市场整体表现 - 1月19日A股三大股指早盘低开高走，冲高回落后窄幅震荡，截至午盘，沪指涨0.13%报4107.18点，深成指跌0.01%报14280.05点，创业板指跌0.64%报3339.56点，科创50指数跌0.6%报1505.01点 [1] - 沪深两市半日成交额达1.79万亿元，全市场超3300只个股上涨 [1] 电网设备行业 - 电网设备概念爆发，中国西电、大连电瓷、广电电气、国电南自、许继电气、风范股份等十余股涨停 [1][2] - 行业催化剂为国家电网4万亿元投资计划，预计“十五五”期间电网投资保持稳步增长，特高压建设需求处于高位，主网投资有望继续保持较快增长 [2] - 机构观点认为，新型电网是具备强需求支撑且产业催化密集的低位科技方向之一 [6] 旅游酒店行业 - 旅游酒店概念走强，九华旅游、大连圣亚涨停，首旅酒店、宋城演艺、锦江酒店、长白山等跟涨 [1][3] - 行业催化剂为寒假及2026年春节假期临近，旅游市场持续升温，春秋旅游数据显示寒假及春节假期出游预订人次已超去年同期 [3] - 机构观点认为，文旅政策扩容带来需求回暖和量价拐点，看好强内功综合性龙头和高成长性细分龙头 [3] 贵金属行业 - 贵金属概念表现活跃，四川黄金涨超9%，中金黄金、山金国际、赤峰黄金、盛达资源、潮宏基跟涨 [4] - 行业催化剂为国际黄金和白银价格在1月19日均创历史新高，伦敦现货黄金价格一度涨破每盎司4690美元，现货白银价格一度突破每盎司94美元 [4] - 机构观点认为，贵金属上涨趋势或延续，短期内市场可能在寻找一个新的、被广泛接受的交易区间 [4] 商业航天与机器人概念 - 商业航天概念表现活跃，九鼎新材、越秀资本涨停 [1] - 机器人概念震荡拉升，日盈电子、浙江仙通涨停，五洲新春触及涨停 [1] - 机构观点指出，近期商业航天等主题炒作回归理性，但机器人方向依然值得看好 [6][8] 科技与半导体行业 - 机构观点认为，国内千问/豆包等模型产品迭代加速拉动国产算力需求，台积电资本开支指引超预期，看好具备强需求支撑的国产算力方向 [6] - AI算力、半导体等方向依然被机构看好，是重要的选股维度 [8] 机构宏观与策略观点 - 中信证券认为融资保证金调整不影响市场震荡上行大方向，但会影响结构，主题板块博弈加剧，步入年报预告期业绩线索权重上升 [5] - 配置上建议围绕“资源+传统制造定价权重估”为基础构建组合，包括化工、有色、电力设备和新能源，并可逢低增配非银及部分服务消费或高景气品种 [5] - 国泰海通认为交易监管有助于引导市场行稳致远，主题轮动节奏加快 [6] - 东方证券预计春节前沪综指将在4000-4200区域震荡整理，政策组合拳旨在引导市场“慢牛化”，抑制过度投机 [7][8]

文章核心观点 - 多家头部券商对当前市场及特定行业前景持积极态度 认为近期监管调整意在市场长期健康发展 不影响市场整体震荡上行趋势 并看好电网设备等行业的投资机会 [1][2][3] 监管政策与市场影响 - 融资保证金调整等监管政策旨在及时抑制主题炒作 表达了监管决心 但并非唯一工具 异动监控、停牌核查、账户限制等均为可行方式 [1] - 监管政策调整不影响市场震荡上行的大方向 但会影响市场结构 主题板块博弈将加剧 纯靠叙事和资金接力的单边趋势行情结束 [1] - 严格的资本市场监管有助于提高中国市场的可投资性 使市场走得更长远 让更多投资人分享转型发展与改革红利 [2] - ETF的巨额赎回属于逆周期调节的一部分 为配置型资金提供了从容“上车”的窗口 [1] 市场行情与配置策略 - 步入年报预告期 业绩线索的权重重新开始上升 [1] - 跨年行情不会止步于此 对2026年“转型牛”的空间持乐观坚定看法 [2] - 