2025年10月，南方电网与国家电网首次完成跨经营区现货交易，180万千瓦西南清洁水电瞬时直达华东负荷中心，标志着中国电力市场化改革迈出“临门一脚”。

　　2025年12月17日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》(发改办体改〔2025〕1032号)。首次以制度形式为“全国统一电力市场”设定“体检表”和“评分表”。

　　这份文件的出现，标志着中国电改从“搭框架”正式迈入“精运营”的新阶段，也为历时十年的新一轮电改提供了量化闭环。

　　从2002年“厂网分开”到2015年“新一轮电改”，再到2025年初步建成全国统一电力市场，中国用十年时间走完了欧美近三十年的市场化历程。

　　实现了资源配置方式从“计划电”向“市场电”的历史性跨越。

　　回溯新一轮电力体制改革的十年征程，可以清晰看到一条“破—立—融”的螺旋上升轨迹。

　　今天，当全国统一电力市场进入2.0阶段，回望来路，或许能更好理解“全国统一”四个字的千钧重量。

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2015年“9号文”拉开新一轮电改大幕

　　2015年3月，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)发布，被誉为“第二轮电改”的总纲领。

　　“9号文”明确提出“三放开、一独立、三强化”的改革路径，构建起市场化改革的核心框架。

　　放开新增配售电业务，打破电网企业统购统销的传统格局，引入社会资本激活市场活力;

　　放开输配环节以外的竞争性环节价格，让市场机制在价格形成中发挥决定性作用;

　　放开公益性和调节性以外的发用电计划，推动电力资源按市场需求优化配置;

　　推进交易机构相对独立，保障市场交易的公平公正;

　　同时强化政府监管、强化电力统筹规划、强化电力安全高效运行，为改革平稳推进筑牢保障防线。

　　作为改革顶层设计的关键突破，“9号文”首次把“全国统一电力市场”写入顶层文件。

　　与此同时，改革路径坚持“先试点、再推广”的渐进逻辑。

　　2016-2018年，新一轮电改进入试点攻坚阶段，首批8个电力现货试点(广东、山西、山东、浙江、福建、四川、甘肃、蒙西)陆续启动，正式拉开我国电力“日内实时价格”时代的序幕。

　　这8个试点涵盖了电力输入大省、输出大省及多元电源结构地区，具有极强的代表性，通过模拟试运行探索实时反映电力供需关系的价格形成机制，为全国性现货市场建设积累了宝贵经验。

　　在试点推进的同时，市场化改革的配套举措同步深化。

　　发用电计划持续大幅缩减，市场化交易规模不断扩大，逐步打破传统计划体制的束缚。

　　2020年，全面取消燃煤标杆电价，将其改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，彻底告别了长期以来基于成本定价的固定模式。

　　不仅有效反映电力供求与燃煤成本变化，更为价格环节的完全市场化铺平了关键道路，成为电价市场化改革的里程碑式突破。

　　与此同时，发用电计划大幅缩减，2020年全面取消燃煤标杆电价，为价格完全市场化铺平道路。

　　这一阶段的改革以“破”为核心，重心聚焦于三大破除：破除计划电量、破除省间壁垒、破除价格双轨制，为后续腾出制度空间。

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2020-2024年全国统一电力市场

“四梁八柱” 搭建完成

　　随着试点探索的不断深入，电力市场建设逐步进入以“立”为核心的规则体系构建阶段(2020-2024年)。

　　市场运行的规范有序，根本在于规则的统一完善，这一阶段的核心目标便是搭建起全国统一电力市场的“四梁八柱”，破解此前地方规则碎片化、省间衔接不畅的突出问题。

　　2020年起，国家发展改革委、国家能源局牵头，会同国家电网、南方电网两大电网企业、各电力交易中心及行业协会，用四年时间完成电力市场“四梁八柱”的制度搭建。

　　其中，2024年修订颁布的《电力市场运行基本规则》意义重大，不仅将规章名称调整为与《电力监管条例》表述一致的“运行基本规则”，更全面优化了市场范围、交易主体、交易类型等核心内容。

　　正式取代已运行19年的老版规则，成为全国统一电力市场的“根本大法”，奠定了市场运行的制度地基。

　　在核心规则统领下，6项关键配套细则同步完善，形成“1+6”基础规则体系。

　　涵盖中长期交易、现货交易、辅助服务、容量管理、市场注册、计量结算六大环节，全面覆盖“交易什么、谁来交易、怎么结算、如何监管”的全链条流程。

　　与此同时，跨区域市场协同的制度壁垒也实现关键突破。2024年《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》正式获批。

