建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场的重点任务，是高水平社会主义市场经济体制在能源领域的重大实践。
2014 年，中央财经领导小组第六次会议提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为深化电力体制改革提供了遵循。
2024 年，党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出要“聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，为我国统一电力市场建设发展指明了方向。
近年来，我国电力市场化改革成效显著，电力市场交易规模快速扩大，多层次电力市场体系建设有序推进，多元竞争主体格局初步形成，电力商品的多元价值属性进一步显现，电力市场监管体系更加健全，电力系统运行效率和资源配置效率不断提升。
“双碳”目标下，我国正在加快构建新型电力系统，风、光等新能源已成为新增装机主体，发电量占比逐年提高，电力系统的物理形态和运行特征正在发生深刻变化。同时，一次能源价格波动、用电负荷增长、气候变化等多重影响，对我国电力体制改革顶层设计、电力市场体系建设、电价机制完善以及科学监管等 提出了更高要求。
一、发展现状与问题挑战
(一)发展现状
近年来，我国电力市场建设成效显著，体制机制不断完善， 改革红利不断释放，资源配置进一步优化，电力市场在提升电力系统清洁低碳、安全高效水平方面的作用愈发明显。全国统 一电力市场建设为加快构建新型能源体系、支撑经济社会高质 量发展注入了新的活力和动力。
全国统一的电力市场规则体系基本建立。中共中央、国务 院部署新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推 进，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕 9 号)、《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752 号)、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导 意见》(发改体改〔2022〕118 号)等电力体制改革、电力市场 顶层设计政策文件相继出台。
《电力市场运行基本规则》(国家 发展改革委 2024 年第 20 号令)及《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889 号)、《电力现货市场基本规则(试行)》(发改能源规〔2023〕1217 号)、《电力市场信息披露基本规则》 (国能发监管〔2024〕9 号)、《电力市场注册基本规则》(国能发 监管规〔2024〕76 号)等基本规则陆续完成制修订，逐步构建起全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。
图 1-1 全国统一电力市场“1+N”基础规则体系
电力市场总体框架基本形成。目前，我国已初步形成“管 住中间、放开两头”的体制架构，基本建成“统一市场、协同 运作”的电力市场总体框架。电力市场在空间范围上覆盖省间、 省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内(旬、周、 多日)和日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅 助服务等交易品种。
市场间的协同运作水平不断提升，有效促 进了资源的大范围优化配置和能源清洁低碳转型。
电力市场运营服务基础逐步完备。目前，全国电网已经实 现了互联互通(除台湾地区外)，电网网架结构、配置能力全面 跨越提升，西电东送输电能力超过 3 亿千瓦，为能源资源大范 围配置提供了有力支撑。全国已建立 2 个区域性交易机构和 33个省(区、市)交易机构，并实现独立规范运行，各电力交易 机构依托电力交易平台开展相关业务，电力交易平台建设持续深化。
电力价格主要由市场决定的机制初步建立。国家通过深化 上网电价改革、开展输配电价成本监审、建立容量电价机制等方 式，不断完善电力价格形成机制，放开竞争性环节价格，科学反 映电力成本变化和电力商品多元价值，更加适应新型电力系统构 建要求。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》
