中國儲能網訊：電力是關系國計民生的重要基礎產業(yè)和公用事業(yè)，是國民經濟重要組成部分和能源工業(yè)的中心。隨著2020年“雙碳”目標提出以及2022年建設全國統(tǒng)一大市場的部署，電力改革承載起“市場化”“低碳化”“一體化”三重使命。目前，中央在2015年提出的“管住中間、放開兩頭”的改革框架基本落實，市場化交易穩(wěn)步擴大，電力低碳轉型成效顯著，全國統(tǒng)一電力市場框架雛形已現(xiàn)。
即將到來的“十五五”時期，是全面深化改革、全國統(tǒng)一電力市場全面建成和碳達峰攻堅的關鍵階段。此時總結電力改革的進展、系統(tǒng)評估其成效，科學展望未來發(fā)展路徑，對于推動中國能源安全、經濟高質量發(fā)展和綠色低碳轉型具有重要意義。
電改十年的進展
自2015年中發(fā)〔2015〕9號文發(fā)布以來，中國電力體制改革進入新階段。十年來，改革在“市場化、低碳化、一體化”三個維度推進，電力行業(yè)運行機制、價格體系和治理方式發(fā)生了系統(tǒng)性轉變。
（一）市場體系初步建立
第一，批發(fā)側市場體系初步形成、零售側競爭格局初現(xiàn)。十年來，中國逐步建立了以電能量市場為主體、以輔助服務市場和容量補償機制為支撐的批發(fā)側市場體系。電能量市場初步形成了“以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、中長期市場穩(wěn)定預期”的雙層格局。輔助服務市場實現(xiàn)從“免費提供、事后補償”向“市場化競價”轉變，調峰、調頻、備用等服務品種持續(xù)完善。容量補償機制在部分省份試點運行，通過容量補償或容量電價保障系統(tǒng)可靠性。同時，零售側競爭格局逐步顯現(xiàn)。到2024年，全國售電公司超過4400家，民營主體占比接近60%。售電公司逐步從單一購售電向綜合能源服務轉型，業(yè)務范圍涵蓋綠電交易、碳資產管理、電能管理和需求響應等。各省普遍推行分時電價機制，建立“尖峰—高峰—平段—低谷—深谷”五時段電價體系，峰谷價差進一步擴大，價格信號更有效傳導至用戶側。
第二，以省為主體探索市場化改革路徑，市場規(guī)則體系不斷完善。本輪電力市場化改革呈現(xiàn)“省為主體、試點先行、逐步推進、統(tǒng)籌統(tǒng)一”的特點。中央負責頂層設計，地方結合資源結構、產業(yè)基礎和負荷特征開展試點，各省市場建設呈現(xiàn)共性與差異并存的格局（見圖1）。部分省份率先啟動現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行，形成較為成熟的交易體系；部分地區(qū)則以中長期交易為主，配合局部現(xiàn)貨試點推進。差異化的市場設計反映出各地在電源結構、水電季節(jié)性、負荷特征等方面的不同。2022年以來，國家能源局陸續(xù)出臺市場準入、計量結算、信息披露三項基礎性規(guī)則，以及中長期、現(xiàn)貨、輔助服務三類交易規(guī)則，明確全國統(tǒng)一電力市場的總體目標（見圖2）。
第三，市場化交易電量持續(xù)擴大，價格機制逐步確立。2021年-2024年，全國市場化交易電量從3.78萬億千瓦時增至6.18萬億千瓦時，占全社會用電量的比重由45.5%提升至62.7%。交易主體數(shù)量從4.7萬家增至8.1萬家，市場參與范圍和競爭格局顯著擴大。隨著燃煤和新能源機組陸續(xù)入市，市場化價格機制逐步確立，電力資源配置方式由計劃分配向市場出清轉變。能漲能跌的價格信號初步形成，市場化定價在資源配置中的作用顯著增強。
（二）低碳轉型成效顯著
“雙碳”目標提出后，低碳化成為電力改革的重要方向。新能源機組全面參與市場交易，新能源裝機和發(fā)電量占比持續(xù)上升。2025年，風光裝機預計達16.9億千瓦，占總裝機的45.9%；2024年風光發(fā)電量約1.83萬億千瓦時，占全國發(fā)電量的19.4%，利用率保持在95%以上。新能源市場化交易電量占新能源發(fā)電量的一半以上，新能源市場化消納水平顯著提高（見圖3）。