无风险收益下降、资本市场改革、经济结构转型 构成“转型牛”的三大关键动力 [2] - 好的投资组合应具备体验好、阻力小且抗焦虑的特点 建议围绕“资源+传统制造定价权重估”为基础构建组合 具体包括化工、有色、电力设备和新能源行业 [1] - 看好科技细分龙头和A500指数 [2] 电网设备行业投资机会 - 国家电网公司计划在“十五五”期间完成固定资产投资4万亿元 较“十四五”投资增长40% [3] - 政策层面明确适度超前开展电网投资建设 发改委与国家能源局发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》 [3] - 在全国统一电力市场建设加速推进背景下 “十五五”期间电网投资预计保持稳步增长 [3] - 跨省输电通道建设与西部薄弱电网补强需求明确 特高压建设需求处于高位 主网投资有望继续保持较快增长 利好电网设备商 [3]

行业投资评级 - 电力设备与新能源行业评级为“增持” [6] 核心观点 - 国家电网“十五五”期间固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”增长40%，电网投资将保持稳步增长 [1] - 全国统一电力市场建设加速推进，跨省输电通道建设与西部薄弱电网补强需求明确，特高压建设需求处于高位，主网投资有望继续保持较快增长 [1] - 全球电网进入投资上行阶段，国内电网设备企业有望充分受益于国内投资高景气与海外市场拓展 [1][4] 国内电网投资规划与趋势 - 国家电网“十五五”固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”投资增长40% [1] - 2025年1-6批国网输变电招标金额达918.8亿元，同比2024年增长25%，预计2026年有望继续保持较快增长 [2] - 发改委、能源局发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确适度超前开展电网投资建设 [1] 非特高压主网投资需求 - 跨省输电通道建设与西部薄弱电网补强需求明确，非特高压主网投资有望进一步提速 [2] - 西部区域成为能源“富矿区”，外送需求迫在眉睫，当前主网架不能满足要求，需要建设更强大的主网网架 [2] - 750kV设备招标需求快速提升：750kV变压器招标容量占比从2020年的3.9%提升至2025年的21.4%，容量提升11.2倍；750kV组合电气招标间隔数占比从2020年的0.1%提升至2025年的0.8%，数量提升12.6倍 [2] 特高压建设展望 - 预计“十五五”期间特高压年均开工量或在“4直2交”高位，订单盘充足 [3] - 2025年共计核准2条特高压直流（藏东南-粤港澳、蒙西-京津冀）、3条特高压交流（烟威、攀西、浙江环网） [3] - 仍有特高压线路有望加速核准，包括直流：陕西-河南、巴丹吉林-四川、南疆-川渝；交流：达拉特-蒙西 [3] - 当前披露的在储备项目较多，包括多条直流与交流特高压项目 [3] - “十五五”期间，国家电网明确加快特高压直流外送通道建设，跨区跨省输电能力较“十四五”末提升超过30% [3] - 网外的大型火电厂、核电厂开始逐步直接接入特高压网架，带来网外特高压设备需求提升 [3] 全球电网投资与出海机遇 - 全球电网进入投资上行阶段，形成周期共振 [4] - 欧美进入电网投资增速双位数时代：5家欧洲公司样本2025-2027年电网资本开支规划增速为18.0%、19.1%、19.9%；7家美洲公司样本2025-2026年电网资本开支规划增速为15.3%、13.3% [4] - AI发展导致数据中心抢占传统电力资源，预计数据中心领域客户有望加大电力投资 [4] - 