电力现货市场建设政策指引 - 国家发改委和国家能源局发布《电力现货连续运行地区市场建设指引》 标志着电力市场建设进入常态化、规范化新阶段 为南方区域和全国其他地区电力市场建设提供方向指引 [1] - 政策文件为全国首个指导电力现货市场连续运行地区电力市场建设工作的政策文件 根据新形势、新要求将动态修订 以加快建设全国统一电力市场体系 [1] 电力市场建设进展 - 山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北和浙江七个现货市场已转入正式运行 南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行 [1] - 年底前其余省（区、市）现货市场将陆续转入连续结算试运行 现货市场将基本实现全覆盖 [1] 市场机制优化与创新 - 《指引》优化现货市场交易机制 支持新能源全面入市 鼓励虚拟电厂、智能微电网、储能等新型主体和用电侧主体"报量报价"参与竞争 [2] - 明确辅助服务电力市场建设目标 鼓励各地结合现货市场建设进程按需选择辅助服务交易品种和各品种开展次序 [2] - 设计容量评估机制 鼓励建立容量补偿机制 以市场化手段保障系统容量长期充裕 [2] 市场体系功能定位 - 《指引》明确电能量、辅助服务、容量补偿三大功能定位 完善交易品种设置 理顺时序、价格、结算等方面的衔接关系 [3] - 政策有助于发挥容量机制保障充裕性、现货市场价格"指南针"、辅助服务市场稳定调节器作用 为电力市场品种一体化设计提供科学指导 [3] 市场环境与监管创新 - 《指引》强调维护公平竞争市场秩序 打破地方保护和省间壁垒 常态化整治不当干预电力市场行为 [3] - 建议遏制不当市场干预行为 促进省内省外电源公平竞争 扩大市场优化配置电力资源的作用 [3] - 提出通过大数据、人工智能等技术追踪电力市场资金流和信息流 智能识别潜在市场操纵风险 提升监管效能 [3]

电力现货市场建设指引核心内容 - 推动各类交易品种一体化设计 包括中长期 现货 辅助服务 容量等交易品种一体化设计 完善中长期交易机制 增加辅助服务交易品种 研究建立可靠容量补偿机制 [1] - 推动各类经营主体同台竞争 坚持技术中立原则 适应新能源全面入市要求 优化日前市场交易组织 通过用户侧主体和新型经营主体报量报价参与现货市场 支持具备灵活调节能力的主体参与辅助服务市场 [1] - 完善市场干预与处置机制 建立电力市场力监测与管控机制 细化市场力的监测要素 监测指标 管控措施等内容 [2] 后续工作安排 - 国家发展改革委 国家能源局将做好指引宣传解读工作 指导电力现货市场连续运行地区有关部门 能源监管机构持续推进电力市场建设 [2] - 密切关注电力现货连续运行各地区电力市场建设情况 根据新形势 新要求动态修订指引 不断健全和完善电力市场相关政策 加快建设全国统一电力市场体系 [2]

电力体制改革成效 - 市场化交易电量从2016年1万亿千瓦时增长至2024年6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重达63% [3] - 跨省跨区市场化交易电量2024年达1.4万亿千瓦时，较2016年增长超10倍 [3] - 绿证交易量2024年达4.46亿个，同比增长364%，绿电交易规模突破2300亿千瓦时，同比增长235.2% [3] - 新能源市场化消纳比例超50%，利用率维持在95%以上 [3] - 电力市场经营主体数量从2016年4.2万家增至2025年97万家，增长超20倍 [5] 市场体系建设进展 - 形成跨省跨区市场、省市场覆盖中长期/现货/辅助服务的统一市场体系 [4] - 山西/广东/山东/甘肃/蒙西/湖北/浙江七省电力现货市场转入正式运行 [4] - 建立"1+6"基础规则体系，包含电力市场运行基本规则及六大配套规则 [5] - 辅助服务市场实现与电力现货市场有机融合，涵盖调频/调峰/备用/爬坡等品种 [4] 市场主体多元化 - 除居民农业用户外全部工商业用户进入市场，实现"按需用电"向"按价用电"转变 [5] - 新型经营主体超4000家，包括分布式电源/新型储能/虚拟电厂等新业态 [5] - 售电公司提供多样化售电套餐和增值服务，连接发电企业与用户需求 [5] - 发电侧实现燃气/核电/水电同台竞价，优化发电行为 [5] 改革面临挑战 - 现有市场理论体系需完善，需建立体现电能量/灵活调节/安全充裕/绿色环境多维价值的机制 [6] - 为满足短时尖峰需求建设的发输电资源导致低谷时段容量冗余，影响利用效率 [6] - 需求侧市场未全面开放，分时价格信号作用不充分，零售与批发市场价格传导机制不健全 [6] 深化改革方向 - 采用"电力限价为辅、电量限价为主"模式，短周期允许分时价格波动，长周期按度电成本调控收益 [8] - 创新新能源差价合约机制，市场价低于合约下限时用户平摊补足，高于上限时超额收益返还用户 [9] - 推动新能源以长期边际成本参与现货市场，放宽市场限价以体现分时价格波动性 [10] - 加快容量市场建设，完善价格形成机制并做好成本向用户侧传导分摊 [11] 电网成本机制优化 - 构建输配电成本显性化分摊机制，按时间稀缺性和空间距离差异化分摊成本 [12] - 基于各时段资产利用率制定分时电价，引导用户削峰填谷并激励储能发展 [13] - 改变当前平均分摊模式，避免资源错配和投资低效问题 [12]

