2018年11月宁夏电力辅助服务市场补偿分摊情况（光伏）

本文探讨在电力市场化深化背景下，工商业光伏EMC合同电价与市场购电价出现“倒挂”所引发的收益挑战及应对策略。文章以山东等典型区域为例，指出2025—2026年电价动态化导致存量EMC项目违约频发，原固定折扣电价优势丧失，投资方IRR显著下滑。针对存量资产，提出通过加配储能实现收益修复：利用午间富余光伏电量移至高峰时段供能，并协同需量管理，提升整体IRR；针对增量项目，强调光储联合配置需深度匹配用户负荷特性与分时电价趋势，通过多情景寻优平衡收益与风险。全文贯穿“测算—配置—运营—校验”全周期逻辑，依托历史数据、电价与负荷预测模型及专业运维能力，为工商业光储项目提供可落地的投资决策与持续收益保障路径。（199字）

国家发改委于10月23日印发《能源保供中长期合同管理办法（试行）》，自2026年12月1日起施行。《办法》将电煤、电力、天然气三类保供中长期合同纳入统一制度框架，明确其定义、适用范围及“企业主责、政府监管、分级负责”的责任体系。针对电力保供合同，特别规定其须明确电力曲线、价格机制等要素，覆盖年度至月内多日等多周期，并强调跨省跨区送电价格应在国家能源战略指导下，按“利益共享、风险共担”原则协商确定；大型风光基地送电项目核准前须先行形成价格机制。《办法》共六章45条，围绕市场化与法治化、安全底线与民生优先等原则，系统规范合同签订、履行、变更、监管及法律责任，旨在提升能源供需稳定性、制度化水平和履约效能，切实保障能源安全、稳定、可靠、有效供给。（199字）

斯里兰卡于2026年10月17日发生全国性大停电，持续数小时后恢复。国家电网调度中心（NSO）初步判定原因为诺罗乔莱燃煤电厂机组跳闸引发频率骤降，叠加约1700MW未实时监测的屋顶光伏出力突然脱网，导致系统失衡与崩溃。事件促使NSO紧急要求所有屋顶光伏用户断开并网，并计划实施区域轮流限电。此前监管报告已指出，高渗透率分布式光伏与低白天负荷共同加剧“鸭子曲线”问题，而电网缺乏实时监测能力、老旧逆变器不支持智能保护设置等技术短板，进一步削弱了系统韧性。该案例凸显新兴市场在光伏规模化发展过程中，亟需同步提升电网灵活性、储能配置及调控能力，类似挑战亦见于巴基斯坦、印度等国。

宁夏电力灵武新能源一期2GW光伏项目原计划开展运维服务公开招标，但于10月12日发布招标终止公告。公告明确指出，此次终止系因招标人——宁夏电力公司调整自身采购计划所致，与投标响应情况或市场因素无关。本次终止涉及的是该项目第001标段的运维服务招标工作，该标段旨在为一期200万千瓦（即2GW）光伏电站遴选专业运维服务商，保障电站建成后的安全、稳定与高效运行。目前项目整体建设进度及后续招标安排尚未披露，本次终止仅针对当前启动的运维服务采购环节，不涉及工程EPC或设备采购等其他阶段。

国家能源局西北监管局于2026年10月9日发布《青海电力调频辅助服务市场实施细则（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见，截止时间为2026年11月10日。该细则旨在挖掘青海电网调频资源潜力，保障其安全、稳定与经济运行。适用经营主体涵盖发电企业、售电企业、电力用户及新型经营主体（如储能企业、虚拟电厂等），其中具备“可观、可测、可调、可控”能力、并由省级及以上调度机构直调的公网火电、光热、水电、独立储能及虚拟电厂等可调节资源，被明确列为调频服务提供方。意见征集期间，相关单位和个人可通过指定邮箱提交书面建议，并需注明身份信息与联系方式。

