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《意见》），首次提出电力市场“统一报价、联合交易”新模式，探索建立容量市场、拓宽民营企业参与渠道等多项创新举措落地，将打破区域市场壁垒实现电力资源全国大循环，助力全国统一大市场建设向纵深推进。

　　近年来，我国电力生产与消费格局发生深刻变革，新能源占比持续提升，新型储能、虚拟电厂等新模式新业态加速涌现，叠加经济发展和民生需求对用电成本、供电可靠性的要求不断提高，现有电力市场体系的区域分割、功能不完善等问题逐渐凸显。而经过十年电力市场化改革，我国已形成坚实基础，截至2025年底，市场化交易电量达6.6万亿千瓦时，占全社会用电量比重升至64%，跨省跨区电力交易规模达1.6万亿千瓦时，电力市场注册主体突破109万家，为此次全国统一电力市场体系的完善奠定了市场基础。

　　《意见》明确，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，全面建成全国统一电力市场体系，跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用。

　　为优化全国统一电力市场体系实现路径，《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。

　　跨省跨区电力交易制度也迎来升级，《意见》指出，打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，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。一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，进一步推动电力市场在全国范围内实现互联互通，促进电力资源实现全国大循环。

　　煤电、抽水蓄能、新型储能等支撑性、调节性资源在促进高比例新能源消纳、构建新型电力系统过程中发挥重要作用。为切实保障其收益，《意见》提出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，用市场化手段引导支撑性调节电源有序发展，保障系统可靠容量长期充裕，提升兜底保供能力。

　　立足国情，围绕沙戈荒大基地、分布式新能源等多种形式的新能源项目，提出差异化的入市路径。对标国际，《意见》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具体举措，更好满足出口外向型企业和外资企业绿电消费需求。明确提出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。

　　民营企业成为此次改革的重要受益主体，参与电力市场的渠道将进一步拓宽。一方面，对新型储能、虚拟电厂、智能微电网等以民营企业为主的各类新型主体，《意见》提出了促进新型主体灵活参与市场交易的措施，引导各类新型主体理性投资、规范运营、健康发展。另一方面，由电网代理购电的中小工商业用户，目前只能接受市场价格、间接参与市场。《意见》首次提出，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。