9月1日-9月14日电力交易行业政策及价格行情双周报

相关行业动态

①2025年9月2日，国家发展和改革委员会发布关于《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》公开征求意见的通知。规则提出推动跨省跨区交易与省内市场有序衔接，明确新型经营主体（含储能、虚拟电厂等）享有平等市场地位。独立储能按充放电时段分别以用户/发电企业身份参与交易，禁止电量抵消结算，并建立市场化需求响应价格机制。价格形成方面，除政府定价外均通过市场化方式形成，绿电交易价格由电能量和环境价值构成，环境价值不参与峰谷电价计算。分时电价由市场形成，政策要求中长期交易限价向现货限价贴近，并建立价格上下限机制以防止市场操纵。

2025年9月8日，由国家发展改革委、国家能源局印发的《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》公布。意见提出，到2027年，能源与人工智能融合创新体系初步构建，算力与电力协同发展根基不断夯实，人工智能赋能能源核心技术取得显著突破，应用更加广泛深入。推动五个以上专业大模型在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用，挖掘十个以上可复制、易推广、有竞争力的重点示范项目，探索百个典型应用场景赋能路径，培育一批能源行业人工智能技术应用研发创新平台，制定完善百项技术标准。到2030年，能源领域人工智能专用技术与应用总体达到世界领先水平。

②2025年9月8日，由国家发展改革委、国家能源局印发的《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》公布。意见提出，到2027年，能源与人工智能融合创新体系初步构建，算力与电力协同发展根基不断夯实，人工智能赋能能源核心技术取得显著突破，应用更加广泛深入。推动五个以上专业大模型在电网、发电、煤炭、油气等行业深度应用，挖掘十个以上可复制、易推广、有竞争力的重点示范项目，探索百个典型应用场景赋能路径，培育一批能源行业人工智能技术应用研发创新平台，制定完善百项技术标准。到2030年，能源领域人工智能专用技术与应用总体达到世界领先水平。

③2025年9月8日，国家发展改革委发布《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》《区域电网输电价格定价办法（修订征求意见稿）》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（修订征求意见稿）》。文件指出，抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用，不得计入输配电定价成本。电动汽车充换电服务等辅助性业务单位资产，抽水蓄能电站、新型储能电站、电厂资产，独立核算的售电公司资产，不得纳入可计提收益的固定资产范围。两部制电价的容（需）量电价与电度电价，原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定。电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，探索实行单一容量制电价。

④2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，方案划定的总体目标包含：2027年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。方案提出，鼓励新型储能全面参与电能量市场。推动“新能源＋储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推进具备独立计量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场。有序推动新型储能参与中长期市场。加快新型储能价格机制建设。推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。各地要加快推进电力中长期、现货市场建设，完善市场价格形成机制，推动合理形成新型储能充放电价格。

⑤2025年9月12日，国家发改委、国家能源局发布《电力现货连续运行地区市场建设指引》，文件指出，优化现货市场交易机制、加快完善中长期市场交易机制、因地制宜健全辅助服务市场体系、研究建立可靠容量补偿机制、打造规范透明的零售市场、完善市场干预与处置机制、持续提升市场运营能力、强化电力市场秩序监管、强化组织保障。

⑥2025年9月12日，国家发展改革委印发了《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格[2025]1192号），明确了就近消纳项目可以自主选择稳定供应保障服务，建立了根据所需可靠性不同向公共电网系统付费的基本制度，明确划分就近消纳项目和公共电网之间的经济责任界面，有助于提高新能源实现更高水平的就近消纳，满足企业绿色用能物理可追溯的要求，对助力能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。文件明确，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。文件指出，就近消纳项目平等参与电力市场。就近消纳项目平等参与电力市场，与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。

⑦2025年9月12日，工业和信息化部、市场监管总局、国家能源局发布《电力装备行业稳增长工作方案（2025-2026年）》，方案提出，加快风电等新能源装备发展，实施新型储能技术创新行动。推动电力互济工程建设，促进智能微电网和电源侧储能应用，提升电网清洁能源调控能力。深化国际产业链合作，引导企业有序海外布局，强化质量与品牌建设。

