核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，针对电力现货连续运行地区明确九大指引方向，重点围绕新能源全面入市后的市场机制适配、系统调节能力提升等核心问题提出解决方案 [1] - 《指引》与2025电力市场秋季论坛专家观点高度契合，论坛围绕现货市场优化、新型主体激活、辅助服务完善等议题的讨论为《指引》落地提供了实践参考 [1] - 《指引》旨在构建适配高比例新能源的电力市场运行体系，通过市场化机制打通新能源全面入市堵点，激活灵活调节资源，并通过辅助服务完善与容量保障筑牢系统安全根基，最终实现电力资源优化配置、安全稳定供应与能源清洁低碳转型的多重目标 [8] 现货市场机制优化 - 《指引》支持各地探索完善新能源全面入市下的现货市场机制，优化现货市场出清机制，形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，并通过日前交易价格激励用户参与系统调节，保障电力安全供应 [2] - 国家电网经营区26个省级电力现货市场已全部启动运行，其中山西、山东、湖北、浙江等5家成功转入正式运行，现货市场价格有效激励发用两侧协同优化 [2] - 山东市场化用户午间填谷583万千瓦，晚峰移峰225万千瓦，在优化系统运行特性的同时降低了用电成本 [2] - 甘肃新型储能平均年利用小时数同比增长超155小时，盈利模式持续完善，平均调频性能达到火电的1.5倍，提升了电网调节能力 [2] - 南方区域通过"统一出清、两级协同"模式，降低优先计划保障执行比例，为具备价格优势的省份或点对网电源腾出发电空间，西电东送电量不降反升 [3] - 经过市场优化的西电东送总电量504.7亿千瓦时，较优先计划合约增送58.9亿千瓦时 [3] - 在新能源大发时段，广西、云南日前出清均价分别低至159元/兆瓦时、113元/兆瓦时，精准反映清洁能源边际成本 [3] 新型主体参与机制 - 《指引》强调完善各类市场经营主体参与现货市场机制，鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体和用电侧主体"报量报价"参与现货市场竞争，支持"电源+储能"作为联合报价主体参与 [4] - 中国电力科学研究院针对分时块、标准块、自定义时段耦合块、条件能量块及移动能量块等多类型块的联合出清与定价优化模型开展了深入理论研究与模拟验证工作，已具备实战演练和工程应用的技术条件 [4] - 清华大学专家认为高比例新能源下负电价的合理管控需依赖需求侧弹性释放，虚拟电厂、聚合商等新型主体是链接用户侧资源的关键 [5] - 《指引》允许新型主体"报量报价"参与可有效降低中小用户入市门槛，通过聚合商整合分散调节能力，将负电价频率引导在合理范围 [5] 辅助服务市场建设 - 《指引》提出因地制宜健全辅助服务市场体系，鼓励新能源装机占比较高的地区探索建立爬坡等辅助服务市场 [6] - 专家分析指出部分地区负电价频发除新能源出力波动外，辅助服务品种不足、调节资源未充分激活也是重要原因 [6] - 山东2024年实时市场负电价频率达14.21%，若能建立爬坡辅助服务市场，通过价格信号激励煤电、储能提供爬坡能力，可将负电价时长减少30%以上 [6] 容量保障机制 - 《指引》要求研究建立面向各类电源的容量补偿机制，保障系统容量长期充裕 [6] - 新能源装机大幅飙升后，传统电源投资热情锐减，新能源大规模接入挤压传统电源在电量市场的份额，利用小时数大幅降低，投资回报率预期不佳 [6] - 系统长期容量充裕度面临严峻挑战，对电力系统安全稳定运行构成严重威胁 [7] - 《指引》提出科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，建立容量补偿机制，通过精准评估容量贡献给予合理补偿，有效平衡新能源与传统电源的投资预期 [7] - 容量补偿机制既能保障新能源持续发展，又能稳定传统电源投资信心，为区域电力系统安全保供提供长期保障 [7]