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全国统一电力市场体系是全国统一大市场建设的重要标志，也是深化电力体制改革的重要成果。建设全国统一电力市场体系既是构建新型电力系统、促进电力资源优化配置、保障能源安全稳定供给的关键支撑，也是纵深推进全国统一大市场建设的必然要求、推动经济稳步增长的基本要素保障。2015年，党中央和国务院对电力市场化改革进行了系统部署。2021年，中央全面深化改革委员会审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，2024年，党的二十届三中全会进一步强调要建设全国统一电力市场。截至2025年底，我国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，较2015年提升约7倍，占全社会用电量比重由不足15%上升至64%，除保障性和自发自用电量外全部通过市场实现。

近年来，党中央和国务院对纵深推进全国统一大市场建设、加快构建新型电力系统等提出新的要求，电力生产方式、消费模式、产业结构发生了巨大变化，新能源占比不断提升、新模式新场景加速形成，经济发展和人民生活对用电成本和可靠性提出更高需求，这些都对电力市场提出了新挑战，迫切需要以改革创新手段进一步完善电力市场体系。

2月11日，国务院办公厅发布关于完善全国统一电力市场体系的实施意见。这不是一次常规的“补丁式”政策，而是中国电力体制改革史上第一个明确给出“建成时刻表”的顶层设计。《意见》站在新的历史起点上，在新能源装机占比持续攀升、跨区交易规模快速增长、现货价格波动加剧的背景下，对未来5-10年电力市场改革划定了路线图。

不同于以往多由国家发展改革委、国家能源局等部门联合印发的政策文件，此次由国务院办公厅直接印发，释放了一个清晰信号：全国统一电力市场已不只是行业内部的规则完善，而是牵动宏观运行、区域协调和能源安全的系统工程，电力体制改革正式从“规模扩张”迈入“体系重构”的深水区。

全国统一电力市场建设的“时间表”和“路线图”

《意见》没有停留在原则性号召，而是直接划出了2030年基本建成、2035年全面建成两个关键节点，2030年是分水岭，聚焦“全覆盖、强基础、提效率”，2035年是终局，强调“高质量、深融合、优生态”：

到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。

到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。

《意见》要求未来十年间，电力市场建设程度从“基础设施完备”到“生态系统成熟”的质变；参与主体范围从“全覆盖”到“高质量参与”，强调主体协同；交易机制完善度从“联合运行”到“无缝融合”，实现全国一体化交易；市场化交易电量占比从明确“70%左右”量化目标到“稳中有升，持续提高”强调稳定增长；规则标准从“统一规范”到“优化升级”，支持更复杂交易场景；电价机制从“单一电能量价值”到“电能量+调节+环境+容量”多维价值；监管体系从“基本形成”的体系建立到“监管效能显著提升”的高效治理，保障市场健康运行；资源配置效率从“全国范围内优化配置”到"高效利用”，提升资源利用效率；能源市场协同从电力市场独立运行的“初步协同”阶段到“以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系”协同发展。

《意见》围绕电力市场从“有市场”走向“统一市场”，从“交易电量”走向“交易价值”的目标，着重部署了推动电力资源在全国范围内优化配置、健全电力市场的各项功能、促进各类经营主体平等广泛参与、构建全国统一的电力市场制度体系、强化政策协同等5方面19项重点任务。这一战略部署不仅是电力体制改革的关键一步，更是构建新型能源体系、保障国家能源安全、推动绿色低碳转型的重要支撑，将为我国经济社会发展注入强大动力。

推动电力资源在全国范围内优化配置

在优化全国统一电力市场体系实现路径方面，《意见》首次提出，各层次市场要从“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易”，探索相邻省内市场自愿联合或融合的可行方式，并对现货、中长期、辅助服务、容量等不同品类市场之间的衔接机制提出了具体要求。

过去十年，中国电力市场化改革取得显著进展。截至2025年底，全国市场化交易电量已达6.6万亿千瓦时，占全社会用电量比重约64%，跨省跨区交易规模达1.6万亿千瓦时。电力资源在更大范围内实现流动，市场已成为电力运行的主通道。

与此同时，我国电力市场体系各层次市场长期存在规则口径不一致、报价逻辑不一致、结算链条不一致等痛点，同一资源在不同市场中面对不同约束与不同激励，导致价格信号难以传导，通道能力难以被市场高效调用。

