全国统一电力市场体系建设 - 国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，目标2025年初步建成全国统一电力市场体系 [1] - 中国电力市场将成为全球交易体量最大、主体数量最多、绿电规模最大的电力市场 [1] - 方案首次明确由国家电网、南方电网联合开展交易组织、发布与结算，打破两大电网体系制度协同壁垒 [3] 跨电网电力交易机制创新 - 建立覆盖全国的"网上电力商城"，实现国网和南网两大经营区电力资源在统一规则下顺畅流动 [7] - 推动西北绿电送南方、蒙西绿电送南方、云贵绿电送长三角等跨区域电力调配 [7] - 电力用户可自主选择参与跨电网交易，包括中长期、现货、绿电等不同交易品种 [7] 电网基础设施与资源优化 - 已建成闽粤、江城等多条重要"电力高速公路"，实现国家电网与南方电网物理"硬联通" [5] - 西北风光资源可点亮大湾区灯光，云贵水电可供应长三角工厂，实现全国范围能源互补 [5] - 现货交易从日前起步、按日开市，提升市场活力与用电经济性 [7][9] 绿电市场发展现状 - 大湾区、长三角等地企业绿电需求旺盛，希望通过绿电降低产品碳含量提升竞争力 [5] - 绿电资源主要富集在西部和北部地区，与东部需求形成区域互补 [5]

政策批复与意义 - 国家发展改革委、国家能源局批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，原则同意建立常态化交易机制 [1] - 该机制是建设全国统一电力市场的标志性举措，有助于打破市场分割和地区封锁，优化全国电力资源配置 [1] - 电力市场化交易电量2024年突破6万亿千瓦时，占比达63%，标志着从"计划电"到"市场电"的重大转型 [1] 行业现状与问题 - 国家电网和南方电网在各自经营区形成完整电力市场，但两网间缺乏常态化交易机制，电力互济主要依赖政府协议和应急调度 [1] - 两网间交易存在"一线一议""一事一议"问题，频次少、规模小、灵活性差，制约网间通道利用和互济作用 [1] - 高比例新能源接入增加系统随机性和波动性，电网分割成为建设全国统一电力市场的关键堵点 [2] 方案主要内容 - 针对不同交易类型设计完整业务流程，包括交易组织、安全校核、结算等，中长期、现货、绿电交易均可跨电网开展 [3] - 明确跨电网交易安全校核及执行原则，需经两侧电网双重校核并按最严格安全标准执行 [3] - 实现交易平台信息互联互通，交易需求、供需信息、交易结果等数据实时共享，提升便利度并降低交易成本 [3] 预期影响与展望 - 跨电网常态化交易将优化电力资源配置效率，提升市场活力，增加企业选择，使用电更经济和稳定 [3] - 推动能源绿色低碳转型，促进塞北风光、西南水电等清洁能源跨区域输送 [3] - 未来随着更多跨经营区输电通道落地，国家电网与南方电网物理联系将更紧密，全国统一电力市场作用将进一步扩大 [3] 后续工作 - 国家发展改革委、国家能源局将持续强化对跨电网常态化交易的指导，健全配套政策，完善全国统一电力市场体系 [4]

