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　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。