中国变压器出口表现强劲：1-11月份出口80.8亿美元，同比增长35% [4] - 测算2024年国内变压器整体出口金额在海外市场占比为12.3%，预计2025-2027年将达到15.9%、21.4%、26.8%，出口有望保持高增 [4] 相关受益公司 - 报告提及的相关公司包括：思源电气、特变电工、中国西电、平高电气、四方股份、华明装备、许继电气、国电南瑞 [1]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 国家电网公司开展省间电力现货市场建设实践与探索，实现省间、省级现货市场协同运作，为全国统一电力市场建设奠定基础，市场运行情况良好且取得多方面实践成效，未来将进一步完善市场功能[2] 根据相关目录分别进行总结 市场机制设计 - 市场建设基础为我国能源负荷逆向分布，需促进电力生产要素流动，且已建成全球最大互联大电网，跨省跨区输电能力达3.5亿千瓦[7] - 市场建设定位为落实国家能源战略，构建竞争有序电力市场体系，发挥市场资源配置作用，促进电力余缺互济、清洁能源消纳和能源资源优化配置[10] - 市场建设思路是在落实中长期交易基础上，送受端预平衡后，组织市场主体报量报价，在日前、日内市场集中竞价，实现电力余缺互济和清洁能源消纳[14] - 市场构成要素包括全类型发电主体、受端省级电网企业等为市场主体，国家电网和内蒙古电力公司覆盖范围为市场范围，日前+日内为交易周期[20] - 交易网络模型是以直流输电系统为骨干，结合省间、省内交流关键断面构建，采用寻径算法搜索交易路径[22] - 市场竞价机制是考虑通道安全约束、网损和输电价的集中竞价撮合成交，按售电侧边际出清价格定价[25] - 多级市场协同包括省间与省内衔接时，省内预出清结果作为省间市场依据，省间交易结果作为省内市场边界；中长期与现货衔接时，保障中长期交易执行，利用通道富余能力开展现货交易[29] 市场运行情况 - 总体概况为省间现货市场实现“公司+蒙西”区域全覆盖，市场主体超6000个，2024年全年成交电量376亿千瓦时，同比增长18%，清洁能源成交电量149亿千瓦时，占比40%，送端成交均价0.4124元/千瓦时，同比增长14.7%[35] - 成交量分析：分旬看，夏秋季成交量高于春冬季，1月受寒潮影响成交量攀升，2 - 5月中旬下降，5月下旬 - 8月中旬上涨，8月下旬 - 9月中旬再升至2.0亿千瓦时，9月下旬 - 12月平稳回落至1.0亿千瓦时；各省看，26个省级电网和蒙西参与售电，湖北等售电量超20亿千瓦时，合计占比59.4%，买方集中在华东、西南，浙江、四川购电量合计占比52.4%；区内区外看，2024年跨区成交电量337亿千瓦时，占比90%，除华东外各区域有送出需求，受入需求集中在华东和西南，华北、华东区内成交量占比超25%[40][43][48] - 成交价分析：成交均价方面，2024年省间现货成交均价0.412元/千瓦时，最高价2.196元/千瓦时、最低价0.00002元/千瓦时，3 - 6月均价走低至0.113元/千瓦时，7 - 9月攀升至最高1.023元/千瓦时；分时价格方面，日内“峰谷”价差明显，日平均峰谷价差0.26元/千瓦时，呈现“秋高春低”特点[51][54] - 分能源类型分析：新能源成交集中在春季，火电集中在度夏度冬，度夏保供期间火电单月最大成交电量占比92%，水电集中在6 - 7月，占比60%；火电成交227.0亿千瓦时，同比上涨23.12%，成交均价0.524元/千瓦时，同比上涨18.82%；水电成交51.7亿千瓦时，同比减少3.01%，成交均价0.218元/千瓦时，同比上涨9.00%；新能源成交97.7亿千瓦时，同比上涨19.27%，成交均价0.255元/千瓦时，同比下降9.25%[58] - 