文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》的出台是锚定改革纵深方向、筑牢全国统一电力市场根基的关键举措，旨在通过规范市场运营、强化中长期与现货市场衔接、促进绿色低碳转型，为全国统一电力市场建设注入强劲动力 [2][3][10] 拓展多元主体参与，激发市场内生活力 - 为适应新型电力系统构建，将分布式能源、虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷、新型储能等新型经营主体纳入中长期市场管理范围，赋予其同等参与市场的路径，并明确其权利、义务与交易行为规范 [4] - 对于聚合不同分散资源（同时具有上、下网电量）的新型经营主体，要求区分各时段上、下网电量，并按聚合服务合同明确的电能量价格对分散资源进行单独结算，以确保责任边界清晰 [4] - 对虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体提出交易限额要求，旨在激发分散资源参与市场积极性的同时，有效防控其市场风险，并充分发挥资源聚合和灵活调节潜力 [4] 构建多层次市场架构，提升资源配置效率 - 电力中长期市场在保供应、促消纳、稳价格方面发挥积极作用，随着2025年跨电网经营区域交易机制基本建立、南方区域电力市场转入连续结算试运行、跨省区交易实现常态化开市，资源配置作用日益凸显 [5] - 明确跨电网经营区域交易由北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织，实现常态化交易，以协同推进区域电力互济与调节资源灵活共享 [5] - 鼓励跨省跨区电力中长期交易与省内电力中长期交易联合组织，并在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接，以防范省间与省内市场割裂风险 [5] 推动多品种交易有序衔接，增强市场运行弹性 - 构建覆盖数年、年度、月度到月内的全时序交易体系，鼓励月度及以上交易连续开市、月内交易按日连续开市，以实现长周期交易对冲风险与短周期交易灵活调整的有效协同，为新能源提供更稳定的收益预期与消纳空间 [6] - 逐步推动月内短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近，并要求设置中长期结算参考点作为中长期电量在现货市场的交割点，以促进价格信号传导顺畅 [6] - 允许中长期合同签订固定价格或随市场供需、发电成本变化的灵活价格，同时取消分时电价与时段人为规定，以真正发挥价格信号作用 [6] 健全绿电交易机制，服务绿色低碳转型 - 2024年发布的《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》内容被合并入《基本规则》，旨在为经营主体提供价值清晰、全程溯源的绿电消费凭证 [7] - 规范绿色电力交易组织，要求确保发电企业与电力用户一一对应，实现发、售、用全过程管控，以确保绿电环境价值可溯源，提升交易公信力 [8] - 明确绿电交易价格由电能量价格和环境价值组成，两者分开结算，且环境价值不纳入峰谷分时电价机制，以确保环境价值的纯粹性 [8] - 明确电力用户与聚合负荷侧资源新型经营主体的可再生能源消费义务，推动需求侧绿色电力消纳责任从“政策激励”逐步走向“刚性约束” [8] 强化市场行为监管，筑牢合规运行底线 - 《基本规则》以《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》为依据，旨在规范电力中长期市场行为，依法维护公平公正的市场秩序 [9] - 强化市场成员自律义务，要求其严格遵守市场规则，不得操纵市场价格或损害其他成员合法权益 [9] - 保障市场成员的平等权利，明确各成员同等享有法定权利、履行法定义务，禁止任何单位和个人不当干预市场运行、扰乱市场秩序或危害市场及技术系统安全 [9] - 详细阐明6类电力市场风险，要求市场运营机构加强监测预警与风险防范，并要求电力监管机构和政府有关部门做好争议协调，对违规行为依规处理 [9]

市场表现 - 1月5日A股三大指数集体上涨，电网设备板块上涨，全市场唯一的电网设备ETF（159326）涨幅达1.62%，成交额达4.02亿元 [1] - 电网设备ETF持仓股亿嘉和涨停，中元股份、安靠智电、精达股份、白云电器等股跟涨 [1] 政策驱动 - 国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，提出到2030年的具体发展目标 [1] - 目标包括：“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台 [1] 行业投资前景 - 华泰证券指出，全国统一电力市场建设加速推进，预计“十五五”期间电网投资有望达到4万亿元以上 [1] - “十五五”期间预计的4万亿元电网投资，相比“十四五”期间的2.8万亿元显著提升 [1] - 主网建设是重点方向，旨在助力全国电网网架实现互联互通，支撑全国统一电力大市场搭建 [1] 产品与指数构成 - 电网设备ETF（159326）是全市场唯一跟踪中证电网设备主题指数的ETF [2] - 指数成分股行业分布以输变电设备、电网自动化设备、线缆部件及其他、通信线缆及配套、配电设备为主 [2] - 指数中智能电网权重占比高达88%，特高压权重占比高达65%，均为全市场最高 [2]

