——畅通国内大循环的能源破局

来源：中国能源观察  本刊记者 刘光林

输入电量、电价，一键上传，然后等待成交结果。如今，对于大多数有电力交易需求的经营主体而言，到市场上买电卖电已成家常便饭。

作为全国统一大市场建设在能源领域的关键落子与生动实践，全国统一电力市场建设取得了实质性跨越和突破性进展，其强大的资源配置能力，为全国用电量突破10万亿千瓦时提供了完美助力。

2025年1—11月，全国累计完成电力市场交易电量6.03万亿千瓦时，同比增长7.6%，占全社会用电量比重63.7%，同比提高1.3个百分点，市场化进程明显加速。

全球规模最大的电力系统，在市场化的催动下焕发出新的生机与活力。这场以市场化为核心的能源革命，不仅重塑了电力供需格局，更为构建国内大循环提供了重要引擎。

电力市场化配置与优化能力持续提升

如今，全国已悄然编织成一张覆盖960万平方千米的电力交易网络。作为事关国计民生的基础资源，电力的流通范围早已不再局限于省内，通过市场化的供需选择，西部的一滴河水、一阵疾风、一缕阳光，都可被转化并转移至东部，用来照亮黑夜的都市，驱散严寒与酷暑，成为社会运转所需的关键能量。

“我们像搭积木一样，逐步有序建立起一个品类多元、功能完善的电力市场。”2025年8月26日，在国新办举行的新闻发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军介绍，“从空间上来看，有省内交易，也有省间交易；从时间上来看，有年度、月度交易，也有日内、实时交易；从交易品种来看，除了基本的电能量，还有调峰、调频、备用这些辅助服务品种。”

“全国统一电力市场实现电力资源在全国范围内共享互济和优化配置，通过分时价格信号精准引导供需双侧响应互动，有力发挥保供应、促消纳作用。”在2025电力市场秋季论坛上，北京电力交易中心副总经理李竹表示。

区域电力市场互济交易模式建立。在更短周期，通过发挥区域同步电网的资源互济作用，实现区域内电量余缺互济，以及调节资源的共享。

当然，电力市场化交易也不会止步于区域，更是实现了跨区甚至跨电网经营区的更大范围配置。

2025年7月份，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，明确2025年将实现跨电网经营区交易常态化开市，有力支撑度夏期间电力保供，并探索达成多年期绿电交易签约。

“跨电网经营区的常态化交易，真正让‘塞北的风点亮湾区的灯’。”对于跨电网经营区交易常态化的意义，李创军用更加形象的语言进行了解释。

在上述机制框架下，北京、广州两大电力交易中心联合组织，达成2025年7—9月南方送华东电力互济交易。超24亿千瓦时电能从广东、广西、云南全天候输送至上海、浙江、安徽、福建等地。

“它打破了国网经营区和南网经营区的障碍，真正实现了能源资源在全国范围内的优化配置。”在肯定了跨电网经营区常态化交易的作用之后，李竹又介绍，国家电网和南方电网已经首次组织了度夏期间（云霄）直流全时段南网满送华东，并开展了跨经营区的双向绿电交易和溯源。目前，国家电网和南方电网跨经营区交易已经实现按月常态化开市。

另外，电力市场化经营主体也延续稳步增长态势。截至2025年6月底，全国电力市场经营主体达到97.3万家，同比增长23.8%，其中发电企业3.7万家、电力用户93.1万家、售电公司4366家。

同时，电力市场上也涌现出大量新型主体。比如，在国家电网经营区交易中心注册新型主体超过4000家，新型主体也被获准参与市场化交易，如河北、浙江允许分布式能源发电项目通过聚合参与绿电交易；上海、北京、浙江实施新能源车充新能源电交易；新型储能也在不同省份建立了多维的成本回收机制；虚拟电厂在不同地区分别参与了现货市场、市场化需求响应等不同交易品种，初步探索出新型主体可持续发展的商业模式。

