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，" ...

本报记者 杜雨萌 9月16日，国家能源局有关负责人就日前国家发展改革委、国家能源局发布的《关于印发<电力现货连续运行地区市场建设 指引>的通知》（以下简称《指引》）回答记者提问时称，下一步，国家发展改革委、国家能源局将密切关注电力现货连续运 行各地区电力市场建设情况，根据新形势、新要求动态修订《指引》，不断健全和完善电力市场相关政策，加快建设全国统一 电力市场体系。 例如，在电力市场体系建设方面，《指引》优化了现货市场交易机制，支持各地探索新能源全面入市、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；明确了辅助服务电力市场建设目标，鼓励各地结合现货市场建 设进程和现货市场模式，按需选择辅助服务交易品种、各品种开展次序；设计容量评估机制、鼓励各地建立容量补偿机制，以 市场化手段保障系统容量长期充裕。 "总体来看，《指引》明确了电能量、辅助服务、容量补偿的功能定位，完善了交易品种设置，理顺了时序、价格、结算 等方面的衔接关系，有助于进一步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，为我国 电力市场品种一体化设计作出科学指导，对于充分发挥市场作用、促进能 ...

每经AI快讯，9月15日，《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）》印 发。其中指出，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积极争取售电资质或与 优质售电公司合作等方式常态化参与电力现货交易，进一步挖掘车网互动资源灵活调节潜力，引导充电 运营商根据实际市场供求关系调整充电负荷起到精准削峰填谷作用。探索车网互动资源聚合参与辅助服 务市场。支持电网联合充换电运营商通过我市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，力争在2025年底前实现不少于10座场站聚合参与调频。探索车网互动资源聚合参与绿电 交易。研究设计车网互动资源聚合参与绿电交易的试点方案，推动我市充电运营商通过虚拟电厂平台参 与绿电交易试点，发挥广州市车网互动资源在促进绿电消纳方面的支撑作用，结合试点积极探索绿电交 易和绿证溯源机制，探索建立绿电交易与碳普惠机制建设衔接措施。 ...

电力政策专家分析会议 20250914 摘要 国家密集发布电力政策，旨在推动电力市场化和新型电力系统建设，包 括新能源就近消纳、新型储能规模化建设等，这些政策是对前期政策的 响应和延续，并非独立存在。 新型电力系统以负荷为核心，实现源网互动，具有清洁低碳、安全充裕、 经济高效、供需协同和灵活智能等特点，鼓励绿电直连、零碳园区、源 网荷储等新型经营主体发展。 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，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。 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（需承担输配电费等义务）、加快现货市场建设，预计 2025 年底 全国所有省份都将开设现货市场。 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，存储低价时段能源，在高价时段卖出，提高整 体收益，同时增加灵活资源以平衡风光发电竞争力。 Q&A 近期国家能源局和发改委发布了哪些关于电力电网和新能源的政策，这些政策 的主要内容是什么？ 2025 年 9 月 12 日，国家能源局和发改委联合发布了五个 ...

中国电力企业联合会监事长潘跃龙介绍，目前，甘肃已构建起"集中式+全电量优化""日前+实时"双轮驱 动的完整市场框架，是全国唯一用户侧"报量报价"的双边现货市场，与中长期、辅助服务、省间现货实 现有序衔接，为新能源高占比场景提供了可借鉴、可推广的系统性解决方案。 2021年5月，甘肃电力现货市场开始执行长周期结算试运行。自2021年启动试点以来，已有325家新能源 发电企业(其中风电企业156家、光伏企业169家)完成"报量报价"功能改造，占全省新能源装机容量的 98.5%。2024年，甘肃新能源发电达821亿千瓦时，占全省总发电量的35.8%，新能源发电量占比仅次于 青海，位列全国第二。 本报北京9月12日电(记者廖睿灵)近日，甘肃电力现货市场正式运行满一周年，这是继山西、广东、山 东之后全国第四个、西北地区第一个正式运行的省级电力现货市场。作为全国首批试点省份，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，打破了新能源保障性收购的传统模式。 ...

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]

