界面新闻见习记者｜蒋习

新一轮电改十年之后，全国统一电力市场再次迎来新的顶层设计。

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》(下称《实施意见》)，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，明确了五方面19项重点任务。

《实施意见》明确提出，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。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场化电价机制基本健全。

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。电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。

中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆公开发文称，全国统一电力市场建设迈入全面深化新阶段。

截至2025年底，中国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，占全社会用电量比重已达64%，除保障性和自发自用电量外全部通过市场实现。

随着电力生产方式、消费模式、产业结构发生了巨大变化，新能源占比不断提升、新模式新场景加速形成，又对电力市场提出了新挑战。

杨昆表示，完善全国统一电力市场体系，能够有效应对新能源快速增长所提出的大范围资源优化配置、促进新能源消纳以及提高系统灵活调节能力等要求，实现资源在全国范围的优化配置，是促进新型电力系统建设的关键制度保障。

优化全国统一电力市场实现路径

“对于建设全国统一电力市场，国内已呼吁多年。这次出台的文件，瞄准的是统一大市场的‘堵点’。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉界面新闻。

回望近10年，中国新一轮电力体制改革历经三个关键节点。

2015年，国务院发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，拉开新一轮电改大幕。

2021年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出健全多层次统一电力市场体系，实现电力资源在全国更大范围内共享互济。

2024年，《能源法》颁布，首次从法律层面确立能源市场体系建设目标、要求和任务；随后《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，提出“2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升”三步走战略。

“经过10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。”国家发展改革委负责人就《实施意见》接受媒体访谈时表示。

杨昆表示，中国已经构建起全球最大、发展最快的能源体系，用电量突破10万亿千瓦时，新能源装机突破18亿千瓦，年均增速达28%。预计“十五五”期间，中国年均新增用电量6000亿千瓦时左右；预计2030年，新能源装机占比将突破50%，系统渗透率有望超过30%。

“《实施意见》此时发布，是适配能源转型、全国统一大市场建设、电力保供及改革深化的需要。”罗兰贝格副合伙人、能源行业首席专家傅强告诉界面新闻，这份文件主要是要解决省间市场分割、新能源消纳不畅、电价信号受限、主体参与不平等及监管碎片化五大迫切难题。

“眼下，省间壁垒还存在，国家电网与南方电网之间也未实现常态化互济。”林伯强也对界面新闻表示，这些壁垒有的来自物理网架，有的则是非物理因素如行政藩篱。

林伯强认为，“能不能真正冲破这些有形无形的边界，是这次改革的关键。”

国家发展改革委相关负责人表示，《实施意见》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。

这意味着，从以省级行政区为界的“碎片化市场”，向全国统一、多品类协同的“一体化大市场”跨越，未来发电侧与用电侧将在一个市场框架下统一报价，更加公开透明。

傅强认为，“统一报价、联合交易”可提升全国电力资源配置效率，提升特高压通道利用率，降低受端省份用电成本，同时拓宽发电企业市场空间。

他同时指出，其落地最难点在于突破地方利益协调、全国统一交易技术系统的建设，以及中小市场主体适应能力不足等。

《实施意见》还明确，推动跨省跨区与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，推动交易平台互联互通、信息互认，实现“一地注册、全国共享”，并在条件成熟时研究组建全国电力交易中心。

此外，完善了跨省跨区电力交易制度，提出打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济。

价格机制进一步完善

在新能源渗透率持续攀升的背景下，国内现货市场价格波动加剧、负电价频发。如何有效利用价格信号，引导各类灵活性资源主动参与系统调节，已是新型电力系统建设的关键命题。

《实施意见》提出，要全面建设更好发现价格、调节供需的现货市场，推动现货市场2027年前基本实现正式运行，推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场。

2025年4月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2025〕394号)提到，要全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用。

据中信建投2025年12月发布研报，电力现货市场建设已经进入加速期。全国电力市场现货运行已经覆盖28个地区，正式运行的地区包括山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北和浙江；进入连续结算试运行的包括陕西、安徽、河北南网、辽宁、吉林、南网等21个地区。

但电力现货市场仍然存在发用两侧尚未全面报量报价、用户侧参与深度不足等问题。

信达证券研报指出，《实施意见》不仅在时间上对现货市场全面转入正式运行提出要求，还进一步要求发电和用电两侧全面报量报价参与现货市场，现货市场发展有望加速进入成熟期。

电力现货市场建设，还需要配套有效的容量保障机制。

《实施意见》指出，建立可靠支撑调节电源建设的容量市场，进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，并在条件成熟时探索容量市场。

“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。”国家发展改革委相关负责人对媒体表示，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。

这对煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源形成直接利好。

1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号，下称《通知》)。

《通知》的总体思路是要分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制；电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。

参与主体范围进一步扩大

推进全国统一电力市场建设，确保各类经营主体公平准入、广泛参与，是重要前提。

在发电侧，《实施意见》明确，推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，推动分布式电源公平承担系统调节成本，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。

据《经济参考报》，当前中国发电侧所有煤电、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。

新政发布后，预计进入电力市场的气电、水电、核电比例，将大幅提高。

“对新能源企业来说，短期可能是阵痛，因为市场规则还不健全，交易能力也参差不齐。”林伯强表示，“但长期看，这是倒逼行业健康发展的必经之路。”

《实施意见》还提出，完善全国统一的绿证市场，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度，加强绿证价格监测，推动发用侧双方签订绿证中长期购买协议，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式等举措。

已经把新能源增量全面推入市场，但新能源的不稳定性是其竞争短板，“它只有卖得比煤电便宜，再从绿证收入里拿回一部分补偿，才能活得更好。”

他认为，绿电绿证不只是一个“认证工具”，它是保障可再生能源持续发展的重要机制，也必须被纳入全国统一大市场的流动体系中。

此外，《实施意见》还助推新型经营主体参与电力市场，提出推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任。

在用户侧，国家发展改革委相关负责人表示，《实施意见》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。

具体来看，《实施意见》提出，扩大用户侧经营主体参与电力市场范围，完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。

傅强指出，2030年实现除保障性用户外的电力用户全面入市，将标志着电力市场从“计划电”向“市场电”的彻底转型，电力用户从单纯消费者变为市场参与者。

其中，工商业用户将获益最大，新能源企业、VPP(虚拟电厂)等新型市场主体也将获得更广阔的发展空间。