输配电定价新规核心内容 - 输配电定价四大文件修订版发布，政策体系从优到精，对新型电力系统和全国统一电力市场建设意义重大 [1] - 新规从准许收益、准许成本、收入结构三方面进行调整 [1] 准许收益调整 - 明确按集团合并口径平均融资利率核定准许收益 [1] - 贷款利率下降有望传导至用户端 [1] 准许成本调整 - 准许成本保持严格管控 [1] - 采用费率替代费用绝对值进行控制，更适应资产扩张需求 [1] - 成本或因此有小幅提升 [1] 收入结构调整 - 结构调整突出对清洁能源的支持 [1] - 跨省跨区工程探索容量制电价 [1] - 新能源就近消纳实行单一容量制 [1] - 取消点对网与网对网概念以合理分摊成本 [1] 行业投资展望 - 预计十五五期间电网投资将超4万亿元 [1] - 主网建设尤其是跨省通道和西部电网补强需求明确 [1] - 行业投资有望提速 [1] 相关金融产品 - 电网ETF跟踪的是恒生A股电网设备指数 [1] - 该指数从A股市场选取主营业务涉及电力网络建设及技术升级领域的上市公司证券作为样本 [1] - 指数具有鲜明的行业代表性和专业聚焦特征 [1]

行业政策与监管动态 - 输配电定价四大文件修订版发布 新制度安排重点围绕新能源消纳利用、电力系统安全运行及电网管理效能提升 [1] - 新规将从准许收益、准许成本和收入结构三方面进行优化 推动输配电价政策体系“从优到精” [1] - 政策修订对新型电力系统和全国统一电力市场建设意义重大 [1] 行业投资与市场表现 - 预计“十五五”期间电网投资总额将超过4万亿元 [1] - 电网投资的重点方向是主网建设 尤其是跨省通道和西部电网补强 [1] - 在政策推动下 行业需求有望稳步增长 [1] - 12月3日 电网ETF盘中涨幅超过1% [1] - 近20日 电网ETF资金净流入超过3亿元 [1] 相关金融产品与指数 - 电网ETF跟踪的是恒生A股电网设备指数 [1] - 该指数从内地市场选取收入主要来源于电网设备相关业务的上市公司证券作为样本 以全面反映电网设备行业上市公司证券的整体表现 [1]

公司战略与经营理念转型 - 公司举办电力交易与发电企业经营赋能培训会，旨在贯彻落实国家能源安全新战略，服务全省能源产业转型升级，并安排能源保供和产业转型工作 [1][5] - 公司作为陕西省能源电力骨干企业，坚决贯彻能源发展新部署，推动各发电企业从“计划生产型”向“市场经营型”转变，以更好地融入新型电力系统和全国统一电力市场建设 [3][7] - 公司强调要充分参与市场竞争，坚持“以电力营销为中心、安全生产为保障、成本控制为调节手段”的全新经营理念，构建以效益为目标的电力营销、交易模式，以实现集团整体利益最大化 [4][8] 产业转型与“十五五”规划方向 - 公司强调要科学编制“十五五”规划，聚焦装机规模扩张、煤电协同增强与能源服务转型三大方向，以加快推动集团能源产业转型，巩固能源产业的基础地位 [4][8] - 公司计划厘清发售定位、建立发售一体配合调整机制、健全火电和新能源发电联合报价机制，形成以发电侧为主体的大营销理念 [4][8] - 公司坚持对标一流，以“微观三治”管理理念为抓手，通过行业对标、内部协同强化技术指标闭环管控，系统推动煤电机组能效持续提升，打造更多行业单项冠军、隐形冠军，以增强核心竞争力 [4][8] 能源保供责任与体系建设 - 公司强调要践行“国之大者”，扛牢能源电力保供责任，始终把保障能源电力热力安全稳定供应作为重大政治任务 [4][8] - 公司致力于构建起煤炭稳产、火电发力、清洁能源协同、科技赋能的立体化保供体系，以安全可靠的电力供应赢得电量、电价支持 [4][8] 培训与能力建设 - 本次培训特邀国家发改委电力现货市场专班顾问专家、南方区域市场专家委员朱治中博士，围绕电力市场经营环境分析、产销协同与投资策略、交易逻辑与策略、技术实践四个核心模块进行系统解析 [3][7] - 培训为集团更好地适应新型电力系统建设提供了权威、实用的政策解读与操作指引 [3][7] - 培训会采取线上线下相结合的方式召开，集团总部各部室负责人及相关业务人员，陕西能源、水电股份领导班子成员及业务人员共计约400人参加培训 [5][9]

