制度背景与意义 - 填补电力市场"1+6"基础规则体系空白 为全国统一电力市场计量结算提供关键制度保障 [3] - 解决电力市场计量结算领域标准不统一问题 实现从交易申报到电费结算的全流程标准化 [4] - 改变各地碎片化交易模式 全国电力交易规模持续增长 2024年6月实现超20亿千瓦时跨电网经营区市场化电力交易 [5] 结算规则创新 - 首次明确清分计算与电费结算以自然月为周期开展 统一现货市场/辅助服务/零售市场的结算原则 [6] - 全面规范结算准备环节 要求建立标准统一的数据交互平台打通发输配用及交易调度数据流 [6] - 实现中长期与现货/批发与零售/电能量与辅助服务市场的结算协同 适应高比例新能源系统需求 [6] 电费结算机制 - 清晰界定经营主体与电网企业双向义务 明确账户提供与按时支付责任 [8] - 全流程标准化管控结算时序 从数据准备到电费支付时间均作规范 [8] - 要求不设不平衡资金池 独立记录结算项目 确保电费资金专项使用 [8] 预期市场影响 - 打破地域技术壁垒 全面约束市场分割行为 [9] - 提升计量结算数据标准性 打破地域数据孤岛 [9] - 显著降低交易成本 促进资源更大范围流通 [9] - 结算工作前移 深度融入合同管理/交易申报/调度执行等环节 [9] 战略定位 - 作为深化电力体制改革里程碑 为电力资源全国自由流动铺平道路 [10] - 推动全国统一电力市场理念深入人心 需技术/人才/监管协同保障 [10] - 加速构建高效竞争全国统一电力市场体系 支撑能源转型与高质量发展 [10]

电力市场计量结算基本规则 核心观点 - 国家发改委和能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，旨在深化电力体制改革并维护市场秩序[3][4] - 规则明确了计量结算的定义、适用范围、基本原则及各方权责，构建了全国统一电力市场的标准化结算体系[5][6][7][8][9] 基本概念 - 计量：对市场主体的电能量、功率等数据进行测量记录，为结算提供依据[5] - 结算：包括形成结算依据（由交易机构提供）和电费结算（由电网企业执行）[6][7] 适用范围与原则 - 适用于各类电力市场，遵循依法依规、公平公正原则[8][9] - 结算周期以自然月为主，现货市场连续运行地区实行"日清月结"[10][11] 计量结算单位 - 电量单位：兆瓦时（保留三位小数）或千瓦时（保留整数）[13] - 电费单位：元（保留两位小数）[13] - 电价单位：元/兆瓦时（保留三位小数）或元/千瓦时（保留六位小数）[13] 市场主体权责 - 市场主体权利：参与交易、签订合同、查询信息、提交担保等[12] - 电力交易机构职责：汇总结算数据、编制结算依据、管理信息系统等[14][15] - 电网企业职责：提供基础数据、执行电费结算、维护信息系统等[16][17] 计量管理 - 计量装置由电网企业安装，计量检测机构校核，位于产权分界点[18] - 数据采集要求：现货市场地区每日提供省间通道及发电企业日前数据，非现货市场地区按月提供[18] 结算流程 - 结算准备：收集市场主体档案、交易合同、出清数据等，遵循数据刚性原则[21][22] - 结算依据发布：每月第5日前发布核对版，第8日前发布正式版[23] - 电费结算：每月第10日前发行账单，发电企业5日内开票，电网5日内付款[24] 争议与监管 - 争议解决：通过市场管理委员会调解或司法途径处理[26][27] - 监管依据：《电力监管条例》和《电力市场监管办法》相关条款[27] 实施时间 - 规则自2025年10月1日起施行[27]

