12月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期基本规则》。国家能源局有关负责同志 在谈及《规则》修订印发的背景和目的时表示，新一轮电力体制改革实施以来，国家发展改革委、国家 能源局先后于2016、2020年制定修订《电力中长期交易基本规则》，奠定了我国电力市场健康发展、规 范运行的良好基础，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%。党的二十届三中全 会提出构建全国统一大市场，建设全国统一电力市场，要求"推动市场基础制度规则统一"。电力中长期 市场是全国统一电力市场的重要组成部分，修订电力中长期市场基本规则是电力行业落实二十届三中全 会部署的重要举措。 随着新型电力系统和电力市场建设持续深化，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、新能源全量入市等政策相继出台，现货市场全面覆盖，绿电交易规模快速增长，新型储能、分布 式电源、虚拟电厂等新型主体加速入市，市场基础条件发生了较大变化。2020年6月印发的《电力中长 期交易基本规则》有效期五年，目前已经到期，需要进行修订，更好地适应全国统一电力市场建设的新 形势、新要求。 为进一步推进全国统一电力市场建设，规范电力中长 ...

12月26日，国家发展改革委网站消息，国家发展改革委、国家能源局修订印发《电力中长期市场基本规 则》，为全国统一电力市场建设筑牢制度基础。 《规则》明确，统筹推进电力中长期与现货市场协同建设，在交易时序、结算等方面强化衔接，既通过 推广多年期购电协议、强化中长期市场"压舱石"作用稳定长期供需，又以按日连续交易等灵活机制适配 新能源出力波动特点，缩短交易周期、提升市场灵活性。 业内人士表示，《规则》实施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。 一是适应电力市场建设"当前"和"长远"的需要，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适应现货市场发展，系统规范电力中长期交易业务各环节，细化电力市 场风险防控要求；承接未来五年中长期市场发展，增加新型经营主体参与中长期交易等概括性、前瞻性 条款。 二是做好基础规则体系"加法"和"减法"的衔接，《规则》将原《电力中长期交易基本规则—绿色电力交 易专章》有关内容进行了合并，融入交易品种、交易组织等章节，将市场注册、信息披露、计量结算等 已在其他基本规则里明确的内容进 ...

政策发布与实施 - 国家发展改革委与国家能源局于12月26日联合印发《电力中长期市场基本规则》，明确自2026年3月1日起施行，有效期5年 [1] - 此次修订旨在适应新型电力系统建设、发用电计划全面放开、新能源全量入市等新形势，以规范交易行为，保障市场统一、开放、竞争、有序运行 [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] 规则主要修订方向 - 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 [2] - 承接未来五年发展：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] - 做好规则体系衔接：将原绿色电力交易专章内容合并融入交易品种等章节，删减已在其他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 [2] - 推动交易周期延伸：鼓励开展多年期交易以强化“压舱石”作用，同时明确中长期连续运营要求，缩短交易周期、提高频次，推动按日连续交易以提升灵活性并促进与现货市场协同 [2] 市场体系与主体扩容 - 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统一平台架构、技术标准、核心功能、交互规范的“四统一”，以支撑全国统一电力市场数据贯通互联 [3] - 将新型经营主体正式纳入市场成员，包括分布式光伏、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，并明确其权利义务，支持分散资源通过聚合参与市场 [3] 交易品种与价格机制 - 明确电力中长期交易涵盖数年、年度、月度、月内等多周期交易，月内交易原则上按日连续开市以提升灵活性 [3] - 细化绿色电力交易模式，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 [3] 市场监管与保障 - 国家发展改革委与国家能源局将密切关注市场运行情况，充分发挥派出机构作用，督促市场运营机构规范组织交易、各类主体规范参与市场，并对运行情况进行监管 [4]

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]

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 旨在规范市场秩序、深化全国统一电力市场建设 体现了维护公平竞争、推动行业长期健康发展的决心[1] - 通报是监管部门履行“裁判员”职责的必然之举 旨在抓早抓小、防范系统性风险 并通过典型案例发挥警示教育作用[4][5] - 此次通报是对全国统一电力市场的一次及时“体检”和“排毒” 希望以此为新起点 共同维护改革成果 将市场建设成为现代化市场典范[8] 2025年全国统一电力市场建设回顾 - 2025年是电力市场化改革里程碑之年 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] - 多层次、多品类、多功能的全国统一电力市场体系基本建成 具体成果包括：7月1日《跨电网经营区常态化交易机制方案》获批 打通国、南网之间电力贸易“丝绸之路” 6月28日南方区域电力市场启动连续结算试运行 全球最大“电力超市”正式营业 截至目前全国省级现货市场基本实现全面覆盖[2] 改革进入新阶段面临的挑战 - 改革已进入触及核心利益与复杂机制的“深水区”、风险因素增多的“风险区”以及全球尚无成熟经验可循的“无人区”[3] - 市场规模化运行后 一些过去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 以及市场力集中、信息不对称可能引发的操纵风险与公平性质疑[3] 通报案例反映的问题与监管态度 - 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 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] - 问题集中暴露了在市场快速扩容、机制深刻转型过程中 部分经营主体市场意识、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 妨碍全国统一大市场高质量建设[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 强调在统一市场上竞争必须使用统一的“语言”[5] 对市场参与各方的建议 - 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[6][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 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意识[7] - 对行业生态：需协同共治 塑造健康市场文化 发挥电力市场管理委员会议事协调和行业自律作用 鼓励通过正规渠道反映诉求 共同抵制违规行为 培育以信用为基础、以规则为准绳的市场文化[7]