全国电力市场交易概况 - 1至10月全国累计电力市场交易电量达54920亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为63.7%，同比提升1.5个百分点 [1] - 前10月绿电交易电量为2627亿千瓦时，同比增长39.4% [1] - 10月单月全国电力市场交易电量达5638亿千瓦时，同比增长15.6% [1] 交易范围分析 - 1至10月省内交易电量为41659亿千瓦时，同比增长6.6% [1] - 1至10月跨省跨区交易电量为13261亿千瓦时，同比增长12.5% [1] - 10月单月省内交易电量为4377亿千瓦时，同比增长15.4%；跨省跨区交易电量为1261亿千瓦时，同比增长16.2% [1] 交易品种结构 - 1至10月中长期交易电量为52681亿千瓦时；现货交易电量为2239亿千瓦时 [1] - 10月单月中长期交易电量为5231亿千瓦时；现货交易电量为407亿千瓦时 [1] - 10月单月绿电交易电量为283亿千瓦时，同比增长28.4% [1]

政策总体目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，满足全国每年新增**2亿千瓦以上**新能源合理消纳需求[1][7] - 到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[1][7][8] - 新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳机制更加健全[1][7] 新能源开发与消纳分类引导 - 统筹"沙戈荒"新能源基地外送与就地消纳，重点在沙漠、戈壁、荒漠等地区合理布局外送基地，通过东部产业梯度转移和西部消纳潜力挖掘实现规模化就地消纳[2][9] - 优化水风光基地一体化开发与消纳，依托西南大型水电基地优化配置新能源，对存量水电外送通道合理增配新能源提升通道利用水平[2][9] - 推动海上风电规范有序开发，继续推动近海风电开发，有序推动深远海风电基地建设，主要在沿海地区就近消纳[2][9] - 科学布局省内集中式新能源，加强调节能力建设提升电网承载力[3][10] - 积极拓展分布式新能源开发空间，提高自发自用比例，修订接网承载力评估标准释放可开放容量[3][10] 新能源消纳新模式新业态 - 创新新能源集成发展模式，支持"沙戈荒"等地区加强新能源上下游产业链协同，实现"以绿造绿"[11] - 推动新能源与产业融合发展，鼓励高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，加强新能源与算力设施协同规划[12] - 支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态发展，新能源弃电不纳入统计[12] 新型电力系统适配能力建设 - 加快提升系统调节能力，推进抽水蓄能电站建设、新型储能建设、调峰气电布局和光热电站建设[13] - 提高电网对新能源接纳能力，构建主配微协同新型电网平台，扩大跨省跨区输电通道规模[13] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，探索新能源基地集群协同调控模式[14] - 强化新型电力系统安全治理，加强新能源基地规划阶段电网安全稳定分析[15] 全国统一电力市场体系 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，缩短中长期交易周期，推广多年期购电协议机制[16] - 完善适应新能源参与市场的规则体系，推动新能源基地一体化模式参与市场交易[17] - 创新促进新能源消纳的价格机制，建立跨省跨区新能源送电价格形成机制，完善调节性资源容量电价机制[17] 技术创新支撑 - 突破新能源高效发电利用技术，加强高效低成本光伏风电技术研发[18] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池、压缩空气储能等多种技术路线[19] - 强化电网运行技术，研究高比例可再生能源电力系统稳定运行控制技术[19] - 升级智能化调控技术，加快人工智能大数据技术在电网协同中的应用[19]

