电力市场，顾名思义，是“电的交易所”，它通过市场价格来调节电力的供需关系。然而，与其他商品市场相比，电力市场具有独特的特征。
电力市场驱动电力低碳转型的新挑战
首先，电力不能大规模存储，必须“随发随用”，因此电力市场必须随时保持平衡供需；其次，电力传输依赖电网的统一调度，而电网本身具有自然垄断性质，因此电力市场高度依赖电网的支持与协调；第三，用户端用电无需事先签约或支付，可随时变化用电需求，从而加剧了市场波动。与此同时，电力供应的安全性要求极高，任何供需失衡或电网故障都可能导致停电甚至电网崩溃，因此电网调度机构必须额外采购辅助服务，以保证电力供应安全。此外，由于电力供应关系国计民生，电价往往不能完全由电力市场决定，还会受到政策的调控和限制，如价格上限，居民电价补贴，以及市场操控力（Market Power）约束等。这些因素共同决定了电力市场设计和运行的独特性。
因此，电力市场是注定复杂、多元的——它不仅反映电力生产价值，还需体现维持电力实时平衡的成本、输电损耗、输电能力稀缺程度、绿电电力属性等等。半世纪以来，电力市场的理论与实践演进始终与电力系统的发展紧密相随、相互促进，现下已经发展成为由多种市场和交易品种构成的生态系统，主要包括：
中长期交易市场：以年、月、周为单位的电量合同交易，保障大部分的、稳定的电量供应来源；
现货市场：以日前或实时的集中竞价交易，满足短期电力供需平衡，并作为中长期交易的补充；
辅助服务市场：电网调度（代表用户）向发电企业及可调节负荷资源等购买为保障实时电力供需平衡与电网安全运行所需的多种服务，如调频、爬坡、热备用、冷备用等；
容量市场：电力公司（代表用户）向市场各方购买为满足未来（多年）负荷增长与系统安全需求所需的容量；
输电权市场：发电企业或用户向电网调度/交易中心购买电网或某些输电通道的优先使用权，对冲因线路阻塞带来的高额成本风险；
绿电与绿证交易：根据环保需求，用户直接与提供绿色电力的发电企业以溢价购买绿色电力和绿证。
正是这一多元的电力市场生态保障了电力供需的安全、清洁与高效。
自20世纪80年代起，电力市场化改革在全球主要经济体陆续展开，在不同的国家或地区演进出了各具特色的发展路径。
美国
美国电力市场化改革起步较早，形成了以区域电力市场（ISO/RTO）为主体的多层次市场结构。其现货市场以节点电价（LMP）机制为特征，通过价格信号同时反映电网不同节点的电能量、输电拥塞与损耗成本，从而有效引导区域内的资源优化配置。同时，还通过辅助服务与容量市场为电力系统的可靠性和灵活性提供保障。
英国
英国是欧洲最早完成全面电力自由化的国家之一，建立了以批发电能市场、容量市场、差价合约（CfD）和碳价支持机制为核心的多层次体系。与众不同的是，英国将电力市场与气候政策深度融合，在市场化框架内大幅提升了风电和光伏的占比。过去二十年间，煤电几乎全部退出英国电力系统，整体行业碳排放降幅逾70%，成为全球电力市场低碳转型的典型案例。
德国
德国电力市场的发展路径紧密依托欧盟统一能源市场。其现货市场由EPEX Spot主导，强调跨国交易与可再生能源优先调度。通过持续修订《可再生能源法案（EEG）》，德国以市场化交易结合“市场溢价补贴”的方式，逐步引入市场化竞争机制，推动可再生能源从“政策驱动”向“市场驱动”过渡。
然而，电力市场的演进并非一路坦途。以美国加州为例，21世纪初发生的能源危机揭示了电力市场设计上的缺陷：过度依赖短期现货市场，零售价格管制与批发市场价格放开之间存在矛盾，加上水电出力不足，导致电力供应紧张、电价剧烈波动，甚至有些电网公司宣布破产。这一危机表明，市场机制必须兼顾效率与稳定，设计中应充分考虑风险管理和长期投资激励，而非单纯追求短期竞争。
