6月23日 - 7月6日 | 国能日新电力交易双周报

各省电力市场动态

①2025年6月23日，广州电力交易中心发布关于印发《南方区域电力市场中长期电能量交易实施细则》等5项实施细则的通知。文件提到，中长期交易方式包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。现货市场现阶段，以“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”模式组织市场申报，待具备条件后，以“发电侧报量报价、用户侧报量报价”模式组织市场交易。

②2025年6月24日，江西发改委正式发布《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》，于7月1日起施行。通知一是优化峰谷时段；3-11月增设午间低谷11时30分至14时30分，常态化设置午间深谷12时至14时，低谷增至7小时；平段减至11小时。在迎峰度冬、度夏期间常态化恢复尖峰电价政策，执行时间减为4个月。在此基础上，春节、“五一”、国庆节的12时至14时设置为深谷时段。二是优化价差比例。将分时电价浮动基础由“电能量交易价格+输配电价”调整为“电能量交易价格”，同时将峰谷浮动由±50%扩大到±60%，尖峰维持上浮80%不变，深谷电价较平段下浮由60%扩大到70%。

③2025年6月25日，新疆自治区发改委发布《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》。文件明确，新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。在机制电量和机制电价方面，对2025年6月1日以前投产的存量项目，区分补贴项目和平价项目，其中，补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%，平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的50%；对2025年6月1日及以后投产的增量项目，按照国家改革要求，机制电价需通过竞价形成，机制电量比例暂为其上网电量的50%。

④025年6月25日，内蒙古自治区发展改革委、能源局印发关于《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。方案指出，推动新能源项目上网电量参与市场交易，实现新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。现货市场申报价格上下限为-0.05和1.5元/千瓦时。2025年6月1日前投产的新能源存量项目，衔接目前具有保障性质的上网电量规模确定保持该部分电量收益基本稳定，相关新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得超过上一年，纳入机制的电量机制电价为蒙西煤电基准价（0.2829元/千瓦时）；执行固定电价的新能源项目上网电量的机制电价仍按照原核定电价确定。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，暂不安排新增纳入机制的电量。

⑤2025年6月25日，山西省能源局、国家能源局山西监管办公室发布关于印发《分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）》的通知。文件明确，分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式。大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，采用自发自用余电上网模式需要参与电力市场交易。

⑥2025年6月28日，广东电力交易中心发布《广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则（试行）》、《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》。文件指出，广东虚拟电厂可参与交易品种包括：电能量交易、需求响应交易、辅助服务交易。负荷类、 发电类中长期交易单元可参与年度、多月、月度、多日（周）等周期的双边协商、挂牌、集中竞争和绿电交易，具体以实际交易安排为准。负荷类虚拟电厂现货交易单元以“报量报价”方式进行现货交易申报。发电类虚拟电厂现货交易单元参照新能源交易单元，以“报量报价”方式进行现货交易申报（包括短期、超短期功率预测），参与日前、实时现货市场优化出清，形成中标发电分时曲线和分时节点电价。

⑦2025年6月28日，国网内蒙古东部电力有限公司发布《新能源上网电价市场化改革政策告知函》。其中提到，纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价0.3035元/千瓦时。当市场环境发生重大变化时，结合市场价格运行实际适时调整机制电价水平。纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。原国家批复文件中明确项目利用小时数或运行年限的，按照国家要求执行。对纳入机制的电量，由国网蒙东电力每月按机制开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊或分享。已纳入机制的电量，不重复获得绿证收益。

⑧2025年7月1日，山西省发改委发布《关于做好新能源上网电价场化改革有关事项的复函》。针对机制电价政策执行前，新能源上网电价结算有关事项有如下明确，2025年6月1日(不含)以前并网的新能源项目，暂按现行政策和电力市场交易规则执行。2025年6月1日(含)起并网的新能源项目，未直接参与市场交易前，上网电量暂按同类型项目月度实时市场加权均价进行结算，暂不参与市场运营费用等回收及分摊分享。

⑨2025年7月2日，湖南省发展和改革委员会发布《关于优化我省分时电价政策有关事项的通知》，对湖南省分时电价政策进行了优化调整，自2025年8月1日起执行，有效期5年。文件提到，全年按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时；对执行分时电价的用户，每年1月、7月、8月、12月实施季节性尖峰电价。浮动比例上，对不同类型用电用户的平段电价及高峰、谷段电价浮动比例分别进行规定。

⑩2025年7月3日，青海省能源局发布关于征求《青海电力现货市场规则汇编（V3.0）（征求意见稿）》《青海电力现货市场第二次结算试运行方案（征求意见稿）》意见建议的通知。文件提到，本次结算试运行时间为2025年7月16日至29日（2025年7月15日至28日分别组织7月16至29日的日前现货交易），7月16至29日开展调电及实际结算。中长期交易采用“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的交易模式，中长期交易结果不作为发电机组调度执行依据。现货交易采取“发电侧报量报价、用户侧不报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。

⑪2025年7月3日，山西发改委发布关于征求对《山西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）》意见建议的函。方案指出，推动新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，以“报量报价”方式参与交易形成上网电价，暂不具备条件的接受市场形成的价格。适时推动生物质发电等电源参与电力市场交易。存量项目机制电量规模，与现行具有保障性质的相关电量规模政策衔接，按照具体项目核定机制电量比例（机制电量占上网电量的比例）；增量项目机制电量规模，与现有新能源非市场化电量比例适当衔接，初期分风电和光伏两种类型分别确定，具体项目的机制电量通过竞价确定。存量项目机制电价与现行价格政策衔接，按不高于现行燃煤发电基准价格确定；增量项目机制电价水平通过竞价确定，每年组织已投产和未来12个月内计划投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期分风电和光伏发电两种类型组织，不具备充分竞争情况下，合并组织。

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

国能日新电力交易产品与服务

扫码预约登记