问题1：近期储能行业似乎出现了显著变化，尤其是在需求端，甚至出现了电芯短缺的情况，这背后的驱动因素是什么？ 市场爆发的根本原因是储能项目经济性的提升。在中国、美国、欧洲等电力市场成熟的区域，储能作为灵活性资源，其投资热情与收益率直接相关。当前，储能 项目在中国市场已具备盈利能力，在美国市场的收益则更为可观。经济性改善主要得益于成本下降和政策激励： 在中国市场，驱动力发生根本性转变。此前储能多为光伏项目的强制配套，但根据"136号文"，自2026年1月1日起，新光伏项目需进入市场化交易，不再享受保 障性收购。这将导致光伏发电在日间高峰时段面临负电价风险，催生对储能的真实需求。同时，各省份引入储能参与电力市场的交易细则，储能可通过峰谷套利 或提供调峰调频等辅助服务获得收益，显著提升项目收益率（如内蒙古等地区结合容量补偿政策后收益率更高）。 综合来看，美国市场为规避2026年1月1日生 效的"301条款"增税及UFLPA限制，出现需求前置；中国市场则为应对电力市场化改革而加速部署。两大市场需求在2025年6月后集中爆发，导致阶段性供需错 配和价格上涨。 问题2：考虑到中美两国市场近期需求的集中释放，这是否意味着存在 ...

南方电力市场建设白皮书发布 - 南方电网公司发布《南方电力市场建设白皮书》，披露我国首个连续运行区域电力市场从试点探路到区域全覆盖的发展历程和十年改革实践成果 [1] 市场机制与规模 - 南方电力市场在体制机制层面取得重要突破，区域电力市场进入连续结算试运行 [1] - 市场服务经营主体超25万，市场化交易电量占比超7成 [1] - 西电东送累计突破3万亿千瓦时 [1] 绿色电力交易表现 - 绿证交易量占全国63% [1] - 今年以来南方区域电力交易平台绿电绿证交易量超2500亿度，同比增长3.6倍，超前三年总和 [1] 行业示范效应 - 南方电力市场以实打实的成效为全国统一电力市场建设提供南方样本 [1]

中英电力市场改革合作 - 2025年10月22日中英电力市场改革研讨会在苏州召开 双方签署谅解备忘录并正式启动中英电力市场改革咨询小组 [2] - 合作研究将重点梳理中英两国电力市场改革的经验与现存问题 并探究电力市场改革对储能产业发展的赋能路径 [2] - 中关村储能产业技术联盟将联合清华大学等中方机构 与英国S Curve经济研究院 伦敦大学学院等英方伙伴围绕新能源与储能相关课题开展合作研究 [2] 储能行业活动与交流 - ESIE 2026被定位为储能产业发展的风向标 [3] - 行业近期交流活动包括中英氢能与储能合作论坛 以及储能联盟对英国Hawthorn Pit标杆储能项目的考察 [5] - 英国储能市场出现新模式 英国储能巨头签署了789MW长期保底协议 [5]

文章核心观点 - 中国电力市场经过十年深化改革成效显著 已初步构建全国统一电力市场体系 并成功向“电量+辅助服务+容量”的多维市场转型 [4][5][7] 市场规则基础 - 全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步构建完成 从根本上解决了各地市场规则碎片化问题 [5] - 新修订印发的《电力市场运行基本规则》奠定了全国统一电力市场的基础规则体系 [5] - 《电力辅助服务市场基本规则》和《电力市场计量结算基本规则》的联合印发标志着规则体系主干的形成 [5] 高效市场体系 - 中长期市场持续发挥“压舱石”作用 省间现货和7个省级电力现货市场转入正式运行 [7] - 2024年新能源市场化交易电量超过1万亿千瓦时 占总发电量比重达55% [7] - 2024年1至8月全国绿证交易量突破1.58亿张 交易电量2050亿千瓦时 同比增长43.3% [7] - 中国平均销售电价为每千瓦时0.585元 显著低于全球38个OECD国家1.048元的平均水平 [7] 多元市场格局 - 全国市场化交易电量由2016年1.1万亿千瓦时提升至2024年6.2万亿千瓦时 [8] - 市场化交易电量占全社会用电量比例由2016年17%提升至2024年63% [8] - 注册经营主体数量超100万家 较2016年增长20倍 售电公司达4000余家 [8] - 近60万家零售用户通过零售市场购电 独立储能等新型经营主体蓬勃发展 [8] 国际合作与交流 - 论坛发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》与《2024年度中国电力市场发展报告》英文版 旨在深化国际交流与合作 [9] - 英国提出到2030年实现100%清洁电力供应目标 并期待与国际伙伴分享经验 共同塑造下一代电力市场 [9]

