文章核心观点 国家能源局发布《指导意见》支持电力领域新型经营主体发展，广东和江苏因经济体量大、用电量高且面临能源转型压力，在支持新型经营主体发展方面有先行必要性和探索空间，广东可打造虚拟电厂市场化建设“广东样板”，江苏能提供绿电直供“江苏样板” [1] 政策背景 - 2024年11月国家能源局发布《指导意见》，落实能源法要求，强调发挥新型经营主体作用，提高电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全供应，还提出鼓励虚拟电厂和微电网模式等 [1] 广东情况 政策推动 - 2024年11月广东省能源局等联合印发方案，允许虚拟电厂参与多市场交易，有望成虚拟电厂参与电力市场交易样板 [2] 资源禀赋 - 广东是能源消费大省，本地资源禀赋弱，核电、抽蓄和气电装机规模全国第一，水能基本开发完，风电、光伏未大规模开发，海上风电利用不充分 [2] 经济发展 - 广东GDP总量常年全国第一，服务业发达，营商环境好，终端用户电价承受力高，经济韧性强，市场体系成熟，需求侧新兴主体多样，电力交易需求增长 [3] 电力系统建设 - 2019 - 2024年广东新能源装机占比从6%增至26%，最大电力负荷从1.12亿千瓦增至1.57亿千瓦，电力系统不确定性和波动性增加，分布式光伏等改变负荷分布，电网新能源消纳压力加大 [3] 电力市场建设 - 广东电力市场建设走在全国前列，现货市场突出，但需求响应交易发展不理想，2023年和2024年均未开展 [3] 发展建议 - 广东应继续探索，率先实现虚拟电厂常态化运行，参与需求响应要关注补贴资金可持续性和利益分配合理性，参与现货和辅助服务市场要挖掘局部和配网价格信号 [4] 江苏情况 政策推动 - 2025年2月江苏省发展改革委印发通知启动绿电直连供电试点，新模式可降低企业绿电成本等，支撑全省电力转型 [5] 资源禀赋 - 江苏地形平坦但可利用土地少，人口密度大，光伏发电发展受限，海上风能资源丰富但深远海风电面临技术和投资挑战 [5] 经济社会发展 - 江苏省GDP总量常年全国第二，经济发展均衡，园区是产业发展重要载体和外向型企业集聚地，绿电需求大，园区零碳化发展势在必行 [5] 电力系统运行 - 江苏新能源发电与负荷消纳逆向分布，电源侧调峰资源有限，辅助服务市场机制不完善，新能源消纳压力大 [6] 发展成果 - 2024年底江苏实施“三进工程”，2025年初启动绿电直连供电试点，2024年累计成交绿电127亿千瓦时，同比增长144% [6] 发展建议 - 江苏应推广绿电直供试点，推动园区零碳化，开展新型电力系统园区试点规划建设，统筹海上风电开发和输电通道建设，加强与电网沟通，理顺利益分配 [7]

文章核心观点 浙江电力市场自2015年电改以来稳步推进，形成特色服务型市场，2024年“绿保稳”成效显著，未来将持续发力健全服务型电力市场体系并力争现货市场正式运行 [1][6] 浙江电力市场发展历程 - 2017年9月争取到全国第一批电力现货交易试点并印发配套专项方案 [2] - 2019年9月浙江电力现货市场第一次（周）结算试运行完成，同年放开售电市场交易 [2] - 2021年配合完成全国首场绿电交易，正式放开除居民农业及保障性发电外的发用两侧电量入市并开展首次代理购电工作 [2] - 2024年重启现货市场交易，5月进入长周期结算试运行，11月印发“1 + 7”浙江电力市场规则体系，2025年1月转入双边现货市场结算试运行 [3] 2024年浙江电力市场现状 - 注册用户超13.7万家居国家电网公司系统首位，发电侧市场化电量5259.56亿千瓦时，覆盖率达87.56%，用电侧市场化电量3388.44亿千瓦时，覆盖全体工商业用电量的74.13% [3] - 全社会用电量6779.85亿千瓦时，同比增长9.49%，最大日外来受电量达4594万千瓦时，占最高日用电量的37.2% [4] - 新能源装机累计超5000万千瓦，装机占比达35%，累计上网电量310.74亿千瓦时 [4] 2024年浙江电力市场“绿保稳”成效 绿色发展 - 发布绿电绿证市场化交易工作细则，全年组织绿电交易32场，成交电量112.99亿千瓦时 [4] - 首创分布式绿电聚合交易，全省分布式新能源成交绿电电量23亿千瓦时，占国网经营区分布式绿电交易总成交量90%以上 [4] - 试点提供绿电消费核算服务，出具企业核算清单271份 [4] 电力保供 - 跨区跨省电力市场和省内电力市场协调运作确保电力供应和资源优化配置 [5] - 零售市场逐步成熟，基于“e - 交易”移动终端建设电商式零售平台，推动政府实行网格化工作机制 [5] 市场稳价 - 中长期市场年度电量占比高，电价区间可控，2024年年度零售交易用户平均价格下降约1.5分/千瓦时 [5] 未来发展方向 市场体系建设 - 依托数字手段，通过“市场机制建设、业态模式创新、服务质效提升”三维发力，健全服务型电力市场体系 [6] 数字技术创新应用 - 构建全场景交易仿真系统，通过百万级数据模拟推演，为市场规则优化和市场风险防控提供智能决策支持 [6] 新型电力系统建设 - 开展“三自一协同”创新实践，打造市场运行新范式，推进海宁新型电力系统市场机制试验示范工作 [6] 经营主体服务能级提升 - 提升数字化服务水平，推进“无感交易”理念，打造“阳光服务”品牌，深化交易平台功能建设，推进人工智能场景应用 [6] 现货市场运行 - 现货市场已连续结算试运行近一年，力争今年6月顺利转入正式运行 [6]

