全国统一电力市场建设难点何在？

国务院办公厅2026年2月11日发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系。

“十四五”以来，我国以中长期市场为基础的全国统一电力市场逐步健全，多元竞争主体格局初步形成。2025年，《电力中长期市场基本规则》（以下简称"新版《规则》"）等多项政策的密集出台与落地实施，标志着电力市场化改革进入深水区。

下一步，应着力推动现货市场与中长期市场深度融合，健全容量电价和辅助服务市场机制，引导新能源有序参与市场竞争，加快构建适应新型电力系统发展的全国统一电力市场体系。

新版《规则》出台正当时

我国电力市场交易经过十年探索，规模已稳居全球首位，市场交易电量占全社会用电量比重达63.4%，新能源市场化交易电量占比57%，全国统一电力市场体系建设已如期取得重要阶段性成效，基本形成多层次、多品类、多功能的电力市场体系，有效发挥了市场在保供应、促转型、稳价格等方面的作用。跨电网经营区常态化交易机制基本建立，电力资源优化配置迈入新阶段。国家电网、南方电网之间的市场联通是全国统一电力市场的关键一步。2025年7月，在国网、南网、蒙西电网的积极配合下，国家发展改革委、国家能源局推动建立跨电网经营区常态化交易机制，实现三网间全时序交易常态化、交易信息全国共享、参与主体可以“一地注册、全国通用”。电力资源在更大范围优化配置，网间电力互济互保明显加强。现货市场全面连续运行，实现电力市场全品类全覆盖。

2020年版《电力中长期市场基本规则》有效期届满，面对发用电计划全面放开、新能源全量入市、新型主体加速涌现等新形势，国家发展改革委、国家能源局修订印发新版《规则》，通过98条具体条款，系统规范电力中长期交易全流程，强化与现货市场、辅助服务市场的协同衔接，为全国统一电力市场搭建起制度框架。

新版《规则》紧扣全国统一电力市场建设要求，在继承原有框架的基础上，对市场主体、交易品种、跨区协同、技术支撑、风险防控五个方面进行修订，交易品种和交易周期进一步延伸，明确将“新型经营主体”纳入市场成员范畴，建立了跨电网经营区常态化交易机制，将技术支持系统作为统一市场建设的重要基础设施，构建了全流程风险防控体系，为统一市场建设扫清制度障碍。当前，以新版《规则》为核心，涵盖中长期、现货、辅助服务、计量结算等领域的“1+6”基础规则体系已构建完成。

随着新版《规则》配套政策的落地与路径的实施，预计省间壁垒将逐步破除，中长期与现货市场协同效率将显著提升，新型主体将深度参与市场，市场在资源配置中的决定性作用将充分发挥。同时，需持续关注新能源大规模入市、极端天气频发等带来的新挑战，不断优化市场机制与风险防控体系。后续可进一步研究电力市场与碳市场的协同机制，推动能源市场全方位统一，为我国能源高质量发展提供更强支撑。

市场建设将面临五重挑战

一是省间制度壁垒尚未完全破除。尽管新版《规则》明确了跨区交易机制，但长期形成的“省为实体”格局仍难以快速打破。各省的市场模式、交易规则、价格形成机制存在差异，部分省份为保障本地利益，对跨省跨区交易设置隐性壁垒，导致电力资源难以自由流动。同时，省间利益协调机制不完善，跨区交易的成本疏导、收益分配缺乏明确标准，影响地方参与统一市场的积极性。

二是市场协同运作机制存在短板。一是中长期与现货市场衔接不充分，部分省份仍存在交易时序冲突、价格信号脱节等问题，中长期合同刚性过强，难以适应现货市场的实时调节需求；二是电能量市场与辅助服务市场协同不足，灵活性资源的价值难以充分体现，影响新型主体参与市场的积极性；三是省内市场与省间市场“两级运作”效率不高，主体需重复参与两类市场交易，增加操作成本与不确定性。

