新型电力系统市场运行机制与全国统一电力市场建设路径

新型电力系统政策演进与体系框架

自2015年深化电力体制改革以来，国家层面密集出台多项政策文件，旨在构建适应能源结构转型的电力市场机制。从《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》到《新型电力系统发展蓝皮书》，政策导向逐步从单一的市场化交易向源网荷储一体化、多能互补及全国统一电力市场体系建设转变。新型电力系统的核心特征体现为清洁低碳、安全高效、柔性灵活与智慧融合。其中，清洁低碳是核心目标，非化石能源发电将逐步转变为装机主体和电量主体；安全高效是基本前提，煤电仍作为电力安全保障的“压舱石”；柔性灵活通过各类机组、储能及输电技术的广泛应用，支撑高比例新能源接入；智慧融合则依托数字信息技术，实现物理与社会系统的深度融合。

新型电力系统建设遵循“三步走”发展路径。当前至2030年为加速转型期，新能源逐步成为发电量增量主体，煤电仍是保障基石，电网形态以“西电东送”大电网为主，分布式智能电网作用凸显。2030年至2045年为总体形成期，新能源成为装机主体，煤电加速清洁低碳转型，电网向柔性化、智能化升级。2045年至2060年为巩固完善期，新能源成为主体电源，电能与氢能深度耦合，用户侧与电力系统高度灵活互动，覆盖全周期的多类型储能协同运行。

全国统一电力市场体系建设目标与架构

加快建设全国统一电力市场体系是构建新型电力系统的关键制度保障。总体目标明确，到2025年初步建成全国统一电力市场体系，实现国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计。到2030年，基本建成适应新型电力系统要求的统一市场体系，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。体系架构上，需健全多层次统一电力市场，发挥北京、广州电力交易中心在国家市场中的作用，同时强化省（区、市）市场的基础作用，引导各层次市场协同运行，有序推进跨省跨区市场间开放合作。

在功能完善方面，需持续推动电力中长期市场建设，发挥其平衡长期供需、稳定预期的基础作用；积极稳妥推进电力现货市场建设，引导其发现实时价格，准确反映电能供需关系；完善电力辅助服务市场，体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场机制。此外，还需培育多元竞争的市场主体，有序放开发用电计划，推动经营性用户全面参与市场。

新能源全面参与电力市场机制创新

针对新能源特性，政策明确提出深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源上网电量全面进入电力市场。按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，建立新能源可持续发展价格结算机制。对于2025年6月1日以前投产的存量项目，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价，电量规模由各地妥善衔接现行政策。对于2025年6月1日起投产的增量项目，机制电价由各地组织自愿竞价形成，原则上按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限，执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

该机制在市场外建立差价结算方式，对纳入机制的电量，电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。这一设计旨在保障新能源项目在市场化环境下的稳定收益预期，同时通过“多退少补”调节促进公平交易。此外，政策强调取消新能源强制性配储，引导新能源自主配备储能装置，推动配储向市场化、经济性驱动方向协调发展。同时，强化规划、绿证、市场及环境政策的协同，确保纳入机制的电量不重复获得绿证收益，未上网电量不纳入利用率统计与考核。

市场运行仿真与技术支撑建议

为应对新型电力系统市场运行的复杂性，建议加快人工智能技术在市场预测与竞价中的应用。利用机器学习优化新能源出力预测模型，结合大数据提高市场价格预测精度；应用深度强化学习设计竞价出清算法，建立精准快速的智能化实时报价系统。同时，推广市场仿真技术应用，构建多类型市场运行仿真场景，综合考虑各省市场结构、供需特征及交易规则，开展针对性研究。

仿真技术可用于市场政策组合方案推演，针对不同交易规则、碳配额及CCER占比等关联政策组合进行长周期分析，优化验证政策成效。此外，通过对各省市各级市场新能源项目纳入机制的电量规模、机制电价等参数进行动态仿真模拟，分析竞价出清规则与价格结算机制的适配关系，揭示市场主体行为特征和交易策略，厘清新能源与传统能源、新型经营主体等多元主体的互动关系，为市场机制设计提供量化决策支持。