8月3日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号，下简称《规划》）。作为指导电力行业中长期发展的纲领性文件，《规划》在电源结构、电网形态、调节能力等生产力层面作出系统安排，更在体制机制、市场体系、价格制度等生产关系层面提出明确要求，为下阶段全国统一电力市场建设指明了方向。总体来看，《规划》对下阶段全国统一电力市场建设的影响集中体现在市场架构、市场功能、主体入市、市场价格四个维度，核心是构建与新型电力系统等新质生产力相适应的新型生产关系。

一、市场架构要实现“三个拓展”，从省间省内分层运行向跨经营区全域协同

（一）电网格局优化要求市场范围同步拓展。《规划》明确了全国电力流向总体格局，提出新增省间电力互济规模约4000万千瓦。物理电网的互联互通是电力市场运行的物理基础，跨区跨省输电能力的提升必然要求市场范围同步扩大，打破市场分割。当前，全国统一电力市场体系已初步建成，但在省间资源统筹、时序衔接和利益协调等实操层面，制度设计的精细度尚不足以支撑市场高效运转和要素精准配置，同时跨经营区常态化交易的频次、规模、品类、灵活性有待进一步提升，亟需细化全国统一电力市场体系的落地路径，确保建设目标如期实现。

（二）主配微协同要求市场层级下沉拓展。《规划》提出构建主配微协同的新型电网，支撑9亿千瓦分布式新能源接入。现行电力市场的设计（220千伏以上节点才体现在交易出清模型里）未考虑配电网层面的资源优化，配网侧大量分布式资源、虚拟电厂等难以直接参与市场交易。随着配电网从无源网络向有源网络转变，市场架构必须向配网层级延伸，应持续优化资源聚合模式，建立适应海量分布式资源参与的市场交易机制，同时可探索研究在部分区域构建配电网层面的“微市场”或推动市场出清节点下沉的可行性，引导分布式资源合理布局和高效调用，实现分布式资源更好参与系统调节。

（三）市场融合发展要求市场规则统一拓展。《规划》要求健全“1+N”电力市场基础规则体系，强化地方规则与国家规则的对接统一。我国“省为实体”起步格局下省级市场规则存在差异，各省在交易品种、时序和准入标准等方面存在个性化设计，形成了以规则差异为特征的新型交易壁垒。下阶段需以“1+N”规则体系为抓手，动态修订和优化区域/省级市场规则体系，完善跨经营区交易组织机制，实现省间与省内市场、中长期与现货市场、电能量与辅助服务市场的高效协同。

二、市场功能要取得“五个突破”，从电能量单一市场向多元价值发现体系升级

（一）高比例新能源接入要求现货市场出清机理优化取得突破。《规划》提出到2030年非化石能源发电量占比达到50%，新能源装机超过28亿千瓦（年均增速达8.8%）。新能源度电成本结构中固定成本超过90%、变动成本不到10%、边际成本趋近于零，且享有机制电价托底保障，具备较强的申报低价动机，容易导致零电价或负电价现象频发。传统以火电机组为主设计的“集中出清、边际定价”现货市场运作模式面临适应性挑战。应持续优化适应高比例新能源接入的现货市场机制，研究零边际成本电源在供需宽松时段频繁成为边际定价机组时的出清安排，探索建立新能源消纳保障系数动态优化调整机制。

（二）系统调节资源稀缺要求辅助服务市场健全取得突破。《规划》从多个维度部署调节能力建设，传统调频、备用品种已无法充分应对转动惯量下降、无功支撑薄弱、短路容量趋紧等新型安全风险，缺乏快速调频、转动惯量等品种，难以精准体现系统安全价值并引导相关资源投资。应科学研判绿色低碳转型下电力系统运行特性变化带来的新型风险，扩展爬坡、调压、转动惯量、黑启动等交易品种，加快实现调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清，充分体现主体提供辅助服务价值。

（三）供应保障能力夯实要求市场化的容量充裕度保障机制建立取得突破。现行的固定容量补偿机制不能充分反映区域与个体成本差异，也难以动态跟踪中长期容量供需及市场信号变化，容易形成资源错配，且可能异化为高碳机组的变相补贴，不利于释放支撑性资源正确的发展信号。随着新能源占比持续提升，系统对可靠容量的需求愈发迫切，有必要加快建立市场化的容量保障机制，推动容量电价补偿机制逐步向多类型主体参与的容量市场机制过渡，充分反映各类主体可靠容量价值，为各类提供可靠容量的资源提供稳定收益预期。

（四）环境价值兑现要求绿电绿证市场发展取得突破。《规划》提出持续提升绿电应用水平，支持零碳园区、工业绿色微电网建设，引导扩大绿电消费。目前可再生能源消纳责任机制尚未全面落实到用电主体，难以直接调动广大用户绿色消费积极性。同时，绿电绿证的应用场景还有待进一步挖掘，绿证价格形成机理尚未充分体现降碳成本。下阶段需进一步完善绿电交易机制，丰富绿证应用场景，探索推广绿电多年期长期购电协议、绿证中长期购买协议、小时级绿电交易溯源等机制。

