一、问题：用电需求增长与系统调节压力并存，亟须以市场机制提升资源配置效率 随着经济持续恢复和产业结构优化升级，电力消费规模不断扩大，电力系统面临"量的增长"和"结构的变化"双重挑战。一方面，供需平衡更依赖跨区域互济与灵活调度；另一方面，新能源装机增长导致出力波动性增强，迫切需要通过价格信号和交易机制引导电源、电网、负荷协同运作，提升系统韧性与运行效率。电力市场化交易规模和质量已成为衡量资源配置能力的重要指标。 二、原因：交易规模扩大、跨区互济增强与品种创新共同推动市场活跃度上升 国家能源局数据显示，2025年全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重达64%，较上年提高1.3个百分点。交易电量占比持续提升，反映出市场电力资源配置中的基础性作用更增强。 从范围看，省内交易电量50473亿千瓦时，同比增长6.2%，表明各地通过中长期合同、增量交易等方式稳定供需预期、压实保供责任。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，反映出区域间电力互济需求上升，跨区通道利用效率和跨省协同机制在改善。值得关注的是，跨电网经营区交易电量达34亿千瓦时，虽占比不大，但具有制度突破意义，为更大范围统一市场奠定实践基础。 从品种看，中长期交易电量63522亿千瓦时，仍是市场"压舱石"，有助于稳定电价预期、保障发用电主体长期规划。现货交易电量2872亿千瓦时，规模持续扩大，说明以实时或日前价格信号引导资源优化配置的作用正在显现。此外，绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%，反映出绿色电力消费需求增强，市场化促进清洁能源消纳的政策效应逐步释放。 三、影响：保供能力与系统效率同步提升，绿色转型加快推进 市场交易规模扩大的直接影响是电力要素在更大范围、更高频次的流动，增强迎峰度夏等关键时段的保障能力。迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽，说明了区域间互济从"应急式"向"机制化"延伸，有助于缓解极端天气、负荷高峰等不确定因素对局部地区供电安全的冲击。 跨区调配方式创新同样值得重视。10月，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配，意味着跨经营区资源配置开始更多依托市场化方式完成，有利于减少行政协调成本，让电力在价格信号引导下实现更精准的时空匹配。 更深层的影响在于绿色转型。绿电交易显著增长，既满足了企业绿色用能需求，也为可再生能源提供更稳定的市场出口，促进新能源从"装机增长"向"消纳提升、价值实现"转变。随着中长期与现货市场协同完善，新能源波动性带来的系统成本有望通过市场机制更透明地分摊与优化，为后续更大规模清洁能源并网创造条件。 四、对策：完善统一市场规则与基础设施，强化跨区交易常态化和风险防控 2025年，跨电网经营区常态化电力交易机制建立，在国家电网、南方电网分别组织电力交易的基础上，上线"网上电力商城"，为统一电力市场体系高效运行提供平台支撑。下一步要推动机制优势进一步转化为治理效能，重点在三个上发力： 其一，推动规则衔接与标准统一。跨经营区交易涉及调度、结算、偏差考核等多环节，需要交易规则、信息披露、计量结算、信用管理诸上实现更高水平一致，降低市场主体跨区参与成本。 其二，增强现货市场对系统运行的支撑能力。现货交易规模扩大是趋势，但必须与电网安全约束、辅助服务市场、容量机制等形成组合政策，既用价格信号提升效率，也防范价格异常波动对产业和民生的冲击。 其三，提升绿色电力交易的可追溯性与公信力。随着绿电需求攀升，应改进绿电、绿证与碳减排对应的机制的衔接，健全追溯体系和核算标准，形成可验证、可比较、可交易的绿色价值实现路径。 五、前景：统一电力市场加速成形，跨区互济与绿色消费将成为增长主线 从数据变化看，跨省跨区交易增速快于省内交易，现货与绿电交易扩容明显，说明市场体系正在由"规模扩张"走向"结构优化"。可以预期，随着跨经营区常态化交易机制的成熟、平台化交易能力提升以及现货市场建设持续推进，全国统一电力市场将更好发挥"保供稳价、优化配置、促进消纳"的综合功能。 同时，极端天气频发、产业用能结构升级、企业绿色用能需求提升等因素，将持续抬升跨区互济与绿色电力交易的重要性。未来一段时期，电力市场建设的关键不只是交易量增长，更在于通过更完善的价格体系和更透明的规则体系，让电力要素在更大范围实现高效流动，推动能源安全与绿色转型协同并进。
从6.6万亿千瓦时的交易规模到64%的市场化占比，数字见证着中国电力体制改革的历史性跨越；在构建新型电力系统的征程上，市场化机制正成为优化资源配置、促进清洁消纳的关键引擎。面向未来，如何在确保电力安全的前提下继续打破省间壁垒、完善价格形成机制，仍需各方持续探索创新。这场深刻的能源革命正在重塑中国电力行业的发展格局，也为全球能源转型贡献着东方智慧。