电君子播报第353期｜0428-0504

交易动态

2025年5月份江苏电力集中竞价交易结果公示：成交价格401.5元/兆瓦时

北极星售电网获悉，近日，2025年5月份江苏电力集中竞价交易结果公示，本次交易共有268家发电企业、141家售电公司、16家一类用户，以及国网江苏省电力有限公司参与集中竞价交易申报。发电企业总申报电量77.79亿千瓦时，售电公司总申报电量149.28亿千瓦时，一类用户总申报电量2.23亿千瓦时，国网江苏省电力有限公司申报电量0亿千瓦时。

本次交易共成交电量56.57亿千瓦时，成交价格401.5元/兆瓦时，其中售电公司成交55.61亿千瓦时，一类用户成交0.96亿千瓦时，国网江苏省电力有限公司成交0亿千瓦时。火电成交电量43.06亿千瓦时，风电成交电量2.97亿千瓦时，光伏成交电量0.54亿千瓦时，核电成交电量10亿千瓦时。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250427/1438830.shtml

浙江省间电力交易电量突破500亿千瓦时

4月27日，从国网浙江省电力有限公司获悉，截至目前，浙江省间电力交易电量突破500亿千瓦时，达到571.3亿千瓦时。

浙江是一个资源小省，同时又是个经济大省。一季度浙江全社会用电量1526.96亿千瓦时，同比增长5.54%。预计今年浙江全社会最高用电负荷将达到1.3亿千瓦，全年用电量超过7200亿千瓦时，而这其中很大一部分电量都需要依靠外来电来满足。

省间电力交易是获得外来电的重要途径，国网浙江电力持续深挖跨区通道送电潜力，积极拓宽省间电力交易渠道。特高压为省间电力交易搭建了“高速路”，目前浙江已建成“两交四直”特高压输电主网架。以三大“西电入浙”特高压输电工程为例，今年一季度三大“西电入浙”特高压输电工程累计输电量214.5亿千瓦时，同比增长14.4%，保障了浙江电力稳定供应。

为确保今年迎峰度夏期间供电平稳，国网浙江电力在计划安排、交易组织等方面下功夫，通过强沟通、争资源、调结构、优曲线、拓渠道、建机制，持续增强外购电对全省“绿保稳”工程的支撑保障能力。同时积极向外争取，扩大电量交易规模，结合浙江省电力供需形势，优化西南大水电等计划和曲线安排，提高受入电力水平。预计今夏最大计划外购电力4050万千瓦，同比增加150万千瓦。国网浙江电力还不断提升绿电比例，计划2025年外来可再生能源占比达到36.5%。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250427/1439000.shtml

华中电网省间中长期合同单笔交易电量创近十年来新高

4月18日，在国家电网有限公司华中分部的组织协调下，河南送湖南多月合同交易达成，交易电量13.7亿千瓦时，创近十年来华中电网省间中长期合同单笔交易电量新高。

年初以来，国网华中分部深入贯彻落实公司2025年电力交易工作会议部署，统筹做好电力交易保供应、促消纳、提质效、防风险等各项工作，组织协调省间交易，支撑电力供应保障，扩大新能源电量消纳规模。

国网华中分部赴国网西南分部、国网四川电力协商四川富余水电经雅湖直流送华中多月省间中长期交易事宜，组织区域内四家省级电力公司开展省间中长期交易，组织开展河南送湖南、河南送江西多月及月内中长期交易，促成3笔中长期合同交易，规模共计24.4亿千瓦时，分别为湖南电网、江西电网今夏晚高峰新增50万、40万千瓦保供电力；通过中长期交易实现河南午间时段送湖南、江西最大电力105万千瓦，为河南省内新能源电量消纳腾挪空间。一季度，跨区跨省中长期交易送华中累计送电量548.13亿千瓦时，占调度口径用电量的21.57%；最大电力达3397万千瓦，占当日最大用电负荷的20.42%。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250428/1439038.shtml

青海2025年3月电力市场化交易电量情况

截至2025年3月底，青海电力交易平台共注册市场主体1644家。其中，发电企业813家，同比减少0.5%;售电公司70家，同比减少62.6%;电力用户742家(含电网企业代理购电用户)，同比增长8.3%;独立储能企业7家，同比增长133.3%;辅助服务聚合商12家，同比增长33.3%。

3月份，省内电力用户市场化交易结算电量78亿千瓦时，同比减少5.7%;跨省跨区交易外送电量24.5亿千瓦时(含短期实时、备用市场电量2.2亿千瓦时)，同比增长49.2%;外购电量20.4亿千瓦时，同比减少7.9%。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250428/1439153.shtml

