7月7日 - 7月20日 | 国能日新电力交易双周报

相关行业动态

①2025年7月11日，国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司发布《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》。通知指出，本次下达的2025年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，按此对各省（自治区、直辖市）进行考核评估；2026年权重为预期性指标，各省（自治区、直辖市）按此做好项目储备，并结合2025年消纳责任权重完成情况优化纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量规模，结合新能源消纳需求，同步加强调节能力规划建设等配套措施，进一步提高电力系统消纳和调控水平。本次在电解铝行业基础上增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，其完成情况核算以绿证为主，只监测不考核，电解铝行业则进行考核。

②2025年7月11日,国家发展改革委、国家能源局联合批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》。方案明确，国家电网公司、南方电网公司要在2025年迎峰度夏期间，依托跨电网常态化交易机制实现电力资源优化配置，更好支撑电力保供。年底前，进一步统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨电网交易常态化开市。此次批复的方案同时明确以下三方面内容。一是针对不同交易类型，详细设计了各项跨电网交易业务流程，中长期、现货、绿电交易等各类交易类型均可在电网间灵活开展。二是明确了跨电网交易的安全校核及执行原则。三是明确了交易平台信息互联互通和共享互认的原则。方案还结合全国统一电力市场发展趋势，提出了跨电网经营区交易近期、中期和远期工作目标。

各省份电力市场动态

①2025年7月7日，浙江省能源局发布关于印发《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》的通知，文件提到，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；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例不作要求。大型工商业分布式光伏可选择全部自发自用模式或自发自用余电上网模式参与现货市场。

② 2025年7月8日，江西省能源局、国家能源局华中监管局发布关于公开征求《江西省电力市场规则(试行4.0版)》(征求意见稿)意见的公告。文件指出，现阶段为新能源上网电价市场化改革过渡期，直接参与市场交易的新能源发电企业可参与绿电交易，也可参与市场化电能量交易；未直接参与市场交易的新能源发电企业，暂不参与电力中长期交易。现货市场初期，申报和出清的价格下限为-100 元/兆瓦时，上限为 1200 元/兆瓦时，风力、光伏发电企业以“报量报价”方式参与现货市场。

③2025年7月10日，海南发改委公开征求《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》意见。意见指出，2026年1月1日起，全省新能源（所有风电、太阳能发电，下同）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。存量项目（2025年6月1日前投产的项目）的机制电价按照煤电基准价0.4298元/千瓦时执行，竞配式并网项目执行原竞配价格，机制电量比例按具体投产年份确定。增量项目（2025年6月1日起投产的项目）则通过年度竞价机制确定机制电价，不高于0.4298元/千瓦时；2025年6月1日至2026年12月31日期间新建投产的海上风电项目按年上网电量的80%确定，陆上风电和光伏项目按年上网电量的75%确定。

④2025年7月11日，浙江省发改委、能源局发布《关于做好新能源上网电价市场化改革过渡期有关结算事项的通知》。通知明确，方案细则出台前过渡期新能源上网电价计算原则。存量项目（2025年6月1日前全容量投产）继续执行现行价格政策及市场规则。增量项目（2025年6月1日起(含)全容量投产）上网电价：90%上网电量执行浙江省煤电基准价，10%上网电量暂按照当月现货实时市场发电侧同类项目（分风电、光伏两类）电能量加权均价结算电能量电费。

⑤2025年7月11日，国家能源局新疆监管办发布关于印发《新疆电力辅助服务市场实施细则》的通知。文件指出，实时调峰交易采用单段报价方式，单位为元/千瓦时。报价下限为0元/千瓦时，报价上限为0.262元/千瓦时。新能源场站配建储能优先消纳新能源自身发电量，原则上不参与实时调峰交易。确因电力保供和电力系统安全等原因，电力调度机构可以按需调用独立储能、新能源配建储能参与电网应急调峰，相应充电电量补偿价格为新疆平价新能源项目上网电价（0.262元/千瓦时）。细则自2025年8月1日起执行。

⑥2025年7月11日，四川省发展和改革委发布关于印发《四川省虚拟电厂建设运营管理实施方案》的通知。文件指出，虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要包括需求侧市场化响应、电力中长期市场、电力现货市场和电力辅助服务市场等。到2027年，虚拟电厂管理与市场交易机制不断深化，全省虚拟电厂规范化、市场化发展，总体可调节能力力争达到四川电网最大用电负荷的3%，充分发挥虚拟电厂在增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系方面的重要作用。

⑦2025年7月14日，甘肃省发展改革委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》。文件明确，此机制实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含直流配套电源。市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。执行期满后，根据市场运行情况、机组运行成本等另行测算确定。实施容量电价机制对发电侧进行全容量成本补偿后，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时；出清价格下限设置为0.04元/千瓦时，出清价格上限设置为1元/千瓦时。现货市场限价根据国家政策调整和甘肃省电力市场运行实际动态调整。

⑧2025年7月14日，甘肃省发展和改革委员会发布关于公开征求《甘肃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）》意见的公告。方案提到，省内集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、光热发电等所有新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，机制电量规模为154亿千瓦时，机制电价为0.3078元/千瓦时。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，机制电量根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定，单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%；机制电价：已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。

⑨2025年7月14日，江西省能源局下发《关于进一步做好分布式光伏发电开发建设管理有关工作的通知》，文件主要提出大型工商业分布式光伏发电项目规划管理权限和年度开发方案编制纳入设区市能源主管部门管理范畴；电网企业要进一步压实并网安全责任，指导并网项目严格执行接入技术规范，落实“四可”等技术要求；加强分布式光伏利用率监测，对利用率较低区域要采取有效举措提升利用率水平。

⑩2025年7月15日，青海电力交易中心转发青海省能源局关于开展青海电力现货市场第三次结算试运行工作的通知。《青海电力现货市场第三次结算试运行方案》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。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。采用单偏差结算方式。

⑪2025年7月16日，青海省能源局发布关于印发《青海省绿电直连实施方案》的通知。文件明确，有序推进4种类型的绿电直连项目。方案还提出，强化源荷适配，绿电直连项目应实现内部资源协同优化。现货市场未连续运行期间，不允许向公共电网反送。现货市场连续运行后，可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式运行。项目整体新能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上限一般不超过20%。

⑫2025年7月16日，江苏电力交易中心发布《江苏分布式新能源聚合参与省内绿电市场交易试点实施方案》。文件明确，试点初期，暂不考虑台区、电压节点、管辖范围等因素，全省范围内分布式新能源资源可自主选择直接参与或通过聚合商代理的方式参与绿电交易，引导10kV以下、总额定容量小于1MW的分布式新能源优先通过聚合商聚合。分布式新能源与聚合商的代理关系通过合同方式确立，在合同中明确代理费用，并在交易平台上备案。分布式新能源聚合参照集中式新能源绿电交易组织方式主要参与省内绿电市场交易，价格参照集中式绿色电力交易价格。计划9月底前，按照计划开展模拟测试，争取具备条件后尽快正式月内开展交易，常态化组织分布式新能源聚合参与绿电交易。

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

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