一周圈内事 | 2025年8月全国代理购电价格公布！广东最高，云南最低

华中：华中电网省间电力互济交易优先采取“交易双方报量报价”的模式开展

8月1日，华中能源监管局发布《华中区域(东四省)省间电力互济市场交易规则(意见征求稿)》。文件明确，华中电网省间电力互济交易优先采取“交易双方报量报价”的模式开展，对于采用该模式交易后的保供电、保消纳交易剩余需求，按照自愿原则，采取“沿用省间保供电（促消纳）交易的售电方（购电方）申报的量价数据，购电方（售电方）作为价格接受者，继续开展余量出清”的模式，最大限度满足华中电网省间电力互济交易需求。

此外，本规则中涉及电力的量纲为兆瓦，电量的量纲为兆瓦时，电价的量纲为元/兆瓦时。申报电力的最小单位为1兆瓦，电价的最小单位为1元/兆瓦时。交易日从00:15至24:00，每15分钟设为一个时段，交易日共分96个时段。

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冀北：分布式电源入市需具备电力、电量24点或尖峰平谷四费率分时独立计量条件与结算要求

近日，冀北电力交易中心发布《冀北分布式电源主体市场注册规范指引（试行）》。该文件已在前期向市场成员征求意见，并经冀北电力市场管委会全体委员代表表决通过，并报政府主管监管部门备案审定。

分布式光伏在参加冀北地区市场化交易前，需按照指引要求履行注册手续。分布式电源是指在用户侧开发、在配电网接入的光伏发电设施。其经营主体应当是财务独立核算、能够独立承担民事责任的企业，以及经法人单位授权的内部核算主体、个体工商户、自然人等民事主体。分布式电源经营主体进入市场需满足相关市场条件，如依法取得发电项目核准或者备案文件；与电网企业签订并网调度协议，根据电压等级标准，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统；经电网企业确认具备电力、电量24点或尖峰平谷四费率分时独立计量条件与结算要求。

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河南：实时调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制

8月1日，河南能源监管办发布《河南电力辅助服务市场交易细则》。该细则适用于河南省内开展的电力调峰、调频等辅助服务。省内电力现货市场未连续运行时，不向用户侧疏导辅助服务费用，现货市场连续运行时调峰辅助服务市场不再运行，符合规定的调频、备用等电力辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。

同时，细则指出，实时调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，采用负荷率分段式报价。最小报价单位为0.1元/兆瓦时，报价上限不超过河南省平价新能源项目上网电价。燃煤机组可根据自身技术能力申报最低调峰下限，调峰下限不得高于发电机组初始额定容量的40%。

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蒙东：分布式、分散式新能源按月“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场

7月31日，蒙东电力调度控制中心、蒙东电力交易中心发布《蒙东电力市场规则体系征求意见稿（初稿）。文件明确新能源场站分为集中式新能源场站、分布式（分散式）新能源项目（含集中式管理分布式）、特许权新能源场站、扶贫光伏新能源项目。其中，分布式、分散式新能源项目（含集中式管理分布式）具备可观、可测、可调、可控条件时，可作为独立的经营主体按自然月自愿选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场，也可聚合后参与现货市场。

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陕西：售电公司批零差价超0.015元/千瓦时的部分按2:8与用户分享

8月1日，陕西省发展和改革委员会发布《关于进一步做好8-12月电力市场分时交易结算有关工作的通知》。文件明确，《陕西省发展和改革委员会关于调整陕西电网分时电价政策有关事项的通知》于8月1日起执行后，直接参与电力市场交易的工商业用户不再纳入分时电价政策实施范围。为有序引导系统负荷调整，保障交易合同平稳履约，维护经营主体合法权益，现将2025年8月至12月设置为分时交易结算执行过渡期。

过渡期内，中长期批发交易价格形成方式不变，仅调整市场化用户分时电价执行方式。零售用户可选择基于现有合同按峰谷浮动结算，或与售电公司协商采用两种组合类电价条款（分别联动批发市场或售电公司批发均价与现货价格），批发用户则以中长期合同加权均价为基础按峰谷浮动，峰谷浮动损益按用电量分摊。

同时，为进一步向零售用户传导市场改革红利，建立零售市场超额收益分享机制，售电公司批零差价超0.015元/千瓦时的部分按2:8与用户分享，售电公司超额收益返还费用原则上按对应服务的零售用户结算电费的比例按月返还。

陕西：并网型项目年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%

近日，陕西省发展和改革委员会发布《关于组织开展绿电直连试点工作的通知》。 通知明确，试点项目原则上应于2028年12月31日前建成投产，新增负荷配建的新能源项目，应与新增负荷同步建成投产。

按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。其中，并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，自发自用为主，余电上网为辅。项目电源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例应不高于20%。

湖北：鼓励有条件的园区以虚拟电厂（负荷聚合商）等形式参与电力市场

7月30日，湖北省发展和改革委员会发布《关于开展零碳园区建设和组织申报国家级零碳园区的通知》。文件提出，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，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式；支持园区建设覆盖主要用能企业的能碳管理平台，强化园区及企业用能负荷监控、预测与调配能力，为碳排放核算、源网匹配调节、电力需求侧管理、多能协同互补、资源高效循环利用等工作提供支撑；鼓励有条件的园区以虚拟电厂（负荷聚合商）等形式参与电力市场，提高资源配置效率和电力系统稳定性。

上海：组织国家级零碳园区建设申报

近日，上海市发改委发布《关于开展国家级零碳园区建设申报工作的通知》。通知指出，支持本市有条件、有意愿的园区积极申报建设国家级零碳园区，明确建设主体为省级及以上开发区，建设范围可为整体或“园中园”（需明确四至边界和管理主体），在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础。

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