市场政策·信息速递
国家层面
12.1—国家发展改革委修订《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》
此次修订，在保持政策框架和主要方法总体稳定的基础上，围绕适应新型电力系统建设的新形势、新变化、新要求，重点就促进新能源消纳利用、助力能源绿色低碳转型，保障电力系统安全平稳和高效运行，促进电网企业提升管理效能等，作出了一系列新的制度性安排。一是促进新能源消纳利用。通过在输配电价中引入容量机制，明确对新能源发电就近消纳等新业态实行单一容量制电价，对以输送清洁能源电量为主的跨省跨区专项工程探索实行两部制或单一容量制电价，降低新能源交易成本，从而促进新能源更大范围、更高水平利用。二是促进电力安全保供。通过完善以联网互济功能为主的跨省跨区专项工程输电价格机制，支持电网加强互济通道建设，增强全国电力负荷错峰、余缺互济和应急支援能力，促进整个电力系统安全平稳运行和效率提升。三是促进电网企业降本增效。通过优化完善部分成本参数，推动电网企业强化内部管理。
12.11—国家发展改革委 国家能源局关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）
通知提到，新能源发电企业集中报价主要适用于电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区电力中长期电能量交易中的集中交易和现货电能量交易。参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中后的总装机规模不应超过所在省（区、市）电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源）。原则上仅允许同一集团（同一母公司、同一控股股东、同一实际控制人等）内同一省（区、市）的新能源发电企业进行集中报价，禁止跨集团、跨省（区、市）集中报价。禁止具有竞争关系的经营者达成固定或变更商品关系的垄断协议。集中报价工作采取申请公示备案管理，新能源发电企业参与集中报价，不改变其独立市场地位、调度管理关系、交易结算关系等。经相关部门认定，可能对市场公平竞争产生影响或其他不适合开展集中报价的，不得集中报价。
12.15—全国统一电力市场建设取得重要阶段性成效
2025年是实现“十四五”规划目标、衔接“十五五”发展的关键一年，也是全国统一电力市场体系取得重大进展的标志性年份。经过十年探索，我国电力市场交易规模已稳居全球首位，市场交易电量占全社会用电量比重达63.4%，新能源市场化交易电量占比57%，全国统一电力市场体系建设已如期取得重要阶段性成效，基本形成多层次、多品类、多功能的电力市场体系，有效发挥了市场在保供应、促转型、稳价格等方面的作用。跨电网经营区常态化交易机制基本建立，电力资源优化配置迈入新阶段。现货市场全面连续运行，实现电力市场全品类全覆盖。南方区域电力市场转入连续运行，区域互济新模式取得突破性进展。全国统一规则体系基本建立，市场基础制度更加牢固。全国统一电力市场建设不仅是一项建设全国统一大市场、深化电力体制改革的重要内容，更是服务经济社会高质量发展的重要举措，产生了显著的经济社会效益。
12.17—国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于建立全国统一电力市场评价制度的通知
通知提到，按照完善全国统一电力市场体系要求，围绕加快构建新型电力系统的总体目标，构建科学、系统、动态的电力市场评价体系，统筹安全保供、绿色转型、经济效率等多重目标，全面准确评价电力市场运行成效，为电力市场建设和监管提供决策依据，促进监管工作科学化、精准化，进一步发挥全国统一电力市场在电力资源优化配置中的决定性作用。应结合市场建设情况开展多维度综合评价，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。自2026年起组织开展全国统一电力市场评价，制定市场评价标准。鼓励各地因地制宜按需开展电力市场评价工作。鼓励市场运营机构充分发挥自身优势，开展市场量化评价，及时发现并反馈电力市场建设运营相关问题。
12.17—国家发展改革委等部门关于发布《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平（2025年版）》的通知
通知提到，一是拓展重点领域范围，强化导向引领作用。结合煤炭行业发展现状和潜力，在此前重点领域能效标杆水平和基准水平的基础上，将燃煤发电供热煤耗、煤制天然气等纳入范围。二是分类实施改造升级，着力提升利用水平。鼓励和引导行业企业结合实际和长远发展，对项目实施改造升级。对新建煤炭开发利用项目和有条件的存量项目，推动清洁高效利用水平应提尽提，力争达到标杆水平。三是加大政策支持力度，加快推进转型升级。充分利用现有政策工具和工作机制，加大煤炭清洁高效利用市场调节和督促落实力度。
12.18—国家发展改革委、国家能源局关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知
文件明确，合理确定燃煤发电等支撑性电源电力中长期合同签约比例要求。原则上，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的70%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%。各地可在确保电力电量平衡的情况下，随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度电力中长期合同签约比例要求，但原则上不低于60%。对于电力供需较为紧张的地区，当地电力运行主管部门可在迎峰度夏（冬）等时段适度上调签约比例要求。规范跨省跨区签约。鼓励通过绿色电力交易形式落实跨省跨区优先发电规模计划。建立并完善大基地内部各电源整体参与电力市场交易模式。各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。
12.23—国家发展改革委、国家能源局关于促进光热发电规模化发展的若干意见
