国家能源局通报电力市场违规问题与市场建设方向 - 国家能源局通报5起电力市场典型违规问题，此举被视为纠正市场偏差、维护公平竞争环境的重要行动，并为观察和完善全国统一电力市场提供了宝贵案例，标志着电力市场治理从“建机制”向“强监管、优生态”迈出关键一步 [1] 违规行为分类与本质分析 - **第一类：“恶意犯规”——发电企业间违规串通报价**：此类行为被比喻为球场上的恶意犯规，指发电企业通过协商报价策略、统一行动等方式扭曲真实市场供需信号，属于主观恶意、破坏市场根基的行为，市场监管对此需保持零容忍的高压态势 [1] - **第二类：“技术不精犯规”——同一发电集团下属企业违规集中报价**：此类行为被比喻为球员因技术不精而犯规，指集团上级向下属电厂发布统一的中长期交易价格套餐，无意中触犯了“不得集中报价”的市场规则，反映出部分大型集团对市场化规则理解和内部合规管理存在差距 [2] - **第三类：“主动战术犯规”——发电企业与售电公司违规串通、违规行使市场力**：此类行为被比喻为比赛中的战术犯规，指市场主体在现有规则框架下，为最大化收益而采取的极端策略，如发售串通、利用阻塞行使市场力，这些行为是推动规则进化的重要反馈 [3] 违规现象产生的深层原因 - 通报的各类问题，既是市场初期发电企业专业人才缺乏、市场化经营能力不足以及国有企业管理体制要求下的无奈选择，也是市场建设初级阶段面临的中长期与现货市场未有效衔接、交易灵活性不足、市场结构较单一、集中度较高等矛盾的激化显现 [4] - 通报所涉及的5个案例因存在技术性判据而被判罚，但类似现象在当下的电力市场中普遍存在，市场主体即使不通过串谋的违规手段，也会在结构简单的市场体系下通过长期演化博弈逐步达到纳什均衡 [4] 推动全国统一电力市场发展的建议 - **强化规则的前瞻性与精细化**：规则设计需充分预判主体的博弈行为，一方面要完善风险监测指标体系，构建涵盖报价偏离度、市场集中度、超额收益评估等多维度的量化标准，另一方面要健全不良后果的界定阈值，清晰区分“合理报价策略”与“恶意操纵市场”的边界 [4][5] - **推动主体多元化并同台竞价**：通报案例均发生在火电装机占比较高的东部省份地区，主体类型单一、发电特性相似导致报价策略趋同，建议持续放开气电、水电、核电等电源入市，推动储能、虚拟电厂等新型主体参与市场，并研究建立不同类型主体同台竞价机制，优化交易组织时序及流程 [5] - **探索更加科学有效的收益监管模式**：建议探索建立长周期市场监管机制，如以年度中长期价格或发电企业年度收益率为基础的监管思路，并在此基础上以拉大市场峰谷价差为目标，优化现货市场限价机制，例如改变当前“许低不许高”的报价替换规则，推动峰谷价差回归合理区间 [6] 市场建设的长期展望 - 本次通报不仅是严肃的警示，更是推动市场走向成熟的宝贵契机，揭示出一个健康、有韧性的电力市场既需要恪守规则的“运动员”，也需要能够动态响应、智慧判罚的“裁判员”，以及高瞻远瞩、科学立规的“规则制定者” [6] - 将中国电力市场建设成为公平有序、充满活力且能引领全球能源转型的现代化体系是一项长期系统工程，需要沿着政企协同、产学研联动的道路稳步推进，不断凝聚监管、运营与创新的合力 [6]

能源供应保障有力 - 2025年夏季全国全社会用电量在七八月份连续超万亿千瓦时，创历史新高[2] - 2025年全国发电总装机预计超38亿千瓦，同比增长14%，全社会用电量首次超过10万亿千瓦时[2] - 预计全年原煤产量48亿吨以上，原油产量约2.15亿吨，天然气产量突破2600亿立方米并连续9年增产超百亿立方米[2] - 迎峰度冬期间，全国煤炭日均调度产量持续处于1200万吨以上的较高水平，供应基础坚实可靠[7] - 天然气实现连续9年稳定增产超百亿立方米，地下储气库超额完成年度注气任务，产供储销体系更加完善[8] 电力市场建设与资源配置 - 截至2025年9月底，全国累计完成电力市场交易电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%[2] - 全国统一电力市场在迎峰度夏期间充分发挥资源调节和价格引导作用，省间现货市场支援了川渝等20余个省份[3] - 迎峰度夏期间，省间现货市场7月至8月支援四川最大电力超800万千瓦[3] - 新疆通过跨区匹配，将午后光伏发电高峰与京津用电晚高峰对接，实现西部光伏消纳与东部电力保供[3] - 国家电网公司新建一批重点工程，预计2025年底前建成，可提升供电能力超3000万千瓦[7] 可再生能源发展与绿色转型 - 截至2025年9月底，全国可再生能源装机达21.98亿千瓦，同比增长27.2%，约占电力总装机的59.1%[4] - 