纪要涉及的行业 电力行业 纪要提到的核心观点和论据 - **全国统一电力市场改革**：跨电网经营区常态化电力交易机制方案推动全国统一大电力市场建设，实现跨区域交易和余缺互济，解决新能源消纳问题，优化资源配置，但短期内受通道容量限制，对各省内部价格结构影响有限，长远看有助于形成统一优化的市场环境[3][5] - **省间电力交易** - **交易环节与模式**：分为中长期和现货环节，中长期交易含年度、月度及月内等不同时间段，年度交易有国家计划范畴下的大水电点对点输送和政府间协议两种模式，未来跨区域常态化机制将推动两大电网统一市场[1][6] - **价格变化趋势**：近年来省间电力交易价格呈下降趋势，主要受煤价下降影响，省间价格通常比省内略低[1][7] - **交易形式**：包括双边协商、挂牌交易和集中竞价，共同形成中长期曲线，省间现货市场确定外来电规模[1][8] - **电网互通与特高压进展** - **中长期互通影响**：去年国网和南网在中长期环节实现互通，短期内因通道满负荷运行影响有限，长远看将提高交易精细化程度，推动联络线通道建设[9] - **特高压核准进展**：目前国网与南网之间尚无新的联络线核准或开工项目迹象，特高压直流线路是风光大基地项目外送的重要途径，虽进展滞后，但预计未来几年将有更多线路投入建设[10] - **风光大基地项目** - **项目进展**：十四五规划中的风光大基地项目开工工作已进行，预计今年或明年陆续投产，但建设速度可能慢于预期，导致项目滞后[12][13] - **面临挑战**：面临征地、环评、施工、选址、电量需求、电价谈判、电网投资和盈利规划等多重挑战，新能源装机增速快使部分省份电力缺口减小，抽水蓄能电站建设周期长且成本高也影响进度[1][14] - **新能源输送问题**：省际间新能源输送因风光发电波动性大，需配套火电调峰，受端省份接受意愿降低，各省之间争议较大[2][15] - **抽蓄容量与成本影响**：抽水蓄能容量及其成本对未来发展有显著影响，新一轮容量和输配电价成本监审周期将影响投资决策，633号文提出市场回收成本，未来容量电价方法可能调整[4][18][20] - **新能源装机预测**：预计到2030年，风电装机容量约10亿千瓦，光伏20亿千瓦，煤电13.5亿千瓦，气电2.5亿千瓦，水电5.4亿千瓦，核电突破1亿千瓦，基于当前供需、新能源发展及各类发电类型增速推算得出[4][23] - **省级136号文政策**：政策主要衔接现有情况，不会大幅波动，各省根据自身新能源占比及保障性小时数决定存量与增量项目竞价安排，今年下半年可能有两次竞价，后续是否安排取决于可再生能源消纳责任权重指标能否完成[24][25] - **可再生能源消纳权重**：每年的可再生能源消纳责任权重会提前发布预期指标，最终约束性指标根据实际装机增长规模确定，各省一般能完成年度目标，部分省份非水电可再生能源比例已达30%，未来仍有可能提升[29][30] - **电力供需与保供** - **华东地区情况**：今年华东地区电力缺口有所减少，但夏天因高温保供压力仍存在，光伏发电缓解了白天电力供应缺口，周边省市支援等措施可弥补缺口[32][33][34] - **煤电新增装机**：未来五至六年内煤电新增装机容量先快后慢，到2030年趋于稳定，新能源特别是光伏发电在满足尖峰负荷需求方面也发挥重要作用[35] - **极端天气影响**：极端天气可能加剧供需失衡，但全国范围极端高温概率较低，省间市场的余缺互济机制重要[36] - **新能源对负荷曲线影响**：新能源尤其是光伏发电改变用电负荷曲线，使中午和下午高峰时段负荷曲线出现凹陷，弥补空调最高峰时段用电影响[37] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **特高压输电价格谈判**：特高压输电目前无系统化规则，多依赖两省间谈判，如长江三峡和雅砻江向江苏浙江地区输送水电时，根据年度长协降幅调整价格[16][17] - **调节性机组与储能错配**：大规模建设的抽蓄目前用不上，2030年后大量投产将增加系统运行费用，部分省份倾向于灵活性更高的小规模分散储能[21] - **今年底机制电量竞价基期电量计算**：今年底组织的机制电量竞价基于今年实际完成情况，而非明年预期数据，完成目标可降低基线量，未完成则提高基线量[31]