建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场的重点任务，是高水平社会主义市场经济体制在能源领域的重大实践。 2014 年，中央财经领导小组第六次会议提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为深化电力体制改革提供了遵循。 2024 年，党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出要“聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，为我国统一电力市场建设发展指明了方向。 近年来，我国电力市场化改革成效显著，电力市场交易规模快速扩大，多层次电力市场体系建设有序推进，多元竞争主体格局初步形成，电力商品的多元价值属性进一步显现，电力市场监管体系更加健全，电力系统运行效率和资源配置效率不断提升。 “双碳”目标下，我国正在加快构建新型电力系统，风、光等新能源已成为新增装机主体，发电量占比逐年提高，电力系统的物理形态和运行特征正在发生深刻变化。同时，一次能源价格波动、用电负荷增长、气候变化等多重影响，对我国电力体制改革顶层设计、电力市场体系建设、电价机制完善以及科学监管等 提出了更高要求。 一、发展现状与问题挑战 (一)发展现状 近年来，我国电力市场建设成效显著，体制机制不断完善， 改革红利不断释放，资源配置进一步优化，电力市场在提升电力系统清洁低碳、安全高效水平方面的作用愈发明显。全国统 一电力市场建设为加快构建新型能源体系、支撑经济社会高质 量发展注入了新的活力和动力。 全国统一的电力市场规则体系基本建立。中共中央、国务 院部署新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推 进，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕 9 号)、《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752 号)、《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)等电力体制改革、电力市场 顶层设计政策文件相继出台。 《电力市场运行基本规则》(国家 发展改革委 2024 年第 20 号令)及《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889 号)、《电力现货市场基本规则(试行)》(发改能源规〔2023〕1217 号)、《电力市场信息披露基本规则》 (国能发监管〔2024〕9 号)、《电力市场注册基本规则》(国能发 监管规〔2024〕76 号)等基本规则陆续完成制修订，逐步构建起全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。 图 1-1 全国统一电力市场“1+N”基础规则体系 电力市场总体框架基本形成。目前，我国已初步形成“管 住中间、放开两头”的体制架构，基本建成“统一市场、协同 运作”的电力市场总体框架。电力市场在空间范围上覆盖省间、 省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内(旬、周、 多日)和日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅 助服务等交易品种。 市场间的协同运作水平不断提升，有效促 进了资源的大范围优化配置和能源清洁低碳转型。 电力市场运营服务基础逐步完备。目前，全国电网已经实 现了互联互通(除台湾地区外)，电网网架结构、配置能力全面 跨越提升，西电东送输电能力超过 3 亿千瓦，为能源资源大范 围配置提供了有力支撑。全国已建立 2 个区域性交易机构和 33个省(区、市)交易机构，并实现独立规范运行，各电力交易 机构依托电力交易平台开展相关业务，电力交易平台建设持续深化。 电力价格主要由市场决定的机制初步建立。国家通过深化 上网电价改革、开展输配电价成本监审、建立容量电价机制等方 式，不断完善电力价格形成机制，放开竞争性环节价格，科学反 映电力成本变化和电力商品多元价值，更加适应新型电力系统构 建要求。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》 (发改价格〔2021〕1439 号)要求燃煤发电和工商业用户全部进 入电力市场，建立了市场化的价格机制。目前，我国已形成跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网三级输配电价体系，输配电 价成本监审工作有序推进。《关于第三监管周期省级电网输配电 价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526 号)进一步完善市 场化环境下用户侧的电价构成和形成机制。《关于建立煤电容量 电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501 号)建立了容量电价 机制，实行煤电两部制电价政策，更加适应煤电向基础保障性和 系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标的实现。 电力市场规模持续增长。《关于进一步深化燃煤发电上网电 价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439 号)以及《关 于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价 格〔2021〕809 号)印发以来，我国发用电计划进一步放开，电 力市场交易规模不断扩大。 2023 年，全国各电力交易中心累计 组织完成市场交易电量 5.67 万亿千瓦时，同比增长 7.9%，占 全社会用电量比重为 61.4%，占售电量比重超过 75%。 市场规 模自 2016 年起，8 年增长了近 5 倍，全社会用电量市场化率 提高 40 个百分点。 