全国统一电力市场建设加速与山东示范经验 - “十四五”时期全国统一电力市场建设按下“加速键” 山东依托全国唯一综合改革试点和首批现货试点 打造全国统一电力市场“六个省级示范” 探索出具有山东特色的电力市场化改革之路 [1] 市场体系构建与运营成效 - 山东构建“中长期+现货+辅助服务+零售+绿电绿证+容量补偿”的全周期、全品种电力市场体系 实现省间省内全覆盖、中长期与现货贯通、多品种协同的市场生态 [2] - 2025年1月至11月 山东累计组织省内中长期交易815批次 达成交易电量3455亿千瓦时 创新“年+多月+月+周+日”多周期交易体系并引入滚动撮合等产品 有效平抑价格波动 [3] - 现货市场采用全电量出清机制 国内首家建立“容量补偿+电能量”完整能量市场价格体系 实现度夏保供期间60万千瓦及以上火电机组非停率和受阻率“双零”历史性突破 [3] - 现货市场价格信号引导作用显著 高峰高电价激励新型储能顶峰发电最高达804万千瓦（创省级电网新高） 低谷低电价推动煤电机组实际出力深调达349万千瓦 激励新型储能低谷充电电力最大达814万千瓦 [3] - 截至2025年11月底 参与交易的售电公司达223家 零售用户近5.1万家 通过固定分时、价格联动等标准化零售套餐打通批发市场价格向终端用户传导的“最后一公里” [4] - 辅助服务市场与现货市场深度融合 国内首家建立爬坡辅助服务市场 有效激励发电企业、储能电站等提供调节资源 [4] 市场机制创新与主体多元化 - 山东率先出台《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》和《山东省新能源机制电价竞价实施细则》 方案被国家发展改革委作为省级范式推广 [5] - 全国首家完成2025年度增量新能源项目机制电价竞价 创新设计申报充足率监测、边际项目熔断等竞价机制及标准化组织模式 率先将新能源电价市场化改革从政策框架推向实操落地 [5] - 参与市场化交易的新型主体日趋多元 在济南、淄博等地试点居民充电桩车网互动价格机制 实现电动汽车充电由高峰向低谷转移及高峰时段自愿反向放电 [6] - 探索形成独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益+辅助服务”的市场盈利机制 截至2025年11月底 共计44家虚拟电厂注册入市、聚合资源576万千瓦 削峰、填谷容量分别达58.4万千瓦、70.8万千瓦 [6] - 绿电绿证交易取得突破 2025年6月5日成功组织首笔现货模式下带曲线绿电交易 环境溢价约14.8元/兆瓦时 率先实现现货模式下绿电带曲线交易 形成分时电能量价格和月度绿证价格 [6] 科技赋能与标准化建设 - 山东电力交易中心构建高效智能的数字化电力交易平台 利用大数据分析、云计算、人工智能等技术预测市场趋势和价格走势 实施精益化结算管理提升“日清月结”效率 [7] - 研发建设“驭市通”智慧管家 构建市场运营监测分析体系 精准分析运行态势并及时识别风险 高效支撑国家能源局数字化监管 [7] - 建立市场服务长效机制 组建省（市、县）三级1758人市场化服务团队 创新推出8项“供电+市场化交易”联动办服务 在A、B级供电营业厅设立电力市场宣传服务专区 [8] - 注重标准化建设 2024年首家发布电力市场地方标准《电力市场交易数据技术要求》 2025年牵头编制的ITU国际标准《基于分布式物联网的可再生能源证书互操作需求与能力框架》获批立项并在全球数商大会上启动 [8]

《电力中长期市场基本规则》核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发新修订的《电力中长期市场基本规则》，将于2026年3月1日起正式施行 [2] - 该规则是全国统一电力市场基础规则体系的主干支撑，基于“中长期+现货+辅助服务”一体化设计理念，对电力中长期交易全流程进行系统性规范 [2] - 规则旨在回应新能源大规模接入、新型主体蓬勃发展等市场需求，为各级电力中长期合同签约履约提供行动指南 [2] 市场模式转型升级 - 规则推动电力中长期市场从“传统发用主体、以年度月度为主线、依赖定期开市”模式，向“多元化新主体、交易周期远近延伸、全面常态开市”模式进阶转型 [3] - 明确虚拟电厂等新型主体以聚合单元参与交易，并需区分不同地理位置分散资源的各时段上下网电量，以体现电力时间与空间价值 [3] - 提出覆盖“数年+年度+月度+月内”全时间周期交易，向远期引入多年期购电协议，向短期实现按日连续开市 [3] - 要求中长期市场与现货市场有效衔接，并强化跨省跨区与省内交易的联通协同 [3] 市场化定价与风险防控机制 - 除政府定价电量外，所有交易价格均通过市场主体充分竞争形成，第三方不得干预 [4] - 中长期交易合同电价可约定固定价格，或约定随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制 [4] - 要求各地设置价格上下限以防范市场操纵和恶性竞争 [4] - 系统梳理了电力供需失衡、市场价格异常波动等六大主要风险类别，要求建立风险预警与应急预案 [5] - 当市场出现紧急风险时，允许运营机构依规采取措施，并在3日内提交报告并披露信息，形成“监测—预警—处置—披露”的闭环管理机制 [5] 地方落实与市场建设要求 - 要求各省（区、市）于2026年3月1日前完成地方实施细则备案，并建立动态调整机制 [6] - 电力交易平台需遵循“统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范”的要求 [6] - 需强化市场运营基础保障能力，加强核心岗位运营值守，满足按日连续运营要求 [6] - 应推进注册信息互认，实现经营主体“一地注册、全国共享”以降低交易成本 [6] - 强调跨省跨区交易与省内交易相互耦合，要求地方细则与跨省跨区规则在市场运营、经济责任、价格机制方面做好衔接 [6] - 应加快建立健全市场运营监测和风险防控体系，聚焦价格操纵、串谋报价、恶意违约等典型违规行为 [7] - 需建设智能化异常交易甄别与实时提示系统，并建立健全市场争议处理机制及主体权益申诉平台 [7]

文章核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则》是对2020年版规则的一次系统性优化 旨在通过优化制度框架、强化跨省区协同、深化现货衔接、适配新能源入市和赋能新型主体 推动全国统一电力市场建设 并对市场运行逻辑和主体参与模式产生深远影响 [2] 优化整体框架：从“交易”到“市场” - 拓宽覆盖范围 将规则名称从“电力中长期交易基本规则”修改为“电力中长期市场基本规则” 明确覆盖注册、交易、执行、结算、信息披露、风险防控全链条市场环节 [3] - 强化规则整合和体系衔接 删除与其他基本规则重复的细节条款 引用市场注册、计量结算、信息披露等基本规则 并将2024年绿电交易专章内容融入相关章节 [3] - 新增“市场技术支持系统”章节 以适配全国统一电力市场建设与多元主体参与要求 统一的技术支持系统是打破省间数据壁垒、实现“一地注册、全国共享”的核心载体 [3] 立足全国统一：强化跨省区协同 - 统一市场布局以优化全国电力资源配置 明确跨经营区交易由北京和广州电力交易中心联合组织 鼓励跨省跨区交易与省内交易联合组织 推动省间市场深度融合 [4] - 依托统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范的市场技术支持系统 实现经营主体“一地注册、全国共享” 各交易平台注册信息互通互认 降低经营主体的交易成本与时间成本 [4] 深化现货衔接：优化结算机制与价格形成 - 在交易时序、交易出清、市场结算等方面对齐现货市场要求 以实现中长期与现货市场高效衔接 [5] - 创新结算机制 电力中长期市场结算参考点价格可以由日前或实时市场出清价格确定 可采用差价或差量结算方式 并推动较短周期交易限价与现货交易限价贴近 [5] - 优化分时电价 明确对直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段 由市场自主形成以反映不同时段电力供需 [5] 适配新能源入市：完善交易机制，凸显绿色价值 - 支持新能源发电企业通过灵活连续交易调整合同电量 以应对其间歇性、波动性特点及出力预测偏差 [6] - 