分层自治电力系统配套电力市场建设实施方案

（2026—2050年）

编制单位：联合课题组

日期：2026年5月

本方案是《关于我国新型电力系统范式重构与分阶段建设实施方案（2026—2050年）》的核心配套文件，旨在构建与“主网他组织线性调控+配微网自组织群系统”复合范式相匹配的电力市场体系。

新型电力系统的物理形态正在发生根本性变革：灵活性资源从“集中式全能储能”转向“分布式多元聚合”，系统从“单一线性”演进为“主网他组织+配微网自组织”的复合结构。这一范式重构对电力市场建设提出了全新要求——市场不仅要发现电能量的时空价格，更要发现灵活性资源的多维价值；不仅要服务大电源与大用户，更要赋能海量分布式主体平等参与。

本方案的核心思路是：以物理分层为基础，构建“主网市场—配网市场—微网市场”三层协同的市场架构，通过价格信号引导资源优化配置，通过市场机制激发自组织活力，通过跨层协同保障系统安全，最终实现“全局可控、局部自治”的最优平衡。

方案规划期为2026年至2050年，与新型电力系统建设三阶段完全对齐。

一、总纲

（一）理论基础：分层自治对电力市场的本质要求

《新型电力系统范式重构与分阶段建设实施方案》深刻指出：传统电力系统向新型电力系统演变的根本内驱力，在于灵活性资源的主要来源从“集中式全能储能（煤电）”转向“分布式多元聚合（储能、构网型新能源、可调负荷）”。这决定了系统形态必须从单一线性结构，演进为“主网他组织线性系统+配微网自组织群系统”的复合范式。

这一范式重构对电力市场建设提出三项本质要求：

第一，市场必须从“单一层次”走向“多层协同”。 传统电力市场主要面向主网层级的大电源与大用户。在分层自治体系下，配网和微网作为独立的“自组织群系统”，需要拥有自主平衡和自主交易的权能。市场体系必须向下延伸，建立与物理分层相对应的配网级和微网级市场。

第二，市场必须从“电量交易”走向“全要素交易”。 新型电力系统中，灵活性资源的价值不仅体现在发电量上，更体现在调频、备用、爬坡、惯量、电压支撑等多元服务上。市场必须为这些服务提供独立的价值发现和交易平台。

第三，市场必须从“集中出清”走向“分层出清+跨层协同”。 主网层采用集中式市场出清，配网和微网层可采用分布式、去中心化的交易机制，各层级市场通过“等效节点”进行信息交互和协同优化。

（二）指导思想与基本原则

1.指导思想

全面贯彻国家能源安全新战略，以“双碳”目标为刚性约束，遵循分层自治电力系统的物理规律，以“主网市场保全局安全、配网市场促区域平衡、微网市场激细胞活力”为基本逻辑，构建“统一市场、分层运作、协同高效、开放包容”的电力市场体系，为新型电力系统的高效运行提供制度保障。

2.基本原则

（1）物理决定市场：市场架构须与主网、配网、微网的物理分层严格对应，市场机制设计须尊重各层级的运行规律。

（2）价值全面体现：建立覆盖电能量、容量、辅助服务、绿色属性的全品种市场体系，使各类灵活性资源的价值得到充分发现和合理回报。

（3）自组织与市场激励相容：配网和微网的自组织运行，须通过市场化激励机制实现内生驱动，而非行政指令。

（4）安全与市场协同：市场出清结果不得突破系统安全边界，建立安全约束下的市场出清机制。

（5）平稳过渡、分步实施：按照新型电力系统建设的三阶段安排，分步推进电力市场建设。

二、总体目标与分阶段里程碑

（一）2050年远景目标

到2050年，全面建成与分层自治电力系统相匹配的三层协同电力市场体系：

市场架构定型：形成“国家级/区域级—省级—配网级—微网级”多层次市场有机衔接、协同运行的格局。主网调度机构只与数千个配网“等效节点”进行市场交互，不再直接面对海量末端设备。

