8月6日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》正式挂网，标志着我国以《电力市场运行 基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑，涵盖电力市 场各品种各环节的"1+6"基础规则体系初步构建完成。 自此，我国电力市场化改革完成了从区域分散探索向全国统一规范运行的重大历史性跨越，为全国统一电力市场规范有序 运行提供坚强的制度支撑，从顶层设计上统一了电力市场"度量衡"。 破壁筑基 一场以构建"全国统一电力市场体系"为目标的深层次制度变革，正深刻重塑我国电力行业格局。 统一电力市场体系的十年求索 党的十八大以来，党中央、国务院擘画的全国统一大市场宏图，正以前所未有的力度加速推进。 从2022年3月，中共中央、国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》，到2024年7月，中国共产党第二十届中 央委员会第三次全体会议通过《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》，两份纲领性文件都将"统 一市场基础制度"置于构建全国统一大市场的首要位置。 今年7月份召开的中央财经委员会第六次会议强调，纵深推进全国统一大市场建设，基本要求是"五统 ...

消费品以旧换新资金 - 第四批690亿元消费品以旧换新资金将于10月下达，届时将完成今年3000亿元的资金下达计划 [1] 人工智能应用 - 目前处在人工智能应用落地的关键窗口期，社会各界应用人工智能的需求强烈 [2] 经济运行与政策 - 上半年内需对GDP增长的贡献率为68.8%，继续发挥增长动力作用 [3] - 外贸进出口现强大韧性，装备制造业压舱石作用持续发挥，现代服务业加快发展 [3] - 将推动稳就业、稳经济若干举措陆续出台实施，保持政策的连续性、稳定性 [3] - 常态化开展政策预研储备，不断完善稳就业、扩内需的政策工具箱 [3] 全国统一大市场建设 - 1—4月份全国省际贸易销售额占全部销售收入的比重为40.4%，较上年同期提高0.6个百分点 [4] - 上半年全国跨省区交易电量同比增长18.2%，占市场化交易电量的比例同比提高2.6个百分点 [4] - 将研究制定纵深推进全国统一大市场建设行动方案 [4] - 将深化要素市场化配置改革，完善全国统一电力市场体系，培育全国一体化数据市场 [5] - 将协同推进统一开放的交通运输市场建设 [5] 两重建设项目 - 今年"两重"建设项目清单8000亿元已全部下达完毕，中央预算内投资7350亿元已基本下达完毕 [6] - 将加强统筹协调和要素保障，加快项目建设进度 [7] - 建立健全项目全生命周期管理机制，强化定期调度和事中事后监管 [7] 改革举措 - 将加快推动一批标志性改革举措落地见效 [8] - 紧扣扩消费、稳经济深化改革，完善促进消费的政策体系 [8] - 推动出台实施促进服务消费、首发经济、数字消费等举措 [8] - 着力扩大有效投资，健全政府投资有效带动社会投资的体制机制 [8] - 研究促进民间投资发展的政策措施，总结核电领域引入民间资本经验 [8] - 加大交通、能源、水利等领域向民间资本推介力度 [8] 消费专项行动 - 将落实提升消费专项行动部署，聚焦文化旅游、体育赛事等服务消费 [9] - 聚焦养老、医疗、托育等生活服务 [9] - 积极培育国货潮品，大力发展人工智能家庭消费 [9] - 完善充电桩、商贸物流体系等消费基础设施 [9] 企业竞争与招商引资 - 将依法依规治理企业无序竞争，推进重点行业产能治理 [10] - 规范招标投标，加强对中标结果的公平性审查 [10] - 规范地方招商引资行为，加强招商引资信息披露 [10] - 扎实开展市场准入壁垒清理整治行动 [10] - 进一步明确招商引资鼓励和禁止的具体行为 [10] 民营企业参与重大项目 - 将推动民营企业更多参与国家重大项目建设 [11] - 核电领域要更加开放，让民营企业参与其中 [11] - 完善交通能源等领域的价格形成机制，提高投资回报水平 [11] 新兴领域发展 - 坚决制止新兴领域盲目跟风、一哄而上、一哄而起 [12] - 重点推进重点行业产能治理 [12] - 传统领域将更加注重以创新驱动转型升级 [12] - 防止出现低水平、同质化重复建设，加力破除"内卷式竞争" [12] - 坚持适度超前、不能过度超前原则，建好用好基础设施 [12] 全国统一电力市场 - 全国统一电力市场体系建设取得一系列成就 [13] - 国网、南网建立跨电网经营区常态化交易机制 [13] - 电力现货市场即将实现基本全覆盖 [13] - 全国已有25个省内市场均已开展现货交易，其中6个省份已经实现正式运行 [13] - 统一的电力市场技术规则体系基本建立，形成"1+6"规则体系 [13] - 将持续完善全国统一电力市场体系，进一步统一规则，破除壁垒 [14] 民营企业支持 - 将坚持和完善政企常态化沟通交流机制 [15] - 持续深入听取民营企业意见建议，解决实际困难问题 [15]

