我国统一电力市场体系建设 迈入“机制耦合”的关键转型期(图)
[中国石油新闻中心 2025-08-28]
长庆油田首座兆瓦级光伏发电站。
■ 华北电力大学经济与管理学院教授、博士生导师 赵振宇
■ 华北电力大学经济与管理学院博士研究生 马乾鑫
编者按：近日，国家发展改革委、国家能源局复函通过了《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》（简称《方案》），明确了跨电网经营区中长期、绿电、现货等各品种和场景的交易规则。本期《市场导刊》邀请专家学者从制度、交易、市场等方面对《方案》进行解读，能源企业相关负责人结合《方案》，探讨绿电发展方向和电力交易可行性路径。敬请关注。
作为全国统一电力市场体系建设的一项标志性制度成果，《方案》以“机制贯通”为抓手，着力解决了电网经营区之间长期存在的规则割裂与平台壁垒问题。这标志着我国统一电力市场体系建设迈入由“物理互联”向“机制耦合”的关键转型期，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。
完善制度体系
统一规则体系夯实跨区运行根基
《方案》突破“双调度、双平台”壁垒，以“双方取小”为底线，以“产权分界点”结算架构厘清权责，通过“先行试点+机制固化”，实现可复制的跨区交易制度创新
在制度设计方面，《方案》明确由国家电网（北京电力交易中心、国家电力调度控制中心）与南方电网（广州电力交易中心、南方电网电力调度控制中心）联合承担交易组织、结果发布与结算职能，构建涵盖计划制定、安全校核、数据互认等多个环节的协同机制，实现从“交易通”向“规则通”的跃升。这一制度安排突破了“双调度、双平台”所带来的数据孤岛与执行断点，为电力资源跨区流动提供了标准化、可复制的制度样板。
在风险边界方面，《方案》坚持“安全优先、公平开放、灵活高效”的原则，将“双方取小”作为交易计划的安全校核底线，并在调度边界、责任主体、物理接口等关键点上实现对口清分。所提出的以“产权分界点”为核心的结算架构，不仅有效厘清了权责归属，而且增强了制度执行的稳定性与纠纷防控能力。
《方案》通过“先行试点+机制固化”的路径设计，在闽粤联网通道上率先实现可复制的跨区交易制度创新。如设置非闽粤交易输电费按每千瓦时0.0256元标准计取、50%输电费用冲抵容量电费等交易规则，既提高了通道利用率，也为全国各电网经营区间的利益协调提供了可操作、可落地的制度工具基础。
优化交易结构
多维交易机制释放市场配置潜能
在中长期保障能力与短周期快速响应之间建立了协同机制，提升了电力市场对多元需求的适应能力，为我国能源系统构建柔性化、绿色化、时效化的市场运行新格局奠定了坚实基础
《方案》聚焦电力市场效率提升与绿色能源价值实现，系统构建了中长期交易、现货交易与绿色电力交易协同运行的市场机制，显著增强了资源配置的灵活性与价格信号的引导力。
在绿色电力交易机制方面，制度设计实现了交易单元标准化、资源配置直达化与市场参与多元化。如可再生能源发电项目可作为独立交易单元参与全国范围内的跨区交易，电力用户亦可通过售电公司代理或自主方式接入，打通供需两端直接响应的路径，提升资源匹配精度和交易自主性。
《方案》建立了涵盖合同匹配、电量计量、绿证核发与划转的全过程闭环管理体系。在结算层面采用“三者取小”机制，以用户实际用电量、合同电量与发电侧可结算电量之间的最小值为基准，确保交易电量与绿证发放的一致性，可有效防范超额核发、重复计量等风险。
在绿证流通机制上，交易机构统一负责绿证申领，国家级平台统筹核发与划转，实现了绿证“一地注册、全网互认”，确保了信息权威、属性可追溯、流程全链闭环，为绿电与碳资产、能源消费责任协同机制的深度融合奠定了制度基础。
现货交易机制同步纳入常态化设计，由两大电网平台联合组织运营，市场主体可在具备物理通道条件下跨平台开展购售电。交易关口设定在大型直流或联网工程产权分界点，申报电量由一方市场集中汇总后推送至对方平台统一出清，价格曲线作为调度边界条件纳入各自现货系统。该机制能有效提升全国范围内资源配置的时效性与柔性调节能力，尤其适应新能源出力波动、电力余缺跨区调剂及用电高峰响应的实时性需求。
短周期快速响应之间建立了协同机制，不仅提升了电力市场对多元需求的适应能力，而且为我国能源系统构建柔性化、绿色化、时效化的市场运行新格局奠定了坚实基础。
推进市场重构
释放能源企业协同融合新势能
对于能源企业而言，这意味着商业逻辑、运营方式与价值实现路径的深层重构。资源整合能力、平台对接能力和响应多元机制能力将成为决定其未来竞争格局的关键要素
《方案》不仅是电力交易机制的一项制度性重塑，更承载着我国从区域性电力运行体系向统一化、多层级电力市场体系跃升的战略意图。通过机制重构、平台融合、边界清晰与规则统一，跨电网经营区交易常态化将成为新型电力系统中资源统筹配置的重要特征。
对于能源企业而言，这意味着商业逻辑、运营方式与价值实现路径的深层重构。一方面，发电企业需基于跨区交易规则重构交易策略模型，提升合同管理、收益预测与风险控制能力；另一方面，新能源运营商可借助制度窗口期拓展绿电输出空间，通过储能、聚合、绿证、碳价等协同构建收益组合，形成市场参与新范式。
同时，系统级服务能力成为企业核心竞争力重塑的关键方向。售电企业、综合能源服务商与产业链平台型公司需围绕“源网荷储”开展系统级响应能力建设，推动区域级负荷聚合、虚拟电厂建设与柔性资源配置能力提升，在多层级市场结构中实现从“节点参与”向“生态协同”的跃迁。
从政策层面看，《方案》为后续多市场、多机制融合提供了制度接口，也为建立覆盖“电力—绿证—碳—储能—调频”五位一体的新型电力系统交易格局打下制度基础。随着全国统一电力市场体系从初步建成走向系统完善，能源企业的业务边界将进一步被打破，资源整合能力、平台对接能力和响应多元机制能力将成为决定其未来竞争格局的关键要素。
可以预见，《方案》的落地不仅加速了清洁能源跨区消纳、推动用电成本结构性优化，也将为我国构建安全、绿色、高效的现代能源体系注入强大制度动能与市场活力，成为促进电力系统高质量发展的一项重要支撑。