湖南省电力市场新规核心观点 - 湖南省正式发布电力市场系列试行规则，涵盖电力中长期、现货、调频辅助服务、零售等多个市场类型，标志着省内电力市场体系进入规范化、精细化运行新阶段 [1] - 规则明确将储能企业、虚拟电厂、聚合商等新型主体纳入各市场参与范围，并详细规定了其参与方式、技术参数和价格机制，为新型主体参与市场交易提供了清晰的制度保障 [2][3] - 市场规则在技术参数上进行了精细化设定，例如调频辅助服务市场对不同电源类型的响应时间、申报价格区间、出清容量上限等均有明确要求，并相比征求意见稿有所调整 [5][6] - 规则注重市场间的衔接与协调，明确现货市场运行期间不再单独开展省内调峰交易，并规定独立新型储能需按日选择参与现货市场或调频辅助服务市场，不可同时参与 [8][9] 市场参与主体 - 电力中长期市场参与主体包括储能企业、聚合商、虚拟电厂和智能微电网等 [2] - 电力现货市场参与主体包括独立新型储能和虚拟电厂等 [2] - 电力调频辅助服务市场参与主体包括火储联合、独立储能、虚拟电厂等 [2] 电力中长期市场交易内容 - 交易价格在"分时段交易基准价+上下浮动"范围内形成 [3] - 鼓励市场成员主动参与调峰 [3] 电力现货市场交易内容 - 对独立新型储能的准入规模要求为不小于5兆瓦/10兆瓦时 [3] - 独立新型储能按日自主选择以报量不报价方式参与市场，其充放电结算价格采用所在节点日前市场每小时的平均节点电价 [3] - 虚拟电厂同样以报量不报价方式参与，其结算价格采用日前市场统一结算点电价 [3] 电力调频辅助服务市场交易内容 - 对不同机组的考核响应时间有明确要求：燃煤、火储、燃气机组为60秒，水电机组为20秒，储能机组为5秒 [5] - 电网侧独立储能调频容量要求不小于10兆瓦，持续时间不低于1小时 [5] - 调频里程价格申报区间设定在4-15元/兆瓦 [5] - 调频单元出清容量上限设定为10兆瓦 [5] - 储能中标容量占总需求比例上限设定为40% [5] - 相比6月征求意见稿，调频单元出清容量上限从15兆瓦调整至10兆瓦，调频里程价格申报下限从3元/兆瓦调整至4元/兆瓦 [5] - 规则设定了详细的调频性能指标参数，如调节速率权重系数0.4、响应时间权重系数0.3、调节精度权重系数0.3、综合调频性能指标准入门槛Kd为0.3等 [6] 市场衔接机制 - 现货市场运行期间，不再单独开展省内调峰辅助服务交易 [9] - 现阶段，调频辅助服务市场与现货市场采用单独出清的方式运行 [9] - 独立新型储能必须且仅能按日选择参与现货市场或调频辅助服务市场中的一项 [9] 调峰辅助服务市场 - 湖南省内调峰辅助服务市场价格上限设定为不高于省内平价新能源项目上网电价450元/兆瓦时 [10] - 火电调峰报价实行分档限额：第四档（负荷率30%-35%）报价限额为400元/兆瓦时，第五档（负荷率<30%）报价限额为450元/兆瓦时 [11] - 新型储能的调峰报价限额为450元/兆瓦时 [11] - 负荷侧经营主体报价限额设定在100元/兆瓦时至260元/兆瓦时之间 [11] - 该细则自发布之日起实施，并同时废止了此前的相关试行细则 [10]

电力现货市场建设进展 - 2025年在政策推动和市场需求双重动力下国内电力现货市场建设大幅提升 [1][10] - 2024-2025年山西广东山东甘肃蒙西湖北浙江七省区现货市场转入正式运行南方区域市场和八省现货市场转入连续结算试运行 [2] - 2025年底前其余省区市现货市场将陆续转入连续结算试运行预计现货市场基本实现全覆盖 [2] 江苏电力市场现状 - 2024年江苏全社会用电量达8486亿千瓦时在国家电网经营区排名第一全国排名第二全年外购电2000亿千瓦时 [7] - 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 [7] - 江苏国网代理购电价格长期在0.420元/千瓦时以上高于电力市场价格选择参与市场可省0.01元/千瓦时 [7] 市场结构与交易机制 - 电力市场分为现货市场中长期交易市场和辅助服务市场现货市场按分钟小时天结算中长期按月年结算 [10] - 日滚动交易是最短周期中长期交易类似电力期货交易市场主体通过预测价格和发用电量赚取差价 [6] - 省间市场以资源配置型为主省级市场以电力平衡型为主目前5家省级现货市场正式运行8家进入连续结算试运行 [12] 政策与规则体系 - 国家形成以电力市场运行基本规则为核心的1+N全国统一基础规则体系涵盖中长期现货辅助服务信息披露等领域 [14] - 江苏电力交易中心规范零售市场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% [8] - 各省份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预计这类政策将在各省普及 [8] 市场挑战与发展方向 - 省间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 [17] - 各省区域电力市场的框架规则交易品种存在差距需平衡统一规则与地方差异化需求 [16] - 建议加强市场化输电权交易建立跨省调节性资源市场采取区域联合出清探索绿色金融工具 [17] 市场主体能力要求 - 电力现货市场中利润与电量不一定成正比更考验市场主体交易水平 [7] - 各类主体需提高解读政策和参与市场竞争的能力才能获得理想收益 [8] - 传统火电企业和新能源企业在现货市场推开过程中运营和收益方式将出现巨大变化需要新的能力建设 [8]

全国统一电力市场建设进展 - 今年是全国统一电力市场初步建成的关键之年，跨电网经营区交易、跨省跨区交易、区内省间互济交易机制已初步建立并运转良好 [2] - 省级现货市场连续运行、中长期市场带曲线连续运营将在年内实现“全覆盖”，辅助服务市场与容量补偿机制持续完善 [2] - 新型电力系统加速构建，新能源全面入市等新形势将对电力市场建设产生深远影响 [2] 电力中长期市场定位与优化 - 文件夯实电力中长期市场“压舱石”定位，推动其更好发挥保供稳价作用 [3] - 在长周期方面，允许新能源、核电和用户签订多年期协议，并结合外部变化动态调整中长期比例限制，以形成引导长期投资的价格信号，稳定市场预期 [3] - 在短周期方面，加快推动中长期交易分时段组织与D-2连续开市，引导经营主体根据短时系统供需变化灵活调整交易行为，同时推动煤电中长期限价向现货市场限价贴近，实现市场协同 [3] 电力现货市场机制完善 - 文件完善现货市场运营机制，健全体现调节价值的竞价方式，考虑新能源电价改革政策影响，区分是否开展日前交易地区的运营方式 [4] - 对于开展日前交易的地区，以发用两侧经营主体自主申报的量价信息出清和结算，通过日前价格信号激励用户参与系统调节 [4] - 鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点、分区电价申报及结算，支持“电源+储能”作为联合报价主体参与市场 [4] 辅助服务市场深化建设 - 文件持续丰富爬坡辅助服务等交易品种，扩大储能、可调节负荷等新型主体参与范围，合理分摊辅助服务成本，以提升系统调节能力 [5] - 推动调频、备用市场与电能量市场联合出清，通过中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，实现市场价格真实反映电能成本及平衡调节成本，引导新能源合理承担自身平衡责任 [5] 容量补偿与市场机制设计 - 文件提出建立发电机组可靠容量评估机制，通过综合考虑机组类型、出力特性、厂用电率等因素，对各类电源的容量系数进行差异化评估，实现对调节资源的精准“定价” [6] - 支持各地探索容量电价市场化形成方式，建立适应我国电力市场建设情况的容量市场，服务煤电机组等灵活性资源定位转型，保障国家中长期能源安全 [6] 电力零售市场规范与透明化 - 文件围绕事前、事中、事后三个阶段对零售市场机制建设提出新要求，在交易前建立零售套餐价格事前估算机制，降低用户试错成本 [7][8] - 在交易中鼓励售电公司和零售用户签订分时套餐，促进批发市场价格信号有效传导，引导用户合理规划用能时间 [8] - 在交易后要求市场运营机构定期发布市场均价信息，鼓励提供信息推送、供用电账单分析等服务，以破除信息壁垒、提升市场透明度 [8] 市场干预与处置机制完善 - 文件从市场力监测管控和电力市场干预两大核心方面提出举措，要求结合机组报价一致性、发售一体报价关联性等多维度建立监管机制，常态化开展市场力评估监测 [9] - 在电力市场干预方面，要求明确市场干预与处置的启动条件、实施主体和处置流程，做好全流程闭环管控，让市场干预工作有章可循 [9] 下一步工作计划 - 北京电力交易中心将在国家主管部门指导下，扎实推动建设指引要求落地实施，在初步建成全国统一电力市场的基础上，持续提升市场建设运营水平 [10]