主体行为分析：报价方面，卖方98.2%申报量在0.5元/千瓦时以下，0.3 - 0.5元/千瓦时区间占比60.4%，买方近9成申报量在1.0元/千瓦时以下，0.5元/千瓦时以下区间占72.7%，2.9 - 3.0元/千瓦时占8.4%；成交结果方面，81%成交电量价格在0.5元/千瓦时以下，0.5 - 1元/千瓦时区间占9%，1.0 - 1.5元/千瓦时区间占8%，超过1.5元/千瓦时的电量约1.7%；行为上，省间现货打破传统格局，陕西、吉林等地区灵活转换购售电角色超100次，减少机组启停，修正中长期交易偏差[63][68] - 未成交成因分析为市场富余电力资源增长近40%，发用电供需不匹配，各地发电同质化，午间光伏发电重叠导致富余电力消纳困难，跨省区输送能力是制约成交的短板[71] 市场实践成效 - 初步构建多层次统一电力市场体系，“中长期为基础、现货余缺互济、应急调度救急”的跨省区市场化资源调配机制建立，“统一市场、两级运作”体系架构基本成型，2024年10月15日省间电力现货市场转入正式运行[76] - 省间电力生产组织实现市场化转型，国网省三级调度配合，两级市场衔接，现货市场出清指导电网生产，生产业务流程和技术支持系统优化，电力系统运行水平提升[81] - 形成“能涨能降”的市场价格机制，反映电力时空价值，引导市场主体调节，提升收益、缓解系统压力，4 - 6月低价促进清洁能源消纳，降低受端成本，8 - 9月量价齐升支援供应紧张地区[84] - 全网电力保供能力有效提升，2024年6 - 9月全网负荷攀升，省间现货发挥作用，精准平抑平衡缺口，9月激励送端火电顶峰发电[87] - 建立适应新能源特性的现货消纳机制，支持新能源企业参与交易，2024年减少风电、光伏弃电98亿千瓦时，减少四川水电弃电52亿千瓦时[90] 市场探索展望 在政府指导下，从扩大市场范围、提高交易灵活性、提升市场等方面完善省间现货市场功能，发挥跨经营区协调机制作用，推动南方市场主体参与交易，提升交易灵活性和日内交易频次，优化市场衔接和算法规则，适应新型电力系统需求[96][97]

电力中长期市场基本规则修订核心观点 - 本次《电力中长期市场基本规则》的修订是对2020年版本的全面优化，旨在通过统筹市场多元主体、优化市场价格机制，夯实全国统一电力市场建设基础，标志着电力市场交易规则从业务规范到制度基石的全面升级 [3] 规则修订的主要变化与影响 - 中长期市场交易范畴扩围，明确开展跨电网经营区常态化交易，促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，并允许月内交易因保供、消纳需要突破输电通道常规约束，以提升全国范围内的资源配置效率 [4] - 交易周期向更长、更短双向延伸，推广多年期购电协议以稳定长期消纳空间，同时坚持月内交易按日连续开市，以提供灵活调仓机会，适应新能源全面入市的新形势 [5] - 赋予分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型经营主体平等的市场地位，明确其权利、义务及参与方式，特别是对资源聚合类主体在合同、计量、结算等方面予以明确，以充分发挥其系统调节能力 [6][7] - 风险防控升级，对电力市场风险进行分类（如供需失衡、价格异常、不正当竞争等），旨在帮助主管部门和运营机构及时发现与化解风险，保障市场平稳运行 [7] 行业背景与规则修订动因 - 电力中长期交易是我国起步最早、范围最广、参与主体最多的交易品种，在成本传导、平衡长期供需、稳定市场预期方面起到基础作用 [3] - 我国能源资源与社会经济呈逆向分布，且清洁能源装机占比持续上升，新能源新增装机连续两年超3亿千瓦，其间歇性、波动性特征对系统安全稳定运行带来挑战，需从计划为主过渡到市场为主的全国优化模式 [4] - 新能源上网电价改革落地，新能源面临全面进入市场交易的新形势，其出力特性对中长期灵活交易的需求更高 [5] - 新型电力系统加速构建，系统对灵活性资源需求大幅增加，需挖掘配网层面的分布式新能源、储能、虚拟电厂等小微调节主体 [6] 对市场经营主体的要求与机遇 - 市场主体需增强市场信息收集与互通能力，市场信息披露工作将更加重要，供需形势研判需向省内、省间并重发展 [4] - 市场主体需既增强对长周期市场走势的宏观判断，又提升短周期供需平衡与价格预测的微观能力 [5] - 对于新型经营主体，如何实现其调节价值成为新的战略增长点，单一技术类主体需分类制定市场策略，资源聚合类主体需通过优化工艺流程等方式释放被聚合资源的调节能力 [6][7]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发新版《电力中长期市场基本规则》，旨在适应新型电力系统与全国统一电力市场建设的新形势，规范并深化电力中长期市场交易[1] 规则修订背景与目的 - 修订是为落实党的二十届三中全会关于构建全国统一大市场、建设全国统一电力市场的部署，电力中长期市场是其重要组成部分[1] - 原规则（2020年6月印发）五年有效期已到期，且市场基础条件发生较大变化，需修订以适应新形势[1] - 市场变化包括：发用电计划全面放开、电网企业代理购电、燃煤发电容量电价、新能源全量入市、现货市场全面覆盖、绿电交易规模快速增长、新型储能等新型主体加速入市[1] - 今年前三季度，全国中长期交易电量占市场总交易电量的95.9%，凸显其市场基石地位[1] 规则主要内容与结构 - 《规则》共13章98条，包含总则、总体要求、市场成员、交易品种和价格机制、交易组织、交易校核、合同管理、计量和结算、信息披露、市场技术支持系统、风险防控及争议处理、法律责任、附则[2] 主要修订方向与要点 - **适应市场当前与长远需要**：纳入跨电网经营区常态化交易、区内省间灵活互济交易等机制，增加结算参考点等要求以适应现货市场发展，系统规范交易各环节并细化风险防控要求，同时增加新型经营主体参与交易等前瞻性条款[2] - **优化基础规则体系衔接**：将原《绿色电力交易专章》内容合并融入交易品种、交易组织等章节，删减已在其他基本规则中明确的市场注册、信息披露、计量结算等内容，强化“1+6”基础规则体系的统筹衔接[3] - **延伸交易周期与提升灵活性**：鼓励开展多年期交易以强化中长期交易“压舱石”作用，明确中长期连续运营要求，进一步缩短交易周期、提高交易频次，推动按日连续交易，以提升市场灵活性并促进与现货市场的协同衔接[3] 规则发布与执行安排 - 规则由国家发展改革委、国家能源局于2025年12月17日联合印发[4] - 要求国家能源局派出机构会同政府有关部门组织电力交易机构根据本规则拟定各地和区域电力中长期市场实施细则，并于2026年3月1日前报国家发展改革委、国家能源局备案[5]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局修订印发《电力中长期市场基本规则》，旨在为全国统一电力市场建设筑牢制度基础，通过统筹中长期与现货市场、优化规则体系、延伸交易周期等措施，以提升资源配置效率、促进新能源消纳和新型电力系统建设 [1][2][3] 规则修订背景与目的 - 自2016年、2020年制定修订《电力中长期交易基本规则》后，市场基础条件发生较大变化，包括发用电计划全面放开、新能源全量入市、现货市场全面覆盖、绿电交易规模快速增长及新型主体加速入市等 [2] - 2020年6月印发的规则有效期五年已到期，修订是为更好地适应全国统一电力市场建设的新形势与新要求 [2] 规则核心修订内容 - **适应市场当前与长远需要**：纳入跨电网经营区常态化交易、区内省间灵活互济交易等机制，增加结算参考点等要求以适应现货市场发展，系统规范交易各环节并细化风险防控要求，同时增加新型经营主体参与交易等前瞻性条款 [2] - **优化基础规则体系衔接**：将原《绿色电力交易专章》内容合并融入交易品种与组织章节，删减市场注册、信息披露、计量结算等已在其他规则明确的内容，以强化“1+6”基础规则体系的统筹衔接 [3] - **推动交易周期延伸**：鼓励开展多年期交易以强化中长期市场“压舱石”作用，同时明确中长期连续运营要求，进一步缩短交易周期、提高交易频次，推动按日连续交易以提升市场灵活性，促进与现货市场协同 [3] 规则实施与影响 - 规则共13章98条，涵盖市场成员、交易品种、价格机制、合同管理等全流程环节 [2] - 其实施将统筹推进电力中长期与现货市场协同建设，通过推广多年期购电协议稳定长期供需，并以按日连续交易等灵活机制适配新能源出力波动特点 [1] - 业内人士认为，规则将进一步完善电力交易体系，提升资源配置效率，助力新能源消纳与新型电力系统建设，为全国统一电力市场注入强劲动力 [1] - 国家发展改革委、国家能源局将密切跟踪市场运行并强化监管，同时组织电力交易机构根据规则拟定各地和区域实施细则，确保与基本规则要求一致 [3]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》，旨在加快推进全国统一电力市场体系建设，规范交易行为，该规则将于2026年3月1日起施行，有效期5年 [1] - 此次修订是为了适应新型电力系统建设、发用电计划全面放开、新能源全量入市等市场基础的重大变化，更好地满足全国统一电力市场建设的新形势与新要求 [1] 规则修订的主要方向 - **适应市场当前与长远发展**：纳入跨电网经营区常态化交易、区内省间灵活互济等机制，增加结算参考点以适应现货市场，系统规范交易各环节并细化风险防控要求，同时增加新型经营主体参与交易等前瞻性条款 [2] - **优化基础规则体系**：将原绿色电力交易专章内容合并融入交易品种与组织章节，删减已在其他规则中明确的市场注册、信息披露等内容，强化“1+6”基础规则体系的统筹衔接 [2] - **延伸交易周期与频次**：鼓励开展多年期交易以强化中长期交易“压舱石”作用，明确中长期连续运营要求，进一步缩短交易周期、提高交易频次，推动按日连续交易以提升市场灵活性并促进与现货市场协同 [2] 市场体系构建与平台要求 - 着力促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，推动跨电网经营区常态化交易，鼓励区域内省间交易机制创新，以优化更大范围的电力资源配置 [3] - 明确电力交易平台需实现“四统一”，即统一平台架构、技术标准、核心功能、交互规范，以支撑全国统一电力市场数据的纵向贯通与横向互联 [3] 市场主体与交易品种的更新 - **市场主体范围扩容**：正式将分布式光伏、储能等单一技术类主体，以及虚拟电厂、智能微电网等资源聚合类主体纳入市场成员，明确其权利义务，支持分散资源通过聚合服务参与市场交易 [4] - **交易品种与周期优化**：明确电力中长期交易涵盖数年、年度、月度、月内等多周期，其中月内交易原则上按日连续开市，以提升交易灵活性 [4] - **绿色电力交易机制细化**：明确绿电交易价格由电能量价格与环境价值组成，实行分开结算，确保环境价值可追踪溯源，绿证随交易同步划转，助力“双碳”目标实现 [4] 市场运行与监管 - 国家发展改革委与国家能源局将密切关注电力中长期市场运行情况，充分发挥派出机构作用，督促市场运营机构规范组织交易、各类经营主体规范参与市场，并对市场运行情况进行监管 [4] 行业背景与数据 - 新一轮电改以来，国家发展改革委与国家能源局已先后于2016年、2020年制定修订《电力中长期交易基本规则》，为市场健康发展奠定基础 [1] - 数据显示，今年前三季度全国中长期交易电量占市场总交易电量的95.9% [1]