事件概述 - 中英电力市场改革研讨会于2025年10月22日在苏州召开 [2] - 会议围绕电力系统和市场改革创新等议题开展深入讨论 [2] 合作机制建立 - 双方签署《中英电力市场改革咨询小组谅解备忘录》 [2] - 正式启动由中国国家能源局与英国能源安全和净零部成立的中英电力市场改革咨询小组 [2] - 合作小组将共同广泛召集双方优势研究单位开展合作研究和交流活动 [2] 合作目标 - 为两国政府提供电力市场改革领域的专业咨询与政策建议 [2]

文章核心观点 - 负电价是电力现货市场供需关系的真实反映，而非市场失灵，是电力市场化改革进程中的有效信号 [1][3] - 负电价现象暴露了新能源快速发展与系统调节能力不匹配等结构性矛盾，但同时也倒逼发电企业转型并激活供需互动良性循环 [3][4] - 负电价不会影响执行目录销售电价的居民用电成本，其长期高频次出现需通过机制优化和技术创新来化解 [4][5] 四川负电价案例 - 2025年9月20日和21日，四川电力现货市场实时均价分别跌至-48.74元/兆瓦时和-49.26元/兆瓦时，接近实施细则设定的-50元/兆瓦时价格下限 [1] - 截至报道时，四川现货市场出清价格触及-50元/兆瓦时的累计时长已达45小时 [1] - 供需结构性失衡是主因：水电装机占比73%，2025年9月水电上网量同比飙升34.7%，新能源上网量同比增长28.7%；而网供用电量同比下降18.1% [1] 国内外其他案例 - 2023年"五一"假期，山东电力现货市场出现连续21小时负电价，期间全网用电负荷骤降19%，新能源装机占比达43% [2] - 2025年春节期间，浙江出现连续两日-200元/兆瓦时的电价，工商业负荷骤降30%，全省新能源装机猛增至5682万千瓦 [2] - 2024年德国全年负电价时间长达468小时，占比达5%，法国、英国、西班牙等国负价时长也呈持续增长趋势 [3] 对发电企业的影响 - 发电企业不会"亏钱发电"，新能源企业有补贴与机制电价保障，煤电企业有容量电价和中长期合约作为风险缓冲，仍能实现正电价结算 [3] - 负电价倒逼企业主动求变：新能源企业配套储能实现削峰填谷，燃煤机组加速向灵活性电源转型以提升调峰能力 [3] 对行业与用户的影响 - 负电价激活供需互动良性循环，工商业用户主动调整用电节奏以降低成本并缓解电网压力，优化电力资源配置 [3] - 居民用电价格执行目录销售电价，与现货市场价格不挂钩，因此不受负电价影响，既不会买电赚钱也不会额外加价 [4] 应对建议与未来展望 - 推动储能与新能源协同发展，通过市场化方式引导企业配置储能，发展长时储能 [5] - 加快虚拟电厂、车网互动、电解制氢等需求侧调节资源建设，激励可调负荷在负电价时段消纳电力 [5] - 加强跨省区电网互联互通，提升省间电力输送能力，发挥省间电力现货市场作用以解决送出瓶颈 [5] - 完善市场治理机制，可借鉴国外经验对持续负电价情形暂停新能源补贴，以降低发生频率 [5]

