全國統一電力市場是全國統一大市場的重要組成部分，也是推動能源轉型、優化電力資源配置的關鍵支撐。由國家能源局統籌組織、中國電力企業聯合會聯合多家單位共同編制的《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》提出，將分“三步走”推動統一電力市場建設：到2025年，初步建成全國統一電力市場，電力市場頂層設計基本完善；到2029年，全面建成全國統一電力市場，推動市場基礎制度規則統一、市場監管公平統一、市場設施高標準聯通；到2035年，完善全國統一電力市場，實現全國統一基本規則、統一技術標準、統一運營監管。國家層面的路線圖與時間表，為下一步從試點向體系化、規則化推進提供了制度依據與政策預期。在這一頂層設計與政策推進的背景下，我國電力市場建設取得了顯著成效，主要體現在以下幾個方面：

 

一是可再生能源規?；彤a業化推進速度遠超預期。在“雙碳”目標引領及新能源技術進步推動下，我國風電與太陽能裝機呈現井噴式增長。2024年我國風電、太陽能發電總裝機提前6年完成在氣候雄心大會上承諾的12億千瓦目標。2025年我國風電、太陽能裝機首次超過火電，預計年底達到18億千瓦以上。我國在推進綠色能源轉型方面不斷取得標志性成效。

 

二是省級現貨市場啟動加速，市場運行機制初步形成。近年來，我國在全國統一框架下，推動省級及省間現貨市場試點建設，目前連續開展現貨交易的省份達到28個（含南方區域5省區），其中7個進入正式運行。以《電力市場運行基本規則》為基礎，電力中長期、現貨、輔助服務規則為主干，信息披露、準入注冊、計量結算規則為支撐，涵蓋電力市場各品種各環節的“1+6”基礎規則體系初步構建完成。

 

三是輔助服務市場與新型靈活資源參與機制取得突破性進展。國家今年印發的《電力輔助服務市場基本規則》健全了電力輔助服務費用傳導機制，構建了統一規范的電力輔助服務市場體系。同時，各地在參與主體以及規則設計方面開展了諸多創新試點，例如引入虛擬電廠參與輔助服務、推動新型儲能參與電力市場交易以及探索工業可中斷負荷和負荷聚合商等用戶側資源的市場化參與路徑。

 

四是綠證與綠電市場機制初步形成、規模迅速擴大。受RE100組織無條件認可、重點用能行業綠色電力消費比例完成情況核算等事件及政策影響，我國綠證市場需求不斷升溫。截至2025年9月底，我國累計的綠證發放量已經達到了70億個。同時，多年期綠電協議（PPA）、跨經營區綠色電力交易、分布式項目聚合參與綠色電力交易等市場機制創新也在推動綠證的發展。

 

五是跨省跨區交易機制為更大范圍資源優化配置奠定基礎。2025年1—10月，全國跨省跨區交易電量已達1.3萬億千瓦時，同比增長12.5%，高于全國交易電量增速4.6個百分點。同時，價格體系改革、分時電價與節點電價探索等改革試點正在推進，有助于更準確反映時空電力價值，并為市場化資源調配和投資決策提供更清晰的經濟信號。

 

三大挑戰

 

盡管不斷取得的發展成效為構建全國統一電力市場奠定了堅實基礎，但伴隨著新能源裝機比重的快速提升，隨機性、波動性影響凸顯，我國電力市場運營正發生深刻變化，全國統一電力市場建設面臨三大挑戰。

 

一是新能源消納壓力愈發凸顯。2024年，全國風電發電量9916億千瓦時，同比增長16%，風電平均利用率達95.9%；全國光伏發電量8341億千瓦時，同比增長44%，光伏發電利用率達96.8%。國務院印發的《2024—2025年節能降碳行動方案》已提出，在保證經濟性前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%。這意味著，伴隨著新能源裝機迅速提升，堅守了多年的95%新能源消納紅線出現松動。我國不同地區之間用電負荷水平和新能源發電裝機的嚴重不匹配，結果必然是新能源無法主要在本地消納。目前，受限于新能源外送調節責任分擔、本地發電企業收益、稅收就業等因素，新能源跨省靈活送電機制進展緩慢。

 

二是電力交易機制有待完善。中長期交易機制方面，問題主要體現在中長期價格與現貨價格關聯性不足，中長期交易頻度不高且流動性不夠，中長期簽約比例要求有待優化，帶曲線簽訂中長期規則有待改進。現貨市場機制方面，問題主要體現在市場規則不合理、不統一，現貨市場與中長期、輔助服務市場等銜接不順暢，價格信號的引導作用不充分等。輔助服務市場機制方面，問題主要體現在輔助服務品種相對單一（以調峰輔助服務為主，調頻和備用輔助服務為輔，其他輔助服務品種仍有待推進）、輔助服務市場參與主體有限（電力系統中出現的各種新型主體未有效納入市場）、輔助服務費用分攤不盡合理（當前輔助服務費用主要由發電側分攤，未能有效向引致成本的終端用戶疏導）。

 

