问题——用电需求稳步增长、能源结构加速调整的背景下，电力系统同时面对“保供应、稳价格、促转型”等多重目标约束；一上，部分时段负荷屡创新高、极端天气增多，电力安全保供压力加大；另一方面，新能源装机快速扩张带来出力波动和消纳压力，“窝电”与“缺电”并存的结构性矛盾仍在不同区域交替出现。同时——电力作为重要生产要素——其价格稳定性和可预期性直接影响企业成本与经济运行，需要更高效的市场机制来平衡供需、引导投资并优化用电行为。 原因——全国统一电力市场建设提速，为应对上述挑战提供了制度与机制支撑。其一，省级现货市场连续运行基本实现全覆盖，中长期市场连续运营更趋成熟，交易机制从“点状试点”走向“体系化运行”，市场在资源配置中的作用更增强。其二，跨省跨区交易组织持续完善，南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角以及东北、西北、华中等区域省间互济机制不断健全，跨区输电通道在迎峰度夏等关键时段保持高负荷运行，全国范围互济能力明显提升。其三，跨电网经营区常态化交易机制逐步建立，在两大电网企业分别组织交易的基础上，通过平台化方式提高撮合效率与透明度，进一步打通跨经营区电力流动的市场通道。其四，绿色电力交易制度与多年期协议等产品创新带动交易规模扩大，推动新能源从“政策驱动消纳”转向“市场化价值实现”。 影响——交易数据体现出市场活力与配置效率同步提升。2025年全国累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%；市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，电力供需匹配更多通过市场化方式实现。跨省跨区交易电量增至1.59万亿千瓦时，同比增长11.6%，电力资源“大循环”更顺畅：西部清洁能源、北部火电调峰能力与东部沿海、南部负荷中心的需求衔接更紧，跨区通道在夏季高峰时段实现满送，省间现货市场对川渝等20多个省份的保供支援更有力。绿色电力交易电量达到3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模显著扩大；多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时。跨经营区常态化交易推动大湾区、长三角等地区用户引入外省区绿电，绿色消费从“可选项”逐步转为“常态需求”。同时，新能源全面参与市场，交易中心注册经营主体数量突破100万家，市场主体更加多元，竞争与协同并存的格局更清晰。 对策——从实践看，电力现货市场在关键时段的保供支撑作用日益突出。现货价格通过“高峰高价、低谷低价”的信号，引导发电侧提升顶峰能力、加强设备管理，也推动负荷侧开展需求响应、优化用电曲线，形成电源与负荷双向互动的调节体系。在部分省份负荷创新高的当日，现货市场的价格激励促使机组主动强化运维保障，降低非计划停运和出力受阻风险。，辅助服务市场完善调节资源的价值实现机制，为储能、灵活调峰电源、可调负荷等提供参与空间，带动系统调节能力建设。面向下一阶段，需要在制度、技术与监管层面合力推进：一是持续完善中长期与现货的衔接机制，增强交易规则的稳定性与可预期性；二是健全跨省跨区、跨经营区交易规则与结算体系，提升跨区互济效率与风险防控能力；三是进一步丰富绿电产品体系，推动绿电与绿证、碳市场等政策工具协同发力，增强绿色价值的可计量、可交易与可追溯；四是强化市场监管，防范价格操纵、信息不对称等风险，维护公平竞争秩序；五是加快电网数字化、智能化升级，提高高比例新能源接入条件下的调度能力与安全韧性。 前景——随着新型电力系统建设持续推进，全国统一电力市场将更强调“统一规则、统一平台、统一监管”与“分层分区、因地制宜”的结合。预计未来市场化交易规模仍将保持增长，跨省跨区交易将从“保供互济”向“常态化优化配置”拓展，绿电交易在制造业绿色转型、外向型产业链合规要求与绿色消费升级带动下有望继续扩容。同时，新能源高占比带来的系统灵活性缺口，仍需通过储能、调节电源、需求侧响应以及更精细的市场机制共同补齐。总体来看，电力市场在保障能源安全、稳定经济运行与推动绿色低碳转型中的基础性作用将进一步凸显。
全国电力市场交易规模持续增长、市场化机制健全，反映出我国电力市场建设取得的阶段性成效。市场化交易占比提升、跨区交易增长、绿色电力加快发展以及参与主体扩容等指标，勾勒出电力市场更趋成熟、运行效率不断提升的态势。展望未来——随着新型电力系统建设推进——电力市场将继续在优化资源配置、促进能源绿色转型、保障电力安全供应等发挥关键作用，为经济社会高质量发展提供有力支撑。