市场运行概况 - 甘肃电力现货市场已正式运行一周年，成为全国连续结算运行时间最长的省份 [1][3] - 市场以15分钟为一个交易节点，通过发电侧和用户侧报价报量的模式运行 [2] - 截至今年8月底，发电侧有563家经营主体参与，装机总容量达7400万千瓦，用户侧有454家参与，月均用电量近50亿千瓦时，占市场化用电量的60% [2] 市场机制与成效 - 市场机制实现煤电、水电、新能源、用户同台竞价，以实时价格信号引导清洁能源优先消纳 [2] - 市场运行呈现出五大特点：架构完善、运行平稳高效、保供消纳成效突出、主体活力激发、持续迭代优化 [3] - 在新能源大发时段，参与市场的煤电机组平均出力减至额定出力的33%，为新能源腾出发电空间，省内用电负荷高峰时段向11点至12点转移 [4] 新能源参与模式创新 - 甘肃率先实现新能源发电企业报价报量参与电力现货市场，打破了保障性收购的传统模式 [4] - 报价报量模式要求企业申报电量和电价，实现了新能源发电从政策驱动向市场驱动的重大转变 [4][5] - 2021年以来已有325家新能源发电企业完成功能改造，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% [5] 新能源消纳与绿色转型 - 甘肃新能源装机规模占全省电网总装机的比重超过65% [4] - 市场运行以来，新能源利用率在装机翻倍的情况下显著提升，自2024年9月以来保持在90%以上 [5] - 市场为新能源高占比场景提供了可借鉴的系统性解决方案，有力促进能源绿色低碳转型 [1][4] 未来发展规划 - 下一阶段将在提高市场运营监测水平、健全规则体系、提升运营保障能力等方面持续发力 [6] - 甘肃将迭代输出可供借鉴的省级市场建设方案，为全国统一电力市场体系建设贡献经验 [6]

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]

四川电力现货市场建设方案核心观点 - 建立"多电源参与、全电量优化、全水期运行"的电力现货市场体系，适应四川保供应、促消纳、水电耦合等需求 [1][14][15] - 推动新能源全面参与市场，包括分布式发电、独立储能和虚拟电厂等新型经营主体 [1][17] - 初期采用系统边际电价机制，2027年目标实行分区电价并逐步过渡到节点电价 [3][19] - 构建"日前预出清不结算、日内滚动优化、实时出清并结算"的市场架构，适应水电高占比特性 [5][22] 市场经营主体 - **发电企业**：省调直调水电、公用燃煤火电、集中式新能源（含配建储能）参与，燃气/生物质电厂暂不参与 [2][17] - **电力用户**：包括直接购电用户和电网代理购电用户 [2][17] - **新型经营主体**：分布式新能源、独立储能、虚拟电厂 [2][17] 价格机制 - **电价模式**：初期系统边际电价，2027年目标分区电价，适时过渡至节点电价 [3][19] - **市场限价**：2026年下限暂设0，上限基于燃煤火电边际成本和用户尖峰电价水平设置，迎峰度夏/冬期间可上浮 [3][20] - **批零传导**：零售套餐需约定比例电量按现货价格结算，该部分不执行分时电价 [3][20] 市场运营架构 - **参与方式**： - 省调直调水电/火电/集中式新能源采用"报量报价" [6][22] - 分布式新能源满足"四可"条件则"报量报价"，否则为价格接受者 [6][22] - 独立储能"报量报价"，实时充放电按日前结果执行 [6][22] - 虚拟电厂可选"报量报价"或"报量不报价" [7][23] 市场结算规则 - **结算原则**：全电量按现货价格结算，中长期合同差价结算 [8][31] - **结算周期**：日清月结，发电侧/用户侧/虚拟电厂按1小时时段，独立储能按15分钟时段 [8][33] - **费用构成**：含电能量电费、市场运营费用（阻塞盈余、不平衡资金等）、退补调整电费 [34][36][37] 市场衔接机制 - **中长期与现货衔接**：中长期合约仅作结算依据，不影响现货全电量优化 [25] - **辅助服务衔接**：调频/备用辅助服务与现货分别优化，条件成熟后联合出清 [30] - **省间市场衔接**：外送电量作为负荷增量，外受电量作为电源参与出清 [25][28] 技术与管理要求 - **计量管理**：参与主体需配置国家标准计量装置，数据缺失时按规则拟合 [39][40] - **信息披露**：遵循安全、真实、准确原则，披露主体对信息质量负责 [38] - **争议处理**：可通过市场管理委员会调解或行政/司法途径解决 [38]

电力现货市场建设时间表 - 2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行 [1][3] - 湖北电力现货市场2025年6月底前转入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行 [1][4] - 安徽、陕西力争2026年6月底前转入正式运行 [1][4] - 福建、四川等16个地区2025年底前启动现货市场连续结算试运行 [1][4] 区域电力市场建设要求 - 南方区域电力现货市场2025年底前启动连续结算试运行 [4] - 京津冀电力市场2025年底前创造条件启动模拟试运行 [4] - 省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电 [4] - 加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制 [4] 市场运行机制规范 - 电力现货市场连续运行一年以上且评估合格后可转入正式运行 [4] - 需委托第三方机构开展独立评估并公开报告 [4] - 连续结算试运行前需通过技术支持系统校验 [4] - 2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场全流程 [4] 监管与执行要求 - 各省需制定时间表、路线图并完善工作机制 [4] - 每年底前需向社会公开年度电力市场建设运营情况 [4] - 电力交易机构需加强市场运行信息归集和分析 [4] - 国家能源局派出机构需确保各地规则与国家基本规则一致 [4]