北京碳市场交易数据

2024-5-30

配额（BEA）当日成交数据

配额累计成交数据

2024年5月30日 ，北京市碳排放配额今日线上成交量100吨，成交额10,500.00元，成交均价105.00元/吨，线下协议转让无成交。

截止2024年5月30日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为1959.63万吨，协议转让累计成交量为3544.33万吨，累计成交额为28.40亿。

详情请见：

https://mp.weixin.qq.com/s/A_koFNWTiPqpvXtJH5NpSw

有关电力的量价费

有关电费管理的系列文章更新至今，我们对于与企业用电有关的电量、电价和最终的费用基本上梳理了一圈。

从费用的角度上看，我们将企业电费拆分成电量电费、基本电费和力调电费。

而前两者均可继续拆分成结算量和结算价乘积的形式。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

依靠电表形成抄见量，再依靠计量规则形成计费量也就是结算量。

而电量电费中的结算价，因为第三监管周期的规定，被细分成了上网电价（交易电价）、输配电价、上网线损费折价、系统运行费折价和代征代缴基金5部分。

而再往下，大部分省份中交易电价部分要包含过往的历史偏差电费折价，系统运行费中既要包含各类容量电价，还要囊括各类损益电价。

以此基础上呢，还要形成分时电价，即不同月份，不同小时的不同电价，相应地对电量也要进行如此拆分并计量。

所以可见，电费虽然最后可以体现为用了多少电，花了多少钱这样简单的两个数字，但其中的明细还是稍显复杂。

不过，任其天花乱坠，依然会有一根线索把这些规则串起来，那就是涉电有关的任何结算中，我们首先都需要明确其中的量价费模型，要清楚地知道量的来源，价的构成以及最终费用的形成规则。

今天做一个综述性的总结，有关内容我觉得不仅适用于常规企业用电电费的计算，其它类似转供电、第三方分布式光伏和工商业储能电费也可以参考。

总之一句话，谈钱之前，务必要先谈好规则。

让量的产生有理

关于结算量，本质上的发生是因为负荷设备的使用，不管这个设备是用电的设备，还是发电的设备，还是既可以发电又可以用电的设备，我习惯均称之为负荷。

它们产生或正或反的功率，叠以时间被电表所记录，形成电量。

只不过，这些由电表上形成的电量，仅仅是抄见电量。

之前在计量与结算单元系列文章中，我们详细讨论了分时电量之和与总电量的偏差处理，单表计与产权分界点不同位的变损或线损处理，以及多表计父子表、虚拟表电量处理等场景。

总体表达了所见非所得，既电表上看到的，抄到的数据并非就一定是结算的数据，虽然大多数情况下二者是等同的。

那么有些计量规则就需要引入，好比一个数学函数，输入的是抄见量，输出的结算量，而具体这个函数就是对应的规则，也会以数学公式所呈现。

而之所以有这样的前提，那必然是因为一些无法改变的原因，导致无法仅通过表计来获得准确的电量，只能退而求其次通过“四则运算”来获得一个相对合理的结算量，只要其有理有据。