交易品种完备：电能量市场（中长期+现货）、辅助服务市场（调频、备用、爬坡、惯量、电压支撑）、容量市场、绿电绿证市场、输电权市场、分布式交易市场等全品种成熟运行。

主体广泛参与：海量产消者（分布式光伏、储能、电动汽车、可调负荷）通过虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体平等参与各类市场交易。

价格信号有效：分时电价、节点边际电价、容量价格、辅助服务价格等能够准确反映电力的时空价值和灵活性资源的稀缺程度。

市场与安全融合：市场出清结果内嵌安全约束，跨层协同机制保障系统安全裕度。·

（二）分阶段里程碑

三、市场架构设计：三层协同体系

（一）总体架构

以分层自治电力系统的物理分层为基础，设计“三层协同”市场架构：

（二）三层市场的协同逻辑

主网市场→配网市场：主网市场出清形成节点边际电价，作为配网市场与主网交换电力的价格基准；主网调度向配网“等效节点”下发联络线计划和调节需求信号。

配网市场→主网市场：配网市场通过聚合内部资源，形成可预测、可调节的“等效节点”参与主网市场，上报可调节容量和报价曲线。

配网市场→微网市场：配网市场为微网提供与外部交换电力的价格信号；微网内部的点对点交易在配网市场框架下进行结算和校核。

微网市场→配网市场：微网作为配网的“细胞单元”，上报内部净负荷曲线和可调节能力，参与配网市场的优化调度。

（三）市场形态选择

主网层：采用集中式市场出清模式，由调度/交易机构集中优化计算，形成全网统一的安全约束机组组合和经济调度。

配网层：采用“集中+分布式”混合模式——配网调度中心进行集中优化，同时允许内部资源通过虚拟电厂平台进行分布式协商。

微网层：采用分布式交易模式，支持点对点（P2P）交易和内部平衡机制，微网运营商承担内部市场清收和与外部结算的职能。

四、主网市场：跨区资源配置与系统安全保障

（一）功能定位

主网市场是三层市场体系的“骨架”，承担跨区资源优化配置、全网频率稳定、系统安全裕度保障的核心功能。其服务对象是主网层的大型电源、大用户、售电公司以及作为“等效节点”参与的配网市场。