全国跨省跨区市场化交易电量接近 1.2 万 亿千瓦时，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断 增强。 经营主体数量快速增长，市场开放度、活跃度大幅提升。 截至 2023 年底，全国电力市场累计注册经营主体 74.3 万家，同比增长 23.9%。其中，发电企业 3.3 万家，电力用户 70.6 万家， 售电公司 4074 家。各类经营主体市场参与度和技术能力不断提 升，电力市场活跃度进一步提高。 电力市场功能作用不断增强。电力中长期市场已在全国范 围内基本实现常态化运行，中长期交易规模持续增长，2023 年 全国中长期交易电量占市场交易电量比重的 90% 以上，中长 期合同履约率超过 96%，成交价格平稳，充分发挥了电力中 长期交易保供稳价的基础作用。 中长期市场在省间、省内全覆盖基础上正逐步转入连续运营，近 10 个省份已实现按工作日连续开市，省间多通道集中优化出清交易转正式运行，跨省跨 区交易方式更加灵活。 山西、广东、 山东、甘肃和省间电力现货市场陆续转入正式运行，蒙西、湖 北、浙江等试点持续开展连续结算试运行，南方区域电力市场 开展多轮结算试运行。各地区积极探索实践，电力现货市场建 设正从试点逐步走向全国。从各地现货市场运行情况来看，现货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力 供需水平，发用两侧主体主动响应价格信号，发挥了削峰填谷作用。 市场化交易的辅助服务品种不断 拓展，初步建立市场引导的辅助服务资源优化配置机制，形成以 调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场 体系，实现了市场对资源的优化配置，对保障电力系统安全稳定 运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极的作用。 部分地区积极推动辅助服务市场机制创新，积极探索辅助服务市 场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调 节资源等新型主体参与辅助服务市场，取得了良好效果。 电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展 需要，新能源入市节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化 交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%。部分大 型发电企业新能源参与市场比例已超过 50%。 积极构建绿电、绿证市场体系，印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专 章》(发改能源〔2024〕1123 号)、《可再生能源绿色电力证书核 发和交易规则》(国能发新能规〔2024〕67 号)，不断完善交易机 制，促进绿电、绿证交易规模不断扩大，2024 年上半年全国绿电 交易电量达到 1519.3 亿千瓦时，交易绿证 1.6 亿个。 电力市场监管体系日趋完善。着力推动全国统一电力市场 建设，持续加强电力市场顶层设计与市场监管体系建设，制修订《电力市场监管办法》(国家发展改革委 2024 年第 18 号令)、《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》(国家发展改革 委 2024 年第 15 号令)、《电网公平开放监管办法》(国能发监管 〔2021〕49 号)、《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》(国能发监管〔2023〕57 号)等文件， 进一步适应电力市场监管新形势。 强化电力市场监管工作，在持 续深化常规监管工作基础上，定期开展电力领域综合监管，针 对电力市场秩序、分布式光伏备案、调节性电源建设等重点问题 开展专项监管，严肃查处违法违规行为，维护公平竞争的市场秩序，保障市场成员合法权益。不断推进数字化监管能力建设，研 究建立电力市场数字化监管指标体系，部分省份已初步建立数 字化监管平台，监管效能进一步提升。 市场监督评价机制进一 步健全，逐步形成了市场成员自律和社会监督机制，市场管理 委员会作为独立于电力交易机构的自治性议事协调机制，在市 场监督、规范市场运作方面发挥了重要作用，与运营机构市场 监测、监管机构专业监管共同构成电力市场运行“三道防线”。 电力市场经营主体信用信息共享基本实现，信用评价体系进一 步完善并积极探索实践。 电力交易人才队伍建设加速推进。“电力交易员”作为新职 业正式纳入《国家职业分类大典》，《电力交易员国家职业标准》 正式发布，职业培训、认证、竞赛体系不断完善。中国电力企业联合会于 2023 年成功举办首届国家级电力交易员职业技能竞 赛，24 家参赛单位 75 支参赛队 225 名选手参加了此次决赛，通 过竞赛弘扬了工匠精神，带动了电力市场化人才队伍成长。 (二)问题挑战 从世界范围来看，我国的用电需求、发电装机规模、清洁 能源总量位居世界前列，国内各地经济发展水平、能源资源禀 赋、用电结构等差异很大，电力市场建设复杂程度高。伴随近 年来能源绿色转型加快和国际能源格局调整，低碳转型和保供 稳价的要求愈发凸显，全国统一电力市场建设面临着前所未有 的挑战。 多层次电力市场协同运行亟待进一步加强。我国已基本 形成了跨省跨区市场和省(区、市)/ 区域市场协同运作的 电力市场体系，但各省(区、市)/ 区域市场的市场框架、 市场规则、交易品种、平台建设、服务管理标准均存在较大 差异，市场间仍存在一定程度的交易壁垒，部分地区存在以 行政手段不当干预市场的问题。受新能源快速发展和供需形 势变化等因素影响，跨省跨区交易在交易价格、送受电曲 线等方面存在成交困难的情况，跨省跨区交易机制亟待进 一步健全。 电力市场功能和交易品种有待进一步丰富。中长期交易普 遍采用的年度月度定期开市、月内按需组织的模式，难以适应 新型电力系统下市场建设面临的新挑战，部分地区尚未开展中 长期分时交易与分时结算，难以实现中长期市场与现货市场的有效衔接。 全国现货市场建设快速推进过程中也面临各省市场 规则还需根据试运行情况不断迭代，省间、省内现货市场协同 运作有待进一步提升，发用双方共同参与的现货市场机制还需 完善等现实挑战。 