其中水电装机4.43亿千瓦，风电装机5.82亿千瓦，太阳能发电装机11.27亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦[4] - 国家能源局预计2025年全年风电光伏将新增装机约3.7亿千瓦，利用率保持在94%以上，发电量约占全社会用电量的22%[4] - 大石峡水利枢纽工程总装机容量75万千瓦，建成后每年可生产超18亿千瓦时清洁电能，满足65万户家庭一年用电需求[4] - 截至2025年9月底，我国风电、太阳能发电总装机已突破17亿千瓦，为实现2035年36亿千瓦的目标，未来10年年均需新增约2亿千瓦[5][6] - 国家能源局表示，“十五五”时期是关键5年，需在扩大供给的基础上推动新能源“立起来”“靠得住”，并完善市场与价格机制[6] - 2026年能源工作目标包括全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上，并有序推进重大水电项目与核电发展[8] 能源技术创新与系统韧性 - 国网阜阳供电公司通过创新施工模式，将变电站检修停电时间由13天缩短至2天，提升了迎峰度冬期间电网可靠性[7] - 公司积极推广线路智能化改造与配电自动化，提升线路自愈能力以应对负荷增长和春节返乡等因素[7] - 西气东输三线中段、四线按期建成投产，增强了“全国一张网”的灵活调节和尖峰保供能力[8]

黑龙江2026年电力外送交易情况 - 黑龙江2026年电力外送总成交电量达146.68亿千瓦时，同比增长19.3% [1] - 其中绿电外送成交电量34.31亿千瓦时，创历史新高 [1] - 通过跨区输电通道将低谷时段电力外送浙江，成交电量18.04亿千瓦时，实现与浙江的电力余缺互补并缓解电网调峰压力 [1] - 为满足华北、华东绿电需求，与北京、上海、江苏、安徽、浙江等地达成年度绿电外送交易，其中送北京绿电成交电量10.39亿千瓦时 [1] 绿色电力交易的作用与意义 - 绿色电力交易是推动能源转型与可持续发展的关键力量 [1] - 可解决跨区消纳能力不足导致的“弃风弃光”问题 [1] - 鼓励清洁能源发电企业积极参与市场，促使更多风能、太阳能等可再生能源转化为实际电力并输送到需求端 [1] 政策引导与全国统一电力市场建设 - 国家发改委、能源局联合发布通知，提出促进电力要素在全国范围高效流通，推动跨省跨区电力交易频率和规模持续增长，增强电网整体运行效率 [2] - 政策旨在落实西电东送等国家能源战略，发挥省间余缺互济作用，并推动跨经营区交易常态化开市 [2] - 政策通过统一交易规则、计量标准与结算方式消除制度性障碍，例如明确跨省交易电量以“落地端”计量为准，并建立全国统一的电力市场数据平台 [4] 当前挑战与解决路径 - 面临绿电资源与用电负荷中心的空间错配问题，需要打破跨区交易壁垒 [2] - 需加快建设和优化跨区输电通道，提高资源跨区域配置能力，使西部、北部等绿色资源富集地区的电力顺畅输送至经济负荷中心 [2] - 需探索更灵活的输电通道运营模式，如引入市场化输电权交易和输电容量竞价机制，通过价格激励实现输电资源高效利用 [2] - 需从需求侧设计激励机制，如构建绿色电力消费评价体系，纳入企业社会责任或政府采购标准，探索对高比例购买绿电的用户实施电费优惠、税收优惠或碳资产奖励 [3] - 需加强顶层设计，制定统一的跨区交易规则与标准，消除地方保护主义，营造公平开放的交易环境 [4] - 需加大对跨区输电通道的投资建设力度，根据资源分布与需求科学规划通道布局，提高输送能力与效率 [4] 市场转型与深远影响 - 跨省跨区电力交易的深化正推动中国能源治理体系向“全国一盘棋”转型 [4] - 跨经营区绿电交易常态化，使“西电东送”从“政府主导”转向“市场驱动”，增强了战略实施的可持续性 [3] - 市场化手段有助于破解清洁能源开发与利用的时空错配难题 [4] - 推动跨省跨区电力交易常态化是实现清洁能源大规模开发与高效利用的关键 [3]

