北京电力交易中心总经理 谢开：全面完善市场运营体系 加快推进全国统一电力市场建设

为贯彻落实党的二十届三中全会关于建设全国统一电力市场的决策部署，北京电力交易中心深入分析市场建设面临的形势及存在的问题，持续推动全国统一电力市场深化建设重点工作，并对相关工作进行解读。

党的二十届三中全会对深化能源管理体制改革、建设全国统一电力市场作出明确指示要求。2025年是中发〔2015〕9号文为标志的新一轮电力体制改革实施10周年，也是全国统一电力市场初步建成的关键节点。国家电网有限公司深刻领会、认真贯彻党中央全面深化改革部署，在近期召开的第四届职工代表大会第五次会议暨2025年工作会议上强调，要加快完善市场运营体系，积极推动全国统一电力市场建设。

电力市场改革实践取得显著成效，全国统一电力市场总体架构基本形成

新一轮电力体制改革实施以来，按照党中央、国务院的统一部署，在国家发展改革委、国家能源局的领导下，国家电网公司积极发挥支撑服务作用，初步探索出了一条具有中国特色的电力市场建设道路，在保障电力供应、促进能源转型、稳定电能价格等方面发挥了重要作用。

全国统一电力市场体系逐步建立。“统一市场、两级运作”市场体系基本形成。省间市场有效落实国家能源战略，促进资源大范围优化配置和余缺互济，省内市场确保本省电力电量平衡，保障电力可靠供应。市场机制不断完善。形成包含电能量、辅助服务、绿电绿证、容量补偿等较为完备的市场体系，初步实现中长期市场带曲线连续运营，国家电网经营区省间现货市场和山西、山东、甘肃省级现货市场转入正式运行。建立独立输配电价机制，“能涨能跌”的市场化电价体系初步形成。市场规模快速增长。国家电网经营区注册市场主体超65万家，是2015年新一轮电力体制改革之初的23倍；2024年市场化交易电量首超5万亿千瓦时，是2015年的7.3倍，年均增长25%，终端用户售电量中市场化电量比重达到75%。交易机构实现独立规范运营。北京电力交易中心和27家省级电力交易中心电网持股比例均降至50%以下，全面实现人、财、物独立规范运作，充分发挥市场管理委员会议事协商作用，交易机构第三方市场服务评价连续6年达到“很满意”水平。

电力市场保供应、促转型、稳价格作用凸显。服务电力安全保供的作用有效发挥。省间交易电量首次突破1.5万亿千瓦时，中长期合同高比例签约履约，2024年优先发电计划签约率达98%，度夏期间高峰时段跨区中长期交易电力占比96%，保供压舱石作用充分发挥。省间现货覆盖国家电网经营区和蒙西地区，有效响应短时供需变化，促进余缺互济。创新建立闽粤联网工程灵活互济交易机制，2024年首次实现国家电网与南方电网双向满送电。山西、山东、甘肃等省常态化开展中长期D-2日连续交易，中长期与现货在交易周期、价格信号等方面充分衔接，共同引导供需协同，山东午间累计填谷350万千瓦，甘肃晚间累计移峰200万千瓦。积极探索负荷侧资源市场化调节机制，四川2024年度夏前锁定610万千瓦可调节资源，浙江在度夏期间最大削峰107万千瓦。新能源发展与消纳水平显著提升。积极服务新能源入市，2024年，新能源市场化交易电量占比首超50%。自开市以来，绿电交易累计2188亿千瓦时，绿证交易累计2.01亿张，助力2022年北京冬奥会、2023年杭州亚运会比赛场馆首次实现100%绿色电力供应。探索适应新型电力系统的市场交易机制，创新多年期绿电交易，试点沙戈荒大基地联营交易、分布式光伏入市等新模式。

准确把握全国统一电力市场发展要求，统筹实现经济、绿色、安全多元目标

党的二十届三中全会对建设全国统一电力市场提出明确要求，同时，随着新型电力系统建设提速，新能源持续超常规发展，多类新型主体快速涌现，全国统一电力市场建设面临新的形势和要求。

