全国统一电力市场体系建设成果 - 经过十年改革深耕，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] - 多层次协同的市场架构基本形成，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[3][4] - 电力交易实现全品类全覆盖，中长期、现货、辅助服务、绿电绿证、零售市场功能互补，“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立[4] - 截至2025年底，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由不足15%上升至64%[7] - 用户侧全部工商业，发电侧所有煤电、近六成新能源、四成水电和近半数的气电、核电已进入电力市场[5] - 电力市场注册主体突破109万家，是2015年的22倍，并催生了5000多家售电公司和近50万电力交易员[5] - 电力市场治理体系初步构建，交易机构相对独立，交易平台互联互通，“一地注册、全国共享”基本实现[6] - 基础规则体系初步建立，形成以《电力市场运行基本规则》为基础的“1+6”基础规则体系[6] 未来发展目标与规划 - 《意见》提出了2030年和2035年两个阶段性目标[7] - 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，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[7] - 2030年目标包括市场化交易电量占全社会用电量的70%左右，现货市场全面转入正式运行，市场化电价机制基本健全[7] - 到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升[8] - 2035年目标包括电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用[8] - 最终目标是形成以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系[8] 市场体系创新举措 - 优化全国统一电力市场体系实现路径，各层次市场要从“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易”[9] - 探索相邻省内市场自愿联合或融合的可行方式，并对不同品类市场之间的衔接机制提出具体要求[9] - 完善跨省跨区电力交易制度，促进跨电网常态化市场交易，增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比[9] - 加强多通道集中优化，一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济[9] - 探索建立容量市场，有序建立可靠容量补偿机制，支持有条件的地区探索容量市场[10] - 此举旨在用市场化手段引导煤电、抽水蓄能、新型储能等支撑性调节电源有序发展，保障系统可靠容量长期充裕[10] - 助力新能源更好参与电力市场，针对沙戈荒大基地、分布式新能源等多种形式提出差异化的入市路径[11] - 提出聚合省间绿电交易、签订多年期绿电合同等举措，以更好满足出口外向型企业和外资企业绿电消费需求[11] - 条件成熟时探索实行两部制或单一容量制跨省跨区输电价格，为适应新能源大规模外送创造条件[11] - 推动更多民营企业参与电力市场，促进新型主体灵活参与市场交易，引导其理性投资、规范运营[11] - 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[11] - 健全电力市场多元治理体系，首次提出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、市场管理委员会及市场运营机构各自职责[11] 后续工作方向 - 国家发展改革委将会同有关方面，督促地方主管部门积极推动本地电力市场体系建设[12] - 坚决破除地方保护和市场分割，强化地方规则与国家规则的对接统一，防止不当干预电力市场交易[12] - 依托电力市场培育更多新主体新业态、开放和应用更多新场景，为各类资本创造更多投资机会[12]