电力辅助服务市场产品类型有待丰富、激励 效果有待提升、参与主体有待扩容、费用疏导机制有待完善， 亟需调整以满足新能源大规模接入下电力系统安全稳定运行 需求。 支撑新能源大规模发展和入市的政策机制仍需完善。随着 新能源持续快速发展，新能源消纳压力不断增大，适应新能源 出力波动性大、预测难度大特性的市场机制尚需完善，需要统 筹设计适应新能源特性的市场体系和交易机制，支撑高比例新 能源参与市场。此外，反映新能源环境价值的配套政策措施有 待完善，对用户消费可再生能源的引导作用不足，新能源的绿 色价值未充分体现。 提升系统充裕和灵活调节能力的市场机制需要创新。市场 经营主体参与辅助服务市场机制需要细化设计，亟需根据系统 需求及新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等经营主体特性进一 步完善辅助服务交易机制，引导各类主体释放调节潜力。用户 侧资源存在“数量庞大、非标准化”的特征，一定程度上影响 用户侧可调节资源的充分利用，用户侧可调节资源参与市场的 技术要求和市场设计有待完善。 电力零售市场亟待加快规范建设。当前我国零售市场整体处 于建设初期，各省电力零售市场在合同管理、平台建设、信息 服务、人员管理等方面存在差异，在实际运行中仍有多方面问 题亟待解决和规范。 电力市场风险防范机制和监管体系亟待健全。我国电力系 统结构庞大、体系复杂，随着电力市场化改革深入推进、新型 电力系统加快构建，市场环境发生深刻变化，风险防控难度快 速增长。面对可能出现的价格波动风险、经营主体履约风险、 市场失灵以及违法违规行为，需要建立健全相关机制，进一步 完善电力市场监管体系，采取有效措施辨识、分析、预警和处 置各类风险，采用现代化监管方式，定期开展市场评估，持续 提升监管效能，保障电力市场平稳运行。

1月10日，国家能源局发布《2025年能源监管工作要点》。 根据国家能源局工作部署，2025年将进一步推动电力市场建设、健全自然垄断环节监管，重点工作包括： （1）“十四五”能源规划贯彻落实情况监管和总结评估；（2）积极推动源网荷储参与能源保供，推动优化煤电容量电价机制，保障顶峰煤电机组合理收益；（3）加强对“沙戈荒”新能源基地建设进展情况监管，推动项目按期并网；（4）加强绿证、绿电和碳市场衔接，壮大培育绿证市场；（5）重点监管各类主体接入电网流程的规范性、增量配电网与电网互联；（6）持续推进各省现货市场建设，2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖；（7）研究制定进一步改革创新电力业务资质许可管理的一揽子意见举措，放宽电力业务许可豁免范围。 2025年能源监管工作的总体思路是：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实习近平总书记关于建设全国统一电力市场、健全自然垄断环节监管体制机制等重要论述，准确把握能源监管政治属性、人民属性、经济属性和社会属性，聚焦“四个监管”一体推进能源监管效能提升，切实做到敢于监管、科学监管、善用监管，为新时代能源高质量发展提供有力支撑。重点抓好以下工作。 一、围绕“国之大者”，加强能源安全保供监管 （一）完善监测预警会商联动机制。紧盯迎峰度夏、度冬和重大活动等关键节点，严格执行电力供需“日排查、周报告、月总结”机制，强化安全运行、市场交易、供电服务等环节监管，督促地方和有关能源企业落实保供主体责任。充分发挥数字化手段在能源供需监测中的作用，加强全国及重点地区用电、来水和燃料供应监测，强化与气象等有关部门会商联动，及时发现并报告影响能源保供的苗头性、倾向性、潜在性问题，确保能源供需平稳和安全生产形势稳定。 （二）全过程监管国家重大规划、政策和项目落实。开展“十四五”能源规划贯彻落实情况监管和总结评估，对各省（区、市）完成国家“十四五”能源规划主要目标、重点任务、重大工程情况进行监管。推广应用过程监管试点经验，探索建立辖区能源发展底数、能源规划政策执行情况、重大能源工程项目执行情况、能源保供落实成效等“四张清单”，加大对支撑性调节性电源、跨省跨区输电通道和灵活互济工程等开工建设监管力度，促进纳规项目如期建设投产。 （三）积极推动源网荷储参与能源保供。推动优化煤电容量电价机制，保障顶峰煤电机组合理收益。发挥电力市场资源优化配置作用，加强省间中长期合同履约监管，促进电力资源跨省互济，加大保供期间发电机组并网运行考核力度。在已开展现货市场的地区，推动用户侧主动参与系统调节，报量报价参与市场；在未开展现货市场的地区，开展分时段交易，有效引导用户侧削峰填谷。 二、围绕低碳转型，加强能源绿色发展监管 （四）强化新能源并网消纳监管。加强对“沙戈荒”新能源基地建设进展情况监管，推动项目按期并网。强化新能源送出工程建设情况监管，督促电网企业按要求回购新能源企业自建工程。指导开展电力系统调节能力优化专项行动，在华北、东北和西北地区开展电力系统调节能力规划建设和调用情况专项监管，重点监管调节能力建设方案编制情况、各类调节资源规划建设和调用情况等。加强新能源消纳利用率统计监管，提高电力系统对新能源的接纳、配置和调控能力。强化配电网建设改造情况监管，督促各地和电网企业按要求推进配电网高质量发展行动。 （五）深化传统能源转型保供监管。开展重点煤炭企业智能化建设专项监管，督促企业落实国家相关要求，推进国家级智能化示范煤矿建设，持续推动传统能源产业迭代升级，实现清洁能源产业培育壮大。开展油气行业重点任务专项工作，聚焦2025年度产供储销体系建设省内保供重点工程，加强监管协调，确保重点工程按期投产。 （六）高效推进绿证核发工作。制定绿证核发实施细则，分类别分阶段逐步开展绿证核销工作，按规定及时向社会公开绿证核发交易信息。持续迭代升级国家绿证核发交易系统，完善绿证省级账户及划转、核销、溯源等功能，组织做好存量常规水电绿证划转，探索与资质和信用信息系统的协调联动。建立完善与生态环境部门信息共享机制，加强绿证、绿电和碳市场衔接，壮大培育绿证市场，为新能源和各类新型主体参与市场交易提供良好政策环境，提高绿证国际认可度和影响力。 三、围绕公平公正，加强能源自然垄断环节监管 （七）健全自然垄断环节监管制度。