碳化成为电力改革的重要方向。新能源机组全面参与市场交易，新能源装机和发电量占比持续上升。2025年，风光装机预计达16.9亿千瓦，占总装机的45.9%；2024年风光发电量约1.83万亿千瓦时，占全国发电量的19.4%，利用率保持在95%以上。新能源市场化交易电量占新能源发电量的一半以上，新能源市场化消纳水平显著提高（见图3）。
配套政策持续完善。中央先后出台136号文、1192号文和1501号文，推动风电、光伏机组全面入市，明确上网电价市场化形成机制，建立容量电价制度，保障传统机组合理收益的同时，为新型电力系统提供容量支撑。绿证和绿电交易快速发展，2024年绿电交易规模达4460亿千瓦时，占新能源发电量约25%，实现环境价值的市场化。
输配电价改革适应低碳转型要求，三轮监管周期基本完成。改革建立“准许成本+合理收益”机制，成本核算更细化，功能定位更清晰。2025年起，电价体系进一步向低碳化、一体化方向调整：探索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、水资源税纳入定价成本，引导电网投资向特高压通道和智能化配网倾斜。
（三）全国统一市场框架初步形成
一体化是电力市场改革的重要目标。十年来，跨省跨区交易规模持续扩大，市场协同能力显著增强。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“五省一区同步出清”，北方区域构建“统一市场、两级运作”体系。2025年，跨经营区电力现货交易首次常态化开展，全国统一电力市场框架初步形成。
输配电侧监管体系进一步向一体化适配。国家统一省级、区域、跨区电网资产核算标准，实行跨区工程与省、区域电网同步成本监审，完善跨区通道结算机制，明确线损偏差损益归属并推行最优路径定价。零售侧的绿电交易、碳交易、储能调节等新型市场主体跨区域参与度提高，市场资源流动性增强。
随着区域市场协同机制的建立，中国电力市场正在由分散试点走向统一体系。省际壁垒逐步减少，资源配置范围持续扩大，为实现全国统一电力市场目标奠定了基础。
问题与挑战
尽管电力体制改革已取得显著成效，但在市场化建设、低碳转型适应和一体化推进三个维度上都面临新的挑战。不同维度上的改革进展、问题性质和核心矛盾并不相同，市场与政府在其中的作用边界也各有侧重：在市场化建设方面，如何完善价格形成机制、提高市场竞争效率仍是重点；在低碳转型方面，亟须建立适应新能源占比提升的新型市场机制；在一体化建设方面，则需进一步破除省间壁垒，完善全国统一市场的制度基础。
（一）市场化：价格信号作用受限制，竞争格局尚未充分形成
批发侧市场化价格形成机制不完善，引导资源有效配置的信号功能未充分发挥。一是现货市场价格发现功能受限。现货市场主要以发电侧出清为主，负荷侧普遍执行“报量不报价”与统一结算规则，价格主要反映供给压力，缺乏对需求侧支付意愿的反映，也导致需求响应机制缺失。多数地区仍处于试运行阶段，价格上下限限制严格，波动空间有限，价格也难以真实反映边际供需关系。
二是中长期市场行政色彩较强，价格灵活性不足。政府通常要求发电企业完成高比例签约，并设定限价区间，合同价格刚性大、调整机制不灵活，难以反映供需变化。交易品种较单一，以年度、月度基荷合同为主，缺乏带曲线、峰谷分时、可中断负荷等差异化产品。合同标准化不足、流动性偏低，二级市场尚未形成。
三是现货与中长期市场衔接不畅。中长期市场与现货市场限价区间、结算周期、履约机制上存在差异，现货价格难以对中长期价格形成有效锚定。现货市场“锚而不稳”、中长期市场“刚而不活”，二者之间的价格与风险传导机制尚未理顺，成为制约市场化改革深入推进和资源高效配置的重要瓶颈。
四是风险管理工具匮乏，市场与政府边界不清。政府“缺位”与“越位”并存，一方面，信息披露不充分，市场力识别、违规报价监管、结算体系安全性等仍不成熟。另一方面，企业缺乏对冲工具应对价格波动风险。当价格异常波动时，市场主体风险暴露过高，行政干预又往往重新介入，进一步削弱市场信号的稳定性。