文章核心观点 四川省发布《2026年电力市场交易总体方案》，标志着其电力市场改革进入新阶段，该方案在市场主体、交易体系、市场运营、价格机制、风险防控等方面进行了全方位升级，旨在构建更高效、灵活、透明的清洁能源特色电力市场体系，为全国统一电力市场建设提供蓝本[1][8] 市场主体 - 首次明确2026年省内电力市场交易规模约2300亿千瓦时，预计较2025年略有增长，提高市场透明度[2] - 对市场成员进行重新分类，首次明确将新型储能、虚拟电厂、电动汽车充换电设施等列为新型经营主体，市场经营主体更加丰富多元[2] - 新增分布式新能源作为市场经营主体，并明确集中式风电和光伏将直接参与市场交易，意味着四川所有新能源项目上网电量将全部进入市场[2] 交易体系 - 缩减中长期交易品种，删除了弃水电量消纳、虚拟电厂交易等，新增保障性用电市场化交易和省间中长期外购挂牌交易，优化电网代理购电交易组织[3] - 中长期市场包括常规直购、绿电交易、电网代理购电市场化交易等类型，按年度、月度、月内等不同时间维度组织，年度交易要求2025年底前完成[3] - 将中长期批发市场交易与结算细化为24小时，在常规直购电月内集中交易中新增滚动交易和连续交易，增强市场交易灵活性[3] - 现货市场采用“多电源参与、全电量优化、全水期运行”模式，使水电、火电、新能源及储能等各类资源均可在同一平台竞争[3] 市场运营 - 电力批发交易分为中长期交易与现货交易两类，规定省间中长期合同、优先发电计划等多种电量的曲线形成方式，与现货市场高效衔接[4] - 现货市场由日前市场、日内市场和实时市场三阶段组织运行，采用全电量实时结算机制，发电企业等主体以每小时现货实时市场系统电价结算，独立储能等新型主体则以15分钟现货实时市场出清系统电价结算[4] - 零售套餐采用“固定交易价格+现货联动价格”模式，用户结算价格由约定时段的固定价格与对应时段现货实时市场加权均价按约定联动比例（5%~10%）组合形成[4] - 提出售电公司与零售用户不再约定交易电量，签约时按月分时段约定交易价格、全年联动价格比例以及批零收益分享基准及分享比例，收益分享基准默认值为7元/兆瓦时、收益分享比例默认值为50%[4] 价格机制 - 中长期年度、月度、月内（不含滚动交易）电能量交易限价范围按照丰水期、平水期和枯水期进行细分，将全年各月滚动的电能量交易限价范围放宽至0~481.44元/兆瓦时[5] - 现货市场中，发电侧电能量价格、用户市场交易电价通过市场化方式形成，取消高耗能用户电价上限，发电侧价格由“电能量+容量电价+辅助服务费用”三部分构成，电能量申报及出清价格限价范围均为-50~800元/兆瓦时[5] - 新规对分时电价执行方式进行了优化调整，明确零售用户非现货联动电量按现行分时电价政策执行[5][6] 风险防控 - 2026年发电、用电签约比例考核从“柔性管理”变为“刚性管理”，水电机组丰水期签约量不低于近三年平均电量的70%、枯水期为75%~80%，燃煤火电枯水期不低于80%，批发用户、售电公司等不低于上一年对应月用电量的60%[7] - 当年度中长期交易各月签约不足时，按照该月集中交易均价的60%支付考核费用[7] - 当发电侧或用电侧签约电量为正时，对偏差部分按价差的1.1倍进行收益回收；当签约电量为负时不回收[7] - 对售电公司履约能力提出更高要求，如其单笔交易可能导致批发合同电费高于零售合同电费且差额大于其履约保障凭证额度的80%，则该笔交易无法申报[7] - 售电公司分月在批发市场上的签约电量超过其代理各零售用户近三年对应月最大用电量之和的部分，应按其批发市场对应月份中长期合同均价额外缴纳履约保障凭证[7]

