9月11日至12日，2025电力市场秋季论坛在杭州成功举办。本次论坛由中国电机工程学会电力系统自动化专业委员会主办，联合中国电机工程学会电力市场专委会和电力系统专委会，及国网浙江省电力公司、国网电科院、中国电科院、国网能源院、能见科技等七家单位共同搭建行业交流平台。来自政府监管部门、电网企业、五大发电集团、科研院所及各类市场主体的600余位嘉宾齐聚西子湖畔。

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本次论坛以“加快统一电力市场建设促进能源清洁低碳转型”为核心主题，深度破解电力市场建设中的顶层设计、实操难题、新型主体培育、安全保供等关键议题，形成一批可复制、可推广的实践经验与机制创新成果，为2025年底基本实现电力现货市场全覆盖目标注入强劲动力。

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顶层设计锚定方向区域实践树立标杆

作为新电改“9号文”发布十周年、全国统一电力市场建设攻坚之年的重要行业盛会，论坛首先聚焦顶层设计与区域实践的深度融合。国家电网有限公司副总经理、党组成员王志伟在致辞中表示，国家电网将全面加速推动现货市场建设，确保2025年全国统一电力市场体系初步建成的目标达成，积极构建适应新型电力系统的电力市场体系，建立健全协调多元主体的市场机制，实现省间电力现货市场在更大范围的覆盖，促进电力资源要素在全国范围内的优化配置和高效流转，实现省级电力现货市场基本全覆盖，为能源清洁低碳转型和经济社会高质量发展注入新的活力和动力。

中国电机工程学会党委副书记、秘书长胡锐在致辞中表示，今年是新电改“9号文”发布十周年，十年来，电力市场化改革经历了从试点探路到全面覆盖的过程，取得了历史性突破，全国统一电力市场的蓝图正从纸面跃入现实。需深入探索如何构建适应高比例新能源和源网荷储互动的新型电力系统市场机制，推动形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的多层次统一电力市场体系。

浙江省能源局副局长谭燮良则结合地方实践表示，将坚定不移按照国家关于建设全国统一大市场的部署要求，全栈谋划“十五五”电力市场建设方向，推动各类主体公平参与跨省区交易，促进各类电力资源跨省自由流通，推动能源“绿保稳”工程走深走实，充分发挥市场在资源优质方面的作用，促进浙江电力市场建设与经济发展同频共振，进一步完善电力市场规则体系，持续深化电力市场改革，不断迭代市场规则、细则，强调规则细则与国家规则的统一，实现中长期现货辅助服务、绿电绿证等各平台市场的高效协同和有机衔接。

在主旨报告环节，行业权威专家系统梳理了我国电力市场从“试点探索”到“全面覆盖”的跨越式发展成果。国家电力调度控制中心主任董昱介绍，截至2025年8月，国家电网经营区26个省级电力现货市场已全部启动运行，其中山西、山东、甘肃、湖北、浙江5家成功转入正式运行；省间现货市场已覆盖“国网+蒙西”区域26省超6000个发电主体，2025年度夏期间最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，江苏等非传统送端省份主动参与电力外送，充分彰显市场在跨区资源优化配置与保供中的核心作用。

中国南方电力调度控制中心总经理黄河则详解我国首个区域级电力现货市场的创新实践。据其介绍，南方区域电力市场历经6年培育，已建成涵盖“优先计划+中长期+现货+辅助服务”的完整市场体系，首创“1+N+5X”规则体系——“1”个区域市场运营总体纲要、“N”个核心交易细则、“5X”个省份个性化实施细则，既确保区域市场统一设计，又保留各省自主调控空间。2025年6月启动连续结算试运行以来，该市场实现西电东送电量较优先计划增送58.9亿千瓦时，清洁能源在区域内消纳率提升3个百分点，尤其在台风、汛期等复杂场景下，现货价格有效反映电力时空价值，引导云南、广西清洁能源增送广东，保障区域电力供需平衡。

