电力现货市场
建成全国统一电力市场。进一步完善“1+N”基础规则体系，推动电力中长期市场连续运营，力争省级电力现货市场全覆盖。完善电力辅助服务市场机制。推动跨省跨区电力市场化交易，推进省级电力市场标准化建设，建立健全
12月15日，2025年全国能源工作会议在京召开。记者从会议上获悉，2024年，省间电力现货市场和四个省级电力现货市场转入正式运行，26个省(区、市)开展试运行。预计全年全国市场化交易电量约6.1万亿千瓦时，同比增长7.6%。
在加快经济社会发展全面绿色转型的背景下，我国正稳妥推进能源绿色低碳转型，加快构建新型电力系统是其中的重要内容。新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现碳达峰碳中和目标的关键载体。在电力系统持续升级
可再生能源参与的市场交易机制，鼓励发电企业与用户签订多年期合同。鼓励新型主体参与现货市场，适当拉大峰谷分时价差，为新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新型主体发展创造条件，助力新型电力系统建设。纳入规划
和现货市场建设工作要求，积极稳妥推进我省电力市场建设，组织做好2025年电力市场化交易工作，经充分征求各方意见，现将有关事项通知如下：一、实施原则(一)充分发挥中长期市场“压舱石”作用。积极引导省内发
项目的发电高峰恰好对应于上午与下午，其发电曲线与电力现货市场的价格波动近乎完美契合。凭借高功率与超群的双面发电率，异质结组件的正反面发电能力旗鼓相当，确保在早晚时段均能维持优异的发电效率，从而在发电高峰期
产生更多高价值电力。加之其出色的弱光响应能力和优异的温度系数，异质结组件的实际发电效能更是得到了进一步的升华。Christian向观众展示了甘肃垂直应用场景的测算案例(直流装机容量74.62MW)，数据
系统管理水平。鼓励数字能源企业、系统集成企业、设备制造企业利用信息化技术，结合电站运行状态，开展功率预测、电价预测等，参与电力现货市场交易，实现储能资产价值创造最大化，达到投资与运营管理闭环。引导信息软件企业拓展
交易产品，加快实现分时段交易结算;在现货市场推动新型经营主体以“报量报价”或“报量不报价”等灵活方式参与电力现货市场，探索电力现货市场出清节点向更低电压等级延伸;在辅助服务市场适时引入备用、爬坡等
%参与绿电市场，鼓励采用聚合方式参与交易。第二阶段结合分时正式结算、现货市场建设进展，分批次推动各类分布式光伏主体进入市场，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。在分布式光伏入市方式上，有关经营主体
。结合现货市场建设情况，及时优化完善相关政策规则，适时调整分布式光伏入市方案。调度机构和电力交易机构按照职责分工做好分布式光伏、聚合商参与现货市场机制研究，以及中长期市场与现货市场衔接工作。(三)强化
、电价预测等，参与电力现货市场交易，实现储能资产价值创造最大化，达到投资与运营管理闭环。引导信息软件企业拓展数字能源业务，针对新型储能领域典型应用场景需求，提供可实际落地优质解决方案。支持搭建服务
—2027年)》，现予以印发，请结合实际认真贯彻落实。特此通知。北京市经济和信息化局2024年12月5日北京市新型储能产业发展实施方案(2024—2027年)新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备
用户侧灵活调节能力”。2023年9月国家发改委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则(试行)》(发改能源规〔2023〕1217号)，明确指出“新型经营主体包含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等
”，并在部署电力现货市场近期建设主要任务时，提出“推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易”。《意见》进一步明确了新型经营主体的定义，包括分布式新能源、新型储能等单一技术类新型经营