明确绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成 且绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费等计算 规范结算方式及绿证核发划转流程 [6] - 鼓励经营主体参与数年绿电交易 探索其常态化开市机制 支持新能源企业签订长周期绿电合同以提供长期可靠现金流和稳定长期消纳空间 [6] 赋能新型主体：激活系统调节潜力 - 将新型经营主体纳入电力市场经营主体范畴 系统界定其身份属性 [7] - 规定分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同参与市场 明确虚拟电厂等新型主体交易申报限额确定方式 [7] - 要求虚拟电厂等资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算 保障其合法权益 [7] 地方实践：云南推动规则落地 - 完成省内规则体系修编 修订完善并印发省内配套细则 在交易时序衔接、结算流程优化等方面与国家规则保持高度一致 [8] - 创新不同成本电源同台竞价机制 取消燃煤发电独立电能量市场 推动水电、火电、风电、光伏等各类电源在中长期市场同台竞价 [8] - 培育新型经营主体 优化储能参与市场机制 印发虚拟电厂参与电力市场规则 明确其聚合分散资源参与市场全流程细节 [8]

核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，旨在通过市场化改革提升电力资源配置效率，为全国统一电力市场建设提供关键制度支撑 [1] 从“统一定价”到“自主灵活” - 《规则》规定，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段 [2] - 改革前，政府统一设定分时电价，交易安排高度刚性，价格信号难以及时反映真实供需变化，行政设定的高、低价时段与市场运行脱节，整体市场配置效率偏低 [2] - 改革后，电力用户与发电企业可根据自身用电曲线和出力特性，通过市场协商确定峰、平、谷时段划分及相应价格水平，使价格信号更真实、及时地反映电力系统供需状况 [2][3] 从“定期囤菜”到“按需鲜供” - 《规则》明确电力中长期交易按执行周期分为数年、年度、月度、月内等不同交割周期，并要求数年、年度、月度交易应定期开市，月内交易原则上按日连续开市 [4] - 改革前，交易侧重于年度和月度交易，类似“定期赶大集”，用户在交易周期之间缺乏灵活调整渠道，需转向当天市场并承担更大价格波动风险 [4][5] - 改革后，月内交易实现“日常补货”，允许买卖双方根据最新需求和供应状况随时调整成交，推动交易机制从“提前囤货式安排”向“按需鲜供式配置”转变 [5] - 此变化提升了交易灵活性，并为高比例新能源接入创造了制度条件，其短周期、高频次、可连续调整的特性有助于平抑风电、光伏出力的波动，支撑新型电力系统稳定运行 [5] 从“价差套利”到“逐步衔接” - 《规则》提出逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近 [6] - 改革前，中长期交易与现货交易执行两套不同的最高限价，催生了“价差套利”模式，例如批发限价2元/斤而零售限价5元/斤，吸引了大量资金进行金融套利，导致价格信号扭曲 [6] - 改革后，将逐步调整月内批发最高限价向零售最高限价靠拢，例如从2元/斤逐步提高至4.5元/斤，缩小价差 [7] - 价差缩小使中长期合同真正承担起提前发现价格、稳定预期的功能，发电企业敢提前规划投资，用电企业更愿提前锁定采购量，形成一套在时间维度上可传导、可校正、可预期的价格体系，支撑全国统一电力市场长期稳定运行 [7]