电力现货市场建设背景与进展 - 电力现货市场建设实现重大突破 山西 广东 山东 甘肃 蒙西 湖北和浙江七省区现货市场转入正式运行 南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行 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 现货市场将基本实现全覆盖[3] - 电力市场优化资源配置 促进新能源消纳利用 保障电力供应安全的作用进一步显现[3] - 为深化能源体制改革 建设全国统一电力市场 国家发展改革委和国家能源局组织编制《电力现货连续运行地区市场建设指引》[3] 《指引》适用范围与编制原则 - 《指引》适用于电力现货市场已转入正式运行和连续结算试运行的省区市电力市场 其他地区可参考借鉴[4] - 编制坚持市场主导 因地制宜 统筹有序 安全可靠基本原则 聚焦省电力市场建设中的重点和共性问题[4] - 从引导规范 鼓励推广 前瞻探索三个方面对各地市场建设分类指导 对成熟举措复制推广 对试点举措鼓励借鉴 对深层次问题鼓励先行先试[4] 市场机制一体化设计 - 优化现货交易机制 提出新能源全面入市下的现货市场机制优化方向 完善各类市场经营主体参与现货市场机制[5] - 加快完善中长期交易机制 动态调整中长期交易签约比例 实现较短时间尺度中长期与现货限价范围贴近[5] - 健全电力辅助服务市场体系 完善调频辅助服务市场 探索建立备用 爬坡辅助服务市场 扩大参与辅助服务市场主体范围[5] - 研究建立基于可靠容量的补偿机制 建立可靠容量的评估机制和补偿机制 条件成熟时探索建立容量市场[5] - 打造规范透明的零售市场 丰富零售市场交易方式 促进批发与零售市场价格传导 提升零售市场透明度[5] 市场规范运营机制 - 完善市场干预与处置机制 建立电力市场力监测与管控机制 规范电力市场干预机制[6] - 持续提升市场运营能力 完善电力市场信息披露机制 加强市场运营业务流程标准化管理 提升市场技术支持系统水平[6] - 强化电力市场秩序监管 维护公平竞争市场秩序 营造良好外部环境并加强监管方式创新[6] - 强化组织保障 明确地方主管部门 派出机构 市场运营机构组织保障要求[6] 核心制度设计创新 - 推动各类交易品种一体化设计 对中长期 现货 辅助服务 容量等交易品种进行一体化设计 完善中长期交易机制 增加辅助服务交易品种 研究建立可靠容量补偿机制[8] - 促进中长期与现货 电能量与辅助服务 电能量与容量 批发与零售等市场机制有效衔接[8] - 推动各类经营主体同台竞争 坚持技术中立原则 以全面参与市场竞争为目标设计市场机制[8] - 适应新能源全面入市要求 提出日前市场交易组织优化方向 通过用户侧主体和新型经营主体报量报价参与现货市场 激发用户侧参与市场意愿 激活用电侧调节潜力[8] - 支持具备灵活调节能力的主体参与辅助服务市场 提升新型电力系统调节能力[8] - 完善市场干预与处置机制 建立电力市场力监测与管控机制 细化市场力的监测要素 监测指标 管控措施等内容[9] 政策实施与后续计划 - 国家发展改革委 国家能源局将做好《指引》宣传解读工作 指导电力现货市场连续运行地区有关部门和能源监管机构持续推进电力市场建设[10] - 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》 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[10]

电力中长期市场基本规则核心观点 - 建立全国统一电力市场体系 促进跨省跨区交易与省内交易耦合衔接 推动电力市场互联互通[1][26] - 明确新型经营主体市场地位 包括储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等 享有平等权利并公平承担费用[2][4][29] - 构建市场化价格形成机制 除政府定价外全部通过市场化方式形成 绿电交易价格由电能量价格和环境价值组成[8][40] 市场成员结构 - 新型经营主体分为单一技术类（分布式电源、储能等）和资源聚合类（虚拟电厂、智能微电网）两类[3][39] - 