全国统一电力市场体系构建 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着"1+6"基础规则体系初步构建完成，涵盖电力市场各品种各环节 [2] - 电力市场化改革实现从区域分散探索向全国统一规范运行的历史性跨越，统一了电力市场"度量衡" [2] - 规则体系包括《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑 [2] 政策背景与十年探索 - 党的十八大以来，党中央、国务院将"统一市场基础制度"置于构建全国统一大市场的首要位置 [4] - 2015年电力体制改革启动时，各省市场规则各异，跨省跨区交易面临壁垒，电力资源无法高效流动 [5] - 2016年《电力中长期交易基本规则（暂行）》率先印发，2020年完成修订，为市场化交易破冰开局 [5] - 2023年《电力现货市场基本规则（试行）》推出，总结多地试点经验，推动现货市场全覆盖 [5] 2024年规则体系系统性跃升 - 修订《电力市场运行基本规则》，确立"1+6"基础规则体系的"1"，为规范性文件提供依据 [6] - 印发《电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章》，推动绿电交易融入中长期交易 [7] - 出台《电力市场信息披露基本规则》《电力市场注册基本规则》，统一信息披露和注册要求 [7] - 印发《电力辅助服务市场基本规则》，推进辅助服务市场规范统一 [7] "1+6"规则体系协同机制 - 《电力市场运行基本规则》是体系基石，确立市场架构、运行原则、权责边界和治理框架 [9] - 中长期交易是市场稳定的"压舱石"，现货交易是资源时空配置的"指挥棒"，辅助服务是系统安全的"调节器" [9][10] - 注册、信息披露、计量结算规则确保市场流程规范透明，实现"一地注册、信息共享" [10][11] 市场运行成效与数据 - 2025年1—6月全国市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [13] - 绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%，绿证交易量4.46亿个，同比激增364% [13][16] - 省内电力中长期市场全覆盖，6个地区电力现货市场正式运行，6个地区进入连续结算试运行 [15] - 跨省跨区市场突破性进展，长三角电力市场、南方区域电力市场等启动，打破省级行政区划限制 [15] - 全国电力市场经营主体增至81.6万家，同比增长8.9%，新型储能和虚拟电厂等新型主体蓬勃发展 [16]

政策背景与目的 - 政策旨在解决全国统一电力市场推进过程中出现的计量管理不规范、单位不统一、流程衔接不畅、电费结算不及时等问题[3] - 政策是对2015年电改以来《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》等文件的延续和完善[3] - 标志着电力市场"1+6"基础规则体系构建完成 为建设全国统一电力市场奠定规则基础[4] 规则主要内容 - 共包含6章56条 涵盖总则、总体要求、计量管理、结算管理、监督管理和附则[5] - 明确制定依据、相关定义和适用范围 理清各市场成员权利与义务[5] - 规范计量装置管理和计量数据管理要求 提出结算准备、电费结算、追退补和清算等全流程要求[5] 计量结算业务统一要求 - 要求市场经营主体具备独立计量条件 计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点[6] - 统一结算周期 现货市场连续运行地区采用"日清月结"结算模式[6] - 首次在基本规则层面明确用户侧与电网企业电费收付流程 规范增值税发票开具和承兑汇票使用管理[7] 机构职责划分 - 电力交易机构负责汇总结算基础数据并出具结算依据 组织协调结算依据问题[8] - 电网企业负责提供计量数据 出具电费账单并开展电费收付 组织协调电费结算问题[8] - 首次明确电网企业核对结算依据的职责并规范核对流程[8] 结算时序规范 - 统一要求每月第5个工作日前出具上月结算依据（核对版） 1个工作日内完成核对和确认[9] - 每月第8个工作日前发布正式结算依据 第10个工作日前发行上月电费账单[9] - 此前部分地区电费结算时间长达1个月 新规显著压缩结算周期[9]

电力市场计量结算基本规则发布 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》[1] - 文件编号为发改能源规〔2025〕976号[2] - 发文对象覆盖全国省级能源主管部门、主要电力央企及交易中心[3] 政策执行范围 - 涉及国家电网、南方电网等12家大型电力央企[3] - 包含北京/广州电力交易中心及内蒙古电力集团等区域市场主体[3] - 要求所有被通知单位严格遵照执行[3] 政策背景与目的 - 为加快建设全国统一电力市场体系而出台[3] - 重点加强电力市场计量结算标准化管理[3] - 政策发布日期为2025年7月18日[3]

"十五五"规划编制工作网络征求意见活动 - 中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平强调"十五五"规划编制工作网络征求意见活动是全过程人民民主的生动实践 [2] - 活动参与度高、覆盖面广 累计收到网民建言超过3113万条 [2] - 有关部门要认真研究吸纳广大人民群众提出的有价值意见建议 [2] 网络征求意见活动开展情况 - 活动时间为今年5月20日至6月20日 [2] - 在人民日报、新华社、中央广播电视总台所属官网、新闻客户端及"学习强国"学习平台开设专栏 [2] - 听取全社会意见建议 为编制"十五五"规划提供有益参考 [2] 规划编制工作指导原则 - 各级党委和政府要坚持以人民为中心 广泛深入察民情、听民声、汇民智 [2] - 凝聚推进中国式现代化的强大合力 [2] - 不断实现人民对美好生活的向往 [2]

