核心观点 - 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》，标志着电力体制改革从“加快建设”进入“完善”阶段，并设定了2030年基本建成、2035年全面建成的阶段性目标 [1][2] 市场发展现状与成果 - 全国统一电力市场体系的“四梁八柱”已基本建立，电力生产组织方式由计划全面转向市场 [4] - 2025年全国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，较2015年提升约7倍，占全社会用电量比重从不足15%上升至64% [5] - 跨省跨区电力交易规模从2015年的不足0.1万亿千瓦时增长至2025年的约1.6万亿千瓦时，增长15倍以上 [5] - 多层次协同的市场架构基本形成，电力交易品类实现全覆盖，包括中长期、现货、辅助服务、绿电绿证、零售市场 [5] - 截至2025年底，用户侧全部工商业用户已进入电力市场，发电侧所有煤电、近六成新能源、四成水电、近半数气电和核电已参与市场化交易 [6] - 电力市场注册主体突破109万家，是2015年的22倍，5000余家售电公司、近50万电力交易员应运而生 [6] - 2025年迎峰度夏期间，跨区通道最大实际送电达1.51亿千瓦，较2024年历史最高峰值增加900万千瓦 [8] - 2025年，新能源市场化交易电量达1.35万亿千瓦时，占新能源发电量的60%，其中绿电绿证市场折算交易电量9780亿千瓦时 [8] - 新型储能装机突破1.36亿千瓦，“十四五”以来直接拉动投资超2000亿元；虚拟电厂最大调节能力超1600万千瓦，车网互动聚合资源超1900万千瓦 [8] 未来重点任务与改革方向 - 提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右；到2035年全面建成，市场化交易电量占比稳中有升 [2] - 推动各层次市场从“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易”，探索相邻省内市场自愿联合或融合 [10] - 持续扩大跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比，合理扩大省间自主市场化送电规模，推动省间电力互济互保从“补充”走向“主流” [10] - 进一步完善调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿，支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价 [11] - 针对不同新能源项目设计差异化入市路径：“沙戈荒”基地推动整体参与市场，分布式新能源支持以聚合交易、直接交易等模式参与市场 [11] - 提出聚合省间绿电交易、签订多年期绿电合同、强化绿电消费溯源等举措，以更好满足出口外向型企业和外资企业绿电消费需求 [11] - 推动更多民营企业参与市场，促进新型储能、虚拟电厂、智能微电网等新型主体灵活参与市场交易 [12] - 逐步实现除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场 [12] - 健全多元化的市场治理体系，明确政府主管部门、电力监管机构、市场管理委员会和市场运营机构的各自职责 [12]