我们借用一个经常被问询的场景来说一下这个事，比如如何计量分布式光伏发电项目“自发自用”的这部分电量。

表后的分布式光伏属于本地的电源，其所发出的电能优先供给本地负荷，多余的话自动顺着变压器逆向上网，成为上网电量。

这个过程是完全自动的，无需控制，因为这是电力系统的物理潮流所确定的。

其实可以用反问法来说明这个事，如果优先使用的是电网的电能，那么光伏所发电的电，在这个接入结构下又何去何从呢？总不能给怼回去了吧。

因为这类项目使用的逆变器都是并网型，也就是现在所称的跟网型，本质上是电流源属性，电压别人确定，我只提供本地电流，那自然也是近水楼台先得月。

光伏的发电量通过安装一块计量表来计量，这没有任何难度，也没有任何问题。

但是光伏所发的电能，优先去流向用电负荷，就算给负荷单独装一块计量表也无法计量出负荷的用电量中，到底有多少电量是由光伏提供的。

因为在电表的上端，可以理解为进口，来的都是同质化的电能，电表也无法依靠自己来区分这是光伏的电还是电网的电。

所以只能退而求其次，用计算的方式来统计出这部分电能。

这就需要另外一块电表，也就是供电公司原来那块电表，且要求其具有反向计量功能，不过大部分智能电表都具备这个功能，而且可以得知，通过这块表所产生的反向电量，一定是光伏的电量。

