围绕电力保供与绿色转型并重的新形势，我国电力市场化交易规模继续扩大。
国家能源局最新统计显示，2025年11月全国完成电力市场交易电量5484亿千瓦时，同比增长7.0%；1—11月累计交易电量60300亿千瓦时，同比增长7.6%，市场化电量占全社会用电量比重达63.7%。
从交易结构看，省内交易电量45830亿千瓦时，同比增长6.3%；跨省跨区交易电量14470亿千瓦时，同比增长12.1%。
从交易品种看，中长期交易电量57687亿千瓦时，仍是市场运行的“压舱石”；现货交易电量2613亿千瓦时，规模稳步提升；绿电交易电量2967亿千瓦时，同比增长41.3%，成为增量亮点。
问题：用电需求增长与能源结构转型叠加，电力系统面临更高要求。
近年来，我国经济运行总体平稳、新动能持续壮大，制造业升级、数字经济扩张以及居民生活用电提升，共同带动电力需求保持增长。
同时，新能源装机快速扩大，电源结构加速由传统化石能源向清洁低碳转变。
新能源出力具有波动性、随机性，叠加区域资源禀赋差异与网架约束，要求通过更完善的市场机制实现资源优化配置，提升系统灵活调节能力与跨区互济水平。
原因：市场化改革深化与绿色消费扩大，是交易电量增长的关键驱动。
一方面，电力市场建设持续推进，市场机制在电力资源配置中的作用进一步增强，交易规模扩大带动市场化电量占比上升。
中长期交易在稳定供应、锁定价格方面优势明显，为企业预期管理和电力保供提供重要支撑；现货市场逐步完善，通过价格信号引导发用电两侧更精细化响应，提高峰谷调节效率。
另一方面，绿色低碳转型加快，能源消费端对可追溯、可核证的绿色电力需求明显增长，叠加部分行业面临绿色供应链要求、碳排放约束增强等因素，推动绿电交易快速放量。
跨省跨区交易增速快，也与清洁能源基地开发、外送通道能力提升及区域间互补需求增强密切相关。
影响：交易规模扩大有助于提升资源配置效率，但也对系统治理提出新课题。
电力市场化交易占比提升，意味着更多电量通过竞争形成价格，有利于促进电源侧降本增效和用户侧优化用能，推动电力供需更高水平动态平衡。
跨省跨区交易增长，增强了区域间互济能力，有助于把西部清洁能源优势转化为全国保供和减排成效。
绿电交易快速增长，则表明市场在推动新能源消纳方面的作用正在增强，有利于形成“需求牵引供给、供给反哺产业”的良性循环。
不过，随着现货交易扩容、跨区流动增多，电网安全运行、市场规则统一、价格波动管理以及辅助服务机制完善等方面的重要性进一步凸显，需要在制度设计与技术支撑上同步加力。
对策：完善全国统一电力市场体系，提升交易质效与系统韧性。
业内人士认为，应在坚持安全可靠底线的前提下，推动中长期与现货市场更好衔接，增强价格信号对调峰、储能、需求响应等灵活性资源的引导作用。
要进一步健全跨省跨区交易机制，推动交易规则、结算体系、信息披露等标准更统一，降低交易成本、提高配置效率。
面向绿电交易，应持续完善绿色电力证书等配套机制，增强核证透明度与公信力，扩大绿电交易覆盖范围，鼓励重点行业、重点园区、外向型企业等通过市场化方式提升绿色用能比例。
同时，强化电网基础设施与调度能力建设，加快新型电力系统关键环节补短板，提升新能源消纳能力与应对极端天气、负荷突变等风险的韧性。
前景：市场化电量占比有望继续提升，绿色电力需求将持续释放。
国家能源局发布的《2024年度中国电力市场发展报告》显示，2024年全国市场化交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9.0%，占全社会用电量62.7%，连续三年超过60%；新能源市场交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量的52.3%。
从趋势看，随着全国统一电力市场体系建设推进、电价形成机制更成熟、用能主体绿色转型加速，电力市场交易规模仍将保持增长，绿电交易和新能源参与市场的深度与广度有望进一步提升。
与此同时，现货市场、辅助服务市场和容量等机制的完善，将成为提升系统灵活性和保障电力可靠供应的重要抓手。
电力市场化交易规模的持续扩大，不仅反映了我国能源体制改革的显著成效，更彰显了市场机制在推动能源绿色低碳发展中的重要作用。
在构建新型电力系统的征程上，如何进一步健全市场体系、完善交易机制、激发市场活力，将是实现"双碳"目标的关键所在。
未来，随着全国统一电力市场体系的全面建成，我国能源资源配置效率将实现新的跃升，为经济社会高质量发展提供更加坚实的能源保障。