市场政策·信息速递
国家层面
11.7—国家能源局关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见
意见指出，到“十五五”末，煤炭与新能源融合发展取得显著成效，煤炭矿区光伏风电产业发展模式基本成熟，电能替代和新能源渗透率大幅提高，建设一批清洁低碳矿区，煤炭行业绿色发展动能进一步增强。推动煤炭产业链延伸与新能源发展协同互促。积极支持煤炭企业统筹煤炭与煤电、新能源产业布局，加大清洁高效火电、新能源等产业投资开发力度，提升一体化协同融合发展效益，逐步向综合能源生产服务商转型。推动矿区坑口煤电实施新一代煤电改造升级，鼓励与新能源联营发展和优化组合，增强能源供给体系稳定性。加强煤矿瓦斯全浓度利用，积极发展瓦斯发电、供热、提纯等利用方式。优化产业链布局，鼓励煤制油气和煤化工项目开展规模化绿电、绿氢利用替代和碳捕集、利用与封存（CCUS）应用，有效降低煤炭转化碳排放水平。支持煤炭企业开发碳基特种燃料、煤基生物可降解材料、新能源发电材料等创新型产品，打造煤基产业链绿色发展新亮点。
11.7—国务院办公厅关于加快场景培育和开放推动新场景大规模应用的实施意见
意见提出，打造一批新领域新赛道应用场景。推动清洁能源在铁路、公交、环卫、重卡、农机、物流等领域开放应用，建设清洁能源车辆运输走廊，同步布局能源供给站点，打造清洁能源全产业链协同发展应用场景。推动能源行业清洁低碳转型。创新数字化智能化能源生产运行管理、智能电网、绿电直供、虚拟电厂、车网互动等一批应用场景，推进绿色能源国际标准和认证机制建设。聚焦智能制造、绿色制造、服务型制造、工业生物、工业智能等核心技术应用，创新柔性生产线、智能工厂、绿色工厂、高标准数字园区、零碳园区等应用场景，支持重点制造业企业向自主基础软件、工业软件等产品开放应用场景，遴选培育工业领域垂直大模型典型应用场景。推动铁路、水利、能源等领域重大项目和运动会、博览会等重大活动场景培育和开放。
11.8—国务院新闻办公室发布《碳达峰碳中和的中国行动》白皮书
白皮书除前言、结束语外分为六个部分，分别是坚定不移推进碳达峰碳中和、能源绿色低碳转型取得显著成效、重点领域低碳发展深入推进、重点降碳路径全面落地见效、支撑保障体系不断夯实、为全球气候治理注入强大动力。白皮书指出，能源活动是碳排放的最主要来源，能源绿色低碳转型是实现碳达峰碳中和的关键。中国立足基本国情和发展阶段，在保障能源安全的前提下，大力实施可再生能源替代，推进新型能源体系和新型电力系统建设，为实现“双碳”目标提供有力支撑。白皮书说，节能是从源头减少碳排放的重要抓手，循环经济对碳减排具有重要促进作用，生态系统碳汇是实现减排固碳的重要途径。中国深入实施节能降碳增效行动、循环经济助力降碳行动、碳汇能力巩固提升行动，取得积极成效。
11.10—国家发展改革委 国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见
意见提出，到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标。到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源在全国范围内优化配置、高效消纳，支撑实现国家自主贡献目标。具体措施包括统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，优化水风光基地一体化开发与消纳，推动海上风电规范有序开发与消纳，科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳，积极拓展分布式新能源开发与消纳空间。
11.12—国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见
意见提出，到2030年，集成融合发展成为新能源发展的重要方式，新能源可靠替代水平明显增强，市场竞争力显著提升，有力支撑经济社会发展全面绿色转型，为加快中国式现代化建设提供更加安全可靠的绿色能源保障。推动新能源一体化聚合运营。鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源在一定条件下实质性联营，整体制定参与市场策略，提升市场竞争力。完善市场交易与认证机制。支持“沙戈荒”、水风光新能源基地以一体化模式参与电力市场交易。推广多年期绿电购电协议，完善新能源与产业集成融合项目参与市场及交易结算机制。积极探索新能源集成融合项目公平参与电能量市场和电力辅助服务市场。推动完善可靠容量补偿机制，探索将符合条件的新能源集成融合项目纳入容量补偿范围。探索推动建立绿色氢氨醇等非电能源载体的认证机制，逐步完善绿色评价标准、认证规则和标识制度。
11.14—国家发展改革委、国家能源局印发《跨省跨区电力应急调度管理办法
作为首个国家层面的跨省跨区电力应急调度规范性文件，《管理办法》的出台，将规范有效地发挥应急调度兜底保障电力安全稳定供应作用，强化应急调度与电力市场衔接，促进电力资源在更大范围内高效流动。总体来看，《管理办法》有三大亮点。一是明确了电力应急调度保安全、保供应的功能定位，不再纳入促消纳的有关要求。考虑到新能源全面参与电力市场，促消纳应主要通过市场机制实现，不再作为应急调度场景。二是明确了电力应急调度与电力市场的衔接机制，落实好“市场调节优先、应急调度兜底”工作原则。《管理办法》规定了应急调度的电力电量、价格与电力市场的具体衔接方式。三是明确了电力应急调度的详细工作流程和各方权责，保障按需实施、高效实施。《管理办法》规定了应急调度的启动条件、分级实施流程，还规定了电力调度机构、电力交易机构和电网企业等相关方面的权责。
