北京电力交易中心总经理谢开：推动电力市场在空间与时间两个维度双向延伸

在“双碳”目标驱动下，我国能源绿色低碳转型持续推进，新能源占比不断提升。电力交易是服务新能源发展的重要手段。面对新型电力系统加快建设和新能源全面入市的新形势新挑战，如何更好发挥市场作用，实现新能源更高质量发展？本刊记者采访了北京电力交易中心总经理、党总支副书记谢开。

《国家电网》：新能源消纳是新型电力系统的关键命题，市场机制是破解消纳难题的重要手段。在中长期交易、现货交易、辅助服务市场等领域，有哪些适配新能源特性的交易模式？

谢开：当前，我国新型电力系统建设进入关键阶段，新能源发展呈现跨越式增长态势，传统的计划管理模式已难以适应能源革命新要求，运用市场化机制促进新能源高效消纳和高质量发展成为必然选择。近期，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，标志着我国新能源进入全面入市的新阶段。

公司始终牢记“国之大者”，坚决贯彻党中央决策部署，以更高政治站位、更强使命担当，全力推进全国统一电力市场建设，针对新能源特性，持续完善市场机制，创新交易品种，多措并举提升新能源消纳水平。

一是服务新能源参与长周期交易，稳定企业长期消纳与收益预期。随着新能源装机和电量占比快速提升，市场交易价格呈逐步下行趋势，特别是短期价格波动明显。为有效应对价格波动给新能源收益带来的影响，公司积极服务新能源企业签订年度中长期合同，并逐步推动市场交易向更长交易周期延伸，创新推出多年期绿电协议（PPA）交易模式，通过锁定长期电能供需关系与价格，保障新能源企业长期收益，规避市场价格波动风险，为新能源长期稳定发展提供市场化解决方案。今年以来，已累计组织市场主体签订3～5年PPA电量138亿千瓦时。

二是推动市场交易向更短交易周期、更细颗粒度延伸，适应新能源随机性、波动性特征。越逼近运行日，新能源功率预测准确性和精度越高。为充分适应这一特性，减少新能源因长周期预测不准带来的履约风险和偏差责任，公司近年来大力推动中长期交易按日连续运营与现货市场建设，缩短交易周期，提高交易频次，为新能源电量最终交割前提供持续的、灵活的调整仓位机会。目前，中长期交易已基本实现按工作日连续开市，山西、山东、甘肃等省份常态化开展中长期D-2日连续交易；山西、山东、甘肃、湖北现货市场转入正式运行，浙江等6省份长周期结算试运行，年内还要实现全覆盖。此外，面对高比例新能源下系统调节需求的快速增长，推动调频、备用等辅助服务市场实现全覆盖，山东创新推出快速爬坡辅助服务新品种，有效应对大规模新能源接入后午谷和晚峰双向爬坡需求，为系统安全稳定运行提供有力支撑。

三是创新建立绿电和绿证交易机制，服务新能源企业获得绿色环境收益。在国家发展改革委、国家能源局指导下，公司先后于2021年9月、2022年9月创新推出绿电和绿证交易，开启我国绿色电力消费新模式。这一创新机制通过市场化手段精准对接新能源发电企业和电力用户需求，交易价格充分反映新能源绿色环境价值，既显著提升了新能源企业收益水平，助力其投资与可持续发展，又满足了用电企业绿色低碳转型需要，帮助出口型企业提升产品国际竞争力，形成了发用双赢的市场化良性循环机制。目前，绿电、绿证交易已实现常态化开市，交易规模翻番增长。

截至目前，上述市场机制优化创新已呈现积极成效，有效促进了新能源消纳和发展。今年1～5月，公司经营区新能源市场化交易电量4140亿千瓦时，占新能源总发电量的53.6%，同比增长2.6%；绿电交易1606亿千瓦时，同比增长72%；绿证交易4740万张，同比增长41%。

《国家电网》：新能源发电的特性决定了其更需要通过区域协同来提升利用效率。如何通过跨省跨区交易机制，实现新能源在全国范围内的资源优化配置？

谢开：我国新能源资源与电力负荷呈现显著逆向分布特征，随着新能源装机规模持续增长，省级电力市场受限于调节能力和市场空间，已难以满足大规模新能源消纳需求，特别是“沙戈荒”大型风电光伏基地陆续投产，必须依托全国统一电力市场，充分发挥大电网时空互补优势，通过跨省跨区的时空调节和资源互济，实现新能源在更大范围内的优化配置和高效消纳。