配套政策持續(xù)完善。中央先后出臺136號文、1192號文和1501號文，推動風電、光伏機組全面入市，明確上網電價市場化形成機制，建立容量電價制度，保障傳統(tǒng)機組合理收益的同時，為新型電力系統(tǒng)提供容量支撐。綠證和綠電交易快速發(fā)展，2024年綠電交易規(guī)模達4460億千瓦時，占新能源發(fā)電量約25%，實現(xiàn)環(huán)境價值的市場化。
輸配電價改革適應低碳轉型要求，三輪監(jiān)管周期基本完成。改革建立“準許成本+合理收益”機制，成本核算更細化，功能定位更清晰。2025年起，電價體系進一步向低碳化、一體化方向調整：探索新能源就近消納的單一容量制電價，對清潔能源外送工程實行兩部制電價，并將環(huán)境稅、水資源稅納入定價成本，引導電網投資向特高壓通道和智能化配網傾斜。
（三）全國統(tǒng)一市場框架初步形成
一體化是電力市場改革的重要目標。十年來，跨省跨區(qū)交易規(guī)模持續(xù)擴大，市場協(xié)同能力顯著增強。2024年，跨省跨區(qū)中長期交易電量達1.39萬億千瓦時，同比增長19.8%；省間現(xiàn)貨交易量達376億千瓦時。南方區(qū)域實現(xiàn)“五省一區(qū)同步出清”，北方區(qū)域構建“統(tǒng)一市場、兩級運作”體系。2025年，跨經營區(qū)電力現(xiàn)貨交易首次常態(tài)化開展，全國統(tǒng)一電力市場框架初步形成。
輸配電側監(jiān)管體系進一步向一體化適配。國家統(tǒng)一省級、區(qū)域、跨區(qū)電網資產核算標準，實行跨區(qū)工程與省、區(qū)域電網同步成本監(jiān)審，完善跨區(qū)通道結算機制，明確線損偏差損益歸屬并推行最優(yōu)路徑定價。零售側的綠電交易、碳交易、儲能調節(jié)等新型市場主體跨區(qū)域參與度提高，市場資源流動性增強。
隨著區(qū)域市場協(xié)同機制的建立，中國電力市場正在由分散試點走向統(tǒng)一體系。省際壁壘逐步減少，資源配置范圍持續(xù)擴大，為實現(xiàn)全國統(tǒng)一電力市場目標奠定了基礎。
問題與挑戰(zhàn)
盡管電力體制改革已取得顯著成效，但在市場化建設、低碳轉型適應和一體化推進三個維度上都面臨新的挑戰(zhàn)。不同維度上的改革進展、問題性質和核心矛盾并不相同，市場與政府在其中的作用邊界也各有側重：在市場化建設方面，如何完善價格形成機制、提高市場競爭效率仍是重點；在低碳轉型方面，亟須建立適應新能源占比提升的新型市場機制；在一體化建設方面，則需進一步破除省間壁壘，完善全國統(tǒng)一市場的制度基礎。
（一）市場化：價格信號作用受限制，競爭格局尚未充分形成
批發(fā)側市場化價格形成機制不完善，引導資源有效配置的信號功能未充分發(fā)揮。一是現(xiàn)貨市場價格發(fā)現(xiàn)功能受限?，F(xiàn)貨市場主要以發(fā)電側出清為主，負荷側普遍執(zhí)行“報量不報價”與統(tǒng)一結算規(guī)則，價格主要反映供給壓力，缺乏對需求側支付意愿的反映，也導致需求響應機制缺失。多數(shù)地區(qū)仍處于試運行階段，價格上下限限制嚴格，波動空間有限，價格也難以真實反映邊際供需關系。
二是中長期市場行政色彩較強，價格靈活性不足。政府通常要求發(fā)電企業(yè)完成高比例簽約，并設定限價區(qū)間，合同價格剛性大、調整機制不靈活，難以反映供需變化。交易品種較單一，以年度、月度基荷合同為主，缺乏帶曲線、峰谷分時、可中斷負荷等差異化產品。合同標準化不足、流動性偏低，二級市場尚未形成。
