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北极星社区-电力环保能源论坛|技术交流|资料分享平台您好，欢迎来到北极星社区首页资料APP搜索我要发帖返回旧版登录扫码下载官方AppApp Store下载Android下载首页资料APP 电力光伏储能售电风电水电核电火电经管综合能源服务环保水处理固废处理环保发电环境修复大气治理检测环评环保设备全部光伏储能售电风电水电核电火电经管综合能源服务水处理固废处理环保发电环境修复大气治理检测环评环保设备切换行业 社区总帖117605今日新帖9推荐精华 大家好! 北极星社区邀请您加入我们电力市场省份交流群~81 精北极星社区邀请您加入我们电力市场【省份交流群】识别下方二维码添加好友私信我告诉我想进入的【省份名称 例如:广东】即可进群~欢迎大家进群交流讨论~499次浏览11人跟帖北极星电力交易专家 电力交易圈11月14日 进群！！北极星社群已全面开启！！！1067 精北极星社区的家人们，你们好！🔥我们已经为不同领域伙伴开辟了深度交流群：【火电】【光伏】【风电】【储能】【电力交易】【垃圾发电】【碳】🌟无论你是：▷摸爬滚打多年的行业精英▷刚拿到入场券的潜力新星▷寻找产业风向标的观察者这里都有你的专属席位！群内定期分享行业资讯，发布学习资料！👇扫码添加「北极星-蒲老师」解锁专属社群目前已有20000+伙伴进群期待您的加入！9352次浏览41人跟帖北极星小狼 电力交易圈05月20日 如何下载北极星资料？（必读）2789 相信已经有细心的小伙伴发现了最近北极星学社上传了一大批的资料（点击此处进入资料库）我们的目标是1.上传1万份光伏资料2.上传1万份风电资料3.上传1万份火电资料4.上传1万份储能资料近期有小伙伴问，如何下载和寻找资料？第一步，进入北极星首页后点击资料第二步：在红框内选择你想要的资料方向，例如选择光伏我们选择光伏标签后可以看到三个分类【免费资料】这个里面的资料全部都是0积分，可以免费下载【最新上传】这是最新的资料，可以让用户及时知道我们的资料动态。【精华资料】这里是北极星精选的资料，我们选择的是光伏的精华资料，所以里面都是光伏相关的。第三步假设你想看更多的光伏资料可以点击红框里的【精华资料】按钮，点击后你会看到更多的光伏资料，并且可以翻页仔细查找。要注意的是，有些帖子需要回复后才可以下载，记得回复哦当然，最重要的，下载需要积分，那么如何获得积分呢？请点击这里查看《北极星社区积分获取办法》祝用户来到北极星社区都可以有所收获，共铸辉煌！51408次浏览147人跟帖北极星小狼 电力江湖2024年05月29日 2026年电力交易员研修班培训通知（天津站）火热报名中！39 精我国电力市场正经历深刻变革。随着“136号文”的发布，标志着新能源上网电量全面进入电力市场，上网电价全面由市场形成。同时，我国多层次统一电力市场加快构建，省间、区域、省内中长期交易常态开市，多地电力现货市场转入正式运行，对电力交易从业者的岗位能力要求日益提高。电力市场的复杂性和波动性，要求电力交易员具备高标准的专业素养，更需要敏锐的市场洞察力。电力交易员需要不断学习交易策略和适应新的电力市场环境，方能应对各种复杂的挑战。为切实提升电力交易员的能力素养和专业水平，2026年电力交易员研修班（天津站）将于近期举办，现将具体事项通知如下：一、组织机构主办单位：北极星电力网支持单位：北极星电力市场网北极星学社北极星招聘二、培训时间及地点（1）培训时间：2026年1月6日-8日培训地点：天津三、培训内容电力系统基本知识电力经济基本知识电力市场基本知识电力市场相关政策及体系电力市场结算电力现货市场（日前/日内）电力中长期交易绿电交易虚拟电厂中长期集中竞价交易演练现货市场交易演练现货交易价格预测交易结算报告分析等。四、培训方式采取现场专家讲授、模拟上机操作等方式进行。五、培训对象火电企业、新能源企业、水电企业、售电企业、储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、电力大用户等电力市场主体相关从业人员，以及从事电力市场相关研究人员等。六、培训亮点1、内容丰富。紧密围绕电力市场交易热点内容展开教学，课程设置丰富多样，突出实效与实践性，兼顾理念与技能。