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我国电力市场化改革10年来，电力交易全品类全覆盖已基本实现，“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立，除保障性和自发自用电量外全部通过市场实现，低碳转型成效显著，为经济社会高质量发展提供了坚实的能源支撑。国务院办公厅今年2月份印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，对引导电力资源在更大范围内优化配置、支撑新能源高质量发展提出了更高要求。
经过10余年的改革探索，我国电力市场已全面转向市场运行新阶段，全国统一电力市场体系的“四梁八柱”基本建立。在市场架构方面，跨电网交易增强网间互济互保，多层次市场架构基本形成，跨省跨区电力交易规模增长至2025年的约1.6万亿千瓦时。在交易品种方面，中长期、现货、辅助服务、绿电绿证、零售市场功能互补，覆盖全国，市场化电价机制初步建立。在主体参与方面，截至2025年底，用户侧全部工商业，发电侧所有煤电、近六成新能源已进入电力市场，电力市场注册主体突破109万家。
全国统一电力市场建设有助于推动产业高质量发展。首先，优化资源配置，助力实体经济发展。以南方区域为例，2025年市场化交易电量年增长14.2%，在夏季用电高峰期可快速对接广西绿电资源，既缓解了广东供电压力，又推动了广西清洁能源消纳。其次，激活了企业转型动力。比如大唐集团广东分公司，现货市场创造的增量收益已占企业整体营收的近20%，成为新的增长点。再次，催生了新业态新模式。2025年底，南方电力市场首批发电类虚拟电厂以独立主体身份完成交易，分布式光伏、储能等零散资源首次获得与传统发电机组同等的经济调度资格。
高比例新能源下的电力市场改革是当前各国面临的共同挑战。澳大利亚采取5分钟结算、双向报价提升市场效率，由政府主导容量投资计划对冲长期投资风险。英国通过构建分层的平衡服务市场、改革输电网络使用费等措施，在不分割市场的前提下用价格工具引导资源合理布局。欧盟坚定推进跨境一体化战略，平抑各国新能源发电带来的波动性。
相比之下，我国建设全国统一电力市场具有一些独特性。一是发挥顶层设计优势。推动市场从“各自报价、各自交易”逐步向“统一报价、联合交易”过渡，最终形成统一的全国电力市场体系。二是区域市场先行先试。南方电网2026年跨省中长期交易实现100%签约，广州电力交易中心2025年西电东送电量达2616亿千瓦时。三是创新新能源入市机制，既保障了其合理收益，又推动全面参与市场竞争。2026年1月份，山东省新能源正式实现全量入市结算，进入以市场化供需定价为核心的新阶段。
也要看到，目前仍存在跨省跨区与省内交易衔接不够、活性不足、调节性价值和绿色价值体现不充分等问题，应重点抓好以下工作。
一方面，健全以《电力市场运行基本规则》为基础、各类交易规则为支撑的“1+6”基础规则体系，引导地方在统一规则框架下因地制宜细化落实。完善跨省跨区交易机制，促进跨电网常态化交易，增加跨省跨区输电规模和清洁能源占比，提升大范围资源配置能力，一体化建设运营南方区域电力市场。
另一方面，健全电力市场多元价值体系，支持有条件的地区探索容量市场建设，引导抽水蓄能、车网互动、新型储能、火电等模式有序发展，推动新能源全面参与电力市场。分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场，逐步缩小电网代理购电规模，充分激发市场活力。大力发展车网互动等模式，推动各类新型主体平等参与现货电能量市场及辅助服务市场。
此外，还要推动绿电与碳减排体系的有机衔接，以绿色供应链建设为方向，推动我国绿色电力消费标准化、国际化，并探索建立体现核电低碳价值的制度。
（本文来源：经济日报 作者：国家发展改革委能源研究所研究员 崔成）
（责任编辑：臧梦雅)
