2026年区域电力市场协同建设：实践进展与未来路径

2026/04/252026年区域电力市场协同建设：实践进展与未来路径汇报人:1234CONTENTS目录01

国家政策框架与顶层设计02

区域电力市场建设实践成效03

市场化机制创新与功能完善04

地方实践与政策落地探索CONTENTS目录05

技术支撑体系与平台建设06

协同监管与跨区域协作机制07

面临的挑战与应对策略08

未来展望与深化路径国家政策框架与顶层设计01全国统一电力市场建设总体要求指导思想与基本原则以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整准确全面贯彻新发展理念，按照构建全国统一大市场、深化电力体制改革、建设新型电力系统要求，坚持全国统一、畅通循环，着力打破市场分割、破除区域壁垒，促进市场高效联通和有机衔接。核心建设目标到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映。关键功能定位在确保电力系统安全可靠运行的基础上，实现市场运行畅通有序、交易规则统一高效、利益分配公平合理，为保障能源安全、经济社会发展和绿色低碳转型提供有力支撑。2030年与2035年阶段性目标解析2030年基本建成目标

到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。2035年全面建成目标

到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。两阶段目标的逻辑关系

2030年目标是2035年目标的基础，通过实现市场化交易电量占比、现货市场正式运行、规则标准统一等关键指标，为2035年全面建成体系、实现电力资源多维价值市场化配置和全国能源市场协同奠定坚实基础，体现了改革循序渐进、逐步深化的逻辑。跨省跨区交易与资源优化配置机制

跨区域交易通道建设与电量互济成效2025年长三角电力市场互济交易电量达1827亿千瓦时，迎峰度夏期间互济电力突破4000万千瓦，减少风光弃电量约20亿千瓦时。华中（东四省）区域2026年1-2月省间交易电量达31.9亿千瓦时，同比增长超6倍。

联合交易模式与市场融合路径推动经营主体从分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到一次性提出量价需求、全国范围内分解匹配的联合交易模式。电力市场经营主体实现"一地注册、全国共享"，交易平台互联互通、信息共享互认。

清洁能源跨区消纳与输送占比提升构建能力更加充分、流向更加合理的输电通道格局，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比。鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等模式。

多通道集中优化与市场壁垒破除在确保安全前提下，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模，加强多通道集中优化。着力打破市场分割和交易壁垒，进一步挖掘区域同步电网互济潜力，促进电力资源在全国范围内优化配置。区域电力市场建设实践成效02长三角电力市场互济交易成果01年度互济交易电量规模2025年长三角电力市场全年互济交易电量达1827亿千瓦时，有效促进了区域内电力资源的优化配置。02迎峰度夏电力互济能力迎峰度夏期间，长三角电力市场互济电力突破4000万千瓦，有力保障了区域用电高峰时段的电力供应。03新能源消纳促进成效通过互济交易机制，长三角地区减少风光弃电量约20亿千瓦时，提升了新能源的消纳水平和利用效率。04区域市场管理机制创新组建国网经营区首个区域市场管理委员会，为长三角电力市场互济交易的规范有序开展提供了组织保障。05交易平台与品种建设突破长三角电力交易“四统一”平台建设取得突破，创新建立皖电东送、抽蓄容量互济、绿电D-3连续运营等交易品种，丰富了市场交易手段。南方区域现货市场运营模式创新统一出清与两级协同运作机制南方区域现货市场创新设计“统一出清、两级协同运作”模式。通过“一级出清”对五省区交直流混联电网完整建模与全局优化，保障电网安全并最大化电力互济与清洁能源消纳能力；“两级运作”则在区域统一框架下，协同各省（区）调度与交易机构既有职责，实现高效协同。国产化技术平台与算法突破面对超大电网规模、复杂电源结构带来的世界级计算难题，项目团队通过分层优化、并行计算等技术搭建算法，并成功开发应用国产化求解器“天权”，构建了国产化区域级现货一体化交易平台，显著提升了出清效率与稳定性，为市场连续、稳定运行奠定坚实技术基础。多维价值释放与成效显现该创新模式成效初显：在保障安全方面，价格信号灵敏反映供需变化，有效引导发电资源，提升系统保供能力，尤其在应对极端天气时展现快速调节区域资源的灵活性；在绿色转型上，统一出清机制保障清洁能源优先发电，利用省区时空与价格差异促进西部清洁能源跨省优化配置；在经济效益上，以全系统发电成本最小化为目标的优化出清，推动“西电东送”电量较传统计划模式大幅增加，提升整体资源配置效率与社会福利。华中区域省间交易增长态势