三是現(xiàn)貨與中長期市場銜接不暢。中長期市場與現(xiàn)貨市場限價區(qū)間、結算周期、履約機制上存在差異，現(xiàn)貨價格難以對中長期價格形成有效錨定?，F(xiàn)貨市場“錨而不穩(wěn)”、中長期市場“剛而不活”，二者之間的價格與風險傳導機制尚未理順，成為制約市場化改革深入推進和資源高效配置的重要瓶頸。
四是風險管理工具匱乏，市場與政府邊界不清。政府“缺位”與“越位”并存，一方面，信息披露不充分，市場力識別、違規(guī)報價監(jiān)管、結算體系安全性等仍不成熟。另一方面，企業(yè)缺乏對沖工具應對價格波動風險。當價格異常波動時，市場主體風險暴露過高，行政干預又往往重新介入，進一步削弱市場信號的穩(wěn)定性。
零售側市場發(fā)展滯后，價格信號向用戶側傳導不暢。直接參與零售市場的用戶較少，約80%通過售電公司代理。非分時電價套餐采用比例過高，導致批發(fā)側分時電價難以有效傳遞至終端用戶；峰谷電價設計不合理、調整不及時，用戶削峰填谷激勵不足。售電公司功能較為單一，普遍以“價差收益”為主要盈利模式，缺乏基于用能管理、需求響應和綠電交易的綜合服務能力。信息不對稱、成本不透明、監(jiān)管規(guī)則不明，導致零售市場的價格競爭不足、效率偏低。
發(fā)電側市場集中度較高，競爭格局尚未充分形成。部分地區(qū)發(fā)電側，國有企業(yè)和地方性龍頭企業(yè)擁有較高的份額，市場集中度較高，為潛在市場勢力或合謀提供了前提條件。在高集中度的行業(yè)結構下，市場主體具備較強的潛在操縱空間，容易通過持留出力、串通報價等方式行使市場勢力，導致價格偏離競爭性水平。加之，隨著新能源裝機容量快速增長，其間歇性、波動性與隨機性增加了電力系統(tǒng)供需平衡調節(jié)難度，可能進一步強化部分市場主體行使市場勢力的空間。競爭機制的不充分，使價格信號難以準確反映邊際供需關系，削弱了市場調節(jié)和投資激勵功能。
（二）低碳化：新能源特性重塑價格機制，靈活性資源價值尚未體現(xiàn)
新能源快速發(fā)展改變了電力系統(tǒng)的運行邏輯，對傳統(tǒng)以化石能源為核心的市場機制提出了系統(tǒng)性挑戰(zhàn)。新能源發(fā)電具有間歇性、波動性與隨機性，成本結構呈現(xiàn)高固定成本、低邊際成本與高系統(tǒng)成本特征。這種特性使現(xiàn)有的邊際定價機制面臨挑戰(zhàn)，市場價格波動加劇，價格信號失真，靈活性資源和長期容量充足成為新的約束。
零邊際成本特性削弱邊際成本定價信號的有效性。隨著新能源占比不斷提高，電力市場價格形成機制被深刻改變。新能源的邊際成本接近零，使得系統(tǒng)出清價格在高比例新能源出力時頻繁觸底。部分地區(qū)現(xiàn)貨市場“鴨子曲線”演化為“峽谷曲線”——午間光伏出力高峰時段電價接近地板價，而傍晚光伏出力消失、負荷攀升，火電調峰成本推高電價（見圖4，以山東市場為例）。短期看，這種價格波動削弱了價格信號的穩(wěn)定性；長期看，平均市場價格下行壓縮了火電與儲能等可調節(jié)機組的盈利空間，影響系統(tǒng)投資激勵與可靠性。
系統(tǒng)靈活性市場化激勵不足，輔助服務市場機制尚不健全。在高比例新能源系統(tǒng)中，慣性支撐、調頻、調壓等穩(wěn)定服務的稀缺性顯著上升，但現(xiàn)行機制仍以行政補償為主，缺乏反映系統(tǒng)稀缺程度的市場化價格信號。多數(shù)地區(qū)的慣性、快速無功支撐等服務尚未形成獨立交易品種，提供方承擔成本卻無法獲得合理收益。費用分攤機制不合理，多數(shù)省份仍實行發(fā)電側“零和”分攤，僅按月折算為度電價格由全體用戶平均承擔，未實現(xiàn)“誰受益、誰付費”。靈活性資源收益與系統(tǒng)價值脫節(jié)，導致負荷側資源缺乏調節(jié)激勵，儲能、可中斷負荷等主體難以形成有效供給，呈現(xiàn)典型的外部性與激勵錯配問題。
