、国家能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作 的通知》（发改办体改〔 2025 〕 394 号） ，全面加快电力现货市场建设， 2025 年底前 基本 实现电力现货市场全覆盖， 全面开展连续结算运行 。 其他地区：交易规则及交易系统基本已经启动，江西 、湖南 、陕西 、宁夏 、重庆 、河北南 一批电力现货试点： 山西 、广东 、山东 、甘肃 、蒙西 、省间现货 、浙江已转入正式运行， 福建进入连续结算试运行， 四川预计 西藏已发布电力直接交易方 案 全国统一电力市场建设规划 “1+6 ” 基础规则体系： • 《电力市场运行基本规则》 作为总纲， 为整 个市场提供了顶层设计和基本遵循 。 • 三项交易规则（中长期 、现货 、辅助服务） 构 成了电力市场交易的“三驾马车 ”， 覆盖了从 长 期到实时 、从电能到安全服务的所有交易品 种 。 • 三项支撑规则（注册 核心改革内容 1. 推动新能源上网电价全面市场化： 1. 新能源项目（风电 、太阳能发电） 的上网电量原则上全部进入电力市 场， 电价通过市场交易形成 。 2. 完善现货市场和中长期市场交易规则， 缩短交易周期， 提高交易频次， 实现周 、多日 、逐日开市 。 2. 建立新能源可持续发展价格结算机制： 1. 对纳入机制的电量， 当市场交易价格低于机制电价时， 给予差价补偿； 高于机制电价时，

反映电力环境溢价 建设目标 实现电 - 绿 - 碳市场协同 容量规划、 应急备用 新能源参与市场情况 实时市场 电力平衡 消纳责任权重、可再生能源补贴、能耗双控目标 4 1 03 交易规则理解 各省新能源市场规则各不相同， 中长期交易频率和交易种类的增 加 ，导致报价决策的难度大大增 加。 需结合当地电力市场建设情况， 综合考虑中长期合约电量比例、 功率预测准确率及市场行情等， ，导致交易在实际执 行中可能存在较大偏差 相关偏差结算、 偏差回收及 偏差考核是影响新能源发电 企业盈亏的重要风险 02 功率预测准确性 导 致交易存在风险 新能源入市面临挑战 交易规则复杂 2025 年全省发电装机容量超 23GW 截至 2025 年 3 月底 , 全省发电装机总容量 ( 不 含新 型储能 )23652.55 万千瓦 , 其中火电 12094.18 万千瓦 ，试图在政府支持的基础上堆砌出 一个看似稳固但实际风险较高的盈利结构。 • 高度依赖政策补贴： 盈利的核心在于政府提供的各种补 贴和支持政策。 • 忽视市场机制 ：较少考虑市场需求和电力市场交易规则。 • 潜在风险大： 一旦政策发生变化或补贴减少 ，整个盈利 结构可能瞬间崩塌。 模 式转变 电力交易台账 一、 日清分台账 作用： 复盘连续运营策略收益、 核对日清分结算单（月度结算单）

追 溯、可审计的碳排放核算报告。 13. 电力碳排放核算有哪些要点提示？ 电力碳排放核算需严格遵循“边界唯一、方法统一、数据可溯”原则。物理边界划分应避免交叉 或遗漏，责任边界需与电力市场交易规则相衔接；直接排放计算优先采用实测法，间接排放需 区分 Scope 2 排放的购电与售电责任；所有原始数据需保留完整的计量器具检定证书与数据采 集记录，确保核算结果满足碳市场交易与监管要求。 14 ”特征，部分省份通过 行政手段限制外电入省，阻碍了跨区域碳成本的传导机制。国家电网公司发布的研究报告进一 步揭示，现有政策体系存在显著的碎片化问题，各部委在碳配额分配、电价形成机制、跨区域 交易规则等方面的政策协调不足，导致市场主体面临“政策打架”的困境，如碳排放权交易市场 与电力辅助服务市场的结算周期错位，增加了发电企业的合规成本与经营风险。 30. 电碳市场运行的基础性障碍是什么？ 国电碳市场协同提供了参考，如分阶段推进协同机制、强化政策协调和数据共享等。 42. 如何处理电碳市场中的跨区域交易问题？ 处理电碳市场跨区域交易问题需从政策、技术和机制层面入手。政策上建立全国统一框架，明 确跨区域交易规则和收益分配原则；技术上统一碳排放核算标准和数据接口，利用区块链等实 现数据实时共享和追溯；机制上开展跨省协同试点，测试结算和风险防控环节，建立纠纷解决 机制。通过这些措施打破区域壁垒，促进跨区域电碳资源优化配置。