三是新型主体入市与监管机制不完善。新版《规则》虽将新型经营主体纳入市场范围，但配套的准入标准、交易细则、计量结算方式仍不明确。新型储能、虚拟电厂等主体具有出力波动大、调节速度快的特点，现有交易品种与价格机制难以适配其运营特性。同时，针对新型主体的监管体系尚未建立，存在数据造假、恶意竞争等潜在风险，影响市场公平性。

四是电网物理瓶颈与技术支撑不足。部分区域电网建设滞后于市场发展，跨区输电通道容量不足，制约电力资源跨省优化配置。此外，尽管新版《规则》明确了技术系统“四统一”要求，但各区域交易平台的功能适配、数据接口仍存在差异，跨区域数据互通共享效率有待提升，部分省份技术支持系统难以支撑高频次、多品种的交易需求。

五是风险防控与监管能力有待强化。随着市场主体多元化、交易品种复杂化，市场风险的传导性、隐蔽性显著增强。现有风险防控机制对跨区域、跨市场的综合风险应对能力不足，信用评价体系的覆盖面与精准度有待提升。同时，央地监管权责划分不够清晰，监管手段较为传统，难以适应统一市场对全流程、精准化监管的需求。

完善市场机制，关注平台和安全

下一步，全国统一电力市场建设仍需不断完善市场相关机制，并重点关注平台建设和风险防控。

第一，完善多元主体参与机制。

结合新版《规则》要求，制定新型储能、虚拟电厂等主体的专项入市指南，明确准入条件、技术标准、交易权限。针对不同类型新型主体的特性，设计差异化交易模式，如允许虚拟电厂参与负荷聚合交易、储能参与调峰辅助服务与中长期差价合约交易，充分释放其灵活性价值。同时，建立新型主体与传统主体的协同机制，鼓励聚合商整合分布式电源、小微企业负荷，参与规模化市场交易。

落实新版《规则》关于用户参与市场的差异化要求，扩大直接参与市场的用户范围，简化中小企业入市流程，鼓励售电公司为中小企业提供定制化零售套餐与增值服务。建立用户侧灵活性资源激励机制，对主动参与负荷调节、偏差控制的用户给予价格优惠或补贴，推动用户从被动用电向主动参与转型。

基于新版《规则》信用风险防控要求，构建覆盖全主体、全流程的信用评价体系，将履约情况、信息披露质量、风险防控能力等纳入评价指标。建立信用分级分类监管机制，对信用良好的主体给予交易优先级、担保品减免等激励，对失信主体采取限制交易、罚款等惩戒措施，营造公平诚信的市场环境。

第二，构建全周期交易机制。

落实新版《规则》交易周期延伸要求，构建“多年期—年期—月期—月内（旬、周、日）”全周期交易品种体系。多年期交易重点服务新能源项目并网与电力长期供需平衡，签订差异化差价合约，锁定长期消纳空间；月内及日交易重点适配现货市场需求，提升市场灵活性，缓解供需波动压力。同时，完善绿电交易品种，将绿电交易与常规电力交易分离，明确绿电溯源、计量与结算标准，推动绿电在全国范围内无障碍交易。

按照新版《规则》要求，优化交易时序与出清机制，明确中长期合同为现货市场的基础，现货市场为中长期合同提供偏差调节与价格校准。推行中长期合同“物理执行+金融结算”相结合的模式，允许主体根据现货价格波动调整合同执行电量，通过差价结算平衡收益。建立中长期合同与现货市场价格联动机制，避免两大市场价格信号脱节。

基于新版《规则》价格机制要求，构建“市场决定、政府调控”的差异化价格体系。常规电力中长期交易价格通过市场化出清形成，充分反映电力供需、燃料成本等因素；绿电价格实行“基础电价+绿色溢价”模式，绿色溢价部分用于补偿新能源项目环境价值；对居民、农业用电等公益性负荷，保持电网企业代理购电价格的稳定性，做好成本疏导。同时，建立价格预警与调控机制，当市场价格大幅偏离合理区间时，启动限价措施，保障电力安全稳定供应。