政策规划与目标 - “十五五”规划将实施碳达峰碳中和综合评价考核 碳双控成为项目评估重要依据 旨在推动经济社会发展全面绿色转型 [1] - 未来五年需在电力系统灵活性 市场机制完善和绿色生活方式塑造等方面取得实质性突破 以支撑碳达峰目标实现 [1] 地方能源结构调整实践 - 北京市每年约96%的能源消费来自外地调入 未来将持续压减成品油和天然气使用规模 进一步提高绿电占比 [2] - 2025年 北京从外地调入的绿电将超过400亿千瓦时 “十五五”期间将通过加大绿电采购力度 因地制宜发展绿色能源 [2] - 北京已出台政策鼓励在屋顶和建筑外立面安装光伏 [2] 产业技术创新与应用拓展 - 电池在绿色转型中的应用场景持续拓展 已不再局限于电动车和储能领域 [2] - 宁德时代已为900多艘电动船舶提供电池解决方案 并在内河和近海投入运营 [2] - 在低空经济领域 机器人及其控制系统对电池性能的要求也在提升 [2] - 钢铁 水泥等高耗能行业实现降碳目标离不开电气化改造和配套储能设施建设 推动电池应用场景不断延伸 [2] 制度与市场系统性创新 - 中国在绿色转型方面已完成系统性改革 在绿色电力领域形成了具有自身特色的制度创新 [3] - 从五年前启动的绿电跨省直购到今年推进的绿电直连 全国统一电力市场框架已逐步成型 [3] - 中国可再生能源的快速发展正成为推动全社会绿色转型的主要驱动力 使中国成为全球可再生能源体系的领跑者 [3] 电力市场机制改革 - 在建设新型电力系统过程中 电力市场要发挥重要作用 [3] - 未来五到十年 电力市场需要通过价格信号引导长期投资决策 例如新能源项目投向哪些区域很大程度上取决于当地电价水平 [3] - 电力市场需通过短期价格信号影响用电行为 引导生产和生活方式调整 使“什么时候多用电 什么时候少用电”逐步由实时电价来决定 [3]

文章核心观点 - 中国自主研发的电力求解器“天权”成功替代美国垄断软件，在南方区域电力市场实现全面应用，标志着中国在关键工业软件领域取得重大突破，不仅提升了电网运行效率与安全性，也为全国统一电力市场建设及向其他行业拓展提供了核心计算引擎 [1][4][9] 行业背景与重要性 - 求解器是用于优化计算的数学基础软件，被誉为“工业软件之芯”，全球大型电网、金融市场及供应链的最优运行方案都依赖于此 [1] - 过去30余年，美国凭借先进算法在该领域近乎垄断，成为操控工业文明的“隐形霸主” [1] - 国外求解器软件不提供源代码且封闭运行过程，如同“黑箱”，存在安全隐患 [1][6] 技术突破与性能表现 - “天权”求解器由南方电网牵头，联合杉数科技、清能互联等多方产学研单位历经5年研发而成 [6][7] - 相比之前使用的美国求解器Gurobi，“天权”单次计算平均时间从2111秒缩短至1827秒，计算性能平均超越14%，最大领先幅度达38% [4] - “天权”运算误差降低23%，运算稳定性提升21% [4] - 研发初期首次测试计算耗时是进口求解器的11倍，达2万多秒，经过持续优化最终实现反超 [6] 应用场景与规模 - “天权”应用于中国首个连续运行的区域电力市场——南方区域电力市场，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区 [1][2] - 该市场日均交易规模约38亿千瓦时，超过英国、法国、德国三国用电量总和 [2] - 市场计算涉及五省区2400多台各类发电机组，超120万个出清变量、超200万条约束条件，需每15分钟计算出最优方案 [2] - 这相当于从“2的780000次方”种方案中筛选出唯一最优解，是一个世界性难题 [3][4] 运行成效与经济效益 - “天权”已支撑南方区域电力市场超7000个模型节点、超200万项出清变量的高效计算 [9] - 自应用以来，日均降低总发电成本7000万元，减排二氧化碳1.86万吨 [9] - 作为超1642亿度电量、630亿电费的结算依据，支撑了该市场多项重大改革里程碑 [9] - 在2023年夏季用电高峰，保障了五省电网稳定运行，未出现停电事故或供电瓶颈 [8] - 通过成果转化销售至其他行业，促进相关企业生产效率提升2—10倍，年均创造经济效益260亿元 [10] 战略意义与未来规划 - “天权”的应用将中国电力保障的主动权掌握在自己手中，是建设全国统一电力市场的关键一步 [1][9] - 按照规划，到2025年全国统一电力市场体系初步建成，到2030年基本建成 [9] - 未来不仅为全国统一电力市场提供支撑，还将为油气、航空、制造等重点行业提供求解器解决方案 [9] - “天权”已在深圳虚拟电厂、新加坡综合能源公司等10余家国内外单位推广，展现出跨行业、跨地区的应用潜力 [10] - 这一技术突破可能重塑全球科技市场格局，促使更多国家寻求自主技术以摆脱依赖 [1]