01省间交易电量大幅增长2026年1-2月，华中（东四省）区域省间交易电量达31.9亿千瓦时，同比增长超6倍，实现区内省间交易良好开局。

02中长期市场交易规模显著扩大通过挂牌、多通道集中竞价交易方式，湖北、河南、湖南、江西四省1900余家火电及新能源经营主体实现同台竞争，成交电量25.1亿千瓦时，同比增长超10倍。

03辅助服务市场交易电量快速提升调峰及备用辅助服务市场累计成交电量6.8亿千瓦时，同比增长170%。其中，省间调峰市场累计调峰电量5.7亿千瓦时，最大调峰电力489万千瓦。

04市场参与主体与交易模式多元化首次组织开展区内省间中长期市场化年度交易，达成湖南送江西交易电量14.9亿千瓦时；湖北、河南省内新能源首次参与省间中长期交易，形成“多方参与、多买多卖”的市场竞争新格局。地方能源企业协同发展案例：广西能源实践

多板块协同发力，业绩实现显著改善2026年一季度，广西能源实现营业收入87,270.29万元，同比增加6.16%；净利润1,137.30万元，同比增加16,963.54万元；归母净利润同比减亏17,412.59万元，整体经营呈现强劲修复态势。水电板块：量利齐升，成重要盈利增长点受益于红水河流域来水同比增加5至6成，贺江、桂江流域来水同步改善，水电厂发电效率显著提升，发电量同比大幅增长。期内水电板块实现扣非归母净利润5,087.21万元，较上年同期增加2,323.07万元。火电业务：多重利好加持，实现大幅减亏一季度火电市场化交易结算价格同比提升，燃煤采购价格同比回落，燃料成本压力有效缓解。叠加机组灵活性改造落地见效，调峰能力进一步增强，深度调峰补偿费用稳步增加，火电业务正逐步由传统支撑性电源向调节性电源转型，扣非归母净利润较上年同期减亏。风电板块：结构性发展，长期空间广阔海上风电项目受限电弃电与风况等阶段性因素影响，短期盈利有所承压；八步新能源公司一季度实现机组并网发电，新增装机产能有序释放。长期来看，随着广西新能源消纳责任权重持续提升、电网送出工程不断完善、跨省跨区消纳通道进一步打通，风电板块整体盈利水平有望稳步修复。电网板块：精益化运营，贡献核心支撑依托自有电源保障能力稳步提升，外购电比例合理下降，购售电运营结构持续优化。随着精益化运营管理持续落地，电网板块经营效益稳步释放，电网销售业务实现扣非归母净利润919.83万元，较上年同期增加1,590.39万元，成为一季度业绩稳增的核心支撑。市场化机制创新与功能完善03现货市场建设与分时价格信号作用

现货市场建设目标与进展推动现货市场2027年前基本实现正式运行，目前南方区域电力市场已转入连续结算试运行，华中（东四省）区域调峰及备用辅助服务市场2026年1-2月累计成交电量6.8亿千瓦时，同比增长170%。

分时价格信号的形成机制现货市场通过96点（15分钟）分时价格、按分钟结算，直接反映供需变化与边际成本。如2026年3月起，直接参与市场交易的工商业主体不再执行政府固定峰谷时段与电价，由市场信号决定峰谷分时。

分时价格信号对供需调节的引导分时价格信号引导经营主体优化发用电行为，激发系统灵活调节潜力。例如，山东通过实时市场分时出清均价滚动发布，引导用户错峰用电；南方区域统一出清机制利用时空与价格差异，自动促进清洁能源跨省优化配置。

