顶层设计完善，全国统一电力市场建成。
“中发9号文”开启第三轮电改，电力市场化探索取得积极成效。目前我国已形成覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入“深水区”“无人区”电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。
加快建设“四位一体”新型电力系统。国家能源局《新型电力系统蓝皮书》提出新型电力系统“四位一体”特征。新型电力系统以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。电源侧方面，市场化、清洁化加速，随着电力市场建设逐步完善，统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场体系基本建成，促进新能源发展和高效利用。
十四五明确顶层设计与基础规则体系，十五五期间建成全国统一电力市场。十四五以来，先后明确全国统一电力市场顶层设计与“1+6”基础规则体系。顶层设计方面，2022年4月中共中央国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》，提出健全全国统一电力市场体系，至2024年11月国家能源局、中电联等印发《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确建设目标，提出2029年建成全国统一电力市场。基础规则体系方面，2024年，国家发改委、国家能源局修订了已经实施19年的《电力市场运行基本规则》，形成了全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，此后又陆续围绕电力市场运作的核心部分和关键环节编制出台了6项配套规则。至2025年7月，国家发改委、国家能源局引发《电力市场计量结算基本规则》，标志着盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成。
市场交易规模持续扩大，市场电比例超过60%。根据中电联《2025年1-6月份全国电力市场交易简况》，2025年1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量29484.9亿千瓦时同比增长4.8%,占全社会用电量比重为60.9%,同比提高0.52个百分点,占售电量比重为74.6%,同比提高0.91个百分点。省内交易电量合计为22777.6亿千瓦时，其中电力直接交易21766亿千瓦时、合同转让交易1007.5亿千瓦时、其他交易4.1亿千瓦时。省间交易电量合计为6707.4亿千瓦时，其中省间电力直接交易339.8亿千瓦时、省间外送交易6119亿千瓦时、合同转让交易79.3亿千瓦时、省间现货交易169.3亿千瓦时。
激活电力多元价值，支撑新型电力系统建设。新型电力系统的安全稳定运行、绿色低碳转型，需要激活电力商品的多元价值属性。电力价值将从以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节价值、环境价值、容量价值等多元价值并重转变，并充分利用电力多元价值支撑新型电力系统建设。近年来，国家层面持续加强电力市场体系顶层设计，在电能量交易的基础上，不断创新交易品种、丰富市场功能，电力市场的不断完善，助力电力多元价值逐步显现。
中长期市场交易频次不断提升,与现货市场衔接。此前,电力中长期交易主要包括“年度长协和“月度竟价”，其中年度长协偏向于稳定和长期，而月度竟价则更加灵活和短期。随着新型电力系统建设，要求持续深化电力中长期交易，缩短周期，提高频次，发挥中长期交易的风险规避作用并于现货衔接。截至2024年底，多数省份中长期交易频次和周期趋近于日。河北南网、蒙西、陕西、山东、吉林等19个省(区)最小交易周期已达到D-2日，云南已达到 D-1日。
现货市场建设取得显著成效，截至2025年6月已有7个市场转入正式运行。从现货市场建设进展上来看，一般要经历5个重要的时间节点，即模拟试运行->结算试运行->长周期结算试运行->连续结算试运行->正式运行。截至目前，已有甘肃、蒙西、山西、山东、湖北、广东、省间7个市场进入正式运行。考虑到陕西、浙江、安徽3个市场已处于连续结算试运行阶段，预计在今、明两年或有望陆续转入正式运行。展望长期，根据中电联发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，其提出“2029年前全国绝大多数省份电力现货市场正式运行”我国电力现货市场建设节奏逐渐明晰。
辅助服务品种日益丰富。在区域层面，华北、华东、华中、东北、西北主要开展区域内调峰交易，实现区域内资源余缺互济;南方开展与区域现货市场相衔接的区域调频、备用交易。在省内，各地主要开展调峰、调频等辅助服务交易，并根据电网实际运行需要，不断调整丰富辅助服务交易品种，探索爬坡等灵活调节资源的交易。
现阶段辅助服务主要由发电侧分摊，品种以调峰为主。2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中用户侧分摊费用11.1亿元，用户侧分摊占比2.8%，用户侧平均度电分摊价格为 0.0008元/千瓦时。发电侧煤电、风电、光伏、核电、水电、气电、其他电源分摊比例分别为 24%、44%、19%、8%、3%、1%、1%，发电侧平均度电分摊价格为0.0053元/千瓦时。分品种来看，调峰、调频、备用、其他费用分别为330.4、68.9、2.9、0.3亿元。展望“十五五”调峰服务收入将逐渐通过现货市场价差实现，调频、备用等其他辅助服务品种规模仍将持续增加。
借鉴国外电力市场发展经验，新能源到达临界点后辅助服务规模迅速增加。(1)英国:2019-2022年间，新能源电量占比由23.8%提升至31.2%。2019年以前，随着新能源渗透率不断提升英国辅助服务市场规模稳步提升，但由于2020年以来新能源渗透率不断提升以及新型冠状病毒肺炎疫情流行引起的负荷水平降低的双重影响，英国辅助服务市场规模急剧扩张。(2)澳大利亚:2016-2022年间，新能源电量占比由7.7%提升至23.5%。2016年以前，澳大利亚国家电力市场中频率控制辅助服务通常占全年电力市场交易额的0.5%以下。2016年以后伴随着大规模新能源并网以及电源结构的显著变化，澳大利亚电力系统频率急剧恶化，推动辅助服务需求及市场价格迅速攀升。
绿证、绿电交易规模快速增长，潜在增长空间依然广阔。2024年、2025年上半年我国绿证交易分别为4.46亿个、3.48亿个，同比分别增长321%、118%，其中绿电交易分别为2336亿千瓦时、1070亿千瓦时，同比分别增长235%、38%。按照2024年、2025年上半年新能源发电量18360亿千瓦时、11478亿千瓦时测算，新能源发电量中绿证交易占比仅为24.3%、30.3%。由于绿色环境价值体系待完善、跨区域绿电交易规模有限、交易规则待健全、绿电绿证和碳市场衔接等原因,绿电和绿证交易规模受限。
绿证价格现阶段承压，长期来看碳价支撑绿证价格。近年来由于绿证核发量激增，并且2025年实现核发范围全覆盖，短期市场难以消化，绿证价格持续承压。其中2024年、2025年上半年绿证交易均价仅为5.59元/张、5元/张，较2023年30元/张下跌80%以上。长期来看，随着强制消费考核扩大以及绿证国际互认取得积极进展,绿证将实现其降低碳排放的环境价值。根据一般经验如果采用绿电代替煤电，度电减排700-800g二氧化碳，按照目前全国碳市场碳价70元/吨测算，绿电环境溢价约为0.05元/千瓦时，对应绿证价格50元/张，较目前绿证成交价高出10倍。
十五五初期煤电容量电价提升至50%，甘肃最高可达100%。目前，我国尚未建立容量市场，主要通过煤电容量电价机制、抽水蓄能的两部制电价机制等价格政策来保障各类电源的固定成本回收。以煤电为例，2023年11月国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确 2024-2025年煤电容量电价回收30%的固定成本，而从 2026年起这一比例不低于50%。近期甘肃省发改委《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知(征求意见稿)》明确甘肃2026-2027年煤电容量电价为每年每千瓦330元，基本实现固定成本100%补偿。随着能源转型持续推进，我们预计西部其他新能源装机比例高的省份也有望上调容量电价，长期来看全国各省容量电价均有较大提升空间。随着容量电价提升以及煤电利用小时数下降，煤电度电容量电价随之提升，提升煤电盈利稳定性。
