国家能源局在2024年底发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》首次明确了发展“路线图”和“时间表”：到2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升。
这一蓝图标志着我国电力市场建设从“分散探索”进入“系统构建”的关键阶段，将为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供坚实制度保障。
中国电力市场化改革正迎来历史性突破，自2015年新一轮电改启动以来，全国统一电力市场建设进度“超出预期”。
01 建设进展：市场框架基本形成，多元协同格局确立
我国电力市场化改革十年间，电力生产组织方式逐步由计划向市场转变，全国统一电力市场建设快速推进。市场规模自2016年至今增长了近5倍，市场化交易电量占全社会用电量比重从17%提升至63%。
2023年，全国市场交易电量达到5.67万亿千瓦时，跨省跨区市场化交易电量接近1.2万亿千瓦时。
到了2024年，跨省跨区市场化交易电量进一步增长到1.4万亿千瓦时，较2016年增长10余倍。
市场框架方面，我国已初步建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系。2025年7月，国家发改委、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》，明确今年将实现跨电网经营区交易常态化开市。
02 关键突破：打破市场分割，绿色电力高效配置
跨电网经营区常态化交易机制的建立，解决了国家电网和南方电网之间市场分割这一关键堵点。这相当于建立了一个覆盖全国范围的“网上电力商城”，两大电网的经营主体能够基于统一制度和规则进行跨经营区交易。
交易机制创新提出“一地注册、各方共享”，破除了经营主体跨区参与的制度性门槛和技术障碍。绿色电力在此机制下消纳更加方便，单个可再生能源发电项目可作为交易基本单元参与跨区交易。
2025年3月，国家电网、南方电网依托闽粤联网工程，完成全国首笔跨经营区绿电交易，连续22天把来自广西、云南的绿电送至上海。截至2025年5月，我国新能源总装机达16.5亿千瓦，跨电网交易为新能源消纳提供了更广阔空间。
03 未来挑战：协同问题待解，机制仍需完善
尽管建设成就显著，全国统一电力市场仍面临诸多深层次挑战。最突出的问题在于市场协同。目前采用的省内市场加省间市场“两级运作”模式，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。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。
随着新能源大规模接入，跨省跨区交易需从单纯的电量交易向灵活性资源配置拓展，这对市场机制提出了更高要求。此外，能源大基地缺乏市场化交易机制，面临电价机制不完善、成本疏导不足等问题。
专家建议，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，推进各省市场化步伐同步，加强省间规则协调。
全国统一电力市场建设已从“跨省交易”迈向“全国统一”的新阶段。市场交易电量占比从2016年的17%升至2025年的63%，超97万家市场主体注册交易，彰显了改革成效。
随着“1+6”基础规则体系初步建成和跨电网交易机制落地，中国正冲破省间壁垒，向着安全、经济、绿色协同发展的电力市场体系迈进。
这一进程不仅促进了新能源消纳和资源优化配置，也为全球电力市场化改革提供了中国方案。