国家能源集团沈西热电获得首笔月度双边交易电量

4月23日，辽宁电力交易中心发布辽宁省5月月度双边交易出清结果，国家能源集团辽宁电力有限公司沈西热电厂获得交易电量3465万千瓦时，交易价格435元/兆瓦时，高出辽宁省煤电基准价16%。此次交易为该厂首次获得月度双边交易电量，有效增加月度中长期持仓，为完成年度目标任务助力赋能。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250429/1439295.shtml

碳价成交数据

北京碳市场交易数据

2025-04-28—2025-05-02

配额（BEA）本周成交数据
日期	交易品种	成交量（吨）	成交额（元）	成交均价（元/吨）
04-28	配额（BEA）	12,629	1,149,910.00	91.05
04-29	配额（BEA）	——	——	——
04-30	配额（BEA）	1,000	103,500.00	103.50
05-01	配额（BEA）	——	——	——
05-02	配额（BEA）	——	——	——

配额累计成交数据
累计成交量（吨）	累计成交额（元）
20,864,646（公开交易） 36,933,158（协议转让）	3,119,305,226.16

截至2025年5月4日，配额（BEA）公开交易累计成交量为2086.46万吨，协议转让累计成交量为3693.32万吨，累计成交额为31.19亿。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/prwD3fEVV9xrPtQOoFr0wQ

https://mp.weixin.qq.com/s/okJ4auCww2zYv5Dy4IBdcQ

https://mp.weixin.qq.com/s/GrXfj_-ZzPqVcz-zvsTe4w

政策新闻

北京市延庆区分布式光伏发电项目建设管理工作指引征求意见

北极星售电网获悉，4月22日，北京市延庆区发展和改革委员会发布关于对《北京市延庆区分布式光伏发电项目建设管理工作指引》公开征求意见的公告。文件明确，分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。具体要求按照国家有关规定执行。

详情如下：

关于对《北京市延庆区分布式光伏发电项目建设管理工作指引》公开征求意见的公告

为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）《关于印发推进光伏发电高质量发展实施意见的通知》（京发改规〔2023〕4号）等文件，结合延庆区实际，区发展改革委制定了《北京市延庆区分布式光伏发电项目建设管理工作指引》。现向社会公开征求意见，欢迎社会各界提出意见建议。

公开征求意见时间：2025年4月22日至2024年4月29日（7个工作日）。

意见反馈渠道如下：

1.电子邮箱：2143288262@qq.com 。

2.通信地址：北京市延庆区新城街98号区发展改革委资环科（请在信封上注明“光伏管理工作指引”字样）。

3.电话：010-69142844。

4.传真：010-69176119。

5.登录延庆区人民政府网站、北京市人民政府网站在“决策公开”版块下的“政策性文件意见征集”专栏中提出意见。

2025年4月22日

北京市延庆区发展和改革委员会

附件1：《北京市延庆区分布式光伏发电项目建设管理工作指引（征求意见稿）》

北京市延庆区分布式光伏发电项目

建设管理工作指引

第一条【制定目的】为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）《关于印发推进光伏发电高质量发展实施意见的通知》（京发改规〔2023〕4号）等文件，结合延庆区实际，制定本指引。

第二条【适用范围】本区范围内新建、改（扩）建分布式光伏发电项目建设。

第三条【分布式光伏发电分类】分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。具体要求按照国家有关规定执行。

第四条【备案管理】分布式光伏发电项目实行备案管理，区发展改革委负责全区光伏发电项目备案工作。备案主体应当按照“谁投资、谁备案”的原则确定，备案信息包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等。

第五条【新增用地管理】分布式光伏发电项目新增用地的，应符合自然资源部、国家林业和草原局、国家能源局《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》（自然资办发〔2023〕12号）要求，办理用地、用林等相关手续。

第六条【协议签订】分布式光伏发电项目投资主体利用非自有场所建设分布式光伏发电的，应与建设场所所有权人签订使用或租用协议，可视经营方式与位于建设场所内的电力用户签订合同能源管理服务协议。鼓励使用中国光伏行业协会发布的《户用光伏产品销售安装合同（范本）》和《户用光伏电站合作开发合同（范本）》（网址：.cn/Association/content_1035.html）。

