论坛概况 - 论坛于10月23日在苏州举办 主题为“适应能源转型的电力市场建设与监管” [1] - 论坛由国家能源局市场监管司指导 中电联主办 多家单位联合承办 [3] - 来自国内外政府部门 监管机构 企业 高校等200余人现场参会 [3] 会议核心议题与共识 - 各方一致认为探索适应新形势的电力市场建设与监管模式是各国面临的重大课题 [1] - 共同探讨了高比例可再生能源背景下的电力市场机制建设与监管路径等关键问题 [1] - 未来应持续加强国际合作与规则互鉴 完善监管协作以提高监管效能 [1] 中国电力市场建设成果 - 中国电力市场建设经过十年深化改革已取得显著成效 [1] - 初步建成覆盖省间 区域 省内的多层次统一市场体系 [1] 论坛讨论内容 - 主旨报告环节覆盖了我国统一电力市场发展路径 促进能源转型的市场机制设计等关键领域 [2] - 圆桌对话围绕“高比例新能源背景下的市场建设与监管”展开 专家从多角度提出意见建议 [2] - 讨论在市场机制 监管创新 国际经验 企业实践等方面达成了多项共识 [2] 论坛重要成果 - 论坛发布并解读了《全国统一电力市场发展规划蓝皮书（英文版）》与《2024年度中国电力市场发展报告（英文版）》两份重要文件 [2] - 英文版报告的发布展现了中国电力市场建设的进展与规划 搭建了国际知识共享的桥梁 [2]

全国统一电力市场建设进展 - 我国启动跨电网经营区常态化电力交易机制，南方电网和国家电网首次开展跨电网经营区现货交易，交易电量达4230万度 [1] - 电力市场正从分散、规则不统一的格局加速迈向全国统一的“电力大超市”，实现跨区域资源调配新图景 [1] 市场交易规模与增长 - 今年1至8月，全国累计完成电力市场交易电量43442亿千瓦时，同比增长7.0％ [3] - 跨省跨区交易电量达10294亿千瓦时，同比增长9.4％，每4度交易电量中就有1度通过跨省区调配实现 [3] - 南方区域电力市场日均交易电量达38亿度，市场交易规模超过英法德三国之和 [3] 制度与规则建设 - 《能源法》立法取得突破性进展，《电力市场监管办法》修订完善，市场运行等四大基础规则相继落地 [3] - 2025年是全国统一电力市场计划初步建成的关键之年 [3] - 国家层面印发《跨省跨区电力应急调度管理办法》，为跨省区电力应急调度提供规范性文件 [8] 南方区域市场实践与成效 - 南方区域电力市场于6月28日启动连续结算试运行，涵盖广东、广西、云南、贵州、海南5省份，建成打破省级壁垒的电力现货市场 [3] - 采用全区域主体同台竞争、统一出清的市场模式，发挥价格信号作用引导资源流动 [4] - 历经35个月前期准备和12轮短期试运行测试，最终实现连续结算试运行的突破 [5] - 连续结算试运行期间，通过市场优化的西电东送总电量达698.1亿千瓦时，较优先计划增送84.2亿千瓦时 [9] 迎峰度夏期间的市场化保供 - 今年夏季南方五省区系统最高负荷达2.57亿千瓦，同比增长2.9％，广东用电负荷突破1.6亿千瓦 [7] - 市场机制通过跨省区实时价格信号精准引导资源流动，缓解局部“卡脖子”问题 [7] - 1至8月西电东送完成电量1665亿千瓦时，同比增长4.1％，云南外送电量1109亿千瓦时，广东受西电电量1457亿千瓦时，均创历史同期新高 [7] - 广东受西电最大电力达4400万千瓦，占广东最大负荷的30％，日最大电量9.87亿千瓦时，占广东用电量的33％ [8] - 应急调度单日消除各地电力缺口最大超过1300万千瓦 [8] 跨区域电力支援与交易常态化 - 7月1日至9月底，南方区域通过闽粤直流通道持续送电华东 [8] - 7月16日至17日，广东通过江城直流应急调度支援四川120万千瓦 [8] - 10月11日、13日，南方电网按闽粤直流最大通道能力支援华东，最大电力180万千瓦 [8] 新能源消纳机制 - 区域现货市场通过全区域统一出清，自动适应新能源随机性与波动性 [9] - 当风电、光伏大发时，西部省区电价走低，新能源企业通过“以价换量”策略争取更大发电量，实现能源替代和跨省区增送 [9]