零售侧市场发展滞后，价格信号向用户侧传导不畅。直接参与零售市场的用户较少，约80%通过售电公司代理。非分时电价套餐采用比例过高，导致批发侧分时电价难以有效传递至终端用户；峰谷电价设计不合理、调整不及时，用户削峰填谷激励不足。售电公司功能较为单一，普遍以“价差收益”为主要盈利模式，缺乏基于用能管理、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、监管规则不明，导致零售市场的价格竞争不足、效率偏低。
发电侧市场集中度较高，竞争格局尚未充分形成。部分地区发电侧，国有企业和地方性龙头企业拥有较高的份额，市场集中度较高，为潜在市场势力或合谋提供了前提条件。在高集中度的行业结构下，市场主体具备较强的潜在操纵空间，容易通过持留出力、串通报价等方式行使市场势力，导致价格偏离竞争性水平。加之，随着新能源装机容量快速增长，其间歇性、波动性与随机性增加了电力系统供需平衡调节难度，可能进一步强化部分市场主体行使市场势力的空间。竞争机制的不充分，使价格信号难以准确反映边际供需关系，削弱了市场调节和投资激励功能。
（二）低碳化：新能源特性重塑价格机制，灵活性资源价值尚未体现
新能源快速发展改变了电力系统的运行逻辑，对传统以化石能源为核心的市场机制提出了系统性挑战。新能源发电具有间歇性、波动性与随机性，成本结构呈现高固定成本、低边际成本与高系统成本特征。这种特性使现有的边际定价机制面临挑战，市场价格波动加剧，价格信号失真，灵活性资源和长期容量充足成为新的约束。
零边际成本特性削弱边际成本定价信号的有效性。随着新能源占比不断提高，电力市场价格形成机制被深刻改变。新能源的边际成本接近零，使得系统出清价格在高比例新能源出力时频繁触底。部分地区现货市场“鸭子曲线”演化为“峡谷曲线”——午间光伏出力高峰时段电价接近地板价，而傍晚光伏出力消失、负荷攀升，火电调峰成本推高电价（见图4，以山东市场为例）。短期看，这种价格波动削弱了价格信号的稳定性；长期看，平均市场价格下行压缩了火电与储能等可调节机组的盈利空间，影响系统投资激励与可靠性。
系统灵活性市场化激励不足，辅助服务市场机制尚不健全。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显著上升，但现行机制仍以行政补偿为主，缺乏反映系统稀缺程度的市场化价格信号。多数地区的惯性、快速无功支撑等服务尚未形成独立交易品种，提供方承担成本却无法获得合理收益。费用分摊机制不合理，多数省份仍实行发电侧“零和”分摊，仅按月折算为度电价格由全体用户平均承担，未实现“谁受益、谁付费”。灵活性资源收益与系统价值脱节，导致负荷侧资源缺乏调节激励，储能、可中断负荷等主体难以形成有效供给，呈现典型的外部性与激励错配问题。
容量补偿机制定位不清，尚未发挥引导资源投资和保障系统可靠性的应有作用。理论上，容量补偿机制应在新能源占比持续上升、系统可靠性投资不足的背景下，作为对容量外部性进行激励的制度性补充，即在边际成本定价基础上的“可靠性补丁”。然而，中国现行容量电价更多承担对燃煤机组的政策性补偿功能，与系统可靠性目标脱节，缺乏基于供需平衡和长期投资预期的市场化形成机制。现行定价仍以静态成本核定为主，未能反映区域差异、季节变化及机组灵活性特征，形成“平均化补偿”。补偿范围主要集中于煤电机组，抽水蓄能、储能、可中断负荷等灵活性资源尚未纳入容量市场，技术中性原则不足。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可靠性建设的正向激励。
新型市场主体参与机制不健全，其市场价值和系统调节潜力尚未被充分释放。现有市场设计仍以集中式机组为核心，规则体系、计量标准和交易模式未能适配分布式能源、储能、虚拟电厂和可调节负荷等灵活性资源的快速增长。聚合商、储能运营商、负荷聚合商等新主体缺乏明确的准入标准、数据接口与结算机制，难以进入现货、辅助服务等核心市场。以电动汽车为例，尽管具备显著的移峰潜力，但受限于充电设施的接口标准不统一、数据接入壁垒和交易机制缺失，尚未形成有效的聚合交易体系。用户侧资源普遍存在“不可见、不可控、不信任”问题：缺乏实时计量与远程控制能力，担忧参与市场影响自身用能安全，导致潜在调节资源闲置。总体来看，新型主体的制度性约束使系统灵活性供给能力被低估，价格机制未能反映其边际价值，市场整体调节效率受到限制。
（三）一体化：省际壁垒凸显，全国统一电力市场建设存在多重壁垒