全国统一电力市场建设进展 - 建设全国统一电力市场是深化电力体制改革的关键任务和构建新型电力系统的重要支撑 [1] - 国网和南网已建立跨电网经营区常态化交易机制 实现联网电力交易的软联通 [1] - 电力现货市场即将实现基本全覆盖 已有25个省内市场开展现货交易 其中6个省份实现正式运行 [1] 电力市场规则体系 - 统一的电力市场技术规则体系基本建立 形成"1+6"规则体系 [1] - 规则体系以电力市场运行基本规则为基础 中长期现货普通交易规则为主干 [1] - 市场注册 计量结算 信息披露等规则作为支撑 [1] 未来发展计划 - 国家发展改革委将持续完善全国统一电力市场体系 [1] - 下一步将统一规则 破除壁垒 拓展功能 扩大规模 [1] - 目标是为能源安全 低碳转型和经济增长提供更有力支持 [1]

全国统一电力市场体系建设 - 建设全国统一电力市场体系是深化电力体制改革、构建全国统一大市场的重要任务 [1] - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，明确今年将实现跨电网经营区交易常态化开市 [1] - 这一举措为今年初步建成全国统一电力市场体系按下加速键 [1]

电力市场改革与储能发展 - 国家能源局发布首份国家级《2024年度中国电力市场发展报告》，提出新型储能、虚拟电厂等新业态加速发展，为新型电力系统建设注入新动能[1] - 2025年全国统一电力市场体系逐步建成，储能项目盈利模式将发生结构性变化，数智化浪潮和储能技术成为重构能源体系的双重引擎[1] - 白皮书聚焦电力市场改革、数智化技术融合、虚拟电厂与商业创新等议题，探索储能参与电力市场的灵活调度和交易路径[1] 白皮书编制与参编单位 - 行家说储能联合产业头部企业启动《2025电力市场与数智化储能调研报告》编制，弘正储能、中车株洲所、海辰储能、联盛新能源等企业已率先成为参编单位[3] - 编委会将邀请新型储能产业各环节头部企业、标杆企业及隐形冠军共同参与，参编单位将深度参与白皮书编制并扩大行业影响力[3] 白皮书核心目录与内容 电力市场化改革对储能的影响 - 解读全国统一电力市场政策，分析现货市场、辅助服务市场与容量补偿机制，探讨电化学储能在电力交易中的角色与价值[4] 数字化技术赋能电化学储能 - 研究AI、大数据在储能中的应用，数字孪生与预测性运维技术，以及AI与储能技术融合的创新路径[4] 新电力市场下储能商业化模式 - 分析独立储能电站收益模型（现货套利+辅助服务）、光储融合协同模式、工商业储能与虚拟电厂(VPP)模式及其他新商业模式[4] 数智化储能技术发展与突破 - 探讨数智化技术赋能安全性、储能电池的数智化应用、箱体变革下储能数智化发展、构网型储能及工商业储能的数智化突破[4] 数智化储能多元化应用 - 分析2025年储能产业备案与并网项目、独立储能电站运营实践、光储/光储充一体化项目、源网荷储一体化项目及工商业储能标杆项目[4] 储能产品价格分析 - 研究EPC&储能系统价格、储能电芯价格及储能PCS价格的市场动态[5] 储能市场趋势与建议 - 预测2025-2030年储能市场规模及工商业储能装机量，分析企业战略布局方向[5] 储能供应链进展 - 梳理数智化储能产业链图谱，分析储能重点企业发展情况[5] 行业动态与参编邀请 - 往期精选案例包括远景能源1 5GWh储能+1GW风电项目、宁德时代与比亚迪同时拿下全球矿业巨头订单等[8] - 白皮书编写工作高效推进，邀请业界同仁贡献智慧、共塑未来、提升影响，共同打造行业权威指南[6]

