政策持续加码，推动电力现货市场建设步伐显著加快。近日，国家发改委办公厅、国家 能源局综合司发布的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（以下简称《通知》） 明确了电力现货市场建设时间表和路线图，标志着我国电力现货市场建设驶入快车道。 业内认为，这一政策是落实党的二十大关于构建全国统一大市场战略部署的重要举措， 意味着我国电力市场化改革迈向更深层次、更广范围的全面加速阶段。 市场建设步入快车道 《通知》指出，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。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。 《通知》强调，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 ...

报告行业投资评级 - 能源行业投资评级为增持（维持）[7] - 电力设备与新能源行业投资评级为增持（维持）[7] 报告的核心观点 - 全国统一电力市场建设加速，特高压与背靠背项目是重要支撑，有望加速建设[13][14][16] - 能源不平衡驱动特高压长周期高景气，预计25年核准多条线路，“十五五”年均订单规模大幅提升[14] - 特高压设备市场格局优异，核心供应商有望显著受益[15] - 背靠背项目需求年内有望释放，换流变压器与换流阀供应商或受益[16] - 柔直技术应用空间广阔，换流阀供应商有望受益，成本下降推动规模化应用[59][63][79] 根据相关目录分别进行总结 全国电力统一大市场加速推进，网架互联互通建设齐头并进 - 政策推动全国电力统一大市场加速建设，目的是降低电价差、增强电网互联、解决区域不平衡问题[19][21] - 新能源基地分布与用电负荷错配，跨区域送电量及占比攀升，特高压与背靠背项目助力电网互联互通[32][40] 周期调节转向需求驱动，特高压迎来建设高峰 - 能源负荷空间错配，特高压是远距离输送最优解，直流特高压优势显著[41] - 我国特高压建设分五个阶段，本轮转向需求驱动，25年推进节奏有望提速，“十五五”进入高景气阶段[43][44][45] 核准吹响开工号角，设备商订单有望持续位于高位 - 核准是特高压项目推进关键节点，核准后较快进入开工、招标环节，设备商订单充足且持续强[48][49] - 预计“十五五”年均订单规模达460亿元，相比20 - 24年年均中标金额提升182%[49] 背靠背解决临近省份电力互济问题，年内需求有望释放 - 背靠背直流输电解决临近省份非同步电网电力互济需求，方案更具经济性[54][55] - 预计年内核准开工5 - 6个背靠背项目，换流变压器与换流阀供应商或受益[56] 柔直加速渗透输配电领域，换流阀供应商有望受益 - 柔性直流输电技术优势明显，换流阀价值量和成本占比高，换流变压器、电容器成本低[59][60][61] “特高压+海风+背靠背”三大场景驱动，柔直技术应用空间广阔 - 特高压场景中，柔直技术提升新能源接入比例，降低换相失败风险，提升多馈入有效短路比[64][65][66] - 海风场景中，柔直技术为风电场并网提供支撑，全周期成本优势明显[69][71] - 背靠背场景中，柔直技术实现电网互联分区化改造，提升新能源承载能力，降低交直流相互影响风险[78] 成本下降路径明晰，规模化应用在即 - 国内企业在电网核心功率器件上技术突破，国产化进程加速带动成本下降[79] - 技术进步使以换流阀为核心的部件成本下降，25年直流线路柔直渗透率有望提升[80] 核心设备价值高，市场格局高集中 - 特高压招标周期性明显，设备品类繁多，换流变压器等七类设备合计占比85%[81][82] - 直流线路换流设备关键，交流线路组合电器与变压器成本占比高[85][91] - 特高压核心设备壁垒高，市场格局集中，各设备环节参与者相对固定[98][107] 看好特高压核心设备供应商受益于板块周期向上 - 预计25年核准多条特高压线路，国电南瑞、平高电气、中国西电、许继电气有望显著受益[115] - 测算单条特高压项目给各公司带来的净利润及业绩弹性[6][18]