第七条【选址要求】分布式光伏发电项目利用既有建筑建设，应充分考虑建筑承载能力和安全性。

有下列情形之一的屋顶屋面，不宜安装或应当减少安装面积：

（1）相关建筑建成年限超过25年且为砖混结构的；

（2）相关建筑为砖木结构的；

（3）屋顶、屋面大面积受遮光影响的；

（4）存在其他不宜安装或应当减少安装面积情形的。

有下列情形之一的屋顶屋面，禁止安装光伏组件：

（1）相关建筑屋顶屋面年久失修的；

（2）相关建筑主体结构存在安全隐患的；

（3）相关建筑为违法建设的；

（4）存在其他不应安装光伏组件情形的。

第八条【设计要求】建设分布式光伏发电项目应满足生态环境、城市风貌、第五立面管控等相关要求，项目外观、色彩应与建筑主体及周边环境相融合。

（一）分布式光伏设计根据建筑效果、安装场地、周边环境等确定可利用面积，宜避免周边环境、设施对其遮挡，建筑物上安装的光伏发电系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。

（二）建筑为坡屋面结构时，光伏组件安装最高高度与屋面距离不应超过30厘米；建筑为平屋面结构时，光伏板顶端距离屋顶平面的高度不得高于1.5米，有女儿墙的应不高于女儿墙高度，采取隐蔽设计；利用庭院建设的光伏发电，光伏板顶端距离地面高度不得高于2.2米。

（三）光伏发电设施四面均不得围蔽形成建筑使用空间，不得超出建筑物外立面，不得影响建筑物外立面风貌、结构安全和使用功能。

第九条【技术要求】分布式光伏发电项目应合理布置光伏组件朝向、倾角与高度。利用建筑物及其附属场所建设的，应满足建筑物结构安全、消防、防水、防风、防冰雪、防雷等有关要求，预留运维空间。鼓励分布式光伏发电项目投资主体采用建筑光伏一体化的建设模式。

第十条【并网申请】分布式光伏发电项目投资主体应做好选址工作，按照有关要求向电网企业提交并网意向书、项目投资主体资格证明、发电地址权属证明等相关材料，项目所在地属地政府对可能影响四邻采光通风、存在安全隐患、影响区域城市风貌及第五立面管控等问题的项目出具同意建设确认函，取得电网企业并网意见后方可开工建设。

第十一条【项目验收】分布式光伏发电项目竣工后，电网企业牵头组织项目验收，全部检验合格后方可并网投产。

第十二条【安全生产】分布式光伏发电项目投资主体是项目的安全生产责任主体，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强项目建设运营全过程的安全生产管理。应急管理部门牵头，联合发展改革、住房和城乡建设、消防、电网、属地政府等方面建立协同配合机制，依法依规对分布式光伏发电项目开展安全生产监管。

第十三条【工作职责】区发展改革委负责分布式光伏发电项目备案和补贴申报工作；区城市管理委负责对分布式光伏发电履行行业监管职责；电网企业负责分布式光伏发电并网条件的落实或认定、电网接入与改造升级、调度能力优化、电量收购、分布式光伏发电项目验收、补贴电量计量、补贴发放；区市场监管局负责市场综合监督管理工作，规范和维护市场秩序，查处虚假或者引人误解的商业宣传行为，做好光伏产品质量监督工作；延庆规自分局、区农业农村局、区水务局、区园林绿化局、区文物局等部门负责分布式光伏发电项目用地管理、指导和核查工作；区应急管理局负责统筹光伏发电项目安全生产综合监督管理。属地政府负责对辖区内分布式光伏发电项目进行监管、出具同意建设确认函。

第十四条【地方规定】属地政府可根据本指引，结合乡镇规划、风貌管控、文物保护等要求，制定适应本地区实际的管理措施或通过村规民约进行管理。

第十五条【解释机构及有效期】本指引由延庆区发展和改革委员会负责解释，自印发之日起施行，有效期三年。执行期间，如上级有效政策文件与本指引规定不一致的，以上级有效政策文件为准。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250427/1438998.shtml

海南增量配电网配电价格有关事项：增量配电网应公平参与电力市场交易

北极星售电网获悉，4月28日，海南省发展和改革委员会发布关于公开征求《关于增量配电网配电价格有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知。文件明确，经充分考虑省现行电价政策，并结合海南经济发展需求，决定采取如下定价方法制定海南省增量配电网配电价格：

（一）最高限价法。对于非招标方式确定投资主体的增量配电网项目，实行最高限价法。

（二）招标定价法。对于招标方式确定投资主体的增量配电网项目，采用招标定价法确定配电价格，但招标确定的配电价格不得高于前款规定的最高限价。

增量配电网应公平参与电力市场交易。增量配电网企业原则上全部工商业电量均应参与电力市场交易，对区域内暂未直接参与市场交易的用户，由增量配电网企业通过市场化方式代理购电。

