科技财经观察2026年02月12日 14:55消息，国办印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，推动电力市场改革。
日前，国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称《意见》）。
《意见》指出，要坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，全面准确贯彻新发展理念，按照构建全国统一大市场、深化电力体制改革、建设新型电力系统的要求，坚持全国统一、畅通循环的原则，着力打破市场分割、消除区域壁垒，推动市场高效联通与有机衔接，统筹促进电力市场供需的高水平动态平衡。要持续扩大市场规模、优化结构、拓展功能，完善统一开放、竞争有序、安全高效、治理健全的电力市场体系。在确保电力系统安全稳定运行的前提下，实现市场运行顺畅有序、交易规则统一高效、利益分配公平合理，为保障能源安全、促进经济社会发展和推进绿色低碳转型提供坚实支撑。《意见》明确，到2030年基本建成全国统一电力市场体系，到2035年全面建成全国统一电力市场体系。
《意见》强调，首先应推动电力资源在全国范围内的优化配置，探索完善全国统一电力市场体系的实施路径，进一步健全跨省跨区的电力交易机制。其次，要健全电力市场的各项功能，全面推进现货市场建设，使其更好地反映价格、调节供需；持续完善保障电力安全稳定供应的中长期市场；加快构建支持电力系统灵活调节的辅助服务市场；完善体现环境价值的绿色电力市场；建立有助于调节电源建设的容量市场；同时打造规范有序、便捷高效的零售市场。第三，要促进各类市场主体平等广泛参与电力市场，进一步推动发电侧、用户侧以及新型市场主体进入电力市场。第四，要构建统一的电力市场制度体系，统一市场规则，健全治理体系，完善电价形成机制，统一技术标准，建立全国统一的信用制度。第五，要强化政策协同，加强电力规划与电力市场的衔接配合，完善应急处置和风险防控体系，建立电力市场评价机制。
国务院办公厅关于完善
全国统一电力市场体系的实施意见
国办发〔2026〕4号
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委及直属机构：
为进一步深化电力体制改革，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制，完善全国统一电力市场体系，在全国范围内有效实现电力资源市场化配置，经国务院同意，现提出以下意见。
一、总体要求
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，全面贯彻新发展理念，按照构建全国统一大市场、深化电力体制改革、建设新型电力系统的要求，坚持全国统一、畅通循环，着力打破市场分割、破除区域壁垒，推动电力市场高效联通和有机衔接，统筹实现电力市场供需的高水平动态平衡。应着力扩大市场规模、优化结构、拓展功能，加快构建统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。在确保电力系统安全可靠运行的前提下，推动市场运行畅通有序、交易规则统一高效、利益分配公平合理，为保障能源安全、促进经济社会发展和推进绿色低碳转型提供坚实支撑。 从当前电力体制改革的进程来看，构建统一的市场机制是提升资源配置效率的关键路径。过去一段时间，地方保护主义和市场壁垒在一定程度上制约了电力资源的优化配置，而如今通过强化顶层设计、完善制度安排，有助于推动形成更加公平、透明、高效的市场环境。同时，电力市场的发展也必须与能源结构转型相协调，特别是在“双碳”目标背景下，如何平衡传统能源与新能源的协同发展，将是未来电力市场建设的重要课题。
到2030年，全国统一电力市场体系将基本建成，各类电源以及除保障性用户外的电力用户将全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的比例将达到约70%。跨省跨区与省内交易将实现联合开展，现货市场将全面进入正式运行阶段，市场基础规则和技术标准将全面统一，市场化电价机制基本完善，公平统一的市场监管体系也将基本建立。到2035年，全国统一电力市场体系将全面建成，市场功能更加成熟和完善，市场化交易电量占比将稳步提升。跨省跨区与省内交易将深度融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值将全面通过市场体现，电力资源将在全国范围内实现优化配置和高效利用，以电力为核心、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系将初步形成。
二、推动电力资源在全国范围内优化配置
（一）优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。