2、理论与实操相结合。在培训过程中，不仅安排了丰富的理论课程，还注重实践操作。通过模拟演练等方式，让学员在实际操作中熟悉掌握电力交易全流程。七、关于证书1、完成全部课程培训后，颁发北极星结业证书（电子版）。2、相关证书申报可详询工作人员。八、收费标准5000元/人，费用包含：培训费、资料费、午餐费、北极星结业证书等，住宿交通等其他费用自理。报名咨询：蒲老师 18010201657（扫取下方二维码即可）552次浏览0人跟帖北极星小狼 电力交易圈11月04日 好好休息3 允许自己慢下来，找到真正适合自己的休息方式，让身心在松弛中恢复能量。要知道，休息不是停下脚步，而是为了更好地出发。31次浏览0人跟帖电建老兵 电力江湖9小时前[提问/讨论]环保中工找兼职 环保中工找单位，用于资质28次浏览0人跟帖星友2142 电力交易圈22小时前四省齐发警示！2026售电市场“超低固定价”陷阱深度拆解 2025年11月，售电市场进入2026年度签约高峰期的同时，一场由"超低固定价"引发的风险预警在行业内密集释放。江苏、广东、广西、海南四省电力交易中心于11月上旬相继发布风险提示函，直指部分售电公司以违背市场规律的报价诱导用户签约的乱象。更值得警惕的是，当前2026年电力市场年度交易政策仍处于起草阶段，批发零售关键参数、价格联动机制均未明确，此时盲目签约的风险已进入高发期。一、市场异动：0.35元/kWh报价背后的违规真相随着2025年零售合同到期节点临近，多地售电市场出现"全年锁定低价""保底折扣稳赚不赔"等营销话术。以市场化程度较高的广东为例，其交易中心发布的《广东电力市场2026年交易关键机制和参数》已明确，2026年年度交易均价下限暂定为0.372元/kWh，这一标准已充分考虑发电侧成本底线。但市场监测数据显示，部分售电公司零售报价已低至0.36X元/kWh，个别营销人员甚至报出0.35元/kWh的年度固定价，较监管指导下限低出6.06%。江苏电力交易中心在11月12日的风险提示中直接点明，此类报价并非成本控制优势的体现，而是典型的诱导性营销手段，本质是售电公司对2026年电价走势的豪赌。2026年广东售电市场报价对比表报价类型具体报价（元/kWh）与监管下限偏差可行性评估监管指导下限0.3720%符合成本底线市场普遍报价0.38-0.422.15%-12.90%具备履约保障部分公司报价0.36X-1.61%--3.22%风险较高极端低价报价0.35-6.06%基本不具备履约可能从实际后果来看，江苏交易中心梳理了三类高概率风险：一是电价上涨后售电公司以亏损为由倒逼用户重新议价；二是恶意"跑路毁约"，遗留合同纠纷无法追责；三是售电公司破产后用户被强制划归保底售电公司，而根据现行规定，保底电价普遍比市场均价高出15%-30%，以广东工业用电为例，若当前市场均价0.4元/kWh，保底电价可能达到0.46-0.52元/kWh，年用电量1000万kWh的企业将多支出60-120万元成本。二、官方预警焦点：四省核心提示的共性与差异此次四省密集发布的风险提示虽各有侧重，但均围绕"政策不确定性""价格风险""履约安全"三大核心。通过对比可清晰把握不同区域的监管重点：四省售电市场风险提示核心要点对比地区发布时间核心风险点针对性要求江苏11月12日电价上涨概率大、超低固定价履约风险高优先选择"比例分成""价格浮动"套餐，明确合规签约三原则广东11月15日超低价诱导、居间商共谋高价、账号滥用禁止第三方介入，新增标准平价套餐，严控账号权限广西11月4日交易规则、结算方式未明确不得参照2025年政策签约，待方案落地后再开展交易海南11月14日资质风险、账户管理风险突出核查售电公司履约保函、信用记录，延后签约时点值得注意的是，广东和江苏在提示中均特别提及"账号权限管理"问题。据行业调研，2025年第三季度全国已发生3起售电公司人员冒用用户账号签订阴阳合同的案例，涉及金额均超过500万元。广东交易中心明确要求，用户不得将数字安全证书（CA）、电子营业执照及平台密码交由第三方保管，所有操作必须由本单位在职人员执行。三、电价上涨逻辑：2026年三大成本驱动因素四省官方均在提示中强调"电价上涨是大概率事件"，这一判断基于三大刚性成本驱动因素，且相关数据已初步显现：1.