详情如下：

海南省发展和改革委员会

关于公开征求《关于增量配电网配电价格有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知

为进一步完善我省增量配电网有关价格政策，结合我省实际情况，我委起草了《关于增量配电网配电价格有关事项的通知（征求意见稿）》。现公开征求社会意见。

此次公开征求意见时间为2025年4月28日至2025年5月9日。欢迎有关单位和社会各界人士提出意见建议。（邮箱：jgc_fgw@hainan.gov.cn；地址：海口市国兴大道9号省政府办公大楼103，邮编：570203）

感谢您的参与和支持!

附件：关于增量配电网配电价格有关事项的通知（征求意见稿）

海南省发展和改革委员会

2025年4月27日

关于增量配电网配电价格有关事项的通知

（征求意见稿）

为贯彻落实《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（发改价格规〔2017〕2269号）、《国家发展改革委国家能源局关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）等文件精神，结合我省实际，现将我省增量配电网配电价格有关事项通知如下：

一、定价机制

经充分考虑我省现行电价政策，并结合海南经济发展需求，决定采取如下定价方法制定我省增量配电网配电价格：

（一）最高限价法。对于非招标方式确定投资主体的增量配电网项目，实行最高限价法。省级价格主管部门以用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价为原则，按照“准许成本加合理收益”的方式测算增量配电网的配电价格，该价格为该配电网的配电最高限价。配电网企业在最高限价内制定具体配电价格方案，报海南省发展改革委备案。

（二）招标定价法。对于招标方式确定投资主体的增量配电网项目，采用招标定价法确定配电价格，但招标确定的配电价格不得高于前款规定的最高限价。竞标主体应同时做出投资规模、配电容量、供电可靠性、服务质量、线损率等承诺。政府相关主管部门对合同约定的供电服务标准进行监管和考核，没有达到合同约定标准的，相应扣减配电价格。

对已纳入国家增量配电业务改革试点名单的4个项目（美安科技新城智能微电网增量配电业务试点项目、海南生态智慧新城增量配电业务试点项目、金鹿工业园增量配电业务试点项目、海口桂林洋经济开发区增量配电业务试点项目）采用最高限价法定价，在未完成配电价格核定期间，暂按终端用户直接接入省级电网用电电压等级输配电价和增量配电网项目接入省级电网电压等级输配电价的差额执行。

二、数据报送机制

增量配电网企业应于每月15日前向属地发展改革委按时、准确报送下月预测和上月清算终端用户用电相关数据，包括增量配电网区域内分用户类别且分电压等级的销售电量、线损电量、容（需）量及参与电力市场需提供数据等，并按分工抄送省级电网公司及省级电力交易中心。增量配电网企业应对数据的真实性、合法性负责，同时完整地保存相关资料，接受有关部门的监督检查，省级电网企业应配合相关部门完成监督检查。

三、结算机制

（一）增量配电网与用户的结算机制。增量配电网区域内工商业用户用电价格，由上网电价、上网环节线损费用、系统运行费（含其他分摊（分享）费用）、省级电网输配电价、增量配电网配电价格、政府性基金及附加组成。居民农业用户严格执行政府制定的销售目录电价。

（二）增量配电网应公平参与电力市场交易。增量配电网企业原则上全部工商业电量均应参与电力市场交易，对区域内暂未直接参与市场交易的用户，由增量配电网企业通过市场化方式代理购电。增量配电网企业要相应完成电力市场结算需要的电力计量改造工作，确保计量电量与海南电力市场有效衔接。增量配电网代理购电价格、代理购电用户电价应参照《海南省电网企业代理购电实施方案》（琼发改价格〔2023〕1127号）按月测算，提前3日通过营业厅等线上线下渠道公布并报送海南省发改委备案，于次月执行，并按用户实际用电量全额结算电费。

（三）增量配电网与省级电网的结算机制

增量配电网企业应按照省级电网分电压等级、分用户类别的销售电价，向电网公司支付相关电费。

1.增量配电网与省级电网结算工商业用户电费。增量配电网与省级电网结算的工商业电价由购电价、省级电网输配电价、系统运行费用（含其他分摊（分享）费用）、上网环节线损费用组成。其中工商业用户上网环节线损费用参照上一年省级电网分压线损电量比例分摊，并根据执行月实际分压线损情况按月清算，增量配电网执行综合线损率暂按国家发改委核定省级电网综合线损率执行，执行产生损益原则上需按月向区域内工商业用户分摊或分享。