电力辅助服务市场顶层设计落地 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，优化价格形成机制，健全费用传导机制，构建统一规范的市场体系 [2] - 《规则》推动全国统一电力市场建设、提升新能源消纳利用水平、加快培育电力领域新质生产力 [2] 积极推动全国统一电力市场建设 - 《规则》是国家层面首个电力辅助服务市场化规则，为全国统一电力市场规则体系奠定基础 [3] - 破除省间壁垒，统一省级规则，明确市场成员、市场设立、市场品种等内容 [3] - 设立"市场衔接"章节，推动调频、备用、爬坡等有功辅助服务与现货市场联合出清，优化资源配置 [4] 有效提升新能源消纳利用水平 - 2024年底新能源装机占比已突破40%，新能源消纳面临压力 [5] - 扩大经营主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型主体 [5] - 拓展辅助服务市场边界，引入爬坡等市场化品种，形成"秒级—分钟—小时"全时间尺度调节需求 [6] 加快培育电力领域新质生产力 - 《规则》将新型储能、虚拟电厂等纳入辅助服务市场主体，赋予与传统发电企业同等市场地位 [7] - 为地方新型经营主体入市提供设计纲领，推动新型主体常态化入市 [7] - 构建"能量市场+辅助服务市场"双轮驱动盈利模式，拓宽新型经营主体价值维度 [8]

政策背景和市场环境 - 国家发展改革委、国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场三大电力市场核心基本规则全面建成 [1] - 电力辅助服务市场已基本实现全国覆盖，市场化辅助服务品种不断拓展，初步建立以市场为引导的辅助服务资源优化配置机制 [2] - 部分地区推动电力辅助服务市场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂等新型主体参与市场，取得良好效果 [2] 《规则》出台的重大意义 - 电力行业电源结构、电网形态发生深刻变化，新能源消纳压力增大，市场对辅助服务的需求显著增加 [3] - 《规则》规范了电力辅助服务市场运营管理行为，明确了各类主体的权利义务、职责界面和工作流程 [3] - 《规则》的实施将有力支撑全国统一电力市场建设，促进新能源大规模发展和全方位入市 [3] 积极推动全国统一电力市场的发展建设 - 《规则》填补了电力辅助服务市场化交易基本规则的空白，为全国统一电力市场发展建设夯实制度基础 [5] - 促进多层次市场有效衔接，构建"电能量+辅助服务"的完整市场架构，提升电力系统整体运行效率 [5] - 推动打破市场壁垒，优化跨省跨区电力资源配置，服务全国统一电力市场建设 [5] 有效提升新能源市场化消纳能力 - 截至2024年底，全国电力装机容量达33.49亿千瓦，风电与光伏装机超过14.1亿千瓦，新能源装机规模首次超过煤电 [6] - 促进建立市场化新能源消纳机制和价格形成机制，发挥火电等常规电源的保障作用和灵活调节作用 [6] - 系统性破解新能源发电波动性、随机性困境，提升电力系统可靠性和电能质量 [7] 提高电力系统安全保供水平 - 建立辅助服务费用的传导机制，推动跨省跨区交易双方公平合理承担和获得辅助服务费用 [8] - 提高系统容量充裕度，优化各类电力辅助服务品种的价格形成机制 [9] - 增强电力系统快速调节能力，调动火电、水电、储能等各类灵活性调节资源参与市场调节 [9] 《规则》的亮点 - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，加强顶层设计，规范市场运营管理行为 [10] - 扩大参与市场的经营主体范围，将储能企业、虚拟电厂等新型主体纳入全国性规则框架 [10] - 明确电力辅助服务市场交易品种和市场化价格形成机制，建立健全费用传导机制 [10]

电力辅助服务市场基本规则出台 - 《电力辅助服务市场基本规则》出台标志着全国统一电力市场"1+N"规则体系的关键突破，电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立 [1] - 规则推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，促进能源资源优化配置，实现"全局最优" [1] - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，打破各省市场壁垒，促进辅助服务资源更大范围优化配置 [10] 煤电转型与角色重塑 - 煤电正从"基荷主力"向"调节先锋"转型，风电、太阳能发电合计装机达14.56亿千瓦，首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [3] - 规则明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化辅助服务市场价格形成机制，煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分达70%-80% [3] - 市场化补偿机制叠加容量电价、电量电价，推动煤电收入结构从"单一依赖发电"向"多元服务收益"转变 [3] - 煤电企业通过参与辅助服务市场获得合理补偿，为灵活性改造注入动力 [4] 新能源消纳机制革新 - 新能源装机突破"拐点"后，消纳问题从"局部卡脖子"变为"系统必答题" [7] - 规则设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确定义和费用计算方式，实现"秒级-分钟-小时"多时间尺度协同 [7] - 2024年全国新能源利用率超过96%，"火电+水电+新能源+负荷侧"协同调节新格局形成 [8] - 新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增4370万千瓦，独立储能占新增60%，正从"政策驱动"转向"市场驱动" [9] 电力系统安全与市场平衡 - 规则推动从"行政指令式"调节向"市场平衡"转变，提升资源调用效率和主体积极性 [10] - 通过跨市场资源优化，在极端天气等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [11] - 南方区域市场创新构建覆盖出清、调度、结算的全链条解决方案，实现跨层级市场协同 [9] 行业影响与发展前景 - 规则为能源转型破解体制机制障碍，校准"成本市场化"坐标 [12] - 主体多元、品种丰富、机制灵活的电力市场生态正在形成，为"双碳"目标实现注入动能 [12] - 调度机构从"电力供需平衡组织者"向"系统调节多维价值挖掘者"转型 [5]

