电力现货市场建设进展 - 截至今年8月，7个省级现货市场已正式转入运行，6个省级及南方区域现货市场开启连续结算试运行，省间现货市场同步正式运行，"统一市场，两级运作"框架基本成型 [1] - 国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系 [1] - 在今夏用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份 [1] 市场机制与新能源适配性 - 新能源装机迅猛扩张带来午间时段可能出现的"弃光"现象、晚高峰保供压力以及部分区域偶发的负电价等情况，反映出市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需优化 [1] - 现货市场负电价呈现'季节性、时段性'特征，成为高新能源渗透率地区的共性问题，过于频繁的负电价会扰乱市场预期 [2] 现货市场对新能源消纳的作用 - 今年前8个月，省间现货市场新能源成交电量达77.5亿千瓦时，占比36.5% [2] - 现货市场连续运行地区火电下调能力提升9个百分点，为风电、光伏腾出更多消纳空间 [2] - 通过市场化价格信号，浙江在迎峰度夏期间引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] 市场机制优化方向 - 需通过机制优化应对负电价问题，如合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性 [2] - 价差扩大需与容量机制协同推进，未来应构建"电能量市场+容量市场+辅助服务市场"的多层次体系 [3] - 多层次体系中，电能量市场通过中长期合约筑牢保供基础、分时价差激励短期调节，容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化品种以使灵活资源获得合理收益 [3]

9月初，江苏高电新能源科技有限公司负责电力交易业务的岳工(岳姓工程师)来到江苏开拓新的业务。 这是他从事电力交易业务的第六个省份。他来江苏的原因是自9月份起，江苏正式启动了电力现货市场 连续结算试运行。 岳工曾在发电厂做电力中长期市场交易，当时国内还没有电力交易现货市场。2021年4月，山西电力市 场开始中长期与现货交易配套、批发与零售联动的不间断结算试运行。作为省内最早一批从事电力交易 的人，岳工参与了市场上的各品种交易，逐渐理解了电力交易的本质。山西是国家首批八个电力现货市 场建设试点省份之一。 2024年3月，岳工来到甘肃省创业，参加甘肃电力市场的相关交易。甘肃也是首批八个电力现货市场建 设试点省份之一，同年9月5日，甘肃电力现货市场从试点转为正式运行。 在大量电力交易公司进入电力市场的背景下，江苏省的政策也出现调整。9月15日，江苏电力交易中心 印发《关于进一步规范电力零售市场开展"四心"服务工作的若干举措》，明确了售电公司与零售用户之 间关于价格的协定。比如在价格浮动套餐中，零售用户正价差分成比例不宜低于50%，负价差分摊比例 不宜高于50%。售电公司需要更多向用电企业分润。 岳工对江苏政策的收紧规 ...

水电装机容量 - 四川水电装机将历史性突破1亿千瓦 [1] - 建成投产全球水电单机容量最大、装机排名第二的白鹤滩水电站 [1] 清洁能源发展 - 加快推动水风光氢天然气等多能互补发展 [1] - 深化国家清洁能源示范省建设 [1] - 天然气年产量从432亿立方米跃升至562亿立方米 稳居全国第1位 [1] 能源基础设施 - 500千伏骨架网络线路超2.1万公里 在国网经营区居第1位 [1] - 500千伏变电站增至69座 [1] - 畅通川西北和攀西地区向负荷中心送电的大动脉 [1] 电力市场机制 - 创新建立燃煤火电与水电、新能源同台竞价机制 [2] - 加快构建四川电力现货市场新模式 [2] - 省内市场化交易电量累计突破万亿千瓦时 年均增速22% [2] 新型能源业态 - 建成省级虚拟电厂运营管理平台 [2] - 推动全省33座虚拟电厂加快提升聚合能力 [2] - 投产新型储能装机135万千瓦 [2] - 实施全国首批车网互动规模化应用试点项目 [2]