(发改价格〔2021〕1439 号)要求燃煤发电和工商业用户全部进 入电力市场，建立了市场化的价格机制。目前，我国已形成跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网三级输配电价体系，输配电 价成本监审工作有序推进。《关于第三监管周期省级电网输配电 价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526 号)进一步完善市 场化环境下用户侧的电价构成和形成机制。《关于建立煤电容量 电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501 号)建立了容量电价 机制，实行煤电两部制电价政策，更加适应煤电向基础保障性和 系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标的实现。
电力市场规模持续增长。《关于进一步深化燃煤发电上网电 价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439 号)以及《关 于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价 格〔2021〕809 号)印发以来，我国发用电计划进一步放开，电 力市场交易规模不断扩大。
2023 年，全国各电力交易中心累计 组织完成市场交易电量 5.67 万亿千瓦时，同比增长 7.9%，占 全社会用电量比重为 61.4%，占售电量比重超过 75%。
市场规 模自 2016 年起，8 年增长了近 5 倍，全社会用电量市场化率 提高 40 个百分点。
全国跨省跨区市场化交易电量接近 1.2 万 亿千瓦时，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断 增强。
经营主体数量快速增长，市场开放度、活跃度大幅提升。 截至 2023 年底，全国电力市场累计注册经营主体 74.3 万家，同比增长 23.9%。其中，发电企业 3.3 万家，电力用户 70.6 万家， 售电公司 4074 家。各类经营主体市场参与度和技术能力不断提 升，电力市场活跃度进一步提高。
电力市场功能作用不断增强。电力中长期市场已在全国范 围内基本实现常态化运行，中长期交易规模持续增长，2023 年 全国中长期交易电量占市场交易电量比重的 90% 以上，中长 期合同履约率超过 96%，成交价格平稳，充分发挥了电力中 长期交易保供稳价的基础作用。
中长期市场在省间、省内全覆盖基础上正逐步转入连续运营，近 10 个省份已实现按工作日连续开市，省间多通道集中优化出清交易转正式运行，跨省跨 区交易方式更加灵活。
山西、广东、 山东、甘肃和省间电力现货市场陆续转入正式运行，蒙西、湖 北、浙江等试点持续开展连续结算试运行，南方区域电力市场 开展多轮结算试运行。各地区积极探索实践，电力现货市场建 设正从试点逐步走向全国。从各地现货市场运行情况来看，现货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力 供需水平，发用两侧主体主动响应价格信号，发挥了削峰填谷作用。
市场化交易的辅助服务品种不断 拓展，初步建立市场引导的辅助服务资源优化配置机制，形成以 调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场 体系，实现了市场对资源的优化配置，对保障电力系统安全稳定 运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极的作用。
部分地区积极推动辅助服务市场机制创新，积极探索辅助服务市 场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调 节资源等新型主体参与辅助服务市场，取得了良好效果。
电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展 需要，新能源入市节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化 交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%。部分大 型发电企业新能源参与市场比例已超过 50%。
积极构建绿电、绿证市场体系，印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专 章》(发改能源〔2024〕1123 号)、《可再生能源绿色电力证书核 发和交易规则》(国能发新能规〔2024〕67 号)，不断完善交易机 制，促进绿电、绿证交易规模不断扩大，2024 年上半年全国绿电 交易电量达到 1519.3 亿千瓦时，交易绿证 1.6 亿个。