意见指出，到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。推动光热发电公平参与电力市场。落实新能源上网电价市场化改革要求，鼓励相关省份制定支持光热发电发展的新能源参与电力市场实施细则，因地制宜出台既能适应市场竞争、又能保障稳定运营的可持续发展价格结算机制。对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励相关省份探索构建光热电站可靠容量评估方法，待国家建立可靠容量补偿机制后与国家相关要求做好衔接。鼓励光热发电项目参与省内和跨省跨区年度电力中长期交易，支持光热发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益。
12.25—国家发展改革委、国家能源局近日发布关于印发《电力中长期市场基本规则》的通知
通知提到，除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。开展跨电网经营区常态化交易。鼓励区域内省间交易机制创新，协同推进区域电力互济、调节资源灵活共享。直接参与电力中长期市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场。暂未直接参与电力中长期市场的电力用户按规定由电网企业代理购电，允许在次月选择直接参加批发市场或零售市场。
南方区域层面
12.24—国家能源局南方监管局关于印发《广东、广西、海南发电机组参与电力市场交易业务衔接暂行规定》的通知
通知指出，本规定的发电机组指已全部或部分放开发电计划参与电能量市场交易的并网主体。除豁免情形外，发电机组注册容量不得超过电力业务许可证(发电类)中登记的机组容量。未取得电力业务许可证(发电类)且在规定时限内的新建发电机组，暂按机组核准(备案)容量办理注册。分批投产的风电、光伏等新能源发电项目，在完成全容量并网前允许其根据电力调度机构确认的实际并网容量变更注册容量。新建发电机组和新型储能完成市场注册但未转入商业运营时，其上网电量可按市场化电量进行交易和结算。对于已办理注册手续且按照相应国家或行业标准完成整套启动试运行的新建发电机组和新型储能，可按市场规则规定参与电能量市场交易。
12.26—南方电网经营区域1—11月用电量同比增长5.4%
1—11月，南方电网经营区域用电量继续保持稳定增长态势，全社会用电量16496亿千瓦时，同比增长5.4%。其中，11月份全社会用电量达1447亿千瓦时，当月增速与累计增速持平。分产业看，11月南方电网经营区域第一、第二、第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长2.2%、4.4%、6.7%及8.8%。绿色转型在充换电领域快速推进。南方电网区域充换电服务业用电量11月同比增长49.1%，深圳该行业用电量增长达55.8%，反映出新能源汽车终端应用的加速普及，进一步增强了新能源汽车产业发展的内生动力。数字经济发展动能尤为显著，信息传输、软件和信息技术服务业用电量同比增长18.3%，科学研究和技术服务业用电量增长8.1%，展现出创新驱动发展的强劲动力。
广东层面
12.1—深圳市发展和改革委员会关于公开征求《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》续期意见的通知
通知提出，其中提到，推动分布式光伏项目统一接入市虚拟电厂管理平台，加快推进光伏项目以虚拟电厂模式参与电力市场交易，探索建立绿电交易与碳交易市场衔接机制。鼓励建设虚拟电厂资源聚合平台。鼓励资源聚合商建设资源聚合平台，提高资源聚合响应速度和精度，并接入市虚拟电厂管理中心参与电网调控。支持资源聚合商立足本地精准响应实施效果，利用电能量市场、辅助服务市场机制优化资源实时调控策略。组织实施虚拟电厂精准响应。推动分布式资源参与各类电力市场交易，明确用户参与机制、设备接入要求、准入门槛、应用场景、组织模式和交易结算规则。在广东省市场化需求响应基础上，深圳虚拟电厂管理中心可启动针对日内、实时阶段的局部性电力供应紧张问题的精准响应，参与精准响应用户的补贴标准不高于广东省市场化需求响应支持力度。
12.3—广东省能源局关于做好2026年电力市场年度交易工作的通知
通知提到，2026年广东电力市场规模约6800亿千瓦时，年度交易规模上限4200亿千瓦时。售电公司2026年度交易分月电量上限为与其存在零售关系的电力用户2026年各分月的用电需求之和，且年度交易总量不得超过售电公司资产总额及履约担保对应的电量规模。2026年用电需求根据 2024年1月至2024年12月历史用电量考虑用电增长后确定，并根据年度交易期间每日零售关系计算更新。参与批发市场交易的电力大用户，其年度交易电量上限计算原则参照售电公司执行。年度交易中，发电企业、发电类虚拟电厂只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司、用电类虚拟电厂只可作为市场合约买方参加交易，独立储能、抽水蓄能可同时作为合约的买方、卖方参加交易。经营主体应根据自身实际用电需求签订合同分解曲线。
12.12—广东省发展和改革委员会等四部门关于印发《广东省零碳园区建设方案》的通知
文件明确，到2027年，建设 25个左右的零碳园区，零碳园区相关政策制度逐步建立,在零碳路径创新、机制创新和模式创新等方面取得初步成效；到2030年,建成一批零碳园区,零碳园区技术装备、商业模式、政策标准及服务体系等逐步健全，在如期实现碳达峰目标过程中作出积极贡献，为经济社会发展全面绿色转型提供有力支撑。加快用能结构绿色转型。加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源,深入挖掘需求侧响应资源调控能力,提升终端电气化率,参与绿证绿电交易,探索氢电耦合开发利用模式。鼓励因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式。推动园区积极利用生物质能、核能、光热、地热、工业余热等热能资源,实现供热系统清洁低碳化。探索氢能、生物质等替代化石燃料和原料,逐步提升清洁燃料替代水平。
12.12—广东电力交易中心关于发布《广东电力零售市场交易结算有关事项（暂行）》的通知
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。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0.012元/千瓦时，售电公司与签约的零售用户分享比例取2:8。
来源：国家发展改革委、国家能源局南方监管局、广东省发展和改革委员会、广东省能源局、深圳市发展和改革委员会、广东电力交易中心、中国电力报、南方电网报等官网或媒体。