容量補償機制定位不清，尚未發(fā)揮引導資源投資和保障系統(tǒng)可靠性的應有作用。理論上，容量補償機制應在新能源占比持續(xù)上升、系統(tǒng)可靠性投資不足的背景下，作為對容量外部性進行激勵的制度性補充，即在邊際成本定價基礎上的“可靠性補丁”。然而，中國現(xiàn)行容量電價更多承擔對燃煤機組的政策性補償功能，與系統(tǒng)可靠性目標脫節(jié)，缺乏基于供需平衡和長期投資預期的市場化形成機制?，F(xiàn)行定價仍以靜態(tài)成本核定為主，未能反映區(qū)域差異、季節(jié)變化及機組靈活性特征，形成“平均化補償”。補償范圍主要集中于煤電機組，抽水蓄能、儲能、可中斷負荷等靈活性資源尚未納入容量市場，技術中性原則不足。結果是，容量價格信號未能有效傳導系統(tǒng)稀缺性，難以形成對靈活性投資和長期可靠性建設的正向激勵。
新型市場主體參與機制不健全，其市場價值和系統(tǒng)調節(jié)潛力尚未被充分釋放。現(xiàn)有市場設計仍以集中式機組為核心，規(guī)則體系、計量標準和交易模式未能適配分布式能源、儲能、虛擬電廠和可調節(jié)負荷等靈活性資源的快速增長。聚合商、儲能運營商、負荷聚合商等新主體缺乏明確的準入標準、數(shù)據(jù)接口與結算機制，難以進入現(xiàn)貨、輔助服務等核心市場。以電動汽車為例，盡管具備顯著的移峰潛力，但受限于充電設施的接口標準不統(tǒng)一、數(shù)據(jù)接入壁壘和交易機制缺失，尚未形成有效的聚合交易體系。用戶側資源普遍存在“不可見、不可控、不信任”問題：缺乏實時計量與遠程控制能力，擔憂參與市場影響自身用能安全，導致潛在調節(jié)資源閑置。總體來看，新型主體的制度性約束使系統(tǒng)靈活性供給能力被低估，價格機制未能反映其邊際價值，市場整體調節(jié)效率受到限制。
（三）一體化：省際壁壘凸顯，全國統(tǒng)一電力市場建設存在多重壁壘
市場體系層級分割，價格發(fā)現(xiàn)功能不足。省級市場是現(xiàn)階段建設主體，區(qū)域與國家層面的市場聯(lián)動尚不完善。對市場主體而言，部分省級電改進度落后，缺乏穩(wěn)定價格信號，難以支撐省間市場參與決策；申報階段需在省內、省間重復交易，增加操作成本與不確定性?，F(xiàn)貨市場在中長期市場中僅起到“余量平衡”作用，價格信號傳導受阻，難以形成有效的邊際定價機制。區(qū)域內互濟與靈活性資源共享機制尚未建立，抽蓄和儲能等調節(jié)資源跨省配置能力不足。
省間市場壁壘未完全破除，規(guī)則差異制約一體化深化。統(tǒng)一市場的前提是規(guī)則、數(shù)據(jù)、準入、結算等方面的可比性與互認。電力市場從省級起步，導致各省在市場模式、交易規(guī)則、價格形成、結算機制、信息披露等方面差異較大。部分地方政府為維持地方能源安全和財政穩(wěn)定，對外送和外購電設定隱性門檻，限制了跨省資源流動?？缡‰娏灰兹砸哉畢f(xié)商和政策性合約為主，價格形成機制行政色彩濃厚，市場信號的一致性和透明度不足。
規(guī)劃—市場—電網協(xié)同不足，輸電通道資源建設與配置效率較低。電網物理布局、市場制度與產業(yè)轉移缺乏聯(lián)動，出現(xiàn)送端“緊張不送”、受端“寬松不買”，并伴隨特高壓反向送電、價差倒掛與通道利用率偏低等現(xiàn)象?？缡〗灰滓蕾囆姓硕ㄅc年度分攤，缺少基于ATC（可用輸電能力）的動態(tài)分配與透明擁塞定價；輸電價、線損、備用分攤多為行政口徑，偏差考核不統(tǒng)一、輸電費疊加明顯；新能源外送的收益—風險分擔缺乏統(tǒng)一規(guī)則，規(guī)劃目標與市場結算、投資回報存在錯位。
未來五年的電力市場發(fā)展展望
“十五五”時期（2026年-2030年）將是中國電力市場從制度成型走向體系完善的關鍵階段。未來五年，電力市場改革需聚焦市場化機制完善、低碳化支撐體系建設和一體化資源配置體系優(yōu)化三大方向，通過完善價格信號、提升系統(tǒng)靈活性和優(yōu)化跨區(qū)域資源配置，形成高效、開放、綠色、統(tǒng)一的全國電力市場體系。