新能源全面入市实现更大范围消纳

“1—8月，新能源参与市场化交易电量已经接近6500亿千瓦时，同比增长超三成，已占新能源所有上网电量的近六成，下一步这个比例还会持续提升。”在2025年9月23日召开的2025新型电力系统发展（崇礼）论坛上，李竹作上述介绍。

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出“推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格”。

根据上述《通知》要求，全国各地适应新能源出力特性和成本优势，通过采取压缩中长期交易周期、开展现货市场实时交易、丰富辅助服务交易品种、大力推动灵活性资源上市等措施，不断推动新能源上网电量参与市场交易。

在国家电网经营区域，“23个省级电力市场纳入新能源，助力新能源公平高效利用。”国家电网有限公司电力调度控制中心主任董昱介绍，在省级市场，现货市场连续运行地区火电下调出力，为新能源发电腾出更大空间，有效助力新能源消纳。

据介绍，针对“沙戈荒”新能源大基地，国家电网提出“联营不联运”交易机制，一方面保障了大基地的平稳运行，另一方面有效保障了电网安全的底线，同时也有效激发了大基地内部风光火储不同资源灵活调剂的动力。

在南方电网经营区，自2025年6月28日南方区域电力现货市场转入长期试运行以来，发挥了最大限度消纳新能源的作用。因为具有价格优势，新能源赢得更多优先发电机会，通过现货市场统一出清，实现了新能源在南方区域范围内最大限度地消纳。

“特别是在汛期，云南和广西水电较多，大多数时段是云南、广西增送广东；而在个别时段，当广西清洁能源出力减小时，广西就不再送广东，甚至云南送广东的同时还要支援广西。”南方电网电力调度控制中心总经理黄河介绍，以2025年8月20日为例，广西、云南清洁能源大发，均具有增送广东的能力，其中云南增送1.07亿千瓦时，广西增送0.74亿千瓦时；而到了9月5日，云南水电大发，同时具备增送广东、广西的条件，便分别增送广东和广西1.49亿、0.26亿千瓦时。

另外，各地持续完善绿电绿证交易机制，省间市场以及山东、浙江、甘肃等省级市场均实现绿电带曲线交易，江西还试点开展小时级绿电交易。

现货市场建设加速 保供消纳作用显著

2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，对全国各地电力现货市场建设作出系统安排，各地也形成了阶梯式、加快推进的良好态势，省级电力现货市场建设实现新一轮提速。

历经多年探索实践，我国电力现货市场建设整体已经取得显著成就。自首批试点启动以来，全国31个省级电力现货市场已经启动建设，其中7个转入正式运行；国家电网与南方电网之间建立了跨经营区现货交易机制，进一步助力电力资源在全国范围内畅通流动；省间现货市场已转入正式运营，覆盖国网和蒙西26个省、超过6000个发电主体；区域电力现货市场加快构建，南方区域电力现货市场转入长周期结算试运行，京津冀区域电力现货市场将启动模拟试运行。

在国网经营区，电力现货市场建设取得显著成效。

“市场竞争活力持续迸发。目前，国网经营区用户侧以报量报价或接受价格方式参与现货市场。实现了源荷两侧调节能力的协同调用，发用双边和多元主体参与的市场格局初步形成。”董昱介绍。

发用电计划和电网运行调节通过市场形成，国网省三级调度建立了高效衔接的市场化生产组织流程。如，浙江现货市场采用5分钟滚动出清、调频和电能量联合出清的机制，进一步提高市场的及时性与准确性，更好地服务了电力生产运行。

电价电费结构进一步理顺，更好地反映发用电成本，促进各类主体公平承担系统责任。“各类电源公平参与市场竞争，电能量价格由市场形成、容量电价回收部分固定成本、辅助服务价格补偿系统调节成本、绿证价格体现环境成本的电力商品细分价格得到更好体现。”董昱表示。

现货价格“能涨能降”，与全网平衡形势和各类发电组成保持较好的一致性。比如，从省间现货来看，2025年春季清洁能源大发，消纳矛盾突出，成交均价为0.20元/千瓦时，成交量占48%；度夏保供期间，火电发挥兜底保障作用，最大提供了97%的省间现货电量，日最高均价升至0.77元/千瓦时。