因为本身用电负荷不会发电，只能是本地的光伏所发电力大于本地负荷用电功率时而逆向上网的电量。

那么，我们用总发电量减掉这些逆向上网的电量，就通过计算得出了光伏所发电量中，有多少的电被本地的负荷使用了。

虽然是计算得出，但也要依据具体的物理拓扑结构，那就是光伏发出的电能无外乎两个去处，要么是被本地负荷使用，要么是逆向上网，留向别人家。

如果需要分时计量的话，也无妨，只要发电表和上网表都具备这样的功能，毕竟时间是同步的。

所以先理顺系统电路的拓扑结构，理清潮流方向（功率流向），然后以此确定计量点位，再根据实际情况辅以规则，最后形成量的结算方式。

量的数据类型虽然简单，无外乎就是电量或者功率，但如果再叠加时间或者梯度的话（调频里程、爬坡辅助服务等）可能也显得有些复杂。

不过万变不离其宗，这里有个简单的时空原则，

知道计量的是什么（位置），以及什么时候计量的（时间）。

让价的来源清晰

电力这种既有商品又有服务的属性，让其价格一般也呈现为两段。

体现商品属性的价格就是生产价格，相当于出厂价，也叫上网电价或者交易电价。

而体现服务属性的价格就是配送的价格，相当于运费，就是输配电价。

前者目前正逐步转向由市场引导，而后者在监管下依然奉行着“准许成本+合理利润”的计划导向。

而电力这二维的属性，其实也对应着电量和容量，这也是两部制的基础。

但现在的电价组成中还有另外的三部分，其中代征代缴基金由来已久，早些年的品种更是琳琅满目，比如城建基金。

这部分理解起来比较简单，就是随电价征收的一笔费用，也将用于各类与电有关的项目，比如水库移民和可再生能源补贴等等。

剩余两部分中的线损费，早年是包含在输配电价中的，第三监管周期单列以后，其尚未进入市场进行交易时，暂时由电网代理采购。

而具体价格目前和上网电价以及省级电网公司的综合线损率有关，但这目前仅仅是个过渡期的权宜之计。

实际的损耗电量，和电源、用户的位置有关，和输电线路的距离及其它电气参数有关。

目前不论位置远近，不论距离长短，都统一按照一个线损率来进行均质化，也是为了暂时的效率而损失一定的精确度。

我们虽然看到的一个具体的电价，叫做上网线损费折价，但其本质上就是用户在现有用电量的基础上，根据该省公布的线损率，多买了一些电量而已。

那么这部分电量的形成之后也会由市场交易来确定价格，而当下可以暂时理解为与上网电价同步的一个价格即可。

最后系统运行费是最为复杂的存在，因为辅助服务市场尚未建立，所以暂时以容量电价的形式来补偿这些资源的初期投资。

而至于天花乱坠的损益，在本文之前的电价解构系列文章中，黄师傅也对于偏差、代购线损损益、交叉补贴新增损益、力调电费损益和分时电价损益进行了初步的分析。

不求甚解的话也无妨，毕竟每个省份的任何一家工商企业，这部分价格都是统一的，不存在你多我少的情况。

本质上，向供方付出的和向需方收取的每笔电费都会跟随一些标签，放在对应的篮子里，定期看一看是有剩余还是暂时亏欠，然后向社会公布后统一清算。

对于价格的清晰来源，要求对政策的理解，这里也有一个时空的模型可以借用。

首先对一度电的电度电价（平段电价）进行解构，穷尽至可见的最小名目，这相当于扒开了电价的组成空间。

然后基于各省的规则，形成时间上的分时电价，清晰了这部分价格后，以此衍生出的各类电价也就知道根在哪里了。

转售给租户的价格怎么定，光伏的自用电价和储能的充放电价怎么定，如何在规则允许的前提下谋求最大化利益，溯源你所参照的价格那一定是最大的前提。

让费的形成有据

其实如果“量”和“价”都确认好了，那么把二者做一个乘积，不就可以了么？

这么操作是没问题的，但本文探讨的是深层的量价费模型，所以有必要澄清一些先后的问题。

我们还是要把最为复杂的系统运行费搬出来，容量费和损益费折价的形成，一定是先有总费用，然后再根据预测的次月用电量再形成折价。

比方说抽蓄容量费，国家文件已经规定了每个省在第三监管周期每年要承担多少抽水蓄能的容量费，相当于这个是先确定费用，后形成价格。

煤电容量费也一样，只不过需要根据当月申报的全省煤电机组最大出力来确定最后的容量费。

损益类也是同样的道理，而且因为现在N月的电费计算要在N月过完，也就是在N+1月才可以进行结算。

而N+1月结算时，要参照N月已经公布的电价，而这个电价又是在N-1月公布的。

N+1月结算完毕时，各个篮子里的盈亏一目了然，那么眼睛只能看向N+2月，来清算完损益，然后迎接新损益的到来。

在以前，量价费模型可能是简单的 量 × 价 =费。

但现在，我认为三者可能是个三角关系，开始互相影响。

不同的费用产生不同的价格，不同的价格辅以量的统计又形成了不同的费用。

逻辑虽乱，但一个简单的判断就是你能不能读懂自家的电费单，读懂你所服务企业的电费单。

而如何算作读懂呢？

知道每个数字的来源，究竟是表计抄录，还是政策/交易规定，还是规则计算。

只此三者，绝无其它。

虚拟电厂参与湖南电力市场交易实施细则公布

5月27日，湖南电力交易中心发布关于征求《虚拟电厂参与湖南电力市场交易实施细则（征求意见稿）》意见的通知，本细则适用于虚拟电厂参与湖南省中长期电力市场、辅助服务市场、电力现货市场。相关条件成熟后纳入湖南电力市场交易规则体系统一运营管理。

虚拟电厂运营商应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。准入条件为：

1.按照要求签订相关协议，接入新型电力负荷管理系统，纳入常态化管理。

2.可调节容量不小于10兆瓦，连续响应时间不低于1小时。

3.具备完善的技术支持系统，具备对聚合资源的调节和控制能力，具备监测、预测、接收指令分解执行等功能。

4.具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，能够按要求上传量测数据。

5.满足新型电力负荷管理系统接入要求，并通过相关能力及要求测试。

6.现阶段，参与聚合的可调节负荷、分布式电源等聚合资源应为具有国网湖南省电力营销户号、已在电力交易平台注册生效，直接参与电力市场交易的市场主体。

详情如下：

各市场主体：

为推动虚拟电厂建设，引导可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车等新型主体聚合参与市场交易，根据《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》等，湖南电力交易中心会同湖南电力调控中心编制了《虚拟电厂参与湖南电力市场交易实施细则（征求意见稿）》，现向各市场主体征求意见，请于5月31日前将书面意见发送至联系邮箱。

联系电话：0731-85332592,0731-85332100（传真）。

联系邮箱：410150773@qq.com

附件：虚拟电厂参与湖南电力市场交易实施细则（征求意见稿）

附件

虚拟电厂参与湖南电力市场交易实施细则

（征求意见稿）

第一条 [目的]为促进湖南省新型电力系统构建，打造清洁低碳、安全高效的现代能源供给和消纳体系,推进虚拟电厂参与湖南电力市场交易，根据《湖南省电力中长期交易规则（2022版）》、《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》等，结合湖南实际，制定本实施细则。

