【南方能源观察】智策 | 全国统一电力市场初步建成

南方能源观察全文2514字，阅读大约需要5分钟未经许可严禁以任何形式转载 微信号：energyobserver 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.comeo记者 韩晓彤编辑 姜黎审核 黄燕华全国统一电力市场是全国统一大市场的重要组成部分，也是推动能源转型、优化电力资源配置的关键支撑。 2025年是中国电力市场化改革中具有里程碑意义的一年。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；现货市场全面连续运行，实现电力市场全品类全覆盖；南方区域电力市场转入连续运行，区域互济新模式取得突破性进展；全国统一规则体系基本建立，市场基础制度更加牢固。 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。 01左中括号顶层设计破壁垒左中括号以“管住中间、放开两头”为核心理念的 《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称“9号文”） ，给电力行业带来系统性变革，重构了电力行业的运行逻辑。2020年，我国提出“双碳”目标，则为新一轮电改增加了新变量。新能源规模化发展带来的出力不稳定性、地域不匹配性和系统调节复杂性，已远超原有计划性较强的电力调度和消纳模式的能力范围，迫切需要通过建设全国统一电力市场，在更广域的空间和更灵活的时空配置中优化资源，并为各类主体提供合理的价格信号和经济激励。 但各省市场壁垒仍然存在，“先试点、后推广”模式导致各地探索出不同规则，各省在市场准入、交易品种、价格结算等方面存在差异，省间与省内市场的功能定位、交易时序等常不协调，导致交易组织与执行困难，一定程度上制约了电力资源在全国范围内的优化配置。 2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局发布经中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号，以下简称“118号文”），这是继9号文发布之后，中央第一次在最高级别的决策会议上研究部署电力专项改革任务。 118号文要求，有序推动国家市场、省（区、市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。 2024年11月，全国统一电力市场建设进一步优化了时间框架并强化了实施路径。中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，即2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升。 02左中括号系列关键突破左中括号 2024年4月，国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》，这是全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，为全国统一电力市场体系建设夯实了“地基”。 在此基础上，围绕中长期交易、现货交易、辅助服务三大核心品种，以及市场注册、信息披露、计量结算三大关键环节，构建起“1+6”基础规则体系。2025年8月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力市场计量结算基本规则》，标志着该体系初步建成。 统一的规则体系是市场运行的基石，这套体系在提炼各地市场规则“公约数”的基础上，规范了部分规则的“毛刺”，破除了各地的规则“壁垒”，显著降低了市场准入、计量结算、信息披露等制度性交易成本。 全国统一电力市场体系建设在2025年取得了系列关键突破，还包括 南方区域电力市场迈出了关键一步。 2025年6月28日，南方区域电力市场成功转入连续结算试运行，这是我国首个实现多省区电力资源统一优化配置的电力现货市场，也是全球集中统一出清电量规模最大的电力市场，创新“统一出清、两级运作”模式，对构建全国统一大市场具有重要意义。 跨电网经营区常态化电力交易机制取得新突破，也是全国统一电力市场体系建设过程中极具创新性的一步，打破了不同电网间的资源流动壁垒。2025年7月11日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》（发改体改〔2025〕915号），原则同意国家电网和南方电网共同上报的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，推动跨电网交易常态化开市。 2025年11月1日，青海、重庆启动电力现货市场连续结算试运行，标志着全国电力现货市场基本达成全覆盖，这也标志着9号文的核心改革任务之一已经完成，进入到从“量”的覆盖到“质”的提升的新阶段。 03左中括号资源跨区域优化配置作用初显 左中括号 2025年全国电力市场交易规模持续扩大，呈现总量稳步增长、跨省跨区交易增速更快的特点。电力资源跨区域优化配置作用愈发凸显。2025年迎峰度夏期间，全国用电负荷四次创新高，全国统一电力市场充分发挥电力资源“调节器”和价格引导“指挥棒”作用，激励各类经营主体多向发力。其中，新疆利用“时差”将午后光伏发电高峰与京津用电晚高峰匹配，实现西部光伏消纳、东部电力保供和用户绿色消费一举三得。 尽管效果显著，但全国统一电力市场建设仍面临不少挑战。 随着我国新能源占比的不断提升，传统电力市场机制基于煤电、气电等化石能源设计，难以有效平抑新能源出力波动引发的市场价格剧烈震荡，而与已基本完成电力市场建设的欧美发达国家和地区不同，我国是在能源转型中建市场，挑战更大。 伴随数据中心大规模建设、通信基站运行及人工智能（AI）训练导致用电量激增，电动汽车普及推高充电设施及配套用电需求，预计未来电力需求将呈现超常规增长趋势，叠加愈加频发的极端天气，保供面临“新变量”。如何推动用户从“被动消费者”转变为“主动产销者”，成为电力系统灵活性的重要来源，也是电力市场设计新的挑战。 电力市场化改革并非完全依赖市场，既要发挥市场的资源优化配置作用，也需要政府不断完善市场监管、兜底风险。国际能源署（IEA）的多份研究显示，国际上成功改革的电力市场均实现了政府管制边界与市场作用范围的动态平衡。在全国统一电力市场体系构建过程中，如何明确监管边界与责任主体也是不容忽视的挑战。 南方区域电力市场迈出全国统一电力市场建设进程中的“关键一步”，关键之处，不仅在于其建成了覆盖多省区全主体的完整电力市场体系，更在于其用实践证明，在保持现有行政管理体制的同时，可以通过机制创新实现电力资源跨省优化配置；在尊重地方差异的基础上，同样能够构建统一开放的市场体系。 展望未来，全国统一电力市场的建设还将不断拓展开放边界。对内，持续打破制约要素流动的体制壁垒，进一步解决统一规则与省情差异的问题，将规则构建为可进化、可调试的开放系统；对外，则可在条件成熟的领域，稳妥探索跨境电力交易，在更广阔的范围内实现电力资源配置。