全国统一电力市场建设提速，市场化改革取得历史性突破
发布时间：2025-11-04
来源：97金具
2025年是中国电力市场化改革迎来历史性突破的一年。随着全国统一电力市场体系基本建成，电力生产组织方式正从计划主导迈向市场驱动，电力资源在更大范围内优化配置的格局正在形成。
截至2025年，我国电力市场已基本搭建起“四梁八柱”，标志性任务取得决定性进展。全国统一电力市场建设成就远超预期，在政策推进、市场机制完善、清洁能源消纳以及跨区域资源配置等方面均展现出超预期成效。
自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国电力市场化改革不断深化。特别是2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布后，配套政策密集出台，为市场统一运营提供了制度保障。
2025年是“十四五”的收官之年，也是全国统一电力市场计划初步建成的关键之年。历经系统谋划与攻坚克难，中国电力市场改革实现历史性跃升，初步建成了统一开放、竞争有序、安全高效、清洁低碳、治理完善的全国统一电力市场。
全国统一电力市场“1+N”基础规则体系基本建立。以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、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”基础规则体系基本建立，奠定了全国统一电力市场的制度基础。
“统一市场、协同运作”的电力市场总体架构基本建成。电力市场在保供应、稳价格、促消纳方面的支撑作用显著跃升。跨省跨区交易打通电力“高速公路”，地区间要素流动实现质的飞跃。
目前，京津冀、长三角、粤港澳等区域率先试点跨省电力交易，打破省间壁垒。2024年跨省跨区市场化交易电量达到1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。
在规则体系方面，跨省跨区交易规则全面出台并落地实施，系统性打破了长期困扰跨区交易的制度壁垒。现货市场建设接近尾声，预计今年底前可实现全国全覆盖。
国网和南网市场机制化交易已正式运行，虽然目前体量较小但意义重大。中电联数据显示，全国统一电力市场框架已基本形成，为2025年“基本建成”目标奠定了坚实基础。
2025年中国新能源发展迎来历史性转折，风电、光伏装机容量占比达45.85%，首次超越火电，标志着新能源正式成为电力主力。
伴随规模跃升，系统消纳压力显著增大。在这一背景下，“136号文”正式实施，推动新能源电价从“计划主导”全面转向“市场主导”。上半年风光弃电率环比逐月下降证明该改革有望破解新能源的消纳难题。
截至8月29日，全国20个省区市已出台落地细则，从电量、电价、期限三个维度呈现显著省域分化。电价层面，存量项目以煤电基准价托底（0.2595–0.45元/千瓦时），增量项目通过竞争竞价确定价格（0.123–0.4207元/千瓦时）。
新一轮电力体制改革启动以来，全国市场化交易电量逐年攀升。2025年上半年市场化交易电量2.95万亿千瓦时，占全社会用电量比重约61%。
预计2025年全年市场化交易电量将超6万亿千瓦时，占全社会用电量比重约三分之二，占全国售电量比重约四分之三。交易电量较“十三五”末实现翻倍增长，交易电量占全社会用电量占比提升20个百分点。
绿色电力交易体系建设逐步完善。绿色电力交易蓬勃开展，绿色电力证书核发机制全面升级，实现可再生能源绿色电力证书的全覆盖。截至2025年6月，已累计核发绿证63.26亿个，其中可交易绿证43.37亿个。
2025年，我国电力现货市场建设进入加速推进期。随着蒙西、湖北、浙江三地相继转入正式运行，电力市场化改革正从试点探索迈向全面深化阶段。
截至目前，全国共有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场及省间电力现货市场转入正式运行。陕西、安徽、辽宁、河北南网、黑龙江、江苏（自9月份起）6个省级现货市场及南方区域电力市场已开启连续结算试运行。