核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，旨在通过市场化改革提升电力资源配置效率，核心变化包括：取消分时电价行政规定、增加交易频次、推动中长期与现货价格衔接，为全国统一电力市场建设和高比例新能源接入提供制度支撑 [1][3][5][8] 从“统一定价”到“自主灵活” - 《规则》规定，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，改变了以往政府统一设定峰谷电价的做法 [2] - 改革前，行政设定的分时电价导致交易安排刚性，价格信号难以反映真实供需，市场配置效率偏低 [2] - 改革后，电力用户与发电企业可根据自身用电曲线和出力特性协商确定不同时段价格，使价格信号更真实反映供需，推动电力资源高效配置 [2][3] 从“定期囤菜”到“按需鲜供” - 《规则》明确电力中长期交易按执行周期分为数年、年度、月度、月内等，并要求月内交易原则上按日连续开市 [4] - 改革前，交易侧重于年度和月度，类似“定期赶大集”，用户在交易周期之间缺乏灵活调整渠道，需承担现货市场价格波动风险 [4] - 改革推动交易机制向“按需鲜供”转变，提升灵活性，并为风电、光伏等出力快速变化的新能源提供动态修正合同的制度条件，支撑新型电力系统稳定运行 [4][5] 从“价差套利”到“逐步衔接” - 《规则》提出逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近 [6] - 改革前，中长期与现货市场存在不同的最高限价，催生了“价差套利”行为，吸引资金进行金融套利而非真实交易，扭曲价格信号 [7] - 改革通过缩小中长期与现货限价差，使批发合同真正承担价格发现和稳定预期功能，促进发电侧投资规划和用电侧需求锁定，形成连续、可传导的价格体系，支撑全国统一电力市场长期稳定运行 [8]

文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》的出台标志着中国电力市场体系从初步建成迈向高质量发展的新阶段，为构建全国统一电力市场、助力新型电力系统建设和实现“双碳”目标提供了顶层制度保障 [2] 市场运营与规则升级 - 新规则在市场运营、价格机制及规则衔接上实现“三大升级”，旨在夯实市场稳健运行基础并增强中长期市场的“压舱石”作用 [3] - 市场运营升级方面，细化了中长期交易组织要求，推动月内交易按日连续开市，并探索月至数年的交易连续开市，以提升交易灵活性及与现货市场的协同性 [3] - 价格机制升级方面，推动中长期价格向现货价格收敛，合同电价可选择与月度发电成本或现货价格联动，并取消对直接交易用户分时电价水平和时段的人为规定，使价格信号更真实反映电力商品的时空价值 [3] - 规则体系升级方面，强化了与电力市场“1+6”基础规则体系的系统性衔接，在时序、出清、结算上与现货市场基本规则实现“时空耦合”，并为未来与辅助服务等规则的协同预留接口 [4] 应对行业变革与构建未来市场体系 - 新规则致力于应对能源结构转型、市场建设阶段深化和参与主体形态变革三大时代课题，构建面向未来的中长期市场体系 [5] - 针对能源结构转型，新规则通过丰富交易时序、连续开市、优化分时量价形成及引入合同灵活调整等机制，使中长期市场成为管理新能源不确定性和平抑风险的有效工具，并整合绿色电力交易专章，鼓励数年绿电交易以促进绿色价值兑现 [5] - 针对市场建设阶段深化，规则强化顶层设计，明确要求促进跨省跨区与省内中长期交易“相互耦合”，提出开展跨电网经营区常态化交易，并推动电力交易平台实现“四个统一”，为全国统一电力市场奠定技术基础 [6] - 针对主体形态变革，规则正式赋予分布式资源、储能等“新型经营主体”市场地位，并按单一技术类和资源聚合类分别纳入交易体系，以激发各类资源调节潜力，提升系统灵活性与韧性 [7] 广东市场实践与展望 - 2023年至2025年，广东中长期交易电量占全部市场交易电量比例约90%，有效帮助经营主体锁定电能价格并平抑现货市场波动风险 [7] - 广东电力市场作为全国改革的先行示范区，其中长期交易的平稳有序开展在保供应、稳价格、促消纳等方面发挥了关键作用，新规则为其更好融入南方区域电力市场提供了可行解 [7] - 下一步，广东将在南方区域电力市场总体框架下，因地制宜细化新规则要求，进一步规范交易行为、丰富交易品种、拓宽交易范围，以持续赋能新型电力系统建设 [8]

