2024年中国电力市场核心观点 - 全国统一电力市场体系初步建立，多层次多品类多功能多主体架构形成[4] - 电力市场化交易电量达6.18万亿千瓦时，占全社会用电量62.7%[20] - 新能源装机容量达14.07亿千瓦，风光新增发电量占总新增58.1%[9][12] - 绿电交易量同比增长235.2%至2336亿千瓦时，绿证交易量增长364%[77][78] - 省间现货市场正式运行，全年成交电量376亿千瓦时[43][45] 电力供需情况 - 全国发电装机容量33.49亿千瓦，新增4.29亿千瓦[9] - 风光发电装机同比增长33.9%，累计达14.07亿千瓦[9] - 全国发电量10.09万亿千瓦时，风光发电量1.83万亿千瓦时[11][12] - 全社会用电量9.85万亿千瓦时，2016-2024年均增速6.6%[13][16] 经营主体情况 - 电力市场经营主体81.6万家，同比增长8.9%[17] - 发电企业3.5万家，电力用户77.7万家，售电公司4409家[17] - 燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分燃气/核电/水电参与市场[17] - 工商业用户除居民农业外全部进入市场[17] 交易量价情况 总体水平 - 市场化交易电量6.18万亿千瓦时，连续三年超60%全社会用电量[20] - 新能源交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量52.3%[20] - 单月交易峰值6035亿千瓦时(7月)，谷值4161亿千瓦时(2月)[21] 区域分布 - 国家电网区交易电量4.72万亿千瓦时，省间交易1.17万亿千瓦时[21] - 南方电网区交易电量1.14万亿千瓦时，省间交易0.26万亿千瓦时[21] - 蒙西电网交易电量0.32万亿千瓦时[21] 价格表现 - 中长期交易均价较煤电基准价平均高出4.7%[33] - 现货市场均价：山西0.314元/千瓦时，广东0.347元/千瓦时[33] - 电网代理购电均价0.426元/千瓦时，区域价差0.250-0.505元/千瓦时[40] 市场建设进展 跨省跨区市场 - 省间现货市场覆盖国家电网和蒙西电网经营区[43] - 南方区域市场完成53天结算试运行，日前出清均价0.315元/千瓦时[47][49] - 长三角市场启动省市互济机制，最大互济电力1041万千瓦[52][53] 省内市场 - 4省现货市场正式运行(山西/广东/山东/甘肃)[54] - 4省开展连续结算试运行(蒙西/湖北/浙江/福建)[54] - 9省完成整月以上结算试运行[54] 辅助服务市场 - 全国辅助服务费用402.5亿元，用户侧分摊占比2.8%[68] - 调峰/调频/备用费用分别为330.4/68.9/2.9亿元[70] - 南方区域调频市场年出清均价11.23元/兆瓦[65] 绿色电力发展 - 绿证交易4.46亿个，跨省交易占比92.32%[77] - 内蒙古出售绿证8041万个，浙江购买7622万个[77][79] - 蒙西绿电交易规模最大(757亿千瓦时)，冀北/辽宁次之[78][82] - 巴斯夫等跨国企业签署长期绿电采购协议[81][83] 新型主体发展 - 售电公司2613家，代理用户65.35万户[88][91] - 新型储能参与现货和辅助服务市场，甘肃储能利用率1146小时[95] - 虚拟电厂等新型主体平等参与市场[94] 2025年建设重点 - 形成"1+6"基础规则体系，推动辅助服务/计量结算规则出台[104] - 实现现货市场全覆盖，南方区域转入连续结算试运行[104] - 推动新能源电量全面入市，完善辅助服务价格机制[105] - 建立电力市场评价制度，加强数字化监管[105]