北京电力交易中心有限公司副总经理李竹分享，全国统一电力市场“1+6”基础规则体系已初步构建，《电力辅助服务市场基本规则》《电力计量结算基本规则》已正式印发，《电力中长期交易基本规则》新的修订稿正在征求意见。跨区域协同方面，2025年4月《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》获国家发改委、能源局批复，度夏期间首次实现云霄直流全时段南网满送华东，跨经营区双向绿电交易与溯源成功落地，两网互济电量超21亿千瓦时；长三角区域电力市场年内交易电量达1580亿千瓦时，绿电交易3.54亿千瓦时，是2024年全年总量的2.3倍，为区内省间余缺互济和资源共享提供了鲜活实践样本。

国网浙江省电力有限公司副总经理杨玉强分享了浙江电力现货建设实践。据其介绍，浙江在充分考虑省内特高压交直流混联的大受端电网特点，形成了“一核四位五维”电力市场体系（一核：“绿保稳”为核心目标；四位:中长期+现货+辅助服务+零售；五维：全周期交易、全电量优化、全分时传导、全要素聚合、全流程防控），激励了省内电源“稳发满发”，今年火电非停受阻率创历史最低，引导高峰负荷错峰超过300万千瓦，有效缓解度夏压力，通过峰谷价差有效促进清洁能源消纳，今年以来增加新能源消纳电量超1亿千瓦时，新能源收益增加超3500万元。

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实操难题深度破局机制创新落地见效

针对电力市场建设中的“实践痛点”，论坛设置多场主旨报告，从电碳协同、负电价应对、交易模式创新、风险防控、金融赋能等维度提出可落地方案。浙江浙能能源服务有限公司、浙江浙能碳资产管理有限公司副总经理吴楠分享了浙能集团构建“三级碳资产管理体系”的实践经验——由集团碳资产管理领导小组统筹领导、碳资产公司集约化管理、控排企业深度减碳，通过碳预算管理、项目碳评价、产品碳足迹等手段从源头降低碳排放。该集团2024年成为全国绿证交易数量最大的售电公司，年度交易电量连续三年居浙江省售电公司首位，其“电碳协同降本方案”已在省能源局节能诊断、碳排放管理及减排量开发等项目中落地，为企业降本增效提供可复制路径。

清华大学电机系副教授、清华大学能源互联网创新研究院交易平台研究室主任郭鸿业则聚焦高比例新能源电力系统中的负电价难题。他指出，负电价可分为“固有负电价”与“机制负电价”两类：前者源于电力系统物理特性与边际出清原理，后者则由不够完善的结算规则、中长期签约比例过高等机制因素诱发。数据显示，2024年山东省电力实时市场负电价频率达14.21%，甘肃省新能源渗透率达64%，其日前与实时市场地板价（40元/兆瓦时）全年频率分别为18.61%和34.20%；国际上，德国2024年负电价时长达468小时，澳大利亚南澳价区在正午时段的负电价频率超过60%。郭鸿业建议，通过推动新能源全面入市、优化中长期合约比例约束、优化分时电价机制、释放需求侧弹性等手段，将负电价频率控制在合理范围，避免市场信号失真，充分发挥现货市场价格的资源配置作用。

中国电力科学研究院电力自动化研究所所长杨争林针对新能源、储能等新型主体入市的交易机制适配问题，创新提出《面向新型电力系统的电能交易模式》。他设计了“独立能量块、标准能量块、条件式能量块、移动能量块”等多元交易标的，通过“分时定价+技术中性”原则，适配不同主体的技术特性与成本特征。例如，条件式能量块可满足储能“充电-放电”的耦合需求，移动能量块允许主体申报发电时长与价格、不指定具体时间，由市场出清确定最优时段。其团队研发的电力现货市场技术支持系统已支撑全国多个省级现货市场从“试点”走向“正式运行”，出清模型兼顾电网安全约束与市场效率，省间交易曲线与省内负荷曲线匹配度提升20%。

此外，国网浙江电力调度控制中心副主任吴华华在分享中提到，浙江电力现货市场转入正式运行后，仍将持续强化各类市场运营风险防控。在市场力监测和缓解方面，在全局市场力监测的基础上，浙江还创新建立了针对电网阻塞情况下的“局部市场力监测与缓解机制”，该机制可通过局部单寡头测试识别非竞争性阻塞断面和局部单寡头电厂，通过报价达限率指数BMI、报价成本偏移率指数BCI、报价历史偏移率指数BHI等指标识别市场力行为，有效防范市场主体利用电网阻塞来行使市场力，维护市场公平竞争秩序。

