监管内容等，成为全国唯 一连续开市的中长期市场。同年，广东相继印发《广东电力市场发电合 同电量转让交易实施细则（试行）》《广东电力市场年度合同电量集中 交易实施细则（试行）》，逐步健全中长期交易规则体系。全年市场交 易成交电量 1157 亿千瓦时，同比增长 163%，价差电费让利 75.2 亿元。 成为全国首批电力现货市场建设试点。2017 年 8 月，国家发展改革 委、国家能源局印发 设八个试点省份之一。广东积极贯彻落实国家部署，于 2018 年 8 月底 印发国内首套“1+8”现货市场交易规则体系，涵盖中长期交易、现货电 能量交易、市场结算、市场管理、辅助服务市场交易等 8 个实施细则。 同步启动广东电力现货市场试运行，共 79 家发电企业 193 台机组和 144 家售电公司参与现货模拟申报，推动市场主体快速理解交易规则和熟悉 技术支持系统。同年 9 月 1 日，调频辅助服务市场开始试运行，至 年，广东绿电交易累计成交电 量 128 亿千瓦时，年均增长 5.2 倍。为进一步扩大绿电交易规模，解决发 用两侧参与主体范围小和绿电交易价格“随行入市”等问题，2023 年底 广东印发新版绿电交易规则，重构绿电交易体系，实现可再生发电企业和 电力用户全覆盖，创新推动分布式发电和居民用户参与绿电交易。2024 年参与绿电交易的分布式光伏 46 家，居民用户（自然人）4 家，成交电 量分别为

网统一采购调频服务，费用向省内发电侧或发用电 两侧分摊。可以提供调频服务的主体一般为常规电 源机组，部分省份探索引入储能、独立辅助服务供 应商、虚拟电厂等参与调频市场。2020年9月，广东 省开始执行《广东调频辅助服务市场交易规则》 51。 目前，包括山东、山西、蒙西、浙江等10余个地区都 运行有调频市场，相关费用结算采用“调频里程”、 “调频容量+调频里程”等多种方式。在区域层级， 目前南方区域运行有区域调频辅助服务市场，按照 广东电 力市场现货电能量交易实施细则（2024年修订）》《广 东电力市场中长期电能量交易实施细则（2024年修订）》 《广东电力现货市场结算实施细则（2024年修订）》《广 东省可再生能源交易规则（试行）》《关于2025年电力 市场交易有关事项的通知》《广东调频辅助服务市场交 易规则（试行）》《关于印发南方区域调频辅助服务市场 交易实施细则（2023�年版）的通知》。 1. 电能量市场 由于本省用户的绿电消费需求不高，山西的绿 电交易以作为送端省的省间交易为主。2024年，山 西全年外送绿电规模已达75.38亿千瓦时，位居全 国第一 165。 2024年12月，山西发布了修订后的中长期交易 实施细则，将绿电交易规则作为专章融入了中长期 电力交易体系。市场初期，可参与绿电交易的主体主 要为不含补贴的新能源发电企业（即平价新能源）， 绿电交易周期与省内中长期交易周期基本保持一 致，交易品种包括批发与零售、省内与省间交易，目

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。

发，按省区设置煤电容量电价，费用由工商业用 户分摊，2024年1月1日起执行。 • 2024.2 《关于建立健全电力辅助服务市场价格机 制的通知》印发，规范现货市场建设的不同阶段 内，调峰、调频、备用市场的交易规则、价格上限、 分摊方式，现货市场未连续运行区域，原则上不 向用户侧疏导，2024年3月1日起执行。 rmi.org / 8 2024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势 图表2 仅有4家19；2024年度 交易中仅有1家用户直接参与批发市场年度挂牌交易，没有用户直接参与批发市场年度双边协商交易和年度集中竞 争交易14。部分地区在2024年电力市场交易通知或电力零售市场交易规则中对电力用户直接参与批发市场设置了 年用电量的门槛，并且主要分为1000万千瓦时以上（如广东、青海）和500万千瓦时及以上（如福建）。然而， 四川和新疆在2024年的电力市场交易方案中则取消了 其他地区新能源都采用“报量报价”的方式参与现货市场。从参与范 围来看，蒙西和甘肃地区的新能源项目参与现货市场比例全国领先，除特许经营、扶贫和分布式新能源外都全电量 参与现货市场；而在山西现行的交易规则和山东 2024 年 1 月发布的《山东电力市场规则（试行）》（征求意见稿） 中都未强制要求新能源项目参与市场，而是提出了新能源项目自愿参与市场的选择，并且山东参与市场的新能源项 目仅以一定的比例“报量报价”参与出清。