现货市场与其他市场的衔接加强现货市场与中长期、辅助服务市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接。如调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清，现货市场连续运行地区按“谁受益、谁承担”原则传导辅助服务成本。连续开市机制提升交易灵活性推动中长期市场精细化、标准化，实现连续开市、不间断交易，提高交易频次和灵活性，覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）等不同周期。完善合同调整与转让制度建立健全规范标准、灵活高效的中长期合同调整和转让制度，适应市场变化，保障交易主体权益。强化签约履约激励约束落实中长期合同签约履约激励约束措施，如陕西省要求燃煤发电企业年度签约电量不低于上一年实际上网电量的60%，用电侧主体年度签约电量不低于上一年实际用电量的45%，确保电力资源长期稳定配置。跨省跨区优先计划与中长期合同衔接推动跨省跨区优先发电规模计划通过年度中长期合同足额落实，加强各地中长期市场在交易时段、市场限价等方面与现货市场的有效衔接。中长期交易连续开市与合同管理优化辅助服务市场：调频、备用与调峰机制调频辅助服务市场：提升系统响应速度规范开展调频辅助服务市场，加快实现与现货市场联合出清。完善新型储能、抽水蓄能等主体参与机制，系统按小时调整调频容量与速率需求并分时出清，提升系统运行灵活性。备用辅助服务市场：保障电力供应安全加快建立备用辅助服务市场，华中（东四省）区域2026年初备用市场交易电量达1.08亿千瓦时，最大备用299万千瓦，有力促进度冬保供稳定。按“谁受益、谁承担”原则传导辅助服务成本。调峰辅助服务市场：促进新能源消纳因地制宜探索调峰等辅助服务品种，华中（东四省）区域2026年初调峰市场累计调峰电量5.7亿千瓦时，最大调峰电力489万千瓦，有效促进新能源减弃增发。煤电灵活性改造后可参与深度调峰获取补偿。绿色电力交易与绿证市场发展

全国统一绿证市场建设进展完善全国统一的绿证市场，进一步发挥绿证作为可再生能源电力生产、消费和环境属性认定的基础凭证作用。

绿电消费制度与交易模式创新扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度。鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式。

绿电消费认证与溯源体系构建加快建立绿色电力消费认证机制，全面引入区块链等技术，对绿色电力生产、消费等环节开展全链条认证。持续强化绿色电力消费溯源，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径。

绿电标准体系与国际互认推进完善绿色电力标准体系，在绿证应用、核算等方面加强国际沟通对话，推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。地方实践与政策落地探索04明确多元市场主体范围发电侧涵盖公用燃煤发电（上网电量原则上全部进入市场）、风电、光伏发电（含分布式）、统调水电（优先发电合同电量外进入市场）等；用户侧推动10千伏及以上工商业用户直接参与，暂无法直接参与的由电网企业代理购电；支持售电公司、虚拟电厂、储能主体等新型主体按规则参与。强化跨省跨区与省内市场衔接在优先计划合同电量落实前提下，鼓励利用剩余输电容量开展跨省跨区交易，相关电量纳入合同管理。经营主体需结合中长期及现货市场运行、新能源上网电价市场化改革等因素，做好省间交易合同签约履约工作。细化省内中长期交易要求批发市场中长期交易标的细分至24个时段开展分时段交易，明确分时电量、价格等要素。发电侧燃煤发电企业年度合同签约电量不低于上一年实际上网电量的60%，每月月度及以上合同签约比例不低于预计市场化上网电量的80%；用电侧主体年度合同签约电量（除机制电量）不低于上一年实际用电量的45%，每月月度及以上合同签约比例不低于预计用电量的60%。实施合同签约激励约束机制对未达到年度签约比例要求的燃煤发电企业（60%）和用电侧主体（45%），缺额签约电量按燃煤基准价×10%标准考核，考核资金按合同电量等比例分享或分摊，年底结合实际电量清算，达标者返还考核资金。同时对各月早间、午间、晚间三个时间区间合同电量占比设置合理区间，开展超额及缺额获利回收。陕西省市场化交易实施方案要点山东省调节资源参与市场机制优化

完善新型储能与抽蓄调频机制优化新型储能、抽水蓄能等主体参与调频辅助服务市场机制，系统按小时调整调频容量与速率需求并分时出清，提升系统运行灵活性。

煤电灵活性改造与联合参与模式煤电企业灵活性改造配建的电锅炉和熔盐储热设施，可按日选择匹配机组联合参与市场，运行日期间组成联合功率响应电网AGC指令。

自备电厂与燃机市场机制优化并网燃煤自备电厂原则上全部参与市场交易，未参与市场的上网电量按节点实时电价结算；优化燃机市场出清机制，充分发挥其灵活调峰能力。

市场力监测与参数动态调整根据市场供需比情况，适时调整优化市场力监测参数，保障市场公平竞争秩序，促进调节资源有效配置。福建省中长期交易与新能源入市衔接01交易组织与新能源全面入市政策衔接明确2026年电力中长期交易的交易周期及品种、具体组织方式，与新能源全面入市政策相衔接，合理安排年度交易电量规模。02优化年度签约比例要求结合国家要求，放宽2026年中长期交易发用两侧的年度签约比例最低要求，降低市场主体参与门槛，促进新能源更好融入市场。03创新分时段签约机制年度双边交易调整为灵活约定合约分时段曲线方式，使交易更贴合新能源发电特性和用户用电需求，提升市场效率。04完善清洁绿色电力交易安排绿电月度交易周期缩短至旬交易，满足企业多样化绿色用能需求，推动新能源环境价值的实现和市场消纳。05支持新兴业态参与交易支持聚合分布式发电资源的虚拟电厂运营商作为新型经营主体开展交易，为新能源聚合参与市场提供新路径。06加强市场风险防范措施根据签约缺额电量逐级提高售电公司履约保函（保险）额度，并纳入售电公司信用评价结果考核，保障新能源入市交易的稳定有序。技术支撑体系与平台建设05电力交易平台互联互通与信息共享

