全国电力市场统一“度量衡” 改革红利加速释放

全国电力市场统一“度量衡”的改革，通过构建统一规则体系、打破地域壁垒，正加速释放市场活力与资源优化配置的红利。这一改革的核心是国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力市场计量结算基本规则》，标志着涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步建成。该体系以《电力市场运行基本规则》为“地基”，配套交易品种、市场注册、信息披露等六项规则为“支柱”，从根本上解决了过去市场规则“碎片化”“差异化”的问题，为电力商品自由流动提供了全国统一的标准。 一、改革成效：市场活力与资源配置效率双提升1. 交易规模与跨省流通显著增长     2024年全国市场化交易电量突破6.18万亿千瓦时，占全社会用电量的62.7%，2025年上半年交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%。跨省跨区交易占比提升至25%（每交易4度电就有1度通过跨省区实现），西北的风电、光伏直送大湾区，西南水电输送长三角，实现了“全国购电”的资源优化配置。例如，山东2024年外电购入电量达1547.7亿千瓦时，预计2025年突破1700亿千瓦时，占全社会用电量的20%。2. 市场主体与新型业态蓬勃发展     截至2025年6月，全国电力市场经营主体达97.3万家，同比增长23.8%，涵盖3.7万家发电企业、93.1万家电力用户及4366家售电公司。分布式电源、新型储能、虚拟电厂等新型主体超4000家，独立储能、负荷聚合商等通过市场机制参与调峰调频，如广东宝湖储能站率先以“报量报价”方式进入现货市场，实现“分时复用”盈利模式。3. 新能源消纳与绿色价值凸显     2024年全国新能源市场化交易电量超1万亿千瓦时，占新能源发电量的55%，绿电绿证交易电量达4460亿千瓦时，同比激增364%。广东绿电交易覆盖110家发电企业和430余家用户，推动化工、新能源材料等产业绿色转型。山东通过现货市场价格信号引导新能源消纳，2024年辅助服务市场补偿费用超18亿元，促进煤电灵活性改造和新能源消纳。 二、改革路径：从试点探索到全国协同1. 规则体系的顶层设计     2024年修订的《电力市场运行基本规则》奠定了全国统一市场的框架，2025年出台的《电力市场计量结算基本规则》等六项配套规则，明确了中长期、现货、辅助服务市场的协同机制，解决了“用多少电、谁付钱给谁”的核心问题。例如，中长期市场通过“年+月+周+日”交易模式稳定价格，现货市场每15分钟更新价格曲线，零售市场传导分时电价信号，形成“压舱石—晴雨表—传导器”的价格机制。2. 区域与省级市场的突破     南方区域电力市场于2025年6月启动连续结算试运行，覆盖五省（区），成为全球集中统一出清电量规模最大的市场，首次实现跨省区电力资源统一优化配置。山东、广东等省级现货市场转入正式运行，山东现货市场结算电量突破万亿千瓦时，广东现货出清算法和需求响应机制为全国提供示范。3. 跨电网协同机制的创新     2025年7月批复的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，打通国家电网与南方电网的交易壁垒，允许云南水电通过闽粤联网直送长三角，并建立绿电交易“一地核发、全网互认”机制，推动绿证跨区域流通。闽粤联网工程通过差异化输电费设计，提高通道利用率，为电网间利益协调提供范本。 三、挑战与未来方向1. 现存问题与改革深水区     尽管成效显著，改革仍面临多重挑战：一是部分地区规则差异尚未完全消除，需进一步统一交易时序和技术标准；二是新能源高渗透率下，电能量市场价格下行与系统成本上升的矛盾凸显，需完善容量补偿和辅助服务机制；三是电网基础设施与市场交易规模不匹配，需加快特高压、智能调度等建设。2. 下一步改革重点     国家能源局明确将继续健全“1+N”规则体系，推动中长期、现货、辅助服务市场高效协同，并出台监管指引强化市场秩序。例如，探索备用、惯量等新型辅助服务品种，扩大独立储能参与市场范围；优化跨省跨区交易机制，推动闽粤联网通道富余能力向全网开放；深化绿电交易与碳市场衔接，提升绿色电力环境价值。 四、地方实践：广东的先行探索作为全国电力改革的“试验田”，广东在现货市场建设、需求响应、新能源入市等方面走在前列：  现货市场技术突破：自主研发现货出清算法，解决“电能量与调频融合出清”等技术难题，建成全国首套自主知识产权的现货技术支持系统。  需求侧资源激活：2021年开展市场化需求响应，累计激励用户削峰填谷超750万千瓦，降低企业用电成本21.9%。  新能源市场化机制：2025年实现110kV及以上新能源全电量入市，独立储能可自主选择参与现货或调频市场，提升系统调节能力。这一系列改革不仅为广东经济高质量发展提供支撑，也为全国统一电力市场建设输出“广东经验”。