� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 6 01 二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态 � � 9 02 分时电价政策动态调整加快，现货价格对分时电价的指导作用凸显 � � � � � � � 16 03 省级电力零售市场建设加强，用户范围扩大和多元市场主体是发展趋势， . . . . . . . . . . 8 图表3 全国各地区现货市场的建设进度（截止2024年1月）. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 图表4 2023年度层面关键现货价格数据一览 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 图表5 2023年山西、山东、广东现货日前市场分时段均价图(虚线为年平均值) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 图表6 2023年山西、山东现货日前和实时市场分时段均价与实时平均竞价空间图 . . . . . . . . . . . .

作为与现货市场衔接的必然手段，中长期分时段交易将进一步推广 ....................... 21 第三章 现货电力交易 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 06 现货市场加速推进，预期十四五期间省级市场全面建成 ........................... 23 07 现货市场限价将逐步放松，但其对中长期价格传导作用仍然受限. .......................... 25 08 省间与区域现货市场初见雏形，有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒 ... 27 09 储能迈出参与现货市场第一步，但其收益恐难达到理论预期水平.. ............... . . . . . . . . . . . . . . . 32 13 新版“两个细则”呼应新型电力系统建设，新增适应新能源发展的辅助服务品种 ...... 32 14 调峰辅助服务融入现货市场，调频、备用辅助服务市场化发展，其他辅助服务品种补偿 机制优化调整. .............................................................

实践。主要包括： ○ 加速推进现货市场建设。部分具备条件的省 （市、地区）通过降低可再生能源保障小时 数，稳步推动其参与常规电能量交易与绿色 电力交易，并设计相关机制加强参与市场后 的风险防范。部分地区已经推动新能源全电 量参与市场，亦有省份试点政府授权合约或 长期购电协议等配套机制。 ○ 建立/参与本省/区域的辅助服务市场。推动 调峰市场与现货融合，并鼓励新型主体提供 辅助服务。在参与主体、出清规则、价格区 外向型经济省（市） 着重解决用户绿电 消费和认证需求 山西 ● 省内现货交易优先保障新能源消纳 ● 支持新能源选择参与省内和省间两个市场，丰富新能源交易渠道 ● 创新绿证偏差处理机制，增强了绿电交易规范性 ● 分布式新能源可自愿选择以独立或聚合方式参与绿电、绿证交易 甘肃 ● 推动绝大部分新能源以“报量报价”方式参与现货市场，引导新能源提升运营 能力 ● 省内用电负荷与联络 市场机制、配套政策及典型实践 从传统理论和国际经验来看，电能量现货市场及 其偏差规则与平衡机制的建设和完善，是解决系统 平衡问题的主要手段。作为电力市场的基础组成部 分，现货市场通过价格信号引导市场供需平衡，实现 电力资源的更高效配置，通过偏差惩罚规则倒逼可 再生能源发电企业提升短期出力预测精度，规范发 电企业的行为。现货交易频次高、周期短的特点更适 配可再生能源的波动天性，发电企业可以利用可再生

调节出力：增加电力系统可调电源和可调负荷，补充尖峰电力缺口 节能管控：通过数智化技术，使用电合理、稳定且高效，降低成本 辅助服务：提供调峰、调频、调压、备电等辅助服务，赚取收益 现货交易：可直接参与电力市场现货交易，赚取收益 碳资产及网络融合：开发中产生的碳资源、用户和数据资源，实现价值倍增 1 2 3 4 5 6 7 虚 拟 电 厂 的 价 值 （二）用户侧融合开发的机遇与挑战 （截至23年8月） 山西 现货正式运行 调峰、调频 试行储能容量补偿 0.6 亿度 广东 现货正式运行 调频 试行储能容量补偿 51 亿度 山东 现货长周期试运行 调峰、调频 试行储能容量补偿 9.8 亿度 浙江 现货短周期试运行 调频 试行储能容量补偿 77.3 亿度 福建 现货短周期试运行 调峰、调频 \ 3.6 亿度 上海 现货短周期试运行 调峰 \ 25.3 亿度 江苏 现货短周期试运行 调峰、调频 调峰、调频 \ 35 亿度 湖北 现货短周期试运行 调峰、调频 \ 1.3 亿度 安徽 现货短周期试运行 调峰、调频 \ 22.3 亿度 河南 现货短周期试运行 调峰 \ 0.4 亿度  a. 获取电力市场独立主体地位，可考虑与当地电网公司等联合开发；  b. 构建源储荷多元可控资源池，扩大源、荷两侧自主可控资源的规 模，增强在电能量、辅助服务等市场的盈利能力；  c. 加强政策研究

