【南方能源观察】全国统一电力市场体系建设提速

eo记者 韩晓彤 姜黎

编辑 何诺书

审核 姜黎

2026年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》（国办发〔2026〕4号，以下简称《意见》）。《意见》进一步明确了建设全国统一电力市场体系的“时间表”和“路线图”，提出到2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系。

建设全国统一电力市场体系是全国统一大市场在能源要素领域的关键体现。“十五五”时期，我国经济高质量发展要求要素配置效率实现根本性提升。电力作为基础性生产要素，其市场的一体化程度直接关系到全国统一大市场的成色。在“十五五”开局之年印发的《意见》，“着力打破市场分割、破除区域壁垒”，正是为打通能源要素全国循环的关键堵点。

《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5方面19项重点任务，特别提出优化全国统一电力市场体系实现路径、完善跨省跨区电力交易制度、探索建立容量市场、助力新能源更好参与电力市场、推动更多民营企业参与电力市场、健全电力市场多元治理体系等创新举措。

2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称“9号文”）。如今，新一轮电力体制改革已经走过十年，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%。当前的核心问题已不再是有没有市场，而是市场能否协同、高效、稳定运行。

国家能源局数据显示，2025年我国全社会用电量历史性突破10万亿千瓦时，达到10.4万亿千瓦时，同比增长5%。相当于美国全年用电量的两倍多，超过欧盟、俄罗斯、印度、日本四个经济体的年用电量总和。伴随数据中心大规模建设、通信基站运行及人工智能（AI）训练导致用电量激增，电动汽车普及推高充电设施及配套用电需求，预计未来电力需求还将继续增长。

与全社会用电量持续攀升相伴而行的，是电源结构的深刻变革，新能源逐渐成为“主角”。2025年，我国风电光伏累计装机历史性超过火电，截至年底，风电光伏累计装机达到18.4亿千瓦，占比达47.3%。新能源的波动性对系统稳定性构成压力测试，承担保供和调节任务的煤电等传统电源，在现有的市场机制下难以获得合理收益，必须通过有效的市场设计，为可靠性、灵活性、绿色环境等多维价值“明码标价”。

巨量的电力资源配置，已无法依靠传统的行政计划进行局部平衡，供电结构变化叠加负荷结构转变，必须依靠全国统一的市场信号，替代计划安排，实现效率最优。

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。虽然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。但规则壁垒和地方保护依然存在，是形成全国统一电力市场的关键堵点。

我国清洁能源生产中心与主要负荷消纳中心存在严重的空间错配。西部、北部可再生能源富足，但本地消纳能力有限，主要电力负荷中心集中于中东部和东南沿海地区。煤电、水电外送时代设计的“计划电”模式逐渐难以适应波动的新型电力系统。

随着大基地、大通道的加速建设，多位受访者曾在接受《》杂志（以下简称“eo”)记者采访时介绍，未来我国“西电东送+南北互济”的格局将更加显著。

2025年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，推动打破国家电网、南方电网间电力市场的分割，实现电力系统在全国范围内互济互保。

《意见》进一步提出，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，促进信息交互，尽快实现跨经营区常态化交易。构建能力更加充分、流向更加合理的输电通道和电网主网架格局，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比。

这意味着，国家电网、南方电网之间将进一步加强跨区配置，以更好达成清洁能源消纳。虽然目前跨经营区电力交易规模尚小，依赖闽粤联网等物理通道输电能力有限，但是随着藏粤直流、青海送广西、青海送广东等输电线路陆续推进，跨经营区输电能力将明显增强。

《意见》提出，在确保安全前提下，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，加强多通道集中优化。

业内正在研究适应多通道优化的输电权交易机制，提升输电通道利用效率，围绕更好匹配送受需求，实现更灵活的资源配置。

国家发展改革委负责同志接受媒体采访时表示，《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。

具体而言，《意见》提出，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式；研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。

对于区域电力市场建设，《意见》则提出，一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，在省间交易框架下探索区域内同步电网电力互济交易。

南方区域电力市场采用“统一出清、两级运作”模式，用实践证明，在尊重现有行政管理体制的同时，可以通过机制创新实现电力资源跨省优化配置。但各区域电网结构、电源构成、经济发展水平和管理历史存在差异，难以“一刀切”。《意见》为其他区域市场预留了灵活空间，从完善电力互济起步，推动更深层次的区域电力统一优化。

《意见》明确，到2030年，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。

国家发展改革委发布的最新数据显示，截至2025年底，我国用户侧全部工商业，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。

下一步还将进一步扩大市场化供给规模，《意见》指出，在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。

需求侧方面，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。

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。加强应急处置与风险防范体系建设，明确政府主管部门、电力监管机构在必要情况下授权电力市场运营机构进行干预的适用情形、范围方式等。

在2035年的远期目标中，《意见》明确，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。

2025年1月27日发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)提出，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。

理想状态下，当绿证市场成熟、价格能稳定反映环境价值时，新能源项目可以依靠“电能量收入+绿证收入”获得合理回报，机制电价便可“功成身退”。然而，当前绿证市场功能尚不健全，且尚未与碳排放核算、消纳责任权重考核等深度绑定，企业购买动力不足。

《意见》提出，完善全国统一的绿证市场，进一步发挥绿证作为可再生能源电力生产、消费和环境属性认可的基础凭证作用。推动发用侧双方签订绿证中长期购买协议。持续强化绿色电力消费溯源，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径。

2025年，RE100倡议将对中国绿证的认可从“有条件”升级为“无条件认可”。这意味着使用中国绿证无需额外证明，其权威性已获国际核心组织认可。

《意见》提出，完善绿色电力标准体系，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。这揭示了中国绿证国际化战略的根本性转变——从被动适应、寻求接轨，转向主动构建、争取主导。

总体来说，通过完善强制消费、衔接碳核算，绿证将进一步“实”起来，成为不可或缺的合规与市场工具。同时，凭借国内大规模实践形成的先进标准和技术，中国绿证将在国际绿电体系中从“参与者”迈向“引领者”，真正实现“我们的就是国际的”。

此外，《意见》提出，研究农林生物质发电项目参与全国温室气体资源减排交易市场，探索建立核电低碳价值的制度。

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，进一步优化煤电机组运营模式，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本；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；加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。