深入学习《能源法》，构建与《能源法》相配套的监管规章制度体系。研究修订《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》，指导油气管网设施接入和使用。研究修订《油气管网设施公平开放监管办法》，进一步明确公平开放服务基本要求、申请与受理流程等内容。研究修订《电网公平开放监管办法》，进一步明确电源接入和电网互联要求，推动电网企业公平无歧视开放。总结应用穿透式监管试点经验，推动从源头上解决自然垄断环节监管难题。 （八）加强管网设施公平开放监管。开展电网公平开放专项监管，重点监管各类主体接入电网流程的规范性、增量配电网与电网互联、电网企业投资建设接网工程、信息公开与报送等情况，督促电网企业严格履行公平开放职责，规范开放服务行为。常态化抓好油气管网设施公平开放监管，对部分省级管网设施运营企业开展重点监管或问题整改“回头看”，进一步规范油气管网设施运营企业制度建设、设施服务、合同履约、信息报送等行为。 （九）探索开展跨部门协同监管。巩固拓展与相关部委协同监管机制，定期进行沟通会商，强化政策协同，加大能源领域市场成员基础数据、市场数据、行政处罚信息、典型案例等信息共享力度，提高信息资源利用率。适时围绕能源行业自然垄断环节、电力市场秩序等方面开展协同工作，有效提升监管执法影响力、震慑力。 四、围绕顶层设计，加强电力市场建设与监管 （十）健全基础规则制度。研究建立全国统一电力市场评价体系，推动各地电力市场建设统一规范、公正透明。制修订电力中长期交易、辅助服务市场和计量结算基本规则，完善中长期、现货、辅助服务交易机制，做好区域内省间交易与跨区交易、省内交易的有效衔接。加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推动绿色电力交易融入电力中长期交易。 （十一）优化市场机制功能。推动扩大跨省跨区电力市场化交易，加强余缺互济，充分发挥在能源保供、清洁能源消纳中的作用，支持满足条件的电力用户参与跨省跨区绿电交易。建立健全与京津冀、长三角、粤港澳大湾区等国家重大战略相适应的区域电力市场交易机制，推动南方区域现货市场长周期连续试运行，进一步扩大长三角电力市场交易规模，研究建立西北、华中等区域电力互济交易机制。持续推进各省现货市场建设，2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖。 （十二）加大市场监管力度。加快推进能源监管信息系统建设，深化电力市场数字化监管应用，完善电力市场监测系统指标，实现对电力市场的实时监测、风险预警和在线监管。持续开展电力市场秩序突出问题专项监管，加大对违反市场规则、交易机构独立性不强等问题的监管力度，切实维护良好市场秩序。常态化开展地方不当干预电力市场化交易行为整治，维护公平竞争的市场环境。 五、围绕风险防范，加强电力安全监管 （十三）完善安全监管制度机制。加快修订《电力安全事故应急处置和调查处理条例》和电力安全信息报送制度，完善电力安全监管政策法规和标准体系。编制《电力安全生产“十五五”行动计划》，明确“十五五”期间电力安全工作目标、主要任务和重点行动。推进关于加强电力安全治理、新能源和新型并网主体涉网等文件落实，加强县域大范围停电风险管控，推动大电网安全风险管控体系向配电网延伸，构建源网荷储共建共治共享的电力安全治理体系。 （十四）强化安全风险隐患排查整治。深入推进能源电力系统安全生产治本攻坚三年行动，加强重要输电通道、电力关键信息基础设施、新能源及新型主体涉网安全风险管控，完成重要能源基础设施安全风险评估，建立电力安全生产经验教训常态化分析总结机制，提升事故防控水平。坚持预防为主，强化重大、高频电力安全隐患排查整治，围绕电力安全治理、施工安全和质量管控等开展专项监管。 （十五）加强网络安全风险管控。研究修订电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范，完善电力监控系统安全防护政策体系。组织开展电力行业网络安全演习，推动网络安全靶场、漏洞库等基础设施建设。编制“十五五”能源关键信息基础设施安全规划，推动能源行业北斗应用。 （十六）提升电力应急和可靠性管理能力。加快推进国家级电力应急基地和研究中心、局电力应急指挥平台建设，与有关部门和地方加强电力应急救援协作，组织跨区域、多场景电力应急联合演练，开展电力行业防范应对台风、地震地质灾害专项研究，评估极端情形下电网独立运行和负荷保障能力，强化重要电力用户自备应急电源配置使用监督管理。做好电力可靠性管理和改革工作，加快研究可靠性管理体系建设，提升供电可靠性管理水平，为保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供有力支撑。 六、围绕监管为民，加强民生领域用能监管 （十七）提升“获得电力”服务水平。制定出台新一轮提升“获得电力”服务水平政策文件，不断深化“三零”“三省”服务，全力打造具有中国特色的现代化用电营商环境。常态化推进频繁停电治理，持续推动解决人民群众“急难愁盼”用电问题。按照职责分工持续做好电动自行车安全隐患全链条整治，切实督促指导各地和供电企业将接电服务要求落到实处。 （十八）加强民生用能服务保障。开展民生用电服务突出问题专项监管，重点对频繁停电整治成果进行“回头看”，并同步监管城乡居民用电报装、抢修复电等民生用电突出问题。重点围绕清洁取暖政策落实、能源供应保障等情况，开展北方地区清洁取暖专项监管。全面宣贯落实12398热线投诉举报处理制度，加强派出机构和能源企业工作人员业务培训，压实能源企业投诉处理主体责任，切实提升投诉举报工作效能。推动地方因地制宜做好非电网直供电小区等用电薄弱区域综合治理工作。 （十九）改革创新资质许可。研究制定进一步改革创新电力业务资质许可管理的一揽子意见举措，放宽电力业务许可豁免范围，支持新业态新模式多元化发展，健全持证主体权利义务，更好服务新型电力系统建设。完善电力业务资质许可制度，明确电力业务许可证延续及注销相关要求，压减承装（修、试）电力设施许可等级，进一步激发市场活力。选取部分重点地区开展电力业务许可专项监管，持续开展许可保持情况常态化监管，对派出机构资质许可工作质量实施监督，进一步提升许可管理效能和风险防控水平。 七、围绕依法行政，提升能源监管权威与影响力 （二十）深入开展综合监管。