电力现货市场运行情况 - 山西电力现货市场全天96个现货电价波动非常大 最高电价达1.5元 最低出现0价 [1] - 电价波动幅度极大 最高价与最低价之间存在显著差异 [1] 公司机组改造成效 - 公司调峰机组经改造后实现高电价时段能带的起 低电价时段能压得下 [1] - 机组灵活性提升直接提高公司综合结算电价水平 [1]

新电改十年间，我国电力市场建设取得了令人瞩目的成就。然而，在这一历史性跨越过 程中，电力系统也面临着一些阶段性的挑战。随着新能源装机的迅猛扩张，午间时段可能出 现的 "弃光" 现象、晚高峰时期的保供压力，以及部分区域偶发的负电价等情况，反映出市 场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化。这些问题是发展中的问题，也是推动 电力市场向更高阶段迈进的重要契机，通过持续深化改革、完善市场规则、提升系统调节能 力，必将为电力行业的高质量发展注入新的动力。 在此背景下，2025电力市场秋季论坛于近日在杭州召开，600余位政府领导、高校学 者、行业专家及市场主体代表齐聚，围绕现货市场建设、新能源消纳等核心议题展开深度研 讨。会上，"加速现货市场全国全覆盖""促进新能源高质量发展"成为破解当前难题的核心共 识。 现货市场建设进入"攻坚期"，全国架构雏形显现 从试点探索到全面铺开，我国电力现货市场建设已迈入关键阶段。论坛披露的数据显 示，截至2025年8月，以及山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场已 正式转入运行；江苏、陕西等6个省级及南方区域现货市场开启连续结算试运行；省间现货 市场同步正式运行，" ...

电力现货市场建设政策指引 - 国家发改委和国家能源局发布《电力现货连续运行地区市场建设指引》 标志着电力市场建设进入常态化、规范化新阶段 为南方区域和全国其他地区电力市场建设提供方向指引 [1] - 政策文件为全国首个指导电力现货市场连续运行地区电力市场建设工作的政策文件 根据新形势、新要求将动态修订 以加快建设全国统一电力市场体系 [1] 电力市场建设进展 - 山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北和浙江七个现货市场已转入正式运行 南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行 [1] - 年底前其余省（区、市）现货市场将陆续转入连续结算试运行 现货市场将基本实现全覆盖 [1] 市场机制优化与创新 - 《指引》优化现货市场交易机制 支持新能源全面入市 鼓励虚拟电厂、智能微电网、储能等新型主体和用电侧主体"报量报价"参与竞争 [2] - 明确辅助服务电力市场建设目标 鼓励各地结合现货市场建设进程按需选择辅助服务交易品种和各品种开展次序 [2] - 设计容量评估机制 鼓励建立容量补偿机制 以市场化手段保障系统容量长期充裕 [2] 市场体系功能定位 - 《指引》明确电能量、辅助服务、容量补偿三大功能定位 完善交易品种设置 理顺时序、价格、结算等方面的衔接关系 [3] - 政策有助于发挥容量机制保障充裕性、现货市场价格"指南针"、辅助服务市场稳定调节器作用 为电力市场品种一体化设计提供科学指导 [3] 市场环境与监管创新 - 《指引》强调维护公平竞争市场秩序 打破地方保护和省间壁垒 常态化整治不当干预电力市场行为 [3] - 建议遏制不当市场干预行为 促进省内省外电源公平竞争 扩大市场优化配置电力资源的作用 [3] - 提出通过大数据、人工智能等技术追踪电力市场资金流和信息流 智能识别潜在市场操纵风险 提升监管效能 [3]

政策核心目标 - 广州市发布《广州市建设国家车网互动规模化应用试点城市工作方案（2025-2027年）》，旨在推动车网互动资源的规模化应用 [1] 电力市场参与 - 鼓励车网互动资源聚合参与电力现货市场，支持充电运营商通过获取售电资质或与售电公司合作的方式常态化参与交易 [1] - 引导充电运营商根据市场供求关系调整充电负荷，以起到精准削峰填谷的作用 [1] 辅助服务市场 - 支持电网联合充换电运营商通过虚拟电厂平台，开展大型充换电场站聚合参与广东省调频等辅助服务试点 [1] - 目标在2025年底前实现不少于10座场站聚合参与调频 [1] 绿色电力交易 - 探索车网互动资源聚合参与绿电交易，研究设计试点方案，推动充电运营商通过虚拟电厂平台参与绿电交易试点 [1] - 发挥车网互动资源在促进绿电消纳方面的支撑作用，并探索绿电交易、绿证溯源机制与碳普惠机制的衔接措施 [1]