01交易平台互联互通的核心目标推动电力交易平台互联互通，实现国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道的打通，促进信息交互，尽快实现跨经营区常态化交易，电力市场经营主体实现“一地注册、全国共享”。

02长三角电力交易“四统一”平台建设成果2025年以来，长三角电力交易“四统一”平台建设取得突破，创新建立皖电东送、抽蓄容量互济、绿电D-3连续运营等交易品种，全年互济交易电量达1827亿千瓦时。

03信息共享互认机制的构建在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面推动有机融合，加强交易信息共享互认，为跨省跨区联合交易模式的实现奠定数据基础与信息交互保障。

04技术支撑系统的完善要求印发长三角电力市场2026年建设实施方案，健全市场风险处置预案，完善技术支撑系统，确保电力交易平台互联互通、交易信息共享互认的技术实现。国产化求解器技术突破面对超大电网规模、复杂电源结构带来的世界级计算难题，项目团队成功开发应用了国产化求解器“天权”，构建了国产化区域级现货一体化交易平台，显著提升了出清效率与稳定性。现货市场算法优化创新通过分层优化、并行计算等技术搭建算法，实现对涵盖多省区的庞大交直流混联电网进行完整建模与全局优化，充分保障电网安全并最大化提升电力互济与清洁能源消纳能力。统一出清与两级协同运作模式创新设计“统一出清、两级协同运作”的现货市场运营模式，通过“一级出清”实现全局优化，“两级运作”协同各省（区）调度与交易机构既有职责，提升市场运行效率。国产化求解器与现货市场算法创新区块链技术在绿电溯源中的应用

绿电溯源的核心需求为实现绿色电力生产、消费和环境属性的准确认定，需建立全链条可追溯机制，确保绿电环境价值的有效传递和量化。

区块链技术的赋能作用全面引入区块链等技术，对绿色电力生产、消费等环节开展全链条认证，提升溯源信息的透明度、不可篡改性和公信力。

绿证与区块链的结合应用完善全国统一的绿证市场，发挥绿证作为可再生能源电力环境属性认定的基础凭证作用，利用区块链技术强化绿证交易的溯源与管理。

助力绿色电力消费认证加快建立绿色电力消费认证机制，通过区块链技术实现绿电消费数据的可靠记录与查询，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径。协同监管与跨区域协作机制06南方区域能源协同监管实践单击此处添加正文