一是通过省间中长期交易压实新能源跨省消纳“基本盘”。2024年，省间中长期交易电量首次突破1.5万亿千瓦时，其中新能源电量约占省间中长期电量的15%，稳定了新能源省间消纳的“基本盘”。在服务“沙戈荒”大基地高效运营方面，公司创新提出“联营不联运”模式，既充分发挥大基地内部各电源类型互补调节能力，稳定大基地平稳送出与消纳，又保证运行中对内部各电源的调控，保障系统安全运行。该模式在灵绍直流2025年度交易中试点应用，达成交易规模452亿千瓦时，形成良好示范。

二是通过中长期连续运营与省间现货交易灵活响应短时新能源消纳需求。为积极应对新能源随机性带来的短时新增消纳需求，近年来公司创新推出省间多通道集中优化出清，实现按周常态化开展，充分挖掘月内各通道富余空间和各省消纳潜力，高效灵活响应新能源短期消纳需求，2024年累计交易规模超27亿千瓦时。此外，大力推进省间现货市场建设并转入正式运行，充分考虑新能源的波动特性，挖掘日前与日内跨省跨区通道消纳潜力，积极促进新能源消纳。目前，省间现货交易已覆盖公司经营区26个省份和蒙西地区超6000余家市场主体，2024年新能源省间现货交易电量149亿千瓦时，占比达到40%。

三是推动实现新能源跨经营区优化配置与消纳。今年以来，国家电网公司与南方电网公司积极推动建立跨电网经营区常态化交易机制，已协商形成工作方案并正式上报国家发展改革委、国家能源局。近期，先后组织开展了广西、云南送上海和华北、东北、西北送广东的两次跨经营区绿电交易，首次实现跨经营区绿电双向交易与溯源认证，进一步促进新能源在全国范围内的优化配置，成为2025年初步建成全国统一电力市场的重要标志性成果。

《国家电网》：在推动绿电交易中，北京电力交易中心构建了哪些服务机制？如何优化绿电溯源、交易结算流程？近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，这对市场交易提出了哪些新要求？

谢开：随着全球能源转型和“双碳”目标的加快推进，我国绿电消费需求快速增长。欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际贸易政策出台，东中部外向型企业绿电消费诉求更加强烈，并对绿电消费溯源机制提出更高要求，以满足出口认证需要。北京电力交易中心认真落实国家发展改革委、国家能源局改革要求与公司工作部署，坚持“省内为主、省间为辅”的绿电供给格局，不断完善绿电交易与溯源认证机制，提升绿电服务质效。

一是多措并举扩大绿电供给，满足绿电消费需求。目前已构建起覆盖省间、省内，涵盖多年、年度、月度、月内各周期连续运营的绿电交易机制，绿电交易已全面实现常态化开市。在省内方面，2024年省内绿电交易达到1094亿千瓦时，占绿电总交易电量的81%。在推动集中式新能源参与绿电交易基础上，浙江推动2.5万个分布式光伏项目“聚合”参与绿电交易，交易电量超23.03亿千瓦时，占省内绿电交易的22.2%，有效支持了本地绿电需求。在省间方面，积极推动以绿电交易落实省间优先发电计划，扩大省间绿电供给，2025年年度交易中以绿电交易完成省间优先发电计划169亿千瓦时，占省间绿电总成交规模的52%，有效保障了北京、上海等地购买需求。着力推动跨省区错峰绿电交易，自4月以来，新疆送北京的错峰绿电交易已开展4次，累计成交电量超2230万千瓦时，实现“用新疆的阳光点亮北京的夜”，取得良好社会反响。

二是建立绿电消费核算机制，为绿电消费提供权威可靠证明。积极配合国家能源局推动绿证核发全覆盖工作，逐步建立绿证核发、交易、划转、使用、核销全流程。牵头制定《绿色电力消费核算方法》行业标准，明确绿电消费的数据来源、核算方式和核算结果。采用区块链技术将绿电交易结果、合同、溯源关系和绿色权益结算结果全部上链，市场主体可以登录“e-交易”平台自行查看，保障了绿色权益的准确溯源。北京、上海等地区试点绿电消费核算应用，实现对绿电交易、绿证交易、自发自用等不同方式消费可再生能源电力、获得环境权益的汇总和计算，帮助企业算清能源电力消费的“绿色账”，也为企业绿色消费认证、碳排放核算及相关出口认证等提供有力支撑。