第二条 [定义]本细则所称虚拟电厂包括虚拟电厂运营商及其聚合的可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车等一种或多种资源（以下简称“聚合资源”）。

现阶段，虚拟电厂不得跨市州聚合资源，条件成熟后另行调整。

虚拟电厂聚合资源应为电网调度机构调度范围之外的资源。同一资源只能被一家虚拟电厂运营商聚合。

第三条 [适用范围]本细则适用于虚拟电厂参与湖南省中长期电力市场、辅助服务市场、电力现货市场。相关条件成熟后纳入湖南电力市场交易规则体系统一运营管理。

第四条 [权力与义务]虚拟电厂的权利与义务

（一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行市场交易合同，按时完成电费结算，获得相关服务费；

（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；

（三）依法依规披露和提供信息，在指定网站公示公司资产、经营状况、从业人员、场所、技术支持系统等情况和信用承诺，依法及时对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；

（三）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约聚合资源的交易电力电量需求、典型发用电曲线以及其他生产信息，获得市场交易、输配电服务和聚合资源的基础信息等相关信息，承担聚合资源信息保密义务；

（四）服从统一调度，执行相关指令和履行合同约定，提供调峰、调频、备用等辅助服务；

（五）具备满足参与市场交易要求的技术支持手段，满足新型电力负荷管理系统接入等要求；

（六）法律法规所赋予的其他权利和义务。

第五条 [市场准入]市场准入

虚拟电厂运营商应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。准入条件为：

1.按照要求签订相关协议，接入新型电力负荷管理系统，纳入常态化管理。

2.可调节容量不小于10兆瓦，连续响应时间不低于1小时。

3.具备完善的技术支持系统，具备对聚合资源的调节和控制能力，具备监测、预测、接收指令分解执行等功能。

4.具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，能够按要求上传量测数据。

5.满足新型电力负荷管理系统接入要求，并通过相关能力及要求测试。

6.现阶段，参与聚合的可调节负荷、分布式电源等聚合资源应为具有国网湖南省电力营销户号、已在电力交易平台注册生效，直接参与电力市场交易的市场主体。

第六条 [市场注册]市场注册

1.虚拟电厂运营商及其聚合资源参与电力市场化交易，应当符合准入条件，由虚拟电厂运营商在电力交易机构办理市场注册，获取交易资格。

2.虚拟电厂注册程序按照《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》执行。其中，公示时间为5个工作日。

3.虚拟电厂运营商与其聚合资源签约时间最短为6个月。

4.完成注册的虚拟电厂可自注册手续完成的次月起按照本细则及相关电力市场交易规则、方案参与包括购电和售电、提供电力调节服务等各类电力市场交易。

5.注册所需提供的材料：

（1）《湖南省电力中长期交易实施细则》2.3.6售电公司注册所需材料。

（2）聚合资源信息：包括但不限于与聚合资源签订的聚合协议、用电客户编号、发电客户编号。

6.注册信息变更按照《湖南省电力中长期交易实施细则》2.4执行。如虚拟电厂的聚合资源及关键技术参数发生变更，变更前应重新进行系统测试，通过测试的虚拟电厂应通过电力交易平台提交变更申请，必要时应重新签订入市相关承诺书、协议，履行承诺、公示等程序。变更后参与次月交易。注册信息变更期间应正常履行已签订的市场合约。

第七条 [市场退出]市场退出

参照《湖南省电力中长期交易实施细则》相关条款执行。

第八条 [参与中长期市场]虚拟电厂参与中长期市场交易

1.代理聚合的分布式电源（含全额上网和余电上网，具有独立上网关口和户号）参与中长期电量交易，参照《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》新能源发电企业的相关条款执行，交易电量不得超过上月总上网电量的1.1倍。（如上月总上网电量为0，根据聚合资源规模、历史均值等实际情况确定。）