行业与公司 * 行业为中国电力行业 公司涉及发电企业如龙源电力 福建海风（中闽能源） 福能股份 华能 华电 长江电力 中核 广核等[3][20][21] 核心观点与论据 电力市场改革进展 * 上网侧市场化改革取得显著进展 火电竞价全面入市 核电竞价入市比例达50% 2025年新能源项目将全面入市[1][4] * 工商业用电已全面实现入市 中国85%的发电已脱离政府定价 通过市场竞争定价[1][4][13] * 电力改革历程可追溯至2002年 2015年9号文确立"管住中间 放开两端"原则 2022年1439号文推动火电竞争完全市场化[8][9][11] 电价机制与价值体现 * 电价旨在反映能量价值 绿色价值 输配电费和系统运行费用等各环节真实价值[1][7] * 容量电价政策明确新型储能等领域合理回报 如煤电容量电价确立为每千瓦每年330元 即使不发电 容量价值也能得到补偿[1][13] * 当前电价机制下 各环节损益通过明确公式确定 输配电费体现中游输配电网资产合理回报[7][10][13] 能源结构变化 * 至2025年 火力发电占比约65%（较五年前下降约5个百分点） 新能源占比近20% 水力发电占比约13%-15% 核力发电占比约5%[1][11][13] * 新能源装机容量高速增长带来消纳风险 系统向清洁化 低碳化发展导致总体系统成本持续提升[2][5] 未来改革方向与挑战 * 未来电改方向在于反映各环节真实价值 通过科学定价机制确保每个环节合理回报 促进新型高效清洁能源体系发展[1][6] * 居民 农业及公益事业用电（占总用电量约20%）仍由政府定价 未来有望逐步引入竞争机制[14] * 挑战包括不同类型发电资源成本差异显著 电网配套设施需求增加 调节能力有限等[2][5][14] 投资机会与公司展望 各类发电企业前景 * 绿电公司（如龙源电力 福建海风 福能股份）拥有优质风光资源 在136号文政策下趋向高质量发展 是未来最重要供电主体[3][18][20] * 火电企业（如华能 华电）受益于2025年煤价下行 容量电费比例提升预期 2026年有望通过低煤价 转型公用事业公司实现业绩提升[3][18][20][23] * 水电（如长江电力）成本竞争力强 核电（如中核 广核）虽有成本压力但仍有配置价值 两者均以稳定分红吸引投资者[3][21][22][24] 市场环境与价格预期 * 2025年因煤价下行 电力供需宽松 电价可能下跌20% 但预计2026年后可能见底反转[18] * 南方区域已实现现货正式运行 全国统一市场建设是未来发展重要方向[17] * 水电因成本低 国家层面入市不急 核电在东部沿海地区（如两广）竞争压力较大[16]