电力现货市场建设政策推进 - 国家明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖并全面开展连续结算运行的目标，湖北、浙江等省份转入正式运行，16个省份启动连续结算试运行 [2] - 跨电网经营区常态化电力交易机制方案建立交易结算“软联通”机制，实现平台互联互通和注册信息“一地注册、全国共享” [2] - 《电力市场计量结算基本规则》要求实现“日清月结”，交易机构需在每月第8个工作日前出具结算依据，电网企业10个工作日内发行电费账单 [3] 电力市场交易规模与增长 - 2025年1—9月全国累计完成电力市场交易电量49239亿千瓦时，同比增长7.2% [3] - 同期跨省跨区交易电量达11950亿千瓦时，同比增长12.1%，现货交易电量为2005亿千瓦时 [3] - 绿电交易电量2348亿千瓦时，同比增长40.6% [3] 现货市场运行机制与成效 - 南方区域电力市场实现每15分钟动态调价，2024年11月完成全国首个全区域全月现货结算试运行 [3] - 浙江通过“日前+实时”双轨制结算，2024年省间现货购电达102亿千瓦时，同比增长44%，购电成本较省内燃气发电低31%，年节约成本2.26亿元 [4] - 2025年度夏期间全国省间电力现货交易高峰时段成交均价达0.77元/千瓦时，较中长期交易均价高105% [4] 技术创新与系统支撑 - 两大电网联合构建的智能结算系统实现6000多节点电网模型精准测算和含150万个约束条件的数学模型快速出清与核算 [5] - 跨电网交易结算差错率已降至0.03%以下，远低于行业平均水平 [5] - 跨网交易验证了“数据互认、联合清分、各自出单”结算模式的可行性 [5] 对企业与城市发展的影响 - 浙江创新“签约价与全省均价取低值”结算机制，2024年已有5308家企业触发该机制，有企业电费降低8% [5][6] - 现货机制提升供电韧性，2025年台风期间浙江现货市场1200万千瓦调节出力快速响应，上海虚拟电厂单次最大削峰116万千瓦 [6] - 跨区结算推动能源转型，2024年浙江绿电交易量超100亿千瓦时，分布式新能源占比达20%，全省清洁能源消费占比提升至42% [6] 市场覆盖与未来方向 - 随着四川、重庆、青海转入连续结算试运行，省级电力现货市场已实现基本全覆盖 [6] - 未来需扩大用户侧参与范围，完善售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的结算规则，并加强技术支持系统建设 [7]

合作背景与高层会谈 - 内蒙古电力集团总经理张晓虎带队赴南方电网公司调研交流，双方举行高层会谈 [1] - 南方电网公司总经理钱朝阳对内蒙古电力集团的长期支持表示感谢 [1] - 双方合作基础深厚，旨在更好融入和服务国家重大战略 [1] 南方电网公司战略方向 - 南方电网公司深入学习贯彻党的二十届四中全会精神，加快建设新型能源体系和新型电力系统 [1] - 公司全面融入全国统一电力市场建设 [1] - 展望“十五五”期间，希望与内蒙古电力集团在电力市场、科技创新、国际业务领域加大合作 [1] 内蒙古电力集团合作意向 - 内蒙古电力集团坚决贯彻党的二十届四中全会战略部署，认真谋划明年及“十五五”期间重大任务和重点项目 [2] - 集团希望与南方电网在市场对接、直流输电、抽蓄建设、数字化转型、电碳融合、产业发展等领域深化战略合作 [2] - 合作目标为加快推动企业高质量发展，为推进中国式现代化提供电力支撑 [2] 具体合作领域与成果 - 调研交流涵盖能源政策研究、电网规划建设、电力交易外送、生产智能运检、新兴产业发展及新型储能、零碳园区、虚拟电厂、数智转型等领域 [4] - 内蒙古电力交易公司与广州电力交易中心签署合作备忘录，涉及绿电绿证跨区交易、市场体系建设研究、干部人才培养锻炼 [4] - 内蒙古电力经研院与广东电网规划研究中心签署“柔性直流技术”合作协议 [4]

政策背景与战略目标 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发指导意见，明确提出构建全国统一电力市场体系的战略目标，旨在实现电力资源跨区域共享互济与优化配置[1] - 政策强调需提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成具有中国特色的新能源消纳能力强的新型电力系统[1] - 地方电网与增量配电网被定位为配电网体系核心组成部分，肩负探索体制机制改革路径和创新新能源就地消纳商业模式的重要使命[1] 论坛核心议题与目标 - 论坛主题为“融入全国统一电力市场，服务地方高质量发展”，深度聚焦地方电网与配电网在全国统一电力市场建设中的战略定位与实践路径探索[2] - 活动将系统探讨地方电网与增量配电网在融入全国统一电力市场过程中取得的阶段性成果，并剖析当前面临的体制机制瓶颈及市场机制衔接等关键问题[2] - 论坛目标在于推动地方电网和配电网高质量发展，以更好发挥其在服务地方经济高质量发展中的作用[2] 参会人员与活动安排 - 论坛将汇聚能源电力领域专家学者、园区管委会负责人、地方电网企业、增量配电项目业主，并邀请新能源企业、燃气分布式开发企业、综合能源服务企业等参会[2][5] - 论坛活动包括中国能源产业发展年会主论坛、地方电网与配电圆桌论坛公开会议以及理事会闭门会议[4][5] - 参会人员限定为单位副总以上负责人，每单位限1至2人，需提前报名且谢绝“空降”[5]

