京津冀电力市场
区电力市场建设，促进全市风光资源与外围负荷中心的高效匹配。积极与省内中部五市、京津冀、雄安新区在能源、生态等领域合作，引进一批低碳、零碳、负碳产业项目。拓展与国内外具有重要影响力的高校和科研院所合作，对接
监督管理局、市发改委、市工信局、市水利局、市能源局等按职责分工负责)(三十五)强化对外交流和区域合作推动“双碳”合作纳入“中部城市群”“京津冀协同发展”“长江经济带”等区域战略。加快特高压电网和跨省
交易方案，打通系统平台，按“统一开放”原则实现平台高效运作，首批成交5561万千瓦时，满足北京地铁、天津丰田等58家重点用户需求，促进华北绿电资源优化配置。近年来，京津冀蒙绿电交易规模增长，截至2024年底
获批的“沙戈荒”大基地项目容量4170万千瓦，居全国首位。下一步，将推动华北区域电力市场融入全国统一电力市场。
启动现货市场连续结算试运行。二、2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户
、内蒙古电力(集团)有限责任公司，北京电力交易中心、广州电力交易中心、中国电力企业联合会：为贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，围绕构建全国统一大市场要求建设全国统一电力市场，全面加快电力
区域电力市场长周期结算试运行，进一步扩大长三角电力市场交易规模，稳妥推进京津冀电力市场建设。推动跨省跨区市场化交易，推进省级市场标准化建设，制定电力现货市场建设指引。不断健全能源法治体系。组织完善落实
记者从15日召开的全国能源工作会议上获悉，为加快构建适应新型能源体系的体制机制，我国将完善新能源消纳和调控政策措施，稳妥推动新能源参与电力市场，合理保障新能源收益。建立适应新型储能、虚拟电厂和
建成全国统一电力市场。进一步完善“1+N”基础规则体系，推动电力中长期市场连续运营，力争省级电力现货市场全覆盖。完善电力辅助服务市场机制。推动跨省跨区电力市场化交易，推进省级电力市场标准化建设，建立健全
;与新型储能发展相适应的政策、标准和商业模式仍需进一步完善，应用场景不够丰富;京津冀新型储能科技成果转化、产业优势互补、应用场景共建等方面尚未形成有效统筹等。二、总体要求(一)总体思路落实“四个革命
规划引领作用，结合区域产业优势和特征推动各区差异化发展。促进京津冀产业协同，强化央地协同，加强国际交流合作，构建优势互补、错位发展、互利共赢的发展格局。——坚持创新引领、示范带动。优化重大技术攻关方向
京津冀产业协同发展机制，协调推进三地新型储能产业优化布局。(二)完善政策体系逐步完善新型储能政策法规和监管制度，为新型储能安全有序、持续稳定发展提供政策保障。加快完善各类电力市场的准入条件、交易机制
较好的基础，但同时面临一些问题：规模化电化学储能电池产线受能耗指标限制落地困难，技术成果就地转化产业配套不足;与新型储能发展相适应的政策、标准和商业模式仍需进一步完善，应用场景不够丰富;京津冀新型储能
防灾减灾救灾能力。增强跨区域联合处置能力，依托国家级电力应急基地和研究中心，加快开展适应新型电力系统的应急救援力量规模、布局、装备配备和基础设施建设。健全京津冀、长三角、粤港澳大湾区等跨区应急
管理能力，增强海量新型并网主体调控能力，推动新型并网主体纳入调度管理范畴。深化电网调度运行与电力市场交易组织的衔接，严格开展安全校核，保障市场环境下电力系统的安全可控。(二)深化双重预防机制深化电力安全
，应用场景不够丰富;京津冀新型储能科技成果转化、产业优势互补、应用场景共建等方面尚未形成有效统筹等。二、总体要求(一)总体思路落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，立足率先实现“碳达峰、碳中和”目标
，将北京打造成为世界领先的新型储能产业策源高地，支撑国际绿色经济标杆城市建设。(二)基本原则——坚持规划先行，协同布局。强化顶层设计，突出规划引领作用，结合区域产业优势和特征推动各区差异化发展。促进京津冀
瓦清洁能源将通过特高压电力大通道稳定外送，预计每年新增外送电量138.9亿千瓦时，节约标准煤约444.5万吨，可有效缓解华北华中等地区用能需求。与此同时，为深入电力市场交易体系改革，更好地发挥市场机制在
开展特高压配套新能源市场化交易。2024年8月份，国家能源局华北能监局组织各方专题研究锡盟绿电入市交易有关事项，确定在保障跨省跨区优先发电规划计划落实的前提下，锡盟特高压二期新能源项目可参与京津冀