文章核心观点 - 辽宁省出台深化新能源上网电价市场化改革实施方案，推出一系列创新举措以贴合国家电力市场改革导向，精准破解地方电力市场运行中的痛点难点，对激发市场活力、保障能源安全、推动绿色转型具有重要意义 [1] 中长期交易机制 - 增强中长期交易灵活性，交易双方可自主约定结算参考点及其价格形成方式和计算周期，打破传统中长期合约结算参考点“单一化、固定化”的限制 [2] - 允许交易双方按“位置（节点）、价格形成方式、计算周期”三个维度自定义中长期结算参考价，匹配不同经营主体的个性化需求，更好发挥中长期交易作用 [2] - 新能源企业可选择场站所在节点作为结算参考点以实现避险，电力用户可选择自身所在节点作为结算参考点以降低用能成本 [2] 绿电交易结算 - 创新性设计绿电交易与机制电量结算优先级选择机制，选择优先结算绿电交易所对应绿证收益的，需交易双方协商一致并向电网企业提交书面结算委托函 [3] - 当月因未扣减绿证收益对应的机制电量将视为自动退出机制，后续作为市场化电量参与交易，为新能源退出机制提供了更灵活的路径 [3] - 该机制是对国家136号文件中“择机退出”要求的具体落实，有助于保障绿电消费用户的合理权益 [3] 日前市场建设 - 秉持稳中求进原则，日前市场仅开展预出清和可靠性机组组合，预出清结果不用于结算，待技术支持系统具备条件后允许新能源和用户报量报价自愿参与 [4] - 当前阶段性安排旨在避免因基础条件不成熟导致市场“带病运行”，体现了对电力系统安全稳定的高度责任感 [4] - 待条件具备后实现“日前市场与可靠性机组组合分离”，从制度层面厘清了日前市场的“财务属性”与可靠性机组组合的“物理执行属性” [5] 现货市场价格机制 - 现货市场申报价格上限为1.1元/千瓦时，出清价格上限为1.5元/千瓦时，申报与出清价格下限均为-0.1元/千瓦时，使辽宁成为全国少数明确实施“负电价”机制的地区 [6] - 引入负电价机制的优势在于强化负荷中心更大范围的消纳能力，价格信号可引导电力从低价区流向高价区，实现辽宁向周边省份的“虚拟倒送” [6] - 此举完全契合国家136号文件的改革导向，是全国统一电力市场实现资源最优配置的体现 [6] 市场结算模式 - 将电能量市场结算方式从“差量结算”调整为“差价结算”，逐步实现所有市场主体按所在节点的现货市场价格结算，理顺了市场结算逻辑 [7] - 差价结算模式规避了中长期阻塞费用的复杂核算问题，直接以合约价格与结算参考点价格的差值进行结算 [8] - 差价结算模式与新能源可持续发展价格结算机制采用的差价结算方式衔接更紧密，避免了新能源主体电能量存在两种结算方式的问题 [8] 容量与成本补偿机制 - 提出完善发电侧容量补偿机制，通过开展成本调查区分机组固定成本、变动成本，采用固定容量电价补偿方式对煤电、电网侧新型储能等提供的系统容量按贡献予以补偿 [9] - 提出通过测算各类机组的启动成本、空载成本及边际电能成本，建立电力市场成本补偿机制，确保机组在现货低价时段为系统安全稳定运行提供支撑时能够获得合理回报 [9] - 该机制是对发电主体权益的保障，在能源转型期内为机组灵活性改造和持续经营提供了关键支撑 [9] 售电市场与用户权益 - 对售电公司度电价差进行上限管理，超出该范围的零售收益由售电公司及其代理零售用户按一定比例分享，保障售电公司合理利润并避免其获得超额利润 [10] - 通过度电价差上限管理平衡售电公司与用户的利益关系，确保新能源入市、市场效率提升等改革红利真正向终端用户传导 [10] - 此举有助于构建公平、透明、共享的市场生态，增强电力市场发展的可持续性和社会认同 [10] 市场费用管理 - 对市场费用进行分类管理与优化，加强市场费用管理，规范成本补偿类费用、市场不平衡资金、阻塞盈余费用，逐步取消市场调节类费用 [11] - 逐步取消市场调节类费用（主要包括各类获利回收费用）是对“让市场决定价格”改革原则的坚守，可避免市场价格信号失真 [11] - 规范管理可提升费用透明度，让市场价格信号引导实现资源的优化配置，推动市场机制走向成熟 [11]