2.虚拟电厂代理聚合资源总体参与交易，暂不参与上下调预挂牌招标交易。上网电量交易合同纳入月度交易计划。

3.具有售电公司资质的虚拟电厂运营商作为售电公司代理与其有绑定关系的聚合用户参与中长期电量交易，参照《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》售电公司的相关条款执行。

4.具有售电公司资质的虚拟电厂运营商可以在同一时段买入或卖出电量，但买入、卖出应分别交易，分别生成交易合同，分别结算。买入或卖出电量不得超过其发用电能力。

第九条 [参与辅助服务市场]虚拟电厂参与辅助服务市场交易

1.代理聚合资源参与深度调峰辅助服务市场，参照《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》负荷侧市场主体有关条款执行。以其所有聚合资源的关口总加计算基线负荷并作为提供深度调峰辅助服务的依据。

2.虚拟电厂运营商通过新型电力负荷管理系统获取调峰需求信息、按要求申报相关信息、履行调峰指令。

3.虚拟电厂申报调节量不高于年度最大负荷与基线负荷的差值，其中，年度最大负荷为所聚合资源曲线同一时段叠加的最大值。

4.虚拟电厂暂不参与辅助服务费用的分摊。

第九条 [参与现货市场]虚拟电厂参与电力现货市场交易

按照湖南省电力现货试运行有关规则、方案执行。

第十条 [计量]计量

虚拟电厂聚合资源的计量参照《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》、《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》执行。

第十一条 [结算]结算

1.虚拟电厂上网电量结算参照《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》可再生能源发电企业相关条款执行。

（1）当上网电量高于合同电量时，按合同电价优先结算合同电量，超出合同的电量按现行政策执行；当上网电量低于合同电量时，按合同电价结算实际电量。暂不参与上、下调结算。

（2）虚拟电厂运营商应事先与其代理的聚合资源签订上网电量市场交易协议并提交湖南电力交易中心。虚拟电厂运管商可收取一定代理服务费。

（3）每月25日前，虚拟电厂运营商分解当月已成交的上网合同电量、电价和代理服务费至各聚合资源，各聚合资源确认已分解合同及代理服务费，并提交湖南电力交易中心。湖南电力交易中心按月出具结算依据，由电网企业与虚拟电厂的聚合资源进行电费结算，与虚拟电厂运营商结算代理服务费。

2.虚拟电厂聚合资源的用电量结算参照《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》售电公司相关条款执行。

（1）湖南电力交易中心按月出具结算依据，电网企业与虚拟电厂的聚合资源进行电费结算。

（2）虚拟电厂运营商如作为售电公司代理非虚拟电厂范围内的其他用户参与中长期电量交易，按售电公司一并结算。

（3）虚拟电厂聚合资源中由其他售电公司或电网企业代理购电的，中长期电量交易及结算关系不变。

3.深度调峰辅助服务结算参照《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2023版）》负荷侧市场主体有关条款执行。虚拟电厂运营商应事先与其代理的聚合资源签订辅助服务费用分配协议，并将协议及分配结果提交市场运营机构，湖南电力交易中心按月出具结算依据，由电网企业分别与虚拟电厂运营商、聚合资源进行结算。

4.虚拟电厂如有聚合其他售电公司代理的用户，电量结算按《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》与相应代理的售电公司结算。由于电力调节产生的电量偏差暂由用户与其代理的售电公司自行协商处理，具备技术条件后，进行偏差识别并相应处理。

