构建统一电力市场新格局 激发高质量发展新活力
——在第三届（2025年）电力市场发展论坛上的主旨演讲
中电联党委委员、专职副理事长、电力市场分会会长 安洪光
我国新一轮电力体制改革以来，党中央国务院对我国电力市场化改革作出了一系列重要指示和部署。习近平总书记多次就能源电力作出重要指示批示，党的二十届三中全会指出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，《能源法》提出要“加快建立主体多元、统一开放、竞争有序、监管有效的能源市场体系”，为全国统一电力市场建设指明了前进方向。
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。
一、全国统一电力市场建设面临的新形势
随着“四个革命，一个合作”能源安全新战略的纵深推进，新型电力系统正经历从量变到质变的关键时期。
一是电力工业保持快速增长，可靠保障国民经济发展。截至2025年4月底，全国全口径发电装机容量达到34.9亿千瓦；全国电网实现互联互通，跨省跨区输电能力接近4亿千瓦。
二是电力绿色低碳转型成效显著。至2025年4月底，全国新能源装机容量达到15.3亿千瓦，同比增长35.72%，占全国总装机容量比重的43.97%，全面超过火电装机规模（14.55亿千瓦）。全国新能源发电量5409.5亿千瓦时，同比增长13.3%，占全国总发电量比重的18%，同比提高2个百分点。
三是未来我国电力需求仍将持续保持刚性增长。预计到2030年，全国全社会用电量将达到13万亿千瓦时以上。
四是新能源仍将呈现高速发展态势，“十五五期间”全国年均新增风光发电装机预计保持在2亿千瓦以上。
随着新能源的快速发展，能源电力结构、电力供需状况、电力发展方式都发生了深刻的变化。全国统一电力市场通过优化资源配置、疏导转型成本、激活创新活力，成为新型电力系统建设和发展的重要支撑。
二、全国统一电力市场建设在挑战中破冰前行
新一轮电力体制改革启动以来，全国市场化交易电量已由2015年的不足1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，十年增长超过五倍，占全社会用电量的比重由17%提升至63%，电力资源配置实现了从计划主导向市场主导的转型。全国跨省跨区市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，较2015年增长十余倍，有力促进了资源在全国范围的优化配置和流动。全国新能源市场化交易电量近1万亿千瓦时，占全部新能源发电量的比重已达到55%。绿色电力消费持续增长，2024年，全国绿电交易总量达到2349亿千瓦时，同比增长238%，电力市场建设取得显著成效。具体体现为以下六个方面。
（一）电力市场交易体系初步形成，持续释放电力发展新动能
一是“统一市场、协同运作”的电力市场交易体系基本建成。保障电力供应安全的省内市场、促进资源大范围优化配置的省间市场、余缺互济的区域市场协同运作水平不断提升，电力市场在保供应、稳价格、促消纳方面发挥了重要作用。
二是中长期交易机制不断完善。省间、省内中长期交易常态化开市，中长期交易电量占市场电量比重达90%以上，充分发挥了保供稳价的基础作用。中长期交易品种进一步丰富，交易灵活性显著增强，有效提升与电力现货市场的衔接水平。
三是电力现货市场建设全面提速。省间现货市场和六家省级现货市场转入正式运行，南方区域电力市场开展整月结算试运行，19个省级现货市场开展试运行。电力现货市场发现时空价值、实时传导供需信号的作用不断凸显。