行业背景与重要性 - 求解器是一种用于优化计算的数学基础软件，被誉为“工业软件之芯”，全球几乎所有大型电网、金融市场及供应链的最优运行方案都依赖高端求解器 [1] - 这类软件决定发电厂的启停时机、电力市场的出清机制以及数万亿美元资产的配置方式，但国外软件公司不提供源代码且封闭运行过程，如同“黑箱” [1] - 过去30余年，美国凭借超先进算法近乎形成垄断地位，成为操控工业文明的“隐形霸主”，对全球关键系统施加隐蔽而强大的影响力 [1] 技术突破与国产替代 - 中国南方区域电力市场已全面切换至国产求解器“天权”，标志着中国电网部分运行彻底告别外国软件 [1] - “天权”由中国工程师自主研发，计算速度比美国同类求解器Gurobi快14%，将电力保障的主动权掌握在自己手中 [1] - 此前采用的美国求解器Gurobi单次计算平均耗时2111秒，启用“天权”后平均计算时间缩短至1827秒，计算性能平均超越Gurobi 14%，最大领先幅度达38%，同时运算误差降低23%，运算稳定性提升21% [3] 应用场景与计算挑战 - 南方区域电力市场是中国首个连续运行的区域电力市场，交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，也是全球规模最大的“电力超市” [1][2] - 转为连续结算后，该市场日均交易规模约38亿千瓦时，超过英国、法国、德国三国用电量规模的总和 [2] - 市场计算涉及南方五省区纳入调度的2400多台各类发电机组，需处理超120万个出清变量、超200万条约束条件，需每15分钟精准计算出购电成本最低情况下的各项关键参数 [2] - 该问题需要从“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] 研发历程与团队攻坚 - 南方电网于2018年初牵头，联合杉数科技、清能互联、南瑞继保、清华大学、华中科技大学等行业龙头与产学研单位，组建平均年龄仅32岁的攻关团队，研制全国产自主可控的电力求解器 [5] - 项目初期测试结果不理想，“天权”首次运算一个案例耗时2万多秒，是进口求解器耗时的11倍 [5] - 研发团队历时5年超1800个日夜攻坚克难，通过逐行拆解剖析代码、注入调度运行经验、研发定制化算法等方式，最终在2022年底使“天权”诞生并投入试运行 [6] 验证过程与正式投运 - “天权”与进口求解器经历了近两年的双轨运行，研发团队基于每一步可追溯的运算依据，不断回应质疑并优化升级，最终计算结果赢得一致认可 [7] - 在长达35个月的筹备和12轮内部测试后，“天权”正式转为主用求解器独立运行，支撑交易时间由2天扩大到整月，品种由“日前”扩展为“日前+实时”，类型由传统能源扩充至新能源 [7] - 今年夏季中国月度用电量首次突破万亿千瓦时，“天权”在电力负荷陡增时以最优调度确保电力“满格”供应，保障了五省电网稳定运行，未出现一例停电事故或供电瓶颈 [7] 运营成效与经济效益 - 自南方区域电力市场启动连续结算以来，“天权”已支撑该市场超7000个模型节点、超200万项出清变量的高效计算 [8] - “天权”完整覆盖枯期、汛期、冬季检修高峰、夏季供应紧张等场景，日均降低总发电成本7000万元，减排二氧化碳1.86万吨 [8] - “天权”作为超1642亿度电量、630亿电费的结算依据，支撑了南方区域电力市场首次调电、首次分省结算、首次全域结算、首次整月结算等重大里程碑，助力其成为国内首个且唯一采用全自主可控软件运营的电力市场 [8] 市场规划与行业拓展 - 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 [8] - 未来南方电网总调不仅要为全国统一电力市场提供硬核支撑，还将为油气、航空、制造等重点行业提供求解器解决方案 [8] - “天权”求解器目前已在深圳虚拟电厂、武汉新能源研究院、西门子综合园区，新加坡综合能源公司、香港大学等10余家国内外产学研单位广泛推广，并通过成果转化销售到其他行业，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 [9]