南方区域层面
11.19—南方区城电力市场现货电能量交易实施细则(2025年V2.0版)(征求意见稿)发布
其中，实时电能量市场定价方面，各省区的落地侧实时价格取相应交直流落点实时分时节点价格的加权平均值。各省区的送出侧关口实时价格取相应交直流送出节点实时分时节点价格的加权平均值。跨省送电类别送出侧关口价格，在该送电类别对应送出关口分时价格的加权平均值基础上叠加省内输电价格形成:网对网送出关口为送端电网和超高压公司的计量关口网对网送出侧关口价格为现货出清系统计算形成的网对网送出侧关口价格的基础上，叠加省内输电价和降价分享空间(如有)，计算公式为:网对网送出侧关口价格=网对网送出侧关口出清价格+省内输电价+降价分享空间(如有)。点对网送出关口为发电企业上网侧计量关口。点对网送出侧关口价格为其所在价格分区现货出清价格形成的送出侧关口价格。
11.25—十月份南方电网经营区域用电量实现两位数增长
10月份，南方电网经营区域全社会用电量达到1603亿千瓦时，同比增长10%，是该区域自今年2月以来，单月用电量首次实现两位数增长，印证区域经济稳中有进态势持续。分产业看，10月份，南方电网经营区域第一、二、三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长6.6%、6.5%、12%和21.7%。 新能源汽车相关产业增长动能强劲。中国汽车工业协会数据显示，10月份，我国新能源汽车新车销量达到汽车新车总销量的51.6%。电力数据与之呼应，10月份，南方电网经营区域汽车制造业、新能源汽车整车制造用电量同比分别增长2.8和30.2%。在汽车制造大省广东，两行业用电量同比分别增长12.2%和33%。市场端的快速渗透也拉动了配套服务的用电需求。10月份，南方电网经营区域充换电服务业用电量同比增长47.9%，广东充换电服务业用电量同比增长42.2%，均保持高速增长。
广东层面
11.13—广东电力交易中心关于严格按注册容量开展电能量交易的通知
通知提出，严格按机组注册容量开展电能量交易，发电机组小时累计中长期合同电量不得超过机组注册容量。经请示政府部门同意，2026年度及年内中长期交易按照注册容量设置发电机组、独立储能、抽水蓄能、发电类虚拟电厂中长期分时电量上限。具体操作为:具备条件时，交易中心在每场交易前根据经营主体净合约量上限、累计交易量上限、分时净合约量上下限滚动计算发布机组可申报电量，并在交易申报时开展申报校核。具备条件前，交易中心在每场交易结束后对经营主体每笔成交电量(集中竞争交易挂牌交易按成交对)进行交易校核，对于不满足约束条件的成交电量，按确认时间由后往前依次退回，直至经营主体净分时电量满足分时电量上限要求。据业内人士测算，该政策实施后，批发侧自定义曲线的价值调整上限约为6厘/千瓦时。若叠加8厘/千瓦时的市场分摊费用，预计售电公司2026年的批发成本将达到374厘/千瓦时。
11.19—广东电力交易中心关于征求广东电力零售市场交易结算有关事项意见的函
一是完善零售市场信息披露。在零售交易平台增加售电公司运营信息专区，按季度披露近两年交易机构通报的售电公司名单;按月披露当年累计批零价差最大的30家售电公司名单，以及当年累计签订零售合同(竞争配置套餐)固定价格均价最高的30家售电公司名单。二是加强零售合同签订动态监测和提醒。在出现电力用户新签零售合同固定价格高于近30日签约零售合同固定价格均价10%、解除零售合同的价格低于近30日签约零售合同固定价格均价10%、变更零售合同后的价格高于原价格等情形时，零售交易平台将以发送短信等方式提醒用户审慎评估，降低误签、错签或不知情情况下的交易风险。三是建立售电公司超额收益分享机制。自2026年起，按月对各售电公司月度平均度电批零差价高于差价收益上限的部分，按照一定比例由该售电公司与签约的零售用户进行分享，其中:差价收益上限参考近年来售电公司度电获利水平设置，取0.01元/千瓦时，售电公司与签约的零售用户分享比例取1:9。
11.19—广东电力交易中心关于规范广东电力市场零售交易公同电费退补补充协议签订工作的通知
近日，交易中心结合市场实践情况，组织修订了《广东电力市场售电公司与电力用户零售交易合同电费退补补充协议(范本)》,并编制了《关于<广东电力市场售电公司与电力用户零售交易合同电费退补补充协议>签订工作指引》。其中，本协议双方确定的退补追溯期不超过本协议签订月份前的3个月，标的月份退补金额不超过以下方式中的最小值:
(一)标的月份退补金额不得超过甲方该月份市场交易电能量总电费的5%:(二)对于竞价配置套餐，标的月份退补电费不超过甲方该月份固定价格与固定价格下限(其中固定价下限按最新相关政策执行，电量取固定价格对应电量)之间的费用差额:(三)对于标准平价套餐，标的月份退补电费不超过甲方该月份的浮动电费;(四)2025年合同套餐参照上述执行，即标的月份退补费用不超过甲方该月份固定价格与固定价格下限的差额费用以及浮动电费之和。
来源：国家发展改革委、国家能源局、广州电力交易中心、广东电力交易中心、新华社、南方电网报等官网或媒体。
