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]

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]

全国统一电力市场建设进展 - 国家发展改革委、国家能源局印发《电力市场计量结算基本规则》，明确计量结算依据、适用范围及管理要求，旨在解决各地计量管理不规范、单位不统一等问题 [2][3] - 《规则》是深化电力体制改革的重要举措，标志着以《电力市场运行基本规则》为基础的"1+6"电力市场基础规则体系构建完成 [3] 电力市场结算机制 - 结算分为电能量交易、辅助服务交易、容量交易等，原则上以自然月为周期开展 [3] - 结算流程分为交易机构形成结算依据和电网企业开展电费结算两个环节，明确交易机构与电网企业的职责分工 [4] - 首次明确电网企业核对结算依据的职责，并规范核对流程 [5] 计量与结算管理 - 要求市场经营主体具备独立计量条件，计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点 [5] - 统一结算业务流程和时限要求，现货市场连续运行地区采用"日清月结"模式 [5] - 统一度量单位和结算科目式样，规范发电企业与电网企业、用户侧与电网企业的电费收付流程 [5][6] 结算风险管理 - 交易机构需开展结算风险评估，市场经营主体需交纳履约保函、保证金等担保品 [6] - 电网企业对逾期未付款的市场经营主体可申请使用结算担保品 [6] - 首次在基本规则层面规范增值税发票开具、电费结算协议签订等管理内容 [6]