用电负荷与能源保供形势 - 业内预计今年迎峰度夏期间全国最高用电负荷同比增加约1亿千瓦时[1] - 用电负荷快速增长受高温天气和经济增长双重影响[1] - 中央企业是能源保供主力军 国务院国资委要求央企带头做好保供工作[1] - 多家央企从保障电煤库存 强化产运储销衔接 加强气源协调 提升新能源消纳能力等多方面落实保供[1] 火电与新能源发展 - 火电是电力供应重要"压舱石" 国家能源集团江苏常州公司二期扩建工程机组投入商业运营 应用28项创新技术[2] - 国家能源集团6月以来发电量1523 9亿千瓦时 同比增长3 3% 自产煤7426 2万吨 同比增长1 7%[2] - 截至5月底风电 光伏发电装机规模分别达5 7亿 10 8亿千瓦 占全部装机比重45 7% 已超火电比重[2] - 大规模新能源高水平消纳成为建设新型能源体系关键[2] 清洁能源与核电运营 - 2025年上半年中广核在运清洁能源项目累计上网电量约1861亿千瓦时 其中核电1133 6亿千瓦时 境内新能源500亿千瓦时 境外新能源227 4亿千瓦时[3] - 中广核旗下核电 新能源场站加大巡检力度 确保设备安全稳定运行[3] - 三峡集团梯级电站水库消落任务按期完成 设备设施可调可用率100%[3] 电力市场建设与跨区交易 - 哈密-重庆±800千伏特高压直流输电工程投运以来累计外送电量超10亿千瓦时 可满足重庆全市家庭约42 9天用电需求[4] - "疆电入渝"工程年底全部机组投产后 超360亿千瓦时清洁电能将注入重庆电网 相当于重庆全年用电量五分之一[7] - 我国规模最大跨经营区市场化电力交易落地 7月1日至9月15日超20亿千瓦时电能通过闽粤联网工程送电[7] - 广东送福建电量8 92亿千瓦时 云南 广西分别送华东电量6 26亿千瓦时 首次实现闽粤联网工程全时段满功率送电[7] - 国家电网与南方电网通过江城直流 闽粤联网工程进行电力互济 11个省份参与跨经营区电力交易[8]

全国统一电力市场建设 - 国家发展改革委发布《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，推动国网与南网间"软联通"，填补跨电网交易制度空白[2][3] - 方案明确2025年实现常规电能量市场化交易方式增多、交易周期缩短，2026-2029年推动电力资源全国自由流动，2030-2035年全面实现"两网"交易融合开市[7][8][9] - 方案设计跨电网交易业务流程，涵盖中长期、现货、绿电等交易类型，并明确安全校核、平台互联互通等原则[2][9] 售电行业格局变化 - 头部售电公司可依托全国业务布局开展跨区域交易，中小售电公司若1-2年内未完成系统升级将被迫转型为区域零售商或服务商[4][20] - "一地注册、全国共享"机制解决重复注册问题，此前售电公司需在各省单独注册，催生资质代办（5万-15万元）和倒卖（13万元）现象[15][16][18][19] - 政策推动下，具备交易能力的售电公司可跨经营区拓展业务，如南网模式先进企业进入国网区域[19][20] 电力交易机制革新 - 交易品种从本网中长期合约（一年以上）扩展至跨经营区双边协商、挂牌、集中竞价等多种方式[23][24] - 现货交易从年度/月度为主过渡至"工作日连续开市"，要求售电公司提升日内报价、算法交易和实时风控能力[25][26] - 市场呈现"蛋糕更大、玩家更多、节奏更快、规则更复杂"特征，盈利点增加但对企业综合能力要求提高[1][22][26] 配套政策推进 - 2024年已发布多份文件加速电力市场建设，包括电力现货市场时间表、虚拟电厂主体地位确认、新能源上网电价市场化等[6] - 电力规划设计总院指出方案破解了电网经营区市场分割的体制性障碍，清华大学专家认为其提升电力资源配置效率和清洁转型进程[9] - 国家发改委下一步将完善市场体系设计，破除机制障碍以扩大跨电网交易优化资源配置的作用[10]

