文章核心观点 - 中国电力市场化交易规模与占比再创新高，市场在电力资源配置中的决定性作用日益增强，标志着电力体制改革向纵深推进 [1][2] 电力市场化交易规模与结构 - 2025年全国电力市场交易电量规模达6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重提升至64.0%，意味着每3度电中约有2度通过市场交易完成 [2] - 省级现货市场已基本实现连续运行全覆盖，电力中长期市场持续运营，市场注册主体突破100万家，活跃度持续攀升 [3] - 零售市场发展迅速，截至2025年底全国注册售电公司共5288家，为超过70万家电力用户提供服务，零售交易电量占市场化交易电量比重达到六成 [7] 跨省跨区交易与绿电交易 - 2025年跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史新高，增速高于全国市场交易电量平均水平4.2个百分点 [3] - 区域电力市场建设取得进展，南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角及东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善 [3] - 绿电交易呈现“爆发式增长”，2025年绿电交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模为2022年的18倍，多年期绿电协议成交量达600亿千瓦时 [3] - 跨经营区常态化绿电交易机制首次实现，例如“内蒙古绿电点亮大湾区”、“广西绿电送入长三角” [3] 市场机制的功能与成效 - 电力市场发挥跨地区资源优化配置作用，2025年全国跨区通道最大实际送电能力达1.51亿千瓦，跨电网经营区交易电量34亿千瓦时，有效缓解了“窝电”与“缺电”矛盾 [4] - 价格信号引导电力安全保供，现货市场“高峰高价、低谷低价”机制激励发电侧加强运维，2025年迎峰度夏期间山东、广东、安徽等地发电机组非停率和受阻率低至“双零” [4] - 市场为绿色电力定价，通过分时段、分区域价格信号体现新能源的“绿色价值”与“保供价值”，并激励灵活资源参与，例如2025年山东有446万户工商业用户主动“削峰填谷”，转移高峰负荷225万千瓦，为午间新能源消纳腾出空间583万千瓦 [4] - 改革红利释放，在电力供需相对宽松、一次能源价格回落及市场机制优化背景下，电价成本逐步降低并传导至用户侧，吸引工商业用户、分布式能源、新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等多元化主体加速入市 [5] 市场监管与规范 - 2025年国家能源局开展了电力领域综合监管和电力市场秩序突出问题专项监管，公开通报了发电企业串通报价等多起违规案例，以规范市场秩序 [10] - 对售电公司进行动态管理，依据《售电公司管理办法》清退长期未开展实际交易的“休眠”售电公司，以维护市场健康生态 [8] - 2026年将进一步完善监管，计划修订《售电公司管理办法》，研究出台《电力零售市场基本规则》，并制定更完善的风险防控制度及市场异常行为监测与处置等监管指引 [9][10] - 监管将深化数字化、穿透式等方式创新应用，以提升监管的预见性、精准性和有效性，并对影响公平竞争的行为及时“亮剑”纠偏 [10]