三是大力推动电碳协同，国际合作取得积极成效。推动北京、天津、上海等多省份出台电碳协同政策，实现了绿电抵碳目标，进一步激发绿色消费。加强国际合作，与欧盟碳边境调节机制相关团队积极对接，推动认可我国绿电绿证交易的减碳价值。研制发布电气电子工程师协会（IEEE）绿电标识、国际电信联盟电信标准化组织（ITU）绿电溯源2项国际标准，解决绿电交易、消费过程中溯源难度大的问题，促进绿电市场“中国方案”国际互认，帮助出口型企业提高产品国际竞争力。

国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，是丰富新型电力系统形态的重要探索，对满足企业绿色用能需求、推动新能源就近消纳具有重要意义。文件明确了并网型绿电直连项目作为整体参与市场，对市场交易提出更高要求：

一是做好入市注册，根据并网型绿电直连项目等各类新型主体发展趋势特点，持续完善新型主体市场注册规范，明确直连项目内部各主体的注册和聚合方式，理顺不同主体间的聚合代理关系，保障并网型绿电直连项目享有平等的市场地位。二是指导项目内部合同签订，对绿电直连项目内部消纳的电量相关购电协议签订给予规范指导，做好与批发市场多年期购电协议的协同。三是服务项目作为整体参与市场，引导绿电直连项目以聚合方式参与绿电交易，作为直连之外绿电需求的补充，做好直连部分和从大电网消费绿电的整体核算，统一纳入绿电消费核算与认证。推动项目公平承担相应输电成本等费用和责任，服务绿电直连健康有序发展。此外，在我国“双碳”目标和国际贸易政策影响下，绿色园区、零碳园区建设需求强烈。绿电交易在满足用户降碳需要的同时，能够充分发挥大电网资源互补优势，具有更强的灵活性和更广阔的应用前景，应进一步发挥绿电绿证交易作用，支持绿色园区、零碳园区建设。

《国家电网》：新能源快速发展和全面入市对电力市场建设运营提出哪些要求？未来市场发展方向是什么？

谢开：截至5月底，公司经营区新能源装机容量13.3亿千瓦，占总装机容量的比例达到47%，新能源电量占比25%，亟需加快建设全国统一电力市场，推动市场在空间与时间两个维度双向延伸，服务新能源全面入市和高质量发展，统筹好电力系统安全、绿色、经济三重目标。

推进全国统一电力市场建设，促进新能源全国范围配置与消纳。一是依托大电网，构建大市场，深化推动跨经营区交易常态化开展，加大区域内省间互济交易力度，推广大基地“联营不联运”交易机制，持续推进省间与省内市场进一步融合，为新能源大范围配置消纳提供透明高效的服务平台。二是推动电力市场向局部微市场延伸，积极服务分布式光伏等负荷侧新型主体通过聚合方式参与市场互动，挖掘聚合体内部互补调节潜力，促进供需协同，服务新型主体健康可持续发展。

推进电力市场向更长周期延伸，稳定电能供需和价格预期。一是推广多年期购电协议机制，通过签订多年期稳定的电力交易合同，稳定供需与收益，为市场主体投资决策和优化运行提供依据，促进可持续发展。二是探索建立容量市场，充分体现各类电源对电力系统的支撑调节价值，同时提供长期容量价格信号，引导激励发电容量投资建设，保障系统长期容量充裕度。

推进电力市场向更短周期延伸，更好适应新能源随机性和波动性。一是2025年要全面实现省级现货市场长周期结算试运行，具备条件的地区加快转正式运行；全面实现省内中长期带曲线按日连续运营，推广开展标准能量块交易。二是推动小时级绿电交易，细化绿电交易颗粒度，推动分时段带曲线绿电交易与溯源认证。三是创新快速爬坡、转动惯量、无功支撑等辅助服务新品种，提高补偿标准，确保系统稳定运行。

推进电碳市场协同，充分反映新能源环境价值。一是强化政策激励，促进绿电消费，推动将可再生能源消纳责任权重指标分解到具体用户，并通过绿电、绿证交易的方式完成可再生能源消纳指标。二是在全国及地方碳市场出台政策，明确绿电消费在相应碳排放核算中予以扣减，激励企业主动消费绿电。三是推广基于区块链的绿色电力消费核算应用，加强国际标准制定，为绿电消费认证提供权威有力的支撑。