文章核心观点 - 国家能源局通报5起电力市场典型违规问题，旨在强化监管、规范市场秩序，这是深化全国统一电力市场建设、维护公平竞争环境、推动行业长期健康发展的关键举措[2] - 通报行为体现了“抓早抓小、防微杜渐”的审慎监管态度，旨在通过典型案例发挥警示教育作用，防范系统性风险，为市场健康发展“清障护航”[4][5] - 全国统一电力市场建设在2025年成效卓著，但改革已进入触及核心利益的“深水区”、风险增多的“风险区”和缺乏成熟经验的“无人区”，当前暴露的问题是市场从“建起来”到“强起来”过程中的必然阵痛[3] - 建设成熟的市场需要监管机构、市场运营机构以及所有市场主体协同共治，共同筑牢诚信、合规的基石，维护公平有序的市场环境[6][7][8] 2025年全国统一电力市场建设成效 - 2025年是电力市场化改革的里程碑之年，全国统一电力市场体系初步建成[2] - “1+6”基础规则体系初步构成，形成了市场的“四梁八柱”及统一“度量衡”[2] - 建成了“多层次、多品类、多功能”的全国统一电力市场体系[2] - 7月1日《跨电网经营区常态化交易机制方案》获批，打通了国家电网与南方电网之间的电力贸易“丝绸之路”[2] - 6月28日，南方区域电力市场启动连续结算试运行，标志着全球最大“电力超市”正式营业[2] - 截至目前，全国省级现货市场已基本实现全面覆盖[2] 改革现状与挑战 - 改革已进入“深水区”、“风险区”和“无人区”，市场规模化运行伴随风险因素增多[3] - 过去在局部或短期试运行中未充分显现的问题开始暴露，包括市场主体合规意识滞后、内部管控不足等问题[3] - 市场力集中、信息不对称可能引发操纵风险与公平性质疑[3] - 这些问题是市场从“建起来”到“强起来”、从“试验田”走向“成熟地”过程中不可避免的阵痛与考验[3] 通报案例分析与监管意图 - 通报的五起典型违规案例涉及发电企业间串通报价、同一集团下属企业集中报价、发电企业与售电公司串通报价以及滥用市场力操纵价格等多种类型[4] - 案例覆盖江西、山东、浙江、江苏等多个省份的中长期与现货市场[4] - 问题暴露了部分经营主体在市场快速扩容、机制深刻转型过程中，市场意识、规则意识、合规意识的欠缺[4] - 监管是市场建设的“内在标配”，国家能源局已于今年4月提前部署了覆盖22个省（区、市）的电力市场秩序突出问题专项监管工作，此次通报是该工作的成果体现[4] - 通报旨在“抓早抓小”，防范系统性风险，违规行为扭曲真实的市场供求关系与价格信号，损害公平竞争，长远会侵蚀市场信用根基[5] - 所有通报案例均明确违反《电力市场运行基本规则》等相关核心规章，强调规则是市场运行的“通用语言”[5] 对市场各参与方的建议 - **对市场运营机构**：应加强恪尽职守，筑牢“第一道防线”，严格执行各项制度，持续优化交易组织、信息披露和风险防控流程，完善技术平台衔接、规则对接和结算协同，提供透明、高效、可靠的服务平台[7] - **对所有发电企业、售电公司、电力用户**：建议坚决执行规则，坚守合规底线，以通报为镜对照检视自身交易行为，建立健全内部合规管理体系，加强对交易人员的培训与管理，摒弃“串通”“操纵”等旧思维，树立通过提升管理效率和服务品质赢得市场的竞争意识[7] - **对行业生态**：建议协同共治，塑造健康市场文化，除监管和自律外，需发挥电力市场管理委员会议事协调和行业自律作用，鼓励市场主体通过正规渠道反映诉求、提出建议，共同抵制违规行为，培育以信用为基础、以规则为准绳的电力市场文化[7]