构建常态化省市间绿电互济交易机制

加快推进长三角电力市场建设

华东能源监管局

2023年11月30日，习近平总书记在深入推进长三角一体化发展座谈会上作出“协同推进省市间电力互济”的重要指示，为长三角能源高质量发展和电力市场建设工作精准定调，提供了根本遵循。

以长三角为主体的华东电网用电量占全国24%，负荷密度高，尤其是环太湖城市群，负荷密度远超珠三角和东京湾。2025年迎峰度夏期间，华东区域最高用电负荷六创历史新高，达到4.42亿千瓦，较上年最高负荷增加2089万千瓦，同比增长4.97%。区域能源电力需求持续增长，安全保供、绿色低碳转型面临挑战，急需建设以坚强同步电网为载体的区域电力市场。

华东能源监管局坚决贯彻习近平总书记关于长三角“要规划建设新型能源体系，协同推进省市间电力互济”的重要指示精神，按照国家发展改革委、国家能源局关于长三角电力市场建设工作部署，着眼于服务长三角地区绿色低碳转型和满足企业绿色用能需求，以推动省市间绿电互济常态化、上规模为突破口，加强对相关主体的政策宣贯和规则培训，统筹指导企业按市场规则高频次顺畅开展绿电交易。

2025年以来，长三角省市间绿电交易机制建设加速推进，建立常态化交易机制，交易频次逐步提升，交易规模持续扩大。跨省、跨区以及跨电网经营区绿电交易协同发力，多措并举满足长三角地区企业绿色用能需求。

长三角电力市场功能定位

在国家长江三角洲区域一体化发展战略、“双碳”目标、全国统一电力市场建设目标的指导下，长三角电力市场是实现区域协同发展、服务区域内各省的经济社会发展的重要路径，能够有效促进区域内电力生产要素高效流动、充分配置，与多能源品种有序衔接，强化省间的统筹协调，促进区域内资源的共建共享，以区域协同的方式更好地服务区域内各省市的经济社会发展。长三角区域具有经济发展水平协同程度高、市场经济意识强等区域性优势，通过长三角电力市场建设，推动更高水平的区域协同发展，能够为创建共同富裕示范区、推动中国特色社会主义市场经济发展提供更多的探索和有益实践。

在“双碳”战略目标与能源绿色低碳转型的引领下，我国新能源装机快速增长，但存在省内新能源装机与负荷增长不匹配导致清洁能源难以消纳等问题。长三角电力市场能够发挥区域电网大型“蓄水池”作用，实现省市间协同互济，促进新能源跨省跨区参与电力市场交易，扩大新能源消纳范围，提高清洁能源消纳能力，以区域协同的方式提高绿电资源的利用效率，并促进源、荷、储等调峰调节资源的优化利用，助力构建具有更强清洁能源消纳能力的新型电力系统。

国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》指出，建立完善长三角电力市场是健全多层次统一电力市场体系的重要任务，区域市场是建设全国统一电力市场体系的重要组成部分。长三角电力市场是统筹区域经济社会发展和电力资源配置、符合电力系统分区平衡物理规律的市场，服务于国家区域重大战略，通过不断迭代完善，为其他区域市场建设提供可复制的经验，不仅符合电力运行规律和市场经济规律，更有利于降低改革风险、提升改革效率。同时，长三角电力市场作为区域层面市场，能够统筹考虑更大范围经营主体的诉求，更好地凝聚各方共识，从经营主体需求强烈处切入，应对省级市场无法解决的问题与挑战，着力化解矛盾，助力完善和创新市场体制机制；区域市场与全国、省内市场有序衔接、相互兼容、相互补充、相互支持，是多层次全国统一电力市场不可或缺的组成部分。

初步建立电力互济交易机制

长三角电力市场启动运行省市间电力互济交易以来，初步建立全周期覆盖、多元主体融合、各层级有序衔接的电力互济交易机制，通过市场化机制实现电力资源的优化配置，有效保障了电网安全稳定运行和清洁能源大范围消纳。

富余发电资源互济交易。富余发电资源省间互济主要通过跨省中长期交易实现。早在2010年，华东地区便建立了跨省电力中长期交易机制。2020年《华东区域跨省电力中长期交易规则》发布后，华东区域跨省电力中长期交易逐步形成了年、月、周交易定期开市，月内多日交易按需组织的常态化运营机制。2025年1—8月完成省间互济交易电量1695.66亿千瓦时，其中迎峰度夏期间，通过市场化手段组织华东区域富余发电资源高峰互济电力870万千瓦。