一次能源价格波动传导：2025年11月上旬，国内5500大卡动力煤港口价已涨至923元/吨，较10月同期上涨8.2%，而火电企业燃煤成本占发电总成本的60%-70%。按照煤电价格联动机制，燃煤单价每上涨100元/吨，对应电价需上调约0.03元/kWh，当前煤价涨幅已支撑电价上调0.025元/kWh。2.新能源全面入市带来的波动：根据"136号文"要求，2026年起全省新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。数据显示，新能源发电的波动性使现货电价日内波动幅度可达50%以上，售电公司若以固定价签约，将完全暴露在电价波动风险中，这也是监管部门不鼓励100%固定价套餐的核心原因。3.燃煤机组容量补偿成本增加：为保障电力供应安全，2026年燃煤机组容量补偿标准将从2025年的0.02元/kWh提升至0.035元/kWh，仅此一项就使发电侧单位成本增加0.015元/kWh，这部分成本必然通过市场交易传导至零售侧。2026年电价上涨驱动因素及影响幅度测算电力市场专家测算，综合上述因素，2026年全国电力批发市场均价较2025年上涨5%-8%将成为常态，部分用电高峰时段现货电价可能突破0.6元/kWh，此时若售电公司以0.35元/kWh的固定价签约，每度电将亏损0.2元以上，年签约电量1亿kWh的公司将亏损2000万元以上，履约能力无从谈起。四、风险传导路径：从低价签约到成本暴增的全链条解析部分售电公司的"超低固定价"策略已形成成熟的风险传导链条，用户若不慎入局，将面临从"省钱预期"到"成本暴增"的转变，具体路径可分为四步：1.低价锁定阶段：在2025年10-11月签约高峰期，售电公司以"0.35元/kWh全年固定"等远超市场常理的报价吸引用户，多以口头承诺或简易协议形式锁定用户，不明确违约责任。2.拖延绑定阶段：用户确认签约后，售电公司以"政策未明确""系统升级"等理由，故意拖延在电力交易平台的线上绑定流程，此时用户未与其他售电公司接触，错过正常签约窗口期。3.加价逼宫阶段：临近2026年1月1日合同生效期，售电公司以"煤价暴涨导致亏损"为由，要求将价格上调至0.45元/kWh以上，否则拒绝完成线上绑定，此时用户已无充足时间重新选择售电公司。4.违约兜底阶段：若用户拒绝加价，售电公司直接终止合作，用户被强制划归保底售电公司，以0.46-0.52元/kWh价格购电，较最初承诺的0.35元/kWh高出31.4%-48.6%。典型案例:2024年某省曾出现12家售电公司以0.33元/kWh固定价签约200余家企业，2025年1月因煤价上涨集体违约，导致这些企业被划转至保底售电公司，平均用电成本较原承诺价格增加42%，其中一家年用电量5000万kWh的制造企业额外支出700万元五、用户实操指南：四步规避售电签约风险结合四省交易中心的风险提示及行业实践，电力用户可通过"查资质、选套餐、控权限、审条款"四步操作，从源头规避签约风险：第一步：核查售电公司核心资质通过省级电力交易平台查询三项关键信息：①注册状态是否为"正常经营"；②履约保函缴纳金额是否足额（一般要求不低于年度预计交易金额的5%）；③近12个月是否存在违约记录。广东交易中心特别提醒，需通过官方渠道验证上门人员身份，避免被冒用"交易中心""供电公司"名义的人员误导。第二步：科学选择零售套餐非必要不签订100%固定价套餐，建议采用"基础电量+浮动电量"的组合模式：将50%-60%的年度用电量签订"比例分成"套餐，与批发市场价格联动；30%-40%的用电量签订"标准平价"套餐（广东2026年新增），对标市场平均价；仅10%以内用电量可考虑短期固定价套餐。具体组合可参考下表：套餐类型建议占比优势适用场景比例分成套餐50%-60%与批发市场联动，成本传导透明年度用电稳定的工业企业标准平价套餐30%-40%对标市场均价，风险可控商业综合体、中小企业短期固定价套餐≤10%锁定短期成本用电波动较大的企业第三步：严控平台操作权限数字安全证书（CA）、电子营业执照及交易平台账号密码必须由本单位正式员工保管，严禁授权给售电公司或居间商。所有合同签订必须在电力交易平台线上完成，仔细核对合同编号、售电公司名称、价格条款等关键信息，确认无误后再提交电子签章。