《新型电力系统建设 “十五五” 规划》将电力市场化改革作为构建新型电力系统的核心制度支撑，以 “全国统一电力市场体系基本建成” 为总体目标，通过完善市场框架、理顺价格机制、扩容市场主体、强化监管保障，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，同步支撑新能源大规模消纳、系统灵活调节与电力安全保供。本文对电力市场改革部分进行了剖析，先总结重点：

1、全国市场交易电量占比从2025 年的 64% 提升至 2030 年的 70%，预计未来5年将新增超过2.8万亿度电量直接入市，这对于售电公司而言是巨大的增量业务机会；

2、提升中长期市场的交易频次与灵活性，为市场主体提供稳定收益预期与风险对冲工具，减少售电公司中长期电量购买不足或电价过高的经营风险；

3、推动发用电两侧各类经营主体全面报量报价参与现货市场，这将彻底改变用电侧基本只报量不报价的格局，对于未来售电公司电力交易能力提出巨大挑战；

4、推进水电、核电、气电上网电价市场化改革，特别对于广大未进入市场的小水电将有巨大影响，彻底改变了其电价收入模型；

5、对电网企业开展自然垄断业务和竞争性业务的范围进行监管。一方面，有利于进一步厘清电网企业进入输配电价的资产和收入范围；另一方面，有利于防止电网企业竞争性业务借助自然垄断优势造成全社会的不公平竞争，并会加快电力三产改革；

6、加强电网公平开放监管。这有利于绿电直连、智能微电网、虚拟电厂等社会资本投资新型业态的高效并网，减少相关项目的建设并网风险；

一、总体目标

规划从交易规模、配置范围两个核心维度设定量化指标，明确电力市场的发展节奏与成熟度要求：

1.市场化定价范围持续扩大：全国市场交易电量占比从 2025 年的 64% 提升至 2030 年的 70%，同步逐步缩小代理购电规模，推动更多用户直接进入市场，还原电力商品属性。结合2030年电量预测数据，预计未来5年将新增超过2.8万亿度电量直接入市，这对于售电公司而言是巨大的增量业务机会。

2.跨区资源配置能力升级：跨省跨区交易电量从 2025 年的 1.59 万亿千瓦时增长至 2030 年的 2 万亿千瓦时，支撑 “西电东送” 规模突破 4.2 亿千瓦，实现新能源在全国范围的优化消纳。

整体定位上，电力市场是新型电力系统 “体制机制更加完善” 的核心标志，也是统筹发展与安全、协调清洁转型与供电保障的核心工具。

二、核心框架：构建 “多市场协同” 的全国统一电力市场体系

规划以健全 “1+N” 电力市场基础规则体系为统领，统筹推进五大类市场建设，形成 “中长期保基础、现货发现价格、辅助服务补调节、容量市场保充裕、跨区市场优配置” 的协同运行格局。

1. 现货市场：全面铺开，强化价格信号功能

核心方向是推动现货市场从试点走向全面运行，聚焦 “发现价格、调节供需” 的核心定位：

•推动发用电两侧各类经营主体全面报量报价参与现货市场，稳妥扩大用户侧参与省间现货交易的范围；

•强化现货市场与中长期、辅助服务等市场在交易时序、价格形成、结算机制上的衔接，形成统一联动的市场价格信号。

2. 中长期市场：夯实保供基础，提升灵活度

充分发挥中长期市场在电力安全稳定供应中的基础性作用：

•落实中长期合同签约履约激励约束机制，强化保供底线；

•推动交易精细化、标准化，覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）全周期，提升交易频次与灵活性，为市场主体提供稳定收益预期与风险对冲工具。

3. 辅助服务市场：扩容品种，适配新型系统需求

针对高比例新能源接入后系统调节需求的升级，对辅助服务市场进行扩容升级：

•完善调频、备用等传统品种体系，新增探索转动惯量、爬坡服务等新品种，匹配新能源并网后的系统稳定需求；

•推动辅助服务市场与现货市场联合出清，逐步向用户侧疏导相关成本，建立 “谁提供、谁获益，谁受益、谁承担” 的成本分摊机制。

4. 容量市场：机制先行，探索市场化保障路径

将容量充裕度作为电力安全的核心支撑，分阶段推进容量保障机制建设：

•现阶段先完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，按统一标准建立可靠容量补偿机制，保障调节资源的投资回收；