福建、四川、重庆、湖南、宁夏、河南、上海、吉林、蒙东、江西、青海、新疆12个省级现货市场开展长周期结算试运行。这一进展与国家发展改革委出台的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》的规划高度契合。
尽管建设成就显著，但全国统一电力市场仍面临诸多深层次挑战。在业内看来，电力市场是现代市场体系中最复杂的形态之一。
最突出的挑战在于市场协同问题。目前采用的省内市场加省间市场“两级运作”模式，虽缓解了跨省交易需求，但效率未达最优。各省电力市场建设节奏不均衡导致省间协调困难。
电力经营主体需要分别在省内和省间市场重复交易，增加了操作成本和不确定性。此外，中长期与现货市场、电能量与辅助服务市场之间的衔接也存在障碍。
制度壁垒制约了省间交易流动。省为实体的格局、市场模式和交易规则的差异，导致资源优化配置效率受限。因此，迫切需要加速完善市场规范化建设，构建标准化功能配置的交易平台。
面对挑战，专家们提出了针对性的建议。我国应立足自身独特的制度优势，如电网集中、中央统筹等，探索适合国情的发展路径。在制度建设方面，建议推进各省市场化步伐同步，加强省间规则协调。
构建适应大范围资源配置的监管体系，明确央地权责划分。要协调好央地关系，通过中央统筹减少省间冲突，推动资源优化配置。
韩放则提出了渐进式发展思路：“从‘省内独立’到‘跨省协同’再到‘全国统一’的阶梯式发展。当前阶段应重点实现市场和市场间的‘协调运作’，逐步向‘联合运作’过渡，最终目标是实现‘统一运作’”。
针对可再生能源发展需求，专家建议推动灵活性资源跨省配置，发挥电网企业集中调度优势，打破基础设施瓶颈。我国无法直接套用欧美模式，欧盟的“规则统一、执行分权”和美国以区域输电组织自然扩展的模式，与我国政府主导推进的“构建式”路径存在本质差异。
随着南方区域电力市场启动连续结算，同步实现广东、广西、云南、贵州、海南5省区电力现货市场全覆盖，5省区发用两侧主体实现“统一交易、同台竞价”。
跨省跨区电力交易规模持续增长——2025年上半年，跨省跨区交易电量同比增长18.2%至6707亿千瓦时，相当于每交易4度电就有1度通过跨省区交易实现。
全国统一电力市场建设蹄疾步稳，围绕“1+6”规则体系奠定的制度根基，进一步打破省间壁垒、统一技术标准、激活要素流动，将“全国一张网”织得更密、扎得更牢。
截至2025年，我国电力市场已基本搭建起“四梁八柱”，标志性任务取得决定性进展。全国统一电力市场建设成就远超预期，在政策推进、市场机制完善、清洁能源消纳以及跨区域资源配置等方面均展现出超预期成效。
自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国电力市场化改革不断深化。特别是2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布后，配套政策密集出台，为市场统一运营提供了制度保障。
01 改革全景：从“四梁八柱”到“全国统一”
全国统一电力市场“1+N”基础规则体系基本建立。以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、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”基础规则体系基本建立，奠定了全国统一电力市场的制度基础。
“统一市场、协同运作”的电力市场总体架构基本建成。电力市场在保供应、稳价格、促消纳方面的支撑作用显著跃升。跨省跨区交易打通电力“高速公路”，地区间要素流动实现质的飞跃。
02 建设进展：从“分散探索”到“系统构建”
目前，京津冀、长三角、粤港澳等区域率先试点跨省电力交易，打破省间壁垒。2024年跨省跨区市场化交易电量达到1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。
在规则体系方面，跨省跨区交易规则全面出台并落地实施，系统性打破了长期困扰跨区交易的制度壁垒。现货市场建设接近尾声，预计今年底前可实现全国全覆盖。
国网和南网市场机制化交易已正式运行，虽然目前体量较小但意义重大。中电联数据显示，全国统一电力市场框架已基本形成，为2025年“基本建成”目标奠定了坚实基础。
03 新能源转型：从“资源开发”到“技术与管理创新”
