作为电力市场从业者，我们最为关注的是“十五五”期间市场化改革的方向与具体建设路径。坦白讲，自身水平有限，目前尚难言深刻理解，只能先将学习过程中关注到的关键政策文件与核心问题罗列整理出来，供自己后续反复研读。毕竟，“十五五”规划是宏观性、整体性的纲领文件，其内涵远非读几遍就能吃透，而是需要在持续跟踪政策动态、伴随规划逐步落地的过程中不断加深认识。规划第六章“构建协同高效的现代化能源治理体系”重点阐述了市场建设相关内容，以下结合个人学习心得，将目前关注到的主要方面梳理如下。

一、深化能源市场化改革

1. 构建现货、中长期、辅助服务和容量市场有机衔接的全国统一电力市场体系，推动跨省跨区和省内电力交易衔接，合理扩大省间市场化送电规模。

建设容量市场，而不再是简单的容量补偿机制。 2026年1月27日印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），明确了建立发电侧可靠容量补偿机制的方向，要求对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。目前，甘肃、青海、辽宁等省份已出台可靠性容量相关机制，但多数省份仍沿用1501号文框架下的煤电容量补偿机制。下一步，各省将如何建立可靠性容量补偿机制、如何向容量市场过渡，值得持续关注。传统电源通过容量市场回收固定成本后，其在电量市场中的报价行为和竞争策略将发生根本性变化，对电量市场将产生较大影响。

2. 推广天然气多年期合同制度；统一煤炭市场基础制度规则，健全电煤保供中长期合同制度；优化能源价格形成和传导机制，深化竞争性环节价格市场化改革，强化自然垄断环节价格监管。

气电、煤电作为兜底性、保障性电源，通过长周期的合同制度能够更好地稳定市场预期，形成良性循环。目前，能源价格的形成和传导机制正逐步向两部制价格体系转变。但由于信息不对称等原因，零售侧市场仍存在较大风险，需要进一步优化市场规则，确保风险可控，实现利益的有效传导。第四监管周期输配电价尚未出台，而2025年11月21日印发的《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2025〕1490号），进一步提高了输配电价制定的科学性、合理性和透明度，强化了对电网输配电成本的监管，规范了输配电定价成本监审行为。输配电价将更加透明，用户用电曲线不同对电网运行影响不同，未来可能承担相应的责任；反之，能够提供灵活调节服务的市场主体也将获得相应收益。

二、完善能源治理制度

1. 推动出台能源法配套法规政策，推进电力法、可再生能源法、节约能源法和电力调度管理条例、天然气管理条例等制修订，健全新型电力系统安全法规。

电力相关法律法规修订时间距今较远，近年来电力市场建设和发展日新月异，亟需更加适应市场化需求的基础能源法规，以规范和支撑能源电力体系的健康发展。

名称	最新修订时间	备注
电力法	2010年4月1日	第三次修正
可再生能源法	2009年12月26日
节约能源法	2016年7月2日
电力调度管理条例	2011年1月8日	电网调度管理条例
天然气管理条例	2024年6月3日	天然气利用管理办法

2. 建立健全绿色能源消费促进机制，完善可再生能源电力消纳责任权重制度，实施可再生能源消费最低比重目标制度。

多机构预期绿证价格将呈现上涨趋势。

2026年6月22日，五部门联合印发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（国家发展改革委、国家能源局等令第42号），将于2026年8月1日正式施行。可再生能源进入“硬约束”时代，通过“消费最低比重”与“消纳责任权重”双轮驱动，对企业影响深远：一方面，重点用能企业（如电解铝、钢铁、水泥等）被强制设定可再生能源消费比例，需大幅提升绿电和绿证交易比例、加快低碳技改，并首次将绿氢、绿氨等非电消费纳入考核，倒逼其拓展脱碳新场景；另一方面，通过中长期权重指标稳定投资预期，引导新能源产业合理布局，同时借助绿证交易等补充机制激活绿电市场、提升新能源议价能力，缓解“增发不增收”风险。未达标企业需进行市场化补偿并记入信用记录，从而压实企业主体责任，全面推动其融入新型能源体系建设。

2026年1月14日，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》（国能发资质规﹝2025﹞107号）。一方面，该文件将绿证确立为绿色电力消费的唯一法定凭证，明确了自2026年起绿证电量生产年份与消费年份必须匹配的刚性要求，倒逼企业建立全流程可追溯的绿证台账，大幅提升了碳核算与能耗考核的合规标准；另一方面，清晰划定了自发自用分布式光伏绿证不可交易、独立储能放电电量不核发绿证等边界规则，重塑了企业绿证采购、交易与收益的策略逻辑。同时，通过开放境外用户注册通道、统一国际认可的核销溯源标准，为出口企业应对绿色贸易壁垒、提升ESG披露公信力提供了权威支撑，最终推动企业将绿证成本纳入长期能源预算与产品碳足迹体系，全面适配能源绿色转型下的市场化与国际化新要求。

