2月8日，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）。

在新能源装机占比持续攀升、跨区交易规模快速增长、现货价格波动加剧的背景下，这份文件为未来数年电力市场改革划定了路线图，也标志着我国电力体制改革从“规模扩张”阶段正式迈入“体系重构”阶段。

统一规则、统一平台、统一价格逻辑，全国范围内的电力资源优化配置正在加速成型。

统一市场重塑资源流向

过去十年，中国电力市场化改革取得显著进展。截至2025年底，全国市场化交易电量已达6.6万亿千瓦时，占全社会用电量比重约64%，跨省跨区交易规模达1.6万亿千瓦时。电力资源在更大范围内实现流动，市场已成为电力运行的主通道。

但与此同时，市场分割、地方壁垒、跨区与省内交易割裂等问题依然存在。此次《实施意见》最具突破性的表述之一，是提出从“经营主体分别进行跨省跨区和省内交易”，逐步过渡到“统一报价、联合交易”，实现全国范围内分解匹配供需的联合出清模式。

这意味着，未来发电企业和用户不再分别参与不同层级市场，而是在统一框架下完成报价，由市场机制在更大空间范围内完成优化配置。

现行的跨经营区常态化交易、南方区域市场一体化运营、长三角电力互济深化，都将成为全国统一市场的重要组成部分。

统一交易组织方式，本质上是在重塑电力资源流向逻辑。电力不再优先在行政区内消纳，而是更多依据价格信号与系统安全需求在全国范围内优化配置。

这对长期存在的地方保护、优先发电安排提出了更高要求，也为新能源大规模跨区消纳提供了制度基础。

现货定价、容量补偿与多维价值并行

统一市场解决的是“空间问题”，价格机制改革解决的则是“价值问题”。

《实施意见》明确提出，推动现货市场在2027年前基本实现正式运行，发用两侧全面报量报价参与市场。现货市场将成为发现实时价格、反映供需关系的核心平台。价格“能涨能跌”，将更真实地体现电力的时段稀缺性。

在新能源占比持续提高的背景下，现货价格波动加大、负电价频现已成为新常态。如何通过价格信号引导储能、需求响应和灵活性资源参与调节，是新型电力系统建设的关键。

文件提出现货与辅助服务市场联合出清，并建立备用、爬坡等新型辅助服务品种，意味着灵活性将获得更明确的市场回报。

与此同时，容量价值被正式纳入制度设计。《实施意见》提出，研究对系统可靠容量给予统一标准补偿，条件成熟时探索容量市场。煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源，将不再单纯依赖电量收益，而是通过容量补偿机制获得长期稳定收入。

这一安排背后，是对系统安全托底的制度确认。

新能源解决的是电量结构优化，而容量机制保障的是极端情况下的供电可靠性。电力市场从单一电量交易，迈向电能量、容量、调节、环境属性多维并行的综合体系。

主体全面入市

统一市场的另一大变化，是参与主体范围的进一步扩大。

文件提出，到2030年，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场。逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接入市。这意味着，越来越多工商业用户将直接面对市场价格波动，电力成本管理能力将成为企业经营能力的重要组成部分。

在发电侧，新能源可持续发展价格结算机制将进一步完善，鼓励新能源企业与用户签订多年期交易合同；“沙戈荒”大基地项目整体入市，分布式电源以聚合形式参与市场，煤电机组全部电量进入市场，通过多种交易类型获取收益。

更值得关注的是，新型经营主体被正式纳入统一制度框架。虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等在确保安全前提下参与市场交易，同时需公平承担输配电费用和系统责任。这既释放了民营企业参与市场的空间，也明确了其责任边界。

绿色电力市场同样得到系统升级。统一绿证市场、建立强制与自愿消费相结合机制、强化绿电溯源认证，并研究将绿证纳入碳排放核算路径。绿色电力不再只是政策工具，而逐步成为可计量、可交易、可对接国际规则的环境资产。

从目标设定看，到2030年基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除权保障性用户外部的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易传导占全社会用电量的70%左右；到2035年全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步完善，市场化交易聚焦稳中有升。电力市场正在从“有市场”走向“统一市场”，从“交易电量”走向“交易价值”。

在新能源高比例渗透、负荷结构深刻变化、区域协调要求提升的背景下，全国统一电力市场既是资源优化配置的必然选择，也是新型电力系统建设的制度基础。对发电企业而言，收益结构将更加多元；对电网企业而言，调度与交易协同要求更高；对用户而言，价格信号更加直接；对整个能源体系而言，电力正成为真正意义上的全国统一基础商品。

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