电力市场监管体系日趋完善。着力推动全国统一电力市场 建设，持续加强电力市场顶层设计与市场监管体系建设，制修订《电力市场监管办法》(国家发展改革委 2024 年第 18 号令)、《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》(国家发展改革 委 2024 年第 15 号令)、《电网公平开放监管办法》(国能发监管 〔2021〕49 号)、《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》(国能发监管〔2023〕57 号)等文件， 进一步适应电力市场监管新形势。
强化电力市场监管工作，在持 续深化常规监管工作基础上，定期开展电力领域综合监管，针 对电力市场秩序、分布式光伏备案、调节性电源建设等重点问题 开展专项监管，严肃查处违法违规行为，维护公平竞争的市场秩序，保障市场成员合法权益。不断推进数字化监管能力建设，研 究建立电力市场数字化监管指标体系，部分省份已初步建立数 字化监管平台，监管效能进一步提升。
市场监督评价机制进一 步健全，逐步形成了市场成员自律和社会监督机制，市场管理 委员会作为独立于电力交易机构的自治性议事协调机制，在市 场监督、规范市场运作方面发挥了重要作用，与运营机构市场 监测、监管机构专业监管共同构成电力市场运行“三道防线”。 电力市场经营主体信用信息共享基本实现，信用评价体系进一 步完善并积极探索实践。
电力交易人才队伍建设加速推进。“电力交易员”作为新职 业正式纳入《国家职业分类大典》，《电力交易员国家职业标准》 正式发布，职业培训、认证、竞赛体系不断完善。中国电力企业联合会于 2023 年成功举办首届国家级电力交易员职业技能竞 赛，24 家参赛单位 75 支参赛队 225 名选手参加了此次决赛，通 过竞赛弘扬了工匠精神，带动了电力市场化人才队伍成长。
(二)问题挑战
从世界范围来看，我国的用电需求、发电装机规模、清洁 能源总量位居世界前列，国内各地经济发展水平、能源资源禀 赋、用电结构等差异很大，电力市场建设复杂程度高。伴随近 年来能源绿色转型加快和国际能源格局调整，低碳转型和保供 稳价的要求愈发凸显，全国统一电力市场建设面临着前所未有 的挑战。
多层次电力市场协同运行亟待进一步加强。我国已基本 形成了跨省跨区市场和省(区、市)/ 区域市场协同运作的 电力市场体系，但各省(区、市)/ 区域市场的市场框架、 市场规则、交易品种、平台建设、服务管理标准均存在较大 差异，市场间仍存在一定程度的交易壁垒，部分地区存在以 行政手段不当干预市场的问题。受新能源快速发展和供需形 势变化等因素影响，跨省跨区交易在交易价格、送受电曲 线等方面存在成交困难的情况，跨省跨区交易机制亟待进 一步健全。
电力市场功能和交易品种有待进一步丰富。中长期交易普 遍采用的年度月度定期开市、月内按需组织的模式，难以适应 新型电力系统下市场建设面临的新挑战，部分地区尚未开展中 长期分时交易与分时结算，难以实现中长期市场与现货市场的有效衔接。
全国现货市场建设快速推进过程中也面临各省市场 规则还需根据试运行情况不断迭代，省间、省内现货市场协同 运作有待进一步提升，发用双方共同参与的现货市场机制还需 完善等现实挑战。
电力辅助服务市场产品类型有待丰富、激励 效果有待提升、参与主体有待扩容、费用疏导机制有待完善， 亟需调整以满足新能源大规模接入下电力系统安全稳定运行 需求。
支撑新能源大规模发展和入市的政策机制仍需完善。随着 新能源持续快速发展，新能源消纳压力不断增大，适应新能源 出力波动性大、预测难度大特性的市场机制尚需完善，需要统 筹设计适应新能源特性的市场体系和交易机制，支撑高比例新 能源参与市场。此外，反映新能源环境价值的配套政策措施有 待完善，对用户消费可再生能源的引导作用不足，新能源的绿 色价值未充分体现。
提升系统充裕和灵活调节能力的市场机制需要创新。市场 经营主体参与辅助服务市场机制需要细化设计，亟需根据系统 需求及新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等经营主体特性进一 步完善辅助服务交易机制，引导各类主体释放调节潜力。用户 侧资源存在“数量庞大、非标准化”的特征，一定程度上影响 用户侧可调节资源的充分利用，用户侧可调节资源参与市场的 技术要求和市场设计有待完善。
电力零售市场亟待加快规范建设。当前我国零售市场整体处 于建设初期，各省电力零售市场在合同管理、平台建设、信息 服务、人员管理等方面存在差异，在实际运行中仍有多方面问 题亟待解决和规范。
电力市场风险防范机制和监管体系亟待健全。我国电力系 统结构庞大、体系复杂，随着电力市场化改革深入推进、新型 电力系统加快构建，市场环境发生深刻变化，风险防控难度快 速增长。面对可能出现的价格波动风险、经营主体履约风险、 市场失灵以及违法违规行为，需要建立健全相关机制，进一步 完善电力市场监管体系，采取有效措施辨识、分析、预警和处 置各类风险，采用现代化监管方式，定期开展市场评估，持续 提升监管效能，保障电力市场平稳运行。
