引言： 十年砥砺前行，初心如磐；今朝乔迁新址，再启华章！值此驰能售电成立十周年暨乔迁新址的双喜临门之际，我们怀着无比感恩的心情，向长期以来支持、信任我们的合作伙伴、客户朋友致以最诚挚的感谢！ 十年征程，感恩有您 2015年—2025年，从初创时的筚路蓝缕到如今的稳步发展，驰能售电的每一步成长都离不开各位合作伙伴的鼎力相助。十年间，我们携手跨越挑战，共享成功喜悦，见证了彼此的信任与默契，您们的支持始终是我们前进的动力源泉。 乔迁新址，共启未来 为适应公司快速发展需求，驰能售电于2025年8月1日正式入驻天环中心（新址：济南市历下区天环中心A1栋1812室）。新办公环境宽敞明亮、功能完备，不仅为团队提供了更高效的工作空间，也象征着我们对未来发展的信心与决心。 新起点，新承诺： 1. 服务升级：以更高效的响应、更专业的团队为您提供优质服务。 2. 合作深化：持续开放资源，与合作伙伴共创共赢生态。 3. 创新驱动：加大资源投入，为客户提供更具竞争力的解决方案。 十年，是里程碑，更是新起点。站在全新的办公大楼里，我们满怀憧憬与斗志。未来，驰能售电将继续以诚信为基、创新为翼，与所有合作伙伴同心同行，再创辉煌！ 再次感谢您的支持！ 驰能售电全体同仁敬上 2025年8月1日
市场预期被打破，电力市场化改革迎来意想不到的首张成绩单。 近日，2025年内蒙古首期电力交易结算结果出炉，这份电力行业备受关注的"成绩单"带来了令人惊讶的结果：新能源参与市场交易后，电价较基准价不降反升。 这一结果与136号文"新能源低电价"的普遍预期形成鲜明对比，引发了业内广泛讨论。作为全国首批现货市场试点地区，内蒙古的表现被视为电力市场化改革的风向标，其首期结算结果无疑为136号文在全国范围内的落地提供了重要参考。 结算数据：出乎意料的市场表现 首月结算数据显示，新入市的分布式、分散式、扶贫、光热新能源整体结算均价达到316元/兆瓦时（0.316元/度），较原机制电价提高33.1元/兆瓦时。 这一结果打破了行业此前"新能源入市将拉低电价"的预期，呈现出完全相反的市场走势。尤其值得注意的是，光伏电价甚至超过了风电和常规电源，这一现象值得深入分析。 一、136号文：重塑电力市场格局的关键文件 国家发改委、能源局于2023年发布的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改体改〔2023〕136号）正在从根本上改变电力市场格局。文件主要内容包括： 1. 新能源全量入市要求 新建新能源项目必须全部参与电力市场，不再享受原有保障性收购政策。存量项目也将逐步纳入市场交易范围，这意味着新能源必须与传统能源同台竞争。 2. 市场化的价格形成机制 通过"边际出清"方式形成上网电价，所有中标发电企业按统一结算价格执行。这种方式在理论上能够发现电力的真实价值，但也带来了价格波动性的增加。 3. 配套保障机制 考虑到新能源的间歇性和不稳定性，文件配套建立了容量补偿机制和保障性收购政策，确保系统安全稳定运行。 4. 全国统一电力市场体系建设时间表 明确到2025年底，各省（区、市）要基本建成现货市场，到2030年形成全国统一电力市场体系。 二、深度解析：为什么新能源没能拉低电价？ 1、电源结构博弈与系统平衡成本 内蒙古新能源装机占比已超过40%，但"极热无风、晚峰无光"的特性决定了其无法独立保障电力供应。在首月交易中，风电有效容量系数仅为0.32，光伏为0.28，远低于装机和电量比例。当新能源出力不足时，系统需要调用煤电、气电等传统电源进行平衡，这些电源的启停成本和空载成本最终需要分摊到整个电价中。据测算，内蒙古地区新能源的系统平衡成本已达到0.023-0.035元/千瓦时。 2、成本传导与价格锚定效应 虽然新能源的边际成本接近零，但当前电力市场设计中，煤电价格仍然锚定在高位，形成了电价"地板"。在现货市场出清过程中，往往由煤电机组作为边际机组设定价格，新能源不得不参照煤电价格报价，形成了"搭便车"效应。这种价格形成机制在一定程度上扭曲了市场信号。 3、市场力与博弈行为 发电侧集中度较高的问题在内蒙古同样存在。部分发电集团可通过控制出力方式来维持高价，尤其是在负荷高峰时段，传统发电企业具有一定的市场力优势。数据显示，首月交易中，高峰时段电价达到0.417元/千瓦时，较平时段高出35.4%，这表明发电侧在关键时段具有较强的定价能力。 4、辅助服务成本大幅增加 随着新能源比例提升，电网调峰、备用等辅助服务成本大幅增加。