扎实做好2024年电力领域综合监管“后半篇文章”，分层分类做好监管约谈、责令整改、行政处罚等工作，形成监管闭环。继续选取6个有代表性的省份开展综合监管，突出规划政策落实、自然垄断环节监管、电力市场建设、民生用能保障等重大事项，强化监管工作深度，优化组织协调机制，进一步提升综合监管成效。 （二十一）提升行政执法质效。完善执法信息统计和通报机制，健全派出机构全员执法工作机制；注重案件线索归集，着力加强自然垄断环节和电力市场秩序领域执法力度，促进业务监管和行政执法工作同步深入、相互促进；规范执法行为，推进“长牙带刺”和包容审慎监管有机衔接，对于小微企业和轻微违法行为，鼓励推行柔性执法。 （二十二）加强执法成果运用。及时梳理总结监管执法成果，对职责范围内的事项，要依法采取责令改正、行政处罚、监管约谈等方式进行处理；加大典型问题通报力度，重点披露监管工作中发现的问题和典型案例，发挥社会舆论监督作用；对于发现的涉及体制机制调整等方面的深层次问题，要强化分析研究，研提改进措施，为政策制定和科学决策提供参考。 （二十三）巩固完善信用机制。着力推进能源行业信用体系建设，建立健全信用信息归集使用、信用评价制度，加强行业信用管理和企业信用监测。推进全国统一电力市场信用体系建设，探索开展市场经营主体信用评价及监管应用。全面归集共享行业信用信息，指导督促派出机构做好行政性信用信息归集和信用修复，夯实数据基础。依法公示披露信用信息，预警信用风险，服务行业监管和公众需求。持续开展公共信用综合评价，实施守信激励和失信约束，营造诚信市场环境。 八、围绕党建引领，提升干部队伍监管能力 （二十四）增强基层党组织政治功能和组织功能。严格执行“第一议题”制度，跟进学习习近平总书记最新重要指示批示和重要讲话精神。认真贯彻落实《中共中央办公厅关于中央和国家机关部门党组（党委）落实机关党建主体责任的意见》精神及局党组贯彻落实工作方案、《中共国家能源局党组关于进一步明确和落实京外单位党建工作责任的通知》要求，压实党建主体责任，不断深化“四强”党支部创建和“四好”党员选树，充分发挥党组织坚强战斗堡垒作用和党员先锋模范作用。 （二十五）提升监管干部履职尽责能力。严格履行选人用人政治责任，坚持党管干部原则，把好干部入口关，注重青年干部培养，不断改善监管干部队伍年龄和专业结构，切实把合适的干部放到合适的岗位，让想干事、会干事的干部能干事、干成事。聚焦供电服务、行政执法、行业监管等内容，分类分级开展培训。坚决纠治精神懈怠、担当不足、作风不实等问题，提高监管队伍的整体凝聚力和战斗力。坚持在实战中锻炼队伍，鼓励干部主动参加综合监管等急难险重任务，持续提升监管干部队伍政治素质和业务水平。 （二十六）纵深推进全面从严治党。巩固深化党纪学习教育成果，落实中央巡视整改要求，加大对高风险岗位干部、年轻干部、新提拔干部、编外人员等教育管理监督，经常性开展谈心谈话，严格规范党员网络言行。扎实开展局党组第三轮和第四轮巡视，强化巡视整改和成果运用。进一步完善“一表多图”廉政风险防控机制，严格执行与能源企业廉洁交往行为规范，管好用好能源监管权力，强化监督执纪，坚定不移惩治腐败，共同巩固发展风清气正、向上向好的政治生态。

今年是“十四五”规划收官之年，也是储能、氢能产业发展的关键之年。根据顶层规划，新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；氢能产业基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10万—20万吨/年。 作为新型电力系统的关键支撑技术，新型储能技术创新将继续朝着高安全、大容量、低成本、长寿命方向发展。今年，锂电600Ah+大电芯、大容量系统将从设计走向量产应用，构网型、全液冷、组串式、交直流一体、数智运维等技术渗透率有望加速提升。压缩空气储能、液流电池、飞轮储能、钠电储能等多元技术继续探索商业化应用，满足电力系统多场景应用需求。 经济性是产业规模化发展的关键因素。新型储能产业政策导向将由“建”转入更具体的“用”，各地将持续强化促进并网和调度运行的举措，建立健全市场交易和价格机制，保障新型储能合理高效利用，拓宽储能收益能力。 产业链竞争博弈走向纵深。去年，储能产业市场竞争异常激烈，电芯、系统中标价大幅腰斩。今年储能产品价格继续下行或维稳反弹，市场尚无一致观点。从国内看，央国企持续加码，部分跨界者无奈退出，市场形势暗流涌动；从国际视角看，新兴市场接棒增长，但地缘政治风险浮现，市场格局明晦交错。 新型储能市场格局仍存不确定性，但长期向好大势未变。确保电站安全性、提升利用率、扩宽盈利能力，把握出口机遇和应对供应链风险，是今年新型储能产业发展的“必答题”。 1月1日正式实施的《中华人民共和国能源法》将氢能纳入能源范围，明确国家积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。氢能产业发展热度提升，全年发展前景看好。 目前，氢能产业已形成长三角城市群、粤港澳大湾区城市群、京津冀城市群、山东半岛城市群和中西部重点地区集聚发展态势，各地结合自身资源禀赋，推动形成差异化、特色化的氢能产业发展格局，区域间竞合态势显著。而随着多地免征氢能车辆高速费，多省允许在化工园区外建设绿氢项目和制氢加氢站，供需两端齐发力给予氢能项目规模化发展增添“底气”。 当前，氢能产业正在跨越从示范验证、产业培育向市场驱动发展的关键拐点，攻克制输储用全链条中的关键技术瓶颈和降低氢能应用成本是重中之重。整体看，氢能关键材料与零部件国产化进程开启加速，电解槽产品持续迭代，向大容量、长寿命、低能耗方向演进；高压气态储运效率持续提高，固态、液态、有机液体等储运技术开展工程验证；纯氢与掺氢燃气管道运输有序开展；氢燃料电池汽车和加氢站规模有望持续增长势头，应用优势在矿山、港口、干线物流等固定运输场景逐渐显现。 乘势而上，蓄势而起。在政策和市场双重驱动下，氢能产业正驶入发展“快车道”。 

