我国电力市场交易规模再上台阶，反映出电力市场化改革不断深化、资源配置效率持续提升，也折射出在用电需求增长与能源结构转型并行背景下，电力系统对跨区域互济和灵活调度能力的更高要求。
国家能源局发布数据显示，2025年全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4%，交易电量占全社会用电量比重达64%，较上年提高1.3个百分点，市场在电力资源配置中的基础性作用进一步增强。
从“问题”看，电力行业面临多重约束：一方面，经济社会发展带动用电需求保持增长，峰谷差扩大、极端天气增多使保供压力阶段性上升；另一方面，新型电力系统加快建设，新能源装机比重持续提升，其波动性、随机性对电网消纳与调节能力提出更高要求。
如何在更大范围内实现电力余缺互补、降低系统成本、提升安全韧性，是市场机制需要解决的关键课题。
从“原因”看，交易规模与结构变化与制度供给强化密切相关。
交易范围方面，省内交易电量50473亿千瓦时，同比增长6.2%，体现各地持续完善电力中长期交易与辅助服务等机制，市场主体参与度不断提高；跨省跨区交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6%，增速高于省内交易，说明全国范围资源优化配置需求更为迫切，跨区域互济成为提升系统效率的重要抓手。
值得关注的是，跨电网经营区交易电量34亿千瓦时，尽管体量不大，但其制度意义突出，表明跨经营区交易从探索走向常态化，为全国统一电力市场体系“打通关节”。
交易品种方面，中长期交易电量63522亿千瓦时，仍占主导地位，显示中长期合约在稳定预期、锁定供需、平抑价格波动方面发挥“压舱石”作用；现货交易电量2872亿千瓦时，规模扩展反映现货市场在价格发现、实时平衡与引导灵活资源方面的功能逐步显现。
绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%，增长明显快于整体交易增速，既与企业绿色用能需求提升有关，也与新能源参与市场交易机制逐步完善、绿色电力消费认证等配套措施推进相关。
从“影响”看，市场化交易扩大有助于推动多重目标协同。
一是促进能源资源更大范围优化配置。
跨省跨区交易增长，意味着通过通道与市场规则将不同区域的能源禀赋、用电曲线和调节能力更有效耦合，有利于降低全社会供电成本并增强应对突发事件能力。
二是提升电力保供和系统韧性。
迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽，表明区域间互济在关键时段能够快速响应；10月，国家电网与南方电网首次以现货交易方式实现跨区电力调配，体现现货机制在应急平衡与动态优化中的现实价值。
三是加快绿色转型。
绿电交易高速增长，为新能源电量“能消纳、能交易、能溢价”提供更清晰的市场路径，有助于引导终端用户形成绿色用能约束，推动产业链绿色升级。
从“对策”看，下一步仍需围绕统一市场、规则衔接与风险防控持续发力。
其一，完善跨省跨区、跨经营区交易规则与结算机制，提升交易效率与可复制性，推动更多省份、更多主体在统一框架下开展常态化交易。
其二，强化中长期与现货市场衔接，优化交易品种结构，在保障基本稳定的同时提升价格信号的灵敏度，引导储能、需求响应、灵活调节电源等资源更充分参与。
其三，推动绿电交易与碳减排、绿色认证等政策工具协同，提升绿色电力的可追溯性与公信力，降低企业参与成本，扩大绿电消费覆盖面。
其四，加强市场监管与风险管理，防范异常报价、市场操纵等行为，守住电力安全供应和民生用电底线。
从“前景”看，随着全国统一电力市场体系加快建设，跨经营区常态化交易机制逐步完善，“网上电力商城”等平台化工具有望进一步提高交易透明度与组织效率。
在新能源占比持续提升、用电结构不断变化的趋势下，现货市场、辅助服务与容量等机制的协同将更为关键。
可以预期，电力市场交易规模仍将保持增长，跨区配置与灵活调度能力将成为提升系统效率、保障安全和支撑绿色转型的重要支点。
电力市场化改革作为能源革命的关键环节，其深入推进不仅优化了资源配置效率，更为实现"双碳"目标提供了制度保障。
当前取得的阶段性成果，既是对前期改革成效检验，也为下一阶段建设更加开放、高效的全国统一电力市场体系奠定了坚实基础。
未来，随着新型电力系统建设加速推进，我国电力市场将在保障能源安全、促进绿色发展方面发挥更加重要的作用。