1月20日，国家能源局市场监管司副司长王云波在新闻发布会上介绍，2025年全国电力市场交易电量规模再创新高，累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%。

一是市场化交易电量占比持续提升，占全社会用电量比重（达）64.0%，同比提高1.3个百分点，相当于“全社会用电量中，每三度就有两度是通过市场化交易完成的”。主要是因为省级现货市场连续运行基本全覆盖，电力中长期市场实现连续运营，市场交易机制愈发灵活高效。新能源全面参与市场，在交易中心注册的经营主体数量稳步扩容，突破100万家，市场活跃度持续攀升。

二是跨省跨区交易电量不断增长，达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6%，较全国市场交易电量平均增速高出4.2个百分点。南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角电力市场和东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善。“三北”地区跨区外送通道度夏高峰时段全部满送，省间现货市场支援川渝等20余个省份电力保供，畅通电力资源自由流动“大循环”。

三是绿色电力交易电量迅猛增长，达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍，多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时，跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电，进一步满足企业绿色用能需求，助力产业结构绿色低碳转型。

王云波表示，全国统一电力市场体系为推进新型电力系统建设和经济社会发展提供了重要支持，发挥了四个方面作用：

一是成为跨地区资源优化的“配置器”。西部丰富的清洁能源、北部充足的火电资源能够精准对接东部沿海、南部负荷中心的用电需求，有效缓解了不同地区间“窝电”与“缺电”并存的矛盾。例如2025年闽粤直流全时段实现满功率送电，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽，全国跨区通道最大实际送电功率达1.51亿千瓦，跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。

二是担当电力安全保供的“稳定器”。电力现货市场发挥关键作用，通过“高峰高价、低谷低价”的价格信号，形成了电源侧与负荷侧双向互动、协同保障供应的全新格局，为迎峰度夏、度冬等电力安全保供提供了坚实保障。例如2025年山东、广东、安徽等地电力负荷创新高当日，现货市场“高峰高价”激励发电机组主动加强设备运维保障，发电机组非停率和受阻率低至“双零”。

三是充当能源绿色转型的“助推器”。现货、中长期市场价格信号反映了不同时段、不同区域的电力供需关系，让新能源在电力供应充足时段的环境价值、高峰时段的保供价值得到充分体现；辅助服务市场则进一步完善了调节资源的价值实现机制，激励调节资源积极参与系统调节。例如2025年山东446万工商业用户响应市场价格“削峰填谷”，转移晚高峰用电负荷225万千瓦，增加午间新能源消纳空间583万千瓦。

四是服务实体经济发展的“加速器”。随着近年来电力供需相对宽松、一次能源价格下降，市场交易价格逐步降低并传导至用户侧，工商业用户、分布式新能源、新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等多元化主体加速入市，共享改革发展的红利。

近期，《电力中长期市场基本规则》出台，首次对2020年版进行了全面更新。在王云波看来，此次修订对构建全国统一大市场和服务新型电力系统建设具有重要作用。

“2025年全国中长期交易电量占市场总交易电量的比例超过95%，充分发挥了电力市场‘稳定器’作用。”王云波表示，为了更好适应“新变化、新政策、新业态”，2025年版本的“新规则”将进一步推进全国统一电力市场建设，规范电力中长期市场交易行为，依法保护市场经营主体合法权益。

在推动构建全国统一大市场方面，进一步完善规则体系基础，将《绿色电力交易专章》有关内容进行了合并，融入交易品种、交易组织等章节，同时将市场注册、信息披露、计量结算等已在其他基本规则里明确的内容进行了协同删减，强化电力市场“1+6”基础规则体系的统筹衔接。将跨电网经营区常态化交易、区内省间灵活互济交易等机制创新纳入本次修订，着力提升电力资源在全国范围内优化配置能力。

在服务新型电力系统建设方面，适应高比例新能源入市、新型经营主体参与交易等客观需求，进一步提高市场的稳定性、灵活性和前瞻性。围绕“稳定性”，推动交易周期向“更长”延伸，鼓励开展多年期交易，强化中长期交易“压舱石”作用；围绕“灵活性”，推动交易周期向“更短”延伸，深化中长期连续运营，进一步提高交易频次，推动按日连续交易，提升中长期市场灵活性，促进与现货市场的协同衔接；围绕“前瞻性”，增加新型经营主体参与中长期交易等前瞻性条款。

值得关注的是，2025年多地清退大量售电主体，2026年各地电力交易方案在多个维度上加强了对售电公司的规范与约束。

对此，王云波表示，按照《售电公司管理办法》有关规定，“售电公司连续12个月未进行实际交易，暂停其交易资格”，同时也规定“连续3年未在任一行政区域开展售电业务，启动强制退出程序”。因此，各有关单位按照规定需对售电公司是否持续满足注册条件开展动态管理。

“当前，通过售电公司购买电能已经成为中小用户市场化购电的主要方式。截至2025年底，全国注册售电公司5288家，代理70余万家电力用户参与市场交易，零售交易电量占市场化交易电量达到六成。”王云波透露，2026年，国家能源局将进一步规范电力零售市场。

一是制度“立新规”，完善制度规则体系。及时修订《售电公司管理办法》，研究出台《电力零售市场基本规则》，规范售电公司权责义务，细化售电公司的合规自律运营要求。持续完善零售市场设计，加强批发零售市场衔接和零售市场信息披露，加快推进零售侧市场意识培育。

二是运营“强新序”，健全风险防控机制。完善履约风险防控管理机制，强化零售市场运营监测。推动售电公司从“价差套利”向“服务增值”转型。

三是管理“建新制”，强化协同监督管理，推动构建零售市场协同共治体系，共同营造零售市场公平竞争秩序。