文章核心观点 国家发改委与国家能源局联合发布《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，旨在通过四大关键举措——推动高比例签约、提高签约质量、保障高效履约、完善保障机制，以深化电力中长期市场建设，发挥其保供稳价的基础性作用，加快建设全国统一电力市场和新型能源体系 [1][9][25] 高比例签约要求 - **燃煤发电侧签约比例**：要求各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量不低于上一年实际上网电量的**70%**，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的**80%** [1][10][26] - **燃煤发电签约比例弹性调整**：各地可随煤电容量电价标准提高适当放宽年度签约比例要求，但原则上不低于**60%**，电力供需紧张地区可在迎峰度夏（冬）等时段适度上调签约比例要求 [10][26] - **用电侧签约比例**：要求保障用电侧每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的**80%** [2][11][27] - **跨省跨区签约规范**：对于优先发电规模计划明确的跨省跨区送电，送受双方需全额签订年度合同并明确分月计划和曲线，鼓励通过绿色电力交易形式落实优先发电计划，并建立完善大基地内部各电源整体参与市场交易模式 [3][11][27] 提高签约质量举措 - **完善分时段、带曲线签约**：各地应在年度电力中长期交易组织中实现分时段交易，现货市场正式运行和长周期试运行地区交易时段数应不少于**24个**，其他省份需根据净负荷曲线变化优化细化交易时段划分 [4][5][12][22][28] - **优化价格形成机制**：要求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用户不再执行政府规定的分时电价，鼓励签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，不得强制要求签订固定价，可要求煤电年度合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格 [6][13][23][29] - **加强平衡管理与交易校核**：要求做好多周期电力电量平衡管理，完善交易规则，指导市场运营机构对交易结果开展校核，设置交易上限以避免明显超发、超用电量签约 [13][29] 保障高效履约措施 - **推动省内连续灵活交易**：要求实现省内电力中长期连续交易，完善合同灵活调整机制，方便各类电源和用户开展偏差调整，并鼓励经营主体灵活开展合同转让等交易 [13][29] - **提高跨省跨区交易质效**：要求电力交易机构完善跨区中长期交易细则，提高交易频次，扩大集中优化出清交易范围，在月内交易中，因保供需要可不受输电通道常规送电方向、类型约束 [14][15][30][31] - **规范交易秩序**：要求加强经营主体中长期交易行为监测，依法查处滥用市场力操纵价格、违规串谋等行为，市场运营机构应加强市场监测分析，及时报告风险 [15][31] 完善合同保障机制 - **完善签约约束机制**：要求各地建立完善促进高质量签约履约的具体机制，国家发改委、能源局将完善市场交易信用评价指标体系，指导开展信用评价并将结果共享至信用平台 [16][32] - **落实跨省跨区优先发电计划**：要求统筹利用跨省输电通道，优先保障国家能源战略及政府间协议明确的送电安排，送受双方对曲线及价格存在分歧可报请协调，若未在规定期限达成一致，则由交易机构按计划电量均匀分摊形成送电曲线 [16][17][32][33] 政策实施时间安排 - 要求各地在**2025年12月10日前**向国家发改委、国家能源局书面反馈2026年度交易组织安排 [18][34] - 要求北京、广州电力交易中心配合送受电主体在**2025年12月25日前**完成全国2026年年度跨省跨区电力中长期合同签约 [18][34]

文章核心观点 国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，旨在通过深化电力中长期市场建设，保障高比例、高质量的合同签约与履约，以发挥其保供稳价的基础性作用，并推动全国统一电力市场建设与新型能源体系建设[5][6] 提高电力中长期合同签约质量 - **完善分时段、带曲线签约机制**：要求各地在年度电力中长期交易组织中实现分时段交易，以更精准反映各时段价格信号，有利于新型储能等灵活调节资源参与[2][9] - **细化交易时段要求**：对于电力现货市场正式运行和长周期试运行地区，交易时段数应不少于24个；其他省份需根据净负荷曲线变化优化细化交易时段划分[2][9] - **优化价格形成机制**：要求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[2][9] - **鼓励灵活价格机制**：鼓励合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求煤电年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格[2][10] 保障高比例签约要求 - **燃煤发电侧签约比例**：原则上，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的**70%**，并通过后续签订保障每月月度及以上合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的**80%**[7] - **签约比例灵活调整**：各地可随煤电容量电价标准提高适当放宽年度签约比例要求，但原则上不低于**60%**；电力供需紧张地区可在迎峰度夏（冬）等时段适度上调比例要求[7] - **用电侧签约比例**：要求用电侧每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的**80%**[8] 规范跨省跨区电力交易 - **全额签订年度合同**：对于优先发电规模计划明确的跨省跨区送电安排，送受双方需全额签订年度电力中长期合同并明确分月计划和送电曲线，以形成稳定的省间电力潮流[3][8] - **明确时间节点**：北京、广州电力交易中心需配合送受电主体在**12月25日前**完成全国2026年年度跨省跨区电力中长期合同签约[3][14] - **探索完善机制**：在满足保供需求基础上，可探索完善跨省跨区优先发电规模计划签约履约机制，并鼓励通过绿色电力交易形式落实[8] 保障合同高效履约与市场秩序 - **推动连续与灵活交易**：要求各地实现省内电力中长期连续交易，完善合同灵活调整机制，并鼓励经营主体灵活开展合同转让等交易[11] - **提高跨省跨区交易质效**：要求电力交易机构提高交易频次，稳步扩大多通道集中优化出清交易组织范围，逐步实现全局优化[11] - **规范交易秩序**：加强经营主体交易行为监测，对操纵市场价格、违规串谋等行为依法查处，并要求市场运营机构加强监测分析，防范市场风险[12] 完善合同保障机制 - **完善签约约束机制**：各地需建立并完善促进合同高质量签约履约的具体机制，国家层面将完善市场交易信用评价指标体系，指导开展信用评价[13] - **落实优先发电计划**：统筹利用跨省输电通道，优先保障国家能源战略及政府间协议明确的送电安排，优先满足长周期送电需求[13] - **分歧协调机制**：送受双方对送电曲线及价格存在分歧可报请国家发展改革委、国家能源局协调，若规定期限内未达成一致，由电力交易机构按计划电量均匀分摊形成送电曲线[14]

文章核心观点 - 中国储能行业正经历从依赖补贴到依赖市场博弈能力的根本性转变，全国统一电力市场框架的建立和现货交易的推广正在重塑储能的价值实现方式[3][5] - 储能必须从“备用资源”的旧定位中觉醒，进化为主动参与电力交易的“价值资产”，其价值发现需放在跨省协同的棋盘上考量[6] - 行业面临如何在新市场规则下精准计量和兑现价值、实现稳定收益的核心命题，这关乎企业生存与发展[6] - 为应对变局、凝聚共识、寻找发展路径，超过30家行业头部企业将于2026年1月8日齐聚深圳，参加“行家说储能开盛年会”，进行“策略对齐”[9][10] 行业现状与市场变革 - 全国电力市场统一框架已确立并成为现实，现货交易试运行省份超过28个，南方区域市场作为全国唯一的区域市场已率先开启连续结算运行[3] - 2025年1-10月，省间现货交易电量已占全部现货电量的14.8%，表明储能价值需在跨省协同中实现[6] - 电力市场注册经营主体数量相比2020年增长4倍以上，民营企业已成为推动能源转型的重要力量[8] - 在现货市场中，储能电站通过“低充高放”操作，单日收益可媲美月容量补贴，但预测外的电价波动也可能导致收益回撤[2] 政策导向与行业定位 - “十四五”期间，中国新型储能实现了从追赶到规模全球第一的跨越[8] - “十五五”时期，新型储能被定位为构建新型电力系统、保障能源供应安全韧性的核心技术之一[8] - 储能与煤电灵活性改造、抽水蓄能等协同发展，并与风电、光伏、氢能并列，被列为开展产业链国际合作和建设标志性工程的重点领域[8] - 国家将培育壮大“人工智能+能源”等新产业新赛道，并推动中国储能技术、产品和标准走出去，使其成为国际合作的新增长点[8] 