我国电力市场建设的进展、成效和挑战

推动能源低碳转型、构建新型电力系统，既需要技术 “硬件” 的升级突破，更离不开制度 “软件” 的适配支撑，而电力体制机制改革正是打造这一 “软件系统” 的核心关键。

电力市场建设是我国新一轮电力体制改革中的重要任务。通过构建适应新型电力系统特性的市场体系、价格机制和监管模式，能够更有效地激发电力产业各方活力，促进资源优化配置，助力转型过程更加安全、高效、经济。

今年是“双碳”目标提出五周年，亦是新一轮电改启动十周年。当前，我国电力市场建设向着构建全国统一电力市场体系目标加速迈进。值此承前启后的关键时点，本刊记者专访北京电力交易中心党总支书记、副总经理常青，深入分析我国电力市场建设的进展、成效和挑战，并针对市场建设下一阶段亟待解决的关键问题，分享了北京电力交易中心的创新举措与工作部署。

电力市场赋能“双碳”战略

助力电力安全经济清洁运营

《中国电力企业管理》：我国提出“双碳”目标已五年。在电力行业低碳转型的巨变中，市场建设在其中具有怎样的重要作用？

常青：当前，在“双碳”目标持续推进和新型电力系统建设不断深化的背景下，电力市场作为电力资源配置的主要形式，在服务能源清洁低碳发展方面发挥了重要作用。下一步，随着新型电力系统建设的持续深入，需要推进构建体系健全、功能完备、运营高效的全国统一电力市场，实现电力系统的安全、经济、清洁运行，更好服务国民经济高质量发展。

首先，我国“双碳”目标和新型电力系统构建目标要求以市场实现电力资源优化配置。中央深改委审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，提出“加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”。电力系统低碳转型要求不断提升系统新能源发电占比，而新能源发电具有明显的随机性、波动性，这客观上导致电力供需形势更加复杂多变，系统调节能力需求更大，电力系统在统筹实现安全保供和低碳转型时需要技术和机制两方面创新予以支撑。面对上述新形势、新变化，亟需深化电力体制改革、建设全国统一电力市场体系，通过市场机制实现电力资源优化配置，更好满足人民群众对于用安全电、用清洁电的实际需求。

其次，我国电力资源禀赋和运行实际要求以市场机制实现低碳转型的可持续发展。截至6月底，国家电网经营区域内新能源装机已达13.4亿千瓦，新能源快速发展极大改变了电力系统运行和市场运营模式。资源配置方面，我国新能源富集于“三北”地区，需要通过省间市场实现清洁资源的大范围消纳；同时东中部沿海地区分布式光伏发展迅猛，下一阶段也需要通过市场机制合理引导产业可持续健康发展。消纳方式方面，以保障性收购为主的新能源消纳方式难以适应发展需要，今年国家发展改革委、国家能源局也明确要求省内新能源全面参与电力市场。电力平衡方面，需要充分引导发用两侧调节性资源投资建设并深度参与系统运行，提高系统容量充裕度和运行灵活性，更好适应新能源出力波动性、间歇性特征，提升新能源消纳能力并支撑新能源高质量发展。成本疏导方面，为消纳高比例新能源，电力系统投资建设与运行将产生新的系统成本，需通过市场机制平衡协调多方利益，兼顾效率与公平，实现消纳成本的有效传导。

《中国电力企业管理》：“双碳”目标提出的五年来，我国电力市场建设的进展和成效如何？

常青：近五年，我国电力市场建设加速推进，已经形成“全品种、全范围、全周期”电力市场体系架构，有力保障了全网统一平衡，有效服务了新型电力系统建设，取得了一系列积极成效。

一是“统一市场、协同运作”的市场总体框架基本建成。中共中央、国务院部署新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推进，初步形成“管住中间、放开两头”的电力市场格局，基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架。电力市场体系在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内（旬、周、日）的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同交易等品种。

二是各市场交易品种持续完善。中长期市场已在省间、各省（区、市）全面覆盖，今年国家电网经营区域内将实现中长期带曲线连续运营“全覆盖”。实践中，中长期市场“压舱石”“稳定器”作用凸显，有力支撑了电力保供稳价，同时为交易主体提供了稳定的交易预期。现货市场建设全面推进，价格信号引导作用凸显，山西、山东、甘肃、湖北、浙江等省电力现货市场已转入正式运行，其他试点地区市场持续完善，今年也将全面实现现货市场“全覆盖”。辅助服务市场逐步完善，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的辅助服务市场体系，基本实现省级和区域全覆盖。容量保障机制以补偿形式起步，正在逐步探索市场化机制建设。以绿电、绿证交易为代表的环境价值市场持续完善，交易规模持续快速增长。

三是市场已成为电力资源配置的主要方式。随着电力体制改革的深入推进，发用电计划基本实现“应放尽放”，市场化交易电量持续增长。2024年，国家电网经营区域内各电力交易中心累计组织完成市场交易电量50196亿千瓦时，同比增长7.3%，占国家电网售电量的比重约为四分之三，凸显了电力市场在电力资源配置中的价值和作用。

新能源入市拉开序幕

市场机制仍需进一步创新完善

《中国电力企业管理》：发展新能源是实现“双碳”目标的重要抓手之一。为了推动新能源高质量发展，促进新能源高效消纳，北京电力交易中心开展了哪些方面的机制创新？

常青：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。

北京电力交易中心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潜在风险，北京电力交易中心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，为新能源管理价格波动风险、实现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。为充分适应这一特征，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，北京电力交易中心近年来大力推动中长期交易按日连续运营，为新能源电量最终交割前提供持续的、灵活的调整机会。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。

