8月4日-8月17日国能日新电力交易双周报

相关行业动态

2025年8月6日，国家发改委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976 号），明确自当年 10 月 1 日起正式施行。作为规范电力市场计量结算的基础性文件，该规则不仅界定了制定依据、核心定义及适用范围，更从计量结算原则、市场主体权责，到计量装置管理、数据全流程规范，再到结算准备、电费清算及追退补机制等方面构建了完整体系。值得关注的是，规则针对市场运行状态差异化设定结算周期：现货市场未连续运行时，按自然月或最小交易周期清分后月结；连续运行时则原则上采用 “日清月结” 模式，为电力市场高效运转提供了关键制度支撑。

各省份电力市场动态

①2025年8月8日，浙江省发展改革委、浙江省能源局、浙江能监办发布《关于浙江电力现货市场转正式运行的通知》。决定自即日起，浙江电力现货市场转入正式运行。2024年5月，浙江电力现货市场启动长周期连续结算试运行，截至目前已连续运行一年以上，历经梅汛期、迎峰度夏（冬）、重要节假日、重大活动等不同场景检验，总体运行平稳有序。现货市场运行以来，在保供应、促转型、提质效等方面取得明显成效，助力浙江能源“绿保稳”工程取得新进展，有力支撑了浙江经济社会发展。按照《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕813号）要求，经省人民政府同意，并报国家发展改革委、国家能源局备案，决定自即日起，浙江电力现货市场转入正式运行。

②2025年8月4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（青能运行〔2025〕128号）。通知提到，本次结算试运行时间为2025年8月27日至9月30日（2025年8月26日至9月29日分别组织8月27日至9月30日的日前现货交易），8月27日至9月30日开展调电及实际结算。本次结算试运行电能量市场开展中长期交易，现货日前、实时交易。未参与现货结算的储能电站按现有模式参与调峰辅助服务市场，火电调峰交易与现货交易融合。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。

③2025年8月5日，上海市发展和改革委员会发布《关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关事项的通知》。 通知指出，2025年6月1日（不含）前全容量并网的存量项目：最高按年度电量总规模的100%纳入机制电量，年度电量总规模原则上按照该项目近3年上网电量均值确定；机制电价统一为0.4155元/千瓦时。2025年6月1日（含）后全容量并网的增量项目：年度机制电量总规模根据国家下达本市的年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素合理确定，单个项目机制电量规模、机制电价通过市场化竞价方式形成，按照本市当年度开展竞价后发布的竞价结果公告确定。

④2025年8月5日，云南省能源局发布关于公开征求《云南省虚拟电厂建设管理办法（试行）（征求意见稿）》意见的通知。其中提到，鼓励能源企业、售电公司、负荷聚合商、电力用户等市场主体积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推动技术及模式创新。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参与电力市场交易，不得以同一调节行为，重复获取收益。

⑤2025年8月7日，安徽省能源局发布关于公开征求《关于做好新型储能调度运行结算工作的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件明确价格结算机制：（一）充放电价结算：电力调度机构直接调用独立新型储能充、放电价按调用时间节点现货市场实时电价结算。（二）保供支持补贴：对独立新型储能2025年7月、8月、12月上网总放电量，按0.2元/千瓦时给予补贴；2026年1月、7月、8月、12月上网总放电量，按0.1元/千瓦时给予补贴。省电力公司按照“月结月清”的原则，做好新型储能充放电价和保供支持补贴清算，保供支持补贴暂从尖峰电价资金中列支。

⑥2025年8月7日，山东省发展和改革委员会发布关于印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知(鲁发改价格〔2025〕576号)。其中提到，2025年6月1日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后，机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时0.3949元（含税），单个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，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日起投产的增量新能源项目，由省发展改革委会同有关单位明确机制电量规模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。组织竞价时，设置申报充足率下限和竞价上下限，引导新能源企业充分竞争，降低全社会用能成本；按申报价格从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定。竞价工作由新能源项目自愿参加，参与竞价的应按规定开具履约保函。支持户用分布式光伏项目自主或委托代理商参与竞价，现阶段分布式光伏代理商应具备售电公司资质。