四是电力辅助服务市场基本实现全国覆盖。初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为主要内容的辅助服务市场。部分地区积极探索辅助服务市场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧用户等新型主体参与辅助服务市场，在完善辅助服务市场建设方面取得了良好效果。
五是绿电、绿证市场体系初步构建。绿电交易专章、绿证核发管理等政策文件相继出台，交易机制不断完善，绿证体现可再生能源环境价值的作用开始显现。绿电、绿证市场交易规模增长迅速。自2017年首张绿证核发至2024年底，我国已累计核发绿证49.55亿个；其中，2024年核发绿证47.34亿个，占累计核发绿证的95%；2024年交易绿证4.46亿个，占累计交易绿证的80%，超过40%的绿证随绿电完成交易。绿电交易自2021年首次开市后，截至2024年底绿电累计交易电量已超过3000亿千瓦时。新能源通过绿证绿电市场实现了环境价值，更好地满足了企业绿色用能需求。
六是容量电价补偿机制建立运行。2024年煤电容量电价机制正式实施，实现了电能量价值和容量价值的区分，助力煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
（二）多元主体有序参与的市场格局基本形成，持续激发电力市场内生动力
一是独立规范运行的交易机构体系基本建立。目前，已经建立北京与广州两个区域交易机构和33个省级交易机构。各交易机构均已成立市场管理委，电力交易平台建设持续深化。
二是电力市场活跃程度进一步提高。全国经营主体数量突破80万家，较2015年增长了近20倍。燃煤机组全部进入市场，今年年底新能源将全面参与市场，部分燃气、核电和水电参与市场；全部工商业用户均已进入市场。售电公司达到4000余家，超60万家零售用户通过零售市场购电。独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体蓬勃发展，多元主体友好互动的新型商业模式不断涌现。
（三）电力价格形成机制不断完善，市场决定价格作用显著增强
一是竞争性环节价格有序放开。2021年，全面取消工商业目录销售电价，上网电价改革不断深化，燃煤发电全部进入电力市场，主要由市场决定的价格机制初步建立。
二是电网输配电价核定已实现全面覆盖。完成独立输配电价体系建设，已经完成三次监管周期输配电价核定，实现了分电压等级核定输配电价和容需量电价，为市场化交易奠定了制度基础，进一步激发了市场活力。
三是建立新能源可持续发展的价格机制。2025年，136号文发布，开启新能源上网电价改革，推动新能源全面参与电力市场。在可持续发展价格结算机制的支撑下，新能源与其他各类电源同台竞价，充分发挥市场发现价格、平衡供需的作用，推动新能源高质量发展。
（四）全国统一的电力市场顶层设计和规则体系不断完善，有效保障电力市场高效运行
全国统一电力市场“1+N”基础规则体系基本完成，奠定了全国统一电力市场的制度基础。以《电力市场运营基本规则》为基础、电力中长期、现货和辅助服务三大基本规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露等规则为支撑的全国统一电力市场规则体系基本建立，市场总体框架初步形成。
电力市场监管体系日趋完善，实现监管规则与监管手段的结合。《电力市场监管办法》等重要管理文件完成制、修订，电力市场监管规则不断完善。持续开展综合监管、专项监管，常态化开展行政手段干预电力市场化交易专项整治等系列工作。进一步适应电力市场监管新形势，探索开展过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管，监管效能不断提升。
（五）电力交易人才队伍建设加速推进，培训认证体系实现标准化贯通
