专业解读

引言

2026年2月11日，国务院办公厅正式印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称“《实施意见》”）。这是继2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号，以下简称“《指导意见》”）之后，电力市场改革领域最高层级的纲领性文件，标志着中国电力市场改革正式从“四梁八柱搭建”阶段全面转入“精装修完善”新阶段。

回顾改革进程，截至2025年底，我国市场化交易电量已达6.6万亿千瓦时，较2015年提升约7倍，占全社会用电量比重从不足15%上升至64%；跨省跨区电力交易规模从不足0.1万亿千瓦时增长至约1.6万亿千瓦时；电力市场注册主体突破109万家，是2015年的22倍；5000多家售电公司、近50万电力交易员应运而生。改革成效显著，但也面临省际壁垒未破、规则不统一、新型主体法律地位不清等深层制度障碍。

《实施意见》以“总体要求+5大方面+19项重点任务”为架构，系统部署了未来5至10年全国统一电力市场的建设路径。该文件在市场架构、交易模式、容量补偿、绿色电力、新型主体准入和治理体系等六个维度均实现了突破性创新，对能源行业各类经营主体和法律合规安排将产生深远影响。本文将从政策解读、法律分析和企业合规三个层面，为经营主体梳理《实施意见》的核心要点和实务关切。

一、《实施意见》核心制度创新解读

（一）市场架构的范式转换

《实施意见》最具突破性的制度安排在于首次明确提出全国统一电力市场的终极交易模式，即“统一报价、联合交易”。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，实现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、偏差处理等方面的有效衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面的有机融合。

与2022年《指导意见》提出的“协同运行→联合运行”渐进路径相比，《实施意见》的定位更为明确。文件同时提出“一地注册、全国共享”的注册机制和探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可能，并在条件成熟时研究组建全国电力交易中心。

但“统一报价、联合交易”的落地可能面临几项核心障碍：

其一，各省现货交易试点的市场规则、准入条件、偏差考核标准存在显著差异，“统一报价”要求从根本上消弭这些规则冲突；

其二，跨省交易的经济责任边界划分和输配电成本的跨区域分摊机制亟待明确；

其三，全国电力交易中心若成立，其法律定位、组织架构和与现有交易中心的关系需要立法或至少部门规章层面的确认。对于跨省跨区开展电力交易的企业而言，应密切关注后续统一规则的出台进度，提前评估现有合同安排与新规则的兼容性。

（二）打通国网南网跨经营区交易

《实施意见》首次在国务院层面明确提出打通国家电网和南方电网经营区之间的市场化交易渠道，统一交易组织方式，促进信息交互，尽快实现跨经营区常态化交易。实际上，2025年7月国家发展改革委和能源局已印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，北京电力交易中心和广州电力交易中心已建立信息交互机制，跨电网交易不收取交易费。

这一突破对长期以来两大电网各自运营所形成的"双市场"格局具有历史性意义。从法律实务角度，跨经营区交易涉及的结算规则、输电费用分摊、网损分担、合同管辖权等法律问题需要在新的制度框架下重新设计。建议在国网和南网经营区均有业务布局的发电企业和售电公司，尽早研究跨经营区交易机制，评估参与路径和法律风险。

（三）容量市场从行政补偿到市场竞争

《实施意见》明确了容量市场的分步建设路径：进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿；支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕。同步发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）将煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，并首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制和天然气发电容量电价机制。

容量市场的法律框架建设仍处于起步阶段。容量义务的法定性质界定（属于行政义务还是市场化合同义务）、容量合同的履约保障机制、容量市场与电能量市场的衔接规则，以及不同类型资源的容量折算标准的法律效力等问题均有待厘清。对于火电企业、储能企业和新型主体而言，容量电价机制的变化将直接影响其投资回报预期和融资安排，建议在项目投资决策中充分考虑容量电价政策的演变趋势。

（四）新能源全面入市与绿色电力市场升级

《实施意见》对新能源参与市场进行了差异化路径设计：推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹；支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。文件同时落实了新能源可持续发展价格结算机制；鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。据发改委数据，2025年新能源市场化交易电量1.35万亿千瓦时，占新能源发电量的60%；超过72%的市场化交易新能源已获得额外环境价值收益。