电力中长期市场新规发布 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布新版《电力中长期市场基本规则》，旨在规范电力中长期交易行为，推进全国统一电力市场建设 [1] - 电力中长期交易是指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易，时间维度涵盖数年、年、月、月内（含旬、周、多日）等 [1] 规则修订背景与市场现状 - 新版规则是对2016年及2020年版本《电力中长期交易基本规则》的修订 [1] - 修订背景是新型电力系统和电力市场建设深化，新型储能、分布式电源、虚拟电厂等新型主体加速入市，市场基础条件发生较大变化 [1] - 2025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] 规则修订的核心方向与内容 - 规则适应电力市场建设“当前”和“长远”需要，系统规范电力中长期交易业务各环节 [2] - 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 [2] - 增加结算参考点等要求以适应现货市场发展 [2] - 细化电力市场风险防控要求 [2] - 承接未来5年中长期市场发展，增加新型经营主体参与中长期交易等概括性、前瞻性条款 [2] 交易机制优化与市场衔接 - 推动中长期交易向“更长”和“更短”周期延伸，鼓励开展多年期交易，以强化其“压舱石”作用 [2] - 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 [2] - 提升中长期市场灵活性，促进与现货市场的协同衔接 [2]

项目开工与投资 - 近期渝黔、湘粤、闽赣三项背靠背联网工程相继开工建设 [1] - 湘粤工程于12月27日在湖南郴州开工 投产后将实现国家电网与南方电网的柔性互济 [1] - 渝黔工程于12月26日在重庆开工 将加强国家电网与南方电网的互联互通 [1] - 闽赣工程于12月25日在江西瑞金开工 将建设江西首个柔性直流背靠背换流站 [1] - 包括上述工程在内的5项背靠背联网工程已获国家发改委核准批复 总投资244亿元 [2] - 5项工程将新建5座容量为300万千瓦的柔直换流站 线路总长度达1227公里 [2] 技术定义与功能 - 背靠背联网工程是通过“交流-直流-交流”转换 将不同步运行的电网安全高效连接起来的电力工程 [2] - 该工程相当于为不同区域电网加装高效“电力转换器” 实现跨区电力双向互送与资源优化配置 [2] - 工程可解决不同区域电网因非同步运行而无法直接相互输送电力的问题 [2] 项目背景与先例 - 涉及跨国家电网与南方电网经营区的3项工程中 渝黔和湘粤工程由国家电网牵头 湘黔工程由南方电网牵头 [2] - 国内已有建设先例 如2019年投产的渝鄂直流背靠背工程是当时世界首个电压等级最高、容量最大的柔性直流背靠背工程 [2] - 2022年投运的闽粤联网工程是国家电网与南方电网的首个互联互通工程 [2] 行业趋势与影响 - 中国正加快建设全国统一电力市场 旨在让电力跨越省界在更大范围内自由交易与优化配置 [3] - 国家发改委与国家能源局于今年7月发文指出 实现跨电网经营区常态化交易对打破市场分割和在全国范围优化资源配置具有重要意义 [3] - 业内人士分析 这些电力灵活互济工程投产后将显著提升区域间电力互补互济和紧急支援能力 [3] - 工程将为跨电网经营区常态化电力交易提供更坚实的物理基础 更好保障经济社会高质量发展的绿色用能需求 [3]