2.增量配电网与省级电网结算居民农业用户电费。增量配电网与省级电网结算的居民农业电价按目录电价结算。

3.增量配电网按照接入省级电网的接网容量和电压等级，对应当前省级电网输配电价监管周期的两部制输配电价，定比支付输配电费和容量（需量）电费。增量配电网应据实向属地发展改革委提供网内用户类别、电压等级及分类电量等电费计费依据，由属地发展改革委原则上每月核定一次，作为省级电网企业下个月份收取输配电价和容量（需量）电费的依据。

（四）增量配电网的政府性基金缴纳机制

增量配电网区域内的电力用户（含自发自用电量）应承担国家规定的政府性基金及附加等社会责任，由增量配电网企业按国家规定的相关标准和程序收缴。

四、调整周期

（一）最高限价法的监管周期原则上为三年，增量配电网企业应按时制定具体增量配电网配电价格方案并向海南省发展改革委报送相关备案信息。

（二）招标定价法确定增量配电网配电价格的有效期限以增量配电网企业与用电企业约定的增量配电项目合同期限为准。

（三）配电价格与省级电网输配电价相衔接，省级电网输配电价调整后，增量配电网企业按程序相应调整配电价格。

五、其他要求

（一）增量配电网与省级电网具有平等的市场主体地位。省级电网应向配电网无歧视开放，增量配电网应向售电公司无歧视开放。增量配电网企业应按相同的原则和标准承担政策性交叉补贴。

（二）增量配电网企业应设立独立企业法人，依法取得电力业务许可证，将增量配电网业务与其他业务分离，收入成本独立核算。配售一体化经营的配电网企业的配电业务、市场化售电业务应单独归集，单独记账；属地发改部门要按照国家及省有关规定和要求，对配电网企业的投资、收入、成本、价格等情况进行严格监管，建立健全科学规范透明的配电价格监管制度。

本通知自2025年x月1日起执行，其余未尽事宜按照《国家发展改革委关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》执行。国家相关增量配电网价格政策如有变化，以最新政策规定为准。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250428/1439144.shtml

国家能源局促进能源领域民营经济发展若干举措：加快发展虚拟电厂

北极星售电网获悉，4月28日，国家能源局发布关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知。文件明确，支持发展能源新业态新模式。加快发展虚拟电厂，有序推动发展绿电直连模式，研究出台支持智能微电网健康发展的意见，制定推动大功率充电、提升充电基础设施运营服务质量等政策，支持民营企业积极投资新型储能、虚拟电厂、充电基础设施、智能微电网等能源新技术新业态新模式。

详情如下：

国家能源局关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知

国能发法改〔2025〕40号

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，各有关能源企业：

为深入贯彻落实习近平总书记在民营企业座谈会上的重要讲话精神，促进能源领域民营经济加快发展，引导民营经济在推进能源绿色低碳转型和建设新型能源体系中做大做优做强，提出以下若干举措。

一、支持民营企业提升发展动能

（一）支持投资建设能源基础设施。支持民营企业参股投资核电项目，建立健全长效工作机制。支持民营企业投资建设水电、油气储备设施、液化天然气接收站等基础设施项目，支持民营企业参与油气管网主干线或支线项目。支持民营企业参与“沙戈荒”大基地投资建设，鼓励民营企业建设光热发电、生物质能多元化利用和可再生能源供暖等项目。

（二）支持发展能源新业态新模式。加快发展虚拟电厂，有序推动发展绿电直连模式，研究出台支持智能微电网健康发展的意见，制定推动大功率充电、提升充电基础设施运营服务质量等政策，支持民营企业积极投资新型储能、虚拟电厂、充电基础设施、智能微电网等能源新技术新业态新模式。

（三）鼓励民营经济创新发展。积极支持民营企业深度参与能源领域重大科技创新，鼓励民营科技领军企业参与研究制定能源科技发展重大战略、规划、标准和政策。鼓励国家实验室等国家科技创新平台与民营企业协同攻关，实现成果开放共享。鼓励民营企业参与能源领域国家科技专项，引导民营企业与国企、其他机构协同创新，针对重点项目开展联合攻关。支持“沙戈荒”大基地根据市场需要自主应用一定规模的前沿技术光伏组件，助力民营企业技术创新。

（四）支持民营能源企业转型升级。鼓励传统民营能源企业加快数字化改造和智能化升级，支持民营企业在煤矿、电厂等智能化改造中发挥更大作用。鼓励民营企业推进风电场、光伏电站构网型技术改造，创新“人工智能+”应用场景，提高出力预测精度、运行效率和管理水平。鼓励民营企业积极培育风电、光伏设备循环利用先进技术和商业模式，提高资源利用效率。