全国统一电力市场建设 - 国家电网与南方电网两大经营区电力中长期市场按月开市的首笔交易成功实施，200万千瓦电力负荷通过云霄直流输电系统从南方电网输送至国家电网华东区域 [1] - 7月1日国家发展改革委、国家能源局联合批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，标志着两大电网经营区市场界限被实质性突破 [1][3] - 这是全国统一电力市场建设的标志性成果，承载能源转型与市场改革双重使命 [1] 市场分割现状与突破 - 国家电网覆盖26个省区供电面积占88%，南方电网负责五省区运营，形成物理连接但市场隔离的格局 [3] - 跨区电力流动受阻：南方水电消纳困难时无法高效输送至国网区域，北方新能源富余时难支援南方用电高峰 [3] - 3月首次跨经营区绿电交易通过闽粤联网工程输送5270万千瓦时绿电入沪，6月多通道跨区交易成交3400万千瓦时风光电入粤 [4][5] 交易机制创新 - 方案分三阶段实施：近期依托江城直流和闽粤联网打造示范，中期完善用户侧参与和现货机制，远期推动两网交易制度全面融合 [6] - 将交易场景划分为大型直流配套送电、联网互济和相邻省区灵活转供三类，差异化制定规则 [7] - 闽粤联网工程成本分摊机制中非属地主体输电费暂按2.56分/千瓦时收取，50%冲抵两省容量电费 [7] 安全与效率平衡 - "取小原则"成为制度衔接关键：两网调度中心联合以较小值确定交易电量和结算基准，强化安全优先 [8] - 该原则能防范绿证错配风险，提升绿证在全国市场的权威性和认可度 [8] 市场影响与资源配置 - 跨网交易从临时调剂升级为常态化机制，激活全国市场活力 [10] - 西南水电和西北风光资源将构建直达大湾区的消纳通道，缓解"三弃"问题 [10] - 火电水电企业可获得跨区价差收益，售电公司可代理用户参与全国交易，用户购电选择权和议价能力增强 [10] - 方案为多年期绿电交易跨区落地铺设制度轨道，有助于稳定价格预期和促进西部资源转化 [11] 基础设施规划 - 国家将规划建设更多跨电网经营区输电通道，提升电力互济能力并为高比例可再生能源发展创造条件 [12]

全国统一电力市场建设 - 《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》正式落地，标志着全国统一电力市场建设打通"最后一公里"，实现国家电网与南方电网的跨电网经营区交易常态化[2] - 全国市场化交易电量从2016年1.1万亿千瓦时增长至2024年6.2万亿千瓦时，占比从17%提升至63%，跨省跨区市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，较2016年增长10余倍[3] - 电力交易突破以省为主体的独立市场运营模式，仅需衔接国家电网与南方电网的"临门一脚"[3] 跨电网经营区交易机制创新 - 机制解决国家电网与南方电网因规则差异、系统特性不同形成的天然壁垒，将政府协议调度转为市场化操作[4] - 通过"闽粤联网""江城直流"等"电力高速公路"实现电网"硬联通"，新机制实现市场"软联通"，促进电力资源全国高效配置[5] - 北京电力交易中心与广州电力交易中心联合组织交易，不收取交易费，电价随行就市[5] "一地注册、全国共享"模式 - 市场主体在一个地方注册后可在两网经营区内灵活开展交易，破除跨区交易制度性和技术性障碍[6][8] - 蒙西电网用户可通过该机制与南方电网经营区交易，打破信息孤岛和壁垒[8] - 相当于搭建覆盖全国的"网上电力超市"，实现电力资源在全国统一大市场自由流动[8] 绿电跨网交易进展 - 2024年新能源发电装机达14.5亿千瓦首次超过火电，绿证绿电交易电量4460亿千瓦时同比增长364%[9] - 跨电网绿电交易可解决东西部时差带来的消纳潜力，如新疆光伏与广东晚高峰的互补[9] - 2024年3月完成全国首笔跨经营区绿电交易，广西、云南绿电连续22天送上海，7-9月计划互济超20亿度电[10] 未来发展规划 - 2025年迎峰度夏期间依托新机制优化电力资源配置，年底前统一规则实现常态化开市[10] - 未来将缩短交易周期、提高频次，逐步实现工作日连续开市，现货交易日前日内连续开展[11] - 远期推动两网统一市场规则、交易品种和时序，实现经营区内与跨区间交易融合开市[11]

