辑要 | 电力市场双周快报（25.12.29-26.1.11）

《指导意见》明确到2030年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台。

到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标。

《指导意见》明确了七方面任务举措：一是明确新型电网平台功能定位。二是加强各级电网统一规划建设。三是构建新型电力调度体系。四是增强电网安全治理能力。五是促进新质生产力赋能电网发展。六是推进电网全方位服务民生保障。七是强化电网监督管理。

《实施细则》共10章45条，从职责分工、账户管理、绿证核发、绿证划转、绿证核销、异议处理、信息管理、绿证监管等方面进行全面细化，构建体系完善、权责清晰的绿证全生命周期管理机制，为可再生能源环境权益规范化运作提供制度支撑。

在规范核发管理方面，系统梳理绿证分类、核发对象、核发规范，明确关键环节时限要求；在公共电网全覆盖的基础上，专门明确因客观原因存在绿证核发障碍的项目申领绿证的要求，进一步深化已建档立卡项目的绿证核发全覆盖。对新能源可持续发展价格结算机制对应绿证进行标注和区分，顺应新能源全面市场化改革新要求。

在细化划转规则方面，明确绿证市场交易、绿色电力交易、存量常规水电、自发自用、离网项目等场景的绿证划转要求，确立划转管理规范性，确保绿证归属清晰。提出通过绿电交易、通道输电协议等市场化方式将绿证纳入交易范围，并明确绿证价格大于0，有力保障跨区消纳绿电的环境权益清晰划分

《指南》提出推动多能高效互补利用、促进可再生能源就近高比例消纳、加强与电网友好互动、具备工业负荷调节能力、提高数智化系统运行管理水平等五项基本原则。

工业绿色微电网主要包括可再生能源发电、工业余能利用、清洁低碳氢制取与利用、新型储能应用、电能变换与柔性互联、数字化能碳管理等设施或系统。

在可再生能源发电发明，文件提出工业企业和园区新建太阳能、风能等可再生能源发电每年就近就地自消纳比例原则上不低于60%；电力现货市场连续运行地区，分布式光伏可通过聚合方式接入用户侧电网或与用户开展专线供电，采用自发自用余电上网模式参与现货市场，上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。

现货市场方面：集中式新能源项目，原则上应具备接收并执行电力调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线条件，以报量报价、报量不报价参与现货市场优化出清。分布式新能源项目，经虚拟电厂运营商按同一节点聚合后成为可直接调度的发电类虚拟电厂，以报量报价或报量不报价参与现货市场。2026 年7 月1 日起，未经聚合的分布式新能源项目按所在节点参与实时市场结算。

中长期市场方面：新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。建立健全适应新能源发电特性的中长期交易机制。合理确定中长期交易申报电量上限。

绿色电力交易方面：绿色电力交易和结算按国家有关规定执行。省内绿电交易仅开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。全面推广多年期绿电交易（PPA）机制。

文件明确，《江苏省电力现货市场运营规则 (V2.2版) 》《江苏省电力现货市场运行参数建议值》已通过，自2026年1月1日起按照新版现货规则和运行参数部署开展电力现货市场运营相关工作。

交易注册并准入生效的公用燃煤电厂（含阳城电厂）、新能源场站（含绿电交易）、核电厂等省内发电企业全部参与现货市场，交易注册并准入生效的一类用户、售电公司等全部参与现货市场。鼓励其余发电企业主动参与现货市场。

日前电能量市场原则上采用报量报价的方式组织交易，采用全电量竞价、集中优化的方式出清。

现货连续结算试运行期间，中长期交易存在中标电量的燃机需同步参与当月及以后的现货市场。

经公开竞价和结果公示，26165个项目入选江苏省2025-2026年新能源增量项目机制电价执行范围，均属于“其他风电项目和光伏项目”类别，入选机制电量合计131.35亿千瓦时，机制电价出清价格为0.36元/千瓦时（含税），本次增量项目竞价出清的机制电价执行期限为10年。“海上风电项目”类别因申报项目不足，未开展出清，该类别机制电量规模统筹用于“其他风电项目和光伏项目”类别。