二、推动民营企业公平参与市场

（五）不断健全市场准入制度。推进油气管网运销分离，引导民营企业更便捷进入油气市场竞争性环节。修订承装（修、试）电力设施许可证管理办法，优化许可管理，提升许可工作服务水平，推动承装（修、试）企业提质增效。制定进一步深化电力业务资质许可管理的实施意见，支持民营施工企业积极参与电网建设。研究推进电力二次系统技术监督市场化改革，促进技术监督服务市场向民营企业开放。

（六）推动完善生产要素获取机制。制定深化提升获得电力服务水平全面打造现代化用电营商环境的意见，低压办电“零投资”服务对象拓展至160千瓦及以下民营用电企业，进一步降低办电成本。电网、油气管网等提供公共服务的能源企业要及时公开相关技术标准、规范要求、输送能力、运行情况、价格标准等信息，为民营企业投资和经营决策提供公开透明的信息。探索拓宽融资渠道，推动利用超长期特别国债资金支持能源重点领域设备更新和技术改造，持续支持能源领域民营企业发行上市、再融资、并购重组和债券融资，鼓励金融机构提高绿色金融服务能力，开发更多符合能源领域民营企业特点的专项信贷产品。

（七）持续规范能源市场秩序。深入落实公平竞争审查条例，健全能源领域公平竞争审查制度。修订电网公平开放监管办法、油气管网设施公平开放监管办法，督促管网设施运营企业向符合条件的民营企业等经营主体公平、无歧视开放。依法监管整治违反市场规则、不正当竞争、行政不当干预等行为，依法查处滥用行政权力排除、限制竞争的行为，加强对发电企业利用“发售一体”优势违规抢占市场份额的行为监管，深化用户受电工程“三指定”问题纠治，为民营企业等各类经营主体公平参与市场营造良好环境。

三、提升能源政务服务水平

（八）优化能源投资审批流程。简化能源项目审批流程，鼓励地方对涉及多部门审批的能源项目，实行一窗受理、在线并联审批。对“千乡万村驭风行动”风电项目结合实际提供“一站式”服务，对同一个行政村或临近村联合开发的项目，统一办理前期手续。提高配电网特别是10千伏及以下配电网工程的核准或备案办理效率。

（九）切实保障民营企业合法权益。健全能源领域政企沟通协商制度，畅通民营企业反映问题和诉求渠道。引导民营企业依法经营，完善民营企业权益维护机制。深入落实行政处罚裁量权基准制度，考虑经营主体违法情况和可承受能力，按照“过罚相当”原则确定处罚限度。严格规范涉企行政检查，公开行政检查事项和标准，规范检查程序，限制检查频次，最大限度减少对企业生产经营活动的干扰。加强能源领域涉企收费监管，加大违规收费治理力度。完善能源行业信用评价、修复等机制，规范失信约束措施，保护经营主体合法权益。

（十）支持引导民营企业高质量“走出去”。鼓励民营企业高质量参与“一带一路”建设，稳妥开展风电、光伏、氢能、储能等绿色能源项目合作，提高企业国际竞争力。利用国内外智库资源，通过各种方式向能源企业宣介有关国家能源政策，为民营企业拓展海外市场提供帮助。

各地能源管理部门要根据本通知要求，结合本地实际，进一步细化举措，主动听取民营企业意见，积极回应企业关切，协调推动解决民营企业发展中的困难。

国家能源局

2025年4月23日

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250428/1439185.shtml

国家发展改革委、国家能源局：全面加快电力现货市场建设工作

北极星售电网获悉，4月29日，国家发展改革委、国家能源局发布关于全面加快电力现货市场建设工作的通知，文件提到，湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。市场建设要充分考虑各地合理诉求，加快形成工作合力，更好促进资源大范围优化配置。

详情如下：

国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于全面加快电力现货市场建设工作的通知

发改办体改〔2025〕394号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、广西壮族自治区工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，北京电力交易中心、广州电力交易中心、中国电力企业联合会：

为贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，围绕构建全国统一大市场要求建设全国统一电力市场，全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，现就有关工作通知如下：

一、湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。

二、2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。市场建设要充分考虑各地合理诉求，加快形成工作合力，更好促进资源大范围优化配置。