能源安全保障与供应 - 2025年能源安全保障有力有效 保供成效为“十四五”以来最好一年 [1] - 煤炭实现稳产稳供稳价 全年原煤产量48亿吨以上 进口约4.7亿吨 加快建设储备产能9000万吨/年以上 [1] - 有力应对电力负荷考验 7月和8月全社会用电量连续超过1万亿千瓦时（全球首次） 全年全社会用电量首超10万亿千瓦时 [1] - 油气增储上产“七年行动计划”胜利收官 原油产量约2.15亿吨 天然气产量突破2600亿立方米（连续9年增产超百亿立方米） [1] 能源基础设施与资源调配 - 全国西电东送能力达到3.4亿千瓦 [2] - 西气东输三线、四线全线投运 川气东送二线首段建成投产 长输油气管道里程达到20万公里 [2] - 省级油气管网稳步融入国家管网 煤炭主要产区外运量超19亿吨 [2] 能源绿色低碳转型与投资 - 非化石能源消费比重将超额完成20%的目标任务 [3] - 2025年能源重点项目预计完成投资3.54万亿元 同比增长11% [3] - 核电、陆上风电、分布式光伏、电网投资强劲 新型储能、充换电基础设施、氢能投资快速增长 [3] - 民营企业投资完成额同比增长15% [3] 新能源发展 - 预计2025年全年风电光伏新增装机约3.7亿千瓦 利用率保持在94%以上 [3] - 风电光伏发电量约占全社会用电量的22% [3] - 第一批风电光伏基地基本建成投产 第二、三批建成投产约5000万千瓦 [3] - 核发绿证约29亿个 交易规模超7.5亿个（超过历年总和） [3] 清洁能源重大项目 - 全国水电装机超过4.4亿千瓦 其中抽水蓄能装机超过6400万千瓦 [3] - 新核准开工建设核电机组10台 在运在建核电机组达到112台 装机1.25亿千瓦 [3] 电力市场建设 - 全面构建“1+6”基础电力市场规则体系 [4] - 除个别地区外 28个省份连续开展电力现货交易 [4] - 南方区域电力市场成为全球统一出清规模最大的区域电力市场 [4] - 跨电网经营区交易常态化开展 [4] - 预计全年全国市场化交易电量6.6万亿千瓦时 同比增长6.8% 占全社会用电量比重提升至64% [4]

国内特高压与电网建设 - 浙江特高压交流环网工程获核准批复，总投资约293亿元，预计2029年建成投运，将成为国内投资最高、单体工程量最大的特高压交流工程 [1] - 特高压建设需求处于高位，“十五五”期间主网投资有望进一步提速，预计年均开工量或维持在“4直2交”高位 [1] - “十五五”期间电网投资有望超4万亿元，较“十四五”期间显著提升，750kV和500kV等高电压等级主网建设是重点方向 [2] - 2025年1-5批国家电网输变电招标金额同比增速达19.1%，预计2026年将进一步加速 [2] 电力市场政策与指数动态 - 国家发展改革委、国家能源局发布通知，旨在优化集中式新能源发电企业市场报价，规范电力市场运行秩序，助力新型电力系统建设和双碳目标实现 [1] - 恒生A股电网设备指数成分股样本更新将于2025年12月16日生效，成分股数量从100只减少到50只，剔除了铜、铝上游原材料相关标的，更聚焦中下游电网设备制成品方向 [1] 行业增长驱动与海外机遇 - 全国统一电力市场建设加速推进，跨省输电通道与西部薄弱电网补强需求明确，主网网架建设将成为支撑全国电力大市场的重要基础设施 [1][2] - AI驱动下美国2025-2030年将新增55GW数据中心负荷，传统燃气轮机交付周期长，固体氧化物燃料电池（SOFC）模块化系统可在90至120天内完成部署，更适配紧迫用电需求 [2] - SOFC具备低冗余配置优势，所需装机容量低于传统发电方式，并可参与电网辅助服务，有助于提升局部电网稳定性 [2] - 在全球电力需求被AI数据中心、电气化和可再生能源并网推高的背景下，叠加美联储降息周期降低融资成本，亚洲市场的核心电网设备与储能类公司正处在一个“多年的结构性上升周期”开端 [3] 市场表现与产品 - 截至2025年12月12日午间收盘，电网ETF(159320)上涨2.63% [3] - 电网ETF前十大权重股合计占比54.46%，其中第一大权重股特变电工上涨6.18%，第二大权重股新易盛上涨3.61% [3] - 电网ETF(159320)紧密跟踪恒生A股电网设备指数，其管理费率为0.50%，托管费率为0.05%，费率在同类中最低 [3]