在能源转型持续推进的背景下，电力市场面临新的挑战。过去，市场设计的核心目标是优化配置煤电、气电等传统电源配置，确保供电安全和经济性。而当下，可再生能源比例在电力系统中快速上升，如何促进新能源的投资、体现其绿色价值，激励零碳灵活性资源开发，并以合理成本保障电力系统的安全与稳定，成为全球电力市场亟需应对的新课题。
“无形之手”推动新型电力系统行稳致远
随着中国能源转型不断深化，可再生能源在电力系统中的占比不断攀升。然而，高比例风电、光伏等新能源的接入，也使电力系统面临一系列新的挑战。
首先，可再生能源的可持续开发与大规模消纳问题日益突出。中国风光资源主要集中在西北地区，而负荷需求集中在东中部，供需错配导致大规模跨区输电需求增加。区域电力市场机制和输电通道若不够灵活、完善，大规模弃风弃光将难以避免，浪费资源，削弱投资者信心。同时，分布式光伏的快速增长也给配电网消纳带来压力，亟需通过市场与技术手段提升消纳能力。
其次，煤电替代与系统灵活性保障面临严峻挑战。随着煤电逐步退出，电力系统失去了传统意义上的“稳定器”，必须更多地依赖新型储能、抽水蓄能、以及需求侧响应等零碳资源来提供调节和备用能力。然而，这些灵活性资源盈利机制尚不清晰，难以有效支撑大规模新能源并网下的系统安全与稳定。
此外，电力快速脱碳与系统成本优化之间的矛盾愈发凸显。实现“双碳”目标要求电力行业加速去煤、扩展绿电，但新能源发电的间歇性和不确定性使得系统在保障安全的同时必须付出更高的平衡和备用成本。若缺乏明确、合理、透明的系统成本分摊机制，电力行业的低碳化进程将受到制约。
客观而言，政策与补贴为中国可再生能源的规模化开发提供了关键的初始动能，但其机制效率、推行成本等方面的可持续性都有待完善，长远发展难以为继。例如，过去几年在行政性投资约束下，部分新能源项目被强制配套储能，却因利用率低而导致资源浪费。又如，为确保供电安全，某些地区超额保留甚至增加不必要的煤电容量，背离低碳目标并推高了系统备用成本。此外，省间行政壁垒限制了电力灵活跨区调剂，加重了整体转型负担。更为重要的是，由于缺乏能够反映电力时空价值的市场信号，使得新能源投资收益存在高度不确定性，资本预期不稳，制约了行业良性发展。
电力市场的核心作用是通过竞争实现电力资源的动态优化配置，使电力供应在任何时间和空间都来自社会整体效益最高的资源组合，从而提升系统效率、降低系统成本。竞争能为新的市场“玩家”，尤其是新型储能、虚拟电厂和需求响应等零碳灵活性资源提供广阔的参与空间和可持续收益，既提高新能源的消纳水平，也增强系统调节能力。竞争还将激发技术创新，加速发、输、用全环节的技术进步和成本下降，让电力系统在波动性和不确定性中保持安全、可靠和高效。因此，通过电力市场推动新型电力系统建设，不仅是趋势所向，更是现实所需。 通过引入竞争，“无形的手”将推动新型电力系统行稳致远。
目前，中国电力市场建设已从试点探索迈向全面体系化的新阶段。国家发改委2025年的136号文件明确提出，新能源将全面参与电力市场，并在现阶段辅以“机制电价”的方式逐步过渡到完全由市场竞争来决定价格，推动新能源实现有序消纳和良性发展。但相比国际成熟的市场体系，中国电力市场的拓展与深化仍有较大空间：一方面，中国电力市场体系本身尚不完善，现货市场、绿电交易和容量市场等机制远未成熟；另一方面，中国电力系统面临着前所未有的新能源发展速度和规模，对电力市场的灵活性和协调性提出了更高要求。由于新能源接近零的边际成本，导致其收益难以主要依托现货市场实现，需要更加多元、精细的市场设计。
这种机制不成熟和高比例新能源并行的“双重压力”，意味着中国电力市场不得不“高速路上换轮胎”——既要完善市场制度，又要快速适应高比例新能源的挑战，从而在保证电力安全供应的同时，实现清洁低碳转型。
电力市场机制如何加速中国电力低碳转型?
