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| 全国统一电力市场建设面临三大挑战 |
| 来源：中国能源观察 作者：王建明 时间：2026/1/28 |
全国统一电力市场是全国统一大市场的重要组成部分，也是推动能源转型、优化电力资源配置的关键支撑。由国家能源局统筹组织、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出，将分“三步走”推动统一电力市场建设：到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善；到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通；到2035年，完善全国统一电力市场，实现全国统一基本规则、统一技术标准、统一运营监管。国家层面的路线图与时间表，为下一步从试点向体系化、规则化推进提供了制度依据与政策预期。在这一顶层设计与政策推进的背景下，我国电力市场建设取得了显著成效，主要体现在以下几个方面：
一是可再生能源规模化和产业化推进速度远超预期。在“双碳”目标引领及新能源技术进步推动下，我国风电与太阳能装机呈现井喷式增长。2024年我国风电、太阳能发电总装机提前6年完成在气候雄心大会上承诺的12亿千瓦目标。2025年我国风电、太阳能装机首次超过火电，预计年底达到18亿千瓦以上。我国在推进绿色能源转型方面不断取得标志性成效。
二是省级现货市场启动加速，市场运行机制初步形成。近年来，我国在全国统一框架下，推动省级及省间现货市场试点建设，目前连续开展现货交易的省份达到28个（含南方区域5省区），其中7个进入正式运行。以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑，涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成。
三是辅助服务市场与新型灵活资源参与机制取得突破性进展。国家今年印发的《电力辅助服务市场基本规则》健全了电力辅助服务费用传导机制，构建了统一规范的电力辅助服务市场体系。同时，各地在参与主体以及规则设计方面开展了诸多创新试点，例如引入虚拟电厂参与辅助服务、推动新型储能参与电力市场交易以及探索工业可中断负荷和负荷聚合商等用户侧资源的市场化参与路径。
四是绿证与绿电市场机制初步形成、规模迅速扩大。受RE100组织无条件认可、重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算等事件及政策影响，我国绿证市场需求不断升温。截至2025年9月底，我国累计的绿证发放量已经达到了70亿个。同时，多年期绿电协议（PPA）、跨经营区绿色电力交易、分布式项目聚合参与绿色电力交易等市场机制创新也在推动绿证的发展。
五是跨省跨区交易机制为更大范围资源优化配置奠定基础。2025年1—10月，全国跨省跨区交易电量已达1.3万亿千瓦时，同比增长12.5%，高于全国交易电量增速4.6个百分点。同时，价格体系改革、分时电价与节点电价探索等改革试点正在推进，有助于更准确反映时空电力价值，并为市场化资源调配和投资决策提供更清晰的经济信号。
三大挑战
尽管不断取得的发展成效为构建全国统一电力市场奠定了坚实基础，但伴随着新能源装机比重的快速提升，随机性、波动性影响凸显，我国电力市场运营正发生深刻变化，全国统一电力市场建设面临三大挑战。
一是新能源消纳压力愈发凸显。2024年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%，风电平均利用率达95.9%；全国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%，光伏发电利用率达96.8%。国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》已提出，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。这意味着，伴随着新能源装机迅速提升，坚守了多年的95%新能源消纳红线出现松动。我国不同地区之间用电负荷水平和新能源发电装机的严重不匹配，结果必然是新能源无法主要在本地消纳。目前，受限于新能源外送调节责任分担、本地发电企业收益、税收就业等因素，新能源跨省灵活送电机制进展缓慢。
二是电力交易机制有待完善。中长期交易机制方面，问题主要体现在中长期价格与现货价格关联性不足，中长期交易频度不高且流动性不够，中长期签约比例要求有待优化，带曲线签订中长期规则有待改进。现货市场机制方面，问题主要体现在市场规则不合理、不统一，现货市场与中长期、辅助服务市场等衔接不顺畅，价格信号的引导作用不充分等。辅助服务市场机制方面，问题主要体现在辅助服务品种相对单一（以调峰辅助服务为主，调频和备用辅助服务为辅，其他辅助服务品种仍有待推进）、辅助服务市场参与主体有限（电力系统中出现的各种新型主体未有效纳入市场）、辅助服务费用分摊不尽合理（当前辅助服务费用主要由发电侧分摊，未能有效向引致成本的终端用户疏导）。
