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2030基本建成、2035全面建成：全国统一电力市场按下“快进键”

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-03 10:38

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

全国统一电力市场建设的“时间表”被进一步压实。2026年2月，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），明确提出到2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系的战略目标，并首次提出各层次市场逐步向“统一报价、联合交易”转型。这一顶层设计的落地，被视为新一轮电力市场化改革从“局部试点”迈向“全国一张网”的分水岭。

从文件释放的信号看，改革的着力点非常清晰：打通国家电网、南方电网两大经营区之间的市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易；健全电力市场的各项功能，完善容量电价与调节性资源保障机制，扩大并有序推动各类主体参与市场。换句话说，过去因电网经营区划分而形成的“市场分割”与“区域壁垒”，正被摆上拆除的议事日程。

省级现货全覆盖背后的新台阶

市场的建设进度也在同步刷新。截至2026年6月，全国省级电力现货市场已实现全覆盖，“能涨能跌”的市场化电价机制全面落地。现货市场让电力价格从“计划价”走向“波动价”，峰谷价差、供需松紧通过报价信号直观呈现，为储能、虚拟电厂等调节资源创造了真实的套利空间，也为电力用户提供了更灵活的价格选择。

覆盖只是第一步。现货市场的运行质量，关键在于“规则统一”与“衔接顺畅”。各省现货规则在报价上限、结算机制、考核方式上仍存在差异，中长期、现货、辅助服务三类市场之间的价格与电量衔接，也需在运行中不断磨合。这些细节，恰恰决定了市场价格信号能否真实、准确地向全链条传导。

跨经营区常态化交易破冰

7月，国家发展改革委、国家能源局正式批复跨电网经营区常态化电力交易机制方案，两大电网经营区首次建立涵盖中长期、现货、辅助服务的常态化市场化交易通道，并配套统一结算与绿证互认规则。这意味着，此前仅在特定时段、特定场景开展的跨区交易，正在走向制度化、常态化。

跨经营区交易的意义，远超“多卖几度电”。它让西部“三北”地区的富余风光电力，能够借助市场化通道流向东部负荷中心，在更大范围实现资源的优化配置；绿证互认的配套安排，则打通了绿色电力价值的跨区传递链条，让新能源的环境属性在更大市场上得到兑现。

“统一报价、联合交易”的深意

“统一报价、联合交易”的提法尤其值得玩味。它指向的不只是交易规模的扩大，更是市场底层架构的升级——让同一份需求侧信息，能够在更大范围的电源侧形成统一的价格信号，从而引导电力资源在全国尺度上实现优化配置。对新能源来说，全国统一市场意味着“三北”风光电力的外送价值能够通过市场价格真实体现；对用户侧而言，则意味着更丰富的购电选择与更透明的价格传导。

蓝图与落地之间的三处落差

当然，蓝图与落地之间仍有不短的距离。一是现货市场虽已省级全覆盖，但各省规则差异较大，“统一规则”的磨合成本不容小觑；二是跨经营区交易的结算、考核、信息披露等配套机制尚需细化；三是容量电价、辅助服务等“花钱买保障”的价格机制，如何在改革中保持对煤电、储能等调节性资源的足够激励，仍需在实践中反复校准。

此外，新能源全面入市后的收益波动、分布式市场主体身份的认定、碳市场与电力市场的协同等新课题，也将随着改革深化而持续浮现。市场化的深入推进，从来不是一纸文件就能完成，而是需要在一次次交易中不断调试规则。

对电网企业而言，统一市场的推进意味着角色重塑——从“统购统销”的中介，转向输配电服务与系统平衡的运营者。跨经营区交易的常态化，也要求电网在通道规划、调度协同与结算机制上做出系统性升级，让“全国一张网”既有物理层面的互联，也有机制层面的贯通。而对发电企业，尤其是新能源发电商，全国市场的价格信号将更直接地传导到投资决策，倒逼其从“跑装机体量”转向“比拼度电成本与消纳能力”。

用户侧的变革同样值得期待。随着市场价格信号更加灵敏，工商业用户的用能方式正从“被动接受目录电价”转向“主动优化用电策略”——绿电采购、需求响应、储能配置成为越来越多企业降低用能成本的新工具。一些大型制造企业已开始以此为抓手，把“购电管理”升级为“能源资产管理”，在电价波动中获取真金白银的收益。

承上启下的关键之年

从改革节奏看，2026年是承上启下的关键一年。一方面，“十五五”规划开局，能源电力领域的市场化改革被赋予更高权重；另一方面，随着新能源装机占比持续提升，系统对“灵活调节、全国消纳”的需求愈发迫切，倒逼市场建设从“有没有”向“好不好”进阶。

业内普遍预期，未来两年将是跨经营区常态化交易的密集落地期，一批配套细则与交易品种将陆续出台。对市场主体而言，无论发电企业、售电公司还是工商业用户，都需要提前校准自身的策略：发电侧要学习适应“全国风口卖出”的新价格语境，用户侧则要善用绿证互认、跨区购电等新工具来降低用能成本。

全国统一电力市场，本质上是让“电”回归商品属性、让市场机制在能源资源配置中起决定性作用的一场深刻变革。从2030到2035，两层时间表已经清晰；而这条路上的每一步推进，都是在为中国式现代化的能源保障体系夯实机制底座。

全国统一电力市场的美好图景，终究要靠一场场真实交易来检验。从跨省区多品种报价到省间偏差考核，从输电价格机制到结算返还规则，细节决定成败。市场参与者也在适应新的游戏规则：新能源企业要学会在负电价与高电价之间平衡报价，售电公司要从“价差中介”转型为“用能管家”，大用户则开始把市场电价纳入生产排程优化。一场电力体制的深层变革，正在这些看似微小的日常选择中悄然发生。

改革的纵深还在向更多领域延伸——绿电绿证与电力市场的衔接、容量补偿机制的设计、零售侧竞争机制的完善，都将在统一大市场的框架下陆续展开。可以预期，随着规则体系的日益成熟，电力市场将从“建设元年”进入“运营深化”阶段，市场这只手会更多地替代行政指令，去完成能源资源的优化配置。对中国能源体系而言，这是一场影响深远的机制之变。

【文中信息及数据来源于：中国政府网、国家能源局、相关上市公司2026年半年度报告等公开资料。】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

高志龙