新型电力系统建设的关键时期，我国电力市场化建设成效明显；2025年市场化交易电量占比达到64%，相当于每3度用电中就有2度通过市场机制完成。此进展得益于省级现货市场实现连续运营全覆盖，以及中长期交易机制的不断优化。 交易规模快速增长背后是三大结构性变革。首先是区域协同取得实质进展。南方区域与长三角电力市场通过"网上电力商城"实现跨网互通，闽粤直流工程首次实现全时段满负荷送电，跨区最大送电功率达到1.51亿千瓦。其次是价格信号的引导作用日益凸显。现货市场形成的峰谷价差机制，使山东、广东等地在负荷创新高时仍能保持发电设备的可靠运行。第三是绿色转型进程加速。3285亿千瓦时的绿电交易中——多年期协议占比达18%——内蒙古风电首次直供粤港澳大湾区，清洁能源跨区消纳进入常态化阶段。 市场扩容也带来新的挑战。新能源装机规模激增导致系统调节压力加大，部分时段出现区域性供需错配。为此，能源主管部门采取三上举措应对：建立辅助服务市场补偿机制，将储能和需求响应纳入交易体系；完善跨省区应急调度预案，2025年夏季成功实施"南电北送"保供行动；推动煤电与新能源联营，提升系统灵活调节能力。 专家预计，未来三年电力市场将呈现三大趋势：绿电交易占比有望突破20%，区域电价差将缩小至合理水平，虚拟电厂等新型主体参与度持续提升。但需要警惕新能源波动性对市场稳定性的影响，建议加快构建容量电价机制和备用市场。
电力市场交易规模的持续增长和市场化机制的优化，充分说明了我国电力市场建设的成效。市场化交易占比提升、跨区交易的增长、绿色电力的快速发展以及市场参与主体的扩大，共同描绘出电力市场日益成熟、运行日益高效的图景。随着新型电力系统建设的深化，电力市场将继续起到优化资源配置、促进能源绿色转型、保障电力安全供应作用，为经济社会高质量发展提供有力的能源支撑。