括在停电后执行电网恢复的黑启动操作等。辅助服务调用所产生的成本将根据调度偏差考核由相 关市场主体承担。另一方面，欧洲能源交易所（European Energy Exchange，EEX）和欧洲 现货电力交易所（European Power Exchange Spot Market，EPEX SPOT）等独立市场运 营商负责电力市场运营，开展电能量、电力衍生品及碳排放配额等交易 A。在这些市场中，发电 Contracts，OTC）进行。事实上，目前 仅有少部分电力在交易所中成交，约 75% 左右的交易量属于 OTC 形式 A。这两类交易机制中均 包含现货市场与中长期市场（如期货、期权或远期合约），用于满足不同时间尺度上的电力交易 需求。 1．现货市场 电力现货市场采用边际成本定价方式，按照“优序出清”机制运行，即电价由边际机组的单 位发电成本所决定，反映某一小时内生产 1 兆瓦时电力的最低边际成本。在欧盟，所有化石燃料 化碳配额与电力一样，在欧盟的交易所中进行交易。当碳价较高时，可再生能源在电力市场中的 竞争优势进一步显现，尤其对煤电这类碳强度较高的机组构成较大压力。 电力现货市场由两部分组成：日前市场和日内市场。电力市场的核心目标是以最低的系统总 成本，保障电力在所有时段的可靠供应。欧洲电力现货市场由总部位于巴黎的欧洲现货电力交易 所负责运营，主要进行次日和当日交付的短期电力交易。另一家重要的市场运营机构是设在德国 莱比锡的欧洲能源交易所

能，实现了能源管理的智能化和精细化。如用量用费管理帮助企业实时监控能源使用情况，合理 控制成本； y 灵活的市场参与：随着电力市场的逐步开放和多元化发展，微电网能够灵活参与电力中 长期交易、电力现货交易、需求侧响应辅助服务、绿电交易、碳交易等多种市场活动。 图12：新型电力系统架构下，微电网是用能企业未来的能源基础设施形态 来源：施耐德电气 17 技术为基，构建全生命周期“能源新质生产力” 策略，经由电网 调度综合研判、计划的指令反馈，基于自身并离网切换策略，平滑有效地遵循计划策略实施。 18 拥抱能源产消一体化 （二）经济价值：分时电费优化、需量电费优化、需求侧响应、电力现货交 易等功能 • 分时电费3 优化 微电网系统根据分时电价，实现分布式能源（发电/用电设备, 储能）经济调度，优化电费账 单。微电网系统可降低站点的能耗、在高峰电价期间增加站点的能源生产，也可在非高峰期增加 需求响应平台， 最后接收来自电网需求侧响应平台的需求指令，根据自身弹性资源评估，实时运行策略调度参与 需求侧响应。 • 电力现货交易 用能企业通过电力市场现货交易平台功能接口，参与电力现货市场化交易，不仅可使企业从 需求出发，降低用能成本并实现减碳，同时现货交易的市场化规则还可帮助大电网实现有序用电 以及社会层面碳排的降低。未来的新型电力系统电能采买将采用实时电价体系，用能企业购电进