事件概述 - 南方电网与国家电网于10月13日首次达成跨电网经营区电力现货交易 [1] - 南方电网的电力资源首次以现货交易形式跨越传统经营区域界限，按当前通道能力满功率支援华东地区 [1] - 交易为华东地区增加180万千瓦用电保障，标志着全国统一电力市场联通机制全面达成 [1] 交易机制与规模 - 国家电网组织浙江、上海等华东省区申报购电需求，通过交易中心进行量、价申报，参与南方区域现货市场交易 [4] - 南方区域电力市场通过全域资源统一集中优化，在满足经营区内2.36亿千瓦负荷供应保障的同时，满足了华东地区180万千瓦、共4230万千瓦时电量的紧急购电需求 [4] 交易特点 - 此次交易是首次在国家电网和南方电网两大经营区之间实现的、精确到15分钟尺度优化的现货交易，突破了以往主要通过中长期交易开展、灵活性不足的模式 [7] - 交易打破了物理网络和经营管理上的壁垒，验证了不同市场规则衔接、跨区输电通道充分利用以及两大运营机构“联合交易、联合调度、联合结算、联合运营”等关键机制 [9] 行业意义与影响 - 此次成功实践验证了跨电网经营区常态化交易机制的必要性和可行性，为全国统一电力市场“一盘棋”运营提供了成功范式 [9][10] - 交易体现了市场在资源配置中的决定性作用，华东地区以更合理的价格获取电力支援，缓解了局部电力供应压力，而南方区域的富余电力则找到了新的消纳渠道，避免了资源浪费 [10] - 此次交易是电力体制改革向纵深推进的生动体现，表明一个开放、竞争、有序的全国统一电力市场正在加速形成 [12] - 跨经营区电力交易机制的常态化将有助于保障国家能源安全，并服务于“双碳”目标 [12]

行业投资评级 - 投资评级：看好丨维持 [12] 核心观点 - 风光新能源是实现双碳目标的核心抓手，当前行业处于量质裂变的奇点，面临发电占比提升与消纳压力加剧并存的局面 [4][7] - 十五五期间新能源将进入高质量发展新阶段，发展模式将从重规模转向重消纳、重效益，以提升新能源消纳能力为核心 [7][49] - 电力体制改革将在促进新能源消纳中发挥基本支撑作用，储能、新业态和特高压将成为发电利用消纳的核心力量，绿色氢氨醇则有望成为非电利用放量的突破口 [8][10][111] 行业发展现状与矛盾 - 截至2024年底，中国光伏装机规模达886GW，风电装机规模达521GW，分别占全国发电装机总规模的26.4%和15.6% [29] - 2024年风电发电量达9968亿kWh，光伏发电量达8383亿kWh，合计发电量占比超过水电，成为第二大主力电源 [31][34] - 2024年电源投资规模约为电网投资的2倍，电网投资进度相对电源投资偏慢 [35][37] - 2025年上半年光伏全国利用率最低值为93.4%，风电为92.4%，消纳压力加剧 [43] - 新型储能利用指数持续低于50%（2025H1为48%），未能充分发挥消纳作用 [45][47] 发电利用：消纳核心路径 储能商业模式构建 - 电力现货市场提供电能量价差收益，2025年蒙西、山东、山西储能充放价差均在400元/MWh以上 [59][61] - 辅助服务市场化定价并提供良好回报，费用向用户侧疏导进一步提高效益，山西一次调频市场报价5-10元/MW，二次调频上限15元/MW [64] - 容量电价制度正在建立，山东储能容量补偿60元/kW·年，甘肃征求意见稿标准为330元/kW·年 [70][71] 新业态创新发展 - 国家支持绿电直连、就近消纳等新业态，虚拟电厂目标到2027年调节能力达2000万千瓦以上，2030年达5000万千瓦以上 [72][74] - 新型经营主体已超过4000家，电力市场经营主体数量由2016年4.2万家增至2025年97万家 [76][78] - 新业态本质特征为突出新能源本地化消纳属性和以荷定源的发展模式 [72] 特高压跨区消纳 - 2024年受端电网公司在省间交易中占据接近90%的购买量，为大基地项目提供较好保障 [80][82] - 跨省跨区远距离输电具备经济性，以送江苏为例，落地电价仍低于江苏燃煤基准价 [82] - 特高压输电价格可能实行两部制或单一容量制，有望提高项目经济性和利用率 [82][83] 非电利用：绿色氢氨醇突破 绿电成本下降 - 2025年光伏组件价格已降至0.1欧元/W以下，陆风风机招标价从2019年约4000元/kW下降至约1500元/kW [88][91] - 2025年上半年各省光伏现货平均价格低于200元/MWh，部分省份低于150元/MWh [89][95] - 当绿电价格接近0.1元/kWh时，绿氢价格有望接近10元/kg（基于4.9kWh/立方米电耗，3500h年运行） [92][96] 绿色氢氨醇应用拓展 - 绿氢合成氨已规划产能800万吨/年，占合成氨产能比重超10%；绿色甲醇已规划产能1000万吨/年，占甲醇产能比重近10% [97][100] - 国际海事组织（IMO）通过全球航运业净零排放框架，预计2027年3月生效，船用绿醇远期空间广阔 [103][104] - 基于能源可供性、经济性等综合评价，绿色甲醇为远期最佳船用清洁燃料，发展潜力最大 [108][109] 电力市场改革推进 - 2025年1月发布新能源全面入市政策，推动上网电价全面由市场形成，建立可持续发展价格结算机制 [49][50] - 电力现货市场加快建设，2025年底前多数省份目标启动连续结算试运行或转入正式运行 [55][57] - 全国统一电力市场框架基本建成，未来将发挥优化资源配置、促进新能源消纳的核心作用 [53][55]

