近年来，我国电力市场化改革进入提质增速新阶段，以全国统一电力市场为方向，在市场架构、交易机制、价格形成、主体参与、绿色转型等方面实现系统性重塑，从计划主导转向市场配置资源，从区域分割走向全国联通，从单一电能量交易拓展为电能量、辅助服务、绿电绿证协同运行的多元体系，为能源安全保供、新型电力系统建设与 “双碳” 目标落地提供坚实支撑。

我国电力市场改革以 2015 年新一轮电改启动为起点，历经近十年深耕，近年步入加速成熟期。多层次协同的市场架构全面成型，构建起中长期为基础、现货为关键、辅助服务为支撑、绿电绿证为特色的完整体系。中长期交易覆盖多年、年度、月度、月内全周期，以双边协商与集中竞价为主，锁定大部分电量与价格，成为电力保供 “压舱石”。现货市场建设实现从试点到全覆盖的突破，南方区域市场实现五省区统一出清、连续结算，成为全球集中统一出清规模最大的区域电力市场。辅助服务市场实现全覆盖，调峰、调频、备用等调节能力通过价格信号高效激励，虚拟电厂、独立储能等新型主体快速入市，提升系统灵活性。

市场联通性显著增强，打破区域壁垒、推进全国统一成为核心主线。2025 年国家电网与南方电网建立跨经营区常态化交易机制，实现电网 “硬联通” 向交易 “软联通” 跨越，网间余缺互济、资源共享常态化。省间现货市场成熟运行，跨省交易电量占比持续提升，有效缓解东西部供需错配、新能源消纳与用电高峰缺口等问题。规则体系加速统一，以“1+6”基础规则为框架，统一注册、结算、信息披露标准，推动市场从 “各自交易” 向 “联合出清” 转型，降低交易成本、提升运行效率。

价格形成机制更趋完善，市场化定价主导地位确立。中长期交易以市场自主定价为主，集中竞价按统一边际出清原则执行，稳定企业用电成本。现货市场采用分时节点电价，精准反映实时供需与电力价值，高峰高价引导顶峰出力、低谷低价促进新能源消纳，价格发现功能充分显现。容量电价、辅助服务价格等机制逐步健全，弥补煤电固定成本，激励灵活性资源投资，破解 “新能源大发时低价、系统需要时缺出力” 的难题。同时建立价格修正与市场力防控机制，防范极端价格波动，保障市场平稳运行。

市场主体格局深刻变革，参与广度与活跃度持续提升。发电侧从传统煤电为主，转向煤电、水电、新能源、储能、虚拟电厂多元共存，新投产新能源项目全面入市。用户侧全面放开工商业用户入市，售电公司快速发展，用户拥有购电选择权，可通过中长期合约锁定成本、参与现货优化用电。电网企业回归 “管住中间” 定位，保障公平开放与可靠输送，交易机构独立规范运行，市场监管体系不断完善，形成公平竞争、规范有序的市场生态。

绿色转型成为市场建设鲜明导向，绿电、绿证市场快速发展。全国实现绿电交易全覆盖，实行电能量与环境价值分离，鼓励多年期绿电交易，助力企业零碳采购。为新能源增值、碳减排核算提供可靠支撑。现货市场通过实时价格信号，有效平抑新能源出力波动，提升消纳效率，宁夏、甘肃、青海等新能源大省通过市场机制实现利用率稳步提升，为高比例新能源接入提供市场化解决方案。

电力市场变革带来多重红利。保供方面，中长期锁定基础电量，现货激发顶峰能力，辅助服务保障系统稳定，迎峰度夏、度冬期间市场机制成为电力安全稳定的关键支撑。效率方面，全国资源优化配置降低供电成本，提升整体能效。转型方面，市场引导新能源快速发展、储能与虚拟电厂等新型业态壮大，推动能源结构向清洁低碳加速转型。

2026 年国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确到 2030 年基本建成全国统一电力市场，现货市场全面正式运行，规则标准全面统一。下一步，我国将持续深化市场融合，完善中长期、现货、辅助服务、容量市场协同机制，扩大跨区交易规模，健全风险防控体系，提升市场治理能力。

从地方试点到全国统一，从单一交易到多元协同，从计划定价到市场定价，全国电力交易市场已完成历史性转型。未来，随着统一市场体系成熟完善，市场在电力资源配置中的决定性作用将充分发挥，为保障能源安全、推动绿色发展、服务经济高质量发展注入更强动力，助力我国能源革命迈向新高度。