跨电网经营区常态化电力交易机制方案 - 国家发改委和能源局联合批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，旨在打破国家电网和南方电网之间的市场分割，实现电力资源在全国范围内高效配置 [2][3] - 方案明确了中长期电能量交易、绿色电力交易、现货交易等不同品种和场景的交易规则，以及安全校核、交易结算等制度安排 [2][6] - 方案设计了"两交两调"模式，由北京电力交易中心、广州电力交易中心、国家电力调度控制中心和南方电网电力调度控制中心联合组织开展交易 [6][7] 跨电网电力交易现状与扩容 - 目前两大电网之间有两条联络通道：三广直流（2004年投产）和闽粤联网工程（2022年投产） [5] - 2024年成立跨经营区直流输电工程合资公司，包括青桂直流合资公司和藏粤直流合资公司，将建设新的跨经营区联络通道 [6] - 近期最大规模跨经营区电力交易：7月1日至9月15日，超20亿度电从广东、广西、云南输送至上海、浙江、安徽、福建 [6] 绿色电力交易机制 - 绿电交易以单个可再生能源发电项目作为交易单元，用户可自主选择参与跨经营区绿电交易 [7][11] - 绿电交易方式包括集中竞价交易、挂牌交易和双边交易，绿证划转由北交和广交共享溯源信息 [11] - 方案推动南方绿电送长三角、西北绿电送南方、蒙西绿电送南方等交易，探索多年期绿电交易签约 [9][13] 交易机制创新与目标 - 方案创新提出非闽粤交易暂按2.56分/千瓦时收取输电费，输电费50%冲抵两省容量电费 [9] - 2025年近期目标包括试点闽粤直流周内按需交易、开展闽粤直流输电权交易试点等 [9] - 方案设计了多元化的交易方式（双边、挂牌、集中竞价）和交易周期（年度、月度、月内） [8] 新能源发展与绿电需求 - 截至2025年5月底，我国风电、光伏发电装机规模占全部装机比重的45.7%，已超过火电 [11] - 国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例要在80%基础上进一步提升 [11] - 跨国企业和出口型企业对绿电需求攀升，以应对供应链脱碳和碳关税壁垒 [11]