文件指出，拓展分布式光伏开发与消纳空间，提高分布式光伏自调节能力和消纳水平，保障电网安全稳定运行。

各类电源均有参与调节、促进新能源消纳的义务。统调新能源按照现货市场出清结果参与调节，非统调集中式新能源按照调度指令参与调节。在日间用电负荷较低、新能源出力较高的节假日等特殊时段，以及重大基建停电等特殊情况下，当各项消纳手段全部用尽、分布式光伏无法全额消纳时，电网企业组织分布式光伏参与调节。按照“先高压、后低压”“优先调控工商业项目”的原则参与调节，在消纳缺口较大时，对不具备调度端远程控制条件的分布式光伏，可根据调节原则在日前安排整站停运。

同时，文件要求提升光伏调节能力，促进网源协同发展。要提升分布式光伏“四可”能力，并加快分布式光伏调节能力改造。

新版“细则”自2026年1月1日起正式施行。虚拟电厂和10千伏分布式电站等新纳入并网运行考核管理的并网主体相关条款、新能源发电功率日内预测偏差考核相关条款按程序开展模拟运行、试运行，正式运行时间原则上不晚于2026年7月1日。

市场运营机构要强化新版“细则”执行管理，统一标准尺度，规范考核返还、补偿分摊、费用结算及信息报送等工作流程。电力调度机构和电力交易机构要加强协同配合，制定新版“细则”执行内部标准、管理流程等，加快推进相关技术支持系统改造，并及时提交分析报告及工作建议。

根据结算细则，电能量市场结算方面，电能量电费为其实时市场全电量电费、中长期差价合约电费之和。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。按日出具日清分结果（除仅具备月采集能力或使用当地地县调直调电站上网电量的电力用户、跨月确认结算基础数据的电厂等外）；以自然月为周期出具结算依据，并开展电费结算。电力零售市场根据零售合同以月度为周期出具结算依据，并开展电费结算。未进入现货的经营主体以自然月为周期开展结算。

辅助服务市场结算采用“日清月结”的方式，按日对交易结果进行清分，生成日清分依据；按月对交易进行月结算，出具月结算依据，并开展电费结算。各品种辅助服务费用应在结算单中单独列示，不与其他费用叠加打捆。

燃煤、燃气发电机组可获得的容量电费，根据四川省燃煤、燃气发电容量电价、机组申报的最大出力和考核情况综合确定，最大出力由机组分月申报，电网企业按月结算。

通知指出，直接参与电力市场的工商业用户，上网环节线损费用、输配电价继续按照现行分时电价政策浮动，系统运行费用、政府性基金及附加不浮动，上网电价部分按文件中说明执行。

代理购电用户继续执行现行分时电价政策，代理购电价格（含1.5倍工商业用户代理购电价格）上网环节线损费用、输配电价参与浮动，系统运行费用、政府性基金及附加不浮动。

冬季负荷高峰时期（12月、1月）专用变压器容量在2000千伏安及以上的大型商业用户，可自愿选择执行分时电价，或参照全省商业用户原分时电价与目录电价平均差额执行平均电价。

《实施意见》提出，进一步提升能源科技创新能力和水平，探索能源转型升级新路径。到2030年，具有山西特色的能源科技创新体系更加完善，能源重点领域的关键技术、核心装备和重要部件研发取得突破，累计产出100项以上标志性科技成果，科技成果转化更加高效，技术成交额突破500亿元，能源企业研发机构应设尽设，企业创新主体地位更加突显，科技创新和产业创新深度融合取得显著成效。

按照煤炭采掘、灵活高效发电、煤化工、煤层气勘探开发、新能源、智能电网、固废处置利用、碳捕集利用与封存、“人工智能+”能源创新等9条能源转型新路径，安排部署33个方面100余项重点攻关任务，旨在推动突破一批关键核心技术，为能源转型提供强有力科技支撑。