以市场提升资源优化配置效率，服务经济社会高质量发展。构建全国统一大市场，对于充分发挥规模效应、提高市场配置资源效率、服务高质量发展具有重要的基础性作用。电力作为国民经济发展的命脉，是重要的生产要素。全国统一电力市场是全国统一大市场的重要组成部分。我国电力资源供需逆向分布，远距离、大范围资源配置需求尤其突出，特别在能源加速转型背景下，出现以下新特点：受能耗双控、国际贸易等政策影响，各地绿色电力消费需求快速增长，绿电供给结构性不足矛盾突出；受新能源预测难、波动大等特性影响，传统送电省份“丰枯急转”，保供应与保消纳相互交织；新能源高占比下边际成本低、系统成本高的特点日益显著，转型成本需要合理疏导。亟须加快推动全国统一电力市场建设，破除省间壁垒，畅通资源流动，实现大范围灵活配置。

以市场应对复杂多变的安全保供形势，保障电力安全充裕和可靠供应。随着能源转型深入推进，新型电力系统加快建设，电力保供面临许多新情况、新形势、新要求。在负荷侧，电力系统负荷尖峰化特征日益明显，日内调峰幅度占总负荷比例可达50%以上；在电源侧，国家电网经营区新能源发电装机占比超过40%，日内最大波动达到3.3亿千瓦。系统顶峰和调节面临巨大压力，仍存在时段性、局部性供需紧张，要求充分发挥市场调配资源的效能，一方面依托大电网构建大市场，着力提升交易灵活性，促进电力大范围余缺互济；另一方面积极引导负荷侧资源聚合参与市场，激发调节潜能，促进供需互动。

以市场助力新能源高质量发展，促进能源清洁低碳转型。2024年国家电网经营区新增新能源并网装机规模再创新高，超过火电成为第一大电源，给系统消纳与运行带来巨大挑战。需要进一步发挥市场机制作用，服务新旧动能转换，促进新能源高质量发展：一是通过市场价格信号有效引导供需协同，扩大消纳空间；二是充分体现新能源绿色价值，稳定发电企业收益；三是科学合理引导新能源投资和布局，助力产业健康发展；四是促进调节能力建设，更好保障清洁低碳转型。

以市场引导新模式、新业态发展，激发创新动能和活力。新型电力系统下新型储能、电动汽车、源网荷储一体化、虚拟电厂等各类新型主体涌现，在电力交易平台注册数量已超4000家，逐步参与电能量、辅助服务等市场。新型主体是新型电力系统的重要特征，其快速发展既对系统承载提出了更高要求，又给系统调节带来了潜在机遇。需要加快构建与新型主体特征相适应的市场机制，引导其在促进能源转型、保障电力供给中发挥积极作用，同时培育良好商业模式，促进技术进步和新质生产力发展。

加快推进全国统一电力市场建设，服务构建新型电力系统

2025年，北京电力交易中心将认真学习领会公司第四届职工代表大会第五次会议暨2025年工作会议精神，深入贯彻落实公司决策部署，完善市场运营体系，为初步建成全国统一电力市场作出积极贡献。

强化各交易品种一体化运营，提升市场效能。交易品种是市场功能发挥的基础，不同交易品种之间的衔接是电力市场功能有效发挥的关键问题。下一步，应以提升市场效能为重点，推进一体化设计、联合运营。深化中长期交易连续运营全覆盖，夯实保供稳价基础。全面推动中长期交易分时段按日连续交易，提升中长期交易灵活性与流动性，为市场主体灵活响应供需变化提供手段。实现省级现货市场全覆盖，保障短时电力平衡。推动市场化用户参与省内现货市场，主动优化自身用电行为，降低系统调节需求。推动辅助服务作用有效发挥，助力电网安全运行。创新爬坡、惯量、区域备用共享等交易品种，服务新型电力系统运行需求。探索容量市场建设，保持系统容量充裕。针对燃煤火电机组利用小时数持续下降，进一步完善容量补偿机制，逐步探索建立容量市场，提升系统容量保障能力。