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新型主体拓宽路径技术赋能提质增效

规模化新型主体入市与技术创新是本次论坛的另一大亮点。浙江大学电气工程学院副院长丁一针对分布式光伏、虚拟电厂等中小主体“入市门槛高、决策效率低”的问题，在《促进电网供需平衡的市场机制思考》中提出，随着可再生能源装机比例的不断提高，加之极端事件频繁发生，电力系统供需平衡压力日益增加，亟需探索完善促进电力供需平衡的市场机制。浙江大学电气工程学院副院长丁一教授从“保障系统长期容量充足性”和“维持短期市场价格稳定性”这两个角度，回顾了国际上容量补贴、容量市场和价格帽的设计理念，并从动态价格帽制定方法和容量市场设计两个层面，提出了面向电力供需平衡的市场机制建议。此外，概述了未来的研究方向，包括加快推动需求响应资源参与能量和辅助服务市场，通过整合分布式资源以提高系统的灵活性和可靠性。

协鑫晟能综合能源服务有限公司董事长黄一钊则从民营新能源企业视角，分享《电力现货市场下民营新能源企业业务模式探索》。他指出，民营新能源企业需从“单一发电”转向“发电+服务”的多元化模式：协鑫通过“绿电交易+碳服务”组合策略，2025年通过省间绿电交易实现度电成本显著下降，为工商业用户提供足量低价绿电；同时打造“零碳园区”30余个，获评江苏省电力行业“高质量发展领军企业”，为民营主体提供“市场化交易+增值服务”的盈利样本。

区域实践方面，国网湖北电力调度控制中心主任詹学磊详解《湖北电力现货市场建设运营成效及展望》。湖北作为首批电力现货市场正式运行省份，创新建立“新能源可控奖励机制”——风电、光伏日前预测精度达标（风88%、光93%）可使保价收购电量上浮5个百分点，AGC投运到位的新能源电厂保价收购电量再上浮10个百分点，推动全省风电、光伏预测准确率分别提升至94.9%、97.1%，新能源AGC投运比例达74.2%；同时在全国首创代理购电按日参与现货模式，为用户侧灵活调节提供机制保障，2024年至今，外送电量99.93亿千瓦时，用户到户均价较未开展现货市场时下降41.77元/兆瓦时。

技术赋能领域，人工智能与深度学习的落地应用成为焦点。上海路明星光智能科技有限公司碳中和与电力市场研究院院长李忠在《人工智能及深度学习算法在电力市场的应用》中，介绍了路明星光如何将大模型底层的自注意力机制和Transformer深度学习架构创新性地与电力市场的行业特异性相结合，在气象预测、功率预测及智慧交易各个环节中得到了成功应用。结合电力交易各类变量的深入剖析、针对性的特征工程、创新性的模型架构、量化驱动的仓位管理，在所参与的省级电力市场中，发电功率预测准确率提升约5%、负荷预测偏差缩窄至1.5%、价格预测准确率提升7~30%、价差方向正确率约70%；2025年6-7月，为江苏某客户现货持仓成本降低1-4元/MWh；2025年8月，为安徽某客户实现当月增收300+万元。

国能日新科技股份有限公司产品副总裁韩敬涛则分享《AI技术加持下电力交易“精准化”模式分析》，其研发的“旷冥大模型3.0”融合再分析数据、8类主流数值天气预报数据、20余种观测探头数据及近万个新能源场站历史实测数据，100米风速预测RMSE（均方根误差）较ECMWF-HRES模型降低18%，地表辐照度预测RMSE降低13.6%。在2025年6月山东极端高温场景中，该模型精准识别负荷震荡特征，助力运维的100MW风电场单月现货交易增收5万元，收益提升16.69%；同时为年用电7亿度的大用户实现年节约电费200万元，度电收益提升14.5%。