内蒙古电网2024年辅助服务费用总额已达到48.7亿元，这些成本需要通过辅助服务市场向所有发电企业分摊，最终传导至用户侧。首月结算中，辅助服务分摊费用达到0.011元/千瓦时，占最终电价比例的3.6%。 三、多维影响：不同市场主体的应对之策 1、发电企业：机遇与挑战并存 对新能源企业来说，虽然市场电价高于基准价，但相比原来的补贴电价仍有差距。首月交易中，风电企业实际结算电价较原补贴电价下降12-18%，光伏企业下降15-22%。 2、煤电企业则获得了更多的补偿机会。通过参与容量市场和辅助服务市场，煤电机组综合收益较原来标杆电价时期有所提升。首月数据显示，煤电企业市场收益较原标杆电价机制下提高5.3%。 3、电力用户：成本压力增大 工商业用户面临电价上涨压力和用能成本不确定性。首月交易中，大工业用户用电成本平均上升2.1%，一般工商业用户上升3.4%。 部分用户开始调整用电行为，通过需求响应方式降低高峰时段用电量。首月交易中，需求侧响应量达到1.72亿千瓦时，占最高负荷的3.2%。 4、电网企业：角色转变与模式创新 电网企业经营模式发生根本转变，从赚取购销差价转变为收取核定输配电费，角色更加中立。这种转变要求电网企业重新定位自身功能，从传统的"买电-卖电"模式向平台化服务转变。输配电价监管也更加严格，首监管周期核定的内蒙古输配电价为0.118元/千瓦时，较原来购销差价下降约16%。 四、未来趋势：电价将走向何方？ 短期展望：结构性上涨趋势 未来2-3年，新能源比例较高的地区，电价可能呈现结构性上涨趋势。主要原因包括： 系统平衡成本随着新能源占比提高而增加，预计到2025年，内蒙古地区平衡成本将达到0.03-0.045元/千瓦时。 容量补偿机制需要资金来源，初步测算内蒙古地区容量电价需求约为0.015-0.025元/千瓦时。 输电基础设施投资需求增大，"十四五"期间内蒙古电网规划投资达到480亿元，较"十三五"增长34%。 中长期趋势：回归下降通道 随着技术进步和成本下降，新能源有望真正实现"低价供电"。预计到2028-2030年，当新能源成为主力电源后，电价将重新进入下降通道。 但这一过程需要经过阵痛期，取决于三个关键因素： 电力市场机制进一步完善，特别是中长期与现货市场的衔接、辅助服务市场建设等。 储能技术大规模应用，预计到2030年，内蒙古新型储能装机将达到15GW以上，有效平抑新能源波动性。 需求侧响应能力提升，通过价格信号引导用户调整用电行为，预计到2030年，需求侧响应能力可达最大负荷的12-15%。 结语：改革阵痛期中的思考 内蒙古电力结算结果给我们上了一课：新能源不等于低价电，至少在当前阶段如此。电力市场化改革是一个复杂的系统工程，不可能一蹴而就。 136号文的全面落地将逐步改变这一局面，但需要时间完善机制、理顺价格、平衡利益。未来几年，我们将见证中国电力市场从雏形走向成熟的全过程，而电价的波动将成为这一转型期的常态。 这场改革才刚刚开始，它的影响将远远超出电力行业本身，关系到经济社会发展的方方面面。我们需要保持耐心和信心，共同迎接电力市场新时代的到来。
> 超市里的生鲜价格随供需波动，而在电力现货市场，电价每15分钟就会更新一次，企业和用户可以根据价格高低灵活安排生产与用电。“今天下午2点到3点的电价已经涨到每度1.5元了，我们生产线要不要暂停？”2025年盛夏的一天，浙江某制造企业主管看着手机上实时变动的电力价格，迅速做出决策——暂停一小时高耗能工序，改用自备储能供电。这一场景在浙江已成为现实。2025年8月7日，长三角地区首个电力现货市场在浙江转入正式运行，标志着中国电力市场化改革迈入新阶段。与此同时，国家层面“1+6”电力市场基础规则体系初步构建完成，为全国统一电力市场奠定了制度基础。在这一体系下，电力现货市场作为反映实时供需的“核心引擎”，正深刻改变着中国电力行业的运行逻辑。01 全国电力规则大统一2025年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，填补了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系的最后空白。这一体系以《电力市场运行基本规则》为基础，以电力中长期、现货、辅助服务三大交易品种为主干，以信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑。它从根本上解决了过去市场规则碎片化、差异化问题，为全国电力市场规范运行扫清了制度障碍。“这6个规则文件，覆盖了电力市场最核心的3个交易品种以及市场运行的3个关键环节。”