固定资产投资总体情况 - 上半年全国固定资产投资（不含农户）达248654亿元，同比增长2.8% [4] - 分产业看：第一产业投资4816亿元（+6.5%），第二产业投资88294亿元（+10.2%），第三产业投资155543亿元（-1.1%） [4] - 扣除价格因素后实际增速为5.3%，同比回落0.3个百分点但较去年全年提升0.5个百分点 [4] 投资结构亮点 - 设备工器具购置投资同比增长17.3%，贡献率达86% [7] - 基础设施投资增长4.6%，其中水上运输业（+21.8%）和水利管理业（+15.4%）表现突出 [7] - 制造业投资增长7.5%，拉动整体投资增长1.8个百分点 [8] 新兴领域投资动态 - 氢能重点项目投资额实现翻番，绿氢项目加速推进 [7] - 充换电基础设施投资同比增长近70%，车网互动试点城市扩容 [7] - 新型储能及源网荷储一体化投资增速均超30% [7] 政策支持与资金部署 - "两重"建设项目8000亿元和中央预算内投资7350亿元已基本下达完毕 [10] - 将设立新型政策性金融工具，完善交通能源领域价格机制以提升投资回报 [10] - 推动核电领域民间资本经验复制，加大交通/能源/水利领域向民资开放力度 [10] 未来投资方向 - 新质生产力、城市更新改造和民生补短板领域潜力巨大 [11] - 需优化投资布局并改善环境以激发民间投资活力 [11]

全国电力工业统计数据 - 截至6月底全国累计发电装机容量达36.5亿千瓦 同比增长18.7% [2] - 太阳能发电装机容量11.0亿千瓦 同比增长54.2% 增速显著高于整体水平 [2] - 风电装机容量5.7亿千瓦 同比增长22.7% 增速仅次于太阳能 [2] 新增发电装机容量结构 - 1至6月全国新增发电装机容量29332万千瓦 太阳能占比超72% [2] - 太阳能发电新增21221万千瓦 占新增总量绝对主导地位 [2] - 风电新增5139万千瓦 火电新增2578万千瓦 水电新增393万千瓦 [2]

煤炭市场供需情况 - 今年以来煤炭市场总体平衡偏宽松 日均调度煤炭产量保持在1200万吨以上 [2] - 全国统调电厂煤炭库存超过2亿吨 可用30天 [2] - 1至6月规上工业原煤产量24亿吨 同比增长5.4% [4] - 1至6月进口煤炭2.2亿吨 月均维持3700万吨左右高水平 [4] 煤炭库存与价格 - 7月28日环渤海港口存煤2781万吨 秦皇岛港存煤576万吨 均处于较高水平 [4] - 7月秦皇岛5500大卡动力煤中长期合同价格666元/吨 较年初下降27元/吨 [4] - 7月28日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格646元/吨 迎峰度夏以来价格保持稳定 [4] 煤炭产能与供应保障措施 - 煤炭先进产能有序释放 推动产量在去年高位基础上保持平稳 [4] - 国家能源局将加强供需形势监测分析 定期调度产运销及价格等关键指标 [4] - 指导产煤省区和企业科学制定生产计划 严禁超能力生产 [5] - 以五大煤炭供应保障基地为重点 核准大型现代化煤矿项目 释放优质先进产能 [5] - 推动煤炭产能储备制度落地 加快储备煤矿项目建设 提升供给弹性 [5]

绿证核发与交易情况 - 上半年全国核发绿证13.71亿个，其中可交易绿证9.58亿个，同比增长1.49倍 [2] - 云南省、内蒙古自治区和四川省绿证核发数量均超过1亿个 [2] - 上半年全国交易绿证3.48亿个，同比增长1.18倍，其中单独交易绿证2.42亿个、绿色电力交易对应绿证1.07亿个 [2] 绿证价格趋势 - 绿证价格逐步回归合理水平，2025年上半年均价5元/个，6月均价达6.5元/个，较今年最低价增长4.4倍 [2] - 国际可再生能源电力自愿消费倡议组织（RE100）全面认可中国绿证，推动需求快速增长 [2] 分布式发电项目绿证进展 - 截至6月底核发分布式发电项目绿证8927万个，但覆盖率仍有待提高 [3] - 国家能源局在浙江、河南、广东三省试点分布式可再生能源发电项目绿证核发，主要举措包括推进项目建档立卡、电量数据归集、分类实施绿证核发和规范绿证划转 [3] - 《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》已印发，其他地区可参照推进 [3]