在国家"多层次统一电力市场体系"的建设要求下，山东电力市场率先在国内建成"中长期+现货+辅助服 务+零售"协同运行的全要素市场架构。 在中长期市场中，中长期市场按自然日连续运营，在国内率先实现"休假不休市"。打造5类中长期交易 品种，充分发挥市场"压舱石"作用。山东电力交易中心交易部主任周鹏说："各类经营主体可以通过签 订中长期合同，稳定市场预期，防范市场风险。2024年山东电力市场全年达成中长期交易电量3787亿千 瓦时，占市场化电量的90%。" 积极推进电力现货市场体系建设，初步建成"经营主体全、交易规模大、开放程度高"的省级双边电力现 货市场。山东电力现货市场采用集中式市场模式，峰谷价差最高达1.58元/千瓦时，能够充分引导发 电、用电行为合理调整。 面对新能源接入挑战，山东创新建立国内首个爬坡辅助服务市场，最大化展现调节资源价值，推动辅助 服务市场与电能市场的协调运作，为电网安全稳定运行和可再生能源消纳保驾护航。 "2024年，山东电力交易中心完成市场化电量4219亿千瓦时，同比增长5.8%。服务经营主体数量超过4 万家。绿电交易电量22.3亿千瓦时，同比增长37%。"3月26日，在山东电力交易中心有 ...

截至3月底，甘肃电力交易平台注册市场经营主体6569家，独立储能、负荷聚合商等新业态快速涌现， 多元主体竞争格局加速形成。 近年来，甘肃省深入贯彻落实国家能源战略，锚定"双碳"目标与全国统一电力市场体系建设要求，立足 新能源高占比的独特省情，全面推进电力市场体系优化升级。随着甘肃电力中长期市场连续运营创新突 破、现货市场正式运行、多品种交易协同发展，甘肃电力市场化规模、新能源参与范围及市场电量占比 位居全国前列，书写了能源绿色转型的生动实践。 市场体系全面升级 2024年9月5日，甘肃电力现货市场正式运行，成为国内第4家、国家电网系统第3家转入正式运行的省级 现货市场。这一里程碑事件标志着甘肃电力市场迈向成熟运营阶段，为全国新能源高占比地区电力市场 体系建设提供了重要参考。 目前，甘肃电力市场已形成"省间+省内"全覆盖、"中长期+现货+辅助服务"全体系协同的完整架构。 中长期市场实现年、月、日（D+3日滚动）连续运营，2024年省内中长期交易电量达1027.19亿千瓦 时，同比增长4.29%，其中D+3日滚动交易成交185.17万笔、电量216.58亿千瓦时，高频次交易支撑市场 主体灵活调整供需曲线。 现货市 ...