⑦2025年8月8日，山东省发改委下发《《山东省新能源机制电价竞价实施细则》的通知（鲁发改价格〔2025〕577号）》和《关于2025年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知（鲁发改价格〔2025〕578号）》两个重要文件。文件明确，本次竞价主体为2025年6月1日-12月31日投产的风电、光伏项目。首次竞价机制电量总规模为94.67亿千瓦时，其中，风电为81.73亿千瓦时，光伏为12.94亿千瓦时。风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%。单个项目机制电量比例：风电为70%，光伏为80%，并明确区分单个项目机制电量计算公式。竞价上限风电、光伏均为每千瓦时0.35元，竞价下限风电为0.094元，光伏为0.123元。机制电价执行期限深远海风电为15年,其他项目为10年。

⑧2025年8月11日，重庆市能源局、国家能源局华中监管局发布关于印发《重庆市分布式发建设 管理实施细则》的通知。文件指出，采用自发自用余电上网的一般工商业分布式光伏发电项目，根据市内电力负荷分布确定不同自发自用电量比例，其中：主城都市区22个区县辖区内的项目年自发自用电量占发电量的比例原则上不低于20%，其余区县年自发自用电量占发电量的比例原则上不低于40%，超出比例限制的发电量原则上由项目投资主体自行通过市场化方式消纳。特殊情况需由重庆市能源局会同电网企业研究确认。

⑨2025年8月12日，甘肃发改委正式发布关于印发《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》的通知。通知指出，2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，纳入机制的电量规模为154亿千瓦时，机制电价为0.3078元/千瓦时，执行期限按照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与投产满20年对应年份两者较早者确定。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模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%，机制电价由竞价形成，执行期限为12年。原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。方案中增量项目自2025年6月1日起执行，存量项目自2026年1月1日起执行。

⑩2025年8月12日，内蒙古自治区能源局发布关于第二次公开征求增量配电网有关政策意见建议的公告，其中包括内蒙古自治区增量配电业务管理细则（征求意见稿）和关于促进增量配电网高质量发展的若干措施（征求意见稿）。文件提出，配电区域应尽量避免与电网存量资产分布区域重叠，存量用电负荷原则上不应划分在配电区域内。鼓励建设以就近消纳新能源为主的增量配电网，增量配电网接入集中式新能源，按照“自我调峰、自我消纳”原则在增量配电网内消纳，不得向其他电网送电。接入增量配电网的集中式新能源，暂不纳入电力辅助服务市场、暂不参与自治区级电力市场交易，待国家政策明确后按国家有关政策执行。还提出，支持增量配电网内的用电企业依托厂房、屋顶或周边符合新能源建设要求地块，建设“全额自发自用”分布式新能源项目，相应规模不纳入自治区及盟市分布式新能源规模管理。鼓励在增量配电网内建设独立新型储能设施，作为独立市场主体运行。

⑪2025年8月13日，国家能源局西北监管局发布关于征求《青海省电力中长期交易规则补充规定（征求意见稿）》意见建议的通知。文件明确，为做好与青海电力现货市场的衔接，初期中长期分时段交易每个时段设置申报价格上下限，参照青海现货市场申报价格限额执行，结合现货市场运行价格情况每年可动态调整分时段申报价格限额。省内按照年度(多年)、月度(多月)、月内(多日)的时序开展电力中长期分时段交易。现货市场运行时，经营主体偏差电量按照对应时段现货实时市场交易加权平均出清节点电价结算，具体依据青海省电力现货市场规则执行。

⑫2025年8月14日，上海市经济信息化委发布关于同意印发《上海市电力直接交易实施方案（2025年年内版）》的批复。方案明确，上海市在批发侧正式开展中长期连续运营，市内场内融合交易的月内交易按照工作日连续开市；交易方式为滚动撮合交易（按月按时段）。分时电价机制目前情况下暂继续采取用网侧固定分时电价方式。方案自2025年9月起实施。

⑬2025年8月15日，甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化厅、甘肃省能源局、国家能源局甘肃监管办公室发布关于2025年度增量新能源项目机制电量竞量竞价安排的通知。文件提出，2025年甘肃省分两个批次组织新能源同场同权竞价。第一批次为2025年6月1日至2025年12月31日期间已投产和计划投产的新能源项目。第二批次为2026年1月1日至2026年12月31日期间已投产和计划投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目。首批竞价项目，纳入机制范围的电量规模为8.3亿千瓦时。第二批次的竞价项目，纳入机制范围的电量规模为15.2亿千瓦时。竞价上限为0.2447元/千瓦时，竞价下限为0.1954元/千瓦时，确保竞价工作于10月底前顺利完成。

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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