跨电网经营区常态化电力交易机制方案 - 《方案》正式发布，旨在打破电力市场分割和地区壁垒，在全国范围内优化电力资源配置，是2025年初步建成全国统一电力市场体系的重要成果 [1] - 建立跨电网经营区常态化电力交易机制，坚持安全优先、公平开放、灵活高效的原则，促进市场互联互通，降低交易成本，扩大交易规模，提升交易灵活性 [2] - 通过跨区电力互补互济，可实现跨区电力资源共享，用电更可靠，同时绿色电力跨区跨省直供用户，可降低用户端用电成本 [1][4] 电力供需与交易情况 - 迎峰度夏期间，广东预计最高负荷1.67亿千瓦，同比增长6.6%，系统发受电量2920亿千瓦时，同比增长7.9%，部分时段存在300万千瓦的电力缺口 [2] - 省间余缺互济后，广东电力供需基本平衡 [2] - 广州电力交易中心与北京电力交易中心联合组织，成功达成南方送华东7至9月电力互济交易，成为目前全国规模最大的一次跨经营区市场化电力交易 [3] - 自7月1日起至9月15日，超20亿度来自广东、广西、云南的电能将通过闽粤联网工程及相关联络通道全天候输送至上海、浙江、安徽、福建 [3] 绿色电力交易 - 绿电交易是《方案》中的重要板块，明确了跨经营区绿电交易的准入条件、交易方式和绿证划转规则 [3][5] - 现在全国每3度电就有1度是绿电 [6] - 珠三角、长三角地区的外资企业对绿电需求旺盛，原因包括中国绿证影响力提升、企业树立绿色发展形象需求、提升产品环保竞争力等 [7] - 通过跨经营区绿电交易，将进一步满足新能源发电企业、绿色用能企业的重点诉求，为双碳、新能源行业提供更明确的发展预期 [7] 全国统一电力市场建设 - 2025年是全国统一电力市场初步建成之年，《方案》的发布是深入贯彻落实全国统一大市场建设精神的重要制度突破 [8] - 电力商品具有无仓储性、瞬时平衡、依赖电网传输的物理属性，交易组织高度依赖电网运行特性与调度协同 [8] - 《方案》创新提出由北交、广交、国调中心、南网总调联合组织开展交易的"两交两调"模式，有效保障交易在电网物理约束下的技术可行性 [8] - 电力商品兼具公共资源与一般商品双重属性，跨经营区常态化交易承载着优化跨区资源配置、促进绿电消费、支撑区域经济协调发展的重要使命 [9]

全国统一电力市场建设 - 国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，标志着国家电网与南方电网跨电网经营区常态化电力交易机制正式建立[1] - 该机制实现市场高标准"软联通"，支持"一地注册、全国共享"，促进电力资源全国自由流动及绿电交易溯源[1] - 全国统一电力市场建设迈出关键一步，计划2025年初步建成，成为电力体制改革10年来的重要里程碑[4] 跨电网交易机制运作 - 国家电网与南方电网组建工作专班，形成《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，由北京/广州电力交易中心及双方调度中心联合组织交易[3] - 交易品种包括中长期电能量交易、绿电交易、现货交易，通过平台交互实现跨电网购售电精准对接[3] - 试点交易累计成交电量超8700万千瓦时（如滇桂送上海、三北送广东），新能源实现数千公里大范围消纳[3] 交易实施成效 - 按月开市后达成南方电网送国家电网迎峰度夏交易，成交电量超20亿千瓦时[3] - 闽粤直流首次实现度夏期间全时段200万千瓦满送，支撑华东地区电力保供[3] 未来规划 - 将按《方案》在年度、月度、月内、现货等周期实现常态化开市，扩大交易规模并优化机制[4] - 基于闽粤直流探索我国首个省间输电权交易试点[4]

跨电网经营区常态化电力交易机制方案批复 - 原则同意《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》并要求认真组织实施 [3] - 该机制是建设全国统一电力市场的标志性举措 旨在打破市场分割和地区封锁 在全国范围内优化电力资源配置 [3] - 国家电网公司和南方电网公司需深化合作 充分发挥该机制作用 促进电力市场互联互通 提升网间通道利用效率 [3] 实施时间表 - 要求在2025年迎峰度夏期间实现电力资源优化配置 更好支撑电力保供 [3] - 年底前需统一市场规则 交易品种和交易时序 实现跨电网交易常态化开市 [3] 主体责任落实 - 国家电网公司和南方电网公司需落实主体责任 持续完善跨电网交易规则 [3] - 需强化技术平台互联互通和信息共享互认 尽快实现电力市场成员"一地注册 全国共享" [3] - 需完善跨省跨区应急调度价格机制和结算管理 加强信息披露和报送 做好应急预案 [3] 政策指导与配套 - 国家发展改革委和国家能源局将持续强化对跨电网常态化交易的指导 [4] - 将健全配套政策 及时协调解决问题 进一步完善全国统一电力市场体系 [4]