（二）交易品种体系

1.电能量市场

（1）中长期市场

功能定位：锁定基础电量，对冲现货价格风险，保障发电企业和用户的基本收益。

交易方式：双边协商、集中竞价、挂牌交易相结合。

时间尺度：年度、月度、周交易。

关键机制：中长期合同需进行金融化处理（差价合约），与现货市场衔接；允许可再生能源发电企业与用户签订长期绿电购买协议（PPA）。·

（2）现货市场

功能定位：发现电能量的时空价格，实现电力资源的日前和实时优化配置。

市场模式：采用“日前市场+实时市场”双结算模式。

时间分辨率：日前市场以15分钟为时段；实时市场以5分钟为滚动周期。

定价机制：节点边际电价（LMP），反映电能价值、阻塞成本和网损成本。

出清算法：安全约束机组组合（SCUC）+安全约束经济调度（SCED）。

2.辅助服务市场

适应高比例新能源接入对系统灵活性的需求，在传统调频、备用品种基础上，新增以下品种：

3.容量市场

功能定位：保障系统长期发电容量充裕性，为提供可靠容量的资源（包括煤电、气电、储能、需求响应等）支付容量费用。

市场模式：采用“可靠性期权”或“容量拍卖”模式。初期可延续容量补偿机制，“十五五”后期向市场化容量拍卖过渡。

时间尺度：年度容量市场为主，辅以季度/月度补充拍卖。

出清方式：向下递减报价拍卖，按边际clearingprice统一结算。·

4.输电权市场·

功能定位：管理跨省区输电通道的阻塞盈余，为输电通道使用者提供价格风险对冲工具。

产品类型：金融输电权（FTR），分为点对点固定输电权和点对点期权输电权。

分配方式：中长期FTR通过拍卖分配，部分可优先分配给受影响的电网用户。

阻塞盈余处理：阻塞盈余按FTR持有比例返还，剩余部分用于降低输配电价或电网投资。

5.绿电绿证市场

功能定位：实现可再生能源电力的环境价值交易，支撑可再生能源消纳责任权重制度的市场化运作。

交易方式：绿电交易与电能量市场耦合，绿证可单独交易。

与碳市场衔接：探索绿证与碳市场的互认机制，避免环境权益的双重计算。

（三）省间-省内市场衔接

阶段一（2026-2030）：省间现货市场与省内现货市场独立运行，省间交易结果作为省内市场的边界条件。

阶段二（2031-2035）：省间-省内市场实现时序耦合，省间交易与省内交易联合优化。

阶段三（2036-2040）：实现省间-省内市场统一出清，形成覆盖区域乃至全国的电力平衡平台。

（四）主网市场与配网“等效节点”的交互机制

配网市场作为单一“等效节点”参与主网市场，不暴露内部资源细节。

配网上报信息：净负荷预测曲线、可上调容量及报价、可下调容量及报价、调节速率等。

主网下发信息：联络线功率计划、节点边际电价、紧急控制指令。

五、配网市场：区域平衡与灵活性资源聚合

（一）功能定位

配网市场是三层市场体系的“枢纽”，承担区域内供需平衡、分布式资源聚合、向上提供灵活性支撑的核心功能。配网运营企业（含增量配电网）是配网市场的组织者。

（二）配网市场架构

1.配网内部电能量市场

功能定位：实现配网内部分布式电源与用户的电能交易，促进新能源就近消纳。

交易方式：可采用“节点边际电价+集中出清”或“分布式双边交易”模式。

时间尺度：日前、日内、实时。

定价机制：探索配电网节点边际电价（D-LMP），反映配网内部阻塞程度和电压支撑价值。

2.配网灵活性服务市场

功能定位：为配网调度提供调频、电压调节、需求响应等灵活性服务。

·

交易品种：配网调频、电压/无功支持、局部阻塞疏解、需求响应。

主要参与方：分布式储能、虚拟电厂、可调负荷、分布式光伏（逆变器无功控制）。

3.分布式资源聚合市场（虚拟电厂平台）

功能定位：虚拟电厂作为配网市场与主网市场的“接口”，聚合分布式资源参与上级市场。

平台功能：资源接入与建模、聚合优化调度、市场交易代理、收益分配。

商业模式：虚拟电厂运营商通过参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场获取收益，与聚合的资源主体按协议分享。