全国统一电力市场体系建设进展 - 我国已初步建成全国统一电力市场体系 标志着电力资源配置格局的历史性重塑 [1] - 改革历程始于2002年《电力体制改革方案》 历经2015年新一轮电改 至2022年提出建设指导意见 2024年发布发展规划蓝皮书明确"三步走"战略 [1] - 市场机制基本建立 形成"1+N"规则体系 涵盖中长期 现货 绿电 绿证等交易及配套规则 [1] 市场结构与规模 - 多层次市场框架覆盖空间(区域 省际 省内)和时间(多年至日内)维度 包含电能量 辅助服务等交易品种 [2] - 2024年全国跨省跨区市场化交易电量达1 4万亿千瓦时 较2016年增长十余倍 [2] - 全国市场化交易电量从2016年1 1万亿千瓦时跃升至2024年6 2万亿千瓦时 占全社会用电量比重达63% [2][4] 区域市场建设突破 - 省级电力现货市场覆盖22个地区 其中6省区正式运行 6省区进入连续结算试运行 [3] - 南方区域电力市场实现常态化运行 五省区统一竞价 长三角市场规划2025年省间交易电量达1800亿千瓦时 占比超10% [3] - 国家电网与南方电网经营区实现跨区常态化交易 3月云桂绿电送沪5270万千瓦时 6月西北新能源送粤预计0 78亿千瓦时 [4] 新能源与市场协同 - 2024年全国新能源市场化交易电量突破1万亿千瓦时 市场成为支撑能源转型和双碳目标的关键平台 [4] - 市场体系为新能源大规模接入电网和高效消纳奠定体制机制基础 是构建新型电力系统的核心基石 [5] 经济效益与战略意义 - 通过跨时空资源优化配置降低系统运行成本 减轻实体经济用电负担 [5] - 体系价值超越电力行业范畴 为国家能源安全 绿色低碳转型和高质量发展注入动能 [5]

电力市场建设进展 - 电力市场建设稳步推进并取得重要突破 但仍面临全国统一大市场建设的新挑战 需要多方协同发力 [1] - 电力现货市场将推动基本全覆盖 促进电力要素在更大范围流通 并挖掘各类主体的调节潜力以助力新型电力系统建设 [1] - 国家电网公司将加快完善市场核心规则和运营评价体系 推动跨经营区常态化交易机制 加强区域内省间市场机制建设 实现中长期与现货市场全覆盖 [1] 新能源发展与电力市场改革 - 能源电力绿色低碳转型深入推进 新能源装机规模保持高速发展态势 其比重快速提升导致电力系统运行和市场运营发生深刻变化 [1] - 新能源发展对电力体制深化改革提出更高要求 亟需强化顶层设计以形成安全高效、清洁低碳的全国统一电力市场体系 [1] 统一电力市场建设方向 - 电力市场是能源转型关键环节 其建设对能源行业和经济社会高质量发展具有深远影响 [2] - 需加强顶层设计完善市场规则与政策体系 推动跨区域电力市场融合 并通过技术创新提升电网智能化水平 [2]

《电力辅助服务市场基本规则》核心观点 - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，通过市场化方式优化调节资源配置，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1] - 市场化改革有利于优化能源资源配置，激励发电、售电、电力用户及新型经营主体参与，提升电力供应保障能力，适应高比例新能源接入的新型电力系统 [2] - 《规则》推动省级与区域市场深度融合，构建全国统一辅助服务市场，并支持"双碳"背景下新能源大规模增长的需求 [2] 市场体系建设意义 - 奠定法制与政策基础：严格依据《能源法》《电力法》，界定电力辅助服务概念及范畴，遵循"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则 [3] - 拓宽市场主体范围：纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体，统一规范准入与退出流程 [3] - 细化市场设立指导：从技术规范、需求分析、实施细则编制到新品种设立流程提供全面框架，确保规则统一性与完备性 [3] 市场机制设计亮点 - 补偿分摊机制：价格由市场形成，明确调峰、调频、备用和爬坡费用产生机制，按"谁受益、谁承担"原则传导分摊费用 [4] - 市场衔接融合：规范辅助服务市场与电能量市场在注册、交易时序、出清等环节的衔接，因地制宜推进有序发展 [4] - 计量与结算规范：明确结算方式，要求电网企业、调度机构等公开透明处理费用计算与结算依据 [4] 风险防控与安全保障 - 明确市场风险类型，规范运营机构的风险预警及处置预案制定流程，要求调度机构按安全第一原则应急处置并记录上报 [5]