第四步：细化合同关键条款重点审查三类条款：①价格调整条款，明确调整触发条件（如煤价波动幅度、政策变动）及调整公式；②解约条款，约定无理由撤单期（建议不少于7天）及违约方责任；③兜底条款，明确售电公司违约后用户的选择权及补偿标准。必要时可聘请电力市场专业律师参与审查。六、行业趋势：市场化进程中如何构建健康生态此次四省齐发风险提示，本质是电力市场市场化程度提升过程中的必然监管响应。随着新能源全面入市、现货市场正式运行，2026年市场波动性将进一步加剧，这对市场参与各方提出了更高要求。对售电公司而言，单纯依靠低价抢占市场的模式已走到尽头。江苏电力交易中心相关负责人表示，未来具备差异化服务能力的售电公司将更具竞争力，如提供绿电交易、碳资产管理、节能改造等增值服务，通过服务溢价实现盈利，而非靠价格赌局博取收益。对监管机构而言，除发布风险提示外，后续可能出台三项关键措施：①建立售电公司报价异常监测机制，对低于成本价的报价进行预警；②完善售电公司退出机制，保障用户在售电公司破产后的权益；③强化信息披露，定期发布批发市场价格、售电公司信用评级等信息。对电力用户而言，需彻底摒弃"只看价格不看资质"的惯性思维，建立"价格合理+履约有保障+服务匹配"的综合评估体系。广东交易中心特别提醒，用户应直接与售电公司对接交易，切勿通过居间商等第三方签订合同，避免增加交易成本和风险。最后需要强调的是，电力交易的核心是风险与收益的匹配。2026年售电市场的"超低固定价"看似诱人，实则是将风险全部转移给用户的违规操作。建议用户密切关注省级电力交易中心官方渠道（网站、公众号、APP）发布的政策动态，待2026年交易政策正式落地后再开展签约，确保自身合法权益不受损害。60次浏览0人跟帖北极星电力交易专家 电力交易圈22小时前广东首现负电价！多地密集落地，能源转型期的价格信号如何解读？ 2025年11月16日，广东电力现货市场日前交易出现-12.5厘/千瓦时的出清价格，这是广东电力市场首次录得负电价记录。同一时段，发电侧日前加权平均电价达到167.7厘/千瓦时，高价与负价并存的格局，直观呈现了我国电力市场深化改革的复杂性，也凸显了新能源大规模发展背景下的消纳挑战。随着山东、浙江、山西等多地年内已先后出现负电价，这一曾被视为"异常"的市场现象，正逐渐成为新型电力系统建设过程中无法回避的现实议题。一、市场现状：负电价从个案走向多地频发负电价的密集出现并非偶然，而是电力市场供需结构与市场化改革共同作用的结果。2025年以来，国内电力现货市场已多次出现负电价记录，呈现出"地域扩散、时段集中"的特征。山东在五一假期期间，实时市场发电侧连续三天于午间9点至15点出现负电价，最低点达-95元/兆瓦时，创下年内国内负电价最低纪录。浙江市场在1月更出现连续两日报出-200元/兆瓦时的最低电价，而山西、甘肃等地也先后出现零电价或负电价现象。从地域分布看，负电价已覆盖东部负荷中心与新能源富集区域，反映出这一现象的普遍性。国际市场同样存在成熟先例。2024年，德国电力现货市场负电价出清时段占比达到5%，法国、荷兰、西班牙、芬兰等国均有负电价记录，德国在2017年更是出现超过100次负电价情况。这表明，在高比例新能源接入的电力系统中，负电价是市场机制发挥作用的正常表现。值得注意的是，负电价并非持续存在的常态。浙江自2024年5月1日转入长周期结算试运行以来，负电价时段占比不到2.5%，且主要集中在节假日负荷低谷与新能源大发叠加的特定时段。国家能源局相关司局负责人明确表示，短时出现负电价或零电价，符合市场运行规律，并非市场失灵。国内主要省份负电价记录统计（2025年）数据来源：各省份电力交易中心公告、公开市场报告二、形成机理：供需错配与市场规则的双重驱动负电价看似违背"等价交换"的经济常识，实则有清晰的形成逻辑。在电力现货市场机制下，节点电价由系统能量电价和阻塞电价两部分构成，当两者之和为负时，便会产生负电价，具体可通过两条路径实现。第一条路径是系统能量电价为负。这一情况多发生在电力供过于求的极端场景，当新能源大发与系统低负荷形成叠加时，光伏、风电等边际成本接近零的电源，为避免弃电导致的收益损失，会选择申报负电价以确保优先消纳。截至2025年9月，全国风电和太阳能发电装机容量已达17.08亿千瓦，占全国发电装机的46%，前三季度风光发电量占全社会用电量的22.3%。