背靠背联网工程密集开工 - 近日，渝黔、湘粤、闽赣三项背靠背联网工程相继开工建设，旨在加强国家电网与南方电网之间或不同区域电网之间的互联互通，优化电力资源配置并增强电力稳定供应能力[1] - 背靠背联网工程通过“交流-直流-交流”转换，将不同步运行的电网安全高效连接，相当于为区域电网加装“电力转换器”，实现跨区电力双向互送[2] - 此前，总投资244亿元的5项背靠背联网工程获核准批复，将新建5座容量为300万千瓦的柔直换流站，线路总长1227公里[3] - 这些工程为全国统一电力市场建设和跨电网经营区常态化电力交易提供了坚实的物理基础，有助于在全国范围内优化电力资源配置[4] 特高压及重大基建项目进展 - 蒙西到京津冀正负800千伏特高压直流工程正式开工，总投资约172亿元，线路全长约700千米，计划2027年底投运，是内蒙古首条“沙戈荒”新能源基地外送通道[6] - 合新高铁合肥至泗县段开通运营，线路全长198公里，全线建成后将作为京港高铁与京沪二通道的关键连接线，提升区域交通效率[8] - 河南省高速公路通车总里程突破1万公里，达到10088公里，“十四五”以来新增里程超过2900公里[9] 人工智能与算力发展 - 浙江省强调加强算力资源统筹协调，优化布局以提高效率、降低成本，并加强模型开发应用及核心产业发展，推动人工智能赋能千行百业[5] 制造业与数字经济数据 - 《2025中国制造强国发展指数报告》显示，2024年中国制造强国发展指数与德国、日本处于同一区间，进入全球制造强国第二阵列[10] - 报告预计到2030年，我国信息通信设备、电力装备、新能源及智能网联汽车等7个产业将保持世界领先；到2035年，机器人、储能装备、集成电路等更多产业有望步入世界先进行列[10] - 2024年全国数字经济核心产业增加值为140891亿元，占GDP比重10.5%，其中数字技术应用业占比最高，达44.0%[11][13] 港口与区域发展 - 广西北部湾港集装箱吞吐量突破1000万标箱，成功跻身千万标箱大港行列，标志着《西部陆海新通道总体规划》主要目标任务完成[7] 科技成果转化 - 《2025浙江科技成果转化指数报告》显示，浙江省科技成果转化指数持续增长，成果交易分指数高达319.02，增长显著[14][15] - 2024年浙江省11个设区市呈三个梯队分布，杭州以544.45稳居榜首，温州、湖州等市总指数增幅高于47.59的平均值[17][19]

文章核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，废止了旧版规则，标志着中国电力市场化改革进入适应能源结构转型和新型电力系统建设的新阶段，这是一次立足全局的“系统性重构” [2][3] - 新规则旨在通过涵盖主体范围、市场协同、交易机制、绿电消纳等多方面的系统性提升“组合拳”，解决新型电力系统下的新要求与新挑战 [3] - 规则修订的核心目标包括：激活新型经营主体潜力、深化全国统一市场建设、强化中长期与现货市场衔接、促进绿色低碳转型发展 [3] - 南方区域电力市场将作为“示范田”落实新规要求，为全国统一电力市场提供“南方经验” [8] 契合新型电力系统：明确新型经营主体参与市场路径 - 明确“新型经营主体”定义，包含分布式电源、可调节负荷等单一技术类，以及虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网等资源聚合类，并清晰界定其权利与责任 [4] - 明确聚合交易方式，允许新型经营主体获取签约分散资源信息，支持分散资源通过签订聚合服务合同，以聚合单元身份参与电力中长期市场 [4] - 分布式电源、储能、电动汽车、可调节负荷等零散资源可以“化零为整”参与市场，激发源荷互动下的灵活调节潜力，提升电力系统安全稳定水平 [4] 深化全国统一电力市场建设：构建多层次市场体系 - 构建了中长期市场“省内交易”、“跨省跨区交易”和“跨电网经营区交易”的清晰架构，多层级市场格局更加清晰 [5] - 确定跨电网经营区交易由北京、广州电力交易中心联合组织并常态化开展，鼓励跨省跨区与省内交易联合组织，推进区域电力互济与调节资源共享 [5] - 明确多层级市场协同要求，跨省跨区交易出清、校核等环节应由区域、省级交易机构协同开展，以支持更大范围资源互济共享 [5] - 明确技术支持系统建设要求，需实现统一平台架构、技术标准、核心功能与交互规范，支撑全国统一市场数据信息纵向贯通与横向互联 [5] 强化中长期与现货市场衔接：构建多维立体价格信号 - 优化中长期合同分解机制，明确结算参考点设置原则，以更好发挥现货价格对经营主体生产消费的引导作用，凸显电力时空价值特性 [6] - 价格机制上，对直接参与市场的经营主体，直接应用现货价格信号引导用电行为，不再执行人为规定的分时电价水平和时段 [6] - 健全中长期价格形成机制，允许中长期合同电价与现货市场价格联动，更敏感、真实地反映市场实际供需 [6] - 推动月内等较短周期中长期交易限价与现货交易限价贴近，确保价格信号在不同时间尺度上的连贯性与一致性 [6] - 提升交易频次，提出数年、年度、月度交易定期开市，月内交易原则上按日连续开市，逐步提升灵活性以减少套利空间与市场扭曲 [6] 促进绿色低碳转型发展：健全新能源交易体系 - 交易机制方面，鼓励推广多年期购电协议机制，给予新能源更长期的消纳预期；提升短期交易频次，通过“灵活连续交易”更好适应新能源出力特性 [7] - 参与路径方面，明确了省内和跨省跨区（跨电网经营区）两种绿电交易路径，通过市场机制软联通在更大范围优化绿色资源配置 [7] - 提出了虚拟电厂等新型主体参与中长期市场的相关要求，为分布式新能源通过聚合方式参与市场提供规则支撑 [7] - 环境价值方面，明确了结算和偏差处理原则，将可持续发展价格结算机制相关要求纳入条款，以更好促进新能源发展 [7] 规则影响与未来展望 - 新规则通过四位一体的“组合拳”，旨在激发零散资源聚合调节潜力、扩大电力供需互济互补范围、提升市场资源配置效能、保障新能源高质量发展 [8] - 南方区域电力市场将坚决落实新规要求，进一步完善区域市场规则，落实连续开市要求，试点开展多年期跨电网经营区绿电交易，完善新型经营主体聚合、竞价和结算机制 [8]