全力支撑电力保供，积极促进低碳转型。2025年度夏期间，省间现货最大互济电力1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，江苏等非传统送端省份也积极参与外送；省级现货市场激励机组提升约5%的发电能力，有力支撑了电网保供。2025年1—8月，省间现货市场新能源发电成交77.5亿千瓦时，占36.5%；现货市场连续运行区火电新增9个百分点的下调能力。

另外，现货市场价格有效激励发用两侧协同优化。比如，山东市场化用户午间填谷583万千瓦，晚间移峰225万千瓦；甘肃新型储能平均年利用小时数同比增长超155小时，平均调频性能达到火电的1.5倍。

在南方电网经营区，南网区域现货市场已经稳定试运行超过3年，先后组织12轮次调电试运行，经过了枯汛期的转换、新能源大幅波动，以及2024年17级超强台风的严酷考验，还有多个不同时间尺度的试运行检验，基本上完成了目标，总体运行平稳。

南方区域电力现货市场通过统一出清，保障具备价格优势的清洁电源优先发电，实现清洁能源在全区域范围内最大限度消纳。

另外，“区域现货价格能涨能跌，燃料成本及时有效疏导，供应紧张时能有效激励发电积极性，有效促进电力供应。”据黄河介绍，比如在夜间时段，海南供应紧张，现货价格较高，广东支援海南；而广东早、晚高峰时段供应紧张，现货价格较高，海南便支援广东。2024年11月全月结算试运行期间，云南机组平均非停受阻率较10月明显下降。广东现货启动后机组非停受阻率维持在1.5%以下。

顶层设计与规则体系持续完善

2025年4月3日和7月18日，国家发展改革委、国家能源局分别联合印发《电力辅助服务市场基本规则》和《电力市场计量结算基本规则》。至此，我国以《电力市场运行基本规则》为基础，以电力中长期、现货和辅助服务三大交易规则为主干，以市场注册、计量结算、信息披露基本规则为支撑的全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步建设完成。

“大家可以把它（‘1+6’基础规则体系）理解为电力市场的四梁八柱或者‘地基’和‘框架’。”李创军表示，“这从根本上解决了以前各地市场规则碎片化、差异化的问题，打破了地方保护和省间壁垒，在全国范围内统一了电力市场的‘度量衡’，保障了市场公开透明和公平竞争。”

在2025电力市场秋季论坛上，李竹透露，2025年《电力中长期交易基本规则》迎来五年一次的修订节点，已经形成了修订稿。

“现货市场运营监测分析和风险防控能力提升三年行动计划正式启动，市场运营保障逐步夯实。”董昱介绍。

随着各个现货市场、中长期市场的全面运转，对市场运营开展监测，成为市场运营的一项基础性工作。“在完善规则的同时，我们也加强了电力市场运营监测分析工作体系建设。”李竹说，北京电力交易中心建立了包括运营监测指标库、风险指标库、分析模型库等共97项监测指标的运营监测体系，对运行中的市场进行常态化的监测，同时也支撑了国家数字化监管工作的开展。

“支撑市场的体系基础，是科学合理的市场规则，南方区域创建了‘1+N+5X’的电力规则体系，既保证了区域市场统一的设计，也保留了各省自主调控的空间。”黄河向大家介绍，“1”是制定了区域市场总体的市场运营规则，这是运行的总体纲要，明确关键的机制和总体要求；“N”是区域市场的实施细则，对关键的事项进行统一的规范；“5X”是省内具体的配套细则，包括省内中长期的细则，以及与省内相衔接的细则。

纵观2025年中国电力市场化进程，突破“省内小循环”形成“国内大循环”，变传统能源主导为新能源全面入市，一套覆盖空间、时间、品种多维度的市场化体系已然成型。这场改革不仅是能源领域的机制创新，更是中国践行绿色发展、践行“双碳”承诺向前迈出的关键一步。