文章核心观点 - 辽宁省出台的《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》推出八大创新举措，旨在贴合国家电力市场改革导向，精准破解地方电力市场运行中的痛点难点，对激发市场活力、保障能源安全、推动绿色转型具有重要意义 [1] 中长期交易机制 - 增强中长期交易灵活性，交易双方可自主约定结算参考点及其价格形成方式和计算周期，打破传统“单一化、固定化”限制 [2] - 允许按“位置（节点）、价格形成方式、计算周期”三个维度自定义中长期结算参考价，匹配不同经营主体的个性化需求，如新能源企业可选择场站所在节点以实现避险 [2] - 位于节点电价较低地区的电力用户可协商签订低于目前中长期交易均价水平的合同价格，并选择自身所在节点作为结算参考点以降低用能成本 [2] 绿电交易结算 - 创新设计绿电交易与机制电量结算优先级选择机制，选择优先结算绿电交易所对应绿证收益需交易双方协商一致并向电网企业提交书面结算委托函 [3] - 当月因未扣减绿证收益对应的机制电量将视为自动退出机制，后续作为市场化电量参与交易，为新能源退出机制提供了更灵活的路径 [3] 日前市场建设 - 秉持稳中求进原则，日前市场仅开展预出清和可靠性机组组合，预出清结果不用于结算，待技术支持系统具备条件后允许新能源和用户报量报价自愿参与 [4] - 当前阶段性安排旨在避免因基础条件不成熟导致市场“带病运行”，条件具备后将实现日前市场与可靠性机组组合分开，厘清“财务属性”与“物理执行属性” [4][5] 现货市场价格机制 - 现货市场申报价格上限为1.1元/千瓦时，出清价格上限为1.5元/千瓦时，申报与出清价格下限均为-0.1元/千瓦时，明确实施“负电价”机制 [7] - 引入负电价机制可强化负荷中心更大范围的消纳能力，在辽宁出现负电价时，价格信号引导电力从低价区流向高价区，实现跨省“虚拟倒送” [7] 市场结算模式 - 将电能量市场结算方式从“差量结算”调整为“差价结算”，逐步实现所有市场主体按所在节点的现货市场价格结算 [8] - 差价结算模式规避了中长期阻塞费用的复杂核算问题，并与新能源可持续发展价格结算机制采用的差价结算方式衔接更紧密 [9] 容量与成本补偿机制 - 提出完善发电侧容量补偿机制，通过成本调查区分机组固定成本与变动成本，采用固定容量电价补偿方式对煤电、电网侧新型储能等提供的系统容量按贡献予以补偿 [10] - 通过测算各类机组的启动成本、空载成本及边际电能成本，建立电力市场成本补偿机制，确保机组在现货低价时段为系统安全稳定运行提供支撑时获得合理回报 [10] 售电公司与用户利益 - 对售电公司度电价差进行上限管理，超出该范围的零售收益由售电公司及其代理零售用户按一定比例分享，保障改革红利向终端用户传导 [11] - 该机制通过平衡售电公司与用户的利益关系，既保护用户利益，也保留售电公司合理盈利空间，激励其提升服务与管理水平 [11] 市场费用管理 - 加强市场费用管理，规范成本补偿类费用、市场不平衡资金、阻塞盈余费用，并逐步取消市场调节类费用以提升费用透明度 [13] - 逐步取消市场调节类费用是对“让市场决定价格”改革原则的坚守，有助于还原市场价格的真实性与独立性，引导资源优化配置 [13]

电力市场改革核心进展 - 全国统一电力市场格局初步建成 市场在资源优化配置中作用显著增强[2] - 新能源装机占比突破40% 但发电出力具有间歇性、随机性和波动性特点[3] - 电力现货连续运行地区市场建设指引具有承前启后重大战略意义[2] 高比例新能源消纳与系统安全 - 要求形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号 将新能源波动传导至终端用户[3] - 推动虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型主体报量报价参与现货市场[3] - 明确电源+储能可作为联合报价主体 为分布式资源聚合入市指明方向[3] - 首次系统提出可靠容量补偿机制 科学评估各类型机组及新型储能对容量充裕度的实际贡献[4] 多维度协同电力市场体系 - 要求中长期交易分时段组织与D-2连续开市 缩短交易周期[5] - 推动调频、备用等辅助服务与电能量市场联合出清 将系统调节成本升级为全局优化[5] - 搭建零售线上交易平台 提供多种套餐比选途径[6] - 鼓励售用两侧灵活配置零售套餐 创新引入绿电套餐[6] 市场监管与规范化建设 - 通过分析报价一致性、成本偏离度等指标设定触发值 精准管控市场操纵行为[7] - 要求常态化整治地方保护行为 破除省间壁垒[7] - 提出穿透式监管、数字化监管等新型监管方式 提升异常交易识别效率[7] - 强调全流程业务标准化和市场运营机构数据基础设施高标准联通[8] - 统一规范信息披露科目、时间颗粒度、数字格式 并开放数据接口[8] 市场发展前景 - 支撑能源绿色低碳转型 加速双碳目标实现进程[9] - 推动电力市场建设从试点探索迈入规范化、高质量发展关键阶段[9]