2024年11月8日，十四届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议表决通过了《中华人民共和国能源法》，自2025年1月1日起施行。能源法是能源领域基础性、统领性法律，集中阐述了我国能源工作大政方针、根本原则和制度体系，其颁布施行是我国能源法治体系建设的重要里程碑，为在法治轨道上推进能源高质量发展提供了坚实的保障。 PART01 深刻认识能源法出台的重大意义 能源是人类社会赖以生存和发展的重要物质基础，攸关国计民生和国家安全。制定能源法是深入贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想特别是习近平法治思想的重要成果，是全面贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重大举措，对于推动能源高质量发展、保障国家能源安全具有重要意义。 能源法是习近平法治思想在能源领域的生动实践。习近平总书记强调，“加强重点领域、新兴领域、涉外领域立法，提高立法质量，不断完善中国特色社会主义法律体系。”党的二十届三中全会《决定》提出，坚持以制度建设为主线，加强顶层设计、总体谋划，破立并举、先立后破，筑牢根本制度，完善基本制度，创新重要制度。出台能源法，搭建起能源法律体系的四梁八柱，是加强重点领域立法的重要举措，有利于加快构建以能源法为统领、以能源单行法为主干、以能源行政法规和规章为重要组成部分的能源法律制度体系，对保障能源安全、优化能源结构、提高能源利用效率等具有重大意义。 能源法是能源安全新战略上升为国家意志的集中体现。党的十八大以来，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为新时代能源发展指明了前进方向、提供了根本遵循。十年来，在能源安全新战略指引下，我国能源领域确立了一系列重要制度，能源供给保障能力全面提升，能源绿色低碳发展实现历史性突破，有力保障了经济社会高质量发展，支撑了美丽中国建设。出台能源法，将能源安全新战略指引下的能源改革发展实践经验上升为法律，能够更好地发挥法治固根本、稳预期、利长远的作用，加快推动国家能源战略和重大决策部署法治化、制度化，不断提升能源治理体系和治理能力现代化水平。 能源法将开启能源高质量发展与高水平安全的新格局。习近平总书记高度重视统筹发展和安全。在加快经济社会发展全面绿色转型、加快能源转型变革重要关口出台能源法，聚焦能源安全保供、绿色转型、创新引领、市场建设等方面完善法律制度设计、强化制度供给，全方位夯实能源发展和安全的法治根基，着力破除外部复杂环境、国内能源发展不平衡不充分带来的束缚藩篱，将为能源高质量发展与高水平安全保驾护航。 PART02 准确把握能源法的精神实质和核心要义 能源法坚持党对能源发展的全面领导，贯彻新发展理念和总体国家安全观，实施推动能源安全新战略，坚持立足国内、多元保障、节约优先、绿色发展，推动加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。 深入落实总体国家安全观，夯实能源安全保障制度基础。当前，面对国内外复杂严峻的风险挑战，强化能源安全保障迫在眉睫。能源法落实总体国家安全观要求，设立一系列能源供应保障制度，发挥煤炭的基础保障和系统调节作用，加大石油、天然气资源勘探开发力度，压实能源供应企业能源服务和保供责任，确保能源饭碗牢牢端在自己手里。针对能源供应不稳定、不确定、难预料因素增加以及极端天气、自然灾害多发频发等带来的挑战，设立能源储备和应急制度，科学合理确定能源储备的种类、规模和方式，建立和完善能源预测预警体系，提升安全风险防范与应急管控能力，切实保障能源安全稳定供给。 深入落实习近平生态文明思想，确立能源绿色低碳转型制度。我国产业结构偏重、能源结构偏煤，大力发展可再生能源，推动经济社会全面绿色转型，是破解能源资源环境约束的必然选择。在能源绿色供给方面，能源法明确支持优先开发利用可再生能源，设立非化石能源目标制度、可再生能源电力消纳保障制度，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，同时推进化石能源清洁高效利用。能源法提出加快构建新型电力系统，要求提高电网对可再生能源的接纳、配置和调控能力。在能源绿色消费方面，要求加快构建碳排放总量和强度双控制度体系，完善节能管理和政策措施，设立绿色能源消费促进机制等，引导各方积极参与绿色能源消费，推动形成绿色低碳生产生活方式。 深入落实以人民为中心的发展思想，强化民生用能制度保障。更好满足人民群众日益增长的美好生活用能需求、提升用能服务质量效率，是能源发展的出发点和落脚点。能源法坚持民生优先、共享发展，完善能源产供储销体系，全方位提升能源供给效能，确保用户享有稳定、清洁、可负担的能源供应，不断增强人民群众的获得感、幸福感、安全感。着眼于提升能源普遍服务水平，明确促进农村能源发展，完善城乡供能基础设施，解决好农村地区群众关心的生产生活用能问题，提高农村能源供应能力和服务水平，推动能源发展成果更多更好惠及广大人民群众。 深入落实新质生产力发展要求，健全能源科技创新制度。随着全球新一轮科技革命和产业变革深入推进，能源技术创新进入前所未有的密集活跃期。能源法明确加强能源科技创新顶层设计和统筹布局，提出建立以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研深度融合的能源科技创新体系，推动实现能源科技高水平自立自强。明确国家对能源科技创新平台建设、科技攻关、集成应用示范、人才培养等方面的支持，整合优化创新资源，加大创新制度供给，打造能源转型升级新增长点。 深入落实党中央构建全国统一大市场的决策部署，完善能源市场化发展制度体系。推动能源高质量发展必须坚持有效市场和有为政府相结合，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用。一方面，能源法确立能源市场公平竞争制度、完善能源价格形成机制，鼓励引导多元主体参与市场，着力破除市场壁垒、解决能源市场体系不完善等问题，推动构建统一开放、竞争有序的能源市场。另一方面，能源法注重加强政府引导与服务，明确能源主管部门职责，完善能源规划制度，加强自然垄断环节监管，构建新型监管机制，为各类经营主体营造稳定公平透明可预期的发展环境。 PART03 加强能源法学习宣传贯彻落实，为能源高质量发展提供坚强法治保障 法律的生命在于实施，法律的权威也在于实施。能源行业要认真做好能源法的学习宣传和贯彻实施，全面提升能源工作的法治化水平。 深入开展学习宣传。