电力市场

本文是国家发展改革委办公厅与国家能源局综合司联合发布的复函，正式批准南方区域电力市场转入长期稳定运行阶段。文件明确要求南方电网公司和南方能源监管局统筹落实深化电力体制改革部署，在保障电力安全供应和推动能源绿色低碳转型前提下，扩大市场交易范围与规模，规范省间送电执行，健全中长期合同履约机制，优化适应新能源特性的市场规则，推动非保障性用户全面直接入市，并强化跨经营区交易衔接，提升电力资源大范围优化配置能力。同时强调要压实主体责任，严格遵循相关法规和政策文件，持续完善交易规则、技术平台与风险防控体系，加强批发与零售市场监管，确保系统安全稳定运行。国家部委将持续提供政策支持与协调指导，助力全国统一电力市场体系建设。

本文盘点了2026年中国虚拟电厂（VPP）平台五大头部服务商，反映行业从试点走向规模化商业落地的关键阶段。在电力市场化改革深化、现货与辅助服务市场规则完善背景下，VPP平台作为资源聚合、智能调度与市场交易的“数字大脑”，正加速向AI驱动、多设备兼容、电碳一体化方向升级。文章依据调度能力、资源规模、落地案例、资质及商业化收益五大维度，梳理出国电南瑞（电网侧中枢平台）、南网科技（南方区域柔性负荷聚合）、协鑫能科（工商业用户侧一体化运营）、阳光慧碳（电碳融合全链路闭环）、东方电子（配网侧软硬件一体化）五家代表企业，覆盖不同技术路径与应用场景。整体呈现赛道分化与价值升级两大趋势：电网侧与用户侧定位清晰，而以阳光慧碳为代表的“电碳协同”模式，正推动VPP从电力调节工具升级为企业能碳综合经营平台。（198字）

晶科储能在德国新签20MWh独立储能项目群，含三个市场化项目（5+5+10MWh），采用高效率蓝鲸5.0液冷系统（94.1%转换效率），具备构网能力与快速响应特性，适配现货及辅助服务市场。项目凸显独立储能灵活调节、多重收益与电网支撑价值，标志中企加速深耕欧洲储能市场。

本文基于国家能源局发布的2023年前三季度电力市场交易数据，分析当前中国电力市场发展的三大趋势：一是市场活跃度显著提升，全国交易电量达58536亿千瓦时，同比增长18.9%，增速同比提高11.7个百分点；二是省内市场建设加速，省内交易电量增长22%；三是绿电市场稳步扩大，绿电交易量达2492亿千瓦时，同比增长6.1%。文章指出，火电与新能源等多元主体全面入市，现货市场陆续正式运行，跨省跨区交易达13037亿千瓦时、增长9.1%，反映出资源配置效率提升和市场机制日趋完善。专家认为，统一电力市场建设正增强价格信号灵敏性，有利于促进风光资源富集区电力向东部负荷中心流动，支撑新能源高效消纳。（199字）

南方区域电力市场于2025年6月启动连续结算试运行，经一年多极端工况检验后，于近日正式转入运行，成为我国首个投入正式运行的区域电力市场。该市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，在国家发改委和国家能源局指导下，构建起以中长期交易为基础、现货市场为导向、辅助服务市场为调节的多层次体系。各类电源（煤电、水电、核电、风电、光伏）按统一规则参与出清定价，跨省输电通道实行输电权竞价配置。2024年1—9月累计交易电量近9000亿千瓦时，占全网售电量超70%，新能源贡献新增电量的四成，发电利用率达95%以上；跨经营区交易达194亿千瓦时。正式运行后，市场将进一步扩大主体准入范围，推动新型储能、虚拟电厂等新资源参与交易，持续提升电力资源优化配置效能。（199字）