文章核心观点 - 加快建设全国统一电力市场是构建新发展格局的基础支撑和内在要求，旨在通过市场化改革实现电力资源在全国范围内的优化配置 [3][4] - 该市场建设是深化电力体制改革的关键举措，对保障能源安全、促进绿色低碳转型及提升经济稳定性具有战略意义 [5][7][8] - 当前市场建设已取得初步成效，但需在制度规则、基础设施、要素市场等方面纵深推进以提升运行效率 [10][11][14] 全国统一电力市场的战略意义 - 为畅通国内大循环提供重要支撑，能有效解决新能源消纳、能源安全及价格机制等区域性问题 [6] - 在复杂国际环境下筑牢能源安全与经济稳定基础，通过市场化机制带动新能源、储能等战略性新兴产业发展 [7] - 加快经济社会发展绿色低碳转型进程，促进电碳市场协同，支撑新能源大规模消纳 [8] 全国统一电力市场建设现状 - 市场体系初步形成，覆盖省际、省内多时间维度的交易品种，经营主体数量突破80万家，售电公司超4000家 [10] - 市场规则基本完备，以《电力市场运行基本规则》为基础，打破地方保护和省间壁垒 [11] - 市场规模持续增长，2024年全国市场化交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例提升至63%，较2016年增长超过10倍 [11] 纵深推进市场建设的重点方向 - 统一制度规则，破除地方保护与市场分割，完善新能源参与市场交易的规范 [14] - 统一基础设施，加快电网智能化改造，提升新能源消纳能力和资源配置能力 [15] - 统一要素市场与商品服务，优化省间电力现货市场机制，健全电能量与辅助服务市场体系 [15]

充电基础设施建设进展 - 中国建成了全球最大的电动汽车充电网络，车桩比达到每5辆车有2个充电桩 [1] - 全国公共充电站总量达30多万座，较2021年增长303%，数量远超11万座加油站 [15] - 杭州市区充电服务半径仅0.9公里，高速服务区超充站全覆盖，191个乡镇实现充电设施乡乡通 [7] - 杭州梅林村充电站桩数量从2021年4个增至16个，增长4倍，并加装光储充一体化设备 [3] 充电技术升级与效率提升 - 通过加装超充和快充设备，车主充电时间缩短一半 [3] - 国家电网计划在城区形成“5分钟充电圈”，在乡村重要地区形成“15分钟充电圈” [9] - 长途自驾案例显示，行驶2900公里充电7次，平均充电时间30-40分钟 [13] 新能源汽车出行模式变化 - 2000-5000公里级别行程占比从2023年12%提升至2025年27% [18] - 5000-6000公里级别路线规划探索案例在2025年同比激增470% [18] - 充电高峰出现在每天11时至13时的谷电时间段 [5] 车网互动与电力市场创新 - 新能源汽车可反向对电网“送电”，案例显示放电15度获得26元收益 [21] - 车网互动规模化试点目标为在低谷时间充电比例达到60% [27] - 全国统一电力市场通过价格信号引导充电行为，实现“削峰填谷” [25] - 2025年新能源汽车保有量预计接近4500万辆，具备巨大调峰潜力 [32] 全国统一电力市场建设成效 - 每3度电中有2度通过市场交易方式形成 [33] - 2025年实现跨电网经营区常态化交易，电力市场注册经营主体达97万家，是2020年的5倍 [35] - 全国统一电力市场将车主从用电方转变为电力市场参与者 [29]

