围绕建设全国统一电力市场、提升电力资源配置效率，我国电力市场交易规模在2025年继续扩大。
国家能源局23日发布数据表明，2025年全国电力市场交易电量达6.6万亿千瓦时，同比增长7.4%，交易电量占全社会用电量比重为64.0%，同比提高1.3个百分点。
交易规模稳步提升、占比持续上升，显示市场在电力保供稳价、促进消纳与引导投资等方面的基础性作用进一步增强。
一段时间以来，电力系统面临的“问题”更趋复杂：一方面，经济运行对电力保障提出更高要求，负荷增长、用电结构变化与极端天气等因素叠加，考验电力系统安全稳定运行；另一方面，新能源装机持续快速增长，风光出力波动性与消纳约束并存，如何通过市场机制提升调节能力、扩大优化配置范围，成为电力体制改革的重要命题。
交易规模和结构的变化，正是对上述问题的直接回应。
从“原因”看，交易增长背后主要有三方面支撑。
其一，市场化改革持续深化，电力交易机制不断完善，更多用电量通过市场形成价格和合同安排，推动交易电量占比提升。
其二，跨省跨区通道与交易组织能力增强，电力在更大空间范围内实现余缺互济。
2025年跨省跨区交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6%，增速高于省内交易电量的6.2%，说明全国范围配置的效率和需求同步提升。
其三，绿色转型带动绿电消费意愿增强，企业履行绿色发展责任、地方推动绿色产业链布局以及相关政策机制完善，共同促成绿电交易快速扩容。
2025年绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%，成为市场结构变化中最亮眼的增量。
从“影响”看，这组数据释放出多重信号。
首先，电力市场对电量的覆盖面扩大，有助于形成更加灵敏的价格和合同信号，引导发电与用电主体优化行为，增强系统应对负荷波动和供需变化的能力。
其次，跨省跨区交易提速有利于提升资源配置效率，推动能源资源富集地区与负荷中心更好衔接，缓解局部紧张、降低系统整体成本，同时促进新能源在更大范围内消纳。
再次，现货交易与中长期交易并行发展，既体现中长期合同在稳定预期、保障供应方面的“压舱石”作用，也显示现货在反映实时供需、激励灵活调节方面的功能逐步发挥。
2025年中长期交易电量为63522亿千瓦时，现货交易电量2872亿千瓦时，结构上仍以中长期为主，符合我国电力市场渐进式推进的基本路径。
与此同时，绿电交易的快速增长，将进一步推动绿色电力环境价值实现，带动企业用能结构优化，并对新能源投资形成正向预期。
从月度“切面”观察，2025年12月全国完成电力市场交易电量6080亿千瓦时，同比增长6.6%。
其中省内交易4641亿千瓦时，同比增长5.3%；跨省跨区交易1439亿千瓦时，同比增长11.3%。
当月绿电交易电量317亿千瓦时，同比增长32.3%。
这表明在年末用电需求与保供压力交织的背景下，市场交易保持韧性，跨省跨区与绿电交易继续维持较快增速，折射出交易组织与资源调配的常态化能力提升。
面向下一步“对策”，业内人士认为，推动交易规模增长向交易质量提升转变尤为关键：一要继续完善全国统一电力市场体系，加强省间市场与区域市场衔接，提升跨省跨区交易便利化水平，充分发挥大电网互联互济优势。
二要优化中长期与现货市场协同机制，完善偏差结算、辅助服务与容量等相关市场建设，增强对灵活调节资源的激励，提升系统调峰、调频与应急保障能力。
三要做实绿电交易与绿色消费机制，健全绿电、绿证等协同政策，提升绿色环境价值的透明度和可获得性，促进更多终端用户参与绿色电力消费。
四要强化电网规划建设与数智化调度能力，提升新能源并网消纳水平，减少弃风弃光风险，推动源网荷储协同发展。
就“前景”判断，随着新型电力系统建设加快、电力需求稳定增长以及新能源占比不断提高，电力市场交易电量仍有望保持增长，跨省跨区交易将进一步成为优化配置的重要抓手。
与此同时，现货市场建设与辅助服务等机制完善，有望推动市场更好发挥价格发现功能，促进灵活性资源投资，加快形成与高比例新能源相适应的体制机制。
绿电交易在政策引导和企业绿色转型需求共同推动下，预计仍将保持较快增长，并带动更多产业链环节向低碳化升级。
2025年电力市场交易数据的亮眼表现，充分表明我国电力市场化改革正在进入新阶段。
市场化交易比重的持续提升和交易品种结构的不断优化，为电力系统的高效运行和能源结构的加快调整提供了有力支撑。
展望未来，应进一步深化电力市场建设，加快完善现货市场机制，推动绿电市场化交易的创新发展，不断扩大跨省跨区交易规模，促进全国电力资源优化配置，为实现碳达峰碳中和目标和保障能源安全提供坚实基础。