核心观点 - 国家发改委、能源局印发《电力中长期市场基本规则》，旨在构建全国统一电力市场体系，通过“一目标、两衔接、三覆盖”的核心逻辑，促进能源安全、绿色转型和市场稳定运行 [2] - 该规则为电源投资、电网规划和新能源发展提供了明确的市场预期与制度保障，并鼓励新型经营主体参与市场 [3] - 山东电力市场已形成35项标志性成果，初步建成“全国统一电力市场省级示范”，未来将深入贯彻新规，贡献地方经验 [9] 规则核心目标 - **保供应**：建立数年、年度等电能量交易机制，鼓励签订长周期交易合约，为电源投资建设和电网规划提供明确市场预期，保障长期可靠供应 [3] - **促转型**：规范绿色电力交易机制，明确绿电环境价值独立核算、分开结算原则，鼓励参与数年绿电交易并建立合同灵活调整机制，为新能源规模化发展和消费侧绿色转型提供制度保障 [3] - **促转型**：将虚拟电厂、分布式电源等新型经营主体正式纳入市场体系，为能源结构转型注入新动能 [3] - **稳价格**：完善市场价格形成机制，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，推动价格真实反映电力商品时空价值 [4] - **稳价格**：首次提出中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，为经营主体提供多样化风险管理工具，有效平抑市场价格异常波动 [4] 市场协同运行体系 - **省间与省内市场衔接**：明确提出促进跨省跨区交易与省内交易“相互耦合”，在经济责任、价格形成等方面实现动态衔接，鼓励跨省跨区与省内电力中长期交易联合组织 [5] - **省间与省内市场衔接**：鼓励区域内省间交易机制创新，协同推进区域电力互济、调节资源灵活共享，促进电力资源在全国范围内大范围优化配置 [6] - **中长期与现货市场衔接**：明确了中长期、现货市场的时序衔接、出清协调和结算对接机制，推动月内交易按日连续开市，探索月度及以上期限交易连续开市 [6] - **中长期与现货市场衔接**：明确提出设置中长期结算参考点，实现中长期与现货市场价格衔接，增强了市场价格稳定性和可预期性 [6] 全方位交易体系 - **空间覆盖**：明确建立跨电网经营区、跨省区、省内三级交易组织体系，由北京、广州电力交易中心及各省（区、市）电力交易机构协同组织，实现全国范围内电力交易全覆盖 [7] - **时间覆盖**：明确建立覆盖数年、年度、月度、月内（含多日）的全周期交易体系，各周期交易相互衔接，全面覆盖不同时间尺度的电力交易需求 [7] - **品种覆盖**：明确电力中长期交易包括双边协商、集中竞价、滚动撮合、挂牌等多种方式，多种交易方式互补，满足不同经营主体的灵活交易需求 [8] 山东市场实践与展望 - 2025年，山东认真贯彻落实全国统一电力市场建设部署，按照“统一型、标准化、规范化”路径攻坚突破，形成了35项标志性成果，初步建成了“全国统一电力市场省级示范” [9] - 山东将深入贯彻《基本规则》要求，进一步完善中长期交易机制，丰富绿色电力交易品种，强化市场风险防控，推动各类市场一体化设计、联合运营 [9] - 山东计划为服务全国统一电力市场建设贡献更多“山东智慧”和“山东方案”，助力山东“绿色低碳高质量发展先行区”建设和新型电力系统高质量发展 [9]

市场表现 - 1月7日午后A股三大指数集体回调，但电力板块表现坚挺 [1] - 截至14:30，绿电ETF（562550）上涨0.36%，电网设备ETF（159326）上涨1.78% [1] - 相关电力股集体上涨，上海电力涨幅超过4%，内蒙华电、桂冠电力、京能电力、中国核电等股跟涨 [1] 政策驱动 - 相关部门发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确到2030年每年要实现2亿千瓦新能源的合理消纳 [1] - 该政策既明确了“十五五”期间新能源坚持规模化开发目标，又作为纲领性政策重构了新能源消纳与调控重点 [1] 需求驱动 - AI驱动的算力爆发正成为全球能源消费格局演进的关键变量，对电力基础设施的承载力、绿色化与智能化提出了系统性挑战与创新机遇 [1] 行业投资展望 - 华泰证券指出，全国统一电力市场建设加速推进 [1] - 预计“十五五”期间电网投资有望达到4万亿元以上，相比于“十四五”期间的2.8万亿元投资额显著提升 [1] - 主网建设助力全国电网网架实现互联互通，是全国统一电力大市场搭建的重要支撑，仍将是重点建设方向 [1]