独立储能按放电/充电时段分别以发电企业/电力用户身份参与交易[5][30] - 同一聚合资源同期只能与一家虚拟电厂或负荷聚合商签约 上下网电量需区分结算不得抵消[6][32] 交易机制设计 - 交易品种覆盖数年、年度、月度、月内等周期 采用集中交易和双边协商两种方式[34][35] - 绿电交易确保发电企业与用户一一对应 实现环境价值可追溯[59][60] - 建立按日连续运营机制 交易平台需具备冗余配置和异常监控能力[47][80][95] 价格形成机制 - 合同电价可选择固定价格或与煤电价格指数、现货均价联动[9][41] - 直接参与市场主体通过中长期交易形成分时电价 代理购电用户由政府优化峰谷时段和浮动比例[9][42] - 设置申报价格和出清价格上下限防止市场操纵和恶性竞争[13][45] 绿色电力交易 - 绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费计算[8][40] - 虚拟电厂聚合分布式新能源需提前建立聚合关系 申报电量全部关联至分布式项目[62] - 绿证根据月度结算电量核发 确保环境价值唯一性不得重复计算[74][75] 市场运营与结算 - 交易校核包含出清校核和安全校核 分别由交易机构和调度机构负责[64][65] - 结算以自然月为周期 采用差价或差量结算方式[72][82] - 信息披露保留时间不少于2年 封存期限5年[77][90] 技术系统要求 - 电力交易平台需统一架构和技术标准 实现数据纵向贯通和横向互联[79][92] - 支持用户账号"一地注册、全国共享" 各交易平台实现账号互认[79][94] - 不可抗力导致系统异常时各方无需承担责任[80][96]

电力市场基础规则体系构建 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》 标志着涵盖电力市场各品种各环节的"1+6"基础规则体系初步构建完成 这是电力市场化改革的里程碑事件 [1] - "1+6"体系以《电力市场运行基本规则》为基础 电力中长期/现货/辅助服务规则为主干 信息披露/准入注册/计量结算规则为支撑 [1] - 全国统一电力市场基础规则制度旨在建设高效规范/公平竞争/充分开放的全国统一电力市场 是落实党中央国务院重大决策部署的必然要求 [1] 电力市场发展历程与挑战 - 电力市场建设经历大用户直购电试点/东北调峰辅助服务市场试点/电力现货市场试点等"先试点再总结后推广"过程 [1] - 存在市场规则体系不完整不统一/不当干预行为频发/交易品种功能重复/省间省内市场衔接不畅/市场主体利益保障不足等问题 制约电力资源优化配置 [1] - 2016年与2020年制定修订《电力中长期交易基本规则》 2023年印发《电力现货市场基本规则（试行）》 2024年修订《电力市场运行基本规则》形成"1+N"体系中的"1" [2] 规则体系完善进程 - 2024年4月出台《电力辅助服务市场基本规则》 规范辅助服务交易品种设立流程并健全费用传导机制 [3] - 近期印发《电力计量结算基本规则》统一电费收付要求 填补"1+6"基础规则体系最后空白 [3] - 同步编制出台《电力市场信息披露基本规则》《绿色电力交易专章》《电力市场注册基本规则》3项配套规则 健全"N"项配套基本规则 [2] 规则体系协同运作机制 - "1+6"体系是深度耦合协同运行的系统性规则 解决过去市场规则碎片化差异化问题 扫清电力市场规范运行制度障碍 [3] - 6个规则文件覆盖电力市场核心交易品种（中长期/现货/辅助服务）与关键运行环节（注册/信息披露/计量结算） 与《电力市场运行基本规则》紧密配合 [3] - 《电力市场运行基本规则》确定市场参与主体权责/交易机制/价格形成机制与风险防控措施 [4] 市场品种功能与支撑系统 - 中长期交易/现货交易/辅助服务交易作为市场"核心引擎" 分别维护市场基本稳定/反映实时供需关系/保障电网安全运行 [4] - 注册管理/信息披露/计量结算作为电力市场"身份证/账本/计算器" 构成保障市场公平透明高效的"后勤系统" [4] 未来市场发展方向 - 新型电力系统建设持续深化 中长期交易连续运营/现货市场全面推进/绿电交易规模快速增长/新型储能与虚拟电厂等新型主体加速入市 [4] - 国家能源局将健全"1+N"基础规则体系 打破市场分割和省间壁垒 实现各品类市场高效协同与有机衔接 [4]