2025年中国新能源发展迎来历史性转折，风电、光伏装机容量占比达45.85%，首次超越火电，标志着新能源正式成为电力主力。
伴随规模跃升，系统消纳压力显著增大。在这一背景下，“136号文”正式实施，推动新能源电价从“计划主导”全面转向“市场主导”。上半年风光弃电率环比逐月下降证明该改革有望破解新能源的消纳难题。
截至8月29日，全国20个省区市已出台落地细则，从电量、电价、期限三个维度呈现显著省域分化。电价层面，存量项目以煤电基准价托底（0.2595–0.45元/千瓦时），增量项目通过竞争竞价确定价格（0.123–0.4207元/千瓦时）。
04 市场成效：交易规模扩大与绿色转型加速
新一轮电力体制改革启动以来，全国市场化交易电量逐年攀升。2025年上半年市场化交易电量2.95万亿千瓦时，占全社会用电量比重约61%。
预计2025年全年市场化交易电量将超6万亿千瓦时，占全社会用电量比重约三分之二，占全国售电量比重约四分之三。交易电量较“十三五”末实现翻倍增长，交易电量占全社会用电量占比提升20个百分点。
绿色电力交易体系建设逐步完善。绿色电力交易蓬勃开展，绿色电力证书核发机制全面升级，实现可再生能源绿色电力证书的全覆盖。截至2025年6月，已累计核发绿证63.26亿个，其中可交易绿证43.37亿个。
05 现货市场：从“试点探索”到“全面深化”
截至目前，全国共有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场及省间电力现货市场转入正式运行。陕西、安徽、辽宁、河北南网、黑龙江、江苏（自9月份起）6个省级现货市场及南方区域电力市场已开启连续结算试运行。
福建、四川、重庆、湖南、宁夏、河南、上海、吉林、蒙东、江西、青海、新疆12个省级现货市场开展长周期结算试运行。这一进展与国家发展改革委出台的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》的规划高度契合。
06 挑战与应对：从“市场协同”到“全国统一”
尽管建设成就显著，但全国统一电力市场仍面临诸多深层次挑战。在业内看来，电力市场是现代市场体系中最复杂的形态之一。
最突出的挑战在于市场协同问题。目前采用的省内市场加省间市场“两级运作”模式，虽缓解了跨省交易需求，但效率未达最优。各省电力市场建设节奏不均衡导致省间协调困难。
电力经营主体需要分别在省内和省间市场重复交易，增加了操作成本和不确定性。此外，中长期与现货市场、电能量与辅助服务市场之间的衔接也存在障碍。
制度壁垒制约了省间交易流动。省为实体的格局、市场模式和交易规则的差异，导致资源优化配置效率受限。因此，迫切需要加速完善市场规范化建设，构建标准化功能配置的交易平台。
07 未来展望：从“协调运作”到“统一运作”
面对挑战，专家们提出了针对性的建议。我国应立足自身独特的制度优势，如电网集中、中央统筹等，探索适合国情的发展路径。在制度建设方面，建议推进各省市场化步伐同步，加强省间规则协调。
构建适应大范围资源配置的监管体系，明确央地权责划分。要协调好央地关系，通过中央统筹减少省间冲突，推动资源优化配置。
韩放则提出了渐进式发展思路：“从‘省内独立’到‘跨省协同’再到‘全国统一’的阶梯式发展。当前阶段应重点实现市场和市场间的‘协调运作’，逐步向‘联合运作’过渡，最终目标是实现‘统一运作’”。
针对可再生能源发展需求，专家建议推动灵活性资源跨省配置，发挥电网企业集中调度优势，打破基础设施瓶颈。我国无法直接套用欧美模式，欧盟的“规则统一、执行分权”和美国以区域输电组织自然扩展的模式，与我国政府主导推进的“构建式”路径存在本质差异。
随着南方区域电力市场启动连续结算，同步实现广东、广西、云南、贵州、海南5省区电力现货市场全覆盖，5省区发用两侧主体实现“统一交易、同台竞价”。
跨省跨区电力交易规模持续增长——2025年上半年，跨省跨区交易电量同比增长18.2%至6707亿千瓦时，相当于每交易4度电就有1度通过跨省区交易实现。
全国统一电力市场建设蹄疾步稳，围绕“1+6”规则体系奠定的制度根基，进一步打破省间壁垒、统一技术标准、激活要素流动，将“全国一张网”织得更密、扎得更牢。
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