常态化跨省绿电互济交易。长三角省市间绿电资源分布不均，安徽风光等绿电资源发展迅速，在午间光伏大发时段已面临弃电压力，而上海等省市则绿电需求旺盛，但资源相对匮乏，存在较强的绿色电力省间互济需求。长三角省市间电力互济交易正式启动后，2024年7月份以来，实现月度跨省（市）绿电集中交易连续运营，充分利用安徽光伏大发时段绿电富余能力，满足上海午峰绿色用电需求，迎峰度夏期间午峰时段，安徽送上海绿电交易最大电力达50万千瓦，既促进了安徽午间新能源消纳和晚峰保供，又满足了上海企业绿电需求。

备用和调峰辅助服务互济。备用和调峰辅助服务省间互济交易分别解决省市电网正负备用不足的问题。2025年1—8月，备用辅助服务市场（含日内）共启动198次，最大支援电力546万千瓦；调峰辅助服务市场（含日内）共启动257次，最大提升新能源消纳能力581万千瓦，促进提升全网新能源消纳15.56亿千瓦时。

富余新能源互济交易。富余新能源互济交易品种设置的主旨在于解决新能源消纳问题，避免弃风弃光。部分省份新能源消纳困难问题逐步由节假日向周末、工作日蔓延。2025年5月1日，科学调整富余新能源消纳互济交易时序，将富余新能源消纳互济交易调整至调峰辅助服务日前交易之前开展，“五一”假期5天交易规模是一季度的4倍。2025年1—8月，富余新能源消纳互济交易启动58次，最大成交电力80万千瓦，总成交电量0.95亿千瓦时。

富余需求侧可调节资源运行情况。利用省市间负荷的时空差异，2024年7月22日和7月31日，两次开展富余需求侧可调节资源互济交易探索，共47家需求侧可调节资源市场主体参加了交易。2025年8月21日，组织安徽虚拟电厂支援浙江电力2.1万千瓦。需求侧可调节资源互济交易在顶峰关键时期通过小时级的精准错峰互济支援，缓解了三省一市局部时段的平衡困难，也为虚拟电厂等新型经营主体拓展了市场空间。

构建常态化绿电互济格局

2025年以来，华东能源监管局继续推进统筹协调区域内能源监管机构、地方政府部门、电网企业及经营主体，健全长三角省市间绿电交易协同工作机制，指导构建覆盖年、月、月内多日、周、D-3日的全周期绿电交易体系。

一是完善交易机制，缩短交易周期。针对新能源预测难的特性，编制实施《长三角省市间绿电交易D-3日连续运行方案（试行）》，通过增加交易频次，精准衔接区域内短时绿电供需。自2025年5月23日试运行以来，日均省市间绿电成交量已从初期的630兆瓦时显著增长至近日的5128兆瓦时。二是按照市场主导、政府支持、电网支撑的要求，采用“场外协调、场内实施”方式大力推进省市间绿电交易。畅通信息发布渠道，加强对相关主体的政策宣贯和规则培训，组织经营主体、市场机构、政府部门面对面交流协商、协同推进绿电交易，统筹指导长三角区域企业按照市场规则高频次顺畅开展绿电交易，营造“各方参与、多买多卖”的良好市场氛围，保障市场交易机制高效运行。2025年以来累计培训新能源企业、售电公司超200家。2025年8月22日，华东能源监管局指导国网华东分部组织召开经营主体、调度交易机构、政府部门等参加的沪皖省间绿电交易培训推进会，相关企业分别签订绿电交易合作协议和意向协议，协议年度交易意向达5亿千瓦时。三是强化对电网运行方式的监管。加强对区域内弃风弃光情况监管，坚决杜绝区域内弃风弃光和电力供应缺口同时段发生的现象，督促电网企业做好绿电交易与电网规划、调度运行的协同衔接，优化区域内绿电输送通道运行方式安排，确保交易落地高效顺畅。

长三角区域内分布式新能源分布广泛，规模占区内新能源装机比重的57%。针对分布式新能源参与省间交易的瓶颈，2025年8月份，国网华东分部会同有关电网企业，依托发电聚合商与虚拟电厂整合分布式资源，推动安徽3家虚拟电厂、江苏5家聚合商整合400余个分布式光伏项目参加跨省集中交易，达成近440万千瓦时绿电交易电量，实现了分布式新能源参与省间绿电交易的路径创新。

立足长三角外向型企业集中，区域内各省（市）绿电资源分布不均的实际，区域内各电力交易机构积极拓展省间绿电来源，通过市场机制组织绿电交易，2025年首次实现从蒙东、黑龙江、广西、云南等省（区）购入绿色电力，满足企业绿色用能需求。截至2025年8月底，长三角跨区跨省绿电交易共计达成197.62亿千瓦时，同比增长80.97%。

下一步，华东能源监管局将加大长三角绿电交易关键问题研究力度，进一步优化省间交易机制与省内现货市场衔接，扩大绿电跨省交易规模与覆盖范围，助力长三角新型电力系统加快构建，为区域经济社会绿色低碳发展提供更坚实的能源保障。