　　国家电网与南方电网两大经营区首次就通道容量分配、价格形成机制、跨区结算模式达成全面一致，解决长期存在的“物理互联、制度隔断”顽疾。

　　至此，我国全面形成世界上覆盖人口最多、电压等级最全、交易品种最丰富的统一电力规则体系。

　　这一体系的建成，不仅为81.6万家市场经营主体提供了公平规范的交易环境，更支撑市场化交易电量占全社会用电量比重提升至63%。

　　跨区市场化交易电量大幅增长，真正实现了电力资源在全国范围内的优化配置，为全国统一电力市场的高质量发展筑牢了制度根基。

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2025年“统一市场”初步建成

　　2025年，既是国家“十四五”规划的收官之年，也是《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》设定的目标“交卷年”。

　　按照“三步走”战略路线图，我国电力市场建设稳步迈向2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升的阶段性目标，全国统一电力市场建设取得标志性成果。

　　规则打通：“1+N+5X”分层体系实现全国“一盘棋”

　　全国统一电力市场的核心根基在于规则统一。

　　2025年，“1+N+5X”分层规则体系全面落地实施，构建起“国家统一、区域衔接、地方差异化”的三级规则架构。

　　国家层面“1”：以《电力市场运行基本规则》为核心的统一基本规则，明确市场运行的总体框架和核心标准，确保全国电力市场的 “普通话” 标准一致。

　　区域层面“N”：针对跨省跨区交易特点制定的衔接细则，破解省间交易壁垒，推动区域内电力资源优化配置。

　　省内地市层面“5X”：保留涵盖本地特色交易、民生保障等5类差异化“X 条款”，兼顾地方能源结构和用电需求的特殊性，实现“地方方言”的灵活兼容。

　　这一分层规则体系，既保证了“普通话”又兼顾“地方方言”。

　　保证了全国电力市场的统一性和规范性，又为地方市场的差异化发展预留了空间，真正做到了 统分结合、刚柔并济。

　　通道贯通：跨省互济工程加码 现货交易电量翻倍

　　物理通道是电力资源跨省流动的“主动脉”。

　　2025年，湘黔、湘粤、渝黔三项网间互济工程正式获批，2027年投产后将新增900万千瓦跨省输电能力，国家电网与南方电网两大电网之间的互联通道数量将由2条增至5条。

　　通道能力的提升直接带动跨区交易规模的增长。

　　2025年1-10月，全国省间现货交易电量达到331亿千瓦时，占全部现货交易电量的14.8%，较去年同期实现同比翻一番，跨区跨省电力市场化配置效率显著提升。

　　长期存在的“省间壁垒”得到有效破解。

　　品种畅通：六类交易品种全覆盖 新能源全面入市

　　2025年，我国电力市场已实现中长期、现货、辅助服务、容量、绿电、绿证六类交易品种的“一站式” 全覆盖，满足不同市场主体的多元化交易需求。

　　新能源市场化进程实现跨越式突破。

　　自2025年6月起，新增风电、光伏项目原则上全部进入市场交易，电价由市场供需自主形成，标志着新能源发电正式告别“保障性收购”时代，全面融入市场竞争体系。

　　在绿电交易领域，南方区域表现尤为亮眼，绿电绿证累计交易电量达到3500亿千瓦时，占全国总量的63%，成为推动绿色低碳转型的核心引擎。

　　随着规则、通道、品种三大核心环节的全面打通，全国统一电力市场的活力持续迸发。

　　数据显示，全国电力市场注册主体数量突破74万家，较2020年增长3倍，市场参与主体的多元化程度达到历史新高。

　　2025年全国市场化交易电量预计达到6.8万亿千瓦时，占全社会用电量的比重提升至65%，较 2016年提高45个百分点。

　　更为关键的是，电力价格信号真正“动起来”了!