电力市场制度性突破 - 国家电网与南方电网首次实现跨经营区常态化电力交易 200万千瓦电力负荷通过云霄直流输电系统从南方电网输送至华东区域 [1] - 国家发展改革委、国家能源局联合批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》 标志着两大电网经营区市场界限被实质性突破 [1] - 该方案是建设全国统一电力市场的标志性成果 承载能源转型与市场改革双重使命 [1] 电网运营格局变革 - 国家电网覆盖26个省区供电面积占国土88%以上 南方电网负责广东等五省区运营 形成历史性区域划分 [2] - 原有格局导致物理连接下的"市场隔离" 跨区电力资源调配效率低下 新能源消纳受阻 [2] - 建设全国统一电力市场需突破两网经营区界限 构建全国电力资源配置"大循环"格局 [2] 跨区交易实践进展 - 3月完成首笔跨经营区绿电交易 桂滇5270万千瓦时绿电经闽粤联网工程输送至上海 [3] - 6月实现多通道跨区绿电交易 甘青蒙等地3400万千瓦时风光新能源通过多条通道送入广东 [3] - 交易机制从单通道扩展至多通道 释放市场竞争活力 提升能源利用效率与经济性 [3] 方案实施路径设计 - 近期依托江城直流和闽粤联网打造示范 中期完善用户侧参与及现货机制 远期推动两网交易制度全面融合 [5] - 方案系统性构建交易品种、安全校核、结算规则等制度框架 破除电网间资源配置壁垒 [5] - 将中长期交易划分为直流配套送电、联网互济和相邻省区转供三类 制定差异化组织规则 [6] 关键制度创新 - 闽粤联网工程成本分摊机制明确非属地主体输电费暂按2.56分/千瓦时收取 50%冲抵两省容量电费 [6] - "取小原则"在安全校核与结算环节实施 确保交易电量不超过通道送电极限 提升系统安全性 [7] - 该原则可防范绿证错配风险 增强绿证在全国市场的权威性和影响力 [7] 市场影响与价值 - 跨网交易从临时调剂升级为常态化运作 促进全国范围内电力资源高效流动 [8] - 西南水电与西北风光资源将构建直达大湾区的消纳通道 缓解"弃水弃风弃光"问题 [8] - 火电水电获得跨区价格回报机会 售电公司可捕捉跨区价差 用户侧增强购电选择权 [9] 绿色能源发展前景 - 方案为多年期绿电交易跨区落地铺设制度轨道 满足用户长期稳定绿电需求 [9] - 未来将规划建设更多跨网输电通道 提升可再生能源消纳能力 加速能源低碳转型 [10] - 跨区交易机制重塑中国能源经济版图 推动构建清洁低碳现代能源体系 [10]

电力市场化改革 - 国家发展改革委、国家能源局印发文件提出国家电网公司、南方电网公司要在2024年底前统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨电网交易常态化开市[1] - 2024年电力市场化交易电量突破6万亿千瓦时，占比达63%，实现从"计划电"到"市场电"的重大转型[2] - 跨电网常态化交易机制将建立覆盖全国的"网上电力商城"，实现电力资源在全国统一大市场上自由流动[5] 跨电网电力交易机制 - 北京电力交易中心和广州电力交易中心将分别收集国家电网、南方电网经营区内的跨电网交易需求，实现供需精准匹配[5] - 经营主体可实现"一地注册、全国共享"，无需重复注册即可在两网经营区内灵活开展交易业务[5] - 7月至9月南方送华东电力互济交易达成20亿千瓦时电能输送，为全国规模最大的一次跨经营区市场化电力交易[6] 电力基础设施建设 - 新疆和田地区民丰县环塔里木盆地750千伏输变电工程全线贯通，线路总长4197公里，预计2024年11月投入运行[3] - 南方电网贵州安顺供电局提前开展输电线路巡检消缺工作，确保电网安全运行和电力可靠供应[3] 电力保供措施 - 跨电网经营区常态化电力交易机制将在2025年迎峰度夏期间实现电力资源优化配置，支撑电力保供[4] - 江苏、安徽、山东、河南、湖北等地电网负荷创历史新高，跨省跨区电力互济成为全国电力保供重要措施[7] - 方案提出近期实现跨电网经营区交易常态化开市，中期提高交易频次，远期推动两网统一市场规则[7]