电力辅助服务市场基本规则出台 - 《电力辅助服务市场基本规则》出台标志着电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立，是我国电力市场改革系统性突破的重要一步 [2] - 《规则》有利于推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，促进能源资源优化配置，实现"全局最优" [2] 煤电转型与角色重塑 - 煤电正从"基荷主力"转向"调节先锋"，风电、太阳能发电合计装机容量达14.56亿千瓦，首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [4] - 《规则》明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化辅助服务市场价格形成机制，健全费用传导机制 [4] - 2021年至今，煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组可达70%~80%，市场化补偿机制推动煤电收入结构向"多元服务收益"优化 [4] - 煤电企业通过参与辅助服务市场获得合理市场化补偿，为灵活性改造注入动力 [5] 新能源消纳机制革新 - 新能源装机突破"拐点"后，消纳问题从"局部卡脖子"变为"系统必答题" [7] - 《规则》设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确定义和费用计算方式，实现多时间尺度协同 [8] - 2024年全国新能源利用率超过96%，新型交易品种让火电、水电、储能等主体协同发力 [9] - 截至2024年底，我国新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增装机4370万千瓦，其中独立储能占60% [9] 电力系统安全效能提升 - 《规则》推动各地分散的辅助服务市场向全国"一盘棋"整合，促进跨区域资源优化配置 [12] - 通过跨市场资源优化，电力系统可在极端天气、负荷骤变等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [13] - 辅助服务市场与现货市场的衔接协同成为新型电力系统韧性建设的关键支撑 [13]

电力辅助服务市场基本规则出台 - 《电力辅助服务市场基本规则》作为全国统一电力市场"1+N"规则体系的关键组成部分正式出台，标志着电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立 [2] - 该规则有利于推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，促进能源资源优化配置 [2] - 规则明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化各类电力辅助服务市场价格形成机制，健全费用传导机制 [4] 煤电行业转型 - 风电、太阳能发电合计装机容量达14.56亿千瓦，规模首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [4] - 煤电正从"基荷主力"向"调节先锋"转变，2021年至今在地方试点市场中煤电机组平均调峰深度已从40%提升至60%，部分机组可达70%~80% [4] - 市场化补偿机制叠加容量电价、电量电价，推动煤电收入结构从"单一依赖发电"向"多元服务收益"优化 [4] - 煤电企业通过参与辅助服务市场可获得合理市场化补偿，为煤电灵活性改造注入动力 [5] 新能源消纳机制 - 2024年全国新能源利用率超过96%，辅助服务市场有效保障了新能源消纳 [9] - 规则设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确备用服务和爬坡服务的定义和费用计算方式 [8] - 规则将储能企业、虚拟电厂、车网互动等新型主体纳入市场，形成"火电+水电+新能源+负荷侧"协同调节新格局 [9] - 截至2024年底，我国新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增装机4370万千瓦，其中独立储能占新增装机的60% [10] 电力系统安全 - 规则推动各地分散的辅助服务市场向全国"一盘棋"整合，促进跨区域资源优化配置 [12] - 通过跨市场资源优化，电力系统可在极端天气、负荷骤变等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [13] - 规则推动系统从"被动响应"向"主动平衡"升级，实现行政手段向市场机制的过渡 [12] 市场机制创新 - 规则构建的市场化激励机制促使煤电调节能力释放发生"质变"，通过"爬坡补偿""备用容量定价"等新增交易品种提升煤电参与系统调节的收益 [6] - 南方区域市场创新构建了覆盖出清、调度、结算的全链条解决方案，通过跨层级市场协同实现调节资源优化配置 [10] - 规则为全国统一电力市场体系搭建"四梁八柱"，标志着我国在电力市场化改革中迈出"从量到质"的关键一步 [12][13]