三是新能源綠色環境價值未充分體現。綠證方面，在國家電網有限公司經營區，2022年交易綠證145萬張，交易均價為28.10元/張；2023年交易綠證2364萬張，交易均價為19.22元/張；2024年的交易均價為5.59元/張，折合度電價格不到0.6分錢（1個綠證對應1000千瓦時可再生能源電量），這不僅遠低于其環境價值，也低于大部分國際市場的綠證價格，反映出當前我國綠證市場缺乏剛性需求支撐。綠電方面，全國綠色環境溢價（相對煤電均價）普遍偏低，有些省份綠電成交均價低于煤電均價。主要原因包括綠電綠證自愿認購激勵機制不足、綠電供給需求區域不匹配以及綠電存在省間交易壁壘等。

 

政策建議

 

能源消納難，根源在于電力交易機制未能有效反映其時空價值和調節成本。而交易機制改革緩慢，又與綠色環境價值未能充分體現、無法激勵靈活性資源投資密切相關。三者相互關聯，必須系統性破局。重要工作抓手就是加快全國統一電力市場建設，著力構建適應綠色低碳轉型的市場機制。

 

進一步完善可再生能源消納促進機制。2019年設立的可再生能源電力消納責任權重機制實施以來，每年最低消納責任權重都在提升，對促進可再生能源消納發揮了重要作用，但該機制也存在不足之處。一是責任主體和處罰力度方面。目前機制實質上的責任主體是省級政府，且相關文件僅要求“督促未履行消納責任的市場主體限期整改，對未按期完成整改的市場主體依法依規予以處理，將其列入不良信用記錄，予以聯合懲戒”，但實際中未見披露對消納責任權重未達標相關省份的處罰情況。建議在新的制度中將責任落實到用電主體，并制定統一明確而有力度的處罰措施。二是與碳市場協同促進可再生能源消納方面。國家發布的《關于推進綠色低碳轉型加強全國碳市場建設的意見》提出，到2027年，全國碳排放權交易市場基本覆蓋工業領域主要排放行業。已公布的鋼鐵、水泥、電解鋁行業工作方案中明確提到只計入“化石燃料燃燒、工業過程等產生的直接排放”。建議該機制與碳市場擴圍同步聯動，為相關行業設定明確的綠電消費比例要求。

 

進一步完善適應新能源特性的電力交易機制。當前電力交易機制存在中長期交易剛性要求過強、現貨市場價格區間受限、輔助服務市場分攤不合理等問題。建議根據各地實際情況，逐步放寬新能源簽約中長期交易合約比例，并通過開展更短周期、更高頻率的中長期交易，利用合適的調整機制，更大限度地提升新能源發電企業優化調整中長期交易曲線的能力；適當放寬現貨市場價格上限，使其與用戶失負荷價格掛鉤，并在負荷側推進按節點電價結算，準確反映不同地理位置的用電成本；在輔助服務市場中增加如爬坡、系統慣性、快速調頻、黑啟動、電壓支撐等輔助服務品種，以市場化機制調動工商業可中斷負荷、負荷聚合商、虛擬電廠、新型儲能、充換電站等用戶側資源參與電力輔助服務市場，將輔助服務費用向用戶疏導時要對其合理性嚴格監管。

 

進一步完善新能源綠色環境價值兌現的協同機制。建議加快推動綠證成為我國產品碳足跡核算、綠色金融認證、ESG（環境、社會和公司治理）評價的唯一或主要憑證。在國家層面，將重點出口行業（如光伏、電池、新能源汽車）的綠電消費比例與出口退稅、行業準入等政策適度關聯，引導外向型企業主動消費綠電、購買綠證，以應對國際綠色貿易壁壘。建議研究綠證價格與碳市場配額價格的聯動機制。例如，參考其綠證代表的碳減排量在碳市場的價值設定其交易底價，避免其價格遠低于碳價的“價值洼地”現象，從而穩定市場預期，激勵對新能源的長期投資。建議積極參與國際綠證標準的制定與協調，加快推動我國綠證與國際主流綠證的互認機制。

 

展望未來

 

建設全國統一電力市場，核心在于還原電力的商品屬性，以市場化手段解決行政手段難以觸及的效率問題。構建一個覆蓋范圍更廣、交易品種更全、市場機制更活的統一市場，才能在更大范圍內打破省間壁壘，實現資源優化配置。這不僅能有效提升電力系統對高比例新能源的適應能力，解決“發得出、供得上、用得好”的現實矛盾，更能為產業鏈上下游提供清晰、穩定的價格信號，引導清潔能源投資與技術創新由“政策驅動”向“市場驅動”平穩過渡。

 

全國統一電力市場的建設直接關乎我國經濟社會發展全局。它是培育能源領域“新質生產力”的重要基礎設施，也是應對國際綠色貿易壁壘、提升我國在全球氣候治理中話語權的有力武器。改革非一日之功，構建全國統一電力市場是一項復雜的系統工程，需要政府部門、電網企業、發電集團及用電主體協同發力。展望未來，隨著市場基礎制度規則的統一和監管體系的完善，一個以非化石能源為供應主體、化石能源為兜底保障、新型電力系統為關鍵支撐、綠色智慧節約為用能導向的新型能源體系必將成型。這不僅將成為驅動能源綠色轉型的核心引擎，更將夯實國家能源安全的根基，為如期實現國家“雙碳”戰略目標、保障經濟社會高質量發展注入源源不斷的動力。