全国统一电力市场建设 - 我国将建立跨电网经营区常态化电力交易机制 加速全国统一电力市场建设 [1] - 新机制打破国家电网和南方电网之间的规则差异与技术壁垒 明确跨电网经营区中长期、绿电、现货等交易规则 [3] - 跨电网交易不收取交易费 电价水平随行就市 不会出现大幅波动 [4] 电力交易机制变革 - 跨区电力支援从计划指令或应急行为转变为市场化日常操作 增强电网应对区域性、季节性电力短缺的能力 [5] - 北京电力交易中心、广州电力交易中心、国家电力调度中心、南网总调联合组织开展常态化电力交易 [4] - 短期内依托闽粤联网工程开展跨经营区电力交易 中长期将逐步扩大交易范围 [10][16] 绿电交易发展 - 新机制将绿色电力作为重要组成部分 单个可再生能源发电项目作为绿电交易基本单元 [8] - 用户侧可跨区采购绿电 绿色电力证书实现"一地核发、全网互认" 保障绿电交易的"纯绿"属性 [8][10] - 3月份通过闽粤联网工程完成全国首笔跨经营区绿电交易 连续22天将广西、云南绿电送至上海 [12] 跨区电力输送实践 - 7月1日至9月15日通过闽粤联网工程及相关通道每天输送电量支援华东迎峰度夏 [14] - 预计广东送福建总电量为8.92亿度 云南、广西分别送出6.26亿度电 [14] - 闽粤联网工程是连接福建、广东两省的电力大动脉 横跨国家电网和南方电网经营区 [12]

全国统一电力市场建设 - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，要求国家电网、南方电网在2023年底前统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨电网交易常态化开市 [1] - 此举是建设全国统一电力市场的标志性举措，旨在打破电力市场分割，优化全国范围内的电力资源配置 [1] - 此前国网和南网电力市场互不联通，电力互济主要依赖政府间协议和应急调度，频次少、规模小、灵活性差 [1] 跨电网交易机制的意义 - 新机制被比喻为覆盖全国的"网上电力商城"，使两大电网电力资源在统一规则下流动，实现余缺互济，提高资源利用效率 [2] - 高比例新能源接入增加了系统随机性和波动性，跨电网交易有助于促进富余新能源消纳和保障电力安全稳定供应 [1] - 国网和南网的市场分割曾是建设全国统一电力市场的关键堵点 [1] 交易实施进展 - 广州电力交易中心与北京电力交易中心联合组织了南方送华东7至9月电力互济交易，规模达20亿千瓦时，为全国最大跨经营区市场化电力交易 [2] - 交易通过闽粤联网工程及相关联络通道，向上海、浙江、安徽、福建输送电能，支持迎峰度夏电力供应保障 [2] 未来工作目标 - 方案提出跨电网经营区交易的近期、中期和远期目标 [2] - 2023年将在年度、月度、月内、现货等交易周期实现跨电网交易常态化开市 [2] - 将组织多方向绿电交易，满足长三角、大湾区等重点地区绿电消费需求，并探索多年期绿电交易签约 [2] 技术配套措施 - 要求国家电网和南方电网持续完善跨电网交易规则 [3] - 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]

政策背景与核心目标 - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，要求国家电网公司、南方电网公司在年底前统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨电网交易常态化开市[1] - 该政策是建设全国统一电力市场的标志性举措，旨在打破电力市场分割，在全国范围内优化电力资源配置[1] - 此前国家电网、南方电网在各自经营区内形成较为完整的电力市场，但两网间缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要依靠政府间协议和应急调度，频次少、规模小、灵活性差[1] 政策实施细节 - 广州电力交易中心与北京电力交易中心联合组织达成南方送华东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[2] - 自7月1日至9月15日，超20亿千瓦时来自广东、广西、云南的电能将通过闽粤联网工程及相关联络通道输送至上海、浙江、安徽、福建[2] - 方案提出跨电网经营区交易近期、中期和远期工作目标，今年将在年度、月度、月内、现货等交易周期实现跨电网经营区交易常态化开市[2] 行业影响与意义 - 跨电网经营区常态化电力交易机制被比喻为覆盖全国的"网上电力商城"，使两大经营区电力资源在统一规则下顺畅流动，实现余缺互济[2] - 该机制将释放市场竞争活力，提高资源利用效率，支持度夏期间电力保供，组织多方向绿电交易，满足长三角、大湾区等重点地区绿电消费需求[2] - 随着新型电力系统建设推进，高比例新能源接入增加系统随机性和波动性，需要依靠大电网在全国范围内促进富余新能源消纳和保障电力安全稳定供应[1]