2月11日，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》（以下简称《实施意见》），明确了2030年、2035年两个阶段性目标。

　　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，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右；到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。

　　中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆接受《每日经济新闻》记者书面采访时表示，近年来全国统一电力市场体系建设取得重大进展，2025年如期实现初步建成的阶段性目标，成为全国统一大市场建设的“先锋队”和“排头兵”。《实施意见》设定了2030年“基本建成”和2035年“全面建成”两大关键战略节点，为未来十年全国统一电力市场建设描绘了明确的发展目标和实施路径。

　　截至2025年底，我国市场化交易电量达6.6万亿千瓦时

　　全国统一电力市场体系是全国统一大市场建设的重要标志，也是深化电力体制改革的重要成果。

　　2015年，我国对电力市场化改革进行了系统部署。2021年，中央全面深化改革委员会审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。2024年，党的二十届三中全会进一步强调要建设全国统一电力市场。

　　据国家发展改革委公布的最新数据，截至2025年底，我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由不足15%上升至64%，除保障性和自发自用电量外全部通过市场实现。

　　值得注意的是，近年来，我国电力生产方式、消费模式、产业结构也发生巨大变化，新能源占比不断提升、新模式新场景加速形成，经济发展和人民生活对用电成本和可靠性提出更高需求，这些都对电力市场提出了新挑战，迫切需要以改革创新手段进一步完善电力市场体系。

　　根据设定的2030年“基本建成”和2035年“全面建成”两个阶段性目标，《实施意见》进一步部署了5方面19项重点任务，并提出多项创新举措。

　　《每日经济新闻》记者注意到，《实施意见》首次提出，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”，探索相邻省内市场自愿联合或融合的可行方式，并对现货、中长期、辅助服务、容量等不同品类市场之间的衔接机制提出了具体要求。

　　建立可靠支撑调节电源建设的容量市场

　　探索建立容量市场，也是《实施意见》的创新举措之一。

　　《实施意见》提出，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。

　　对此，《每日经济新闻》记者注意到，就在今年1月底，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，已经明确提出分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，并且首次在国家层面明确对独立新型储能容量电价的支持政策。

　　中国电力企业联合会副秘书长刘永东接受《每日经济新闻》记者书面采访时表示，新型储能的容量电价并非“一刀切”，而是与其对系统的实际顶峰保障能力强相关，即放电时长越长、顶峰贡献越大，折算比例越高，获得的容量电价补偿越多。“例如，某地区系统最长净负荷高峰持续4小时，2小时放电时长的新型储能折算比例为0.5，容量电价为当地煤电的50%；4小时及以上长时储能折算比例可达1，与煤电享受同等容量电价标准。”

　　在刘永东看来，按照上述机制，能够直接引导电网侧独立储能向高效、长时储能转型，避免低端短时储能的盲目投资，推动新型储能技术与电力系统需求精准适配。

　　此外，《实施意见》还提出，落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。