本文报道了国家能源局于10月19日在合肥召开的长三角电力市场建设推进会主要内容。会议总结了2026年以来区域电力市场建设阶段性成效：五省市实现按自然日连续开市，安徽、福建现货市场转入正式运行；迎峰度夏期间省间互济电力达约4000万千瓦；1—9月通过市场机制减少风电、光伏弃电量超24亿千瓦时；市场活跃度提升，辅助服务费用向用户侧有序疏导，批发与零售价格传导更顺畅。会议部署下一阶段重点任务：加快省级市场建设，推动发用两侧全面参与报价；深化长三角区域协同，优化互济机制、建设区域辅助服务市场、升级交易平台，并推进西北—华东绿电联合交易；完善跨部门零售市场监管与风险防控体系；同时强调做好迎峰度冬保供，强化监测预警和民生用能保障。（199字）

本文探讨人工智能（AI）数据中心爆发式增长对全球电力投资格局的深刻影响。伍德麦肯兹指出，AI驱动的电力需求激增正催生覆盖可再生能源、燃气发电、储能、输电及先进核能的基础设施“超级投资周期”，尤以美国和亚太地区为重心。美国已签约或洽谈中的数据中心相关负荷达302GW，但项目落地存在显著不确定性；亚太地区数据中心用电量预计2025—2030年增长超两倍，占区域总需求约6%。与此同时，并网延迟、政策调整、成本分摊机制（如大负荷电价）、供应链瓶颈及电网灵活性不足等制约因素，既带来风险，也催生表后发电、虚拟电厂、电网增强技术等新商业模式。投资价值日益取决于技术适配性、项目优化能力与监管环境协同性，而非单纯规模扩张。

河南省公布了2025年9月至2026年9月电力实时市场月度分时段出清均价。该实时市场是电力现货市场的重要组成部分，以15分钟为周期开展出清，价格动态反映系统实时供需关系与发电边际成本。自2025年9月起，河南省电力现货市场启动试运行，目前已连续稳定运行满一年。本次公布的数据涵盖未来13个月每月各时段的平均出清价格，旨在落实电力市场信息披露相关规定。需注意的是，实时市场出清价仅为发电侧成交价格，不直接等同于终端用户电价；后者由售电公司零售合同价或电网代理购电价格为基础，再叠加输配电价、线损折价、系统运行费、政府性基金及附加等构成。

本文介绍了法国电力市场因历史核电管制机制（Arenh）于2025年底终止而开启的结构性转型。Arenh曾强制EDF以42欧元/兆瓦时低价向竞争性供应商让渡部分核电，虽意在促进零售竞争，却导致批发市场流动性不足、价格信号失真。自2026年起，其被“普遍核能返还机制”（VNU）取代：EDF可按市价自由售电，超额利润按阶梯税率征税（78–110欧元/兆瓦时区间征50%，超110欧元征90%），税款以电费折扣形式普惠终端用户。这一转变推动批发交易全面市场化，刺激现货与远期交易量显著增长。在此背景下，北欧电力交易所Nord Pool计划2027年进军法国衍生品市场，与现有主导者EEX展开竞争；后者则加速推出峰谷价差、太阳能时段等创新期货合约。法国电力市场由此进入竞争深化、产品多元、定价更趋真实的“新时代”。（199字）

国家发改委于10月19日就《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》向社会公开征求意见。文件明确了市场成员构成，包括发电企业、售电公司、电力用户及新型经营主体（如新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等），并强调推动其全面参与现货市场竞争，支持新能源与配套储能联合报价。规则要求加强现货市场与中长期、辅助服务市场的衔接，通过分时和节点价格信号引导优化发用电行为。价格机制以节点边际电价为主，赋予经营主体报价权和定价权，并允许符合条件的主体在规定窗口内调整申报。同时建立发电机组运行成本补偿机制，对安全启停等未被电能量价格覆盖的成本予以合理补偿，并将成本数据用于市场力监管。此外，设定了申报与出清限价及二级限价机制，以保障市场平稳运行。（199字）