涉及的行业或公司 * 电力行业 包括新能源发电（风电 光伏） 新型储能 电力市场建设 电网运营等细分领域[1][2][5] * 提及山东省的电力市场实践和项目案例[2][11][13][42][54] 核心观点和论据 政策框架与目标 * 国家能源局和发改委于2025年9月12日联合发布五个电力电网和新能源政策通知 涵盖电力现货市场 新能源就近消纳 新型储能规模化建设等内容[2] * 政策是对前期政策的响应和延续 并非独立存在 例如就近消纳价格机制是对绿电直连和零碳园区政策的回应[3][4] * 根本目标是构建新型电力系统 其特点为清洁低碳 安全充裕 经济高效 供需协同和灵活智能[1][6] * 新型电力系统以负荷为核心 实现源网互动 鼓励绿电直连 零碳园区 源网荷储等新型经营主体发展[1][5] 市场机制与建设 * 通过市场化手段保障各方收益 包括容量电价政策 鼓励新兴经营主体发展 加快现货市场建设[10][13] * 预计2025年底全国所有省份都将开设现货市场 目前已有7个省份正式运行 4个省份试运行[13] * 现货价格范围逐渐扩大 例如山东和浙江将地板价放宽至负8分或负2毛 为储能提供更大盈利空间[13] * 现货交易比例正在快速提升 目前约20%的交易通过现货市场进行 其余75%至80%通过中长期合同进行[33][36] * 未来中长期合同将分时段签约 与现货价格贴近 拉大价格差异以鼓励新型储能等盈利模式[36][37] 就近消纳与新型业态 * 就近消纳价格机制覆盖分布式光伏和大型风电竞价项目 鼓励通过便宜且清洁的新能源满足需求[1][7] * 未来趋势是自建送出线路并配置储能实现自我调峰 新业态占比将逐步提升[1][8] * 自发自用比例主要针对就地消纳类型 如绿电直连 零碳园区等 目前示范性项目数量较少[30] * 项目审批流程更加清晰 促进新能源就近消纳项目发展[29][31] 储能发展与应用 * 储能在新能源市场中发挥重要作用 通过市场化手段实现盈利 例如风光储联合参与现货市场[1][19] * 新型储能总装机2024年底预计达到74GW 2027年底将增至180GW 相当于增加约110GW[18] * 储能与新能源的配比不断提高 目前约为5.5%至6% 未来预计会进一步增加[20][21] * 储能项目收益模式包括容量电费收入和峰谷套利等方式 例如甘肃和宁夏出台了容量电价政策[23] 成本与收益分析 * 风电和光伏发电的度电成本基本在每度2毛钱以内 输配电费通常在每度1毛到2毛之间 平均约1.5毛[27] * 假设加上储能成本和线路成本 总用电成本约为每度4.5毛钱[27] * 山东省光伏机制电价定价为0.225元/度 低于预期 使得很多项目收益率较低[51][52] * 海上光伏项目在当前机制电价下经济可行性较低 投资成本需4.5元/瓦以上[53] 挑战与解决方案 * 大西北地区的大型新能源基地面临特高压输电线路建设滞后和电力外送能力不足的挑战[47][48] * 为解决新能源消纳问题 采取外送和就地消纳结合 加快推进特高压建设 发展风光制氢项目[49] * 建立新型业态需解决保障各方权益的问题 明确各方角色定位和利益分配[9] * 自建输变电线路和储能存在成本和风险 例如110千伏线路每公里投资约七八十万元 且只能向单一用户供电[17] 国际比较与影响 * 欧盟2026年起要求产品使用绿电 将推动绿证直连等物理确认机制发展[43] * 德国风电和光伏发电占比高达70% 其系统运行费用和用户最终支付的电价呈上升趋势[45] 其他重要内容 * 新能源在电网中的电力装机占比从2016年的16%提高到2024年的42% 目前超过45%[20] * 山东省调整光伏与风电比例 从3.2:1调整至2.6:1 给予94亿元激励 风电获得80多亿元 光伏仅获得12.9亿元[54] * 负电价产生的原因包括火力发电竞争启停成本高和带补贴的风光项目即使报负价仍可获得补贴[35] * 电网在光伏出力的情况下 容量电费仍按原负荷计算 输配电费并未因使用自发电而减少[16] * 未来其他省份的机制电价水平可能会高于山东 例如上海和广东由于经济实力较强且风光占比少 竞价结果可能更乐观[55]