3. 建立可再生能源非电利用统计和考核体系。

2026年6月1日，国家发展改革委等部门印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号），构建了一套清晰的方法体系，实现统一核算规则、避免重复计算。指南明确了三种核心认定方式，即每千瓦时非化石能源电力消费的归属只能通过以下一种方式确定，确保“不重不漏”：物理认定，主要针对非化石能源电力自发自用电量、绿电直连等新业态模式的自用电量，以及非化石能源发电项目自身的生产耗用电量；交易认定，包括通过电能量交易（含绿电交易）和绿证交易（含绿证划转）获得的非化石能源电力消费权益；分摊认定，对于未参与上述两种认定的剩余非化石能源电量，为确保核算完整性，通过省间分摊和省内分摊的方式进行认定。指南还建立了省级、地市级和电力用户三个层级的核算框架：省级层面核算基础为本省非化石能源发电量、省间交易认定量及省间分摊量；地市与用户层面核算主要依据物理认定量、交易认定量及省内分摊量，并鼓励通过绿证交易来认定消费量。

2026年6月23日，国家能源局发布《关于组织推进非公共电网可再生能源发电项目绿证核发的通知》（国能综通资质〔2026〕60号），明确离网型项目、接入用户侧内部并网型项目等非公共电网项目的绿证核发流程，优先开展涉及可再生能源消费最低比重目标考核的重点用能行业企业相关项目绿证核发。

重点任务

1. 全国统一电力市场

合理确定电力中长期合同签约比例，深化中长期市场连续运营，提高中长期交易频次和灵活性，完善优先发电优先购电规模计划管理机制。

目前，中长期签约比例限制已逐年递减；1656号文下发后，各省区修订中长期规则时基本上均已实现中长期按自然日开市，部分省份也在推行小时级绿电交易。对于优先发电和优先购电，各省由于电源结构不同，管理方式也不尽相同，如何进一步完善仍有待探索。

推动省级电力现货市场和南方区域电力市场转入正式运行，深化长三角电力互济，探索推动京津冀电力市场建设，在省间交易框架下探索东北、西北、华中等区域电力互济交易机制。

目前，省级电力现货市场（除京津冀、西藏外）均已实现连续结算试运行，部分省份已转入正式运行，南方区域市场即将转入正式运行。6月1日起，《长三角跨省电力中长期市场实施细则》正式施行；国网经营区各分部均已实现区域电力中长期交易连续开市，各区域互济交易正在推进或已实施，相当于在更小范围内利用区域剩余通道能力开展二次省间现货交易。

稳步推动气电、水电、核电入市。

目前，仍有不少省份的气电、水电、核电尚未入市，主要受燃气成本、水电特性、核电安全等因素制约。但按照国办发4号文要求，各品类电源均须进入市场。如何根据不同电源特点制定差异化的市场化机制，各省可能采取不同路径。例如，云南、四川等省份已实现水电全量入市；辽宁核电、甘肃水电采用了类似新能源的机制电价；广东等省份已积累气电入市的运行经验。其余省份需根据自身资源禀赋，建立适合本省的市场化机制。

加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。

目前，各省辅助服务市场以调频品种为主，备用市场仅在部分省份开展了试点。备用市场与电能量市场互为机会成本，也是最易实现联合出清的品种，这对电力交易人员的专业能力提出了新的考验。

建立健全可靠容量补偿机制，鼓励具备条件的地区探索建设容量市场。

114号文已明确了实施路径，部分先行省份已出台系列政策，后续各省落地情况值得持续跟踪观察。

2. 价格机制

健全跨省跨区专项工程输电价格机制，优化发电侧容量电价机制和新能源可持续发展价格结算机制。完善成品油定价机制，深化天然气价格市场化改革。完善煤炭价格区间调控政策，健全电煤中长期交易价格机制。优化居民阶梯电价、气价制度，推动市场分时价格信号向终端用户传导，用市场化手段引导全社会节约用能。推进供热计量改造，有序推行供热计量收费。

价格永远是市场中最核心的信号，它不仅是资源配置的指挥棒，更是利益分配的平衡器。上述各项价格机制的优化和改革，都将对市场产生深远而重大的影响。