高比例新能源的随机性、波动性，在负荷低谷时段极易引发供过于求。第二条路径是阻塞电价为负。当电源富集区域的外送通道出现阻塞时，该区域的阻塞电价可能呈现负值，若其绝对值大于系统能量电价，节点电价便会为负。以广东为例，粤东、粤西等新能源富集区发电能力远超本地消纳能力和外送容量，空间上的供需错配导致区域性负电价出现；而春节、国庆等长假期间的午间或凌晨，则因全网负荷偏低成为全网性负电价的高发期。常规机组的运行特性进一步加剧了负电价的出现。大型火电机组启停成本高昂，频繁启停还会损害机组寿命，在短暂的低负荷时段，维持低出力运行并接受负电价，比停机再启动的经济成本更低，这也成为部分常规机组选择负电价运行的重要原因。此外，各地电力市场的价格下限设置为负电价提供了制度空间，山东、浙江等省份明确设定了负向价格下限，为市场机制充分发挥作用提供了保障。三、核心动因：新能源转型与市场机制的深度变革负电价频现的背后，是我国能源结构转型与电力市场化改革的深度推进。截至2024年底，浙江新能源装机占比已超过40%，山东光伏装机约73吉瓦，位列全国第一，高比例新能源接入正在重塑电力市场的竞争格局。电力现货市场的核心竞争逻辑是边际成本竞争。风电、光伏等可再生能源机组的燃料成本近乎为零，早期项目还享有电价补贴，即便申报负价格，叠加补贴与中长期合同收益后仍可能盈利。这种成本优势使得新能源机组在市场竞争中占据主动，也倒逼其他类型电源调整运行策略。新能源的大规模发展虽带来了消纳压力，但也推动了电力市场机制的完善。国家能源局最新数据显示，我国新能源发展已从"单兵作战"向集成融合发展转变，截至2025年9月，风光发电装机和发电量占比均已达到较高水平。负电价的出现，本质上是电力商品属性从理论走向实践的重要体现，反映了市场价格信号对供需关系的精准反映。与此同时，负电价也暴露了电力系统灵活调节能力的不足。电能难以大规模储存，当前抽水蓄能、电化学储能等存储设施的容量和成本仍有局限，当负荷骤降时，系统缺乏足够的调节手段消化过剩电力。国家能源局相关专家指出，负电价的本质是电力系统短时间内调节能力有限，没有调节能力的发电企业只能通过"付费"方式购买调节资源。四、多维影响：不同市场主体的差异化应对负电价对电力市场各参与方产生了差异化影响，既带来了挑战，也催生了新的发展机遇，推动着市场主体的角色转型与策略调整。（一）发电侧：差异化竞争与角色重构新能源企业虽面临度电均价被拉低的压力，但得益于90%发电量通过固定电价结算的模式，仅10%参与现货市场，即便出现负电价，整体结算价格仍可覆盖发电成本。不过，随着新能源全面参与市场政策的推进，企业必须提升发电预测精度和交易策略水平，以应对价格波动风险。煤电机组则面临更大的转型压力。负电价环境下，煤电的发电空间被持续挤压，传统基荷电源的角色已难以为继，向"发电+调节+顶峰"的灵活性角色转变成为必然。这要求煤电企业加快技术改造，降低运营成本，提升灵活启停和调峰能力，在辅助服务市场中寻找新的收益增长点。（二）用户侧：间接受益而非直接"免费用电"普通用户最为关心的是，负电价是否意味着用电可以"倒找钱"？答案是否定的。负电价主要出现在电力批发市场，普通居民和中小用户并不直接参与，居民用电价格执行目录销售电价，未与市场价格直接挂钩，因此不会出现"付费用电"的情况。但负电价仍会通过市场机制间接惠及用户端。以山东为例，电费结算采用"中长期+现货+容量补偿"的模式，月度周期内80%以上为中长期合同，负电价对最终结算电价的影响有限，同时市场化竞争带来的整体电价稳定效应，将间接降低用户用电成本。（三）新兴产业：储能与多能转换迎来发展机遇负电价为储能产业提供了明确的套利空间。在负电价时段，储能设施可低价充电，在用电高峰时段高价放电，通过价差获得收益。山东已探索通过容量电价机制激励用户侧储能削峰填谷，截至2024年底，全国累计建成新型储能超6000万千瓦，抽水蓄能投产规模超5800万千瓦，储能产业正加速发展。除储能外，"光+氢"等多能转换模式也迎来发展契机。企业可利用负电价时段的廉价电力进行电解水制氢，降低氢能生产成本，推动"光伏+氢能"等新兴业态成长，拓展新能源应用领域，培育新的经济增长点。五、应对策略：系统优化与机制完善的双重发力面对负电价逐步常态化的趋势，需从提升系统调节能力、完善市场机制、优化企业策略等多方面入手，构建适应高比例新能源发展的电力系统。