11月24日，国家能源局发布《对十四届全国人大三次会议第5615号建议的答复》，国家能源局在答复中就“关于引导分布式电源、虚拟电厂、源网荷储一体化项目等以聚合方式参与市场，公平承担系统调节责任和成本”的建议，表示将加快落实新能源上网电价市场化改革，推动各地尽快制定配套政策，完善适应新能源特性的市场机制设计，健全分布式电源、虚拟电厂、源网荷储一体化项目等新型经营主体市场参与方式，更好地适应新型电力系统需求。
全文如下：
郭淑琴代表：
您提出的关于继续健全完善电力市场运行机制的建议收悉，经商国家发展改革委、国家电网有限公司，现答复如下：
一、关于推动资源优势地区加大电力外送，促进电力资源在全国范围内自由流通
近年来，国家发展改革委、国家能源局采取多方面措施，积极推进电力资源在更大范围内优化配置。一是积极推进跨省区输电通道规划建设。在“十四五”电力发展规划中将“三交九直”输电通道列为重点工程，通过“十四五”规划中期调整，新增规划布局10条跨省跨区输电通道，组织完成输电方案优化论证评估，并推动加快工程前期工作和核准建设，提高西部、北部等资源优势地区电力外送水平，推进能源绿色低碳转型发展。二是促进清洁能源大范围消纳。支持资源优势地区按照国家有关要求，有序推动大型风电光伏基地建设，优先安排跨省跨区输电通道输送清洁能源，最大限度保障清洁能源消纳。完善跨省跨区清洁能源电力调度支持体系，持续提升外送通道清洁能源电量占比。三是推动跨省跨区电力市场体系建设。指导推动国网、南网建立涵盖中长期、现货市场和应急调度等各类交易场景的跨经营区常态化交易机制，覆盖国网经营区和蒙西电网的省间现货市场已转入正式运行，省间中长期交易常态开市，跨省跨区交易价格形成机制进一步完善，南方区域电力市场开展连续结算试运行，长三角区域建立电力互济交易机制，2024年，全国跨省跨区市场化交易电量1.4万亿千瓦时，交易品种涵盖中长期、现货、辅助服务和绿证绿电。
下一步，国家发展改革委、国家能源局将继续加快协调和推动已纳跨省区电力外送通道前期工作和核准建设，做好跨省跨区外送通道运行和跨省区电力市场体系建设，充分发挥大电网资源配置优势，保障能源资源富集地区电力送出消纳需求。
二、关于推动中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，实现省间和省内市场协同融合，促进多元主体有序参与交易
近年来，国家发展改革委、国家能源局持续推动全国统一电力市场建设。一是不断优化电力市场顶层设计。2022年，委局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号)，提出引导各层次市场协同运行，加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接统筹；推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间有序协调。修订《电力市场运行基本规则》，先后出台中长期、现货、绿电交易、辅助服务以及信息披露、市场注册等配套规则，基本建立“1+6”基本规则体系。二是推进多层次多品类电力市场有效衔接。省内市场保障电力电量基础平衡和供应安全，省间市场服务国家能源战略、促进电力资源在更大范围优化配置，区域内余缺互济、错峰互补作用充分发挥。持续推动电力现货市场建设，山西、广东等6个省现货市场已转入正式运行，19个省现货市场和南方区域电力市场开展试运行，初步实现中长期市场带曲线连续运营，在交易时序上与现货市场充分衔接。已建立16个省调峰辅助服务市场，15个省调频辅助服务市场，6个区域分别建立调峰、备用、调频等辅助服务市场。三是促进多元主体参与市场交易。发电侧燃煤机组全部进入市场，超过半数的新能源及部分燃气、核电和水电参与市场；用户侧除居民、农业用户外全部工商业用户进入市场。独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体蓬勃发展，多元主体友好互动的新型商业模式不断涌现。截至2024年底，我国注册参与交易的经营主体数量达81.6万家，较2016年增长18倍。
下一步，国家发展改革委、国家能源局将持续完善全国统一电力市场体系，推动各层次电力市场协同运行、逐步融合，完善各类经营主体平等参与的市场机制，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场体系。
三、关于引导分布式电源、虚拟电厂、源网荷储一体化项目等以聚合方式参与市场，公平承担系统调节责任和成本
国家发展改革委、国家能源局持续完善适应新型经营主体发展的市场机制，充分发挥其在提高电力系统调节能力、促进可再生能源消纳、保障电力安全供应等方面的作用。一是促进各类新型主体参与市场。2022年，委局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号)，引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型主体参与市场交易。2023年，委局联合印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），提出鼓励新型经营主体参与电力市场，通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。二是推动各地探索分布式电源以聚合形式参与市场。2024年，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号)，鼓励通过虚拟电厂等聚合方式整体参与电力市场，充分激发各类新型经营主体调节潜力。目前，浙江已开展分布式新能源以聚合形式参与绿电交易，2024年分布式绿电交易电量超11亿千瓦时，在市场中的占比超过24%，已成为浙江绿电市场中的重要组成部分。河北、江苏、山西等省份也陆续允许分布式能源选择独立或聚合方式参与绿电市场，以市场化方式进行消纳。三是引导各类主体公平承担系统调节责任。2024年，委局联合印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号），提出按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，健全电力辅助服务费用传导机制。2025年，委局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号)，明确风电、太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
下一步，国家发展改革委、国家能源局将加快落实新能源上网电价市场化改革，推动各地尽快制定配套政策，完善适应新能源特性的市场机制设计，健全分布式电源、虚拟电厂、源网荷储一体化项目等新型经营主体市场参与方式，更好地适应新型电力系统需求。
感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。
联系单位及电话：国家能源局市场监管司010-81929583
国家能源局
2025年6月30日