第十二条 [规则编制]本实施细则由湖南电力交易中心有限公司编制，报国家能源局湖南监管办公室批准后实施。

第十三条 [解释权]本实施细则由国家能源局湖南监管办公室、湖南电力交易中心有限公司负责解释。

第十四条 [有效期]本实施细则自发布之日起施行，有效期一年。如遇国家相关政策调整，按新政策调整执行。

来源：湖南电力交易中心

电力期货市场助力新型电力系统建设

电力期货市场助力新型电力系统建设

（来源：微信公众号“中能传媒研究院” 作者：祝强 唐惠珽吴凯）

（中信建投期货有限公司）

2022年，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出要构建适应新型电力系统的市场机制。国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》也明确要深化电力体制改革，助力构建新型电力系统。与此同时，我国电力市场建设进入新的阶段，电力现货市场建设全面铺开，多数省份已完成了电力现货市场规则的编制，并进入了试运行或连续结算试运行阶段，广东、山西等地转入正式运行，其他大部分试点地区已开展连续试运行工作。然而，在高比例新能源接入的新型电力系统中，发电侧的高波动性增加了电力市场价格波动风险，但当前的电力中长期交易还未能够满足市场主体的需求，新能源发电投资欠缺远期价格信号作为融资参考，一定程度上限制了新能源产业的发展。这些情况让我国电力市场建设面临新的考验，对行业主体风险管控提出更高要求，需要构建适应新型电力系统的市场机制。借鉴国际电力市场成熟经验，电力期货可以有效补充电力市场机制的短板，在价格发现、风险管理等方面发挥重要作用。

一、新能源高比例接入电力系统带来的影响01

新能源装机发展现状

“双碳”目标下，近年来我国新能源装机容量及占比不断攀升。2019到2023年，我国新能源装机容量从4.13亿千瓦上升到9.40亿千瓦，提升了127%，新能源装机容量占比从20.56%增加到33.41%。在2024年经济形势与电力发展分析预测会上，中国电力企业联合会预计，到2024年底，新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右，首次超过煤电，占总装机比重上升至40%左右。

注：2024年为预计数据。

（数据来源：国家统计局、中国电力企业联合会）

图 我国新能源（含光伏和太阳能）装机容量和占比

02新能源发展对电力系统带来的影响

受到自然环境中如风力强度、光照强度、空气中含尘量等各项因素的影响，风电、光伏等新能源发电机组存在不稳定性，包括发电能力不稳定、电能质量差等。在新型电力系统中，新能源发电的波动性将被放大，对电力系统的调节能力和灵活可靠性资源提出更高要求，需要更多的灵活性调节资源从电力容量、电能质量等方面进行调节。并且，由于发电侧的高波动性，可能会造成电力市场价格频繁波动风险。以山东电力市场为例，2023年2月至2024年2月，新能源大发导致市场频繁出现低电价甚至负电价情况。根据山东电力交易中心公布的电价数据，市场最低价中负电价共出现139次，日前市场算数均价出现负电价1次、低于100元/兆瓦时的电价14次。

伴随着《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》于2024年4月1日起开始实施，电网企业不再承担可再生能源全额收购的义务，意味着将会有更多的可再生能源电量参与到市场化交易当中。新能源电量的大量出现，会极大程度地影响电力现货市场价格，加大电力现货市场价格波动风险。

二、电力期货助力新型电力系统建设

当前，电力市场中长期交易存在频次低、流动性弱、约束多等特点，无法满足传统能源企业和新能源企业风险管理需求，同时，新能源发电投资欠缺远期价格信号作为融资参考，一定程度上限制了新能源产业的发展。而电力期货作为流通性较高、标准化的商品，可有效地对现有电力中长期交易进行补充，且持续波动的电力期货价格对电力市场的运行和发展起到了高效的价格指导作用。从国外电力市场发展实践来看，电力期货市场可以有效补充市场体系，在价格发现、风险管理等方面发挥重要作用。

