北京电力交易中心：2025年研究建立“政府授权合约+长期绿电交易”政策机制

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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

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