　　当前，部分地区已出现白天低谷电价低至0.15元/千瓦时、晚间高峰电价攀升至1.2元/千瓦时的日内价差。

　　价格杠杆有效引导负荷侧用户开展柔性生产、储能侧企业实施精准充放，全国电力需求响应能力突破7000万千瓦。

　　此情此景，为构建新型电力系统、保障电力安全稳定供应提供了坚实支撑。

4

多元主体共舞

电力改革迈入“深水区”

　　全国统一电力市场绝非缺乏活力的“铁板一块”，而是各类市场主体协同共生、创新涌动的多元生态。

　　在电力市场化改革向纵深推进的过程中，南方电网率先提出“开门办市场”的理念，为多元主体参与市场搭建广阔舞台。

　　截至2025年10月，南方区域市场化电量占比已攀升至70%，市场注册主体达25万家，占据全国注册主体总量的四分之一。

　　更值得关注的是，该区域已形成涵盖水、火、核、风、光、储及虚拟电厂的全类型市场主体同台竞争格局，市场活力实现充分释放。

　　各地立足自身资源禀赋与市场需求，推出一系列极具创新性的实践举措，为全国统一电力市场建设注入鲜活动能。

　　广东率先构建起储能“中长期+现货+辅助服务”全链条交易体系，为储能产业商业化运营提供了成熟路径;

　　深圳成立全国首家政府授权的虚拟电厂管理中心，通过资源聚合实现100万千瓦的可调容量，为分布式能源参与市场交易树立标杆;

　　云南打造“来淘电”特色电力交易平台，创新性引入零售电商模式，轻松解决12万户中小微企业“不会买电、买不好电”的交易痛点;

　　海南成功促成全国首笔“点对点”跨省绿电交易，借助技术手段实现大湾区用户对海南光伏电力的一键溯源，为跨区域绿色电力交易提供了可复制的范本。

　　多元主体的蓬勃发展，倒逼监管体系加速升级。

　　2025年9月，国家能源局重磅发布《电力市场运行监测与干预指引》，这份文件的出台标志着电力市场监管进入量化精准阶段。

　　厘清了市场自主运行与政府监管的边界，为市场持续健康发展筑牢防护网。

　　2026-2035年，向高水平统一电力市场全速进发

　　按照《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》部署，2026-2035年我国电力市场将开启向“高水平统一” 迈进的关键征程。

　　这十年被清晰划分为“全面建成期”与“完善提升期”两个阶段，各阶段目标明确、路径清晰。

　　2026-2029年作为全国统一电力市场的“全面建成期”，核心任务是完成“四个一”重点工程，夯实市场高质量运行的核心支撑：

　　一张清单：实现市场准入负面清单全国统一同步实施。除保障民生的保底供电业务相关主体外，发电侧与用户侧的所有市场主体均无条件纳入市场体系，彻底打破各类隐性准入壁垒，让更多主体平等参与市场竞争。

　　一个平台：升级建成全国统一电力交易平台2.0版本。依托先进技术实现 “跨省下单、秒级出清、链上结算” 的高效交易流程，大幅降低跨区域交易成本，提升电力交易的效率与便捷度，推动电力资源在全国范围内极速流转。

　　一套标准：推动电力市场核心标准全面对接国际。将电力现货交易、辅助服务定价、容量补偿机制以及绿证核算等关键标准进行国际化适配，打造具有全球影响力的电力市场 “中国标准”，增强我国在全球电力领域的规则话语权。

　　一体监管：构建国家-区域-省三级联动的一体化监管体系。实现三级监管信息实时共享，对市场力滥用、网络安全风险、碳排放数据等关键领域开展全方位一体化监测，确保市场运行透明规范。

　　2030-2035年进入“完善提升期”，全国统一电力市场将迎来质的飞跃。

　　预计到这一阶段，新能源装机占比将突破50%，成为电力供应的主力军。

　　同时，电力市场将不再局限于单一能源交易领域，而是与碳市场、金融市场实现深度耦合。

　　行业专家预计，通过电力交易与碳排放量核算、金融衍生品创新的协同联动，形成“电-碳-金融”一体化的统一大生态。

　　这一生态体系的建成，不仅能进一步提升能源资源配置效率，更将为我国2035年基本实现社会主义现代化提供坚实可靠的能源支撑。

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改革只有进行时没有完成时

　　从2002年“厂网分开”到2025年“全国统一”，中国电改历时23年，终于让电力这一“工业血液”按照市场规律在全国自由流动。

　　回望来路，每一次破冰都伴随阵痛。

　　2017年甘肃新能源弃风弃光47%，2021年全国多地拉闸限电……但改革没有回头路，只有用更大的市场化机制对冲风险。

　　今天，《全国统一电力市场评价制度》的发布，意味着改革从“摸着石头过河”进入“拿着尺子过河”的新阶段。

　　放眼未来，随着新型电力系统加快建设，新能源随机性、波动性对统一市场提出更高要求，电力体制改革仍将在计划与市场的动态平衡中持续前行。

　　正如《蓝皮书》所言：全国统一电力市场不是终点，而是中国能源治理体系和治理能力现代化的新起点。

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