（二）完善跨省跨区电力交易制度，是推动全国电力资源优化配置、提升能源利用效率的重要举措。当前，国家电网与南方电网经营区之间的市场化交易渠道仍存在壁垒，亟需打通并实现统一的交易组织方式，加强信息交互，推动跨经营区的常态化交易。同时，应加快构建输电能力更强、布局更合理的电网主网架结构，持续扩大跨省跨区输电规模，提高清洁能源的输送比例。 在确保电力系统安全稳定运行的前提下，科学安排跨省跨区优先发电计划，合理拓展省间自主市场化送电范围，强化多通道集中优化调度机制。要加快推进南方区域电力市场的一体化建设与运营，进一步完善长三角地区的电力互济机制，并在省间交易框架下探索区域内同步电网的电力互济交易模式。 这些措施不仅有助于提升电力资源配置效率，也有利于促进清洁能源的大范围消纳和电力市场的健康发展。未来，随着制度不断完善和技术不断进步，跨省跨区电力交易将更加高效、灵活，为构建新型电力系统提供有力支撑。
三、健全电力市场的各项功能
（三）全面建设更能反映价格、调节供需的现货市场。充分发挥现货市场在实时电价发现和准确体现供需关系方面的作用，进一步引导电力资源的优化配置。力争在2027年前基本实现现货市场的正式运行。推动发用电两侧各类市场主体全面参与电力市场，报量报价。在明确落实各方电力保供责任的基础上，稳妥推进用户参与跨省现货交易。加强现货市场与其他市场在交易时间、价格、结算等方面的衔接，通过分时段价格信号更有效地引导市场主体优化发用电行为，激发电力系统的灵活调节能力。
（四）持续健全保障电力安全稳定供应的中长期市场机制。充分发挥中长期市场在维护电力生产供应秩序、保障市场平稳运行中的基础性作用，筑牢电力保供的坚实基础。落实中长期合同签约与履约的激励与约束措施，实现电力资源的长期稳定配置，增强风险抵御能力。推动中长期市场向精细化、标准化方向发展，实现连续开市、不间断交易，提升交易频率和灵活性，覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）等不同周期。建立健全规范、灵活高效的中长期合同调整与转让机制。推动跨省跨区优先发电规模计划通过年度中长期合同足额落实。加强各地中长期市场在交易时段、市场限价等方面与现货市场的有效衔接，参与现货市场交易的市场主体，其中长期合同的签约与履约比例必须符合国家能源安全保供的相关要求。
（五）加快构建支持电力系统灵活调节的辅助服务市场体系。规范推进调频辅助服务市场的运行，加快建立备用辅助服务市场，结合地方实际探索爬坡等新型辅助服务品种。推动调频、备用辅助服务市场与现货市场实现联合出清。在现货市场持续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”的原则，合理传导辅助服务成本。
（六）完善更有效的绿色电力市场机制，以更好体现环境价值。健全全国统一的绿色证书交易市场，进一步发挥绿证在可再生能源电力生产、消费及环境属性认定中的基础性作用。扩大绿色电力的消费规模，加快构建强制性与自愿性相结合的绿证消费制度。加强绿证价格的监测，引导其在合理区间内运行。推动发电侧与用电侧签订绿证中长期购买协议。鼓励通过绿色电力交易方式落实跨省新能源优先发电计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多样化的绿电交易模式。研究支持农林生物质发电项目参与全国温室气体自愿减排交易市场。加快建立绿色电力消费认证体系，全面引入区块链等技术，对绿色电力的生产与消费全过程进行全链条认证。持续加强绿色电力消费的溯源管理，探索将绿证纳入碳排放核算的可行性路径。完善绿色电力标准体系，在绿证应用、核算等方面加强国际交流与合作，推动我国绿色电力消费标准向国际标准转化。
（七）建立可靠支撑调节电源建设的容量市场。进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等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，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕，条件成熟时探索容量市场，切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升兜底保供能力。
（八）构建规范有序、便捷高效的零售市场体系。畅通批发与零售价格之间的传导机制，在保障终端用户合法权益的基础上，通过分时电价信号引导需求侧资源主动参与系统调节。完善零售市场交易规则，强化市场全过程监管、信息透明度和风险防控，推动形成健康可持续的市场生态。加强售电公司管理，修订相关管理办法，引导售电公司向综合能源服务企业转型。
四、促进各类经营主体平等广泛参与电力市场
（九）进一步推动发电侧经营主体进入电力市场，是深化电力体制改革、提升市场活力的重要举措。落实新能源可持续发展的价格结算机制，有助于稳定新能源企业的收益预期，鼓励其与用户开展多年期交易，增强市场信心。同时，推动“沙戈荒”新能源基地的各类电源整体参与电力市场，有利于统筹跨省跨区与省内消纳能力，提升资源配置效率。 分布式电源应公平承担系统调节成本，支持其通过聚合交易或直接交易等方式参与市场，有助于提升其经济性和市场竞争力。在优化煤电机组运营模式方面，应合理确定开机方式和调峰深度，确保上网电量全部参与电力市场，通过多种交易形式获得收益，以覆盖建设与运营成本。 在保障能源安全的前提下，应分品种、有节奏地推进气电、水电、核电等电源逐步进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，有助于凸显其在碳减排方面的优势，推动绿色低碳发展。同时，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间适当降低交易电量，有助于改善空气质量，实现环保与能源供应的平衡。 这些措施体现了电力市场改革向纵深推进的趋势，既注重市场机制的完善，也强调能源结构的优化与环境保护的协同推进。
