随着我国能源结构转型加速推进，电力资源配置不平衡问题日益凸显；部分地区新能源发电消纳困难，而负荷中心面临保供压力，亟需建立更加高效的市场化调配机制。 国家能源局数据显示，2025年全国市场化交易电量占比提升至64%，较上年提高1.3个百分点。其中跨省跨区交易增速达11.6%，明显高于全国市场平均水平。此增长态势主要源于三方面因素：一是省级现货市场实现连续运行全覆盖，中长期市场机制持续完善；二是新能源全面参与市场交易，注册主体突破百万家；三是区域协同发展加快，南方区域启动连续结算运行，"三北"外送通道利用率提升。 全国统一电力市场建设带来多重积极影响。资源配置上，西部清洁能源和北部火电得以高效匹配东部南部用电需求，闽粤直流实现全时段满功率送电，跨区通道最大送电功率达1.51亿千瓦。绿色转型上，绿电交易规模达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，多年期协议电量600亿千瓦时，大湾区首次用上内蒙古绿电。安全保供上，现货市场价格信号引导发电侧加强运维，山东等地实现机组非停率"双零"。 为改进市场机制，国家发展改革委、国家能源局近期修订《电力中长期交易基本规则》，重点强化了三方面举措：完善区域省间互济交易机制，建立跨经营区常态化绿电交易，推动多元化主体参与市场。以山东为例，446万工商业用户通过价格信号实现"削峰填谷"，增强新能源消纳能力。 展望未来，随着新型电力系统建设深化和市场主体持续扩容，全国统一电力市场将四个上发挥更大作用：成为跨区域资源配置的核心平台，保障电力安全稳定供应的关键支撑，推动能源绿色转型的重要引擎，以及服务实体经济发展的有力抓手。特别是在碳达峰碳中和目标下，绿电交易规模有望继续保持高速增长。
全国统一电力市场的建设与完善是构建新型电力系统的关键环节；从跨省跨区交易创新高、绿电交易快速增长、市场主体日益丰富各方面来看，电力市场正成为连接供需、平衡安全与绿色、促进区域协调发展的重要枢纽。随着市场规则完善和机制创新持续推进，全国统一电力市场将为能源革命和经济高质量发展提供更强支撑。