在价格发现方面，电力期货可以满足新能源投融资、企业生产计划安排、政府中远期宏观决策等多个方面的需求。从新能源机组发展角度看，电力期货价格反映了电力市场中真实的供需关系，结合了政策、供需、环境、市场情绪等因素，相较于以现有供需关系为主而形成的电力现货价格，具有中远期价格指导作用，给予新能源投资商较为明确的市场预期，有助于新能源机组的投资和融资需求。对于生产企业，尤其是电力成本占生产成本比重较高的生产企业，电力价格将直接影响企业生产成本及获利情况。电力期货价格可以有效指导企业制定生产计划，降低生产成本，提高企业收益。从国家层面，政府需要根据电力市场发展和运行情况，结合中远期能源发展规划，制定相应的政策文件。电力期货的价格，可以结合电力市场价格，对政府制定指导文件提供参考。

在风险管理方面，电力期货可以用于规避现货价格风险，对传统能源机组、新能源机组和电网企业都具有十分重大的意义。对传统能源机组而言，电力期货可以用来减少频繁波动的现货价格所带来的潜在风险。剧烈波动的一次能源价格会导致传统能源机组应对现货价格波动风险的能力进一步削弱，而电力期货价格结合了市场预期，会考虑到一次能源价格变化对传统发电机组的影响，成为一次能源价格与电力价格的联动工具。与传统能源机组类似，新能源机组也需要通过电力期货对冲电力现货价格波动风险，保障机组的收益，促进新能源机组发展。

国际能源市场上，电力期货交易成果显著。2023年，欧洲能源交易所（EEX）电力期货交易电量约为日前交易电量的9.45倍，澳大利亚电力期货交易电量是用电量的6.16倍。电力期货已经成为众多国际电力企业管理风险的重要工具，电力行业主体能够通过期货市场便捷地寻找到风险对冲的交易对手，管理价格波动风险。法国电力集团、法国Engie集团、德国RWE集团、美国杜克集团等知名能源集团都曾在年报或公开资料中披露其利用电力期货管理风险。Engie披露数据显示，其在2021年已提前对2022至2030年的发电量进行了套期保值。

三、我国电力期货市场建设展望

电力期货市场的建设，有助于推动新型电力系统建设，完善电力市场体系，助力电力产业链中各企业发展，辅助政府制定电力行业发展政策，是推动电力市场发展和国家能源转型的有效推手。

从电力市场发展角度，电力期货市场作为结合电力物理特性的金融市场，建立了电力市场风险向外传导的机制，与中长期市场相互配合，实现规避现货价格波动风险、优化资源配置、提高资源流通等作用，丰富了电力市场结构，促进我国多层次电力市场体系的建设。电力产业链方面，电力期货对于产业链各个环节的企业均有较强支撑作用，将指导新能源机组的投资和建设，推动传统能源机组的升级和灵活性改造，对下游生产企业起到远期指导作用，辅助企业制定更合理的生产计划，控制电力产业链企业生产风险。

电力期货市场的建设，或将参考电力现货市场的建设历程，采用“试点先行、逐步推广”的方式，由点及面地建设、拓展我国电力期货市场。由于电力期货市场在我国电力市场中是一个全新的领域，因此，并不适宜在建设初期大规模推广，相比而言，广东更适合作为试点先行。一方面，广东作为我国电力体制改革的先行军，具有较为成熟的电力市场体系、活跃的市场主体和强力的政策支撑；另一方面，广州期货交易所落地广州，以服务绿色发展为己任，通过组建专业研发团队，已完成了全套广东电力期货合约设计。有需求、有准备，广东将是电力期货的理想试点地区。

企业管理风险方面，从电网企业看，电力期货对于电力系统的稳定发展和安全运行具有重要意义。通过电力期货价格反映的供需关系、投资者预期、市场情绪等，电网企业可以对电力市场的发展进行预测，制定相应的保供策略，确保电力供应的可靠性和连续性。从发电企业看，电力期货有助于发电企业规避现货价格风险并制定中远期发展战略。电力期货价格所具备的中远期价格指导作用，可以辅助发电企业制定发电策略，采用合理的燃料购置计划和售电计划，规避电力现货价格风险，保障企业收益。

