新形势、新任务：统一电力市场接下来拼什么？

2026年，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》（国办发〔2026〕4号，以下简称《实施意见》），明确了“十五五”期间全国统一电力市场体系建设的总体方向与路径，为2026至2030年市场发展擘画了蓝图。这一时期既是我国实现碳达峰目标的攻坚阶段，也是新型电力系统构建的关键期，更是全国统一电力市场从初步建成向基本建成跨越的核心阶段。结合相关研究成果、建设实践及政策要求，本文从建设现状、面临形势与挑战、关键问题三个维度，系统分析其建设重点与发展趋势，为电力市场高质量发展提供参考。

全国统一电力市场体系建设现状

经过多轮电力体制改革，尤其是2015年“中发9号文”发布以来的十年探索，全国统一电力市场体系已初步建成，取得了显著成效，为深化建设奠定了坚实基础。

一是多层次市场体系基本建成。“统一市场、两级运作”架构有效兼顾省级平衡与全国资源配置。省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场正式运行，18个省级现货市场开展连续结算试运行；辅助服务市场覆盖范围持续扩大，已初步建立辅助服务市场体系；跨经营区常态化交易机制于2025年正式打通，国家电网与南方电网之间实现了中长期、现货、绿电交易互联互通。

二是市场规模与主体数量快速增长。截至2025年12月，全国注册市场主体突破100万家，较2015年增长26倍。2025年，全年市场化交易电量约6.6万亿千瓦时，占全社会用电量64%；绿电交易规模达1356亿千瓦时，绿证交易1.76亿张。新型主体（储能、虚拟电厂、负荷聚合商等）注册近万家，市场参与类型日益丰富。

三是资源配置效率有效提升。省间现货在度夏期间实现对紧张地区精准支援；新能源市场化交易电量占新能源总发电量的51.8%，市场成为新能源消纳主渠道；输配电价、燃煤发电上网电价改革落地，“能涨能跌”机制初步形成；调度生产组织以现货出清结果为依据，电网运行精益化水平提升。

四是技术支撑能力持续增强。全国统一电力市场交易平台支撑全市场连续运营，省间现货和15个省级现货系统实现双站点建设。新一代交易平台（交易3.0）已完成前期设计，即将进入建设阶段。

全国统一电力市场体系建设面临的形势与挑战

全国统一电力市场体系建设已实现了“从无到有”“2025年初步建成”的总体目标，意味着全国统一电力市场建设下一步需要实现的是“从有到优”的跨越。一是政府视角上，需要更高的协同性实现优化效率与社会福利提升，体现在市场结构（层级）高效协同、市场品种高效协同、政府与市场高效协同三个维度上的基本统一。二是市场主体视角上，需要更高的流动性，体现为接入便利、风险可控、竞争有序。三是运营机构视角上，需要更高的服务能力，体现为技术支持、风险防控、信息服务能力提升。因此，全国统一电力市场体系建设面临艰巨挑战。

资源配置全局优化程度有待提升，省间市场协同效益尚未充分释放

我国能源供需呈现“逆向分布”特征，西部新能源资源富集而东部负荷中心集中，“沙戈荒”大基地以及分布式新能源的规模化建设，对各省电力平衡带来巨大挑战，传统的送电省也在很多时段需要外购电力，省间电力交易需求越来越大，电力资源在全国范围内优化配置的重要性越来越高。然而，一方面送端与受端省份之间、发电与用电主体之间、新能源与传统能源之间的利益诉求多元且矛盾突出，以省为实体的实际情况决定了各省在推进电力市场化改革过程中，往往更侧重省内平衡和本地利益诉求，尤其在保供与消纳双重压力下，先省内后省间的交易顺序，大幅降低了全国统一电力市场大范围资源优化配置潜力。另一方面，省间交易在价格信号传导、偏差处理机制、结算方式等方面与省内交易尚未实现有机融合，市场主体需要分别参与跨区、区域内省间、省内等不同层级市场，分别独立报价，市场主体在跨省跨区交易中面临信息不对称和决策复杂度较高的挑战，市场主体参与难度较大，也在一定程度上制约了电力资源在全国范围内的优化配置效率。

单一电能市场品种不足以支撑高比例新能源下多维度价值贡献的表征需求

我国已初步建成覆盖省间、省内两级的中长期和现货电能市场，电能供应的分时价值信号已初步建立。考虑到高比例新能源场景下，电力系统安全运行面临可信供应、灵活调节能力不足问题，单一电能市场品种不足以支撑高比例新能源下多维度价值贡献的表征需求。从调节价值看，大部分现货试点省份开展了调频辅助服务市场，区域层面以调峰辅助服务为主，考虑到高比例新能源带来越来越高的备用、调频需求，建立更大范围的备用辅助服务市场，可以有效降低辅助服务的购买成本。从容量价值看，低碳发展目标下电力系统面临由于供电灵活性和充裕性不足分别引发的“保消纳”和“保供电”双重挑战，当前主要面向火电设计的容量补偿机制可以解决一部分火电机组成本回收的问题，如何建立一套有效的容量市场机制，以保障长期的容量充裕水平，是商品体系配置中亟待补齐的短板。