（一）深化市場化建設，完善政府監(jiān)管體系
完善電力市場體系、深化價格市場化改革。未來應加快形成以電能量市場為主體、以輔助服務市場和容量補償機制為支撐、三者互為補充的市場體系。電能量市場要突出價格發(fā)現(xiàn)功能，完善供需雙邊報價機制，允許負荷側“報量報價”，推動需求響應參與市場出清，提升市場反映供需變化的靈敏度，真正體現(xiàn)電力的時空價值。
逐步降低強制性中長期合同比例，放寬限價區(qū)間，使價格信號能夠真實反映系統(tǒng)的時空邊際成本。強化中長期與現(xiàn)貨市場的銜接協(xié)同，使現(xiàn)貨價格成為市場定價的有效錨定。健全多層次市場體系與風險管理機制，在中長期交易中引入標準化合約和金融衍生品，探索電力期貨、差價合約（CfD）和容量權市場，為主體提供風險對沖與價格發(fā)現(xiàn)工具。通過價格信號引導投資、生產和消費，實現(xiàn)資源在競爭中的高效配置。
深化零售側改革，激發(fā)需求側市場活力。完善競爭監(jiān)管機制，防范發(fā)售上下游壟斷力不當延伸，推動形成多主體競爭的零售格局。優(yōu)化峰谷電價結構，提高用戶對分時電價套餐的認知度與接受度，通過價格信號引導用電行為調整。完善需求側市場機制，推進需求響應、負荷聚合與虛擬電廠等新型參與模式建設，提高用戶側靈活性和市場參與度。鼓勵售電公司向綜合能源服務商轉型，提供集成化電力、儲能、碳管理等增值服務，提升用戶側資源參與市場的可見性與可調度性，構建成本收益共擔的靈活零售市場。
厘清政府與市場邊界，完善風險防范與監(jiān)管治理體系。應在“有效市場與有為政府”框架下，科學界定市場調節(jié)與政府監(jiān)管的職責邊界。明確政府在電價形成中的應急干預范圍，防止行政手段替代市場機制的常態(tài)化。強化政府監(jiān)管職能，完善市場力識別、價格監(jiān)測與信息披露機制，健全結算和信用約束體系。監(jiān)管重點應從價格管制轉向行為監(jiān)管與競爭維護，完善違約懲戒與風險分擔機制，推動市場主體自擔風險、自我約束。建立覆蓋市場行為、信用約束與風險防控的綜合監(jiān)管體系，提升監(jiān)管的系統(tǒng)性、透明性與前瞻性，確保市場在公平競爭中高效運行。
（二）聚焦低碳化建設：構建適配新能源的市場支撐體系
建立適應新能源特性的價格體系。國際經驗表明，邊際成本定價仍是電能量市場發(fā)現(xiàn)價格和配置資源的最有效機制。中國應在堅持邊際定價原則的基礎上，提升現(xiàn)貨市場反映系統(tǒng)稀缺性的能力，更好適應新能源波動特征。適度放寬現(xiàn)貨價格上下限，逐步由小時級向15分鐘甚至5分鐘結算周期過渡，使價格信號更及時反映供需變化。完善中長期與現(xiàn)貨市場的銜接產品，增強價格錨定作用。通過建立極端天氣下的動態(tài)限價機制、引入滾動撮合與負荷側報價出清，推動價格發(fā)現(xiàn)機制更加靈活有效。鼓勵大型用戶與新能源企業(yè)簽訂綠色購電協(xié)議（PPA），以中長期合約鎖定價格與收益預期。
為系統(tǒng)靈活性和可靠性提供激勵。擴大輔助服務市場的范圍與深度，設立快速調頻、慣性支撐、無功支撐等新型品種，實行“誰受益、誰付費”的成本分攤機制。在容量機制方面，應在現(xiàn)有煤電容量補償機制基礎上，逐步將抽水蓄能、新型儲能、可中斷負荷等多元資源納入容量補償范圍，建立“能量—容量—靈活性”協(xié)同激勵機制。通過完善輔助服務和容量機制，為系統(tǒng)靈活性與可靠性提供充分的市場化激勵，確保系統(tǒng)在高比例新能源條件下的可靠運行。
完善新型主體參與市場的機制。加快建立適應分布式能源、儲能、虛擬電廠和可調節(jié)負荷的市場制度體系。完善準入標準、計量規(guī)范與信息接口，允許聚合商、儲能運營商等主體獨立參與市場出清。建立體現(xiàn)靈活性邊際價值的價格機制，推動分布式資源參與輔助服務與現(xiàn)貨市場，實現(xiàn)“誰提供、誰受益”。完善用戶側計量與控制系統(tǒng)，推進數(shù)據(jù)標準化和第三方認證，緩解“不可見、不可控、不信任”問題，釋放新型主體的調節(jié)潛力與市場價值。