（五）新质生产力发展要求市场品种创新取得突破。《规划》将“加快电力领域新质生产力赋能”作为独立章节，提出深化人工智能赋能，促进电力与算力、交通、氢能等领域协同发展。电算协同、车网互动、电氢耦合等新业态新模式的涌现，要求电力市场建设有效支撑“六网”融合发展，在交易品种、交易周期、结算方式等方面加快创新，探索适应算力负荷、电动汽车、储能等新型资源特性的交易品种和价格机制，助力新质生产力高质量发展。

三、主体入市要做好“三个培育”，从传统发用两侧向源网荷储全要素覆盖延伸

（一）负荷侧资源规模化入市要求做好聚合商业模式培育。《规划》提出虚拟电厂调节能力超过5000万千瓦、车网互动规模5000万千瓦，较2025年底翻三到四倍。海量分布式资源单体容量小、数量多、分布散，直接参与市场交易成本高、难度大，可通过虚拟电厂、负荷聚合商等方式聚合参与。当前虚拟电厂灵活性价值被固定价格合约电量捆绑，难以通过现货市场价格波动实现高价值获利，且不同省份及电能量、辅助服务等交易品种对虚拟电厂的准入门槛、技术参数和注册流程要求不一，制约了跨区域资源聚合与规模化发展。需进一步完善聚合商参与市场机制，降低新型主体入市门槛，推动负荷侧资源从“可调节”向“可交易”转变。

（二）新型储能入市要求做好身份界定、收益模式共识培育。《规划》提出到2030年新型储能规模达到3亿千瓦，其中电网侧独立储能1.4亿千瓦。储能具有充放电双重属性，既可作为负荷也可作为电源。当前独立储能容量折算系数按满功率放电时长与高峰持续时长之比确定，短时储能折算系数偏低、长时储能价值未充分体现，实际顶峰能力考核和多元容量价值认定标准不统一。下阶段需尽快明确独立储能的市场主体地位，完善储能参与电能量、辅助服务、容量市场的交易机制，探索储能“容量租赁+电能量套利+辅助服务调节支撑”的多元收益模式，充分释放储能的系统调节价值。

（三）代理购电规模缩小要求做好零售市场环境培育。《规划》明确提出“逐步缩小代理购电规模”，意味着更多工商业电力用户将直接进入市场。当前部分中小用户对电力市场规则不熟悉、风险承受能力较弱，代理购电作为过渡性安排仍有存在必要，但长期看需要推动除保障用户以外的其他用户全面直接参与市场。下阶段需解决零售市场的监管与秩序培育问题，如通过规范市场主体交易行为，强化市场监管，提升零售市场信息透明性和运营规范性，推动零售套餐标准化、流程透明化，加强信用评价，定期披露售电收益与购电成本，为用户决策提供参考和依据。

四、价格机制要做到“三个推进”，从计划市场双轨运行向市场决定与政府监管协同完善

（一）上网电价市场化改革要全面推进。《规划》明确提出推进水电、核电、气电上网电价市场化改革，所有发电类型上网电价将全面实现市场化。当前煤电、新能源已基本实现市场化定价，气电部分参与市场，水电、核电仍以政府定价为主。“十五五”时期将是上网电价市场化改革的收官阶段，需统筹各类电源发展诉求，搭建差异化、全覆盖的电源价格体系，处理好不同电源类型的历史投资回收、电价平稳过渡等问题，解决不同类型电源同台竞价问题，实现各类型电源价值差异化兑现。

（二）输配电价机制优化完善要持续推进。《规划》提出完善输配电价对电网投资的激励约束机制，探索跨省区专项工程实行两部制或单一容量制输电价格，研究海上风电送出工程相关价格机制。现行跨省跨区输电价格核定方式仍以传统单向输送模式为基础，未能充分反映通道的稀缺性价值和系统阻塞成本。下阶段需持续完善科学的输配电成本分摊和价格形成机制，推动输电价格加快向两部制电价、单一容量制电价转变，探索打捆核定多通道统一输电价格，促进清洁资源在更大范围内优化配置。

（三）销售电价市场化程度提升要稳步推进。《规划》提出优化居民阶梯电价制度，推广居民分时电价机制，完善充电桩峰谷分时电价政策。销售电价是电力市场价格传导的“最后一公里”，当前工商业用户已基本实现市场化定价，但居民农业用户仍执行目录定价，分时电价机制在居民侧推广不足。下阶段需在保障民生的前提下，有序完善目录电价结构，扩大分时电价执行范围，畅通批发-零售价格传导链条，加大动态零售合约的现货价格联动比例，更好发挥现货价格对用电行为的引导作用。

当前，我国电力市场化改革已进入深水区和攻坚期。《规划》的出台为“十五五”时期电力市场建设提供了根本遵循。电力市场建设要深刻把握新型电力系统建设对生产关系变革的内在要求，坚持有效市场和有为政府相结合，以规则统一为基础、以价格改革为核心、以主体培育为关键、以风险防控为底线，加快建设适应新型电力系统的电力市场体系，为能源强国建设和中国式现代化提供坚强的体制机制保障。