电力期货市场是对现有电力市场的补充和完善，能够体现电能量资源的流动性，更能够体现电能量的真正价值。在电网企业和期货交易所的推动下，对电力期货的研究将不断加强，推动电力期货市场建设，助力我国完善多层次的电力市场体系。我国能源电力行业，需加强对电力期货的认知和学习，以应对电力期货市场建设完成后带来的机遇和挑战。

国家主席习近平：中方将支持中国能源企业和金融机构在阿拉伯国家参与总装机容量超过300万千瓦的可再生能源项目

5月30日上午，国家主席习近平在北京钓鱼台国宾馆出席中阿合作论坛第十届部长级会议开幕式并发表主旨讲话。习近平指出，中方将同阿方进一步加强油气领域战略合作，对接供应安全和市场安全；愿同阿方联合开展新能源技术研发和装备生产。中方将支持中国能源企业和金融机构在阿拉伯国家参与总装机容量超过300万千瓦的可再生能源项目。

详情请见：

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《2024—2025年节能降碳行动方案》发布

近日，国务院发布《2024—2025年节能降碳行动方案》。文件提出，2024年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达到18.9%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨。2025年，非化石能源消费占比达到20%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。

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《关于做好2024年降成本重点工作的通知》发布

近日，国家发改委办公厅、工信部办公厅、财政部办公厅、人民银行办公厅发布《关于做好2024年降成本重点工作的通知》。文件提出，加强能源资源保障。推进实施新一轮找矿突破战略行动，加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产，大力推动支撑性电源建设投产，提高能源资源安全保障能力。

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《关于进一步加快煤矿智能化建设促进煤炭高质量发展的通知》发布

近日，国家能源局发布《关于进一步加快煤矿智能化建设促进煤炭高质量发展的通知》。文件提出，大型煤矿要加快智能化改造，到2025年底前建成单个或多个系统智能化，具备条件的要实现采掘系统智能化。鼓励300万吨/年以上的生产煤矿全面推进主要生产环节智能化改造，力争率先建成全系统智能化煤矿。灾害严重煤矿以及海拔高于2400米或采深大于600米的生产煤矿，要根据地质条件与灾害特点一矿一策制定智能化改造方案，加快推进重点危险环节智能化改造，全面增强生产安全保障能力。发生较大及以上事故的煤矿，复产前要制定智能化建设方案，明确完成时限，按要求限期建成。

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生态环境部：将发力推动碳足迹落地

5月29日，生态环境部召开5月例行新闻发布会，会上表示将加快研究发布电力、煤炭、燃油等重点产品碳足迹核算方法和碳足迹因子，为下游产品全生命周期碳足迹核算工作提供坚实基础，“全方位”“全链条”“全过程”推动碳足迹工作落细、落实、落地。

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中广核“华龙一号”示范工程全面建成

5月25日，随着168小时试运行试验圆满完成，广西防城港核电站4号机组正式具备商业运行条件。随着该机组投产发电，标志着中广核“华龙一号”示范工程全面建成。该示范工程两台机组年发电量可达180亿千瓦时，能够满足200万人口的生产生活年度用电需求，每年可减少标煤消耗超543.6万吨，减少二氧化碳排放约1483.2万吨，环保效益相当于植树造林超4万公顷，对促进广西能源绿色转型、保障能源安全供应、提升能源系统效率、保障“双碳”目标如期实现具有重大意义。

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近期煤价资讯

2024年5月中旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为761.4元/吨，较上期上涨1.3%。

2024年5月中旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为851.4元/吨，较上期上涨1.0%。

（数据来源：国家统计局）

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https://www.stats.gov.cn/sj/zxfb/202405/t20240524_1955996.html

（来源：公开资料整理）

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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。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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