全国统一电力市场的战略意义 - 建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场、推动高质量发展的重要探索实践 [2] - 电力是经济社会发展的基础性支撑，电力资源优化配置关乎能源安全与高质量发展大局 [2] - 以市场化方式实现电力资源在全国范围优化配置，为畅通国内大循环提供重要支撑 [3] 全国统一电力市场的核心作用 - 有助于解决能源安全、绿电消纳、价格机制等在小区域难以有效解决的问题 [3] - 为在复杂国际环境下保持能源安全与经济稳定筑牢坚实基础 [4] - 加快经济社会发展绿色低碳转型进程，促进电碳协同发展 [6] 全国电力市场建设现状 - 市场体系初步形成，经营主体数量突破80万家，售电公司超过4000家，新型主体不断涌现 [7] - 市场规则基本完备，建立基础规则体系，实现“一地注册、全国共享” [7] - 市场规模持续增长，2024年全国市场化交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例提升至63% [8] 纵深推进统一电力市场建设的重点方向 - 统一制度规则，加快完善法规标准体系，破除地方保护、行业垄断和市场分割 [9] - 统一基础设施，加快电网基础设施建设和智能化改造，提升资源配置能力与新能源消纳能力 [9][10] - 统一要素市场，优化省间电力现货市场运行机制，促进电力资源在更大范围畅通流动 [10] 市场开放与未来发展 - 扩大市场开放，推动“一带一路”能源合作，提升我国在全球能源治理中的制度性话语权 [11] - 加快构建能源互联网，积极推进与周边国家电力互联互通，推动清洁能源全球高效配置 [11]

绿电跨省输送里程碑事件 - 内蒙古绿电首次成功输送至海南，实现清洁能源有史以来最远距离的跨省输送，距离超过3000公里[1] - 此次交易由北京电力交易中心和广州电力交易中心共同组织，利用全国统一电力市场及跨区跨省输电通道完成[1] - 交易总电量达833.5万千瓦时，有效提升了"双节"期间海南的电力供应保障能力[1] 内蒙古资源禀赋与能源结构 - 内蒙古风能技术可开发量达14.6亿千瓦，约占全国总量的57%[1] - 内蒙古太阳能技术可开发量达94亿千瓦，约占全国总量的21%[1] - 2024年内蒙古新能源总装机在全国率先突破1亿千瓦，超过火电装机规模，占电力总装机的52%[1] 内蒙古外送电规模与地位 - 2024年内蒙古外送电量达3377亿千瓦时，占全国外送电量的六分之一，外送电量连续多年位居全国首位[2] - 2024年内蒙古绿电外送量超过600亿千瓦时，占全国绿电外送量的三分之一[2] - 2024年内蒙古绿电交易结算电量为762亿千瓦时，位居全国第一[2] 绿电交易合作与网络拓展 - 截至2025年9月，内蒙古已与8个省区建立了绿电外送交易合作机制[2] - 2025年6月，蒙西电网绿电首次外送南方电网，将绿电送至广东[2] - 此次交易依托跨区域输电通道剩余空间，精准匹配受电端清洁能源需求，实现多网协同优化配置[2]