此次《意见》最具突破性的表述之一，是提出从“经营主体分别进行跨省跨区和省内交易”，逐步过渡到“统一报价、联合交易”，实现全国范围内分解匹配供需的联合出清模式，让跨省交易不再以“省内结果再谈判”为主，而是在统一组织与统一结算框架下完成报量报价与匹配出清，使交易协同变成运行协同。

同时，提出电力市场经营主体“一地注册、全国共享”，则意味着跨省跨区交易不再需要分别进入各省的交易目录，实现了从“省内平衡”到“全国平衡”的范式跃迁。

我国能源资源与电力需求呈逆向分布，西部清洁能源富集而需求不足，东部电力需求旺盛却资源匮乏，这种禀赋差异决定了电力发展必须打破省域边界。相较于美国各州资源调配乏力的困境，中国通过统一市场规则、完善交易机制，让电力资源在全国范围内高效流动，既降低了各省保供成本，也提升了清洁能源的利用效率，实现了“全国用能、全国共济”的良性循环。

在完善跨省跨区电力交易制度方面，《意见》强调促进跨电网常态化市场交易，打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，统一交易组织方式并促进信息交互，尽快实现跨经营区常态化交易。增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比，加强多通道集中优化，一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，进一步推动电力市场实现在全国范围内互联互通，促进电力资源实现全国大循环。

《意见》捅破了一层长期存在的窗户纸——国家电网与南方电网两大经营区不仅物理网架相对独立，而且市场规则、交易平台、数据标准各成体系，跨省交易协调成本极高。《意见》让省间交易从“计划调拨”转向“市场流通”，在统一组织与统一结算条件下把通道能力转化为市场能力，进而把区域差异转化为系统韧性。

未来发电企业和用户不再分别参与不同层级市场，而是在统一框架下完成报价，由市场机制在更大空间范围内完成优化配置。现行的跨经营区常态化交易、南方区域市场一体化运营、长三角电力互济深化，都将成为全国统一市场的重要组成部分。

统一交易组织方式，本质上是在重塑电力资源流向逻辑。电力不再优先在行政区内消纳，而是更多依据价格信号与系统安全需求在全国范围内优化配置。这对长期存在的地方保护、优先发电安排提出了更高要求，也为新能源大规模跨区消纳提供了制度基础。

健全电力市场的各项功能

在现货市场方面，《意见》要求健全市场核心功能，2027年前推动现货市场正式运行，稳妥推动用户参与省间现货交易，加强现货市场与其他市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接，通过分时价格信号更好引导经营主体优化发用电行为，激发电力系统。

截至2025年底，市场化交易电量占全社会用电量比重已达64%，除保障性和自发自用电量外，更多用电量通过市场实现。《意见》在此基础上进一步强调推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与市场，并在确保安全前提下稳妥推动用户参与省间现货交易，现货市场将成为发现实时价格、反映供需关系的核心平台。价格“能涨能跌”，将更真实地体现电力的时段稀缺性。

在新能源占比持续提高的背景下，现货价格波动加大、负电价频现已成为新常态。如何通过价格信号引导储能、需求响应和灵活性资源参与调节，是新型电力系统建设的关键。

在绿色电力市场方面，绿证被首次明确为环境属性认定的“基础凭证”。《意见》通过统一绿证市场、建立强制与自愿消费相结合机制、强化绿电溯源认证，并研究将绿证纳入碳排放核算路径等方式，促进绿电价值正式资产化。

同时，为了强化绿电溯源认证，《意见》还全面引入区块链技术，对绿色电力生产、消费等环节开展全链条认证，并在绿证应用、核算等方面加强国际沟通对话，推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。这意味着，绿电不再只是政策工具和企业的公益行为，而是可以计量、可以认证、可以对接国际碳关税的环境资产。

此外，《意见》还“鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式”。对新能源企业而言，配置储能、联合虚拟电厂或可调负荷形成组合资源，通过中长期合约锁定基准收益，通过绿电交易与绿证机制获取环境溢价，通过现货与辅助服务市场挖掘灵活性价值，将成为穿越价格波动周期的主流策略。