绿色电力市场的制度升级幅度更为显著。相较于2022年《指导意见》仅简短提及"探索开展绿色电力交易"，《实施意见》构建了完整的绿色电力制度体系：完善全国统一的绿证市场，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度；全面引入区块链等技术对绿色电力生产消费开展全链条认证；研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径；推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。此外，文件还明确提出"更好满足出口外向型企业和外资企业绿电消费需求"，推广多年期绿电购买协议（PPA）等交易模式。

绿电制度的升级对出口外向型企业和跨国企业尤为重要。一方面，中国绿色电力消费标准转化为国际标准有助于满足RE100等国际绿电消费承诺和欧盟碳边境调节机制（CBAM）合规要求；另一方面，绿证与碳排放核算的衔接仍面临监管体系分散（能源部门管绿证、生态环境部门管碳市场）、重复计算风险、碳电价格传导机制不畅等制度挑战。建议有绿电消费需求的企业关注后续"电－证－碳"衔接细则的出台，并在签署多年期PPA时充分评估环境价值的法律确定性。

（五）新型经营主体的市场地位确立

《实施意见》为虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体的市场参与提供了明确的制度通道。文件要求坚持包容审慎原则，推动新型经营主体灵活参与电力市场，同时要求其公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任。配套政策方面，2024年《电力市场运行基本规则》首次在部门规章中定义“新型经营主体”，2025年4月《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》明确虚拟电厂为“独立市场主体”。截至2025年底，虚拟电厂最大调节能力已超1600万千瓦，新型储能装机规模突破1.36亿千瓦。

从法律角度看，新型经营主体面临的核心问题包括：聚合后的权责界定模糊性（虚拟电厂运营商与被聚合用户之间的法律关系属于代理还是独立交易）、各地市场准入标准不统一、收益模式的可持续性，以及市场退出机制的缺失。《实施意见》提出“加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准”，但从规章到操作细则的落地仍需大量配套工作。建议虚拟电厂运营商和储能企业密切关注各地市场准入细则的差异，在商业合同中明确各方权责边界。

（六）四维治理架构与市场监管升级

《实施意见》首次系统提出电力市场的多元治理体系——政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测。这一四层架构的创新在于明确了监管独立性原则，并引入了行业自律和市场自治的维度。

配套监管措施的力度显著加强：综合运用数字化手段纠治价格串通、滥用市场力等行为；整治地方不当干预电力市场交易行为；不得在市场准入负面清单以外违规设置准入条件；各地不得违法违规出台优惠电价政策。这些表述意味着市场监管将从传统的事后处罚向事前预防和事中监控转型，数字化监管手段的引入也对监管技术能力和法律授权提出了新要求。对市场主体而言，合规经营的重要性进一步提升，应特别关注反垄断和反不正当竞争方面的合规风险。

二、法律与合规视角下的重点关注

（一）《中华人民共和国电力法》修订：改革的法治根基

现行《电力法》制定于1995年，已严重滞后于电力市场化改革进程。2025年2月，国家发改委成立专门工作组推进修订，5月《电力法》修订草案已列入《国务院2025年度立法工作计划》预备项目。2024年11月《中华人民共和国能源法》正式出台，为能源领域提供了上位法支撑，但电力市场层面的法律空白仍然突出——新型储能、虚拟电厂等主体的法律地位、市场化电价机制的法定依据、碳电衔接的制度框架等均缺乏法律层级的规范。

当前“1+6”基础规则体系虽已初步形成，但其法律层级为部门规章或规范性文件，法律位阶较低。《实施意见》本身作为国务院办公厅文件，虽具有较高行政效力，但仍非法律层级文件。《电力法》修订的时间窗口和具体内容将决定整个电力市场法律框架的稳定性，值得各方高度关注。

