18:0020:0022:0024:00 时间 节点电价： 在满足当前输电网络设备约束条件和各类其他资源工作特点的情况下，在节点增加单位负荷需求时的边际成本。 优势 ： 有效反映电力商品时间、空间价值；在短期有效引导用电行为，在长期指引电网公司合理规划输电资源；节点电价机制是 最为成熟的考虑安全约束的价格机制。 节点边际电价 (LMP) 反映系统网损的价格，输配 电价中已考虑网损，节点电 价中不考虑网损。 价中不考虑网损。 电力现货市场的节点电价 不考虑阻塞与网络的情况下， 无约束最优调度的发电成本。 II 输电阻塞成本 反映输电线路阻塞对系 统发电成本的影响。 网络损耗成本 系统能量价格 十 十 母线 i 的 网损因子 =LF; 网损惩罚因子 (PF;)=1/(1-LF;) 母线 母线 母线 i 网损因子和网损惩罚因子 AM 注入 1 兆 瓦 有功出 力 到达参考母线 机组、 #2 机组中标电价 ? ◆ 如何确定负荷 A 、 负 荷 B 中标电价 ? √ 统一按 200 元 /MWh 出清结算，对 #2 机组不公平 √ 统一按 500 元 /MWh 出清结算，对负荷 A 不公平 √ 节点 1 按 200 元 /MWh 出清结算，节点 2 按 500 元 /MWh 出清结算 —— 问 题 —— 方 法 节点电价形成原理 容量： 200

（六）直接参与市场的电力用户、售电公司、代理购电用户等 应平等参与现货交易，公平承担责任义务；推动代理购电用户、居 民和农业用户的偏差电量分开核算，代理购电用户偏差电量按照现 货价格结算，为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含 偏差电费），由全体工商业用户分摊或分享。 （七）省间市场逐步引入其他经营主体，放开各类发电企业、 用户、售电公司等参与交易；兼顾送受端利益，加强省间市场与省 （区、 数据，保证 数据交互的准确性和及时性。 （六）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等， 按时完成电费结算。 （七）保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社 区服务中心等公益性事业用户）、农业用电供应，执行现行目录销 售电价政策；单独预测居民、农业用户的用电量规模及典型用电曲 线。 （八）向符合规定的工商业用户提供代理购电服务。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 价、分区边际电价和系统边际电价等机制。 （一）节点边际电价包含电能量分量和阻塞分量。对于电网阻 塞程度较为严重、输电能力受限的地区，宜采用节点边际电价机制。 （二）当电网存在输电阻塞时，可按阻塞断面将市场分成几个 不同的分区，并以各分区内边际价格作为该分区电价。对于存在明 显阻塞断面的地区，宜采用分区边际电价机制。 （三）现货市场出清时，以市场内统一边际价格作为系统电价 的，可不区分节点或价区。

能够提升系统可靠性 和需求响应能力，包括对智能逆变器和标准化通信协议做出要求。 • 实施缓解电网阻塞和指导新项目选址的机制，如透明的电网承载力评估 （以国家能源局的试点计划为基础）以及网络电价中的位置信号。对于阻塞 最严重的地区，可尝试灵活接入协议（FCA）；而在电力市场较发达的省 份，可考虑进行本地灵活性采购试点。 • 投资人员培训和机构能力建设，并促进跨省和国际经验交流，为电网运营 实际准入壁垒、调整竞标规则和市场产品。在省级市场制定和试行规则时， 确保这些规则能够使分布式能源提供多种服务，并在不影响系统可靠性的 情况下叠加收入。 • 鼓励小规模用户的需求侧灵活性，向更大范围推行分时电价和动态定价方 案。为实现这一目的，可利用中国广泛部署的智能电表，并以自愿的方式 引入这些方案，重点关注电动汽车和热泵等灵活负载的用户。 • 通过针对性的运营和报偿模式促进自发自用，特别是在电网容量有限的地 分布式能源、微电网和私人投资的增量配电网的非歧视性接入权，并建立平等 透明的输配电成本分摊机制。  优化输配电定价机制，以反映系统成本并鼓励高效利用。这包括借鉴各省将电 网成本纳入时变电价组成部分的经验，完善当前基于电压的定价，以进一步鼓 励本地消费，并在网络电价中引入动态因素。 中国的分布式能源融合发展 执行摘要 国际经验启示 10 IEA. CC BY 4.0.  在国家能源局的指导和