可中断负荷大用户直购电的优化调度........................... 33 8.1.2 交易规则........................................................................... 33 8.1.3 远期交易规则.................................................... 决策的能力，为新能源消纳创造更多空间。 4、创新设计新的交易品种和结算方式，促进新能源消纳。 8.1.1可中断负荷大用户直购电的优化调度 图 9.1-1 可中断负荷大用户直购电的优化调度 8.1.2交易规则 1、设立新的交易品种。与用电方签订长协用电合同，约定年度交易电量， 锁定一个相对低的交易电价（考虑了新能源在不弃风不弃光情况下较低的边际成 34 / 51 本和用户参与意愿）； 2、中 2、中长期电力交易（年度、月度）和现货交易（日前、日内、实时）相结 合； 3、设置可中断负荷电价； 4、夏季新能源与火电的发电权替代交易； 5、火电机组灵活性改造补偿交易； 8.1.3远期交易规则 火电企业将发电权通过交易转移给可再生能源发电企业；在冬季，由热定电， 火电企业基本满发。通过部分或全部进行供热改造。取消冬季对火电企业供热的 依赖，通过分散电采暖或集中电锅炉供暖，保证供暖需要的同时，提高电能消纳。

可中断负荷大用户直购电的优化调度............................32 8.1.2 交易规则............................................................................32 8.1.3 远期交易规则.................................................... 决策的能力，为新能源消纳创造更多空间。 4、创新设计新的交易品种和结算方式，促进新能源消纳。 8.1.1可中断负荷大用户直购电的优化调度 图 9.1-1 可中断负荷大用户直购电的优化调度 8.1.2交易规则 1、设立新的交易品种。与用电方签订长协用电合同，约定年度交易电量， 锁定一个相对低的交易电价（考虑了新能源在不弃风不弃光情况下较低的边际成 33 / 50 本和用户参与意愿）； 2、中 2、中长期电力交易（年度、月度）和现货交易（日前、日内、实时）相结 合； 3、设置可中断负荷电价； 4、夏季新能源与火电的发电权替代交易； 5、火电机组灵活性改造补偿交易； 8.1.3远期交易规则 火电企业将发电权通过交易转移给可再生能源发电企业；在冬季，由热定电， 火电企业基本满发。通过部分或全部进行供热改造。取消冬季对火电企业供热的 依赖，通过分散电采暖或集中电锅炉供暖，保证供暖需要的同时，提高电能消纳。

建设工 作的通知》推动省级现货市场建设扩围、提速：第一批8个试点省区基本实现长周期连续试运行，第二批6个现货 试点省区展开试运行，多个非现货试点省份公布规则或开启试运行。国家电网《省间电力现货交易规则（试行）》 发布，省间现货交易开启连续结算试运行。 辅助服务方面，新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》发布，针对新型电力系统的建设和运 行需要，对辅助服务品种、主体、分担机 行需要，对辅助服务品种、主体、分担机制等进行了丰富和扩展，为辅助服务市场建设提供了纲领性指导。 绿色电力交易方面，在2021年9月开展首批绿电交易的基础上，2022年《北京电力交易中心绿色电力交易实施 细则》和《南方区域绿色电力交易规则（试行）》分别发布实施，为实现规则化、制度化、常态化的绿电交易打下 了基础。 储能交易方面，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《关于进一步推动新型储能参与电力市场和 调度运用的通 / 27 2023电力市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势 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 2021年11月，国网公司发布《省间电力现货交易规则（试行）》，规则提出了国网区域省内现货市场与省间现货市 场按照“统一市场、两级运作”的方式布置。相对省内现货市场的全电量出清模式，省间电力现货市场采用的是 增量电量出清模式，是在省间通道既有中

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。