各省份电力市场动态

①2025年9月1日，安徽省能源局发布关于征询社会公众对《安徽省发展改革委 安徽省能源局关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》意见的公告，其中提到，售电公司要严格遵守电力市场规则及相关规定，依法合规参与电力市场交易，规范零售市场交易行为；积极履行企业社会责任，主动为电力用户提供优质专业的售电服务。2025年9—12月，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，以月结年清方式，由售电公司与其所代理的电力用户按照2:8比例进行结算分享，电力用户按当月用电量比例分享该部分收益。

②2025年9月3日，江苏电力交易中心转发《省发展改革委关于切实做好电力现货市场转入连续结算试运行工作的函》（苏发改能源函〔2025〕201号）。文件表明，原则同意《江苏省电力现货市场运营规则（V2.1版）》审议结果，自9月份起，由江苏电力调度控制中心会同江苏电力交易中心组织开展电力现货市场连续结算试运行。日前电能量市场原则上采用报量报价的方式组织交易（电网企业代理购电等可采用报量不报价的方式），采用全电量竞价、集中优化的方式出清。现货市场结算实行单偏差结算模式。发电侧主体采用机组所在分区电价。初期，结算实时市场偏差电量：实际上网电量与省内中长期合约、跨区跨省交易、保量保价小时数电量（如有）的偏差电量，按照实时市场分区电价结算。

③2025年9月3日，陕西省发展和改革委员会发布关于公开征求《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告。文件提出，2025年6月1日以前全容量投产的新能源存量项目，纳入机制的电量规模妥善衔接现行具有保障性质的上网电量规模相关政策，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量，但不得高于上一年；机制电价按陕西省煤电基准价执行，其中榆林地区分别按当地煤电基准价执行；执行期限按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份（具体到月）与投产满20年对应年份（具体到月）较早者确定。2025年6月1日起全容量投产的新能源增量项目，首轮竞价的机制电量总规模，按2025年6月1日至2026年12月31日期间投产的新能源项目预计年度上网电量的50%确定，单个项目机制电量规模通过自愿参与竞价形成，不超过其预计上网电量的80%；机制电价通过竞价形成，首次竞价上限不高于每千瓦时0.3545元、下限不低于每千瓦时0.18元；执行期限考虑回收初始投资确定为10年。

④2025年9月3日，贵州电力交易中心近日转发中国南方电力调度控制中心关于印发南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2025年版）的通知，细则适用于南方电网统一调频控制区内的南方区域调频辅助服务市场的运营及管理。现阶段，直控型可调节负荷包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、用户侧分布式发电和储能等可以直接参与市场的负荷侧调节资源，以及直控型聚合平台。调频市场设置调频容量申报限制，调频市场交易系统对各调频单元的申报容量/申报容量比例进行自动审核，对于申报容量/申报容量比例超出限制范围的，调频交易系统自动识别为无效申报容量/申报容量比例。不同类型调频单元的申报容量上下限。根据国家有关文件要求，南方区域内电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导调频服务费用；电力现货市场连续运行的地区，调频服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由市场化电力用户用电量和未参与电能量市场交易的发电侧上网电量共同分摊。

⑤2025年9月3日，浙江省发展改革委发布关于公开征求《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套实施细则意见的通知，文件指出，2025年6月1日前全容量投产的新能源项目，每年可自主确定次年机制电量比例一次（首次确定时，统调新能源上限90%，其他新能源100%），但不得高于上一年，参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例上限根据绿电交易结算电量占其总上网电量比例计算，并设置比例上限最小值。机制电价与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；执行期限：享有国家可再生能源补贴的新能源项目，参照新能源补贴期限执行，无新能源补贴的，执行期限按照全容量投产之日起满20年与发电量达到全生命周期合理利用小时数对应电量折算期限较早者确定。2025年6月1日后全容量投产的新能源增量项目，机制电量、机制电价由省发展改革委（能源局）每年组织竞价确定；除统调新能源项目外，其他新能源项目应在全容量投产后参与竞价；执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