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安全保供凝聚共识协同发展谋划长远

围绕新型电力系统下的安全保供与协同发展，论坛设置两场重磅圆桌对话，并邀请多位专家提出机制创新思路。国网能源研究院有限公司企业战略研究所改革与市场研究室主任范孟华在《新型电力系统下促进安全保供的市场机制设计思考》报告中表示，高比例新能源下需构建“容量保障+电能量市场+辅助服务”的多维度保供机制。她建议科学核算各类电源的有效容量，其中新能源有效容量系数整体偏小，新型储能有效容量受电力缺口影响存在“饱和效应”；推广“多年期购电协议（PPA）”，锁定新能源项目长期收益，稳定投资预期；完善现货市场价格机制，激励机组顶峰发电、用户优化用电行为；健全辅助服务交易机制，建立更加精细化的成本分摊体系。

国家电网有限公司企业管理部副主任马莉在《能源转型背景下电力体制机制关键问题探讨》中提到，需建立立足全国统一大市场的绿色电力交易机制，以及有利于保安全降成本的市场和价格机制，例如创新辅助服务市场品种，探索爬坡、惯量、无功支撑等适应高比例新能源的新型服务，同时完善需求侧资源参与机制，推动用户侧储能、充电桩、虚拟电厂等灵活资源参与辅助服务，释放需求侧调节潜力。

国家电投集团经济技术研究咨询有限公司总经理李鹏在《适应新型电力系统的市场体系及价格机制》中进一步提出，新型电力系统下电力市场需从“单一电能量市场”转向“电能量+辅助服务+容量+碳市场”的多元体系。其中，电能量市场反映实时供需，辅助服务市场补偿调节成本，容量市场保障长期充裕，碳市场体现绿色价值；价格机制需实现“三个反映”——反映时间价值（允许负电价、高电价合理出现，建设日前现货和实时现货市场是下一步促进新能源消纳的重要措施）、反映空间价值（通过节点电价引导电网规划）、反映绿色价值（推动绿电绿证与碳市场协同）。

国网电力科学研究院有限公司电网分公司副总经理丁恰在报告中表示，电力市场运营存在电力供应紧张、电价剧烈波动、市场运行中断等风险，对社会秩序、经济发展造成冲击，因此针对电力市场建设需求，需要建立涵盖电力市场事前、事中、事后的风险监测与防控关键技术支撑体系。事前开展机制/规则验证、场景模拟演练等工作，重在挖掘潜在风险，制定预案，做好预防；事中更注重实时风险识别与处置，结合预案高效应对市场风险，保障有序运营；事后基于交易结果及电网实际运行情况开展风险分析防控效益评估，支撑市场运行机制优化提升、规则细则调整。

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在《新型电力系统下市场机制与安全保供的协同演进》对话环节中，嘉宾围绕“成本疏导、应急市场化、跨省协同”达成共识：建议建立“保供成本用户分摊+政府补贴”机制，极端天气下应急发电成本通过现货高价部分疏导；推动长三角、京津冀等区域备用资源共享，2026年前实现新能源并网安全标准统一；明确应急调度触发条件、价格机制与免责条款，避免“一刀切”限电。在《新型电力系统下抽蓄调度运行与市场交易展望》对话环节，嘉宾建议优化抽蓄“午间充电、晚峰放电”调度模式，与新能源形成“时空互补”；完善抽蓄市场交易路径，探索“容量租赁+电能量交易”组合模式，提升资源价值释放效率。

在《新能源全面入市面临的机遇与挑战》对话环节，嘉宾从并网技术到交易机制，从成本分摊到利益协调，以及政策、技术、运营等多维度，为新能源“顺利入市、高效消纳”建言献策；在《全国统一电力市场发展展望》对话环节，嘉宾围绕“统一市场的核心要素”“省间协同的关键难点”等问题，展开更深入的探讨，不仅勾勒了全国统一电力市场的“未来图景”，更明确了下一步的“行动方向”。

本次论坛积极响应政府号召，紧密围绕国家关于构建全国统一大市场、加快能源清洁低碳转型以及全面推进电力现货市场建设的政策导向。在会议期间，与会专家和学者深入探讨如何将政府的宏观规划转化为具体的市场实践，为落实国家能源发展战略提供了丰富的理论支撑和实践经验。论坛形成的一系列成果，为2025年实现电力现货市场全覆盖、2030年建成成熟统一电力市场提供了强大助力，也为我国能源领域的可持续发展注入了新的活力。

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