环境带来的高昂技术经济成本，以及并网与送出通道的瓶颈。智能微电网方面，其规模化 推广存在多重壁垒，如其发、配、用、储一体化的特性与当前分环节管理的监管体系存在 冲突，导致法律地位和管理职责不清；高昂的初始投资与现行电价机制下的价值回报不对 等；以及缺乏针对不同应用场景的差异化技术标准与运行经验。 为破解上述难题，本报告从四大维度提出协同化建议。 在健全统筹协调与规划管理体系方面，建议由福建省政府牵头，成立跨部门协调机制， 福建省新型电力系统建设关键问题研究 在优化重点领域政策与审批方面，针对海上风电，推行一体化联合审批，同时调整单 一以低电价为主的竞争模式，转向多维度合理竞争，并探索建立合理的投资分摊机制。针 对智能微电网，建议出台省级管理办法，明确其法律地位，并构建多元化价值实现机制， 如探索隔墙售电试点，支持其参与辅助服务市场，并出台容量电价或备用容量补偿政策。 在创新市场机制与价格信号引导方面，应大力发展绿电交易市场，使新能源环境价值 境价值 市场化。同时，健全辅助服务市场与成本疏导机制，建立“谁产生、谁承担，谁受益、谁 付费”的市场化循环。此外，通过拉大峰谷价差等方式，强化分时电价的价格信号引导作 用，鼓励用户侧储能发展。 在加强关键技术攻关与产业支撑方面，建议设立省级能源科技重大专项，通过“产学 研用”深度融合，支持超大型抗台风风电机组、柔性直流输电、海上风电制氢等关键技术 的研发与产业化。同时，培育壮大本土高端

受端省份关于配套 调节电源容量电价分摊矛盾问题，建议建立跨省跨区调节资源交易市场；四、加快完善中 东部受端省份用户侧响应机制，逐步推动受端用户参与电力跨区交易；五、在全国统一电 | 2 | 提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展 力大市场下，建立并完善三层级市场协同体系；六、为保障双方利益，提升政府间协商效 率，建议送受端省份建立“保障小时数固定电价 + 增量部分市场价格”模式；七、逐步完 增量部分市场价格”模式；七、逐步完 善跨省跨区中绿电交易机制，保障中东部受端省份不断增长的绿电需求；八、建立与新能 源相对应的动态的输配电价机制，减少省间价格长期高于省内价格的不平衡问题。 提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展 | 3 | 1 研究背景 西北地区可再生能源资源丰富，风光资源可开发量超 160 亿千瓦 [1]，其中风电占全 国三分之一，太阳能达到全国近六成 [2]。“十四五”规划的全国九个大型清洁能源基地中， 跨省跨区中长期送电价格协商困难 目前，跨省跨区中长期交易价格多以政府间合作框架协议形式明确，一般以受端省省 内市场交易平均价或燃煤基准价扣减输电价格协商确定。但是，受供需情况、经济发展、 市场水平、电力曲线等多种因素的影响，存在市场价格协调形成困难的问题。同时，送受 端省份协商中长期送电价格通常参考受端燃煤发电基准价，由于煤电容量电价机制的建立 导致燃煤基准价有所调整，跨省跨区中长期交易电价格需要考虑此类因素，配套电源的调

亿千瓦时，协定直购电价 0.424 元 / 千瓦时，由此广东电力市场正式开启。 直购电试点初见成效。至 2012 年底，台山直购电累计电量 11 亿千 瓦时，年均电量约 1.8 亿千瓦时，直购电价相比发电企业批复上网电价 降低 0.025 元 / 千瓦时。叠加试点输配电价调整至 0.177 元 / 千瓦时，用 户实际到户电价为 0.656 元 / 千瓦时，比江门地区大工业用电到户电价 低了 0 号）等政策文件，正式推出了基于“价差传导”的电 力用户和发电企业双边协商、集中竞争模式。2013 年全省共 111 家大用 户与 27 家电厂签订了直接交易合同，合约电量共计 22.4 亿千瓦时，用 户侧销售电价与电厂上网电价联动，每度电向下浮动 9.4 厘。 深化电力中长期交易试点工作。2014 年 9 月，广东印发《电力大用 户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，明确逐年扩大交易规模、 设立电力交易机构 号文”推动售电侧改革。2015 年 3 月，中共中央、国 务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕 9 号），明确按照管住中间、放开两头，有序放开输配以外的竞争环节 电价，有序向社会资本放开配售业务。2016 年初，国家发改委、国家能 源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点。同年 3 月，广东在 全国率先引入售电公司参与月度集中竞争交易，形成“多买多卖”格局，