•待条件成熟后，适时探索形成市场化容量市场，从制度层面保障系统调节资源的长期充裕度。

5. 跨省跨区交易：扩大范围，推进区域市场协同

打破省间市场壁垒，提升全国资源配置效率：

•完善跨电网经营区常态化交易机制，探索建立省间输电权交易机制，扩大跨省跨区交易规模与多通道集中优化空间；

•推进跨省区交易与省内交易 “一次报价、联合交易”，降低市场主体交易成本；

•重点推进南方区域市场一体化，完善长三角余缺互济机制，探索京津冀电力市场建设路径，形成区域协同的市场格局。

三、关键支撑：全环节价格机制改革打通传导链条

规划将价格机制改革作为电力市场化运行的核心抓手，从上网、输配、销售全环节理顺价格形成逻辑：

1.上网端：推进水电、核电、气电上网电价市场化改革，进一步扩大市场化定价电源范围，减少政府定价品类。这对于小水电等仍然保障性电价收购的电源是巨大挑战。

2.输配端：针对跨省区专项工程探索实行两部制或单一容量制输电价格；完善输配电价对电网投资的激励约束机制；研究海上风电送出工程价格机制；落实支持新能源就近消纳的价格机制，引导分布式新能源就地开发。

3.销售端：优化居民阶梯电价制度，全面推广居民分时电价机制，通过价格信号引导用户错峰用电；同步缩小代理购电规模，推动用户侧全面参与市场。

四、增量突破：新型主体与新业态全面接入市场

针对新型电力系统 “分布式、多元化、负荷侧互动” 的特征，规划明确了多类新型市场主体的参与路径，充分挖掘需求侧与分布式资源的价值，这也是 “十五五” 电力市场的核心增量。

1.虚拟电厂常态化、规模化入市：完善虚拟电厂交易规则、技术标准与接入调用机制，支持售电公司开展虚拟电厂业务，推动虚拟电厂常态化参与电力市场交易。到2030 年，全国虚拟电厂最大调节能力超过5000 万千瓦，成为用电侧协同互动的核心载体。

2.分布式资源与微电网就近市场化：积极推动绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态发展，通过市场化机制促进新能源就地消纳，匹配工业园区、算力设施、高耗能出口企业的绿电消费需求。

3.新型储能多渠道市场化获益：明确新型储能可通过容量补偿、辅助服务、电力现货、电量交易等多重途径获取收益，支撑新型储能规模化发展，到2030 年全国新型储能装机达到 3亿千瓦。

4.车网互动资源纳入市场体系：完善充电桩峰谷分时电价机制，建立健全放电上网价格形成机制，引导车网互动资源参与系统调节与市场交易。到2030 年，车网互动聚合可调充电规模力争达到5000 万千瓦。

五、保障体系：法治与监管护航市场公平运行

1.完善法治基础：加快修订《中华人民共和国电力法》，适时修订《电力监管条例》，为电力市场化改革提供上位法支撑，明确各类市场主体的权责边界。

2.强化市场监管：厘清电网企业自然垄断业务与竞争性业务的边界，加强电网公平开放监管；常态化整治地方不当干预电力市场行为，加强零售市场监管，维护公平竞争秩序；构建现代化输配电价监管体系，探索建立输配电准许收入清算制度。

3.激发投资活力：建立市场导向的规划投资机制，支持包括民营企业在内的多元资本参与清洁能源基地与电力基础设施建设，通过市场信号引导电力投资合理布局。

六、总结

“十五五”电力市场建设的核心主线，是从 “搭建框架”转向 “深化功能”：以全国统一大市场为方向，以价格机制为核心纽带，以新型主体为增量突破，最终实现 “用市场机制支撑新能源消纳、用市场信号引导资源配置、用市场规则保障电力安全” 的目标，为新型电力系统构建提供核心制度保障。