第三，建跨省跨区交易协同机制。

以新版《规则》为基础，制定全国统一的跨省跨区电力交易实施细则，统一交易流程、计量标准、结算方式与风险防控要求，消除省间规则差异。建立跨区交易与省内交易的衔接机制，明确省间交易的优先级与成本分摊原则，避免省内交易与跨区交易冲突。推广“跨区交易+省内落地”一体化模式，简化主体跨区交易流程，实现“一次注册、全国交易”。

落实新版《规则》跨区结算要求，全面推行“日清月结”与“数据互认、联合清分、各自出单”模式，依托全国统一电力交易平台，实现跨区交易结算全程线上化、自动化。建立跨区交易收益分配机制，按照“谁受益、谁承担”原则，合理分配跨区输电通道收益与成本，兼顾发电侧、用电侧、电网企业与地方政府利益。针对新能源基地跨区外送，建立市场化的输电价格形成机制，降低外送成本，提升外送积极性。

借鉴京津冀、长三角、南方区域跨区交易经验，选择条件成熟的区域开展统一市场试点，实现区域内规则统一、平台互通、资源共享。试点区域内率先打破省间壁垒，推行区域内统一出清、统一结算，探索灵活性资源跨区调配机制，为全国统一市场建设积累经验。如南方区域可进一步优化“风电+光伏+储能+绿氢”综合能源模式，推动西南水电与华南负荷的跨区精准匹配。

第四，构建标准统一的电力交易平台。

严格落实新版《规则》技术系统“四统一”要求，加快整合各区域、各省级电力交易平台，构建全国统一的电力交易平台，实现平台架构、技术标准、核心功能、交互规范的完全统一。强化平台数据处理能力，支撑全周期、多品种、跨区域交易的高效开展，实现市场注册、交易组织、计量结算、信息披露等全流程线上办理。

推广大数据、人工智能等先进技术在市场运营中的应用，提升交易出清、偏差测算、风险预警的精准度与效率。构建全国统一的电力市场数据中心，整合发电、用电、输电、储能等各类数据，实现数据纵向贯通、横向互联，为市场分析、监管决策提供数据支撑。针对电网阻塞问题，研发跨区域电网阻塞管理技术，优化输电通道调度，提升通道利用效率。

制定全国统一的电力市场技术标准体系，涵盖数据接口、计量装置、安全防护等方面，确保各市场主体、各区域平台的兼容性。强化技术系统安全防护，建立分级防护机制，防范数据泄露、网络攻击等风险，保障交易平台稳定运行与市场数据安全。

第五，建立全流程闭环的风险防控体系。

落实新版《规则》“事前—事中—事后”三防体系，事前建立市场风险预警模型，对价格波动、供需失衡、主体违约等风险进行预判，及时发布预警信息；事中强化安全校核与偏差管控，严格执行交易结果安全验证，对超偏差主体采取阶梯式考核措施，倒逼主体提升预测精度；事后完善风险处置机制，建立市场应急响应预案，针对极端天气、设备故障等突发情况，启动临时交易机制或行政调控措施，保障电力供应安全。

建立全国统一的市场风险防控协调机制，加强各区域、各省级监管部门与市场运营机构的沟通协作，实现风险信息共享、防控措施联动。针对跨区交易中的信用风险、价格风险，建立跨区域风险联防联控机制，统一风险处置标准，避免风险跨区域传导。

明确央地监管权责划分，国家层面负责全国统一规则制定、跨区域交易监管与重大风险处置，地方层面负责省内市场监管、主体行为规范与政策落实。创新监管手段，推行“线上监管+线下核查”模式，依托全国统一数据中心，对交易行为进行实时监测，及时发现并查处操纵市场、恶意违约等违法违规行为。

（作者系华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长）