扎西尼玛代表：

  您提出的关于加快推进西藏电力市场建设的建议收悉，经商国家发展改革委，现答复如下：

  一、关于加快规划内电网工程建设，实现物理维度上更加坚强的联络

  国家发展改革委、国家能源局高度重视西藏电网提档升级和电力外送通道规划建设工作，推动西藏电网高质量发展。一是推进完成青藏直流、川藏联网、藏中联网、阿里联网、川藏铁路配套供电等重大工程和新一轮农网改造升级、“三区三州”深度贫困地区电网建设等攻坚任务，建成以500千伏为主网架、各级电网协调发展的西藏统一电网，主网架覆盖范围不断扩大，电网供电能力和安全水平显著提升，用电保障人口和电源接入规模持续增加，并实现与川渝、西北地区联网，融入全国联网格局。二是推动加快西藏主电网延伸工程、青藏铁路电气化外电配套工程、藏中至昌都500千伏第二通道工程等规划内电网项目核准建设，持续加强对西藏地区使用中央资金电网项目的支持工作，促进西藏地区主网架结构进一步优化完善，更好保障城镇居民、重要负荷等用电需求和系统安全稳定运行。三是持续推进西藏电网对外通道规划建设，推动加快实施青藏直流二期扩建工程，将藏东南至粤港澳大湾区特高压直流工程纳入国家电力规划，并组织电网企业协同推进核准建设，不断加强西藏电网与其他区域电网互联互通水平。

  下一步，国家发展改革委、国家能源局将继续加强指导和协调工作，推进规划内的西藏电网工程加快建设落地，尽早发挥作用，并在“十五五”电力规划工作中，统筹开展西藏主网架加强完善、清洁能源基地外送等研究论证工作。

  二、关于扩展市场交易范围，建立常态化跨经营区交易机制

  推动跨电网常态化交易，实现市场设施高标准联通，促进电力资源在全国范围内自由流动和高效配置，是构建全国统一电力市场的必然要求。国家发展改革委、国家能源局积极推动跨电网常态化交易机制建设，目前已建立工作协调机制，国网、南网通过闽粤联网今年一季度广东送福建电量达6.54亿千瓦时，3月腾讯、巴斯夫、上海石化等上海用户与广西开展绿色交易电量5270万千瓦时；蒙西与国网已实现跨经营区常态化交易，预计全年电量达180亿千瓦时以上。西藏电网通过以签订政府间框架性协议的方式开展跨区中长期交易，近五年累计送出清洁能源电量105亿千瓦时，购电方涵盖华中、华北、华东、西北和川渝藏五大区域内北京、上海、陕西等17省市。积极争取省间外送通道，拓展现货、绿电等市场化交易，2024年首次开展枯水期跨区电力外送现货交易、5笔跨区发电权交易和2笔区内绿电交易，实现绿电交易量从省间百万级跨入区内千万级，有力促进西藏富余水电和新能源消纳。

  下一步，国家发展改革委、国家能源局将持续完善国网、南网、蒙西电网跨经营区常态化交易机制，推动电网间交易平台互联互通，促进电力资源在全国范围内优化配置。随着粤藏联网项目加快推进，西藏东南部清洁能源输送至粤港澳大湾区基础物理条件成熟后，推进西藏参与跨电网经营区交易，进一步提升西藏清洁能源消纳利用水平。

  三、关于创新市场交易机制，以市场化手段引导新能源健康发展

  国家发展改革委、国家能源局高度重视建设适应高比例新能源的电力市场，大力推动新能源高质量发展。2024年，委局联合印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号），提出按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，健全电力辅助服务费用传导机制。2025年，委局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2024〕136号），已明确风电、太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。针对分布式新能源参与市场存在的困难，2024年，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024）93号），鼓励通过虚拟电厂等聚合方式整体参与电力市场，充分激发各类新型经营主体调节潜力。

  国家能源局指导华中能源监管局、西藏自治区能源局加快推动西藏电力市场建设，2022年起连续三年制定中长期交易方案，实现全国省级电力中长期交易市场全覆盖。推动《西藏电力辅助服务管理实施细则》和《西藏电力并网运行管理实施细则》正式运行，实现我国电力辅助服务管理体系全覆盖。组建西藏电力市场管理委员会，填补全国电力市场管理体制空白。2023年以来，西藏电力市场化交易稳步实施，中长期交易实现跨越式增长，市场准入从110千伏逐步扩展到10千伏电力用户，用户参与数量从2023年的13家增加到2025年的114家，年度交易电量从6.9亿千瓦时增长到20亿千瓦时。

  下一步，国家发展改革委、国家能源局将加快落实新能源上网电价市场化改革，推动各地尽快制定配套政策，完善适应新能源特性的市场机制设计，健全新型经营主体市场参与方式。指导有关单位修订完善西藏中长期交易机制，持续扩大市场化电力交易规模，完善建立调峰辅助服务市场机制，进一步发挥水电等调节性资源作用，积极签订落实省间电力中长期交易协议，最大限度利用青藏直流、川藏交流等重要联网通道输电能力，不断扩大新能源外送消纳范围和规模，为更好推动西藏新能源高质量发展提供有力支撑。

  四、关于持续完善政策体系，推动全国统一电力市场建设

  近年来，国家发展改革委、国家能源局统筹推进全国统一电力市场建设，中长期市场全覆盖并实现常态开市，辅助服务市场和绿电市场实现全覆盖，市场化交易电量比重大幅提升，2024年全国市场化交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的63%。一是完善全国统一基础规则制度体系。先后出台《电力市场运行基本规则》和现货、辅助服务、市场注册、信息披露等5个基本规则，研究起草计量结算基本规则，组织修订电力中长期基本规则，为全国统一电力市场建设奠定制度基础。二是积极构建多层次电力市场。截至2025年6月底，已实现省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北6个地区的省内现货市场转入正式运行，19个地区开展结算试运行。南方区域电力市场开展连续结算试运行，启动长三角电力市场暨省市间电力互济交易。已建立16个省调峰辅助服务市场，15个省调频辅助服务市场，6个区域电网分别建立调峰、备用、调频等辅助服务市场。三是建立市场化电价形成机制。加强输配电价监管，健全输配电价机制和制度框架，按照“准许成本+合理收益”原则，完成三个监管周期输配电价核定。全面放开燃煤发电上网电价，推动新能源全面参与电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制，初步建立起“能涨能跌”的市场化电价机制。建立煤电容量电价机制，有效推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。建立代理购电制度，由电网企业代理6000万家中小工商业用户参与市场，通过市场化方式形成价格。

  下一步，国家发展改革委、国家能源局将完善输配电成本监审办法和操作规程，健全适应新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等灵活性资源参与的市场机制，促进各层次市场间在组织时序、交易品种、价格机制等方面有机协同，推动市场体现电能量、调节、容量、环境等多维价值，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场体系。

  感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。

  联系单位及电话：国家能源局市场监管司 010-81929583 

国家能源局

  2025年6月30日