（三）推進一體化建設，優(yōu)化全國統(tǒng)一的資源配置體系
以規(guī)范化和標準化為抓手，統(tǒng)一電力市場設計與制度規(guī)則。全國電力市場一體化的重點在于以制度規(guī)范為基礎，推動各省電力市場設計的標準化與兼容化。目前各省在交易模式、產品體系、價格形成、結算周期和信息披露等方面差異較大，部分市場仍保留行政化特征，影響跨省交易的可比性與價格信號的傳導效率。應由國家層面統(tǒng)一制定市場設計框架和技術標準，明確中長期與現(xiàn)貨市場的產品類別、出清機制、限價區(qū)間、履約規(guī)則和數(shù)據(jù)接口，實現(xiàn)不同區(qū)域間的制度銜接與互操作。建立全國統(tǒng)一的市場標準體系和數(shù)據(jù)互聯(lián)平臺，推動市場準入、交易流程、計量結算、信用管理與信息披露的規(guī)范化運行。通過標準化、模塊化的市場設計，為全國統(tǒng)一電力市場提供制度化、技術化基礎支撐，掃清區(qū)域割裂與行政壁壘，向著真正實現(xiàn)“一張網、一規(guī)則、一價格信號”的統(tǒng)一市場高效運行格局邁進。
推動省內與省間市場深度融合，構建統(tǒng)一協(xié)調的運行機制。加快實現(xiàn)省內與省間市場機制的一體化融合，構建“統(tǒng)一報價、協(xié)同出清”的全國電力市場運行模式。各類市場主體應在統(tǒng)一規(guī)則下于交易平臺申報量價，實現(xiàn)省間與省內市場的統(tǒng)一出清與時序銜接。省間市場先行開展多周期中長期與增量現(xiàn)貨交易，逐步與省內市場同步開市，形成以省間出清結果作為省內日前現(xiàn)貨出清邊界的統(tǒng)一運行格局。完善出清機制，初期實行“省內預出清—省間整合—再集中出清”，后期過渡為“省間先全量出清、結果供省內使用”，實現(xiàn)分層協(xié)調、動態(tài)優(yōu)化。健全配套制度，統(tǒng)一限價區(qū)間、參與主體、申報規(guī)則、出清算法和數(shù)據(jù)接口，強化各層級市場在價格形成與曲線生成上的聯(lián)動，提升全國市場出清效率與價格一致性。
強化規(guī)劃—市場—電網協(xié)同機制，提升通道經濟性與系統(tǒng)效率。實現(xiàn)市場機制與物理系統(tǒng)的深度耦合，推動電源規(guī)劃、電網建設與市場運行協(xié)同統(tǒng)一。電網側應建立規(guī)劃與市場數(shù)據(jù)共享機制，依據(jù)新能源上網、電力交易與跨區(qū)流向等市場信號優(yōu)化投資布局，對跨省通道實施市場化利用率考核，按市場需求評估新建項目，保障外送通道高效利用。電源側應強化規(guī)劃與價格信號的聯(lián)動，當區(qū)域長期電價反映容量稀缺時，優(yōu)先引導新增電源布局，并結合通道能力確定開發(fā)規(guī)模，形成“市場引導規(guī)劃、規(guī)劃支撐市場”的良性機制。
總體來看，中國電力體制改革已由“制度成型”邁入“體系完善”的關鍵階段。未來五年，將是全國統(tǒng)一電力市場由框架構建轉向高質量運行的決定性時期。改革方向應從“放開兩頭、管住中間”進一步轉向“強市場機制、優(yōu)價格信號、促系統(tǒng)協(xié)同”，以市場化、一體化和低碳化為主線，推動資源配置效率、系統(tǒng)靈活性與安全韌性同步提升。通過深化市場體系建設、優(yōu)化價格機制設計、強化規(guī)劃與市場協(xié)同、完善監(jiān)管與風險治理，逐步形成“市場決定價格、價格引導投資、投資優(yōu)化結構”的高水平電力市場新格局，為實現(xiàn)“雙碳”目標、保障能源安全與支撐中國式現(xiàn)代化提供堅實的制度基礎和經濟動力。