强化多层次市场协同运行，扩大市场范围。“统一市场、两级运作”框架下，省级市场立足提高省内资源配置效率、保障地方电力电量平衡，省间市场立足落实国家能源战略，实现电力资源在全国范围内优化互济。省间和省内衔接是全国统一电力市场运作的核心问题，下一步应重点推进省间、省内市场融合。持续完善跨省跨区交易机制。进一步推动建立国家电网、南方电网、蒙西电网跨经营区中长期、现货市场常态化协同运营机制，促进全国范围电力资源优化配置。努力扩大长三角等区域内省间交易规模，充分发挥余缺互济作用。推动省级市场标准化建设。研究提出省级市场典型设计方案，指导推动各省份按照统一体系、统一平台、统一服务开展电力交易，促进省间与省内市场更好衔接。探索省间省内市场融合路径。在坚持分省平衡的基础上，推动两级市场联合出清，推动解决市场主体在省间省内市场差异化报价、选择性参与等问题，提升资源优化配置效率。

坚持安全底线和市场化方向，创新市场机制。新能源快速发展使消纳与保供的挑战交替出现，应加快建立完善适应新型电力系统的电力市场机制。统筹设计新能源入市路径。研究建立“政府授权合约+长期绿电交易”的政策机制体系，稳定新能源合理收益，承接全面入市，实现保障收购向市场消纳平稳过渡。推广沙戈荒大基地“联营不联运”交易。不断完善沙戈荒大基地参与市场机制，服务大基地平稳运行和新能源电力消纳。细化完善分布式、新型主体聚合交易机制。引导分布式、虚拟电厂、源网荷储一体化项目等以聚合方式参与市场，提升负荷侧资源参与市场质效。系统推进电-碳市场协同。推动出台碳核算相关规则，充分纳入绿电减排贡献度，进一步激发绿色消费；提升绿证全覆盖效率，全面推广多年期绿电交易和绿电消费核算认证，扩大省间、省内绿电供给；加快推进绿电消费国际标准研发，提升国际话语权。

完善市场规则与风险防控体系，夯实市场建设基础。政府的配套政策是市场发挥资源配置决定性作用的重要保障，应进一步统筹协调，发挥好有效市场与有为政府作用。推动电力市场基础制度规则统一。配合政府完善能源法律制度体系，完善“1+N”市场规则体系，实现全国基础性交易规则和技术标准规范统一，为建设全国统一电力市场奠定坚实规则基础。强化市场运营监测与风险防控。建立完善电力市场运营监测指标体系，依托电力交易平台实施动态监测，准确掌握市场行情，及时洞察市场风险，实现用数据看市场，用数据管理市场，为国家数字化监管提供有力支撑。完善价格机制。推动优化煤电、抽水蓄能、电化学储能等容量电价机制，研究适应新型电力系统和全国统一电力市场的输配电价体系。完善转型成本疏导机制。设计反映调节能力建设、系统运营支撑等成本的市场机制，分类疏导系统转型成本，实现合理共担的可持续发展模式。

强化长效机制建设，提升市场服务能力。“为市场主体赋能，让市场主体满意”是电力市场建设的重要目标，应秉持“人民电业为人民，电力交易惠万家”的理念，着力提高市场服务能力，切实提升广大主体获得感。加强电力交易机构建设。充分发挥党建引领示范作用，持续提升独立规范运作质效。进一步发挥好市场管委会作用，营造电力市场共商共建良好氛围。持续提升交易平台支撑能力。加大人工智能、区块链等新技术在电力交易领域应用，规划建设下一代电力交易平台，有效支撑新型电力系统下各层级、各类型电力市场高效运作。建立电力市场宣传服务长效机制。充分依托公司服务体系，面向各层级、各类别主体，常态化深入开展电力市场政策、机制、流程宣传，强化信息披露，持续提升全社会对新型电力系统下电力市场的理解认知，为推进全国统一电力市场建设培育良好市场生态。