电力现货市场建设 - 甘肃电力现货市场成为全国第四个、西北地区首个正式运行的省级电力现货市场 [1] - 市场构建"集中式+全电量优化"和"日前+实时"双轮驱动的完整框架 [1] - 市场为新能源高占比场景提供可借鉴、可推广的系统性解决方案 [1] 新能源参与机制 - 甘肃率先实现新能源发电企业"报量报价"参与电力现货市场 [1] - 共有325家新能源发电企业完成功能改造（风电156家、光伏169家） [1] - 改造企业占全省新能源装机容量的98.5% [1] 新能源发电规模 - 2024年甘肃新能源发电量达821亿千瓦时 [1] - 新能源发电量占全省总发电量的35.8% [1] - 新能源发电量占比位列全国第二 [1] 市场发展历程 - 甘肃电力现货市场于2021年5月开始长周期结算试运行 [1] - 自2021年启动试点以来持续推进市场建设 [1] - 市场是全国唯一用户侧"报量报价"的双边现货市场 [1]

电力供需形势 - 国家电网经营区用电负荷六创历史新高 最大负荷达12.35亿千瓦 较去年11.80亿千瓦极值增长5500万千瓦[1] - 江苏电网最高用电负荷5次突破历史极值 达1.56亿千瓦 较去年最高值同比增长6.12%[3] - 四川电网最高用电负荷冲上7419万千瓦 较去年最高值同比增长7.07%[6] 现货市场机制建设 - 现货市场通过实时价格信号灵敏反映电力供需形势 高峰时段电价激励发电企业优化燃煤配比提升机组顶峰出力能力[3] - 江苏电力现货市场启动连续结算试运行 发电侧参与现货出清企业达208家 累计总容量超1亿千瓦[3] - 省间现货交易实现精准跨区支援互济 今夏最大互济电力1432万千瓦 极端高温时驰援20余省份[7] 电源侧优化成效 - 山东60万千瓦以上机组非停率和受阻率实现"双零"[4] - 湖北火电受阻容量降至2% 较2024年同期下降约50%[4] - 安徽机组非停率为零 受阻率约0.2%达历史最好水平[4] - 西北配套电源内部互济电量超4亿千瓦时 保障直流送电100%履约[4] 跨区域电力调配 - 四川通过省间现货交易从上海江苏购入498万千瓦电力[6] - 迎峰度夏关键期争取上海福建等地最大送四川电力超800万千瓦[7] - 闽粤联网工程输送超20亿千瓦时电能至上海浙江安徽福建[7] - 省间电力现货交易成交均价0.77元/千瓦时 较省间中长期交易均价高105%[8] 需求侧响应机制 - 甘肃450家工业企业参与电力现货市场 负荷削峰填谷占比近10%[10] - 山东执行动态分时电价工商业用户达446万户 午间新能源消纳空间增加约583万千瓦[10] - 晚高峰转移用电负荷约225万千瓦 为单个企业最大节省电费1354万元[10] 新型市场主体参与 - 国家电网经营区内新型储能可调最大电力达65吉瓦 实时最大放电电力44.5吉瓦 较去年同期峰值增长55.7%[11] - 甘肃新型储能最大放电电力200万千瓦 放电电量约750万千瓦时[11] - 上海虚拟电厂实现百万千瓦规模调用 最大削峰达116万千瓦 占比全市总负荷超3%[11]