⑥2025年9月3日，浙江电力市场管理委员会秘书处发布关于公开征求《浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章（20版）修订稿（征求意见稿）》意见的通知。文件指出，初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。集中式新能源发电企业自主参与绿电交易，分布式新能源经营主体可以通过分布式新能源聚合商聚合方式参与绿电交易。同一分布式新能源经营主体的发电户号仅可与一家分布式新能源聚合商建立代理服务关系，原则上聚合起始月份不早于次月，终止月份不晚于起始月份当年12月，按自然月生效。

⑦2025年9月4日，四川省发展和改革委员会发布关于公开征求《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》意见的通知。其中提到，现货结算试运行期间，电力批发市场按照“日清月结”的模式开展结算。未进入现货的经营主体以自然月为周期开展结算。在现货市场整月结算试运行期间，设置结算限价使市场价格处于合理区间。月度结算时，对批发市场用电侧市场电量整体月度综合结算电价设置上限。2025年月度综合结算电价上限为当年同水期月度综合结算电价的103%，2026年月度综合结算电价上限为上年同月月度综合结算电价的105%。2026年考虑设置批零收益分享机制。通过零售套餐签约方式，由经营主体双方结合生产用电情况，自主协商批零价差回收基准及分成比例；当零售用户未能与售电公司自主约定批零价差分成比例时，默认以7元/兆瓦时作为批零价差控制基准，并对售电公司超额收益实行五五分成。

⑧2025年9月5日，内蒙古自治区能源局发布关于公开征求《蒙东电力市场规则体系（试行）（征求意见稿）》意见建议的公告，文件为“1+8”系列规则，即1个基本规则和8个实施细则。文件提到，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，聚合后需满足可观、可测、可调、可控条件。聚合后按自然月自愿选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。特许权新能源场站、扶贫光伏新能源项目按自然月自愿选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。市场初期，经营主体的中长期结算参考点现货电价选取为实时全网用户侧统一结算点电价。

⑨2025年9月5日，北京市发展和改革委员会发布关于对《北京市深化新能源上网电价市场化改革工作实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告。其中提到，2025年6月1日（不含）前投产的存量新能源项目，年度上网电量全部纳入机制（项目主体可自主选择逐年降低纳入机制电量规模）；机制电价为燃煤基准价0.3598元/千瓦时；执行期限为投产满20年或达到全生命周期合理利用小时数（光伏项目26000小时、风电项目36000小时）前。2025年6月1日（含）后投产的增量新能源项目通过竞价方式纳入机制，2025年新增纳入机制电量规模结合2024年同期投产的新能源项目年度上网电量规模和可再生能源发展规划需要确定，后续年度新增纳入机制电量规模按照上一年度本市完成国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价通过每年组织竞价形成，设置竞价上限，竞价上限不超过煤电基准价；执行期限按照当年同类项目回收初始投资的平均期限确定（原则上不高于12年）。

⑩2025年9月5日，四川省发展和改革委员会就《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》公开征求意见。其中提到，2025年6月1日前投产的新能源存量项目，存量集中式新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）年度机制电量上限规模按照现行新能源项目优先电量规模（风电400小时，光伏300小时）确定，其中存量集中式扶贫新能源项目机制电量按实际上网电量确定；机制电价按现行燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时执行；机制执行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小时数对应日期和投产满20年对应日期的较早者确定。2025年6月1日及以后投产的新能源增量项目，机制电量年度总规模综合当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定，针对风电、光伏分别确定增量新能源项目机制电量；机制电价通过竞价形成，2025年、2026年增量新能源项目竞价上下限分别按0.4012元/千瓦时、0.2元/千瓦时确定，后续年度竞价上下限水平另行明确；执行期限12年。

⑪2025年9月8日，江西发改委发布关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套细则。文件指出，2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，已参与绿电交易的新能源不纳入机制电量范围；机制电价统一按江西省煤电基准价0.4143元/kWh执行；执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满 20 年较早者执行。2025年6月1日及以后投产的新能源增量项目，机制电量年度总规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定；机制电价由竞争形成，设置竞价上下限和申报充足率下限；执行期限根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