市场体系层级分割，价格发现功能不足。省级市场是现阶段建设主体，区域与国家层面的市场联动尚不完善。对市场主体而言，部分省级电改进度落后，缺乏稳定价格信号，难以支撑省间市场参与决策；申报阶段需在省内、省间重复交易，增加操作成本与不确定性。现货市场在中长期市场中仅起到“余量平衡”作用，价格信号传导受阻，难以形成有效的边际定价机制。区域内互济与灵活性资源共享机制尚未建立，抽蓄和储能等调节资源跨省配置能力不足。
省间市场壁垒未完全破除，规则差异制约一体化深化。统一市场的前提是规则、数据、准入、结算等方面的可比性与互认。电力市场从省级起步，导致各省在市场模式、交易规则、价格形成、结算机制、信息披露等方面差异较大。部分地方政府为维持地方能源安全和财政稳定，对外送和外购电设定隐性门槛，限制了跨省资源流动。跨省电力交易仍以政府协商和政策性合约为主，价格形成机制行政色彩浓厚，市场信号的一致性和透明度不足。
规划—市场—电网协同不足，输电通道资源建设与配置效率较低。电网物理布局、市场制度与产业转移缺乏联动，出现送端“紧张不送”、受端“宽松不买”，并伴随特高压反向送电、价差倒挂与通道利用率偏低等现象。跨省交易依赖行政核定与年度分摊，缺少基于ATC（可用输电能力）的动态分配与透明拥塞定价；输电价、线损、备用分摊多为行政口径，偏差考核不统一、输电费叠加明显；新能源外送的收益—风险分担缺乏统一规则，规划目标与市场结算、投资回报存在错位。
未来五年的电力市场发展展望
“十五五”时期（2026年-2030年）将是中国电力市场从制度成型走向体系完善的关键阶段。未来五年，电力市场改革需聚焦市场化机制完善、低碳化支撑体系建设和一体化资源配置体系优化三大方向，通过完善价格信号、提升系统灵活性和优化跨区域资源配置，形成高效、开放、绿色、统一的全国电力市场体系。
（一）深化市场化建设，完善政府监管体系
完善电力市场体系、深化价格市场化改革。未来应加快形成以电能量市场为主体、以辅助服务市场和容量补偿机制为支撑、三者互为补充的市场体系。电能量市场要突出价格发现功能，完善供需双边报价机制，允许负荷侧“报量报价”，推动需求响应参与市场出清，提升市场反映供需变化的灵敏度，真正体现电力的时空价值。
逐步降低强制性中长期合同比例，放宽限价区间，使价格信号能够真实反映系统的时空边际成本。强化中长期与现货市场的衔接协同，使现货价格成为市场定价的有效锚定。健全多层次市场体系与风险管理机制，在中长期交易中引入标准化合约和金融衍生品，探索电力期货、差价合约（CfD）和容量权市场，为主体提供风险对冲与价格发现工具。通过价格信号引导投资、生产和消费，实现资源在竞争中的高效配置。
深化零售侧改革，激发需求侧市场活力。完善竞争监管机制，防范发售上下游垄断力不当延伸，推动形成多主体竞争的零售格局。优化峰谷电价结构，提高用户对分时电价套餐的认知度与接受度，通过价格信号引导用电行为调整。完善需求侧市场机制，推进需求响应、负荷聚合与虚拟电厂等新型参与模式建设，提高用户侧灵活性和市场参与度。鼓励售电公司向综合能源服务商转型，提供集成化电力、储能、碳管理等增值服务，提升用户侧资源参与市场的可见性与可调度性，构建成本收益共担的灵活零售市场。
厘清政府与市场边界，完善风险防范与监管治理体系。应在“有效市场与有为政府”框架下，科学界定市场调节与政府监管的职责边界。明确政府在电价形成中的应急干预范围，防止行政手段替代市场机制的常态化。强化政府监管职能，完善市场力识别、价格监测与信息披露机制，健全结算和信用约束体系。监管重点应从价格管制转向行为监管与竞争维护，完善违约惩戒与风险分担机制，推动市场主体自担风险、自我约束。建立覆盖市场行为、信用约束与风险防控的综合监管体系，提升监管的系统性、透明性与前瞻性，确保市场在公平竞争中高效运行。
（二）聚焦低碳化建设：构建适配新能源的市场支撑体系
建立适应新能源特性的价格体系。国际经验表明，边际成本定价仍是电能量市场发现价格和配置资源的最有效机制。中国应在坚持边际定价原则的基础上，提升现货市场反映系统稀缺性的能力，更好适应新能源波动特征。适度放宽现货价格上下限，逐步由小时级向15分钟甚至5分钟结算周期过渡，使价格信号更及时反映供需变化。完善中长期与现货市场的衔接产品，增强价格锚定作用。通过建立极端天气下的动态限价机制、引入滚动撮合与负荷侧报价出清，推动价格发现机制更加灵活有效。鼓励大型用户与新能源企业签订绿色购电协议（PPA），以中长期合约锁定价格与收益预期。