（三）增量配电网的市场主体地位

增量配电网运营企业依法享有独立的配网调度权和市场运营权。

增量配电网与省级电网之间为“网间互联”关系，享有平等的市场地位。

增量配电网内部的电源和用户，通过增量配电网运营企业统一参与上级市场。

（四）配网市场参与主网市场的机制

配网市场以“等效节点”身份参与主网电能量市场和辅助服务市场。

配网市场向主网上报：净负荷预测、可调节容量、调节速率、调节成本曲线。

主网市场出清后，向配网下发联络线功率计划和节点边际电价。

配网市场据此调整内部资源配置，确保联络线功率执行偏差在允许范围内。

六、微网市场：局域自治与点对点交易

（一）功能定位

微网市场是三层市场体系的“细胞”，承担微网内部源网荷储协同优化、局域自治平衡的核心功能。微网运营商是微网市场的组织者和清收者。

（二）微网内部市场机制

1.内部电能量平衡机制

微网运营商对内部电源和负荷进行统一调度，实现内部功率平衡。内部可采用“统一购售电”模式或“点对点交易”模式。

2.点对点（P2P）电能交易

适用场景：台区级微网、楼宇级微网、社区微网等规模较小、参与者较多的场景。

交易方式：产消者之间直接进行电能交易，微网运营商负责交易撮合、安全校核和结算。

定价机制：可采用双边协商、集中竞价或基于区块链的智能合约自动匹配。

技术支撑：区块链技术用于交易记录和结算；边缘计算用于实时安全校核。

3.微网孤岛运行的市场机制

微网从并网模式切换为孤岛模式时，内部市场从“与外部市场联动”转为“独立封闭运行”。

微网运营商启动内部备用容量，必要时启动需求响应或负荷控制机制。

内部价格信号切换为“孤岛溢价”模式，反映孤岛状态下电力稀缺程度的提高。

（三）微网与配网市场的交互

并网运行时，微网作为配网市场的一个“可调节节点”参与交易。

微网上报内部净负荷曲线和可参与调节的容量及报价。

配网市场向微网下发交换功率计划和价格信号。

微网运营商可根据内部机会成本，自主决定是否接受配网的调节指令，或在内部市场进行再平衡。

七、跨层协同机制

（一）价格传导机制

主网→配网：主网节点边际电价作为配网购售电的基准价格。

配网→微网：配网节点边际电价作为微网与外部交换电力的价格基准。

微网→内部：微网内部价格在此基础上叠加内部服务费或微网运营成本。

（二）信息交互机制

建立统一的电力市场数据交互标准（基于IEC62325和CIM模型扩展）。

各层级市场运营机构通过标准化API进行数据交换。

关键交互信息：节点电价、交换功率计划、可调节容量、安全约束条件。

（三）安全约束的层级传递

主网安全约束（频率、电压、潮流极限）转化为对配网等效节点的功率上下限约束。

配网安全约束转化为对微网交换功率的约束。

市场出清结果不得突破各级安全约束；调度机构保留紧急情况下超越市场结果的安全控制权。

（四）结算机制

分层结算：各层级市场独立结算，跨层交易通过“过网费+交易价差”进行结算。

阻塞盈余分配：主网阻塞盈余通过金融输电权（FTR）分配；配网阻塞盈余归配网运营企业，用于降低配电成本或投资优化。

八、价格形成机制改革

（一）输配电价改革

主网输配电价：采用“邮票法”或“里程法”，反映输电成本。

配网配电价：探索“节点边际配电价”，反映配网不同位置的阻塞程度和电压支撑成本。

过网费：跨层交易收取合理的过网费，覆盖电网投资运营成本。

（二）分时电价与尖峰电价

全面推行分时电价，峰谷价比逐步拉大至5-8倍。

实施季节性尖峰电价，在迎峰度夏、度冬期间启动。

探索实施“动态分时电价”，与现货市场价格联动。

（三）绿色价格机制

绿电交易价格由市场形成，体现绿色环境价值。

探索“电-碳-证”价格联动机制，避免重复计算和激励扭曲。

九、市场监管与风险防控

（一）市场监管体系

监管机构：国家能源局及派出机构负责主网市场监管；地方能源主管部门协同监管配网和微网市场。

监管内容：市场力监测、信息披露、交易行为合规性、结算公平性、运行安全性。

（二）市场力防控·

建立发电企业/售电公司市场力评估指标体系（剩余供给指数、必须运行率等）。·

设置报价上限和下限，防止极端报价。

实施市场力缓解机制（如参考价格替代、自动减量等）。