中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放表示，“它们和前面的‘1’紧密配合，环环相扣，确保统一电力市场这个大机器能够协同、顺畅、高效地运转起来。”北京电力交易中心副总经理李竹用更形象的比喻解释：这套规则的核心价值在于让各省市场从“说方言”转向“讲普通话”，为破解新能源消纳、打破省间壁垒提供了解决方案。02 电力现货市场如何运作？在超市里，商品价格会根据供需关系实时调整，电力现货市场同样如此。在这里，电价每15分钟就会更新一次，实时反映电力供需变化。浙江电力现货市场采用实时市场5分钟滚动出清、调频和电能量联合出清等创新机制，最大程度灵活反映市场供需关系。零售市场则采用分时封顶价格机制，促进批发与零售两级市场有效衔接。电力现货市场与中长期市场形成互补关系：- 中长期市场：锁定未来较长时间周期（一年及以上）的发电预期和用电成本，稳定市场预期- 现货市场：反映每个时段（15分钟至1小时）的电力实时价格，动态反映市场实时供需形势“电力现货市场价格信号能够动态反映市场实时供需形势及一次能源价格变化趋势，”李竹解释，“有效激励火电、燃气机组顶峰发电，电力用户移峰填谷。”03 市场带来的四大变化电力安全更可靠浙江电力现货市场启动后，高峰高价有效激励机组稳发满发。今年迎峰度夏期间，浙江统调煤电机组非停率、受阻率均达到历史最低值，有效保障了电力安全可靠供应。新能源消纳空间扩大通过电力现货市场中的峰谷价差，浙江已增加消纳新能源电量超1亿千瓦时。现货市场价格信号能更好适应新能源的波动性和随机性，为新能源消纳提供有力支撑。电价机制更合理在内蒙古，新能源全面入市后的首次结算显示：新入市分布式、分散式、扶贫、光热新能源整体结算均价316元/兆瓦时，较机制电价提高33.1元。这表明市场机制更准确反映了新能源价值。经营主体更丰富浙江积极引导省内火电、新能源、新型储能、虚拟电厂等主体入市，提升市场灵活调节能力。“1+6”规则体系明确将虚拟电厂、新型储能等新型主体纳入市场范围，为多元化主体参与交易铺平道路。04 地方实践与创新浙江：长三角首个正式运行的现货市场浙江电力现货市场于2019年启动试运行，2024年进入连续结算试运行，到2025年8月转入正式运行。截至2025年7月底，浙江已注册各类经营主体13.18万家，市场主体规模持续扩大。为促进市场公平竞争，浙江自9月起暂停非统调燃煤发电双边协商交易和挂牌交易，只保留集中竞价交易和滚动撮合交易。这一举措进一步规范了市场秩序。东北：创新多日滚动撮合交易东北能源监管局近期修订印发了《东北区域省间电力中长期交易实施细则》，创新应用多日滚动撮合交易模式。该模式实现交易工作日连续开市，每个工作日组织未来D日至D+2日三天交易，满足“国家市场延伸不到、省级市场覆盖不到、同步电网确有需要”的需求。这种高频次交易为现货市场的有效衔接创造了条件。内蒙古：新能源全面入市首次结算8月15日，内蒙古电力交易公司宣布顺利完成136号文新能源全面入市的首次结算工作，新增入市12561个新能源项目。这标志着内蒙古电网在新能源市场化改革进程中迈出了坚实一步。市场规则统一只是起点。随着浙江电力现货市场的正式运行，内蒙古12561个新能源项目的全面入市，以及东北多日滚动撮合交易模式的创新，新型电力系统的市场化机制正在全国加速形成。未来，当企业根据每15分钟更新的电价灵活调整生产，当新能源项目通过市场发现自身价值，当虚拟电厂和储能设施在价格信号引导下参与系统调节，中国电力系统将真正实现从“计划”到“市场”的历史性跨越。
7月29日，山东省能源局发布了《山东电力市场规则（征求意见稿）》，向社会公开征求意见。这份文件的出台，标志着山东省电力市场化改革进入深水区，将对发电企业、售电公司、电力用户等市场主......
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“正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右。”在中国电力企业联合会1月19日召开的2023年度全国电力供需形势分析预测报告会上，中电联秘书......
来源：中国经济网—经济日报 6月1日起施行的《电力市场监管办法》，明确新增虚拟电厂作为电力交易主体，这将为可控负荷、新型储能、......
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