整体规模再创新高：2025 年全国电力市场累计交易电量达 66394 亿千瓦时，同比增长 7.4%，占全社会用电量比重提升至 64.0%，较上年提高 1.3 个百分点，市场化配置资源的作用持续增强。

    跨省交易加速突破：全年跨省跨区交易电量 15921 亿千瓦时，同比增速 11.6%，远超整体增速，跨电网经营区交易稳步推进，全国统一电力市场建设成效显著。12 月单月跨省跨区交易同比亦增长 11.3%，延续高速增长态势。

    绿电成为增长引擎：全年绿电交易电量 3285 亿千瓦时，同比暴涨 38.3%；12 月单月绿电交易 317 亿千瓦时，同比增长 32.3%，绿色电力消费需求全面爆发。

    全国统一电力市场再提速

    2026 年 3 月 1 日起，《电力中长期市场基本规则》正式施行，明确跨电网经营区常态化交易机制，推动中长期交易向 “多年期” 和 “按日连续” 双向延伸，电力资源优化配置范围进一步扩大。同时要求交易平台实现 “四统一”，支撑全国市场数据互联，为跨省跨区交易增长提供制度保障。

    绿电发展迎来多重利好

    国家能源局明确 2026 年新增风电、太阳能发电装机 2 亿千瓦以上，绿电直连、源网荷储一体化等新模式加速落地。山东、内蒙古等地已推行绿电直连项目，为锂电池、数据中心等行业提供 “点对点” 绿色电力，且绿电交易实行电能量与环境价值分开结算，环境价值可追溯溯源。

    现货市场建设全面推进

    2025 年底前已实现电力现货市场基本全覆盖，2026 年安徽、陕西等省份将转入正式运行。政策明确放宽现货市场限价，推动新能源自愿参与日前市场，2025 年全国现货交易电量达 2872 亿千瓦时，市场化定价机制日趋成熟。

    新能源全量入市成主流

    新规要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场化交易形成价格。同时建立可持续发展价格结算机制，通过竞价确定机制电价，既保障新能源项目收益稳定，又促进市场公平竞争。

    随着电力市场 “中长期 + 现货 + 辅助服务” 一体化运营体系完善，叠加新能源消纳调控政策升级，预计跨省跨区交易规模将持续扩大，绿电消费占比有望进一步提升。对于企业而言，可借助绿电直连、多年期购电协议等政策红利，降低用能成本并提升绿色竞争力；对于行业而言，分布式光伏、储能、虚拟电厂等新型主体将全面融入市场，推动新型电力系统加速成型。