中国工业报记者  余娜

全国统一电力市场体系2.0来了！

2月11日，国务院办公厅正式印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称《意见》），提出全国统一电力市场顶层设计原则和目标愿景，明确了五方面19项重点任务，对未来5—10年完善全国统一电力市场体系的重点任务进行了安排部署。

“建立全国统一电力市场，可以优化资源配置，提高行业效率。尽管短期可能存在利益冲突，但从长远来看，建立统一电力市场有利于提高行业效率，尤其在解决省级间壁垒、网与网之间的障碍等堵点问题上。中国拥有庞大的电力市场，若能通过优化配置来提高效率，将对中国整个电力体系产生积极影响。新能源的不稳定性也是亟待解决的问题，需要更加灵活的电源来应对。这些，《意见》均指明了方向。”厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长林伯强接受中国工业报记者采访时分析。

电力市场规则基本确立

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。

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。

国家发展改革委有关负责人表示，经过十年努力，电力生产组织方式由计划全面转向市场，全国统一电力市场体系的“四梁八柱”已基本建立，在层次架构、功能品类、价格机制、参与主体、治理体系、基础规则等方面基本成型。多层次协同的市场架构基本形成。省内交易保障电力电量基础平衡和供应安全，省间交易服务国家能源战略，跨电网交易增强网间互济互保，在更大范围内实现电力资源畅通循环。跨省跨区电力交易规模从2015年的不足0.1万亿千瓦时增长为2025年的约1.6万亿千瓦时。

电力交易全品类全覆盖基本实现。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，交易方式涵盖双边协商、挂牌、集中竞价等。“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立。煤电上网价格、工商业用电价格在合理范围内随行就市。建立新能源可持续发展价格结算机制，在市场交易基础上合理保障新能源收益。通过容量电价引导煤电、抽水蓄能等调节性电源平稳有序建设。

各类主体有序参与的市场格局初步形成。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、四成水电和近半数的气电、核电已进入电力市场。电力市场注册主体突破109万家，是2015年的22倍。5000多家售电公司、近50万电力交易员应运而生。

电力市场治理体系初步构建。政府部门负责总体设计，监管机构维护市场秩序，交易机构搭建交易平台，市场管理委员会发挥议事协商作用。交易机构实现相对独立，交易平台互联互通，“一地注册、全国共享”基本实现。基础规则体系初步建立。形成以《电力市场运行基本规则》为基础，中长期、现货、辅助服务规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露规则为支撑的“1+6”基础规则体系，为市场规范运行提供统一“度量衡”。

全国统一电力市场构建了适应新质生产力发展需要的新型生产关系，一批新模式新业态在市场环境下蓬勃发展。截至2025年底，新型储能装机规模突破1.36亿千瓦，“十四五”以来直接拉动投资超2000亿元；虚拟电厂最大调节能力超1600万千瓦，车网互动聚合资源超1900万千瓦。

“自新一轮电力体制改革启动以来，历经十年攻坚克难，我国电力市场建设取得了历史性成就。电力市场规则体系基本确立，跨经营区常态化交易机制全面贯通，省级电力现货市场覆盖全国，煤电、新能源全面进入市场，电力生产组织方式实现了从计划主导向市场驱动的深刻转变，市场在资源配置中的主导作用显著增强。”中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆分析。

六大创新举措重点实施

围绕新形势新情况新要求，《意见》科学设定了2030年“基本建成”和2035年“全面建成”两大关键战略节点，为未来十年全国统一电力市场建设描绘了明确的发展目标和清晰的实施路径。

《意见》明确了2030、2035年两个阶段性目标。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。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。

国家发展改革委上述负责人表示，《意见》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、强化政策协同等五方面19项重点任务，特别是提出了以下创新举措。

一是优化全国统一电力市场体系实现路径。《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。

二是完善跨省跨区电力交易制度。促进跨电网常态化市场交易，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。

三是探索建立容量市场。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。

四是助力新能源更好参与电力市场。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。

五是推动更多民营企业参与电力市场。一方面，对新型储能、虚拟电厂、智能微电网等以民营企业为主的各类新型主体，《意见》提出了促进新型主体灵活参与市场交易的措施，引导各类新型主体理性投资、规范运营、健康发展。另一方面，由电网代理购电的中小工商业用户，目前只能接受市场价格、间接参与市场。《意见》首次提出，逐步实现除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场。

六是健全电力市场多元治理体系。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。

“《意见》进一步明确了破除交易壁垒、促进市场衔接融合的路径。提出研究探索市场融合发展方案，相邻省份自愿‘滚雪球’融合组织电力交易，扩大市场规模。提出了联合交易模式，显著提升交易的时效性和灵活性。提出尽快实现跨经营区常态化交易，依托全国交直流混联大电网形成全国统一电力市场。”杨昆分析，“《意见》还重点强调了对售电公司的规范管理，要求尽快制定零售市场交易规则、修订售电公司管理办法，进一步发挥售电公司连接批发与零售市场的桥梁作用。”

杨昆建议，下一步，应以全国统一电力市场体系建设为核心抓手，重点围绕深化体制改革、升级基础设施、强化科技创新、贯通技术标准等方面开展探索实践。

持续深化电力市场化改革，健全适应新型能源体系的市场机制。推动中长期、现货、辅助服务、容量、零售等不同交易品种市场建设。

全面升级电力系统基础设施建设，夯实全国统一电力市场物理基础。加快建设新型电网平台。

引导电力新质生产力分地区、差异化布局。大力实施“人工智能+”电力融合发展，依托数智化技术创造算电协同、虚拟电厂、碳电协同等新模式，拓展电力要素应用场景。

着力推动电力行业技术标准建设，推动市场关键标准快速落地和实际应用，充分发挥标准体系在全国统一电力市场建设过程中“通用语言”和“技术底座”的支撑作用。