能源供应与消费 - 能源消费增量在"十四五"前四年达到"十三五"五年增量的1.5倍 预计五年新增用电量超过欧盟年度用电量 [2] - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时 占全球三分之一 能源生产总量折合约50亿吨标准煤 占比超全球五分之一 [2] - 终端用能电能比重达30%左右 能源投资年破万亿元 [1] 可再生能源发展 - 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [2] - 风电光伏年度新增装机连续突破1亿 2亿 3亿千瓦关口 [2] - 风光发电装机由2020年5.3亿千瓦增至2024年7月底16.8亿千瓦 年均增速28% 占"十四五"新增电力装机80% [5] 绿色低碳转型 - 非化石能源消费占比每年增加1个百分点 预计超额完成"十四五"20%目标 去年已达19.8% [3] - 煤炭消费占比每年减少1个百分点 [3] - 全社会用电量中每3度电有1度绿电 [2] - "十四五"期间出口风电光伏产品累计为其他国家减少碳排放约41亿吨 [3] 电力市场建设 - 加快构建全国统一电力市场体系 完善与新能源发电特性相适应的市场机制 [6] - 市场交易包含省内和省间交易 年度 月度和日内实时交易 以及电能量与辅助服务品种 [6] - 今年实现跨电网经营区常态化交易 [6] 新能源消纳与利用 - 新能源消纳需要发电侧 电网 用户和储能多环节整体互动 [6] - 积极拓展非电利用途径 包括风光电制绿氢规模化应用及绿色甲醇 绿色航煤等延伸领域 [7] - 绿色甲醇碳减排成本为每吨二氧化碳100美元以上 可持续航油达200-300美元 [8] 未来目标与挑战 - "十五五"期间非化石能源消费比重预期达25% [4] - 完成2030年NDC目标需要"十五五"期间碳排放强度下降23%以上 [4] - 企业需部署低成本减排技术 准备达峰后碳中和路径 [4]

能源生产与自主保障 - 能源生产总量占全球超20%并构建全球最大可再生能源体系及电动汽车充电网络[1] - 能源自给率保持在80%以上且消费增量90%以上由国内自主保障[2] - 新能源发电量增量占全国新增发电量近50%[2] 能源系统运行能力 - 建立完备能源产供储销体系和保供稳价机制并加快形成油气"全国一张网"[2] - 布局建设4个区域电力应急基地包括川渝藏、南方、华北、华东[2] - 能源电力系统长期稳定运行且未发生全国性大面积停电事故[2] 新能源发展特征 - 风光装机从2020年5.3亿千瓦增至2024年7月16.8亿千瓦且年均增速28%[3] - 风光发电量占比从2020年9.7%提升至2024年18.6%且上半年达1.15万亿千瓦时[3] - "沙戈荒"新增装机超1.3亿千瓦且海上风电新增装机超3500万千瓦[3] 全球新能源地位 - 风电装机连续15年全球第一且光伏装机连续10年全球第一[3] - 2024年风光合计装机占全球47%且新增装机占全球63%[3] - 新能源专利数占全球40%以上且光伏转换效率及海上风电容量刷新世界纪录[1] 电力市场建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至"十四五"23.8万亿千瓦时[5] - 市场交易电量占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续4年超60%[5] - 构建"1+6"基础规则体系并实现市场规则全国统一[5]

