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 2025-08-29]
  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。
  政策解读》》》
  我国统一电力市场体系建设迈入“机制耦合”的关键转型期
  ■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
  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。
  总体来看，《方案》以制度集成思路系统优化交易结构，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，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。
  圆桌讨论》》》
  Q1：在跨区电力交易中，能源企业如何把握市场机遇？
  立足自身优化电力供应交易体系
  ■玉门油田水电厂厂长 梁军：
  针对国家实行跨电网经营区交易常态化的有利政策，油田企业可从以下方面系统推进相关工作，有效把握市场机遇。
  优化电力交易策略体系。立足自身绿电产出，精准对接绿电需求集中区域，通过中长期合约锁定基础收益。建立交易周期动态适配机制，丰电期通过年度、月度中长期交易，保障收益稳定性；枯电期以月内及现货交易为主，释放可增量电力，形成全周期收益平衡模式。
  拓展市场参与广度与深度。充分利用“一地注册、全国共享”机制，拓宽电力市场交易区域，实现国家电网、南方电网经营区交易资质全覆盖。联合专业售电机构构建营销网络，通过代理模式拓展终端用户群体，重点开发高耗能行业绿电替代市场。
  强化跨主体协同合作机制。建立与电网企业的常态化沟通机制，协同开展通道规划与电力调度，确保跨区交易安全校核。联合西北区域的发电企业形成绿电交易联盟，完善跨经营区电力市场建设，提升市场平稳高效运行能力。
  夯实电力供应能力基础。研究风光储一体化项目可行性，提高电力消纳与外送调节能力，增强利用大型直流工程或联网工程富余通道参与市场化交易的灵活性，适配年度、月度及月内短周期的交易需求。建立跨区交易应急响应机制，针对跨区域电力供需大幅波动等突发情况制定备选方案，保障跨经营区电力市场完整性和整体平衡。（许盛洁?采访）
  产业链协同提升整体综合效益
  ■江苏销售新能源运营中心主任 邵从海：
  针对《方案》，能源企业可从多维度把握。
  灵活参与交易，优化购电策略。能源企业应组建专业交易团队，研究和利用中长期、绿电、现货等多元交易规则，依据各地能源供需、电价波动，制定灵活购电策略。如在新能源富集区参与绿电交易，用电紧张地区涉足现货市场，降低购电成本，提升绿色电力占比。
  强化协同合作，提升综合效益。与发电企业紧密合作，联合开发新能源项目，锁定部分优质电源与价格。发挥企业内部资源优势，在油气站部署光储充设施，拓展业务场景。发挥上中下游一体化优势，整合油田、炼化、销售等环节资源，如油田企业利用伴生气发电，就近接入销售企业的充电设施，实现能源内部循环利用；炼化企业将余热转化为电能，输送至周边充换电站，提升能源利用效率。
  加速数智转型，提升运营效率。搭建智能能源管理系统，与交易平台对接，实时掌握电网负荷、电价等信息，自动调整用电策略。利用大数据分析客户能源消费习惯，升级线上服务平台，为客户提供跨区绿电购买、电费代缴等便捷服务，增强用户黏性。
  拓展业务布局，抢占市场先机。积极参与分布式能源、微电网项目建设，提升区域能源供应稳定性，拓展业务范围。布局储能、V2G等设施，参与电网调峰辅助服务。开拓绿色能源市场，满足客户绿色用能需求，提升企业社会形象。（杨帅 采访）
  Q2：能源企业如何根据三阶段目标（2025—2035年）调整跨区交易策略？
  分阶梯灵活调整跨区交易
  ■吉林油田新能源事业部经理 马晓红：
  在《方案》蓝图下，吉林能源企业正踏着“近期—中期—远期”的阶梯，灵活调整跨区交易的“舞步”。
  近期（2025年）是合规筑基的关键期，绿电交易正编织符合《方案》的跨省交易网络。吉林油田的昂格风电项目如同一位能量充沛的“使者”，借鲁固直流通道的“快车道”增加绿电输送，每一度电的信息都完成备案。绿证交易则在东北电力交易中心“核验关口”严格把关，杜绝重复注册的乱象。输电权交易试点积极投身东北互济交易浪潮，按《方案》精准核算价差，特高压通道上的每笔交易都带着备案方案的“通行证”。
  中期（2026—2029年）聚焦效率提升，绿电交易与碳市场热情相拥，绿证与碳足迹的关联备案一气呵成，还能根据市场动态灵活权衡绿证与CCER（中国核证减排量）的选择。输电权交易试点紧跟现货市场融合的步伐，依托价差机制进行交易。储能项目如忠诚的“卫士”，让绿电波动率稳稳地控制在10%以下。
  远期（2030—2035年）则要引领创新潮流，绿电交易依托强制消费机制，为全产业链建立清晰的追溯档案。输电权交易试点大胆探索“电—氢”转换模式，迈入多能互补的框架。
  企业需始终紧盯《方案》的配套细则，每季度的合规审计如同定期体检，全力助推吉林打造“东北绿电枢纽”。（王珊珊?孟祥明?采访）
  主动布局抢占改革先机
  ■四川销售新能源公司执行董事、党委书记 李学科：
  《方案》的实施为能源企业参与全国电力市场交易提供了清晰路径。
  近期（2025年），能源企业应聚焦绿电交易和输电权交易试点，优先通过双边协商或挂牌交易，参与跨区市场化交易。同时，关注闽粤直流输电权交易试点的进展，探索绿电跨区输送的可行性。
  中期（2026—2029年），随着交易频次提高和规则完善，能源企业可逐步转向集中竞价等高效交易方式，并推动绿电多年期合约签订，以稳定收益。输电权机制成熟后，可通过竞拍方式，优化通道使用效率。
  远期（2030—2035年），能源企业需适应“两网”规则融合趋势，实现跨区与区内交易协同，并探索“电—证—碳”联合交易模式，利用金融工具管理风险。
  能源企业应分阶段从被动适应转向主动布局，通过技术创新和市场研究，在统一电力市场中抢占先机，实现资源优化配置和效益最大化。（柯成奇 采访）