电力市场交易规模与增长 - 1-5月全国市场化交易电量达2 45万亿千瓦时 同比增长5 7% 占全社会用电量比重61 8% 预计全年超6万亿千瓦时 占全社会用电量比重约2/3 占全国售电量比重约3/4 [1] - 省间电力现货市场累计交易电量超880亿千瓦时 其中清洁能源电量占比达44% [1] - 甘肃 青海 内蒙古风光绿电直送广东预计成交电量7800万千瓦时 [2] 电力现货市场建设进展 - 2024年山西 广东 山东 甘肃4个省级现货市场及省间现货市场转为正式运行 南方区域电力市场完成首次全月结算试运行 全国30个地区开展现货市场运行实践 [1] - 2025年上半年蒙西 湖北电力现货市场转入正式运行 全国6个省级现货市场正式运行 19个省级现货市场开展试运行 [2] - 国网 南网建立"多电网协同 多交易中心联动"机制 实现跨经营区绿电交易 [2] 电力市场规则体系完善 - 形成以《电力市场运营基本规则》为基础 中长期 现货和辅助服务三大规则为主干 注册 计量 信息披露规则为支撑的"1+6"基本规则体系 [2] - 内蒙古(蒙东 蒙西) 新疆已正式下发省级细则 山东 广东下发征求意见稿 新能源上网电价市场化改革进入实质化推动阶段 [3] 新能源市场化交易推进 - 推动新能源上网电量全面进入电力市场 建立可持续发展价格结算机制 区分存量和增量分类施策 [2] - 省间电力现货市场清洁能源电量交易占比达44% [1] 电力交易人才建设 - 首次编制出版《国家职业技能等级认定教材(电力交易员)》 填补职业教材空白 [3] - 5月在全国11个考点组织电力交易员职业能力水平评价统一考试 职业认证进入新阶段 [3]

电力供需形势 - 2025年全国电力供需形势预计呈现总体平衡态势 [1] - "十四五"期间全社会用电量增速均高于不变价GDP增速 电力弹性系数保持在1 2左右 [1] - 2018年至2024年互联网和相关数据服务业用电量年均增长19 2% [1] 电力消费现状 - 2024年前5个月全社会用电量累计39665亿千瓦时 同比增长3 4% [1] - 规模以上工业发电量达37266亿千瓦时 [1] - 2月份以来全社会用电量当月同比增速均在4%以上 [1] 产业结构与用电特征 - 第二产业前5个月用电量25914亿千瓦时 同比增长2 2% [2] - 高技术及装备制造业用电量同比增长3 3% 超过制造业整体水平 [2] - 汽车制造 通用设备制造 专用设备制造 计算机及其他电子设备制造业用电量增速均超4 5% [2] - 5月份外贸出口相关消费品制造业(除纺织业)用电量增速回升 [2] 未来预测 - 预计2025年全社会用电量同比增长5%至6% [2] 电力市场建设 - 全国已有6个省级现货市场正式运行 19个省级现货市场开展试运行 [2]

电力消费与经济增长 - 2025年全国全社会用电量预计同比增长5%~6% [1] - 2025年全国电力供需形势预计总体平衡 迎峰度夏高峰期部分省级电网供应偏紧但可通过增购外电等措施缓解 [1] - 1~5月全国全社会用电量3.97万亿千瓦时 同比增长3.4% 近几个月当月同比增速均在4%以上 [1] - 1~5月第一产业用电量543亿千瓦时 同比增长9.6% 现代农业基础设施完善和农业生产方式转型升级推动增长 [2] - 1~5月第二产业用电量2.59万亿千瓦时 同比增长2.2% 高技术及装备制造业用电量增长3.3% 其中汽车制造等细分行业保持4.5%以上增长 [2] - 1~5月第三产业用电量7406亿千瓦时 同比增长6.8% 信息传输/软件和信息技术服务业用电量增长13.8% 互联网和相关服务业用电量增长26.2% [2] - "十四五"以来电力弹性系数保持在1.2左右 反映电力消费与经济增长关系 [3] 全国统一电力市场建设 - 2025年目标初步建成全国统一电力市场 国家能源局提出"六抓六推进"重点任务 [4] - 1~5月全国市场化交易电量2.45万亿千瓦时 同比增长5.7% 占全社会用电量比重61.8% 预计全年超6万亿千瓦时 [4] - 省级电力现货市场建设全面提速 跨经营区交易取得关键性突破 区域电力市场建设迈上新台阶 [4] - 需完善电力市场规则体系 适应新型电力系统的市场机制 由市场决定的电力价格形成机制 [4] - 深化电价改革需体现电能量、调节、容量、环境等多维价值 完善跨省跨区送电市场价格形成机制 [5] 煤电容量电价政策 - 2024年全国煤电机组容量电费950亿元 平均回收固定成本92元/千瓦·年 [6] - 容量电价政策推动煤电转型升级 稳定收益预期 激励顶峰发电 促进新能源发展 [6] - 建议加快落实成本回收比例 明确跨省跨区送电机组容量电费分摊方式 研究容量市场建设试点 [6] - 建议2026年进一步提高容量成本回收比例 完善跨省跨区送电配套煤机容量电价执行机制 [7]