“电力交易员”作为新职业正式纳入《国家职业分类大典》，《电力交易员国家职业标准》正式发布，职业培训、认证、竞赛体系不断完善。2023年，中电联成功举办首届国家级电力交易员职业技能竞赛，带动了电力市场人才队伍的成长；中电联组织行业力量，编制并出版了人社部《国家职业技能等级认定教材（电力交易员）》，填补了空白。今年五月中电联在全国11个考点组织开展了全国电力交易员职业能力水平评价统一考试，标志着电力交易人才职业化认证进入新阶段。
（六）电力市场统一标准体系系统化推进，技术规范支撑电力市场协同发展
2023年8月，国家能源局批复成立了能源行业电力市场标准化技术委员会。目前正在组织开展编制中长期交易、现货市场、绿色电力等领域的7项行业标准，正式发布了4项绿色认证团体标准，今年正在申请一批新的行业标准，积极响应国家统一电力市场建设对于相关标准的需求；中电联也正在组织开展统一电力市场标准体系研究，构建了三级电力市场标准体系框架，为电力市场化改革行稳致远提供技术支撑。
三、关于全国统一电力市场建设方向和路径的思考
2025年，我国新一轮电力体制改革迎来十周年这一重要里程碑。历经十年，我们面临的形势发生了深刻变化，也遇到诸多困难和挑战。在党和国家的坚强领导下，电力行业坚定信心，砥砺奋进，电力市场建设取得了重大突破和成绩。
随着新型电力系统的建设，电力市场化改革也逐步进入深水区，电力市场建设也面临诸多挑战。全国电力市场框架虽已初步构建，但各地在市场规则方面差异较大，市场交易品种之间的衔接机制有待加强，市场干预和壁垒尚存；新能源面临着发展、消纳与价格的多重挑战，绿色价值体现不足，绿证应用场景有待丰富；提升系统容量充裕和灵活调节的机制需要进一步创新。结合全国统一大市场建设，谈几点认识。
（一）全国统一电力市场是全国统一大市场在能源领域的实践载体
2025年1月7日，国家发改委印发《全国统一大市场建设指引(试行)》，明确要抓好“五统一、一规范”，即强化市场基础制度规则统一、推进市场设施高标准联通、打造统一的要素和资源市场、推进商品和服务市场高水平统一、推进市场监管公平统一，以及进一步规范不当市场竞争和市场干预行为。
经济发展，电力先行。电力市场建设是全国统一大市场建设的重要基础和保障。根据党和国家对全国统一大市场建设的要求，全国统一电力市场应在近中期努力做到“五统一、一规范”。
一是电力市场基本规则统一。国家层面基本规则体系全面建立，各地电力市场运营规则要和国家基本规则保持一致，为规范各省电力市场建设运营、促进跨省跨区市场与省级市场协同融合奠定基础。
二是电力市场设施高标准联通，全国范围内实现各级各地市场的标准统一、互联互通、协同运作，加强电力交易平台和相关技术支撑能力建设，实施统一的市场准入制度，实现经营主体一地注册、全国共享。
三是全国要素和资源市场统一，做到四个全面覆盖，第一个是交易品种全面覆盖，包括电能量、容量、辅助服务以及绿电、绿证市场；第二个是经营主体全面覆盖，实现各类电源品种全面入市，同台竞争，工商业用户直接参与市场比例逐步提高；第三个是交易周期全面覆盖，实现中长期年度、月度、月内交易全覆盖，并与现货交易无缝衔接；第四个是市场范围全面覆盖，实现省级、区域和跨省跨区市场协同运作。
四是服务和技术标准统一，电力交易服务能力不断增强，交易组织各环节统一、顺畅，市场信息披露规范、及时。完善电力市场标准体系，电力市场各类名词概念、定义、技术和数据标准总体一致。
五是市场监管体系公平统一。完善市场监管法规规章和标准体系，推动监管权责明确、统一尺度、统一标准。建立全国统一电力市场评价体系，定期监测和评估市场建设运行情况。
最后是“一规范”，就是市场公平开放，消除市场壁垒。实现市场机制在资源配置中起决定性作用，商品和要素自由流动，资源在全国范围进行优化配置，防止不正当市场干预行为。
（二）统筹“安全、绿色、经济”关系，着力构建适应新型电力系统需要的市场交易机制和价格体系