三、电力现货市场连续运行一年以上，且经第三方评估满足《电力现货市场基本规则（试行）》规定的正式运行启动条件的，可按程序转入正式运行。第一责任单位应采取独立、公开的方式选定和委托具备专业能力和经验，且未参与所在省（区）电力市场方案规则编制、技术支持系统建设的第三方机构开展评估，形成评估报告，并以适当方式向社会公开。省级现货市场转入正式运行，应经省级人民政府批准同意，并报国家发展改革委、国家能源局备案。

四、拟开展连续结算试运行的，第一责任单位应事先委托具备专业能力和经验的第三方机构，对现货市场开展技术支持系统校验，并主动公开校验报告。未通过系统校验的地区不得转入连续结算试运行。

五、现货市场正式运行和连续结算试运行的省份，2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场申报、出清、结算，并建立适应新型经营主体需求的准入要求、注册程序、报价方式、结算考核等机制。参与现货市场交易的经营主体中长期签约履约比例必须要符合国家能源安全保供要求。

六、各省（区、市）现货市场第一责任单位及国家电网公司、南方电网公司要按照本通知要求，切实加快推进电力现货市场建设工作，确定时间表、路线图，明确任务分工，完善工作机制，强化监督管理、风险防范、培训宣传等工作，每年底前向社会公开年度电力市场建设运营情况。各级电力交易机构、调度机构要加强支撑服务和运营保障，做好市场运行信息的归集、分析和披露。国家能源局各派出机构要积极参与电力现货市场规则制修订，确保各地现货市场规则与国家基本规则要求保持一致。国家发展改革委、国家能源局将加强对各级电力市场建设的督促指导，定期调度市场建设进度，协调解决重点问题。

国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

2025年4月16日

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250429/1439418.shtml

能源互联网信息资讯

宁夏完成首笔绿电进京市场化交易

内容摘要：

记者从宁夏电力交易中心获悉，24日，宁夏顺利完成首笔绿电进京交易，宁夏37家发电企业与北京10家售电公司成交省间绿电交易电量0.18亿千瓦时，实现了宁夏市场化绿电首次进京，促进了宁夏新能源外送消纳。

据介绍，宁夏与北京签订了为期3年的政府间送受电协议。本次交易创新采用“日间光伏+夜间风电”组合交易的方式，向北京供应全时段绿色能源。后续宁夏与北京将持续开展绿电进京交易，力争全年送电规模3亿千瓦时。

近年来，宁夏加大绿电外送力度，已向上海、湖北、重庆等省份供应绿电达50亿千瓦时以上，杭州亚运会、成都大运会均用上了宁夏的绿电，宁夏从输“火电”向输“绿电”不断转变，成功打造“塞上绿电”电力品牌。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250427/1438971.shtml

2025年一季度天津电力市场累计交易绿电达146亿千瓦时较2024年增长100%

内容摘要：

天津电力积极拓展绿电交易规模。一季度，天津电力市场累计交易绿电达146亿千瓦时，较2024年增长100%。同时，天津市绿电供应占比显著提升，新能源发电装机容量达1121.5万千瓦，占全市发电装机总容量的37.8%。此外，天津分别与甘肃、山西等省份达成多年期省间绿电交易，累计成交绿电电量达264.27亿千瓦时。其中，包括天津市首笔、国家电网有限公司首批跨区域的从发电企业至客户端点对点多年期绿电交易。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250430/1439582.shtml

今年一季度甘肃外送电量超160亿千瓦时同比增长29.1%

内容摘要：

4月24日从国网甘肃省电力公司获悉，一季度甘肃外送电量累计达到161.77亿千瓦时，同比增长29.10%，创新高。其中，新能源外送电量达88.48亿千瓦时，同比增长71.55%。

据介绍，国网甘肃省电力公司深挖跨区跨省通道送电潜力，积极组织各类电力交易，创新融合交易机制，全面服务新能源入市，保障外送电量稳定增长和清洁能源电力高效消纳。甘电外送电量创新高，进一步促进了甘肃新能源产业发展，对能源结构优化和经济社会绿色发展具有重要意义。

国网甘肃电力将加快推进陇电入浙特高压直流输电工程建设，服务新能源产业发展，进一步扩大清洁能源电力外送规模。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250428/1439042.shtml

河南能监办积极推进虚拟电服务市场厂 (负荷聚合商)参与电力辅助

内容摘要：

近期，为促进河南省虚拟电厂(负荷聚合商)等新型经营主体参与辅助服务等各类电力市场、加强新型经营主体调度运行管理，河南能源监管办组织召开虚拟电厂(负荷聚合商)参与电力辅助服务市场工作推进会。河南省电力公司，河南电力交易中心，部分虚拟电厂(负荷聚合商)代表参加会议。