⑫2025年9月8日，青海省发改委发布公开征求《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》意见建议的公告。方案明确，2025 年6月1日前投产的新能源存量项目，分类核定纳入机制的电量；分档确定机制电价水平；执行期限按照相关政策保障期限确定，具有保障性质的存量项目，按照政策开始执行时剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满 20年对应年份两者较早者确定，平价项目按照投产满 12 年确定。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，首年新增纳入机制电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，第二年及以后根据国家下达的年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况，综合用户承受能力和支持新能源发展需要等因素动态调整；机制电价通过市场化竞价确定，设置竞价上下限；执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定等因素确定，在每年竞价通知中发布。

⑬2025年9月8日，河北省发改委下发《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《河北省深化新能源上网电价市场化改革增量新能源项目竞价工作方案》。根据文件，河北南网2025年6月1日前全容量并网的新能源存量项目，分类确定新能源项目参与机制电量占上网电量的比例上限：集中式风电70%、集中式光伏40%（其中扶贫部分100%）、10kV及以上并网的工商业分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式风电100%，对于同一电站兼具多种类型电量的，按相应类型容量占比加权确定其执行机制电量的最高比例；机制电价按河北南网现行燃煤发电基准价0.3644元/千瓦时执行；执行期限按新能源发电项目达到全生命周期合理利用小时数（具体到月）或投产运行满20年（具体到月）较早者确定。冀北电网2025年6月1日前全容量并网的新能源存量项目，单个新能源项目以2024年6月1日至2025年5月31日实际非市场化交易结算电量占上网电量的比例作为该项目机制电量比例上限；机制电价按冀北电网现行燃煤发电基准价0.372元/千瓦时执行；执行期限按新能源发电项目达到全生命周期合理利用小时数（具体到月）或投产运行满20年（具体到月）较早者确定。对于增量项目，方案一致。2025年6月1日后全容量并网的新能源增量项目，由省发展改革委结合省内年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力，每年研究确定新增纳入机制的年度电量总规模及风电、光伏等类别竞价规模；机制电价由省发展改革委统筹考虑新能源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，逐年确定、发布增量项目竞价的上限，上限暂不高于燃煤发电基准价；执行期限根据各类新能源投资回收期确定，风电、光伏执行期限暂定为10年、12年，后续根据市场运行实际情况调整，海上风电、海上光伏单独组织竞价，确定纳入机制的电量规模和机制电价，执行期限暂定为14年。

⑭2025年9月8日，甘肃能源监管办发布关于征求《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》意见的公告。规则明确调峰、调频、备用等辅助服务类型，涵盖火电、水电、新能源、新型储能（电网侧、电源侧、用户侧）及虚拟电厂等多元主体。市场以日前报价、日内出清方式组织交易，按性能指标结算补偿费用，由用户、电网侧储能及未参与市场交易的发电主体共同分摊。同时建立健全风险防控与监管机制，强化信息披露与争议处理，推动源网荷储协调发展和电力市场有序运营。

⑮2025年9月9日，吉林省能源局发布关于公开征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行3.0版）》意见的通知。细则指出，中长期交易方式主要包括双边协商、集中交易，其中集中交易包括集中竞价、挂牌、滚动撮合交易。集中式新能源场站（含鲁固配套电源）通过“报量报价”方式全电量参与现货市场；特许权、扶贫、乡村振兴、分散式（集中式管理）新能源场站在《吉林省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》实施后以“报量报价”方式参与现货市场。明确了发电企业、用户、独立储能及虚拟电厂等所有市场主体的中长期合约电量按合同价结算，偏差电量则按日前/实时节点电价或统一结算点电价结算，并确立“日清月结”模式。

⑯2025年9月11日，吉林省发展改革委发布关于对《吉林省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告。方案指出，2025年5月31日以前全容量并网的新能源存量项目，纳入机制电量规模衔接省内保障性收购电量政策；机制电价为373.1元/兆瓦时，中标获得特许经营权的项目，按中标电价执行；执行期限按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，第一年纳入机制电量比例参考原新能源非市场化比例暂确定为40%，第二年及以后根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素动态调整；机制电价通过市场化竞价确定；执行期限仅考虑回收初始投资确定为12年。

浙江及长周期试运行省份市场概况

（1）现货出清价格

（1）现货出清价格

（1）现货出清价格