一是以市场化机制平衡能源转型的“不可能三角”，寻找最优解。建立基于电能价值和供需关系、符合市场经济规律和电力系统物理规律的科学完善的交易和价格体系。电能量价值体现电力实时供需关系与生产成本，容量价值保障系统长期供电充裕性，灵活性价值补偿调节资源对系统稳定性的支撑作用，绿色价值反映可再生能源的环境效益。价格信号成为平衡安全成本、激励低碳投资、提高资源配置效率的核心工具，通过价格机制实现各类价值的有效传导。
二是发挥价格信号的引导作用，逐步建立激励相容的市场机制。通过完善的市场机制，充分发挥市场价格信号对于电力发展、规划、投资和消费的引导作用，激励经营主体主动适应新型电力系统构建要求。通过激励相容的市场机制，引导源网荷各类经营主体有序参与，支撑新能源高质量发展、提升系统调节能力，通过电力现货市场、辅助服务市场形成的价格信号来充分挖掘潜力。通过全面市场化的价格实现对工商业用户用电行为的引导；探索终端电价与价格消费指数等民生指标相关联，激发用户侧灵活调节能力和节能降碳积极性。
（三）能源转型背景下提升安全保供能力，需要配套合理的容量保障机制
一是新能源持续高速发展，现货市场建设全面提速，容量保障机制重要性日益提高。随着风电、光伏等波动性新能源装机占比快速攀升，火电等传统电源在新型电力系统的功能定位从“电量供应主体”转向“灵活调节主体”，利用小时数下降明显。电力现货市场建设节奏明显加快，年底要实现基本覆盖，边际出清的机制导致电能量价格难以覆盖发电机组固定成本。需要通过容量补偿机制、容量市场机制等方式形成稳定的容量成本回收渠道，激励可靠容量资源投资建设，保障电力系统的长期充裕与安全稳定。
二是容量保障机制能够将系统可靠性，转化为可量化的价格信号，并作为电力规划的重要依据。煤电容量电价政策执行一年多以来，基本达到了预期效果，容量电价通过固定成本回收机制缓解了煤电企业因利用小时下降导致的经营压力，推动煤电机组向“兜底调节”功能转型，煤电机组保供积极性显著提高，出力受阻现象大幅减少。下一步，需要完善容量电价机制，根据能源转型进程和电力市场运行情况，及时优化调整固定成本回收比例，对电力现货市场正式运行地区、连续结算试运行地区以及煤电利用小时数下降明显地区，研究在2026年提高容量电价回收比例至100%的可行性。同时，在持续完善容量电价政策的基础上开展容量市场研究，试点先行、分阶段逐步开展。
（四）合理体现新能源的绿色价值，是实现电力高质量发展的前提条件
一是绿色价值的长期低估不利于新能源产业的健康可持续发展。目前，由于绿证全覆盖引发的短期供给大量涌入，以及对绿证有效期为两年的规定，导致绿证市场呈现严重供大于需的态势，价格持续走低，2025年以来，绿证价格普遍在2.5元左右，折合度电仅2.5厘，绿证体现的环境价值不够凸显，绿色电力环境价值尚未充分体现。亟需研究绿色价值的科学核算方法，制定相应的政策，建立有效的市场机制，充分、合理的体现新能源的环境溢价。
二是研究可再生能源消纳责任权重机制与绿电、绿证市场相结合的市场模式。随着新能源全面进入市场，需要配套必要的场内和场外政策，保障新能源产业的健康可持续发展。机制电价政策和差价合约模式是支撑新能源参与市场的重要机制，同时，要研究可再生能源消纳责任权重机制与绿电、绿证市场相结合的市场模式。需要进一步落实用户侧主体可再生能源消纳责任，消纳责任权重与考核传导至终端用户，提升经营主体绿色消费动力，体现可再生能源绿色价值的市场机制体系，落实全社会共同推动能源转型的责任，实现能源消费革命。
（五）完善跨省跨区市场，是推动全国统一电力市场向纵深发展的关键任务
一是跨省跨区市场初现成效。跨省跨区市场是落实国家能源战略、构建全国统一电力市场、实现能源资源在全国更大范围内优化配置的重要手段。目前跨省跨区绿电交易已实现常态化开展，跨电网经营区交易也实现了突破，通过跨省跨区市场实现了不同地区的时差互济。