绿电交易事件 - 2024年10月，内蒙古通过市场化交易向海南输送833.5万千瓦时清洁电力，距离超过3000公里，为内蒙古绿电首次到达海南[1] - 此次交易区别于优先计划送电模式，采用纯市场化交易，由北京和广州电力交易中心共同组织，利用跨区跨省输电通道完成[1] - 交易成功依托跨区域输电通道剩余空间，精准匹配海南在“十一”假期用电高峰期的清洁能源需求，通过市场化方式实现全国电力优化配置[1] 内蒙古绿电资源与交易进展 - 内蒙古风光资源富集，全区新能源装机规模超过1.5亿千瓦，有大量富余绿电可供外送[1] - 内蒙古电网外送绿电已覆盖华北、华东、华中、华南四大区域，标志着其多边交易全面融入全国统一电力市场[2] - 截至目前，内蒙古电网已与10个省市建立跨省跨区中长期交易机制，2024年已完成跨省跨区新能源交易总量7.05亿千瓦时[2] 全国统一电力市场建设 - 跨区域绿电交易是我国加快推进全国统一电力市场建设的缩影，旨在破除阻碍全国统一大市场建设的卡点堵点[1] - 内蒙古在绿电交易领域取得多项突破，包括2024年5月促成首笔蒙西送华北绿电交易，6月实现“三网”联动的大范围跨经营区交易，9月与湖北达成233万千瓦时交易，首次实现与华中地区跨区域绿电交易[2] 新型电力系统支撑 - 跨区域绿电交易规模扩大依赖新型电力系统支撑，国家在内蒙古布局多条特高压输电通道，能以极高效率和极低损耗远距离输送电力[2] - 智能电网和储能技术的发展增强了电网对波动性风光电的消纳能力，为跨区域绿电外送提供强大的系统调度能力[2]

全国统一电力市场建设进展 - 内蒙古清洁电力通过纯市场化交易实现首次送达海南，交易电量为833.5万千瓦时，输送距离达3000公里 [1] - 此次交易由北京和广州电力交易中心共同组织，利用跨区跨省输电通道，是内蒙古电网与海南电网间的跨经营区新能源交易 [1] - 交易模式区别于优先计划送电，标志着全国范围内电力优化配置通过市场化方式实现 [1] 跨区域绿电交易的驱动力与基础支撑 - 内蒙古新能源装机规模超1.5亿千瓦，拥有大量富余绿电可供外送，而海南在"十一"假期用电高峰期存在电力缺口，形成供需匹配 [1] - 国家在内蒙古布局多条特高压输电通道，作为电力输送的"超级高速公路"，实现高效低损耗远距离输电 [2] - 智能电网和储能技术的发展增强了电网对波动性风光电的消纳能力，为跨区域绿电外送提供强大系统调度能力 [2] 内蒙古绿电交易成果与市场拓展 - 内蒙古电网外送绿电已覆盖华北、华东、华中、华南四大区域，标志着其多边交易全面融入全国统一电力市场 [2] - 截至目前，内蒙古电网已与10个省市建立跨省跨区中长期交易机制，今年已完成跨省跨区新能源交易总量7.05亿千瓦时 [2] - 今年以来取得多项突破，包括5月首笔蒙西送华北绿电交易，6月实现多通道大范围跨经营区交易，9月与湖北达成233万千瓦时交易，首次实现与华中地区跨区域绿电交易 [2] 未来发展方向 - 作为国家重要能源基地，内蒙古将继续优化绿电外送交易机制，主动开展省间合作，加强省间余缺互济 [3] - 此举旨在落实国家"双碳"战略，构建"全国电力一盘棋"格局 [3]