文章核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则》旨在通过“一目标、两衔接、三覆盖”的核心逻辑，夯实全国统一电力市场“1+6”基础规则体系，以市场机制保障能源安全、促进绿色转型、稳定市场价格，并推动电力中长期市场纵深发展 [1] 坚定一个目标：以市场机制促进“保供应、促转型、稳价格” - **保供应**：强化中长期市场在稳定电力供需中的基础性作用，通过建立数年、年度等电能量交易机制和鼓励签订长周期交易合约，为电源投资和电网规划提供明确市场预期，同时创新短周期灵活交易机制以增强系统稳定性 [2] - **促转型**：规范绿色电力交易机制，明确绿色电力环境价值独立核算、分开结算原则，鼓励参与数年绿电交易并建立合同灵活调整机制，同时将虚拟电厂、分布式电源等新型经营主体正式纳入市场体系 [2] - **稳价格**：完善市场价格形成机制，对直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段，首次提出中长期合同电价可签订固定价格或随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，以提供多样化风险管理工具并平抑价格异常波动 [3] 强化两个衔接：构建多层次市场协同运行体系 - **省间与省内市场衔接**：明确提出促进跨省跨区交易与省内交易“相互耦合”，在经济责任、价格形成等方面实现动态衔接，鼓励跨省跨区与省内电力中长期交易联合组织及区域内省间交易机制创新，以促进电力资源全国范围优化配置 [4] - **中长期与现货市场衔接**：明确了中长期、现货市场的时序衔接、出清协调和结算对接机制，推动月内交易按日连续开市并探索月度及以上期限交易连续开市，同时设置中长期结算参考点以实现与现货市场价格衔接，增强市场稳定性和可预期性 [4] 实现三个覆盖：打造全方位电力交易体系 - **空间覆盖**：明确建立跨电网经营区、跨省区、省内三级交易组织体系，由北京电力交易中心、广州电力交易中心联合组织跨电网经营区交易，按电网经营区组织跨省跨区交易，由各省（区、市）电力交易机构组织省内交易，实现全国范围内电力交易全覆盖 [6] - **时间覆盖**：明确建立覆盖数年、年度、月度、月内（含多日）的全周期交易体系，各周期交易相互衔接以全面覆盖不同时间尺度的电力交易需求 [6] - **品种覆盖**：明确电力中长期交易包括双边协商、集中竞价、滚动撮合、挂牌等多种方式，以满足不同经营主体的灵活交易需求 [6] 展望：立足山东实践，打造全国统一电力市场建设省级示范 - 2025年，山东按照“统一型、标准化、规范化”路径攻坚突破，形成了35项标志性成果，初步建成了“全国统一电力市场省级示范” [7] - 《基本规则》为山东电力市场更好地融入全国统一电力市场体系提供了指引，山东将进一步完善中长期交易机制，丰富绿色电力交易品种，强化市场风险防控，推动各类市场一体化设计、联合运营，为全国统一电力市场建设贡献“山东智慧”和“山东方案” [7]

市场启动与运行状态 - 全国首个“沙戈荒”大基地短期平衡市场——庆东直流配套电源短期平衡市场于1月1日0时完成首月结算试运行，并转入连续结算试运行 [1] - 整月结算试运行自2025年12月1日开始，持续31天未间断，市场运行平稳、结果合理，达到预期成效 [1] 市场运行成效与数据 - 试运行期间累计实现各类电源互调电量4.8亿千瓦时，消除了新能源、火电与中长期交易曲线的偏差，保障了“沙戈荒”大基地稳定外送 [1] - 市场在中长期交易基础上，支援全国度冬保供1.49亿千瓦时，并增发新能源0.51亿千瓦时，促进了资源大范围优化配置 [1] 市场定位与架构 - 该短期平衡市场在国网公司“统一市场，两级运作”市场架构下建设，机制上有序衔接省间现货、辅助服务等省间市场 [1] - 市场立足于充分发挥配套电源内部调节能力的定位，为“沙戈荒”大基地参与市场贯通了从年度、月度到日前、实时的全时间周期路径，是全国统一电力市场的重要组成部分 [1] 未来发展计划 - 国网西北分部还将陆续推动中衡、坤渝等“沙戈荒”大基地启动短期平衡市场结算试运行 [1]