近期，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，为进一步推进全国统一电力市场建设指明了方向，标志着全国统一电力市场建设迈入新阶段，对于构建新型电力系统、推动能源转型服务“双碳”目标具有重大意义。
一、全国统一电力市场建设取得显著成效
新一轮电力体制改革实施以来，我国电力市场化改革加速推进，市场在保障电力供应、促进资源配置中的决定性作用充分发挥，为经济社会高质量发展提供了坚实的能源支撑。
一是电力生产组织方式由计划转向市场。按照“管住中间、放开两头”的改革思路，发用电计划逐步放开，推动电力生产组织方式市场化转型。实现发用电两侧竞争性环节价格全部由市场形成，注册经营主体数量超100万家，售电公司超5000家，“多买多卖”格局基本形成。推动电网企业盈利模式由“购销价差”向输配电价转变，电力交易机构实现独立规范运作。电网互联互通水平不断提升，全国跨省跨区输电容量超3.7亿千瓦，为统一电力市场建设奠定了坚实的物理基础，2025年全国跨省跨区交易电量1.59万亿千瓦时，约占总交易电量的四分之一，有效促进了电力资源大范围优化配置。
二是市场资源配置能力显著增强。初步建立覆盖电力市场全品种、全环节的“1+6”基础规则体系，为电力商品自由流动夯实了制度基础。在省间和省内实现中长期、现货市场两个“全覆盖”，绿电绿证机制日渐完善，基本建立辅助服务市场、容量补偿机制，保障各类经营主体公平入市和平等竞争，平均销售电价在全球主要经济体中长期保持相对较低水平。2025年全国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，占全社会用电量的64%，为实体经济发展和民生改善提供了重要的支撑。
三是高质量服务能源绿色转型。实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军。持续完善适应高比例新能源特性的市场机制，新能源市场化电量占比已超过60%。创新设计绿电、绿证交易品种及沙戈荒大基地外送交易模式，助力新能源高质量发展与消纳。目前，全国累计成交绿电6575亿千瓦时、绿证14.83亿张，绿色转型动能有效增强。
随着“双碳”目标和新型电力系统建设深入推进，电力市场也面临新挑战。一方面，我国能源资源逆向分布特征要求进一步破除市场壁垒，实现电力资源在全国大范围优化配置；另一方面，激发能源领域新质生产力活力需要充分发挥市场价格指挥棒作用，推动形成可持续发展的商业模式，提升市场各环节治理能力，助力新型主体、新业态发展。
二、深化全国统一电力市场建设意义重大、任务紧迫
“十五五”是我国实现碳达峰目标的决胜期、新旧能源体系更替的关键期和深化电力市场化改革的攻坚期。对标党的二十届三中、四中全会提出的建设全国统一电力市场、健全适应新型能源体系的市场和价格机制等决策部署，要认真分析市场建设面临的新形势新要求，准确把握市场发展方向。
深化全国统一电力市场建设是建设全国统一大市场建设的重要组成部分。建设全国统一大市场，不仅是构建新发展格局、推动高质量发展的需要，而且是赢得国际竞争主动权的需要。要对标纵深推进全国统一大市场建设“五统一、一开放”基本要求，着力破除限制电力资源在全国范围畅通流动的机制障碍，推动省间省内交易由分别开展向统筹设计转变，加快协同耦合，实现电力资源在更大范围内、更加灵活高效的优化配置。
深化全国统一电力市场建设是构建新型电力系统的重要支撑。当前，新型电力系统的技术特征正发生深刻改变，迫切要求形成科技创新和机制变革“双轮驱动”。一方面以技术为引领，在电网技术、信息通信、人工智能等领域，推动科技创新与产业创新相融合；另一方面以理论为支撑，持续完善品类更加完备、功能定位更加清晰的交易品种体系，实现市场对各类资源多维价值的精准体现。
深化全国统一电力市场建设是促进能源转型、实现“双碳”目标的重要抓手。我国提出2035年新一轮国家自主贡献目标，新能源装机容量将达到36亿千瓦，必须以市场化方式激励灵活性、可靠性资源建设，提升系统调节能力，高质量承接新能源全面入市。同时，碳排放双控、欧盟碳边境调节机制等国内外政策形势对加快构建产品碳足迹标准核算体系、推动绿电交易小时级匹配和物理可触及提出更高要求。
深化全国统一电力市场建设是培育能源领域新质生产力的重要举措。新一轮科技与产业变革下，数据中心、可再生能源制氢、“新三样”等新兴业态快速发展，对全社会用电量增长的贡献预计超过40%，既对系统发展带来了潜在机遇，又对系统承载提出了更高要求。需要加快市场机制创新，推动构建适应新质生产力发展的新型生产关系，赋能新业态发展。
三、全方位系统性推进全国统一电力市场建设
《意见》深入贯彻落实党中央决策部署，精准把握市场建设深层次问题，深入研究提出解决方案，系统性强，建设任务布局全面、衔接紧密；专业性强，建设目标定位明确、路径清晰；操作性强，具体措施紧扣实际、易于落地。《意见》聚焦全市场范围、全交易品种、全主体参与、全流程治理，首次提出电力市场“四全”发展路径，为持续深化市场建设指明方向。
立足全市场范围，推动电力资源在更大范围高效配置。《意见》紧扣“统一要素资源市场”要求，着力推动省间省内市场协同融合，明确“统一申报、协同出清”的演进方向，这是市场发展路径的战略升级。《意见》还要求开展省间多通道集中优化和探索区域内电力互济交易，不断提升省间市场资源优化配置效能。
完善全交易品种，健全电力市场一体化运营体系。《意见》强调各类交易品种应一体化设计、联合运营。电能量市场方面，持续推动中长期市场精细化、标准化开展，推动现货市场在2027年前基本实现正式运行。绿电市场方面，鼓励以绿电交易形式落实省间新能源优先发电计划，推广多年期交易合同、聚合交易等交易模式，加快建立绿色电力消费认证机制。辅助服务市场方面，丰富体现系统灵活调节能力的交易品种，按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本。容量市场方面，探索容量市场，以市场化手段保障系统容量长期安全充裕。
推动全主体参与，促进发用两侧全电量充分竞争。《意见》要求促进各类经营主体平等广泛参与电力市场。对发电侧，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。对用户侧，逐步缩小代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场，鼓励和支持需求侧资源参与电力市场。对新型经营主体，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等灵活参与电力市场，公平承担输配电费用、系统调节责任等。
强化全流程治理，着力提升电力市场运营效能。《意见》坚持有效市场与有为政府相结合，为电力市场长期健康发展保驾护航。做好市场规则保障，持续健全全国统一的市场基础规则体系，强化地方规则与国家规则对接统一。做好市场治理体系保障，加快完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的市场治理体系。做好市场评价制度保障，建立全国统一的电力市场信用制度，按照统一标准对各类主体开展信用评价；建立电力市场评价制度，完善评价结果的应用方式。做好衔接机制保障，加强与电价改革的衔接协同，推动市场价格体现电力资源多维度价值；加强与市场监管的衔接协同，建立健全市场风险防控机制和处置流程，保障市场长期稳定运营。
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