市场架构与参与主体 - 甘肃电力现货市场采用集中式+全电量优化和日前+实时市场模式 实现7×24小时不间断运营 并与中长期市场 辅助服务市场有序衔接 省间与省内市场协调配合 [2] - 市场参与主体全面覆盖 发电侧563家 装机总容量7400万千瓦 用户侧454家 月均用电量近50亿千瓦时 占市场化用电量60% [2] - 用户报量报价参与机制为全国唯一 所有工商业用户 火电水电机组 新能源场站 储能全面入市 新能源成为电能量市场主力电源 [2] 价格机制与运行特征 - 日前市场平均价格0.242元/千瓦时 实时市场平均价格0.249元/千瓦时 价格波幅控制在合理区间且低于全国多数试点省份平均水平 [3] - 价格呈现时空分化特征：河西地区新能源装机规模大用电需求少 平均价格较河东地区低 分时呈现午间谷段深 早晚峰段高的两峰一谷特征 [3] - 冬季供需紧张时现货价格高 夏季新能源大发期价格低 负荷高峰时段平均价格0.32元/千瓦时较燃煤基准价上涨 [3][4] 新能源消纳与转型成效 - 新能源装机超过7400万千瓦 占全省电网总装机比重超65% 新能源发电量达660.4亿千瓦时 同比提升16.4% [6][7] - 通过省间省内市场协同助力新能源消纳90.8亿千瓦时 辅助调频增发新能源46亿千瓦时 新能源发电增量占总发电增量比例达66% [7] - 省内消纳电量从2020年日均1.8亿千瓦时提升至2024年3.2亿千瓦时 增长77.8% 新能源发电量连续3个月反超火电 [4][7] 系统调节与保供能力 - 价格信号激励煤电机组顶峰发电 增加顶峰能力70万千瓦 储能在现货市场中低谷充电高峰放电 上半年累计充电19.53亿千瓦时 [4] - 储能最大充电电力364万千瓦 最大放电电力391万千瓦 提升系统供电稳定性 煤电机组平均出力减至额定出力的33% [4][7] - 用户负荷曲线适应新能源发电特点 最大用电负荷由晚高峰18时转移至中午11时 削峰填谷负荷240万千瓦 [4] 市场机制创新 - 采用节点电价 分时电价机制体现电能时空价值 明确电网侧储能以独立主体参与实时市场 电源侧储能与新能源作为整体参与市场 [5] - 建立储能参与的调峰容量市场 允许新能源在实时市场实时修正超短期预测 创新开展新能源辅助调频控制模式 [5][6] - 中长期交易连续滚动开市 绿电优先上网成为常态 设置合理价格上下限防止极端价格 [5][6] 发展路径与优化方向 - 需提高市场运营监测水平 建立数字化监测分析工具 探索市场力检测与缓解工作机制 完善全流程风险防控规则 [8] - 健全市场运营规则体系 结合新能源入市完善中长期 现货市场中成本补偿 限价等规则 丰富辅助服务品种 [8] - 提升市场运营保障能力 完善技术支持系统备用方案 构建市场风险防控联动工作机制 [8]

公司业绩表现 - 2025年上半年实现归母净利润8.32亿元 同比增加32.93% [1] - 第二季度实现归母净利润4.58亿元 同比增加34.3% [1] - 调峰水电来水增加带动利润增长 [1] 抽水蓄能业务 - 公司抽水蓄能投产装机总规模达1028万千瓦 [1] - 全国抽水蓄能装机容量达6129万千瓦 其中新增装机283万千瓦 [1] - 电力现货市场逐步完善 公司有望通过参与现货市场增厚电量电费利润 [1] 新型储能发展 - 截至2025年6月底 公司新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时 [1] - 上半年新建3座电化学储能电站投产 包括云南文山丘北项目(200MW/400MWh) 海南临高项目(20MW/40MWh) 湖南中南水泥厂配储项目(5.1MW/14.7MWh) [1]

甘肃电力现货市场运行一周年核心成果 - 甘肃电力现货市场自2024年9月正式运行以来连续稳定运行52个月 成为全国连续结算运行时间最长的现货市场之一 也是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场 [1] - 市场机制实现新能源从政策驱动向市场驱动转变 全国首家实现新能源发电企业"报量报价"参与现货市场 [1] 新能源参与市场机制进展 - 325家新能源发电企业完成"报量报价"功能改造 覆盖全省新能源装机容量的98.5% 其中风电企业156家 光伏企业169家 [2] - 2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时 占新能源总发电量的84.4% 申报准确率达92.3% 较2023年提升8.7个百分点 [2] 新能源装机规模与结构 - 截至2025年4月底新能源装机规模达6720万千瓦 占全省总装机容量的64.7% 规模排名全国第二 其中风电3494.57万千瓦 光伏3536.89万千瓦 [2] - 新能源装机占比从2020年42%提升至2024年64.68% 四年间提升22.68个百分点 年均增长5.67% [2] 新能源发电效率与利用率 - 2024年新能源发电量821亿千瓦时 占全省总发电量35.8% 发电量占比位列全国第二 [3] - 风光综合利用小时数1450小时 较2020年1280小时提升13.3% 风光综合利用率达93% 较2020年89.2%提升3.8个百分点 高于全国平均水平8个百分点 [3] 节能减排效益 - 按火电煤耗310克标准煤/千瓦时计算 全年新能源发电替代标准煤2545万吨 减少二氧化碳排放6617万吨 [4] 电力系统优化与成本降低 - 现货市场价格信号引导最大用电负荷时段由晚间转移至午间 削峰填谷负荷约230万千瓦 [5] - 市场机制累计降低社会用电成本超15亿元 实现经济效益与社会效益双提升 [5] 绿电交易与绿证发展 - 截至2024年底省内绿电交易电量累计11.14亿千瓦时 参与电力用户超220家 涵盖大数据中心、电解铝等高耗能行业 [5] - 2024年省间绿电交易量11.06亿千瓦时 同比增长158% 覆盖陕西、重庆、江苏等省市 [5] - 2024年绿证核发2274.5万张 同比增长17倍 2025年1-4月绿证交易量559.65万张 其中省内用户购买272.83万张 同比增长9.49倍 [5] 储能市场建设与收益 - 新型储能累计装机442万千瓦/1141万千瓦时 规模跻身全国前十 [5] - 2024年储能参与现货市场交易电量9.76亿千瓦时 产生现货价差收益1.21亿元 平均价差0.2278元/千瓦时 [5] - 10家独立储能电站参与调频辅助服务 贡献调频里程1961万兆瓦 获得调频补偿1.77亿元 [5]