2025年，全国统一电力市场体系已如期实现初步建成的重要阶段性目标，多层次、多品类、多功能的电力市场体系基本形成，市场在保供应、促转型、稳价格等方面的作用得以有效发挥。统一市场基础规则体系完备成型，为市场规范运行筑牢制度基石；新能源全面入市政策落地，新型经营主体持续培育，适应新型电力系统的市场机制加速完善；数智赋能与市场监管同向发力，数字化监测、数字化监管持续推行，行业自律与信用体系建设协同推进，市场治理能力迈上新台阶。
1 市场体系纵深完善，统一市场初步建成
2025年，全国统一电力市场建设全面提速，随着省级电力现货市场基本全覆盖、跨电网经营区实现常态化交易、“1+6”基础规则体系构建完备、南方区域电力市场连续运行等多项标志性成果落地，全国统一电力市场体系初步建成。
一是跨电网经营区常态化交易机制建立。2025年7月1日，国家电网、南方电网跨经营区常态化交易机制方案获批，在该方案框架下，全年跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。
二是跨省跨区区域互济机制成熟。跨省跨区交易机制持续完善，南方区域电力市场历经3年、12轮调电结算检验，6月28日转入连续结算试运行，依托统一出清优化五省区电力配置；东北、西北、华中结合区域供需特点，开展省间互济交易，共享调峰、备用资源，提升电网安全与新能源消纳能力。
三是省内市场建设全面提速。4月份两部门发文明确现货市场建设时限，各地加快市场落地。年内蒙西、湖北、浙江等7个省级及省间现货市场正式运行；11月份青海、重庆启动连续结算试运行，除西藏外全国29个省级电网实现连续现货交易，现货市场基本全覆盖。
2 市场机制加速构建，功能作用有效发挥
2025年全年，各地持续优化交易机制，完善各类市场衔接，搭建适配新型电力系统的市场运行模式。
一是中长期市场实现全域连续运行。全国中长期交易电量6.35万亿千瓦时，占市场化总电量95.7%。除西藏外全部区域实现按日连续、分时段结算，统一交易、合同、数据标准，强化与现货市场联动。
二是多元主体参与现货交易机制持续优化。21个省区新能源可报量报价参与现货市场；山东成为继甘肃后第二个放开用户侧主体报量报价的省份。蒙西、浙江、重庆、江西、山西实现实时市场5分钟出清，每日出清频次由96次提升至288次，调度调控精度进一步提高。
三是辅助服务市场与现货市场深度融合。各地落实辅助服务价格与市场规则文件，30个地区获批配套实施方案，省内调峰市场统一并入现货电能量市场。按照“谁受益、谁承担”原则，逐步将辅助服务费用疏导至用户侧。
四是多路径探索容量补偿机制。在煤电容量电价基础上，多地试点容量补偿、容量市场模式，保障系统可靠供电容量，拓展新能源消纳空间。
3 规则体系完备成型，基础制度更趋牢固
全国统一电力市场“1+6”基础规则体系完备成型。2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）、《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号）。以《电力市场运行基本规则》（国家发展改革委2024年第20号令）为基础，中长期、现货、辅助服务基本规则为主干，信息披露、市场注册、计量结算为支撑的基础规则体系全面形成。
中长期市场基本规则更加适应新型电力系统建设发展要求。2025年12月份，国家发展改革委、国家能源局联合修订并印发了《电力中长期市场基本规则》（发改能源规[2025]1656号），在2020年版规则的基础上，完善规则内容架构，围绕“稳定性”“灵活性”“前瞻性”优化规则要求，更好发挥中长期市场服务新型电力系统建设作用。
4 市场精准引导供需，保供稳价效果明显
省间灵活互济交易助力“十四五”迎峰度夏电力保供创下最好成绩。2025年迎峰度夏期间，在用电量同比大幅增长、最高负荷四次创新高的严峻形势下，通过省间市场化交易机制的灵活调节，强化了省间电力互济能力，保障了全国电力供应安全。
市场价格信号引导调节资源参与系统调节。电力现货市场的常态化运行形成了日内分时电价，引导调节资源积极响应市场价格变化参与系统调节，在保障电力系统安全运行的同时增加新能源消纳空间。
用户侧调节潜力持续挖掘。随着用户侧经营主体市场参与方式的不断优化，电力市场价格信号逐步实现向用户侧的有效传导，用户侧经营主体调节潜力稳步激发，电力供需匹配水平和安全运行能力得到提升。
5 绿电发展迈入新程，环境价值持续彰显
新能源开启全面入市新阶段。2025年1月27日，《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》（发改价格〔2025〕136号）印发，推动新能源上网电量全部参与电力市场，配套建立新能源可持续发展价格结算机制。政策与市场协同推动新能源发电与消纳，有力带动可再生能源电量占比提升。