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，北京电力交易中心先后于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。绿电绿证交易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，交易规模取得跨越式增长。

目前，上述市场机制已在实践中发挥了积极成效。今年上半年，国家电网经营区新能源市场化交易电量占新能源总发电量比重超过50%；累计成交绿电交易电量1694亿千瓦时，超出去年全年规模近25%；累计交易绿证6451万个，同比增长14%。

《中国电力企业管理》：高比例新能源下的电力市场面临着许多新形势与新挑战，当前，新能源入市全面拉开序幕，我国电力市场建设还有哪些关键问题有待进一步解决？

常青：当前，新型电力系统建设加速推进，电力市场将成为应对“安全、绿色、经济”三元挑战的重要机制，需要持续优化和完善我国电力市场建设。

一是服务电力可靠供应的机制需要持续加强。从供需平衡看，电力负荷尖峰化、波动性特征日益显著，而发电侧出力不确定性、波动性大幅上升，电力系统平衡难度在客观上不断增加。从容量保障能力来看，市场环境下更好地发挥煤电等支撑性、调节性电源作用，需要持续加强电力市场和容量保障机制设计。从全网统一平衡管理看，系统供应紧张和消纳困难高频交替，需要持续推进中长期市场更加高效灵活，并充分发挥省间电力现货市场作用。

二是服务电力转型的市场模式需要创新发展。从调节能力发展看，随着新能源渗透率持续提升，系统调节能力需求快速增长，需要通过市场机制形成反映系统分时供需关系的价格信号并高效传导，为激发需求侧调节资源参与系统调节提供更好的外部条件。从新能源全网消纳看，随着集中式和分布式光伏快速增长，送受端电网出力同质化、峰谷同时化特征愈发明显，“同缺同余”将常态化出现，跨省跨区余缺互济的难度也逐步加大，亟需开展更加高频、更为精细的电力交易，通过大电网实现新能源在更大范围内的消纳。从绿色环境价值看，目前用户侧新能源消费的责任亟待压实，可再生能源消纳责任权重需要细分到用户，绿色电力市场与碳市场衔接需要加强，绿电直连、零碳园区等场景下开展绿色电力交易的机制也需要理顺，引导全社会共同参与新能源消纳的机制仍需要创新。

《中国电力企业管理》：能源转型催生了分布式新能源、智能微电网、虚拟电厂等新业态。去年底，国家发改委、国家能源局出台政策鼓励新型经营主体创新发展，平等参与电力市场。此类主体参与市场在落地实操方面存在哪些难点？

常青：当前，新型主体加速发展，已经成为市场交易的重要交易主体，在电力系统安全保供和转型中发挥越来越重要的作用。但目前，新型主体参与市场还存在一些关键的机制需要理顺。

一是市场机制要持续完善，更好激发新型主体参与系统平衡。新型主体介于电厂和负荷之间，市场环境下其运行角色需要灵活转换。亟需结合新型主体的经济特性和运行特性，在市场准入、交易品种、交易组织、结算机制等各个方面持续加强创新，推动形成能够有效激发新型主体参与系统平衡的市场机制。

二是技术标准体系需要进一步完善。不同类型的新型主体自身的技术禀赋不同，能够响应系统调节的能力、周期不统一，能够参与的市场品种也不尽相同。需要加快建立完善适应聚合主体的技术标准体系，明确新型主体的技术参数要求，分类型做好市场准入和市场机制设计。

三是市场价格信号形成机制还需进一步完善。新型主体参与系统平衡主要依靠价格信号予以激励和引导，但目前能够高效反映系统供需关系频繁变化的分时价格形成机制还需要持续完善，价格信号引导新型主体发挥功能的作用还需要夯实和加强。

四是新型主体在促进新能源消纳、创造绿色环境价值方面的作用体现还不充分。需要创新研究明确新型主体参与绿电市场的具体机制，理顺相关的合同关系和交易关系，满足绿电认证和溯源要求，更好激发新型主体响应新能源波动、促进新能源高水平消纳。

下一步，北京电力交易中心也将持续推进相关工作，更好促进新型主体高质量发展，助力新型电力系统建设。

两大经营区实现“牵手”

电力市场互联互通再上新台阶

《中国电力企业管理》：近日，国网与南网实现跨经营区常态化交易，这对于全国统一电力市场建设具有怎样的重要意义？立足于全国统一电力市场加快建设的背景，未来将在促进资源大范围优化配置方面重点研究和部署哪些工作？

常青：随着新型电力系统建设持续推进，依靠大电网在全国范围内促进富余新能源消纳、保障电力安全稳定供应的需求越来越迫切。

在持续加强网间通道“硬建设”的同时，用跨电网交易机制的“软建设”，实现国网、南网间的“软联通”，有利于实现电力市场在全国范围内互联互通、电力资源在全国范围内高效配置、电力系统在全国范围内互济互保，进一步发挥电力市场保供应、提效率、促转型作用，这是深化电力体制改革的重要突破，也是全国统一电力市场体系建设的重要一步和标志性成果。

下一步，跨经营区交易将持续完善。今年，在年度、月度、月内、现货等交易周期，实现跨电网经营区交易常态化开市，有力支撑今夏电力保供，并通过组织绿电交易，满足长三角、大湾区等重点地区绿电消费需求，同时探索达成多年期绿电交易签约。未来，随着两网间物理联通不断增强，网间资源优化配置能力将进一步提升，跨电网经营区交易将进一步缩短交易周期，实现能源资源的更高效配置。

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年8期，作者系本刊记者