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近日，安徽省能源局发布关于公开征求《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）（征求意见稿）》意见的公告。文件提出，平价新能源企业（含分布式）原则上均应参与市场交易，参与交易前需取得发电业务许可证或
合同电量、电价按照市场化合同约定进行结算，偏差电量按照市场化价格进行差价结算；市场经营主体合同电量日清月结，发、用两侧均按照24时段解耦结算。现货运行期间偏差电量按照现货运行阶段规则执行，非现货

先进“旷冥”大模型，深入挖掘数据潜力，持续提高对近地表气象条件的预测精度。这一模型通过精细化的气象数据分析、功率预测以及电力市场价格预判，为中长期电力交易和现货市场交易提供了坚实的技术支持。国能日新
，正承受着电力消纳和市场化价格的双重挑战。特别是，随着新能源装机容量的逐步增长，山西、甘肃、山东等开展现货市场的地区，新能源结算电价呈下降趋势。为确保新能源资产盈利性，各大发电企业亟需寻找有效的交易

基金及附加均不参与峰谷浮动;其他用户继续按现行标准执行。三、其他事项(一)暂停执行尖峰电价，今后根据电力供需状况适时启动尖峰电价。“煤改电”用户继续按现行政策执行。(二)电力现货市场尚未连续运行前，省电
力公司要做好峰谷分时电价和中长期市场交易规则的衔接。(三)省电力公司第三监管周期执行峰谷分时电价政策产生的损益，由全体工商业用户分摊或分享。(四)各级发改部门和电网企业要做好舆情监测预警，及时回应社会

机制】需由经营主体承担的辅助服务费用，按相关程序确定。电力现货市场连续运行的地区，电能量费用与辅助服务费用独立形成，相关辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例
系统建设为导向，科学确定辅助服务市场需求，合理设置辅助服务市场交易品种，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，统筹完善市场衔接机制，推动完善

发挥作用，并加速多元化发展;在新能源汽车领域，探索构建“车+桩+光+储+荷+智”的新能源闭环生态。当电力现货市场渐趋成熟，虚拟电厂通过参与电力市场交易和竞争，根据市场条件调整产电策略，赢利空间有望扩大
，存储电网过剩的电量，起到辅助填谷作用。亲橙智慧空间科技服务(杭州)有限公司作为负荷聚合商，于2023年年底依托自主建设的虚拟电厂平台，通过批量设置充电桩充电策略参与了调峰辅助服务市场交易。该公司相关

、现货、辅助服务市场等。第三条本规则所称的经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体(含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网等)。第四条电力市场注册应遵循以下原则：(一
9月24日，国家能源局关于印发《电力市场注册基本规则》的通知，通知指出，工商业用户原则上全部直接参与电力市场交易，暂未直接参与市场交易的工商业用户按规定由电网企业代理购电。原文如下：国家能源局关于

〕1501号)、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)等文件，不断完善电力价格形成机制，有序推动全部燃煤发电电量进入市场形成市场交易电价，合理衔接一、二次能源
价格，充分发挥煤电、抽水蓄能等支撑调节作用，推动辅助服务费用规范有序传导分担，促进绿色低碳转型。(二)加快推动新能源进入电力市场。2023年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作

;其他用户继续按现行标准执行。三、其他事项(一)暂停执行尖峰电价，今后根据电力供需状况适时启动尖峰电价。“煤改电”用户继续按现行政策执行。(二)电力现货市场尚未连续运行前，省电力公司要做好峰谷分时
电价和中长期市场交易规则的衔接。(三)省电力公司第三监管周期执行峰谷分时电价政策产生的损益，由全体工商业用户分摊或分享。(四)各级发改部门和电网企业要做好舆情监测预警，及时回应社会关切，确保政策平稳落地

改能源规〔2020〕889 号)(以下简称“中长期规则”)、《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》(发改能源〔2024〕1123 号)、《电力现货市场基本规则(试行)》(发改能源规
〔2023〕1217 号)(以下简称“现货规则”)、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9 号)(以下简称“信息披露基本规则”)、《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》(京电

绿证制度以来，全国累计核发绿证8.89亿个。此外，截至2024年7月底，全国累计交易绿证2.91亿个(其中随绿电交易绿证1.54亿个)。2024年上半年，全国参与绿证市场交易的买方企业和个人主体3.9万
个，同比增长4倍。加快电力现货市场建设作为我国能源绿色低碳转型的典型省份，山西最先构建了电力现货市场“能涨能降”的市场价格机制，是全国首个正式运行电力现货市场的省份。近5年，山西新能源装机年均增长