（一）提升系统灵活性：强化调节资源建设提升系统灵活调节能力是应对负电价的核心路径。截至2024年底，全国灵活调节煤电规模已超6亿千瓦，为高比例新能源消纳提供了重要支撑。江苏作为光伏大省，通过构建"电源侧+电网侧+用户侧"多层次储能发展模式，实现新能源消纳率100%，其经验值得推广。国家能源局在《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》中明确提出，要加快构建新型电力系统，提升新能源消纳和存储能力。未来需继续扩大抽水蓄能、新型储能等调节资源规模，发展虚拟电厂、需求响应等灵活性资源，增强系统对新能源波动的适应能力。（二）完善市场机制：健全多维度价格体系市场机制的持续完善是引导资源优化配置的关键。国家能源局正配合国家发展改革委落实新能源全面入市政策，科学确定存量与增量项目机制电量电价，保障存量项目平稳运营。同时，加强省份间电力互济，实现新能源在更大范围内的优化配置，减少区域性供需错配。建立健全容量成本回收机制和辅助服务市场体系同样重要。现货地区需尽快足额落实容量电价政策，保障煤电等调节电源的合理收益，让所有市场主体都有生存和发展空间。丰富辅助服务品种，将调峰、备用等服务纳入市场化定价，充分发挥价格信号对调节资源的激励作用。（三）企业转型：提升市场适应能力发电企业需主动转变经营策略，增强市场风险应对能力。新能源企业应加强发电出力预测技术研发，优化现货市场报价策略，通过中长期合同锁定基础收益，降低负电价带来的波动风险。火电企业则需加速从基荷电源向调节电源转型，加大灵活性改造投入，培育灵活运行能力，拓展辅助服务收益渠道。六、未来展望：负电价常态化下的能源转型新路径负电价的频繁出现，并非能源转型的"拦路虎"，而是新能源主导型电力系统的必然特征。随着更多省份电力现货市场转入正式运行，以及新能源装机比例的持续提升，负电价出现的频率可能进一步增加，但持续时间不会显著延长，将逐步呈现"频次增加、时长缩短"的动态平衡特征。国家能源局已明确表示，将强化市场运营监测，建立常态化电力市场运行预警机制，实时监测负电价发生频次与持续时间，科学研判市场风险。这一举措将为负电价的合理管控提供制度保障，避免出现长期、大范围的负电价，确保电力系统安全稳定运行。从长远来看，负电价传递的价格信号，将加速推动电力系统调节资源建设。随着储能、虚拟电厂等灵活调节资源的规模扩大，以及跨区域电力互济能力的提升，电力系统的供需平衡能力将不断增强，负电价的频次有望逐步收敛。同时，负电价倒逼技术创新与产业升级，推动储能技术进步、预测与调度水平提升，为能源转型注入持续动力。全国统一电力市场体系的建设推进，将为负电价发挥资源优化配置作用提供更大平台。通过扩大电力交易范围、完善跨省跨区交易机制，新能源电力将在更大范围内实现消纳，减少区域性供过于求导致的负电价。江苏的智能微电网建设、山东的市场规则优化等探索，正共同勾勒出未来电力系统"多元、智能、灵活"的发展轮廓。负电价不是能源转型的终点，而是市场化改革深化的重要信号。它提醒我们，电力系统的转型需要技术创新、机制完善与市场主体适应的协同推进。随着我国能源转型的不断深入，负电价将从"新闻热点"转变为市场运行的"常规现象"，而其背后折射的，正是我国能源结构优化、市场化改革深化的"正效应"。61次浏览0人跟帖北极星电力交易专家 电力交易圈22小时前电力现货结算双轨制解析：差量与差价的适配逻辑与实践演进 2024年12月，海南完成电力现货市场首次全月结算试运行，实现15分钟粒度连续出清、全主体参与清算的历史性突破，其采用的"高峰高价、低谷低价"价格机制，直观印证了结算机制作为电力市场核心枢纽的关键价值。随着136号文明确新能源全面退出固定电价进入现货市场，结算模式的选择与适配已成为决定市场效率与主体收益的核心变量。当前我国电力现货市场形成的差量结算为主、差价结算试点的双轨格局，背后蕴含着深刻的改革逻辑与阶段特征。一、电力现货结算的底层逻辑与阶段特征电力现货市场的结算机制本质是解决"物理交割与金融对冲"的衔接问题，其核心目标是实现三大平衡：价格信号真实性与风险可控性的平衡、中长期合约稳定性与现货市场灵活性的平衡、传统能源转型与新能源消纳的平衡。