在容量市场方面，《意见》首次将容量市场提上日程，正式纳入制度设计。

煤电、抽水蓄能、新型储能等支撑性、调节性资源在促进高比例新能源消纳、构建新型电力系统过程中发挥重要作用。为切实保障其收益，《意见》提出进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，支持有条件的地区探索容量市场，用市场化手段引导支撑性调节电源有序发展，保障系统可靠容量长期充裕，提升兜底保供能力。

未来，煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源，将不再单纯依赖电量收益，而是通过容量补偿机制获得长期稳定收入，从制度层面把其保供与调节贡献嵌入更稳定的收益框架，以减少调节资源长期投资的收益不确定性。这一安排背后，是对系统安全托底的制度确认：新能源解决的是电量结构优化，而容量机制保障的是极端情况下的供电可靠性。电力市场从单一电量交易，迈向电能量、容量、调节、环境属性多维并行的综合体系。

促进各类经营主体平等广泛参与电力市场

在发电侧，《意见》立足国情，围绕沙戈荒大基地、分布式新能源等多种形式的新能源项目，提出差异化的入市路径。对标国际，提出聚合省间绿电交易、签订多年期绿电合同、强化绿电消费溯源等具体举措，更好满足出口外向型企业和外资企业绿电消费需求。明确提出条件成熟时探索实行两部制或单一容量制跨省跨区输电价格，为适应新能源大规模外送创造条件。煤电机组全部电量进入市场，通过多种交易类型获取收益。

其中，《意见》强调“推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场”，这意味着，过去分布式光伏“只管发电、不管平衡”、靠固定电价稳赚不赔的日子即将结束，未来可以通过聚合交易、参与现货等方式主动管理收益。

在用户侧，《意见》明确，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。这是对电网“统购统销”模式的釜底抽薪。过去，中小工商业用户只能被动接受电网代理购电价格，本质上仍是“被保护者”，《意见》发布后，电力用户将从单纯的消费端，逐步转变为市场中的经营主体，从目前只能接受市场价格、间接参与市场，到直接面对市场价格波动，自己下场亲自参与博弈厮杀。而电网也将从“代购代售”环节中抽身，更聚焦于电网安全、普遍服务与系统运行效率提升。

在新型经营主体方面，《意见》提出包容审慎推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体参与电力市场，同时要求其公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任。新型经营主体被正式纳入统一制度框架，在确保安全前提下参与市场交易，同时承担责任，既释放了民营企业参与市场的空间，提高效率与调节潜力，也明确了其责任边界。一言以蔽之：欢迎来赚钱，但不能只套利、不担责。

构建全国统一的电力市场制度体系

为引导各方参与市场建设、确保市场规范安全运行、降低市场监管成本、提升市场治理效能，《意见》首次提出，健全多元化的市场治理体系，政府主管部门对电力市场进行总体设计，电力监管机构依法进行独立监管，经营主体代表组成的市场管理委员会发挥议事协调、协商共治作用，市场运营机构提供交易服务并对市场运行风险进行实时监测。

其中，“整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割”“进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策”尤为值得关注。过去一些地方通过通过限制外送、设置隐性门槛等方式实现短期保护，“低电价”更是一大杀器，通过交叉补贴、输配电价打折、政府财政返还等方式制造电价洼地招商。这既是地方保护主义的温床，也扭曲了全国统一市场的价格信号，容易造成资源错配与效率损失。

《意见》明确整治不当干预、破除市场分割，其结果不是简单的电价上升或下降，而是让电力要素在全国范围内更有效率地流向边际价值更高的产业与区域。对购电地区来说，跨省跨区交易常态化有助于获得更稳定、更低碳的电力供给，提升制造业与新兴产业的综合竞争力。而对送电地区而言，统一市场则意味着必须靠提升发电效率、调节能力与绿色价值兑现来增强市场竞争力，不能再走“行政锁价”的捷径。

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从2015年新一轮电改重启，到2021年全国统一电力市场体系的顶层方向明确，再到2025年全国统一电力市场体系建设取得重大进展，电力现货市场基本实现全国覆盖，再到如今《意见》的粉墨登场……十年磨一剑，中国电力市场从“零星试点”走向“全国一盘棋”。

恰逢“十五五”开局之年，全国统一电力市场如何从初步建成向基本建成继续迈进，我们拭目以待。

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