电力辅助服务市场基本规则 政策背景与目的 - 电力辅助服务定义为除正常电能生产、输送、使用外的系统调节服务，是维持电力系统稳定的关键调节器 [3] - 行业发展经历三阶段：2006年前无偿服务、2006-2014年计划补偿、2014年后部分品种市场化 [3] - 新能源装机比例提升导致系统灵活性需求激增，需通过市场机制挖掘调节潜力 [3] - 目前已有16省建立调峰市场、15省建立调频市场、2省建立爬坡市场、6区域建立调频/备用/调峰市场 [3] - 政策旨在推动辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变 [3] 规则核心内容 - **市场主体范围**：明确发电企业、售电企业、电力用户及新型主体（储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业）参与资格 [4] - **交易品种设立流程**：需经电力调度机构提出需求→国家能源局派出机构论证→国家发改委审批→分阶段试运行（模拟/结算/正式） [4] - **费用传导机制**：遵循"谁受益、谁承担"原则，现货市场连续运行地区由用户用电量和未交易上网电量分担调频/备用费用 [4] - **市场衔接机制**：调频/备用/爬坡等有功辅助服务可与现货市场独立或联合出清，电能量费用按电能量市场规则结算 [5] - **运营机构职责**：电力调度机构负责需求提出、交易组织及安全校核，交易机构负责主体注册、信息披露及结算依据提供 [5] 实施推进计划 - 国家发改委及能源局将监督市场运营机构规范交易，并监管市场运行情况 [5] - 各地需根据《通知》及发改价格〔2024〕196号文修订实施细则，确保与基本规则一致 [5] 政策体系定位 - 该规则与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》共同构成全国统一电力市场三大交易品种顶层设计 [3]

政策框架 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》 旨在指导全国电力辅助服务市场建设并适应电力改革发展需要 [2] - 政策依据包括《电力市场运行基本规则》2024年第20号令、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》及《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》 [2] 市场实施要求 - 要求国家能源局派出机构会同省级价格及能源主管部门组织市场运营机构制修订辅助服务市场实施细则 确保与《规则》要求一致 [2] - 电力现货市场连续运行地区需完善现货市场规则 适当放宽市场限价以引导调峰功能 并停止运行调峰及顶峰等具有类似功能的市场 [2] 监督评估机制 - 国家能源局派出机构需会同省级价格主管部门等单位对电力辅助服务市场运行、资金使用及执行效果进行年度评估 [2] - 要求重大问题及时向国家发展改革委和国家能源局报告 [2] 政策背景 - 政策制定是为贯彻落实加快建设全国统一电力市场的要求 [2] - 相关阅读材料显示国家能源局近期密集推进区域电力市场建设 包括长三角电力市场及南方区域电力市场专题会议 [3]

国家能源局：收官能源"十四五"，筑基蓄势，资质 信用绿证工作致力新作为 甲辰岁末，2025年全国能源工作会议圆满召开，系统总结能源各领域2024年取得的新进展新成效，吹响 高质量完成"十四五"规划目标任务、筑牢"十五五"良好开局基石的号角。国家能源局电力业务资质管理 中心（以下简称"资质中心"）认真学习贯彻会议精神，盘点2024攻克的难题、收获的经验，以创新为 笔、实干为墨，书写2025及"十五五"高质量发展新答卷。 落实三中全会精神，改革创新，资质信用绿证工作取得新进展 2024年，资质中心在国家能源局党组的坚强领导下，坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指 导，深入学习贯彻党的二十大及二十届二中、三中全会精神，严格许可制度树立监管权威，融合信用手 段完善监管机制，全覆盖核发绿证促进绿色消费，数智化升级系统提升监管效能，服务能源发展改革监 管大局取得新成效。 强制度重监管，切实维护市场准入秩序。坚持改革思维、站稳人民立场，完善企业群众关注的供电营业 区划分、增量配电区域划分、电力业务许可证管理、承装（修、试）电力设施许可证管理等制度，促进 供配电网健康发展，激发电力建设市场活力；对新型经营主体原则上豁免 ...