全国统一电力市场建设进展 - 2025年是全国统一电力市场初步建成的标志性年份，实现了跨经营区常态化交易机制和能源资源的全国范围优化配置 [2] - 电力史上首次实现省间、省内市场协同连续运营，统一市场两级运作体系经历长周期、多场景考验 [2] - 预计到年底完成中长期连续运营及现货连续结算试运行在国家电网经营区域内基本全覆盖 [2] - 以中长期、现货、辅助服务协同运作的电力市场体系结构初步形成 [2] 电力现货市场作用与成效 - 现货市场已成为优化资源配置的重要途径，在保供应、促消纳、促转型方面发挥积极作用 [1][2] - 迎峰度夏期间，国家电网经营区最高负荷达12.35亿千瓦，较去年增加0.55亿千瓦，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准驰援20余个省份 [3] - 市场建设坚持政企协同、顶层设计、立足国情和守正创新四大原则，国家层面构建了'1+6'基础规则体系 [3] 新能源市场化交易发展 - 积极推动新能源上网电量参与市场交易，2024年1-8月新能源市场化交易电量接近6500亿千瓦时，同比增长超30%，占新能源上网电量近60% [4] - 绿电绿证市场供销两旺，2024年1-7月全国绿色电力消费总量5977亿千瓦时，同比增长42.69%，绿电交易电量1817亿千瓦时，绿证交易4.16亿个（对应电量4160亿千瓦时），均增长约42% [4] - 通过绿电绿证交易实现生产企业零碳低碳消费与新能源企业绿色价值回收的双赢局面 [4] 新能源发展面临的挑战与应对 - 新能源快速发展及渗透率提升给电力系统运行带来安全与消纳挑战，存在“又多又少”的矛盾（大发时消纳难、出力小时供应短缺） [5] - 应对措施包括加快构建全国统一电力市场以扩大消纳范围、实现余缺互济 [6] - 需加快建立容量补偿机制等多元价值市场体系，并为传统及新型负荷提供市场引导以提升系统灵活性 [6]

电力市场体系建设重点 - 明确提出电力市场体系建设完善重点，包括优化现货市场交易机制、明确辅助服务市场建设目标、设计容量评估机制 [3] - 支持新能源全面入市，鼓励虚拟电厂、智能微电网、储能等新型主体和用电侧主体“报量报价”参与竞争 [3] - 明确电能量、辅助服务、容量补偿的功能定位，完善交易品种设置，理顺时序、价格、结算等方面的衔接关系 [3] 市场风险防控与运营能力提升 - 随着电力市场化改革深入推进和新型电力系统加快构建，市场运营风险的维度、频度发生深刻变化，对风险防控和运营能力要求提升 [4] - 提出建立包括市场结构、市场行为、市场绩效等维度的市场评价指标体系，推动定量评价工作周期由季度向月度延伸 [5] - 国网公司开展“电力现货市场运营监测分析和风险防控能力提升三年行动”，通过三年时间加强“四个体系、一个能力”建设 [5] 零售市场建设规范 - 明确提出丰富零售市场交易方式、加强批发与零售市场价格传导、提升零售市场透明度等三大建设规范要求 [7] - 后续建设应以“服务代理购电工商业用户入市、打造电商式零售交易生态体系”为目标，遵循“市场有序竞争、信息公开透明、服务便捷高效、主体自律规范”的原则 [7] - 远期需进一步提升灵活服务支撑能力，健全批发市场与零售市场传导机制，为零售用户提供套餐高价风险的预警与管控能力支撑 [7] 全国统一电力市场建设进展 - 省间现货市场与山西、山东、甘肃、湖北、浙江5家省级现货市场转入正式运行，安徽、福建、陕西、河北、辽宁、黑龙江、江苏、吉林8家进入连续结算试运行 [2] - 13地开展试运行，年底前将实现现货结算试运行全覆盖，作为全国统一电力市场初步建成的重要标志之一 [2]