集中式新能源报价机制持续完善。为落实新能源全面入市，两部门印发文件优化集中式新能源报价机制：同省同集团新能源企业经申请公示备案可集中报价，且集中总装机不得超过省内最大煤电装机，兼顾新能源发电特性与市场风险、规范交易秩序。
绿电交易规模再突破。2025年，全国各电力交易中心累计完成绿色电力交易电量3285亿千瓦时，同比增长40.6%，其中省内绿电交易电量2682亿千瓦时，占比81.7%；省间绿电交易电量603亿千瓦时，占比18.3%。其中，国家电网经营区绿色电力交易电量2138亿千瓦时，南方电网经营区绿色电力交易电量355亿千瓦时，蒙西电网经营区绿色电力交易电量792亿千瓦时。
6 新型主体蓬勃发展，发用融合业态创新
新型经营主体市场参与方式持续优化。为适应新型电力系统建设要求，各地积极探索创新新型储能、虚拟电厂等各类新型经营主体参与市场方式，挖掘用户侧调节潜力。同时，运用市场机制为新业态发展探索稳定的商业模式。截至2025年底，虚拟电厂、独立储能等新型经营主体注册数量超400家。
绿电直连等新业态发展的政策体系加快成型。《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）和《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）的发布，首次在国家层面构建了绿电直连的制度框架，明确项目须具备清晰的物理界面与安全责任界面，以新能源发电为主且自发自用比例达标。2025年底，全国共有84个绿电直连项目完成审批，新能源装机规模达3259万千瓦。
算电协同正在兴起。算力产业作为数字经济的核心基础设施，正加快向绿色低碳、高效集约方向转型，绿电稳定供给已成为行业项目布局的重要考量之一。2025年9月份，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进“人工智能 ”能源高质量发展的实施意见》（国能发科技〔2025〕73号），提出构建算力、电力深度融合的算电协同发展机制，不断提高算力中心绿电比例。
7 零售市场持续开放，主体多元交易活跃
开展业务的售电公司与代理用户数量实现“双增长”。2025年，开展业务的售电公司数量达3084家，同比增长18.0%，代理的零售用户数达87.8万家，同比增长34.3%，售电公司平均代理零售用户数约为285个。
零售市场交易规模再增长。2025年，零售市场交易电量规模达3.98万亿千瓦时，同比增长9.0%，售电公司代理了市场化用户60%的电量。2021-2025年，零售市场交易电量年均增长率约13.0%。
8 数智技术深度赋能，智慧运营提质增效
数字化全域监测筑牢电力市场交易治理防线。2025年各市场运营机构优化系统架构、打通信息壁垒，支撑统一电力市场建设。
深度融合区块链、AI等数字技术形成数字化生态：区块链在绿电溯源、交易存证等核心场景实现规模化落地，探索小时级绿电溯源交易；人工智能覆盖注册审核、风险识别、信息披露等环节，实现智能监测分析，提升电力交易平台智慧化服务与精细化运营能力。
同时，各交易机构积极研发上线电力交易移动应用，并持续丰富完善市场交易功能，经营主体参与市场交易的便利程度不断提升。
9 市场监管纵深推进，数字赋能提升效率
电力领域专项监管成果凸显。2025年，电力监管机构深入开展专项监管工作，取得显著成效。在市场秩序方面，通过对22个省（区、市）的突出问题专项整治，营造了公平竞争的市场环境。在电网公平开放领域，强化接入流程监管，有力保障了各类主体平等接入，公平享有电网资源。
市场监管有效发挥警示威慑作用。2025年，国家能源局及各派出机构聚焦电力市场运行关键环节，持续监管整治违反市场规则、不正当竞争、行政不当干预等行为，集中发现处置了一批违法违规行为，并对五起电力市场典型违规问题进行公开通报。
电力市场数字化监管实现基本全覆盖。截至2025年底，电力现货市场连续运行的各省（区、市）/地区数字化监管体系均投入运行。基本实现现货、中长期、辅助服务市场运行指标和结算主要信息的呈现，动态更新展示各类交易情况，为后续实现市场异常情况和问题追溯提供条件，为市场发展研究决策提供基础。
10 多道防线统筹联动，共铸协同治理合力
为适应全国统一电力市场建成运营要求，在监管机构专业监管效能不断提升的同时，2025年我国能源行业信用管理制度进一步强化，市场管理委员会行业自律作用、市场运营机构市场监测作用持续发挥。监管、自律、监测、多方共治协同发力，夯实电力市场治理基础。
一是市场管委会治理效能提升，秉持“共商共建共享”原则，完善交易规则、协调市场事项、开展自律监督，维护市场公平。
二是电力交易中心健全全流程监测制度体系，完善市场力核查、异常识别、风险预警机制，保障监测效能提升。
三是多地创新多方共治模式，联动能源、司法等单位，提升风险预判、违规甄别与应急处置水平。
四是推动电力市场信用体系升级，依托国家能源局信用系统归集主体信用、公示处罚、办理修复，推行分级分类监管，营造诚信市场环境。（电力规划设计总院）