能源安全保障 - 能源自给率保持在80%以上 有效保障14亿多人的能源安全 [3][4] - 能源消费增量90%以上由国内自主保障 新能源发电量增量占全国新增发电量近50% [5] - 建成完备能源产供储销体系和保供稳价机制 未发生全国性大面积停电事故 [5] 新能源发展 - 风光发电装机从2020年5.3亿千瓦增至2024年7月16.8亿千瓦 年均增速28% [6] - 风光发电量占比从2020年9.7%提升至2024年18.6% 上半年达1.15万亿千瓦时占用电量近四分之一 [6] - 风电装机连续15年全球第一 光伏装机连续10年全球第一 总装机占全球47% 新增装机占全球63% [6] 电力市场建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至23.8万亿千瓦时 实现翻倍增长 [7] - 市场交易电量占比从2020年40%提升至连续4年稳定在60%以上 [7] - 构建"1+6"基础规则体系 形成省内省间交易、年度实时交易等多维度市场架构 [7] 基础设施与创新 - 建成全球最大可再生能源体系和电动汽车充电网络 [3] - "沙戈荒"地区新增新能源装机超1.3亿千瓦 海上风电新增装机超3500万千瓦 [6] - 新能源专利数占全球超40% 光伏转换效率和海上风电单机容量持续刷新世界纪录 [3]

中国电力领域领先优势 - 中国7月单月用电量超过1万亿千瓦时 刺激全球主要经济体 [1] - 中国拥有全球第一的可再生能源装机规模 [1] - 中国建成全球规模最大的特高压电网系统 [1] - 中国已建成全国统一电力市场体系 形成独有优势 [1] - 其他国家基本无法复制中国电力系统建设模式 [1] 核电领域竞争态势 - 部分国家通过核电建设挑战中国电力领先地位 [1] - 韩国和印度在核电领域表现最为积极 [1] - 美国 法国 日本核电发展遭遇挫折 [3] - 韩国核电产业获得显著发展机遇 [3]

能源供应与韧性提升 - 能源消费增量达"十三五"五年增量的1.5倍 预计五年新增用电量超欧盟年度用电量[3] - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时（占全球1/3） 能源生产总量折合50亿吨标准煤（占全球超1/5）[3] - 东部地区40%用能来自"西电东送""西气东输""北煤南运"等跨区域配置[3] 绿色低碳转型进展 - 建成全球最大可再生能源体系 全社会用电量中每3度电有1度绿电[3] - 非化石能源发电量占比提高5个百分点以上 上半年风光发电增量超过全社会用电量增量[9] - 全球半数以上新能源汽车行驶在中国 充电基础设施达1669.6万个（为"十三五"末10倍）[10][11] 电力市场体系建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至23.8万亿千瓦时 每3度电中2度通过市场交易形成[7] - 实现跨电网经营区常态化交易 售电公司可"一地注册、全国共享"[7] - 民营企业在光伏设备制造占比绝大多数 风电整机制造占比超60% 核心项目参股比例达20%[4] 新兴产业用电需求 - 2024年新能源整车制造用电量同比增长34.3% 互联网及相关服务用电量增20.5%[9] - 1-7月电动汽车充换电服务用电量同比增长超40%[9] - 正推动绿电与算力深度融合 通过绿证交易和直连方式提升数据中心绿电使用[11]

全国统一电力市场建设进展 - 全国统一电力市场体系在"十四五"期间取得实质性跨越和突破性进展 [1] - 跨电网经营区实现常态化交易 促进区域间电力资源优化配置 [1] - 市场规则基本完备 售电公司可"一地注册、全国共享"运营模式显著降低经营成本 [1] 电力市场规模与结构变化 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至23.8万亿千瓦时 实现翻倍增长 [3] - 市场交易电量占比从2020年40%提升至连续四年稳定在60%以上 [3] - 当前每3度电中约有2度电通过市场交易方式形成 [3]

能源市场化改革进展 - 能源价格形成机制加快完善 煤电和新能源全面进入发电侧市场 除居民和农业用电外用户侧定价完全市场化 大部分电量价格通过市场竞争形成[1] - 建成多层次多品类多功能全国统一电力市场体系 中长期和辅助服务市场交易全覆盖 现货市场在7个地区及省间建成运行 南方区域电力市场实现连续运行 建成全球最大电力超市[1] - 跨电网经营区交易机制初步建立 电力资源在全国范围内实现更顺畅自由流动[1] 能源产业生态创新 - 国家能源局出台政策推动新型经营主体 虚拟电厂 绿电直连和民营经济发展 各地拓展应用场景提升新型电力系统韧性和安全水平[2] - 虚拟电厂总规模超3500万千瓦 相当于1.5个三峡电站装机容量[2] - 新型储能总规模约9500万千瓦 较"十三五"末增长约30倍 占全球总装机比重超过40% 技术路线百花齐放且水平国际领先[2]