从改革路径看，结算模式的演进呈现清晰的阶段适配性：市场建设初期以差量结算为主导，如山西、山东、浙江等首批试点省份，核心诉求是兼容传统计划体制下的电量管理模式，降低主体适应成本；随着市场成熟度提升，广东、海南等省份开始探索差价结算，通过全电量现货定价强化价格信号，适配高市场化程度下的资源配置需求。这种演进并非替代关系，而是形成了与区域市场特征匹配的差异化格局。从最新政策动向看，《2025年浙江省电力市场化交易方案》与海南全月结算试运行结果共同指向三大趋势：交易粒度从小时级向15分钟级深化、结算标的从单一电能量向"电能量+辅助服务"延伸、风险工具从基础合约向金融衍生品拓展，这对结算机制的精细化设计提出了更高要求。二、差量结算：过渡阶段的风险缓冲机制1.核心机制与结算公式差量结算的核心特征是"中长期合约物理交割优先，现货市场调节偏差"，即中长期合约电量按约定价格刚性结算，实际执行与合约的偏差部分通过现货价格调节。这种模式下，合约电量承担收益兜底功能，偏差电量承担市场化调节功能，形成双层结算体系：基础结算公式：电能量电费=中长期合约电量×中长期合约价格+(实际电量-中长期合约电量)×现货市场价格双层扩展公式：中长期合约电费=中长期合约电量×中长期合约价格日前偏差电费=(日前中标电量-中长期合约电量)×日前节点电价实时偏差电费=(实际上网电量-日前中标电量)×实时节点电价总电费=中长期合约电费+日前偏差电费+实时偏差电费2.实例演算与数据验证以某新能源发电机组单日交易数据为例，具体结算过程如下：结算计算：中长期合约电费：100×350=35,000元（与现货价格无关）日前偏差电费：(110-100)×360=3,600元（超合约部分按日前价结算）实时偏差电费：(120-110)×370=3,700元（超日前部分按实时价结算）总电费：35,000+3,600+3,700=42,300元3.适用场景与利弊分析从海南、山西等省份实践来看，差量结算的优势集中体现在过渡适配性上：一是通过合约锁定80%以上基础电量收益，有效对冲新能源出力波动导致的收益风险，山西试点数据显示新能源主体采用差量结算后收益波动率下降40%；二是兼容传统"计划电量+市场化调节"的运营习惯，山东试点初期90%的发电企业反馈该模式易上手；三是偏差调节机制激励机组响应实时供需，浙江试点期间高峰时段偏差电量调节率提升至25%。其局限性也同样突出：现货价格仅影响10%-20%的偏差电量，导致价格信号传导弱化，山西曾出现现货电价连续一周高于合约价30%但投资响应不足的现象；双层结算需处理日前、实时两级数据，对技术系统要求较高，海南试运行初期曾因偏差数据同步延迟导致结算差错率达0.3%。三、差价结算：市场化成熟阶段的价格发现机制1.核心机制与结算公式差价结算将中长期合约转化为纯粹的金融对冲工具，不参与物理交割，所有电量均按现货价格结算，合约仅用于对冲价格波动风险。其核心创新在于引入"结算参考点"概念，通过节点电价差异实现电力空间价值的精准计量，结算公式如下：完整结算公式：电能量电费=现货全电量×现货价格+Σ[中长期合约电量×(合约价格-结算参考点现货价格)]公式中第一部分体现"全电量现货定价"原则，覆盖所有实际交割电量；第二部分为差价调节项，当合约价格与参考点现货价格存在差异时，由合约双方结算差额，实现风险对冲。2.参考点影响与实例对比结算参考点的选择直接影响差价调节结果，以相同基础数据对比无参考点与有参考点两种情景：数据显示，引入结算参考点后，发电企业因参考点电价低于日前节点电价，额外获得500元收益，这部分收益本质是电力空间价值的体现——发电节点与参考点的电网阻塞成本差异通过结算机制得到补偿，实现了"电价反映区位价值"的市场化目标。3.优势与实施条件作为国际主流模式，差价结算的核心优势在于价格信号的完整性：全电量按现货价格结算使主体对价格波动的敏感度提升，广东试点数据显示采用差价结算后，用户侧负荷响应率从8%提升至15%；中长期合约转化为金融工具后，市场流动性显著增强，2024年广东现货市场合约交易量较差量结算阶段增长60%。但其实施门槛较高：一是需完善的节点电价体系支撑，海南试运行期间投入2000万元升级节点电价计算系统；二是对主体风险管理能力要求高，广东初期通过12场专项培训提升市场主体对差价合约的认知度；三是需充足的金融工具配套，浙江2025年计划推出基于差价结算的电力期货试点，进一步完善风险对冲体系。