2025年协同监管重点任务完成情况2025年，南方能源监管局联合云南、贵州能源监管办，紧扣能源供应安全、区域市场建设、电力安全监管、民生用能保障等7类13项重点协同监管任务，持续健全联合会商、联合部署、联合督导检查机制，取得实效。2026年南方区域协同监管工作目标2026年，南方区域协同监管工作将坚持系统观念、同题共答，深化联合监管机制，聚焦能源监管主责主业，充分发挥协同监管“五个作用”，助力南方区域成为能源强国建设的“排头兵、先行地、示范区”。2026年协同监管五大重点作用一是发挥“保障作用”，强化国家能源政策落实、规划落地见效；二是发挥“联动作用”，深化电力体制改革；三是发挥“平台作用”，压实电力安全生产责任；四是发挥“合力作用”，增进民生福祉；五是发挥“赋能作用”，以党建红引领监管优。南方能源监管局与南方电网公司2026年协同重点2026年双方将重点协同推进四方面工作：一是深化区域电力市场建设，确保9月底前具备转入正式运行条件；二是强化安全协同应对风险；三是提升海南能源电力保障能力；四是优化营商环境，推进现代化用电营商环境建设。市场管理委员会与联席会议作用市场管理委员会：区域市场治理核心载体作为区域电力市场建设的重要协调与决策机构，市场管理委员会在保障市场公平竞争、凝聚各方共识方面发挥关键作用。例如，长三角组建了国网经营区首个区域市场管理委员会，为区域电力交易“四统一”平台建设及创新交易品种的推出提供了治理保障。联席会议机制：跨部门协同推进关键纽带联席会议机制通过整合国家发展改革委、能源局、地方政府及电力企业等多方力量，形成政策合力，统筹解决区域电力市场建设中的重大问题。如南方区域能源协同监管工作座谈会，紧扣能源供应安全、区域市场建设等重点任务，持续健全联合会商、联合部署、联合督导检查机制。打破市场分割与壁垒：释放区域互济潜力充分发挥市场管理委员会和联席会议的作用，有助于打破传统省间市场分割和交易壁垒，挖掘区域同步电网互济潜力。国家能源局明确要求通过这些机制着力打破市场分割，促进省间电力互济互保，例如长三角2025年互济交易电量达1827亿千瓦时，迎峰度夏期间互济电力突破4000万千瓦。跨省跨区保供责任与应急联动机制明确跨省跨区保供责任划分在确保安全的前提下，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模，加强多通道集中优化，落实各方电力保供责任。健全应急处置联动机制健全应急处置联动机制，提升风险早期识别和协同处置能力，确保在极端天气或能源紧缺等情况下，跨省跨区电力能按照市场规则有效调度。固化应急触发与回退机制统一市场需将应急触发条件、回退机制、信息披露与事后成本分摊机制提前固化，让异常状态下的电力调度有可预期的治理路径。强化区域协同监管保障通过区域能源协同监管，如南方能源监管局联合云南、贵州能源监管办召开协同监管工作座谈会，凝聚监管合力，压实电力安全生产责任，保障跨省跨区电力保供。面临的挑战与应对策略07省间壁垒与利益协调难点

地方财政与产业结构的路径依赖煤电与煤炭链条较重的山西、内蒙古等地，依赖能源投资与税费闭环维持财政韧性；新能源富集的甘肃、青海等地则依赖装机规模带动投资与国资资产扩张，统一市场可能打破其现有利益格局。

负荷中心的稳价与保供顾虑广东、浙江等负荷中心关注电价稳定对制造业成本的影响及电力供给可靠性。在极端天气或能源紧缺时，对省外电力能否按市场规则流向本地存在顾虑，担心输出省以“民生保供”为由截留。

调节成本与收益的空间错配新能源富集地区为支撑外送与消纳，需配套调峰火电、储能与辅助服务能力，若这些成本难以在跨省交易中有效回收，易形成低价输出与高成本配套的矛盾，影响投资回报与债务风险。

调度权责与保供责任的划分博弈统一市场下，电力启停指令由统一市场出清算法决定，省级政府对本地电源的直接指挥权减弱，但仍需承担本地拉闸限电的政治责任，这种权责错位可能导致制度内耗与应急管控的地方倾向。新能源消纳与系统调节能力提升跨区互济促进新能源消纳2025年长三角电力市场通过创新交易品种，全年互济交易电量达1827亿千瓦时，减少风光弃电量约20亿千瓦时，迎峰度夏期间互济电力突破4000万千瓦。辅助服务市场助力系统调节2026年华中（东四省）区域调峰及备用辅助服务市场累计成交电量6.8亿千瓦时，同比增长170%，其中省间调峰电量5.7亿千瓦时，最大调峰电力489万千瓦，有效促进新能源减弃增发。火电灵活性改造与转型广西能源火电业务一季度通过市场化交易结算价格提升、燃煤采购价格回落及机组灵活性改造落地，深度调峰补偿费用稳步增加，正逐步由传统支撑性电源向调节性电源转型。新型储能参与市场调节山东省2026年二季度完善新型储能参与调频辅助服务市场机制，系统按小时调整调频容量、速率需求并分时出清；鼓励分布式储能独立或聚合参与市场，向电网送电当月等量充电量不承担输配电费。容量电价机制的核心设计完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿。支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，保障煤电等支撑性调节电源可持续发展。煤电容量成本回收保障明确煤电容量电价回收固定成本比例≥50%，与出力及电煤价格联动，确保煤电从传统支撑性电源向调节性电源转型过程中的成本回收，提升兜底保供能力。新能源参与市场的价格机制落实新能源可持续发展价格结算机制，推动新能源全电量入市，鼓励与用户开展多年期交易。分布式新能源需公平承担系统调节成本，可通过聚合交易等模式参与市场。辅助服务成本传导机制现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本。加快实现调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清，提升系统灵活调节能力。容量成本回收与价格机制完善未来展望与深化路径08全国统一电力市场体系构建方向

明确两阶段发展目标到2030年，