以风光为代表的新能源正加速替代煤电，成为电力系统的主力电源，这将对电力系统运行的灵活性、安全性与经济性带来更大的挑战，这也是电力市场机制构建的着眼点。具体而言：
首先，应通过提供稳定且可预期的价格信号，促进新能源投资的持续增长。
当前，新能源项目收益受现货电价波动和政策调整影响显著，投资者普遍面临较高的不确定性。现行电力市场以按机组运行的边际成本定价，这一定价机制更契合固定投资低、运行成本高的传统常规电源；以风光发电为代表的新能源恰好相反，固定成本较高，而运行成本极低。由于新能源发电边际成本接近于零，其集中大量出力时会大幅拉低现货市场价格，甚至出现负电价，显著压缩投资回报空间。
英国的差价合约（CfD）及欧美国家实行的多年期购电协议（PPA）等工具值得借鉴。差价合约能够在现货电价波动中为新能源提供价格稳定性，而多年期购电协议则可以通过固定价格锁定未来收益，为新能源项目创造稳定的投资预期。这类机制的核心价值在于建立长期、可预期的收益机制，避免“政策红利—政策退坡”式的投资波动，从而为新能源发展提供可持续的市场基础。
其次，应完善并优化多元电力市场体系，推动低/零碳灵活性电源的加速发展。
随着新能源占比不断提高，电力系统对灵活性资源的需求愈发迫切。应通过扩展辅助服务市场，引入爬坡、转动惯量等更多服务品种，为储能、虚拟电厂、需求响应等新型市场主体提供清晰且可持续的收益机制。同时，建立容量市场或容量补偿机制同样重要。
在美国加州，容量市场为新型储能提供了近三分之二的收益，有效促进了新型储能的规模化应用，使其成为加州电力系统灵活性资源和提升新能源占比的关键支撑力量。
第三，应建立区域协同的电力市场架构，以促进新能源的大规模消纳。
当前，中国电力市场以省级为主体，易产生地方保护倾向，如优先调度本地煤电、限制跨省交易，导致跨省交易机制不衔接、输电成本分摊不合理。这不仅降低了资源配置效率，也增加了备用容量冗余和碳排放。应建立区域协同的市场机制，例如，加快建设区域现货市场，推进区域联合出清，实现省内和省间市场的报价耦合和统一调度，可显著提升跨省资源优化配置效率，减少弃风弃光与系统备用需求。
美国加州独立系统运营商（CAISO）的西部能源不平衡市场（WEIM）实践已经证明，跨区域协作有助于大规模新能源消纳。中国南方区域电力市场的探索也已取得积极成效。
最后，应建立准确、合理的系统成本分摊机制，以促进电力低碳转型的公平实现。
当前，维持系统安全运行所需的调频、爬坡、备用、以及容量等服务的成本主要由传统电源承担，这在新能源比例不断提升的背景下显然难以为继。本着“谁受益，谁承担”的原则，应通过市场机制，将系统运行与调节成本合理分摊到相关的市场主体，包括未能提供系统服务但却受益的发电方（如未配储能的风光电站）、缺乏调节或响应能力的电力用户、或全体纳税人。这可使得价格信号更真实地反映供需平衡和系统运行压力，既降低传统电源的负担，也能推动用电侧更加积极地参与调节与响应。
美国加州给予用户侧储能与现货市场价格挂钩的“容量补偿”，并由全州的纳税人分摊成本，实现了更加公平、高效的低碳转型。
电力市场建设方向已明，仍需在流变中求平衡、谋前行
中国电力市场化改革已经历数十年探索。当前，构建能够支撑高比例新能源发展并加速电力低碳转型的市场体系，既是重大机遇，也是深刻挑战。除前述市场设计要点外，还有一些关键问题亟待妥善解决：
首先，如何从政策驱动平稳过渡到市场驱动的发展模式，稳定新能源投资预期？唯有建立长期、可预期的价格机制与交易制度，才能增强社会资本信心，保障新能源产业的可持续发展；
其次，如何厘清政府、电网与市场的责权边界？政府应从直接管控转向市场规则制定和监管，电网要对所有市场参与者“一视同仁”，更好发挥公共平台和中立调度的作用，而市场则要真正成为优化资源配置的决定性力量；
最后，如何在绿色转型与维护电价可承受性之间寻求平衡？合理分摊系统成本，让发电侧、用户侧以及全社会共同承担电力低碳转型的责任，是实现公平转型的关键所在。