要丰富学习方式、创新宣传载体，通过各种形式组织学习能源法及相关制度规定，及时全面掌握精神实质与核心要义。能源系统各级领导干部要以身作则、以上率下，带头学习能源法，自觉做尊法学法守法用法的模范，发挥示范表率作用。要面向社会公众广泛开展能源普法宣传活动，在全社会营造浓厚氛围。 加快完善能源法律制度体系。要以能源法为统领，加快推进可再生能源法、煤炭法、电力法、石油储备条例等法律法规制修订，完善以能源法为统领的能源法律制度体系，进一步增强能源法律制度体系的系统性、整体性、协同性。各级能源主管部门要以能源法施行为契机，统筹推进能源领域法律制度的立改废释工作，及时制定、修订配套制度和政策，确保与能源法律法规有效衔接。 全面推进能源法的贯彻落实。能源行业要认真履行能源法规定的权利义务，把能源法确立的基本原则和重要制度贯穿到工作各领域各方面各环节。各级能源主管部门要认真落实能源法赋予的职责，严格按照法定职权和法定程序开展工作，严格规范、公正文明执法，不断提高运用法治思维和法治方式推动能源改革发展的能力和水平。能源系统要积极引导全社会履行好绿色用能、节约能源的义务，凝聚推动能源高质量发展的强大合力。（作者为国家能源局党组书记、局长） （转自《人民日报》）

中央经济工作会议12 月11日至12日在北京举行，会议提及九大重点任务。 1）统筹好总供给和总需求、培育新动能和更新旧动能的关系，因地制宜发展新质生产力。 2）以科技创新引领新质生产力发展，综合整治“内卷式”竞争。 3）发挥经济体制改革牵引作用，高质量完成国有企业改革深化提升行动，制定全国统一大市场建设指引。 4）推动高质量共建“一带一路”走深走实。 5）大力发展海洋经济。 6）协同推进降碳减污扩绿增长，加紧经济社会发展全面绿色转型。推动“三北”工程标志性战役取得重要成果，加快“沙戈荒”新能源基地建设。建立一批零碳园区，推动全国碳市场建设，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度。 反内卷政策可期，新能源新动能迈向新周期。中央坚定因地制宜发展新质生产力，加紧经济社会发展全面绿色转型，加快“沙戈荒”新能源基地建设。今年来习总书记多次强调“新质生产力本身就是绿色生产力，我国能源发展出路就是大力发展新能源”，于第十二次集体学习中亦提出“把能源技术及其关联产业培育成带动我国产业升级的新增长点，促进新质生产力发展”。 未来，新能源产业将加速“高技术、高效能、高质量”化发展，迈向新周期。虽然我国新能源面临需求放缓、内卷激烈、国际贸易壁垒措施日益增多的排战，但新质生产力利好政策不断，低空经济、固态电池、机器人等加速产业化，光储锂风主产业链价格及盈利底部信号明显，风电、光伏达成行业共识，价格内卷国归理性。 中央经济工作会议提出以科技创新引额新质生产力发展，综合整治“内卷式”竟争我们认为“内卷式”竞争成为政府和产业的共识，未来政策有望从能耗、税收、鼓励行业兼并重组等多种方式有序化解供需失衡、出清过剩产能，行业盈利将迎来修复。  风电：长期需求无忧，看好明年产业链量利齐升。中央经济工作会议强调大力发展海洋经济。海风是海洋经济重要代表，边际向好趋势明显。今年以来广东、江苏核心项目招标频繁，流程提速；河北、浙江、辽宁等十四五海风规划陆续获批，以广东、上海、海南等省份省管、国管的持续放量持续增强国内海上风电装机确定性。预计2025年陆风/海风有望装机达90-100GW/15-18GW，同比增长18.8%/83.3%（取中值）。 长期来看，分散式风电、风电机组升级改造恰逢大规模设备更新，有望为行业贡献新增长点。十五五期间受益新能源装机需求增长及结构占比提升，风电装机有望保持较快增长。受益于风机价格降幅放缓回归理性，技术路线转换降本，叠加供应链优化、大型化以及零部件降本，主机厂商海上及海外订单放量，25年益利有望持续修复，大兆瓦零部件结构性紧缺成迎来价格微涨 储能：坡长雪原，高成长性无虞。中央经济工作会议因地制宜发展新质生产力，加紧经济社会发展全面绿色转塑。新型储能被列为新质生产力的未来产业，是电新行业未来数年内增长潜力最大的环节，国内市场已蔚然成风，海外需求井喷，IEA预测全球储能新增装机有望从将从2023年的41GW增长至2030年210GW；累计装机2023年-2030年、2030年-2040年、2040年-2050年CAGR分别约为37%、10%、4%，景气度延续性极强，较长雪厚利好企业持续增长。 趋势上长时储能、构网型储能潜力大，海外需求多点开花，更高的盈利水平、竞壁垒驱使企业出海抢先机，新兴市场大有可为。  光伏：顾层高度重视，自律公约下供改有望加速推进。中央经济工作会议强调综合整治“内卷式”竞争，规范地方政府和企业行为，与此政治局会议强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争、强化市场优胜劣汰机制、畅通落后低效产能退出集适的提法致甚至加强，顶层对行业系统性调整的关键指示直接本轮供改执行力度。12月光伏年度大会业内 33家企业达成自律公约，产业共识逐渐稳固。 2024年是光伏行业经历阵痛、深度自省、走向合作共赢的改革之年，得益于顶层重税指导、企业自律共识，行业产能将得到有效控制此次供改或成为中国产业纾困的典型案例。若供需实现双向奔赴、快速平衡，有望在2025年上半年看到光伏行业重回上升。

12月5日，国家能源局公布了《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》。该文件致力于推动能源转型，助力新型电力系统构建；确立储能、虚拟电厂等新型经营主体的市场地位，焕发市场活力与创新驱动力；借助完善电力交易机制来提升资源配置效率，强化电力系统运行的稳定性与可靠性。 国家能源局清晰界定了新型经营主体的概念与范畴。依据文件规定，新型主体原则上无需申领电力业务许可证，且电网企业应为其提供接网服务；各地电力交易机构需为新型经营主体设定注册类别、简化流程，鼓励资源聚合类主体及其聚合资源集中办理注册事宜。 完善交易机制方面，要提升电力中长期交易的灵活性，有序拓展现货与辅助服务市场，并增强信息披露力度。构建调度运行管理协同机制，推动新型经营主体达成可观、可测、可调、可控状态，并明确各方权责界限。 一、电力新型经营主体分单一技术类、源聚合类两类 《意见》率先明确新型经营主体的概念与范围，此乃领会整个政策框架的根基所在。