二是要明确沙戈荒大基地外送相关机制。大基地项目涉及投资主体众多、投资规模巨大，为了保障国家能源战略的有效落实、实现整体利益最大化的目标，价格机制设计上应该以“稳”为出发点，需要送受双方按照“利益共享、风险共担”原则在价格机制、消纳方案和执行期限等方面建立稳定的预期，并通过多年期的政府授权中长期合约进行保障，促进大基地项目健康可持续发展。
三是以支撑全国统一电力市场基本建成为目标，进一步完善跨省跨区交易机制。实现中长期市场跨国网、南网、蒙西电网经营区常态化运行，省间现货市场实现全国范围资源优化配置，实现绿电资源在全国范围交易溯源，实现交易平台互联互通，实现市场经营主体“一地注册、全国共享”。进一步扩大跨省跨区交易经营主体范围，探索发电企业与售电公司、用户等开展省间直接交易，进一步丰富新型主体参与跨省跨区市场。适时推动跨省跨区专项工程输电价格由单一制电量电价向两部制电价过渡，探索建立跨省跨区输电权机制。
四、凝心聚力，谱写全国统一电力市场建设新篇章
2025年，既是“十四五”与“十五五”交汇的关键节点，又是推动全国统一电力市场从“初步建成”向“全面建成”的重要起点。回望电改10年，能够深刻感受到电力市场化改革对整个电力系统带来的深刻变化。下一步，电力行业应深入贯彻落实党和国家关于体制改革和市场建设的各项决策部署，中电联作为行业协会，将进一步发挥电力市场专业智库作用，成为政府和行业企业之间桥梁和纽带，为构建全国统一大市场与高水平社会主义市场经济体制添砖加瓦。
（一）夯实顶层设计，坚定统一电力市场建设方向
构建全国统一电力市场离不开统一的市场基础规则制度和技术标准体系，优化完善电力市场顶层设计，统一电力市场“度量衡”，能够更好发挥市场功能作用。以基本规则为基础，完善电力中长期、现货、辅助服务交易有机衔接机制。推广标准化交易品种与交易流程，加强电力市场交易管理，形成行业标准规范。建立全国统一电力市场评价体系，探索构建第三方参与的评估机制，促进电力市场建设统一规范。
（二）创新市场机制，与新型电力系统同频共进
结合新型电力系统建设需求，进一步完善市场交易机制，实现中长期市场、现货市场高效协同。探索构建用户参与的双边现货市场，形成响应供需的价格机制，优化现货市场价格形成机制。研究完善容量补偿机制，探索逐步由容量补偿机制向多类型主体参与的容量市场机制过渡。以机制保障与市场价格引导营造稳定投资环境，鼓励大型能源基地创新模式、分布式资源市场化运营。
（三）推动政策协同，更好发挥有为政府作用
在“十五五”电力发展中，电价政策与电力规划的协同性将显著增强，此次136号文发布后，将推动新能源产业从“政策驱动”向“市场驱动”转变。在此背景下，应做好电力市场与电力发展的统筹衔接，提升电力规划对市场的适应性，将市场价格信号作为网源规划的重要依据。做好电力市场与安全保供的统筹衔接，发挥中长期市场保障供应、稳定价格的压舱石作用，通过价格信号激励经营主体提供充裕的可靠容量和灵活调节容量资源，充分挖掘跨省跨区资源优化配置能力，通过跨省跨区交易实现电力安全保供。
（四）发挥平台作用，助力电力行业高质量发展
中电联秉持立足行业、服务企业、联系政府、沟通社会的功能定位，充分发挥平台支撑作用。打造沟通协作平台，集行业智慧，凝发展共识，做好政府的参谋助手，为电力市场建设破题解难。服务改革发展，做好政策跟踪与交易数据分析，搭建市场化改革交流平台。开展专项调研，聚焦新型电力系统电价机制、新能源参与市场等关键问题，为政府部门建言献策。充分发挥中电联第三方机构的作用，组织开展电力市场评估。推动标准建设，建立和完善电力市场标准体系建设，为统一电力市场做好底层技术支撑。促进人才培养，推进电力交易员新职业建设，开展培训认证与竞赛，提升行业人员市场化意识与专业素养，凝聚行业力量，共同为电力行业高质量发展和统一电力市场建设贡献力量。