三是新能源绿色环境价值未充分体现。绿证方面，在国家电网有限公司经营区，2022年交易绿证145万张，交易均价为28.10元/张；2023年交易绿证2364万张，交易均价为19.22元/张；2024年的交易均价为5.59元/张，折合度电价格不到0.6分钱（1个绿证对应1000千瓦时可再生能源电量），这不仅远低于其环境价值，也低于大部分国际市场的绿证价格，反映出当前我国绿证市场缺乏刚性需求支撑。绿电方面，全国绿色环境溢价（相对煤电均价）普遍偏低，有些省份绿电成交均价低于煤电均价。主要原因包括绿电绿证自愿认购激励机制不足、绿电供给需求区域不匹配以及绿电存在省间交易壁垒等。
政策建议
能源消纳难，根源在于电力交易机制未能有效反映其时空价值和调节成本。而交易机制改革缓慢，又与绿色环境价值未能充分体现、无法激励灵活性资源投资密切相关。三者相互关联，必须系统性破局。重要工作抓手就是加快全国统一电力市场建设，着力构建适应绿色低碳转型的市场机制。
进一步完善可再生能源消纳促进机制。2019年设立的可再生能源电力消纳责任权重机制实施以来，每年最低消纳责任权重都在提升，对促进可再生能源消纳发挥了重要作用，但该机制也存在不足之处。一是责任主体和处罚力度方面。目前机制实质上的责任主体是省级政府，且相关文件仅要求“督促未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒”，但实际中未见披露对消纳责任权重未达标相关省份的处罚情况。建议在新的制度中将责任落实到用电主体，并制定统一明确而有力度的处罚措施。二是与碳市场协同促进可再生能源消纳方面。国家发布的《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》提出，到2027年，全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业。已公布的钢铁、水泥、电解铝行业工作方案中明确提到只计入“化石燃料燃烧、工业过程等产生的直接排放”。建议该机制与碳市场扩围同步联动，为相关行业设定明确的绿电消费比例要求。
进一步完善适应新能源特性的电力交易机制。当前电力交易机制存在中长期交易刚性要求过强、现货市场价格区间受限、辅助服务市场分摊不合理等问题。建议根据各地实际情况，逐步放宽新能源签约中长期交易合约比例，并通过开展更短周期、更高频率的中长期交易，利用合适的调整机制，更大限度地提升新能源发电企业优化调整中长期交易曲线的能力；适当放宽现货市场价格上限，使其与用户失负荷价格挂钩，并在负荷侧推进按节点电价结算，准确反映不同地理位置的用电成本；在辅助服务市场中增加如爬坡、系统惯性、快速调频、黑启动、电压支撑等辅助服务品种，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能、充换电站等用户侧资源参与电力辅助服务市场，将辅助服务费用向用户疏导时要对其合理性严格监管。
进一步完善新能源绿色环境价值兑现的协同机制。建议加快推动绿证成为我国产品碳足迹核算、绿色金融认证、ESG（环境、社会和公司治理）评价的唯一或主要凭证。在国家层面，将重点出口行业（如光伏、电池、新能源汽车）的绿电消费比例与出口退税、行业准入等政策适度关联，引导外向型企业主动消费绿电、购买绿证，以应对国际绿色贸易壁垒。建议研究绿证价格与碳市场配额价格的联动机制。例如，参考其绿证代表的碳减排量在碳市场的价值设定其交易底价，避免其价格远低于碳价的“价值洼地”现象，从而稳定市场预期，激励对新能源的长期投资。建议积极参与国际绿证标准的制定与协调，加快推动我国绿证与国际主流绿证的互认机制。
展望未来
建设全国统一电力市场，核心在于还原电力的商品属性，以市场化手段解决行政手段难以触及的效率问题。构建一个覆盖范围更广、交易品种更全、市场机制更活的统一市场，才能在更大范围内打破省间壁垒，实现资源优化配置。这不仅能有效提升电力系统对高比例新能源的适应能力，解决“发得出、供得上、用得好”的现实矛盾，更能为产业链上下游提供清晰、稳定的价格信号，引导清洁能源投资与技术创新由“政策驱动”向“市场驱动”平稳过渡。
全国统一电力市场的建设直接关乎我国经济社会发展全局。它是培育能源领域“新质生产力”的重要基础设施，也是应对国际绿色贸易壁垒、提升我国在全球气候治理中话语权的有力武器。改革非一日之功，构建全国统一电力市场是一项复杂的系统工程，需要政府部门、电网企业、发电集团及用电主体协同发力。展望未来，随着市场基础制度规则的统一和监管体系的完善，一个以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向的新型能源体系必将成型。这不仅将成为驱动能源绿色转型的核心引擎，更将夯实国家能源安全的根基，为如期实现国家“双碳”战略目标、保障经济社会高质量发展注入源源不断的动力。
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