（二）电力市场交易中的合同法律风险

电力市场化交易中的合同法律风险已成为实务中的突出问题，偏差考核纠纷是售电公司与用户之间最常见的法律纠纷。《实施意见》要求“加强售电公司规范管理，修订售电公司管理办法”，国家能源局已明确2026年将研究出台《电力零售市场基本规则》。建议企业在签署售电合同时特别关注以下事项：合理约定偏差考核条款及责任分担机制；明确售电公司破产或退出时的保底供电安排和费用承担；关注现货市场价格波动对中长期合同的影响，合理设置价格调整机制；确保电力交易系统操作权限和账号管理的规范化。

（三）跨省跨区交易的法律障碍与解决路径

跨省跨区电力交易面临四重法律障碍：

1. 省际利益壁垒：地方政府存在保护本省发电利益的倾向，各地电价水平和承受能力不同；

2. 规则不统一：各省现货交易试点的准入条件、偏差考核标准差异显著，增加跨区交易法律成本；

3. 经济责任边界不清：跨省跨区交易与省内市场的输配电成本管理和交叉补贴问题尚未解决；

4. 两网分割：国家电网与南方电网的运营体制差异长期阻碍跨经营区常态化交易。

《实施意见》对这些障碍提供了系统性解决路径：统一交易规则体系并要求地方细则与国家规则对接；建立跨电网经营区常态化交易机制；明令整治地方不当干预行为并禁止违规设置准入条件；条件成熟时组建全国电力交易中心。但破除地方保护主义的核心难点在于执行层面，如何在缺乏强制法律效力的政策文件框架下有效约束地方政府行为，仍是需要通过《电力法》修订从法律层面根本解决的问题。对开展跨省跨区交易的企业而言，应关注规则统一化进程对现有合同安排的影响，提前做好法律风险预案。

（四）"电－证－碳"三市场衔接的制度挑战

绿证市场（2017年启动）、绿电交易市场（2021年启动）和全国碳市场（2021年启动）的衔接是《实施意见》着力推进的重点领域。文件提出“研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径”，方向明确但表述审慎。2024年9月，国家能源局和生态环境部已联合发文明确绿证与CCER不得重复获益，设置两年过渡期。

然而，三市场衔接面临深层的制度矛盾：监管体系分散（能源部门管绿证、生态环境部门管碳市场），减排量核算标准不统一存在“重复计算”风险，碳电价格传导机制不畅，以及RE100等国际组织对中国绿证仅有条件承认。此外，《实施意见》还提出研究农林生物质发电项目参与全国温室气体自愿减排交易市场，进一步丰富了“电－证－碳”衔接的制度空间。建议有碳合规需求的企业审慎评估绿证在碳排放核算中的可用性，在制度衔接规则完全明确前避免产生过高预期；同时，积极参与多年期PPA等市场化机制，锁定绿色电力消费成本和环境价值收益。

三、行业影响与企业应对建议

《实施意见》对各类市场主体的影响是全方位的。下表汇总了主要行业主体的核心影响及合规要点：

综合来看，我们建议各类经营主体在以下三个层面提前做好合规准备：

一是合同管理层面，审视现有电力交易合同在新规则体系下的兼容性，特别是跨省跨区交易合同和中长期合同中的价格调整机制；

二是市场准入层面，关注统一市场准入规则对现有业务模式的影响，尤其是售电公司和新型经营主体的准入标准变化；

三是投资决策层面，在新建电源、储能和新能源项目的投资决策中充分考虑容量电价机制、绿电绿证价值和市场化电价趋势的变化。

四、结语

《实施意见》的发布标志着中国电力市场改革进入了从制度建设到制度完善的关键转折期。“统一报价、联合交易”模式一旦实现，将从根本上改变电力资源的配置方式。然而，该改革的实现不仅需要技术手段的支撑，更需要法治层面的保障——规则统一、利益平衡、监管协调，每一个维度的挑战都远比技术本身更为复杂。《电力法》修订的时间窗口和具体内容、“电－证－碳”三市场衔接、跨省跨区交易规则的统一化进程、零售市场规范化、容量市场的法律框架设计值得各市场经营主体持续关注。

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