在山西电力交易大厅里，一场"春天的交易"正在进行——山西电力市场正式启动2025年3月至8月连续电 力交易，这是全国首次开展的中长期多月连续撮合交易，标志着山西电力市场化建设又实现重要突 破。"市场经营主体可提前6个月锁定电价，高频次博弈让价格发现更透明。"山西电力交易中心交易部 主任弓建华介绍，"截至目前，已累计成交电量达9.22亿千瓦时，291家市场参与主体申报31833笔，市 场流动性和活跃度显著提升。" 改革一子落，激活满池水。山西作为全国能源革命综合改革试点省份，在电力市场化改革浪潮中，先行 先试，成为全国首个正式运行的省级电力现货市场，也是连续运营时间最长、市场品种最全、交易活跃 度最高的省级电力市场。 破局从"政策分蛋糕"到"市场拼本事" "电力交易市场让我们学会从每分每秒抠效益。"中铝山西新材料有限公司副总经理闫建伟感慨。中铝山 西新材料有限公司是山西省第一家拥有"矿山—氧化铝—电解铝—铝加工"并配套自备发电机组的完整铝 产业链大型企业。这家年用电量60亿千瓦时的电解铝巨头在2024年通过中长期电力市场交易电量54.81 亿千瓦时。通过组建专业市场队伍，从每分每秒、一分一厘开始为企业节约购电成 ...

电力体制改革进展 - 广东电力市场实现从"价差传导"向"顺价联动"、从"只降不升"向"能升能降"、从现货"间断运行"向"连续运行"等根本性突破 [1] - 市场化交易电量由2016年的4396亿千瓦时增长至2024年的61762亿千瓦时，占全社会用电量比例由8%提升至68% [1] - 经营主体数量由2016年的007万家增加至2025年3月底的79万家，增长近112倍 [3] 市场参与主体 - 发电侧实现省内煤机、气机、核电及220千伏及以上新能源等各类电源全面进入市场，装机容量达164亿千瓦，占全省装机容量的735% [2] - 独立储能和抽水蓄能等新兴主体试点进入市场交易 [2] - 年用电量500万千瓦时及以上的10千伏及以上用户已全部进入市场参与交易 [2] - 售电侧共有341家售电公司参与市场交易 [2] 交易机制与价格 - 构建"批发+零售""中长期+现货+辅助服务"市场体系 [4] - 2016~2025年全年直接交易电量达24万亿千瓦时，其中九成由中长期交易覆盖 [4] - 现货市场价格在005~118元/千瓦时之间波动 [4] - 2024年度中长期交易价格为0449元/千瓦时，2025年度降至0392元/千瓦时 [4] - 2024年为工商业用户降低用电成本约355亿元 [4] 市场成效 - 2021年11月现货连续运行以来全省未发生错峰用电，发电机组非计划减出力容量长期保持在15%以内 [5] - 新能源交易电量超30亿千瓦时，消纳率达997% [5] - 2024年绿电交易电量675亿千瓦时，同比增加70% [5] 未来发展 - 将建立健全源网荷储充市场交易机制，推动分布式光伏、虚拟电厂、充电桩等进入市场 [6] - 重点解决海量代购用户入市难题，持续扩大市场规模 [6] - 推进代购优购用户分时参与偏差结算，健全容量补偿机制 [6]

河南能源高质量发展战略 - 河南省能源局系统搭建能源高质量发展"1+2+3"方案体系，明确新型能源体系与电力系统建设目标，涵盖新能源开发、煤电转型、电网升级等重点工作[4] - 源网荷储一体化已实施322个项目，总投资424亿元，光伏风电装机612万千瓦，建成后可消纳绿电1085亿千瓦时[4] - 2024年电力总装机达147亿千瓦（+7%），发电量3700亿千瓦时（+8%），油气管道突破1万公里，成功应对8124万千瓦峰值负荷[5] 能源科技创新与重大项目 - 国家级光伏储能实证平台落地河南，嵩山实验室研发敏捷电能分配器，龙子湖建成10千瓦级微电网验证系统[5] - 2024年能源投资突破千亿元，信阳五岳抽蓄首台机组投运，洛阳万基煤电全面投产，濮阳文23储气库竣工，西气东输三线河南段建成[6] - 1180万千瓦抽水蓄能电站纳入国家规划（规模全国第二），豫西新能源外送等6个电网项目纳规[6] 可再生能源与新兴领域 - 可再生能源装机达7532万千瓦，首次超越火电占比超50%，发电量超1000亿千瓦时[7] - 实施"千乡万村驭风行动"，推广"河南模式"，全国现场会在平顶山召开[8] - 新型储能装机300万千瓦（在建200万千瓦），发放省级奖补3000万元，氢燃料电池汽车新增1000辆，新建加氢站7座[6] 绿色转型与民生工程 - 推动煤电"三改联动"节能降耗，加快异质结太阳能电池产业化，郑州航空港区引入龙头企业[6][12] - 建设农村微电网，降低用电成本，推广光储充一体化停车场，激发新能源汽车消费[8] - 谋划疆电入豫第二通道、蒙电入豫等外引项目，形成多品种多方向能源输配格局[10][17] 未来产业布局 - 制定氢能"一廊一群"政策（郑汴洛濮氢走廊+郑州燃料电池汽车示范群），目标新型储能装机超600万千瓦[18] - 推进洛阳百万吨乙烯项目，开展绿电绿证交易，发展能源数据经济[17][18] - 加快敏捷电能分配器、长时液流电池等技术示范，推动异质结电池商业化应用[16]