成本，新 能源平价上网不等于平价利用。能够充分挖掘调节能力和反映调节价值的市场、价格机制 尚不完善。 ● 2010 年至 2019 年，德国新能源发电量占比由 3% 提升至 23%, 居民电价上涨 90% 。 ● 我国煤电从主体电源向保障性、调节性电源转变，虽利用小时数下降，但持续发挥关键作用。 灵活性改造成本：为提高系统灵活性而增加的火电灵活性改造、 抽蓄和电化学储能投资及运维成本。 现货市场建设总体历程 针对上述挑战，需要充分发挥现货市场作用，助力“保供应、促消纳、稳价格”。 中 发 9 号文以来，“管住中间、放开两头”的体制改革实现电网公平开放，三轮输配电 价 改革降低市场化交易成本，燃煤电价改革、电网代理购电进一步提升发用两侧市场化 交易水平，相关改革成果为推动电力现货市场建设奠定坚实基础。 五大发电集团 各类责木发电 五大发电集国 发电厂 电 厂 家 十期性用 市场化用电： Inm 户 市场化用户 计划性发电、输配电价、计划性用电，由政府定价 市场化发电、用电价格，由市场形成 全面放开燃煤上网电价、取消工商业用户目录电价 2002

负荷削减来维持系统频率标准。  实现经济优化与市场参与  VPP 的控制过程涵盖了市场相关问题（商业 CVPP）、性能和功能问题 （技术 TVPP）以及两者的结合。具体包括网络状态、发电/需求信息 和预测、出价、电价、故障排除、发电/需求控制、能量平衡管理、电 价更新、客户控制、网络稳定性控制、与其他 VPP 的通信（OpenADR） 以及气象站和 BESS 储能控制等。  VPP 尤其活跃于平衡电力辅助服务市场，包括自动辅助频率调节 电力。上述市场变化也带来能源互联网表后灵活性投资的热潮。 5 图 2 风险投资活动&并购 2020-2024 From：VC@EDF 当前能源互联网正在经历两轮浪潮： 2020 年～2025 年：批发电价到家庭终端用户。 2025 年～2030 年：P415 BTM 表后灵活性市场。 第一轮浪潮：5 年时间成就了估值 150 亿美金的 Octopus.energy，也成就 了目前英国第四大能源公司 系统运营商引入了 调峰产品，以便在价格飙升期间抑制需求。此外，它还通过降低投标规模（批 发市场中 100 千瓦或更低）来赋能需求侧资源，使小型电力公司能够参与其中。 配电系统运营商（DSO）的电价设计现在必须考虑运营支出，激励他们采购能 够降低电网成本的灵活性服务（需求响应）。成员国将定期评估和报告灵活性 需求（自 2025 年起每两年一次），并设定到 2026 年实现非化石能源灵活性

微信公众号报警 邮件告警 精创 APP 告警 短信报警 设备监控与报警 异常时报警通知。 能耗统计与管理 02 远程控制操作 03 人工干预。 灵活设置监控参 数 统计每日耗电量、 电价 ，优化能耗管理 ， 降低运营成本。 查看电压电流、 制冷、 化霜状态等 ， 实时库温曲线， 支持远程开关机、 化霜等操作 ， 提高管理效率 ， 减 少 01 基于数据曲 \ 线分析 ，制定更精准的维护计划， AI +GPU Cplex 求解器 最优调度模型 发电预测 / 负荷预测 实时电价预测 制冷负荷需求 保证泠库温度要求 • 优化制冷系统能耗 • 冷库执行最优运行策略 • 构建制冷系统 + 光储蓄冷 活塞并联机组 螺杆并联机组 • 充分结合电力市场的实时电价套餐 • 预测电价对于冷库建议用能时段 • 参与电网需求侧响应 ，获取额外收 益 • 自发自用最大消纳 • 削峰填谷节约电费 • 新能源建设政策补 贴 • 灵活模型算法 PLC 冷库控制系

随着装机规模的迅速增长，原有的固定电价机制和全额上网模式导致电网消纳压力加大 ，管理政策已无法适应行业发展需求。此背景下国 家出台两大新政 ： 1 ）“ 430” 管理新规（国能发新能规〔 2025 〕 7 号）：以 2025 年 4 月 30 日为界，规范分布式光伏并网模式与备案管理 ； 2 ）“ 531” 电价改革（发改价格〔 2025 〕 136 号） ： 2025 年 5 月 31 日后，新能源电价全面纳入市场化交易体系。 - 市场价） x 机制电量 “531” 电价改革 ：新能源上网电价通过市场交易形成，“市场交易 + 机制结算”平衡收益 资料来源： 《分布式光伏发电开发建设管理办法》 , 《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》 ，广西普善新能源科技有限公司公众号，顺为分析 消纳压力倒逼新政出台 ：国家规范分布式光伏管理并全面推动新能源电价市场化改革，助力 新能源高质量发展 430&531 按同类项目回收 投资平均期限定 n 2025 年 2 月 9 日 ，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改 价格〔 2025 〕 136 号） ，明确新能源项目（风电、太阳能发电）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。 同时 为过渡顺利，政策自 2025 年 6 月 1 日区分新老项目 ，建立了“市场交易 + 机制结算”的可持续发展价格结算机制。