新型主体入市面临较大挑战

随着电力市场化进程加快，“沙戈荒”大基地、分布式光伏、虚拟电厂、零碳园区、新型储能等新业态快速发展，打破了传统电力业务边界。然而，这些新业态入市还面临较大挑战。一是角色定义与标准不统一，虚拟电厂、负荷侧聚合资源等名词存在交叉重合的定义，缺乏一套依据其能力外特性的统一角色定义，例如正向功率输出的发电类资源、双向功率交换的储能类资源，以及功率输入的负荷类资源，由于缺乏统一定义，各类主体可参与的市场品种、申报方式、计量结算规则等很难清晰合理定义；二是适应新型主体入市的机制以及配套技术体系还有待建立。储能等充放双向特征新型主体，其运行与成本特性迥异于传统火电，直接照搬传统火电的市场申报、出清定价方式，难以体现新型主体成本特性，也难以满足成本回收诉求，小、多、散的分布式资源采用传统资源方式参与现货市场，对模型管理、优化出清以及计量结算带来极大挑战。

系统规划、市场运营、电网运行协同度有待提升

电网规划建设与市场运行机制之间缺乏有效统筹，成为制约资源配置效率的关键瓶颈。一是规划与市场信号不匹配，传统的系统规划主要基于长期负荷预测和电源布局，未能充分反映市场价格信号和跨区交易需求，抽水蓄能、新型储能的规划布局与市场对灵活性资源的需求存在时空错配，既放大了电力资源投资回收风险，也在一定程度上制约了保供与消纳能力。二是市场运营与电网运行协同度不足，新能源高比例接入对系统灵活性提出更高要求，但大部分省份抽水蓄能、新型储能、需求响应等调节资源采用固定出力调用方式，市场优化程度不足，与电网运行实际峰谷需求贴合度不足，系统已有资源的调节能力利用率不足。

全国统一电力市场体系建设的关键问题

“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。结合《实施意见》要求，2026~2030年，需重点破解四大关键问题，推动市场体系向基本建成跨越。

全国统一电力市场协同运营问题

考虑到当前省间与省内市场“两次申报、两次出清”模式向“统一申报、协同出清”过渡，既要保障全网平衡，又要满足市场主体平等竞争、自主选择，既要维持省为平衡责任主体格局，又要实现不同电网经营区交易的无缝衔接，既要实现资源大范围配置，又要防止推高欠发达地区电价，应重点考虑建立支撑省间省内市场纵深耦合的协同优化出清机制，将全国统一电力市场优化问题分解为一个主问题和若干个独立的、规模较小的子问题，主问题定位是跨区跨省的省间市场大范围资源优化，子问题定位是兼顾各省电力诉求的省级电力市场。通过落实省间市场送出落地价格与省级市场价格一致性要求，自动优化调整省间交换功率，实现全国范围内市场主体一次报价，省（区域）间、省（区域）级市场协同出清、价格耦合。

多品种完整商品体系配置问题

针对当前中长期与现货市场协同度较低、辅助服务市场规模不足、行政定价为主的容量电价机制等问题，针对各品种之间的时序衔接、价格联动、功能协同，应重点考虑健全多品种协同体系。一是深化中长期市场作用，优化合约签约比例，推动连续运营；二是实现现货市场全覆盖，扩大用户与新能源参与范围；三是完善辅助服务市场，规范品种、提升补偿标准，建立费用传导机制；四是建立差异化容量补偿机制，探索面向调节能力的容量市场；五是规范绿电绿证交易，拓展应用场景，加强电碳证协同。

新型主体入市与优化运行问题

针对当前新能源保障机制、新型调节资源入市机制、“沙戈荒”大基地交易机制、用户侧参与度不足等新型主体入市与优化运行面临的问题与挑战，应重点考虑完善新型主体入市与运营机制。一是推动新能源全电量参与现货市场，理顺机制电量政策与市场衔接；二是健全储能、虚拟电厂入市规则，明确责任义务与盈利模式；三是完善沙戈荒大基地市场化机制，实现内部协同与跨省互济；四是提升用户侧参与度，推动工商业用户全面入市，规范零售市场，激发竞争活力。

系统规划、市场运营、电网运行协同优化

针对系统规划、市场运营、电网运行协同不足问题，应重点考虑推动系统规划、市场运营、电网运行的协同优化。一是加强电力系统规划与市场运行的协同，改变传统“重工程建设、轻经济运行”的规划思路，在电源、电网及输电通道规划阶段，充分考虑建设投资与系统运行经济性，探索建立可反映系统长期充裕性与灵活性的市场化投资规划引导机制；二是加强电力市场仿真能力建设，建立多场景、长周期、高可信的电力市场仿真环境，对系统规划、市场设计和电网运行的交互影响进行多维度定量评估，支撑系统规划和市场设计效果的整体优化提升。