新型经营主体被定义为 “配电环节具备电力、电量调节能力且具备新技术特征、新运营模式的各类资源”。具体可划分为两类：其一为单一技术类主体，诸如分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源以及可调节负荷。这类主体具有显著特性，即单体规模较小、分布相对分散且数量颇为众多。在传统电力市场体系下，因自身规模与特性的限制，难以顺畅融入市场交易与系统调节环节。伴随新型电力系统建设进程的加速，分布式电源在能源结构中的占比持续上扬，源网荷储之间灵活互动的需求愈发紧迫，其参与市场的必要性与重要性日益彰显。其二是资源聚合类新型经营主体，主要涵盖虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网。虚拟电厂是运用数字化、智能化等前沿技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。智能微电网则是以新能源为主要电源、拥有一定智能调节与自平衡能力、既能独立运行又可与大电网联网运行的小型发配用电系统。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。 二、支持新型主体深度参与电力市场 1.明确新型主体拥有平等市场地位文件明确指出，激励新型经营主体平等参与电力市场。新型经营主体参与市场时与其他经营主体享有对等的市场地位，并依相关规定公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等关联费用，缴纳输配电价、系统运行费用以及政府性基金及附加等。这种平等且规范的费用分担机制有助于新型经营主体规避市场交易中的不合理待遇，保障市场交易的公正性与稳定性，推动各类主体在统一规则下开展良性竞争与合作。 2.优化接网服务与豁免电力许可证电网企业在新型经营主体的发展进程中肩负关键的基础性服务职责。《意见》规定 “电网企业应为新型经营主体提供高效的并（联）网或平台接入等服务”，此要求旨在破除新型经营主体接入电力网络的技术与服务阻碍，确保其能够顺利接入电力系统，实现电力的生产、传输与消纳。尤为引人瞩目的是，文件提出 “新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证，另有规定的除外”。这一政策豁免极大地降低了新型经营主体的市场准入门槛，削减了其前期筹备阶段的行政手续与成本投入，促使更多创新型企业与资源能够迅速投身电力市场竞争与合作，激发了电力领域的创新活力与市场竞争氛围。 3.优化市场注册策略各地电力交易机构在新型经营主体的市场注册环节发挥着核心作用。《意见》要求 “为新型经营主体设置注册类别，不得增设注册门槛，简化注册流程”。这一系列举措旨在降低新型经营主体进入市场的难度与成本，提升其市场注册的效率与便捷性。此外，“鼓励资源聚合类新型经营主体及其被聚合资源集中办理注册手续”，这不但有利于提升注册工作的协同性与管理效率，还有助于促进资源的整合与优化配置，推动资源聚合类主体的规模化发展。 4.完善电力交易机制完善路径《意见》表明，一方面要 “提升电力中长期交易的灵活性”，以便更好地契合新型经营主体的生产特性与市场需求变动，为其营造更为稳定且可预期的交易环境。另一方面，“有序扩大现货市场范围并完善辅助服务市场”，现货市场能够实时反映电力供需关系与价格信号，辅助服务市场则为新型经营主体开辟了除电能量交易之外的盈利途径，例如通过提供调峰、调频等辅助服务获取相应报酬。同时，“提高信息披露的及时性和准确性，并探索电力现货市场出清节点向更低电压等级延伸，推动电力市场价格信号以恰当方式向社会披露”。这些举措有助于新型经营主体更精准地把握市场动态，合理规划投资与生产运营策略，提升其在电力市场中的决策科学性与竞争力。 5.计量结算保障措施在计量结算层面，运营机构承担着重要的服务使命。《意见》规定 “按照新型经营主体参与的交易类型做好结算服务，资源聚合类新型经营主体暂由电网企业清分结算到户”，这一安排充分考量了资源聚合类主体的复杂性与特殊性，保障了结算资金的安全与精确分配，确保新型经营主体的经济利益能够得到切实保障，增强其参与市场交易的信心与积极性。 三、建立调度运行管理协同机制 新型经营主体若要有效融入电力系统运行，调度运行管理的协同配合至关重要。 《意见》提出各地需 “加快推动新型经营主体实现可观、可测、可调、可控”，此乃其参与电力系统调节与优化的基本前提。“鼓励调节容量 5 兆瓦及以上、满足相应技术指标要求的新型经营主体提供电能量和辅助服务，各地也可结合实际进一步降低调节容量要求”，这一政策彰显了对不同规模新型经营主体的包容性与灵活性，有利于深度挖掘各类新型经营主体的调节潜能。电网企业应 “协助新型经营主体按所提供服务需求接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，并明确双方权责边界，在突发情形下，新型经营主体及被聚合资源应接受电力调度机构统一指挥”。这种协同机制有助于保障电力系统在正常运行与应急状态下的安全稳定运行，达成新型经营主体与电力系统的有机融合与高效互动。 四、创新市场机制，拓展电力交易新空间 1.探索新能源直连机制创新《意见》提出 “探索建立新能源直连机制”，此乃极具前瞻性与创新性的举措。通过新能源直连，能够有效精简电力供应链，削减中间环节的能源损耗与成本增加。对于企业而言，可直接采购绿电，不但提升了绿电的采购效率与透明度，还有助于企业满足自身的绿色能源需求，提升其在全球供应链中的绿色形象与竞争力，进而推动全社会绿色能源消费意识的提升与绿色产业的发展，为实现 “碳中和” 目标提供强劲的市场机制支撑。 2.引入新型辅助服务品种《意见》倡导 “引入备用、爬坡等新型辅助服务品种”，这是对电力市场功能的关键拓展。在新型电力系统中，伴随可再生能源占比的持续攀升，电力系统的稳定性与可靠性面临全新挑战。备用、爬坡等辅助服务能够有效应对电力供需的快速变化与波动性，新型经营主体通过提供这些新型辅助服务，能够开拓新的盈利渠道，同时也有助于提升电力系统整体的安全性与稳定性，推动电力市场从单一的电能量交易迈向多元化的能源服务交易转型，促进电力市场的创新发展与升级。