全国统一电力市场启动 - 全国统一电力市场即将启动 旨在实现"双碳"目标和能源高效配置 中国电力系统正经历深刻变革 [1] - 电力"电商时代"来临 资源将全国性流动 可能引发发达地区对欠发达地区电力资源的"虹吸"效应 触及市场效率与区域公平矛盾 [1] - 新能源项目告别"计划电"确定性 全生命周期电量与价格在波动市场中难以预测 投资决策风险加大 [1] 市场参与者应对策略 - 企业需提升市场适应力 驾驭价格波动 有色企业可调整生产至低价时段 数据中心可挖掘分时电价降本空间 光伏企业需学习在价格波动中捕捉利润 [1] - 企业亟需从被动接受者转型为策略性参与者 拥抱不确定性 精算市场脉搏 [1] 制度构建与监管要求 - 需激活多元市场主体 释放更多用户进入现货市场 激发市场活力 [2] - 需建立公平公正透明的规则机制 监管必须强化 确保信息披露及时准确 防止市场扭曲 [2] - 新能源开发模式 政府和电网引导规划方式需与电力市场价格实现进一步联动 [2] 行业转型关键要素 - 电力市场转型考验制度设计智慧与各方参与者格局 需筑牢公平底线 提升市场智慧 激活多元协同 秉持长远眼光 [2] - 在降电价 增消纳整体趋势下 新能源玩家应成为降低全社会用电成本的"耐心资本" [2]

电力市场化改革进展 - 南方区域电力市场启动连续结算试运行，覆盖五省区，22万市场注册主体参与，日均交易量38亿度，超过英法德三国用电总和[2] - 电价实现实时波动，呈现"高峰高价、低谷低价"特点，产业链条正在重塑[2] - 国家电网披露1-6月省间市场化交易电量5731亿千瓦时同比增长8.7%，特高压直流交易电量2923亿千瓦时同比增长14.4%，省间清洁能源交易电量3517亿千瓦时同比增长23.1%[4] - 国家电网计划年内基本建成全国统一电力市场，2029年全面建成[4] 新能源发展现状 - 截至2024年底新能源装机超14亿千瓦，首次超过火电成为第一大电源类型，提前6年完成原定2030年目标[6] - 华银电力投资约13.98亿元建设风电项目，此前还计划投资15.57亿元建设光伏项目[6] - 新能源入市后价格普遍下行，甘肃河西地区光伏项目有五成报出地板价每度电仅4分钱[8] - 风电和光伏发电的不稳定性需要储能系统协调运行，储能系统建设和电网改造升级保持高景气[6] 火电转型趋势 - 我国在建最大火电厂浙江北仑电厂8号机组投入商业运行[7] - 火电从主力电源向基础保障性和系统调节性电源转变，华能国际2024年调峰辅助服务电费净收入21.65亿元[7] - 火电企业盈利模式从单纯卖电转向电量、容量电价、辅助服务多维盈利[7] 用电侧变化 - 有色行业央企测试将生产线挪至低价时段，预计用电成本下降10%以上[3] - 数据中心年耗电量约20亿千瓦时，现货模式下每度电下降1分钱可带来数千万成本节约[3] - 川渝地区"十四五"前三年用电量年均增长8.4%，预计2030年将超过9000亿千瓦时[10] 虚拟电厂发展 - 虚拟电厂作为新型电力系统重要组成部分，苏州太湖新城能源中心通过参与辅助服务市场每年获数十万元收益[11] - 数据中心向"类虚拟电厂"功能拓展，世纪互联推进源网荷储一体化提升绿电消纳比例[12] - A股市场虚拟电厂概念公司超过110家，智能微电网相关政策有望在下半年推出[12][13] 区域电力市场建设 - 湖北电力现货市场2025年6月底前转入正式运行，浙江2025年底前，安徽、陕西2026年上半年[9] - 福建、四川等地2025年底前启动现货市场连续结算试运行[9] - 四川省首批电网侧独立储能示范项目220千伏永定桥储能电站提前并网投产[10]