（十）扩大用户侧经营主体参与电力市场的范围，是当前电力体制改革的重要方向。通过完善代理购电的偏差结算与考核机制，逐步缩减电网企业代理购电的规模，推动10千伏及以上的用户直接进入电力市场，有助于提升市场活力和资源配置效率。同时，应进一步加强电力需求侧资源的开发与利用，鼓励各类需求侧资源根据自身特点积极参与电力市场，形成更加灵活、高效的电力供需关系。 这一系列举措不仅有利于优化电力市场结构，也对促进能源转型、实现双碳目标具有积极意义。通过扩大市场主体的参与度，可以增强电力系统的灵活性和稳定性，推动形成更加公平、开放、竞争有序的电力市场环境。
（十一）有序推动新型经营主体参与电力市场。在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。
五、构建全国统一的电力市场制度体系
（十二）统一电力市场规则体系是推动电力市场化改革的重要基础。当前，应持续完善以电力市场运行基本规则为核心、涵盖各类交易环节的规则体系，强化各规则之间的统筹与衔接。同时，鼓励各地根据实际情况制定实施细则，确保地方规则与国家层面的规则有效对接和统一。在规则的起草、修订、审议和发布等流程中，需进一步规范操作，建立定期修订机制，提升规则的科学性与适应性。 观点：电力市场的健康发展离不开系统化、规范化规则的支撑。只有构建起上下贯通、左右协同的规则体系，才能为市场公平竞争和高效运行提供坚实保障。各地在执行过程中应注重灵活性与统一性的平衡，避免各自为政，真正实现全国一盘棋的市场格局。
（十三）健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。
（十四）完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。
（十五）构建统一的电力市场技术标准体系。明确电力市场关键的技术架构、核心数据模型、信息披露项目、信息交互规范以及管理制度，推动电力市场基础设施的互联互通。持续健全电力市场基础标准，不断完善通用类、接入类、业务类、运营类和评价类等各类标准，在市场主体接入、市场信息披露、交易结算流程及数据模型制定等方面实现标准化管理。
（十六）建立全国统一的电力市场信用制度。制定统一的电力市场信用信息目录、评价标准和应用措施清单，推进信用信息统一归集共享和系统互联。鼓励支持电力交易机构、行业协会及第三方信用服务机构在有关部门指导下，按照统一评价标准对发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体等开展信用评价，共同营造诚实守信的电力市场环境。
六、强化政策协同
（十七）加强电力规划与电力市场的衔接与协调。推动电力规划体系适应市场化改革的要求，在制定和修订规划时充分考虑电力供需平衡等关键因素，有效引导电源规划，尤其是可再生能源项目的布局，以及电网规划的协同发展。地方电力规划应以全国电力规划为依据进行编制。
（十八）加强应急处置与风险防控体系建设，是保障电力市场稳定运行的重要举措。应建立健全电力市场应急处置制度，明确在电力系统发生突发事件或市场出现异常情况时，如何组织电力交易、调整已有交易以及进行结算等操作。同时，要清晰界定政府主管部门和电力监管机构在必要时授权市场运营机构进行干预的适用情形、范围及方式。针对事故灾害、电力平衡受到剧烈扰动、市场主体违规扰乱市场价格等情形，需完善风险监测、预警和管控机制，制定包括发电调用、负荷控制在内的各项应急处置措施，提升应对突发情况的能力。 我认为，构建完善的应急处置与风险防控体系，不仅是对电力市场运行安全的有力保障，也是推动电力行业高质量发展的关键环节。随着能源结构不断优化和市场机制日益复杂，各类风险因素也随之增加，必须提前布局、科学应对，确保电力供应的稳定性和市场秩序的公平性。
（十九）建立电力市场评价体系。制定电力市场评价的量化指标和评估方法，鼓励第三方独立机构及电力交易机构参与电力市场评估工作，定期发布各地电力市场建设与运行情况，强化各地区电力市场的横向比较和历年发展的纵向分析，促进经验交流，依据评估结果不断优化全国统一电力市场体系。
七、加强组织领导
在党中央的集中统一领导下，强化协同配合，稳步推进全国统一电力市场体系的建设。国家发展改革委和国家能源局要联合相关部门加强统筹协调，完善相关配套政策，督促指导派出监管机构、地方主管部门、电力市场运营机构以及有关电力企业积极参与电力市场的建设和运行，确保各项政策措施落到实处。对于重大事项，要及时按照程序请示报告。
国务院办公厅
2026年2月8日
