2030年基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%——这是国办发〔2026〕4号文件确立的核心目标。文件还明确了2035年全面建成、现货市场2027年前正式运行的时间节点，并系统部署了五大功能市场（现货、中长期、辅助服务、绿电、容量）的协同发展路径。政策首次提出建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度，探索通过报价竞争形成容量电价，推动电力资源全国范围内优化配置。
两阶段目标——2030年基本建成、2035年全面建成
到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用。
跨省跨区与省内交易融合——打破市场壁垒
推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，逐步过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易。一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，在省间交易框架下探索区域内同步电网电力互济交易。推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，经营主体“一地注册、全国共享”，条件成熟时研究组建全国电力交易中心。
五大功能市场协同——现货、中长期、辅助服务、绿电、容量
现货市场2027年前基本实现正式运行，推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与市场，通过分时价格信号引导优化发用电行为。中长期市场实现连续开市、不间断交易，覆盖年度、月度、月内等不同周期，参与现货市场交易的中长期合同签约、履约比例必须满足国家能源安全保供要求。辅助服务市场规范开展调频服务，加快建立备用辅助服务，实现与现货市场联合出清。绿电市场完善全国统一绿证市场，建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度，推动绿色电力消费标准转化为国际标准。容量市场进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制，支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，条件成熟时探索容量市场。
经营主体多元化参与与制度体系建设
发电侧推动新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源与用户开展多年期交易，推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与市场，推动分布式电源公平承担系统调节成本。用户侧逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与市场，加大需求侧资源开发利用力度。新型经营主体方面推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等灵活参与市场。制度体系方面统一电力市场规则体系，健全治理体系（整治地方不当干预、纠治价格串通），完善电价形成机制，统一技术标准，建立全国统一的电力市场信用制度。加强电力规划与电力市场的衔接协同，建立应急处置与风险防控体系，制定电力市场评价制度，发布各地市场建设运行情况。