全国调节能⼒达到2000万千⽡、2030年达 到5000万千⽡。 技术层⾯ 虚拟电⼚运营需具备聚合调控、交易执⾏和 实时控制等核⼼能⼒，并建⽴安全可靠的技 术平台。 市场⽅⾯ 虚拟电⼚作为独⽴主体进⼊电⼒现货、辅助 服务和需求响应市场，盈利模式涵盖市场交 易收益和政策补贴等。 虚拟电⼚作为新型电⼒系统的重要组成，正在中国迎来快速发展。本⽂对我国虚拟电⼚的发展现状、政策环境、核⼼技术能⼒、市场机制、典型案例及未 在中国电⼒市场体系中，虚拟电⼚已被定位为独⽴的市场主体和经营主体。根据国家能源局发布的《电⼒市场 基本规则（试⾏）》和监管办法，虚拟电⼚在满⾜注册和技术要求后，可以以独⽴主体⾝份参与电⼒中⻓期交 易、现货交易和辅助服务交易等各类电⼒市场。 准⼊条件 具体准⼊条件包括符合电⼒市场会员注册的资质要求，以及相应市场对于容量精度、出清节点等⽅⾯的技术准 ⼊标准。监管机构⿎励各地在虚拟电⼚发展初期适当放 利。这包括像售电公司⼀样在中⻓期和现货市场低买⾼ 卖电量差价获利，或像发电⼚⼀样通过出清电⼒市场获得发电收益。同时在辅助服务市场提供调峰、调频等服务获取补偿，也是重要收⼊来源。随着各地电⼒现货、绿电交易和辅助服务市场逐步开 放，虚拟电⼚未来可以全⾯参与这些市场，将需求响应、辅助服务和电能量交易多种盈利⼿段相结合。⽐如⽩天光伏发电富余时虚拟电⼚可以代理⽤⼾在现货市场买电蓄能，晚⾼峰时再卖出或减

于用户侧储能的补贴支持政策明显减少，规范项目的备案、设计、建设、调试、 并网验收成为工作的重点。 增加午间低谷时段、延长傍晚高峰时间、减少工商业电费浮动项构成、增加 高峰和低谷浮动比例、推动电网企业通过参与电力中长期市场和现货市场方式代 理购电等成为目前各地工商业电价政策调整的共同方向。电价政策的频繁调整将 使工商业储能项目经济性面临诸多不确定性。在 2025 年 1-10 月发布过工商业 电价新政/征求意见稿的 14 14 个地区中，共有浙江、江苏等 9 个地区的用户侧储 能项目连续 12 个月充放电套利的收益出现下降；天津、安徽、江西等 5 个地区 II 则成为政策调整的受益地区。 在电力现货市场建设提速、“新能源+负荷”融合发展、算力基础设施建设持 续推进的大背景下，用户侧储能应用有望获得新的机遇。2025 年 4 月《关于加 快推进虚拟电厂发展的指导意见》正式下发，虚拟电厂建设发展路径已经清晰。 10kV 两部制峰谷价差分布 数据来源：寻熵研究院统计分析。注：统计截至 2025 年 11 月底。基于各地 10kV 两部制 电价进行分析。 2.2.2 浮动项和浮动比例变化 随着各地现货市场相继进入连续结算试运行阶段，发电侧上网电价/代理购 电价逐渐开始按照市场价格结算，电度输配电价、上网环节线损折价、政府性基 5 5 4 4 3 8 5 4 3 6 9 6 10

目标、推动经济绿色转型提供了坚实保障。 然而，不可忽视的是，我国碳金融市场仍处于起步阶段，面临诸多挑战。市 场流动性不足，限制了碳资产的高效配置；碳金融支持碳市场的形式较为单一， 我国目前仍是以碳配额和自愿减排机制的现货为标的碳融资服务为主；基础设施 配套需进一步完善，市场运行效率有待提升；风险对冲产品品种较少，难以有效 应对市场风险；“双碳” 项目收益周期长、回报率不稳定，降低了投资者的积极 性；我国碳定价 者提供了风险管理的工具， 为激活与管理碳资产创造了条件，吸引更多资金参与到碳市场中，有利于碳市场 的持续健康发展。与传统金融市场相似，碳市场需要结合多元的碳金融产品以发 挥更为综合的功能，如在现货交易的基础上发展衍生品交易，在直接融资的基础 上发展间接融资等。以碳排放权抵质押贷款为例，有碳排放权盈余的企业可于碳 碳市场与碳金融发展报告 3 市场中出售碳排放权，通过直接融资的方式获得资金，同时，企业也可选择将碳 中，建立起了传统金融市场与实体经济绿色转型的桥梁，为碳市场的发展带来了 更为有利的条件。 国外碳金融功能大多内置于碳市场，譬如，欧盟碳市场从启动开始便实行的 是期货与现货一体化的市场，是高度金融化的市场工具，而美国 RGGI（区域碳 污染减排计划）碳市场的期货交易甚至早于现货交易，借鉴其经验可得，碳市场 与碳金融的协同发展意义重大。 （二）欧盟碳市场与碳金融发展进程 欧盟碳市场是全球最成熟的碳市场之一，已经经过