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 [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] 市场机制对新能源的引导作用 - 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] - 浙江通过市场化价格信号引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] 高比例新能源接入带来的挑战 - 新能源装机迅猛扩张伴随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 [1] - 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 [2] - 市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化 [1] 未来市场体系构建方向 - 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] - 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 [3] - 容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化调频、爬坡等品种，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益 [3] 机制优化建议 - 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 [3] - 需要持续深化改革、完善市场规则、提升系统调节能力 [1]

电力现货市场建设进展 - 截至今年8月 7个省级现货市场正式转入运行 包括山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江 [1] - 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 [1] - 国家电网经营区建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系 [1] 市场运行成效与挑战 - 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个省份缓解供电压力 [1] - 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] - 新能源装机扩张导致午间"弃光"现象、晚高峰保供压力及部分区域负电价等适配性问题 [1][2] 区域实践案例 - 浙江通过"5分钟滚动出清"等机制引导用户错峰300万千瓦 挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] - 负电价呈现季节性、时段性特征 成为高新能源渗透率地区共性问题 [2] 市场机制优化方向 - 需通过合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性应对负电价问题 [2] - 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] - 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 [3] - 容量市场保障长期供电能力 辅助服务市场细化调频爬坡等品种 [3]

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]

中国电力现货市场建设进展 - 中国电力现货市场建设在2024至2025年大幅提速，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北和浙江七省（区）现货市场已转入正式运行 [1] - 南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行，预计在2025年年底前其余省（区、市）现货市场也将陆续转入连续结算试运行，基本实现现货市场全覆盖 [1] - 截至2025年，省间现货市场与5家省级现货市场转入正式运行，8家进入连续结算试运行，13地开展试运行，年底前将实现现货结算试运行全覆盖，全国统一电力市场初步建成 [8] 江苏电力市场概况 - 江苏省全社会用电量巨大，2024年达8486亿千瓦时，在国家电网经营区中排名第一，全国市场中排名第二，全年外购电2000亿千瓦时 [3] - 江苏是国内最“缺电”的省份之一，省内作为市场基准价的煤电基准价较高，套利空间相对较大，是2025年实现盈利的优选省份 [3] - 2024年江苏月度电力集中竞价成交价均超过0.412元/千瓦时，2025年1至5月份在0.400元/千瓦时左右，而江苏国网代理购电价格长期在0.420元/千瓦时以上 [3] - 电力用户选择参与电力市场而非国网代理购电，以2024年均价计算可以省下0.01元/千瓦时 [3] 电力市场交易机制与特点 - 电力市场主要分为三类：电力现货市场（按分钟、小时、天结算）、电力中长期交易市场（按月、年结算）和电力辅助服务市场 [6] - 电力现货市场通过时间颗粒度更细的价格信号反映不同时段、地点的供需差异，引导发用两侧削峰填谷 [7] - 电力中长期市场作为保供稳价基础，通过连续运营、带曲线签约保障电力供需基本平衡 [7] - 相比2021年，当前的电力交易市场扩大了许多倍，业务也更多元、更复杂 [2] - 在电力现货市场中，市场主体所获得的利润和电量不一定成正比，更考验市场主体的交易水平 [4] 市场规则与政策调整 - 国家已形成以《电力市场运行基本规则》为核心，涵盖中长期、现货、辅助服务、信息披露等领域的“1+N”全国统一基础规则体系 [9] - 各地电力交易中心近期陆续发布政策文件，限制售电公司在批零价差上的无约束获利，例如江苏要求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% [4] - 预计限制售电公司无约束获利的政策未来会在各省份普及 [4] 市场面临的挑战与发展方向 - 全国统一电力市场建设仍存在卡点，各省/区域电力市场的市场框架、规则、交易品种等存在差距，需平衡统一规则与地方差异化需求 [10] - 省间交易市场存在“计划与市场双轨制”矛盾，跨省送电以“政府间框架协议”为主导，挤压市场化交易空间 [11] - 未来省间市场建设可从机制创新（如加强市场化输电权交易）、技术升级（如区域联合出清）和政策协同等方面着手 [11] - 随着市场建设完善，各类主体解读政策和参与市场竞争的能力都需要提高，传统火电企业和新能源企业的运营和收益方式将出现巨大变化，需要新的能力建设 [5]

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]

电力市场建设总体成就与挑战 - 新电改十年间电力市场建设取得瞩目成就，但面临新能源装机迅猛扩张带来的阶段性挑战，如午间“弃光”、晚高峰保供压力及部分区域负电价现象 [1] - 问题反映出市场机制与高比例新能源接入的适配性需优化，此为发展中的问题，也是推动市场向更高阶段迈进的重要契机 [1] - 2025电力市场秋季论坛汇聚600余位代表，形成“加速现货市场全国全覆盖”和“促进新能源高质量发展”的核心共识以破解当前难题 [1] 电力现货市场建设进展 - 电力现货市场建设进入关键阶段，截至2025年8月已有7个省级现货市场正式运行，6个省级及南方区域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 [2] - 国家电网经营区建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系，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17个省份 [2] - 现货市场对新能源消纳引导作用显现，2025年1-8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%，连续运行地区火电下调能力提升9个百分点 [3] 现货市场区域实践案例（浙江） - 浙江作为长三角首个正式运行的省级现货市场，通过“5分钟滚动出清”等机制，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 [3] - 浙江市场有效助力电力保供，2025年以来增加新能源消纳电量1亿千瓦时，相关收益提升3500万元 [3] 高比例新能源带来的挑战 - 2025年上半年全国新能源装机占比突破46%，西北部分区域新能源发电占比超70%，其间歇性和波动性问题日益突出 [4] - 高新能源渗透率地区出现季节性、时段性负电价，山东、山西等地冬春季午间负电价出现频率达11%-14%，甘肃等地板价出现频率超30% [5] - 传统电源调节能力逼近极限，现有现货市场设计多围绕火电特性，导致储能、虚拟电厂等灵活资源无法充分参与市场，调节能力缺口持续扩大 [5] 市场机制优化建议与共识 - “扩大现货峰谷价差”成为高频建议，测算显示若将浙江现货价格上限从1.2元/千瓦时调整至4.4元/千瓦时，可将发电侧投资回报年限缩短6年，且对用户侧影响较小 [5] - 应构建“电能量市场+容量市场+辅助服务市场”的多层次体系，通过中长期合约筑牢保供基础，容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场让灵活资源获得合理收益 [5] - 需建立“机制电价+市场化交易”双轨制保障新能源收益，推进“电碳协同”体现其环境价值，并通过分时电价引导电动车、工业负荷“午间充电、晚峰避峰” [5] 市场发展前景 - 扩大现货价差、完善多层次市场体系等举措将更精准地平衡“新能源消纳”与“电力安全保供”两大目标 [6] - 合理价差信号将为风电、光伏提供更稳定市场空间，推动清洁能源装机增长，同时激励储能、虚拟电厂等灵活资源规模化发展，缓解系统波动压力 [6]

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]