了社会各界对于绿色电力的需求在快速提高。二、加快建设全国统一电力市场是实现绿色转型目标的关键路径近年来，我国电力市场化改革成效显著，电力市场交易规模快速扩大，全国市场交易电量由2016年的1.1万亿千
瓦时增长至2023年的5.6万亿千瓦时，在全社会用电量比重提升至61.4%，中长期交易电量占比超过90%。多层次电力市场体系建设有序推进，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场

标准按放电量计算，补偿上限和补偿期暂按0.35元/千瓦时、10年考虑(从设备并网后向电网首次放电算起)，补偿资金由市场交易主体中的发电企业分摊，电网企业结算。如有容量市场或容量电价相关政策出台，按
成“虚拟电厂”，作为同一主体参与电力现货市场，引导新型主体在现货低价时段充电，高价时段放电获得峰谷价差收益。放电阶段参照电网侧独立新型储能运行模式，按照不报量、不报价、作为市场价格接受者的方式，自主申报

。“入市”之所以引发了行业的广泛关注，还在于分布式光伏进入市场交易的加速推进。经过近三年的高速增长，截至2024年6月底，我国分布式光伏累计装机达到309.51GW，占光伏总装机的43.4%，在整个
电力系统中承担的调峰压力随之而来。进入电力市场交易，承担相应的市场责任，对于分布式光伏而言，已是必然。这对于一路绿灯飞速发展且极为分散的分布式光伏来说，势必会进一步增加投资者进行投资决策和资产管理的难度

重点做好四方面工作：一是深化能源改革。通过建设全国统一电力市场体系，持续扩大电力现货市场覆盖范围，进一步提升电力资源优化配置水平。建立健全绿色低碳发展机制，加快培育绿电绿证市场。完善新能源消纳和调控
项目实施情况监管，持续加大可再生能源消纳、调节性电源建设运营等方面的监管力度，确保能源转型重大政策能够落地见效。加强市场交易、价格机制、信息披露等监管力度，确保新能源参与市场的规则能够有效执行。在会上

能源市场。加快建设全国统一电力市场体系，省、区域、省间交易高效协同，中长期、现货、辅助服务交易有机衔接。组建电力交易中心、石油天然气交易中心和煤炭交易中心，搭建公开透明、功能完善的能源交易平台。全国
管网设施向第三方无歧视公平开放。持续对市场交易、价格机制、信息披露等加强监管，及时纠正扰乱市场秩序行为，确保市场规则有效执行。加强能源重大规划、政策、项目落实情况监管，加大可再生能源消纳保障、调节性电源

新能源出力预测准确性，精准制定现货市场交易策略，提升交易能力，向市场要利润。”华润电力(山西)销售有限公司市场部部长卫京介绍。售电公司也开始转型。“我们有近400家用户，用电需求各不相同。”山西祥睿能源有限公司董事长王正通说，“过去挣价差，现在做服务，帮助用户精准用电、降本增效。”

运行运营过程完全以独立经营主体参与市场交易。”华北电力大学教授郑华向《中国能源报》记者表示，我国输配电网输送能力相对比较充裕，仅有极少数省份的局部地区的输送断面存在个别时段的阻塞现象，在没有阻塞地区
作用，还是要从电力现货市场角度去思考，尽快建立机制，引导配建储能参与电力现货市场，发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用，实现新能源项目的效益最大化。国家层面印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》，已

马秋阳看来，需求侧灵活资源参与电力现货市场，需要探索两个方面：一是探索分布式新能源交易组织方式，如聚合交易、直接交易、代理交易等;二是探索需求侧资源参与市场交易机制。通过现货交易等充分调动需求侧资源调节潜力，利用市场竞争促进需求侧“移峰填谷”。

用能成本与集团公司可持续发展相统一;充分发挥蒙西电力市场优势和作用，服务全国统一大市场建设，丰富电力交易品种，推动中长期市场、现货市场、辅助服务市场有效衔接、联合运营、高效运转，积极融入跨省跨区
电力市场交易和全国统一电力市场，促进自治区电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置。五是争做“一带一路”建设的排头兵。倾力打造自治区向北开放电力桥头堡，深入推动中蒙俄电力互联互通，促进区域清洁能源