桂冠电力于2026年10月8日发布前三季度发电量公告：截至9月30日，公司直属及控股电厂累计发电量达369.70亿千瓦时，同比增长16.08%。其中水电贡献最大，达329.72亿千瓦时，增长17.10%，主要受益于红水河流域来水同比偏多约一成；新能源表现突出，风电和光伏分别完成17.17亿千瓦时和15.38亿千瓦时，增速达16.88%和27.11%，反映装机规模持续扩大；火电则完成7.43亿千瓦时，同比下降26.58%，主因广西火电利用小时大幅下滑，受全区装机总量增长及新能源占比提升带来的挤压效应影响。

2026年9月，澳大利亚国家电力市场（NEM）公用事业规模可再生能源发电量达5.44TWh，同比增长7%，主要由大型光伏项目驱动。新南威尔士州、昆士兰州和维多利亚州公用光伏月发电量均创历史新高；维多利亚州风电与光伏合计发电量居各州之首（1.52TWh）。光伏电站平均容量系数达35%，风电则呈现区域分化——西澳Flat Rocks项目以55%领先，但全国风电总发电量同比微降86GWh。弃电率方面，光伏降至22%（同比改善），风电稳定在13%；现货电价普遍低迷，仅西澳市场显著走高。同期，多个大型风光储项目完成融资，包括西澳两处风电场及昆士兰、南澳的电池储能项目。全年新增并网容量达9.1GW，投资与装机数据均刷新历史纪录。

福建电力现货市场将于2026年9月30日正式运行，标志着其历时七年多的探索实践进入新阶段。该市场自2019年6月启动模拟试运行，2025年3月起开展连续全月结算试运行，并于同年9月深化为连续结算试运行，迄今已平稳运行超18个月，经受了迎峰度夏、度冬、汛期、极端天气及重大活动保电等多重场景检验。评估显示，其规则体系健全，风险防控、信息披露、信用管理等制度完善，技术系统与人员保障到位，且与省间及区域市场衔接有序。经第三方评估认定具备转正条件，并获省政府同意及国家发改委、能源局备案。至此，全国正式运行的省级电力现货市场增至10个。

山东电力近日发布2026年8月新能源电力市场结算参考价。数据显示，当月光伏结算参考价为0.306元/千瓦时，环比大幅上涨48%，实现连续四个月上涨；而风电结算参考价为0.358元/千瓦时，环比微降0.15%。从累计数据看，1至8月光伏结算加权均价为131.77525元/兆瓦时（即0.13177525元/千瓦时），风电为305.5075元/兆瓦时（即0.3055075元/千瓦时）。该信息源自山东电力发布的8月电力市场“明白纸”，旨在向市场主体提供透明、可预期的新能源电价参考依据，反映当前省内光伏与风电在电力市场中的差异化价格走势。

本文探讨工商业储能价值重构背景下，虚拟电厂如何通过AI驱动实现盈利，并以协鑫能科为典型案例进行解析。随着电力现货市场全面铺开、新能源入市加速及行政分时电价取消，传统“峰谷套利”模式难以为继，行业正转向以算法为核心、主动参与多市场交易的“运营竞赛”。协鑫能科构建了“聚星AIVP”交易型虚拟电厂平台与自研EnergyTS 2.0时序大模型，具备高精度电价/负荷预测（准确率超94%）、毫秒级策略寻优及跨市场套利能力；依托超130万千瓦可调负荷、31GW管理规模及国家电网等三大电网全域准入资质，形成“能源资产+智慧服务+AI交易”三位一体运营闭环。其系统已在江苏等地实现辅助服务收益超1亿元，并入选全国“人工智能+能源电力”百强案例。

为适应新型电力系统发展需求，安徽三部门于2026年9月15日联合印发《安徽电力调频辅助服务市场实施细则（试行）》，自10月1日起施行，有效期5年。《细则》旨在落实国家关于电力辅助服务市场化改革的顶层设计，应对新能源高比例接入带来的频率调节压力，并激励独立储能、虚拟电厂等新型主体参与。主要内容涵盖市场成员、交易组织、计量结算等八大章节及四项技术附录；重点优化了准入门槛（如将新型主体容量要求由10兆瓦降至1兆瓦）、申报与出清机制、单一制里程补偿价格体系，以及“谁受益、谁分摊”的费用传导机制。后续将加强宣贯实施与动态评估，支撑能源绿色低碳转型。（198字）