为系统灵活性和可靠性提供激励。扩大辅助服务市场的范围与深度，设立快速调频、惯性支撑、无功支撑等新型品种，实行“谁受益、谁付费”的成本分摊机制。在容量机制方面，应在现有煤电容量补偿机制基础上，逐步将抽水蓄能、新型储能、可中断负荷等多元资源纳入容量补偿范围，建立“能量—容量—灵活性”协同激励机制。通过完善辅助服务和容量机制，为系统灵活性与可靠性提供充分的市场化激励，确保系统在高比例新能源条件下的可靠运行。
完善新型主体参与市场的机制。加快建立适应分布式能源、储能、虚拟电厂和可调节负荷的市场制度体系。完善准入标准、计量规范与信息接口，允许聚合商、储能运营商等主体独立参与市场出清。建立体现灵活性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，实现“谁提供、谁受益”。完善用户侧计量与控制系统，推进数据标准化和第三方认证，缓解“不可见、不可控、不信任”问题，释放新型主体的调节潜力与市场价值。
（三）推进一体化建设，优化全国统一的资源配置体系
以规范化和标准化为抓手，统一电力市场设计与制度规则。全国电力市场一体化的重点在于以制度规范为基础，推动各省电力市场设计的标准化与兼容化。目前各省在交易模式、产品体系、价格形成、结算周期和信息披露等方面差异较大，部分市场仍保留行政化特征，影响跨省交易的可比性与价格信号的传导效率。应由国家层面统一制定市场设计框架和技术标准，明确中长期与现货市场的产品类别、出清机制、限价区间、履约规则和数据接口，实现不同区域间的制度衔接与互操作。建立全国统一的市场标准体系和数据互联平台，推动市场准入、交易流程、计量结算、信用管理与信息披露的规范化运行。通过标准化、模块化的市场设计，为全国统一电力市场提供制度化、技术化基础支撑，扫清区域割裂与行政壁垒，向着真正实现“一张网、一规则、一价格信号”的统一市场高效运行格局迈进。
推动省内与省间市场深度融合，构建统一协调的运行机制。加快实现省内与省间市场机制的一体化融合，构建“统一报价、协同出清”的全国电力市场运行模式。各类市场主体应在统一规则下于交易平台申报量价，实现省间与省内市场的统一出清与时序衔接。省间市场先行开展多周期中长期与增量现货交易，逐步与省内市场同步开市，形成以省间出清结果作为省内日前现货出清边界的统一运行格局。完善出清机制，初期实行“省内预出清—省间整合—再集中出清”，后期过渡为“省间先全量出清、结果供省内使用”，实现分层协调、动态优化。健全配套制度，统一限价区间、参与主体、申报规则、出清算法和数据接口，强化各层级市场在价格形成与曲线生成上的联动，提升全国市场出清效率与价格一致性。
强化规划—市场—电网协同机制，提升通道经济性与系统效率。实现市场机制与物理系统的深度耦合，推动电源规划、电网建设与市场运行协同统一。电网侧应建立规划与市场数据共享机制，依据新能源上网、电力交易与跨区流向等市场信号优化投资布局，对跨省通道实施市场化利用率考核，按市场需求评估新建项目，保障外送通道高效利用。电源侧应强化规划与价格信号的联动，当区域长期电价反映容量稀缺时，优先引导新增电源布局，并结合通道能力确定开发规模，形成“市场引导规划、规划支撑市场”的良性机制。
总体来看，中国电力体制改革已由“制度成型”迈入“体系完善”的关键阶段。未来五年，将是全国统一电力市场由框架构建转向高质量运行的决定性时期。改革方向应从“放开两头、管住中间”进一步转向“强市场机制、优价格信号、促系统协同”，以市场化、一体化和低碳化为主线，推动资源配置效率、系统灵活性与安全韧性同步提升。通过深化市场体系建设、优化价格机制设计、强化规划与市场协同、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”的高水平电力市场新格局，为实现“双碳”目标、保障能源安全与支撑中国式现代化提供坚实的制度基础和经济动力。
（作者宋枫为中国人民大学应用经济学院能源经济系教授，王雨桉为中国人民大学应用经济学院能源经济系博士研究生；编辑：马克）