四、两种模式的对比与演进方向1.核心维度对比2.未来演进路径结合海南全月结算试运行经验与浙江2025年交易方案，两种结算模式将呈现"差异化适配+融合创新"的发展趋势：差量结算的优化方向：引入"偏差电量分档定价"机制，浙江计划将偏差电量分为常规偏差与超常规偏差，分别适用不同现货电价系数；与辅助服务结算衔接，将新能源偏差电量与调峰服务收益挂钩，提升消纳积极性。差价结算的推广路径：采用"分区试点+梯度推广"模式，先在广东、海南等市场化程度高的区域全面推行，再向中西部地区逐步扩展；建立参考点动态调整机制，根据电网拓扑变化每年更新结算参考点布局，确保空间价值计量精准。融合创新方向：探索"基础电量差量+增量电量差价"的混合模式，如山西试点将70%电量按差量结算保障基础收益，30%电量按差价结算强化价格信号；发展基于两种模式的金融衍生品，2025年拟推出差量偏差期权、差价合约期货等工具，丰富风险管理手段。五、市场主体的应对策略结算机制的演进直接影响市场主体的收益结构，发电企业与用户需采取差异化应对措施：对发电企业而言，采用差量结算时应聚焦"合约电量精准申报+偏差调节优化"，通过历史出力数据建模提升合约申报准确率，海南新能源企业通过该方式将偏差率从15%降至8%；采用差价结算时需强化"价格预测+合约组合管理"，建立日前-实时电价预测模型，搭配不同期限的差价合约对冲风险。对用户侧而言，工业用户可利用差量结算的合约稳定性锁定基础用电成本，同时通过需求响应优化偏差电量支出；商业用户可借助差价结算的价格信号，调整用电时段实现成本优化，广东某商场采用该策略后高峰用电成本下降12%。48次浏览0人跟帖北极星电力交易专家 电力交易圈23小时前 大家好! 北极星社区邀请您加入我们电力市场省份交流群~81 精北极星电力交易专家 电力交易圈499次浏览11人跟帖11月14日 进群！！北极星社群已全面开启！！！1067 精北极星小狼 电力交易圈9352次浏览41人跟帖05月20日 如何下载北极星资料？（必读）2789 北极星小狼 电力江湖51408次浏览147人跟帖2024年05月29日 2026年电力交易员研修班培训通知（天津站）火热报名中！39 精北极星小狼 电力交易圈552次浏览0人跟帖11月04日 好好休息3 电建老兵 电力江湖31次浏览0人跟帖9小时前[提问/讨论]环保中工找兼职 星友2142 电力交易圈28次浏览0人跟帖22小时前四省齐发警示！2026售电市场“超低固定价”陷阱深度拆解 北极星电力交易专家 电力交易圈60次浏览0人跟帖22小时前广东首现负电价！多地密集落地，能源转型期的价格信号如何解读？ 北极星电力交易专家 电力交易圈61次浏览0人跟帖22小时前电力现货结算双轨制解析：差量与差价的适配逻辑与实践演进 北极星电力交易专家 电力交易圈48次浏览0人跟帖23小时前社区总帖117605今日新帖9热门圈子电力交易圈电力江湖光伏圈光伏知识圈风电生活光伏求职圈 致老用户的一封家书各位北极星论坛的老用户们，时至今日北极星论坛已经陪伴了我们很多年，但是这并不是一封告别信，而是通知各位坛友，新的征程即将开始！2024年1月1日后，原北极星论坛会关闭，退出历史的舞台。新的社区（北极星社区-电力环保能源论坛|技术交流|资料分享平台）即将开始！在2024年1月1日之前，原论坛只能浏览，无法进行回复/发帖等任何交互性行为。新社区将传承老论坛的意志，以服务好所有用户为核心！在这里，您可以得到更好的用户体验，最新的行业资讯，以及丰厚的积分兑换礼品，各位坛友，我们在这里等你！北极星社区-安老师回家认证获取验证码提交 关于北极星关于我们联系我们社区管理规定用户协议常见问题隐私政策积分规则联系我们客服电话：0335-3923837/010-56244259在线咨询邮箱：bjx.xueyuan@bjxmail.com北极星学社APP京ICP证080169号京ICP备09003304号-2京公网安备11010502034458号电子公告服务专项备案广播电视节目制作经营许可证 (京) 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