充电基础设施建设进展 - 浙江杭州梅林村国家电网充电站充电桩数量从2021年的4个增长至16个 翻了4倍 [1] - 全国公共充电站总量达30多万座 较2021年增长303% 远超过加油站的11万座 [7] - 杭州市区充电服务半径为0.9公里 高速服务区超充站全覆盖 191个乡镇充电设施实现乡乡通 [3] - 国家电网计划在城区形成5分钟充电圈 在乡村重要地区形成15分钟充电圈 [4] 充电技术升级与服务优化 - 梅林村充电站加装光储充一体化设备 车主可直接使用屋顶光伏所发绿电 [1] - 通过加装超充和快充设备 车主充电时间缩短了一半 [1] - 充电桩建设结合整村光伏推进 实现新能源和充电桩融合的光充储一体模式 [4] 车网互动与电力市场创新 - 新能源汽车可反向对电网送电参与车网互动 深圳车主放电15度获得26元收益 [7] - 南方电网一家充电站累计放电量达8200度 相当于1025户家庭一天的用电量 [9] - 虚拟电厂在光伏发电高峰时段引导车辆集中充电 帮助车主平均节省充电成本15% [9] - 车网互动规模化试点目标为低谷时间充电达到60% [9] 全国统一电力市场发展 - 全国统一电力市场初步建成 电力市场注册经营主体达97万家 是2020年的5倍 [11] - 每3度电中有2度通过市场交易方式形成 实现了跨电网经营区的常态化交易 [11] - 2025年底我国新能源汽车保有量预计接近4500万辆 大部分车辆可参与绿色车网互动 [11]

文章核心观点 - 建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场、支撑新发展格局、推动高质量发展的关键探索与实践，旨在通过市场化机制优化电力资源配置，保障能源安全，促进绿色低碳转型，并提升国家在复杂国际环境下的经济韧性与竞争力 [2][3][4][6] 全国统一电力市场的战略意义 - 电力市场是全国统一大市场的重要组成部分，其建设是构建现代能源体系、推动能源高质量发展的重大部署 [2] - 建设全国统一电力市场是深化电力体制改革的重要举措，有利于促进电力资源优化配置、保障电力供应，并为建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场提供助推力 [3] - 电力是国民经济的“血脉”，是畅通国内大循环的重要支撑，统一市场有助于解决能源安全、绿电消纳、价格机制等区域难以解决的问题 [4] - 建设全国统一电力市场能够以市场化机制释放需求潜力，带动新能源、储能、智能电网等战略性新兴产业创新发展，提升能源体系韧性和风险抵御能力 [5] - 统一市场有利于实现绿电大范围消纳和电碳协同发展，加快经济社会发展绿色低碳转型进程 [7] - 在建设统一市场的同时推动能源电力领域制度型开放，有助于利用国内国际两个市场、两种资源，为我国在复杂国际环境下保持能源安全与经济稳定提供坚实基础 [6] 全国统一电力市场建设已取得的成效 - 市场体系初步形成：市场空间覆盖省际、省内，时间覆盖多年至日内现货交易，交易标的覆盖电能量、辅助服务等；全国电力市场经营主体数量已突破80万家，售电公司超过4000家，新业态新型经营主体不断涌现 [8] - 市场规则基本完备：以《电力市场运行基本规则》为基础，三大交易规则为主干的电力市场基础规则体系初步建立，有效解决了规则碎片化问题，实现“一地注册、全国共享” [9] - 市场基础设施逐步完善：全国电网互联互通水平提升，“西电东送”工程输电能力超过3亿千瓦；农村电网巩固提升，城乡配电网一体化发展加速 [9] - 市场规模持续增长：“计划电”向“市场电”转型稳步推进，2024年全国跨省跨区市场化交易电量1.4万亿千瓦时，较2016年增长超过10倍；全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例由17%提升至63%；2024年新能源市场交易电量为9569亿千瓦时，占新能源发电量的52.3% [9] 当前面临的挑战与未来建设方向 - 当前电力市场仍面临交易模式、产品体系、交易规则和电价体系等协同和衔接不足问题，制约了统一市场运行效率 [10] - 纵深推进全国统一电力市场建设需深入贯彻“五统一、一开放”的基本要求 [11][12] - **统一制度规则**：加快完善法规及标准体系，破除地方保护与市场分割，细化运行规则，完善新能源参与市场交易的相关规范 [12] - **统一基础设施**：持续加快电网基础设施建设和智能化改造，提升资源配置与新能源消纳能力；加快发展分布式电源、新型储能等新产业，推动配电网向“有源”双向交互系统转变 [12] - **统一要素市场**：优化省间电力现货市场运行机制，拓展其范围；强化各省级电力市场的功能性统筹和标准化设计 [13] - **统一商品服务**：健全完善电能量市场与电力辅助服务市场并重的市场体系，实现两者有机衔接 [13] - **统一监管机制**：提升执法效能，完善数字化监管等方式，加强监管衔接，健全涉企收费长效监管机制 [13] - **扩大市场开放**：推动“一带一路”能源合作，加快构建我国能源互联网，积极推进与周边国家电力互联互通，推动清洁能源全球范围高效配置 [14]