近年来，随着电力体制改革持续深化，我国电力市场建设进入从“建机制”向“提质效”并重的新阶段。
最新数据表明，电力交易规模保持稳健增长，跨区配置能力和绿色电力消费扩容同步推进，为经济运行和能源转型提供了更有力的市场化支撑。
一、问题：用电需求增长与能源转型对电力配置提出更高要求 从全国范围看，电力既要满足经济社会用能需求的持续增长，又要在“双碳”目标约束下加快清洁低碳转型，客观上要求电力资源在更大范围、更高效率条件下优化配置。
电力市场交易量的提升，既是电力供需关系变化的映射，也是市场机制在“保供稳价、促进消纳、引导投资”方面作用增强的体现。
2025年全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4%，交易电量占全社会用电量比重达到64.0%，较上年提升1.3个百分点，表明市场化交易已成为电力资源配置的重要主渠道。
二、原因：省内市场夯实基础，跨省跨区交易活跃度提升 从交易范围看，省内交易仍是主体，但跨省跨区交易增速更快。
2025年省内交易电量50473亿千瓦时，同比增长6.2%；跨省跨区交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6%，增速明显高于省内交易。
12月份当月同样呈现这一结构特征：省内交易4641亿千瓦时，同比增长5.3%；跨省跨区交易1439亿千瓦时，同比增长11.3%。
这背后既有电网互联互通和输电通道能力提升的支撑，也与各地在促进新能源外送、保障重点地区用电、提升系统调节能力等方面的需求有关。
数据显示，跨电网经营区交易电量为34亿千瓦时，反映跨经营区资源互济仍在拓展空间，但已出现更趋精细化的协同探索。
三、影响：中长期“压舱石”作用凸显，现货与绿电交易释放结构性信号 从交易品种看，中长期交易仍占主导，有利于稳定预期、增强供需双方风险管理能力。
2025年中长期交易电量63522亿千瓦时；现货交易电量2872亿千瓦时。
12月当月中长期交易5822亿千瓦时，现货交易258亿千瓦时。
总体上，中长期交易发挥“压舱石”作用，保障电力供应和价格相对稳定；现货交易规模持续存在，体现实时供需与系统约束在价格形成中的作用逐步显化，有助于引导机组灵活性改造、需求侧响应与储能等调节资源更有效参与。
更值得关注的是绿电交易保持较快增长，折射出绿色消费需求扩张和相关机制不断完善。
2025年绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%；12月当月绿电交易317亿千瓦时，同比增长32.3%。
绿电交易的高增，一方面与新能源装机和发电量提升、可交易绿色电量供给增加有关；另一方面也与企业绿色用能需求提升、绿色供应链和ESG管理推动等因素相关。
随着绿证制度衔接、绿电交易规则完善和跨区交易协同深化，绿电的市场化消纳渠道有望进一步拓宽。
四、对策：以市场规则完善和系统能力建设提升交易质量 下一步，提升电力市场交易“量”的同时，更要重视“质”的提升。
其一，继续完善中长期与现货市场衔接机制，强化偏差考核、优化结算规则，推动价格信号更真实反映供需与系统成本，引导发电侧提升灵活性、用户侧增强响应能力。
其二，推动跨省跨区交易规则统一和交易组织优化，在保障电网安全稳定前提下，提升输电通道利用效率，增强资源互济能力，服务新能源大规模开发外送与受端地区负荷增长。
其三，完善绿电交易与绿色环境权益机制协同，促进绿电、绿证、碳市场等政策工具有效衔接，提升绿色电力消费的可追溯性与公信力。
其四，加强电力系统调节能力建设，统筹推进煤电灵活性改造、抽水蓄能和新型储能发展，补齐新能源波动性带来的系统短板，为更高比例市场化交易提供安全支撑。
五、前景：市场化配置能力增强将成为稳增长与促转型的重要抓手 从数据趋势看，电力市场化交易占比提升、跨区交易活跃、绿电交易加速，将共同推动电力资源在更大范围内优化配置。
预计随着全国统一电力市场体系建设深入推进，现货市场试点扩围与规则趋于成熟，市场在价格发现、风险分担和资源引导方面的功能将进一步增强。
与此同时，新能源占比提升对系统运行提出更高要求，电力市场的完善将与电网规划建设、调节资源配置和需求侧管理形成联动，促进能源结构向更清洁、更高效方向演进。
电力市场交易数据的稳步增长，折射出我国能源治理体系现代化的坚实步伐。
在能源安全与低碳转型的双重目标下，如何通过市场化手段平衡保供与减排的关系，将成为下一阶段电力体制改革的核心命题。
这场关乎国计民生的深刻变革，正在书写中国式能源现代化的新篇章。