（三）风险防控

建立电力市场风险预警指标体系（价格波动率、履约率、流动性指标等）。

设立市场风险准备金，用于应对极端价格波动和市场失灵。

对虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体实施履约保函管理制度。

十、分阶段实施路径

（一）第一阶段（2026-2035）：范式重构与市场基础建设期

1.阶段目标：初步建成覆盖主网的电能量和辅助服务市场体系，启动配网和微网市场试点。

2.核心任务：

（1）主网市场（牵头：）

2027年底前：省间现货市场常态化运行，覆盖所有省区。

2028年底前：省级现货市场实现全覆盖。

2030年底前：容量补偿机制全面实施；辅助服务市场扩展至爬坡、惯量等新品种。

2033年底前：省间-省内市场实现时序耦合，开展联合出清试点。

（2）配网市场（牵头：）

2028年底前：在20个试点县域启动配网分布式交易试点。

2030年底前：制定《配网电力市场运营规则》，明确配网“等效节点”参与主网市场的标准。

2033年底前：在全部省会城市配电网推广配网市场机制。

（3）微网市场（牵头：）

2028年底前：在100个微网示范项目中探索内部P2P交易机制。

2030年底前：发布《微网电力交易指南》。

（4）虚拟电厂（牵头：）

2028年底前：出台《虚拟电厂参与电力市场管理办法》。

2030年底前：各省至少建成一个省级虚拟电厂管理平台。

（二）第二阶段（2036-2045）：形态定型与市场深度适配期

1.阶段目标：省间-省内市场实现联合出清；容量补偿向容量市场过渡；配网市场规模化运行。

2.核心任务：

（1）主网市场：省间-省内市场联合出清全面运行；容量市场正式建立；输电权市场投入运行；绿电-碳市场形成联动机制。

（2）配网市场：配网分布式市场在全国地市级以上城区规模化运行；配网节点边际电价机制全面实施；虚拟电厂聚合容量达到最大负荷的15%以上。

（3）微网市场：微网P2P交易机制成熟；微网孤岛运行的市场规则建立。

（三）第三阶段（2046-2050）：全面成熟期

1.阶段目标：多层次市场全面融合运行；市场成为分层自治系统资源配置的决定性机制。

2.核心任务：

（1）“国家级/区域级—省级—配网级—微网级”市场体系全面协同运行。

（2）海量产消者（电动汽车、智慧建筑、可调负荷）常态化参与各类市场交易。

（3）市场机制与数字孪生、AI调度深度融合，实现智能化市场运营。

（4）电力市场与碳市场、绿证市场形成有机统一的绿色价值体系。

十一、保障措施

（一）法制保障

推动修订《电力法》，明确配电网和微电网的独立市场主体地位。

修订《电力市场监管办法》，将配网和微网市场纳入监管范畴。

出台《电力市场运行基本规则》配套细则。

（二）标准体系

制定《电力市场数据交互技术规范》，统一各层级市场信息交互标准。

制定《虚拟电厂并网及参与市场技术规范》。

制定《微电网电力交易系统技术规范》。

（三）基础设施建设

依托新型电力系统建设，同步部署电力市场技术支持系统。

建设国家级电力市场仿真验证平台，支持市场规则的前期验证。

推进电力市场数据中台建设，实现交易数据贯通共享。

（四）能力建设

加强电力市场专业人才培养，在高校增设电力市场相关课程。

定期开展电力市场运营机构人员培训。

建立电力市场第三方评估机制。

十二、结语

本方案是与《关于我国新型电力系统范式重构与分阶段建设实施方案（2026—2050年）》深度耦合的配套市场方案。方案的核心逻辑是：以物理分层为基础，构建三层协同的市场架构，使市场机制与“主网他组织+配微网自组织”的复合范式形成有机统一。

主网市场通过集中出清实现跨区资源配置和系统安全保障；配网市场通过聚合分布式资源实现区域平衡和灵活性价值发现；微网市场通过局域自治和点对点交易激发产消者活力。三层市场通过价格传导、信息交互和安全约束传递实现协同，最终形成“统一市场、分层运作、协同高效、开放包容”的电力市场新格局。

这一市场体系的建成，将为新型电力系统的安全、经济、高效运行提供根本性的制度保障，使电力市场真正成为分层自治系统中资源配置的决定性机制。

编制单位：联合课题组

日期：2026年5月