长三角电力市场2025年运营成效与2026年建设重点 - 长三角电力市场管理委员会于2025年6月成立，旨在构建多层级议事协商机制，推动市场规则制定与实施，以国家“1+6”电力市场基本规则为遵循，助力全国统一电力市场建设 [1] - 2025年市场运营取得显著成效：区内省间互济交易电量突破1800亿千瓦时，提前完成国家能源局年度目标，互济电力峰值达4016万千瓦，占当时用电负荷的10% [2] - 绿电交易规模大幅增长，全年累计组织交易232场，成交电量8.78亿千瓦时，是上年的5.7倍，有力支撑了“双碳”目标 [2] - 跨电网经营区交易实现常态化，一季度达成南方电网送国家电网首笔跨电网经营区绿电交易0.53亿千瓦时，迎峰度夏期间通过跨电网交易增购南方电网21亿千瓦时 [2] 市场治理与生态建设 - 推动形成“政府引导、专业支撑、主体自治”的治理框架，并配合政府完善了长三角电力市场建设联席会议制度和工作专班规则 [2] - 积极培育专业化市场生态，通过主动走访经营主体、举办5期培训讲座、组织首届华东区域电力交易技能竞赛，营造了“共建共治共享”的良好氛围 [2] 2026年市场建设重点任务 - 2026年是“十五五”开局和深化全国统一电力市场建设的关键一年，长三角电力市场管理委员会将全面提升规范运营水平 [3] - 重点任务包括构建省间省内协同的制度体系，探索统一市场建设的长三角路径，逐步实现省间省内市场融合 [3] - 将通过创新驱动培育全国领先的市场生态，为全国统一电力市场建设作出贡献 [3]

政策文件与总体要求 - 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》[1] - 总体要求是统筹推进电力中长期市场与电力现货市场建设，在交易时序、出清和结算等方面做好衔接[1] - 发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定电力市场运行方面的基础作用[1] 市场建设与交易机制 - 适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易[1] - 推广多年期购电协议机制，以稳定长期消纳空间[1] - 促进跨省跨区电力中长期交易与省内交易在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接并相互耦合[1] - 开展跨电网经营区常态化交易[1] - 鼓励区域内省间交易机制创新，协同推进区域电力互济与调节资源灵活共享[1] 运营机构与技术标准 - 电力市场运营机构需按照统一标准开展市场注册、交易组织、结算和信息披露等工作[1] - 电网企业需在市场注册、交易组织、结算和信息披露等环节，按照统一标准与电力交易机构动态交互信息[1] - 电力中长期市场技术支持系统应实现统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范[1] - 技术支持系统需支撑全国统一电力市场数据信息的纵向贯通与横向互联[1]