会上，与会人员共同学习《国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》等相关政策文件，全面理解和掌握虚拟电厂(负荷聚合商)建设对于保障新型电力系统稳定运行、增强系统调节能力、促进新能源消纳的重要作用和意义。会议全面总结当前我省虚拟电厂发展情况，深入分析和研究参与电力辅助服务等电力市场交易情况，沟通交流工作，查找问题短板，研讨解决方案。

会议指出，各方要深入学习贯彻落实国家关于推进新型经营主体发展要求，深化推进虚拟电厂等参与电力市场交易，明确市场经营主体参与电力辅助服务市场工作流程，研究确定用户基线负荷计算方法，建立完善互通机制，贯通电力调度及营销、交易等数据通道，全面做好虚拟电厂(负荷聚合商)参与市场规则有序衔接，逐步扩大实施范围和交易规模，强化虚拟电厂调度运行管理和涉网安全管理，严格落实电力市场信息披露要求，做好政策宣传引导，细化明确费用结算清算规定，促进市场交易规范有序发展。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20250428/1439114.shtml

国家能源局：加快推动绿证国际互认

内容摘要：
北极星售电网获悉，4月28日，国家能源局举行新闻发布会。发布会上，新能源和可再生能源司副司长潘慧敏提到，RE100是国际上倡导绿色电力消费的非政府组织，在国际绿色电力消费领域影响力非常大。最近RE100在官网的常见问答中明确企业使用中国绿证不需要再提供额外证明，同时在其技术标准中明确绿色电力消费必须持有绿证。
RE100无条件认可中国绿证，应该是2023年以来我国绿证制度体系不断完善、各方不懈努力取得的重大成果，一是有力彰显了中国绿证在国际社会的权威性、认可度和影响力，将极大提振中国绿证消费的信心；二是RE100成员企业及其供应链企业将有更大意愿和积极性采购和使用中国绿证，对中国绿证的需求也将进一步扩大；三是我外贸企业、在华外资企业通过采购中国绿证，将有效增强出口绿色竞争力，提升产业链供应链“含绿量”。
当前，我国已经构建基本完善的绿证制度体系，绿证核发也实现了全覆盖。特别是今年3月国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、商务部和国家数据局五部门联合出台《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，绿证市场较前期需求转旺，价格也触底回升。
下一步，国家能源局将会同有关部门，一是继续加强与RE100的沟通交流，推动其出台中国绿证采购相关技术指南，更好服务中国企业购买绿证；二是加强与主要贸易伙伴开展绿证相关交流沟通，加快推动绿证国际互认；三是持续做好绿证宣传，开展形式多样的政策宣介活动，为企业购买绿证、使用绿证答疑解难，做好服务。
详情请见：
https://news.bjx.com.cn/html/20250428/1439138.shtml

近期煤价资讯

2025年4月中旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为598.0元/吨，较上期持平。

2025年4月中旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为675.0元/吨，较上期持平。

（数据来源：国家统计局）
详情请见：
https://www.stats.gov.cn/sj/zxfb/202504/t20250423_1959399.html

（来源：公开资料整理）
（如有侵权，联系删除）

— END —

北京国能国源能源科技有限公司，是一家以电力交易为基础业务、以新能源开发为发展方向的综合能源服务公司。
公司成立于2017年，是国家高新技术企业、国家科技型中小企业、北京市“专精特新”企业、中关村高新技术企业、中电联3A级信用企业、北京市用户满意企业、北京市首届电力市场管理委员会成员单位。同时也是全国唯一拥有集电力交易、碳交易资格及虚拟电厂聚合商资质三个特许牌照为一体的民营企业。
公司业务包括电力交易、碳交易、虚拟电厂调峰辅助服务、智慧能效管理、分布式光伏、综合能源的投资及托管等。公司秉承科技兴业、为用户创造价值的理念，以绿色低碳环保为方向，以用户需求为核心，通过科技创新和商业模式创新，为用户提供电力交易、碳交易、虚拟电厂及综合能源服务。自2019年以来，一直稳居北京电力交易行业前三。
公司注重人才培养及企业文化建设，核心团队均为华北电力大学研究生、本科生，拥有行业上下游资源和专业技术完美融合的复合型人才团队，是作为能源行业企业最大的优势及核心竞争力。公司工作多次受到政府、用户、行业协会的表彰。国能国源正努力用科技创新的力量及更加优质的服务，为用户、为国家早日实现双碳目标贡献力量！

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电君子播报 第353期｜0428-0504

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