助力我国能源转型 加快构建新一代煤电体系 持续提高新能源并网比例、推进新型电力系统建设，是减少二氧化碳排放的主要途径。到2023年3月 底，我国非化石能源发电装机占总装机容量首次突破50%，风电和太阳能发电量占比从2012年的2.1%提 升至2022年的13.4%。非化石能源消费量占一次能源消费比重从2012年的9.7%稳步提高至2022年的 17.5%。新能源具有波动性、间隙性、随机性，为应对新能源大比例接入带来的挑战，需要提高煤电灵 活性，也需进行新能源和储能的协同发展。间歇和不稳定的新能源可由大容量长时储能消纳，储能系统 的建设受到地质条件（压缩空气储能、抽水蓄能）、气候条件、安全性等多因素制约，在没有煤电协助 的条件下，没有哪种储能能够解决新能源消纳问题。燃气轮机机组灵活性好，对于天然气资源丰富的国 家，燃气轮机发电非常适合消纳新能源。然而，我国基本国情是"富煤贫油少气"，煤电角色需从提供基 本电力转变到灵活性电源支撑。《实施方案》指出对煤电机组升级改造、升级新建煤电机组指标体系、 研发新一代煤电技术，对于认识新一代煤电在构建新型电力系统中的作用，具有重要意义。 二、 探索优化的新一代煤电指标体系 经 ...

它像一位精通能源拼图的大师，把"碎片化"的风电、光伏、储能和可调节负荷巧妙组合，拼接成灵动的 电力画卷；又像电力市场的"超级中介"，赋予城市充电桩、数据中心备用电源等分散资源以商品属性， 把可调节的错峰电力变成真金白银。 虚拟电厂，作为电力系统的一种新业态新模式，正越来越受到政策和市场的关注。 4月11日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（以下简称 《指导意见》），明确提出加快提升虚拟电厂的发展规模和水平，健全支持虚拟电厂发展的政策和市场 体系，鼓励民营企业等各类社会资本结合自身优势参与投资、建设和运营。 随着国家对虚拟电厂主体经营地位的充分明确，未来虚拟电厂在新型电力系统建设中将大有可为，其千 亿级市场规模为民营经济打开了发展新空间。 从政策试点到市场化突围 虚拟电厂的本质，是能源的新质生产力。 此前，国家层面已将虚拟电厂纳入新型电力系统核心战略。近年来先后发布的《加快构建新型电力系统 行动方案（2024~2027年）》等文件，明确了虚拟电厂作为灵活性资源聚合平台的行业地位。 2024年，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》提出，鼓励虚拟电厂 ...

虚拟电厂近年来已成为能源转型的焦点，各类主体围绕顶层设计、市场模式、应用落地方面加快探索。 政策方面，国家层面近一年来出台的电力需求侧管理、电力市场、配电网发展、新型主体发展等相关政 策中均有条款提及虚拟电厂，涵盖其发展方向、功能作用、参与市场方式等多个方面；山西、宁夏、上 海、广东等省份根据当地虚拟电厂发展阶段和地方特色，出台了专项发展规划、管理办法，系统性推进 发展。市场方面，《电力市场注册基本规则》将虚拟电厂单列为一种新型经营主体，山西、广东发布了 虚拟电厂参与市场交易的细则，已基本明晰参与辅助服务市场、现货市场以及政策性需求响应三种收益 模式。实践方面，发电企业、电网企业、民营企业均在加速探索。 经过近几年的快速发展，虚拟电厂初具规模。在取得积极成效的同时，虚拟电厂的发展也面临一些挑 战：一是概念内涵尚未形成权威统一认识，暂无全局性、系统性的顶层设计。二是技术标准和建设运行 管理机制不健全，尚无法满足产业规范化、规模化发展需求。三是参与市场机制不健全，运营商获利空 间有限，产业健康发展延续性不强。四是虚拟电厂运营商缺乏支撑业务常态化高效运营的技术和商业模 式创新布局。因此，亟须通过国家级政策文件进行全 ...