规则修订背景与目的 - 新一轮电改以来 中长期交易规则于2016年和2020年制定修订 为电力市场健康发展奠定基础 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% [3] - 为落实二十届三中全会关于构建全国统一大市场及建设全国统一电力市场的部署 需推动市场基础制度规则统一 电力中长期市场是其重要组成部分 [3] - 新型电力系统建设深化 发用电计划全面放开 新能源全量入市 现货市场全面覆盖 绿电交易增长 新型储能等新主体加速入市 市场基础条件发生较大变化 [3] - 2020年6月印发的《电力中长期交易基本规则》有效期五年已到期 需修订以适应全国统一电力市场建设的新形势新要求 [3] - 修订旨在推进全国统一电力市场建设 规范交易行为 保护市场主体合法权益 [4] 规则主要修订内容 - 规则共13章98条 涵盖总则 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 [5] - 适应电力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 细化风险防控要求 增加新型经营主体参与交易等前瞻性条款 [5] - 做好基础规则体系衔接 将原规则中绿色电力交易专章内容合并融入交易品种与组织等章节 删减已在其他基本规则中明确的市场注册等内容 强化“1+6”基础规则体系统筹 [5] - 推动中长期交易向更长和更短周期延伸 鼓励开展多年期交易以强化其“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 [6] 规则落实与监管 - 国家发展改革委 国家能源局将密切关注市场运行 发挥派出机构作用 督促市场运营机构规范组织交易 各类主体规范参与 并对市场运行情况进行监管 [8] - 国家能源局派出机构会同政府主管部门将组织电力交易机构根据规则拟定各地和区域电力中长期市场实施细则 确保与基本规则一致 实施细则需报国家发展改革委 国家能源局备案后施行 [8]

文章核心观点 - 在“双碳”战略和新能源全面入市的背景下，户用光伏行业正经历从政策驱动向市场驱动的深刻变革，山东省率先调整政策，将自2027年起把非自然人户用分布式光伏项目移出保障性收购电价（机制电价）竞价范围，此举旨在引导行业回归电力本质、就近消纳和高质量发展，并可能引发全国性政策跟风，倒逼企业进行商业模式创新与降本增效 [1][2] 行业现状与山东市场地位 - 2020至2023年，户用光伏新增装机占比连续超过20%，与工商业分布式、集中式光伏形成三分天下的市场格局 [1] - 山东省是中国光伏装机第一大省，截至今年9月底，光伏累计装机达9172.8万千瓦，连续7年多位居全国第一，其中分布式光伏装机5978万千瓦，户用光伏占据“半壁江山”，高居全国首位 [1] - 山东省电源装机远超负荷，光伏集中出力加剧了电网调峰压力，直接促使政策端引导新能源结构调整 [1] 政策变革的具体内容与方向 - 山东省自2027年起，非自然人户用分布式光伏项目不再纳入保障性收购电价（机制电价）竞价范围 [1] - 此前，山东省已规定2025年6月18日（含）后投产的一般工商业光伏、2025年6月1日（含）后投产的大型工商业分布式光伏等项目，除自发自用电量外的上网电量全部参与市场交易，不纳入机制电价执行范围 [2] - 政策调整的核心原因在于，大批量资本介入的非自然人户用项目偏离了分布式光伏“就近消纳”的初衷，在产业向高质量跃升背景下成为改革重点 [2] - 保障性收购电价制度本身是过渡性政策，未来终将面向全国统一电力市场 [2] 政策影响与行业趋势 - 山东政策向资本方敲响了谨慎投资的警钟，市场对于此类政策转变应有一定预期，且山东是第一个但不会是唯一一个调整政策的省份 [2] - 全面市场化将加速光伏项目回归电力本质属性，以出力匹配价格曲线为核心，倒逼企业进一步降本增效和商业模式转型 [2] - 每一次政策调整都伴随行业洗牌，提高行业门槛是大势所趋，分布式光伏系统价格处于低位为模式创新提供了条件 [3] - 建议企业将山东视为“试验田”，积极探索光储融合、混网光储系统、虚拟电厂等市场化商业模式 [3] 电力市场与电价机制改革 - 近期国家发改委、国家能源局通知要求，各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价 [3] - 陕西电力交易中心已明确，2026年市场化用户的分时价格不再执行峰谷浮动政策 [3] - 政策性的峰谷分时电价存在局限性，例如连续阴雨天时光伏午间出力减少，既定低谷电价难以灵活匹配市场变化，未来电源侧和负荷侧均处于市场之下，需要更灵敏的市场预判和电价政策 [3] - 取消分时电价不意味着电价统一，而是让整个电力市场供需完全由市场决定价格，这将倒逼储能回归调节性资源属性，商业模式彻底重构，盈利模式将从简单的峰谷套利转向负荷预测、运营补偿、交易风控等，门槛抬升但可能更为丰厚 [4]