问题：经济社会用电需求持续增长、能源结构加快调整的背景下，我国电力系统面临多重约束：一是资源与负荷分布不均，西部清洁能源富集、北部支撑性电源较多，而东部沿海与南部负荷中心需求集中，区域间“富余与紧张”并存；二是新能源占比提升带来波动性与不确定性，对灵活调节能力、跨区互济能力提出更高要求；三是迎峰度夏、度冬等关键时段保供压力仍然存在——既要守住电力安全底线——又要推动低碳转型与价格平稳运行，考验资源优化配置效率； 原因：电力市场化改革持续深化，为破解上述矛盾提供了制度性抓手。国家能源局披露，2025年全国累计完成电力市场交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%；市场化交易电量占全社会用电量比重达到64%，同比提高1.3个百分点，表明电力资源配置更多依靠市场机制实现。省级现货市场连续运行实现基本全覆盖，中长期市场连续运营，叠加新能源全面参与市场、经营主体数量突破100万家，交易机制更趋灵活高效。，全国统一电力市场建设与区域市场共同推进，南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角及东北、西北、华中等区域省间互济机制持续完善，为更大范围的电力“余缺互补”奠定基础。 影响：更大范围的跨省跨区交易正在成为电力资源优化配置的重要载体。2025年跨省跨区交易电量达到1.59万亿千瓦时，同比增长11.6%，增速高于全国市场交易电量平均增速。度夏高峰期间，“三北”地区跨区外送通道实现满送，省间现货市场支援川渝等20余个省份电力保供，跨区域资源调配能力明显增强。典型案例显示，闽粤直流全时段满功率送电，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽，全国跨区通道最大实际送电功率达1.51亿千瓦；跨电网经营区交易电量达到34亿千瓦时，电力跨区流动的规模与效率同步提升。对企业和居民而言，市场交易规模扩大与价格信号更充分传导，也有利于形成更加透明、可预期的用能成本环境。 在保供层面，现货市场通过“高峰高价、低谷低价”的价格机制，引导电源侧、负荷侧形成双向响应，强化系统在极端负荷日的韧性。以2025年山东、广东、安徽等地电力负荷创新高当日为例，现货市场的价格激励促使发电机组主动加强运维保障，实现机组非停率和受阻率低至“双零”，为高峰时段供应提供支撑。对电力系统而言，这意味着保供手段正从单纯依赖行政调度向“市场引导+调度协同”转变，有助于提高全链条效率。 在绿色转型层面，绿色电力交易快速增长。2025年全国绿色电力交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模为2022年的18倍；多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时。跨经营区常态化交易机制实现突破，大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电，绿色用能需求得到更精准匹配。与此同时，现货与中长期市场的价格信号能够更真实反映不同时段、不同区域的供需状况，使新能源在供应充足时段的环境价值与高峰时段的保供价值得到更充分体现；辅助服务市场完善调节资源价值实现机制，推动储能、可调负荷等资源参与系统调节。数据显示，2025年山东446万工商业用户响应价格信号“削峰填谷”，转移晚高峰负荷225万千瓦，并增加午间新能源消纳空间583万千瓦，需求侧响应正成为提升新能源消纳能力的重要变量。 对策：面向全国统一电力市场的深入完善，制度规则与市场机制需要更好协同。国家发展改革委、国家能源局近期对2020年版《电力中长期交易基本规则》修订形成2025年版新规则，意在适应新型电力系统和市场发展新变化。下一步关键在于：一是持续打通省间壁垒，完善跨省跨区交易与结算机制，提高跨经营区交易便利性和稳定性；二是强化中长期与现货市场衔接，推动价格发现更及时、风险管理工具更健全，提升企业锁定成本与对冲波动的能力；三是完善辅助服务与容量、灵活性资源的价值机制，引导储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新业态规范入市、发挥作用；四是加强市场监管与信息披露，维护公平竞争秩序，防范市场操纵与不当交易行为，保障市场健康运行。 前景：随着电力供需形势变化、一次能源价格回落以及市场主体多元化加速，电力市场在“稳供给、促消纳、优配置、降成本”上的综合效应有望继续释放。全国统一电力市场体系将更深度嵌入新型电力系统建设：一方面通过更大范围互济提升系统安全韧性，另一方面以价格机制引导源网荷储协同，促进新能源高比例消纳与产业绿色低碳转型。可以预期，跨省跨区交易规模仍将保持增长态势，绿色电力长期合约将更广泛服务企业绿色用能与出口合规需求，市场化机制在保障能源安全与推动高质量发展中的基础性作用将更加凸显。
全国统一电力市场建设已成为推动新型电力系统发展的重要动力；市场化机制的完善优化了电力资源配置，既保障了能源安全，又促进了绿色转型，让改革成果惠及全社会。随着市场基础条件的改善和政策持续推进，电力市场将继续发挥多重作用，为高质量发展提供坚实的能源支撑。