申报价格下限：申报价格下限 = 上一交易日综合价 ( 或首日指导价 )×(1-U%) ◆ 综合价格 = 总交易金额 ÷ 总交易电量，即该标的全天量价的加权平均值 集合竞价 报量、报价 报量、报价 中长期合约竞价交易规则 ( 广 东 ) 统一出清 关闸时间 买三 0.47 买二 0.48 买 — 0.49 卖— 0.47 卖二 0.50 卖 三 0.53 未成交申报 统一出清价格 买方申报 卖方申报 个工作日前完成提交确认 ( 一方上报，另一方确认 ) 中长期合约双边交易规则 l 自定义曲线 ◆ 每周开展，以周为最小单元的合约电量 ◆ 发用两侧可同时作为挂牌方和摘牌方 ◆ 挂牌采用匿名机制 ◆ 挂牌信息包括：合约周期、交易电量、交易价格、分解曲 线 ◆ 挂牌方主体不得在已挂牌合约周期内参加相同曲线摘牌交易 中长期合约挂牌交易规则 净量额定

依法宣告破产、歇业，电力业务许可证被注销等情况）。 （二）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违 规进入市场，且拒不整改的。 （三）严重违反市场交易规则，且拒不整改的。 （四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适 合继续参与市场交易的。 （五）因违反交易规则及市场管理规定等情形被暂停交易，且 未在期限内完成整改的。 （六）法律、法规规定的其他情形。 第二十五条 退出市场的经营主体应缴清市场化费用及欠费， 599 号）规定电力安全事故等级的事故处理情形除外。 第一百一十六条 市场干预期间的干预触发条件、干预规则等 由国家能源局派出机构和省（区、市）价格等有关主管部门制定， 并在省（区、市）/区域市场交易规则中明确。若干预期间机组总发 电收入低于核定的总发电成本（包含调用停机机组的启动成本）， 应按照核定的总发电成本对机组进行结算。 第一百一十七条 当采用价格管制的方式干预市场时，管制定 价的

界条件，设计市场总体架构、参与主体与交易内容，开发 多元交易产品，完善市场机制设计，形成系统性市场建设 方案。 （2）完善市场规则 建立健全“电—碳市场”法律法规与政策体系，制定 市场管理规则、交易规则、监管规则、配套保障制度等， 明确市场参与主体相关法律职责和行为准则，协调财政、 税收、投资等政策，保障碳减排、清洁消纳等与之协调兼 容。根据市场建设目标及市场发展阶段，动态优化“电— 碳

出力预测资料应主要包括水电站运行方式，水情预报的方法、成果及精度，项目 所在区域风电、光伏发电功率预测的方法、成果及精度。 4.4.4 电价机制及经济性分析资料应主要包括上网电价政策及价格、基准电价、输配电 价格、电力市场交易规则。 4.4.5 其他相关资料应主要包括管理过程中各类电源审批流程、建设管理要求资料。 NB/T 11554 – 2024 7 5 项目规划 5.1 资源分析 5.1.1 资源分析应包括 综合开发项目应按为电力系统提供的容量、电量服务获取收益；同时作为整体参 与电力市场调峰、调频、调相、事故备用、黑启动等辅助服务，并获取相应收益。 7.4.3 综合开发项目宜基于自身调节能力及市场响应能力，根据电力市场交易规则及电 价机制，结合电网辅助服务管理实施细则等，进行市场服务经济分析。 NB/T 11554 – 2024 19 8 项目管理 8.0.1 综合开发项目应整体规划、有序建设、协同运行、规范管理。

生态环境部 国家发展改革委 工业和信息化部等部门关于印发《关于建立碳足迹管理体系的 实施方案》的通知（环气候〔2024〕30 号） ［14］ 国家能源局关于印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》的通知（国能发新能规 〔2024〕67 号） ［15］ 国家能源局综合司 生态环境部办公厅《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场 衔接工作的通知》（国能综通新能〔2024〕124

服 务等电力市场交易中以获取收益。 主要可 划分 成用户侧资源管理和电力市场交易两大 部分。 资源管理包括负荷终端的运行控制和平台 层的优化调度； 电力市场交易主要是通过对电 力交易规则的研究 ，根据电力市场的要求聚 合 虚拟电厂资源 ， 为资源的聚合和优化调度 提供 依据 ，能够制定出最优的电力交易策略 ， 更好 的参与电力市场交易 ，获取更大的收益。 数字拥抱能源