企业发展与战略聚焦 - 企业需要掌握在新的市场规则下“稳收益、提效能”的密码，以掌握未来五年的发展主动权[6] - 头部企业的战略选择将主导未来资源流向，行业需在技术路线、商业模式及全球化竞争上寻找最大公约数[10] - 技术路线关注点包括长时储能、智能运维、大容量电芯的安全创新与规模化应用、数字化赋能以及虚拟电厂等[10][16][17] - 商业模式探索重点包括跨省协同、收益保障、储能聚合的商业模式与收益最大化路径，以及融资租赁等金融工具的应用[10][17] 行业会议与议程要点 - “行家说储能开盛年会”定于2026年1月8日在深圳举行，旨在厘清行业跃迁的路径与风险[10] - 会议将发布《2025电力市场与数智化储能调研报告》，并举行参编仪式[11][17] - 上午场主题为“十五五新周期下储能价值转化与技术革新”，将探讨新型储能需求测算、产品性能效率、电芯技术、数字化及虚拟电厂等话题[14][16] - 下午议程包括2025-2026年电力现货市场分析，以及围绕“新型储能应用的新场景与新机会”和“电力市场改革下的储能价值链构建”的圆桌对话[15][17] - 圆桌对话将探讨电力市场改革带来的机遇与挑战、供应链如何助力系统价值提升、未来可能引爆市场的应用场景，以及市场的“入场券”与“决胜牌”[15][17]

宏观经济与政策 - 前11个月全国一般公共预算收入同比增长0.8%[4] - 国际能源署预测2025年全球煤炭需求达峰[4] - 欧洲议会批准逐步停止进口俄罗斯天然气[4] 金融市场表现 - 美国国债收益率全线上涨，10年期收益率涨1.36个基点至4.153%[4] - 美股主要指数收跌，纳斯达克指数跌1.81%至22,693.32点[5] - 港股与A股主要指数收涨，恒生指数涨0.92%，上证指数涨1.19%[5] - 伦敦金现价报每盎司4,337.34美元，上涨0.80%[5] - ICE布伦特原油价格上涨2.95%至每桶60.66美元[5] 企业与融资动态 - OpenAI拟从亚马逊融资至少100亿美元[4] - SpaceX据悉通知员工进入IPO前的静默期[4] - 香港市场有6只新股于2025年12月18日招股，包括林清轩(2657)、英硅智能(3696)等[5]

政策核心 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布通知，宣布建立全国统一电力市场评价制度，旨在保障全国统一电力市场体系高效运行和有效监管 [1][2][22] - 评价工作将自2026年起正式组织开展，并制定相应的市场评价标准 [1][16][38] 评价内容框架 - 评价工作将围绕四个核心维度展开多维度综合评价：电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度 [1][4][24] - **市场运营效果评价**涵盖市场建设进展、技术标准、市场运营、市场共治及监管效果五个方面，目标是实现各类市场基本全覆盖、规则体系完整、运营高效、监管统一 [5][6][25][26] - **市场作用发挥评价**聚焦要素流通、安全效益、环境效益和经济效益，旨在促进跨省跨区交易增长、保障电网安全、推动新能源消纳与绿电交易、并维持电价在合理区间 [7][27] - **经营主体可持续发展评价**关注经营主体的经营状况、新业态与民营企业的培育以及市场满意度，明确市场将为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间 [8][9][10][28][29][30] - **市场竞争充分度评价**要求市场统一开放、主体有序竞争，并有效约束不当竞争与市场力滥用行为，同时健全信用惩戒机制 [1][11][31] 评价方法与实施 - 评价方法将构建科学的指标与标准体系，并采用定性与定量相结合、横向与纵向对比相结合、过程与效果评价相结合的多维综合分析方法 [12][13][14][33][34][35][36] - 将充分发挥数字化技术支撑作用，实现市场运行状态实时监测，并推动评价由“描述性”向“预测性”升级 [15][37] - 鼓励各地因地制宜、市场运营机构发挥优势开展量化评价，评价结果将形成报告供决策参考，并加强结果应用以促进整改提升 [16][17][38][39] 组织与落实 - 评价工作由国家发展改革委、国家能源局统筹组织，市场运营机构、高校、科研院所等多方共同参与 [18][40] - 省级相关部门需担负主体责任，加强协同，确保评价工作独立、专业、客观，并避免无效、重复评价 [18][40]