锚定改革航向 筑牢市场基石 电力中长期市场纵深发展迈出关键一步 ——《电力中长期市场基本规则》解读 山东电力交易中心董事长 李锋 在我国"十四五"规划圆满收官，"十五五"规划谋篇布局的关键节点，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》（以下简称《基本规则》），进一步夯实全国统一电力市场"1+6"基础规 则体系，既为构建高水平社会主义市场经济体制提供了重要支撑，也体现了国家推进能源领域治理体系 和治理能力现代化的坚定决心。深入领会和贯彻《基本规则》精神，需牢牢把握"一目标、两衔接、三 覆盖"的核心逻辑，推动电力中长期市场在保障能源安全、促进绿色转型、稳定市场运行中发挥更大作 用。 一、坚定一个目标：以市场机制促进"保供应、促转型、稳价格" 《基本规则》紧紧围绕"保供应、促转型、稳价格"核心目标，全面优化电力中长期市场功能定位，筑牢 电力市场运行的根基。 促转型方面，《基本规则》规范绿色电力交易机制，明确绿色电力环境价值独立核算、分开结算原则， 推动绿色价值充分体现。鼓励经营主体参与数年绿电交易，建立绿电合同灵活调整机制，为新能源规模 化发展和消费侧绿色转型提供制度保障。《基本规则》还将虚拟电厂 ...

核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《电力中长期市场基本规则》，旨在加快建设全国统一电力市场体系，深化电力市场化改革，规则自2026年3月1日起施行，有效期5年 [1][3][5][66] - 核心方向是推动电力中长期交易价格由市场形成，减少行政干预，并统筹推进中长期与现货市场建设，以稳定市场运行并适应新能源发展需求 [1][2][14] 市场建设与总体要求 - 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、结算等方面做好衔接，发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场运行的基础作用 [2][14] - 促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，开展跨电网经营区常态化交易，鼓励区域内省间交易机制创新，以推进区域电力互济和调节资源共享 [2][14] - 要求电力市场运营机构按统一标准开展工作，电网企业需与电力交易机构动态交互信息，技术支持系统需实现统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范 [14] 市场成员与权利义务 - 市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电力市场运营机构（电力交易机构、调度机构）和电网企业 [11] - 直接参与市场的电力用户全部电量需通过批发或零售市场购买，但不得同时参与两者；暂未直接参与的用户由电网企业代理购电，允许次月选择直接参与市场 [2][17] - 详细规定了发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体、电网企业、电力调度机构及电力交易机构各自的权利与义务，涵盖市场参与、合同履行、信息披露、技术服务、结算担保等多个方面 [18][19][21][22][23][24][25][26] 交易品种与价格机制 - 电力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易，其中数年、年度、月度交易应定期开市，月内交易原则上按日连续开市 [28] - 绿色电力交易是以绿色电力及其环境价值为标的物的交易品种，交易时需提供对应绿证，主要包括跨省跨区（含跨电网经营区）和省内绿电交易 [26][27][28] - 除政府定价电量外，中长期市场成交价格应由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [1][32] - 对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府根据现货市场价格水平优化峰谷时段划分和价格浮动比例 [1][35] - 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [31] - 逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近 [2][39] 交易组织与执行 - 跨电网经营区及跨省跨区交易由北京、广州电力交易中心组织，省内交易由各省电力交易机构组织，鼓励联合组织交易 [34] - 电力交易平台功能及人员配置需满足市场按日连续运营要求，电力交易机构需按月发布交易日历 [35][41] - 鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索其常态化开市机制 [2][40] - 绿电交易需确保发电企业与电力用户一一对应，实现环境价值可追踪溯源，并建立灵活的合同调整机制 [40] - 交易校核包含交易出清校核和电网安全校核，分别由电力交易机构和电力调度机构负责，并规定了各类交易校核的完成时限（如数年、年度交易为5个工作日） [42][43][60] 合同、计量与结算 - 市场成员需签订电力中长期交易合同作为执行依据，电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同 [46][47] - 计量方面，对共用计量点的发电机组按额定容量或发电量比例计算各自上网电量 [52] - 结算原则上以自然月为周期，按日清分、按月结算，可采取差价或差量结算方式 [54] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小原则确定 [55] - 绿证根据可再生能源项目月度结算电量核发，并随绿电交易划转至买方账户 [55] 信息披露与技术支持 - 电力市场信息需按年、季、月、周、日等周期披露，披露信息需保留不少于2年，封存期限为5年 [57][58] - 电力交易平台需包含市场注册、交易申报、出清、结算、监测等功能模块，遵循全国统一数据接口标准，实现互联互通和“一地注册、全国共享” [59][60][87] - 平台需强化基础运行保障能力，满足连续运营要求，并对市场运行进行实时监测预警 [60][88] 风险防控与附则 - 电力市场风险类型包括电力供需失衡、市场价格异常、不正当竞争、技术支持系统异常、合同违约及其他市场风险 [61] - 当市场运行发生紧急风险时，电力市场运营机构可根据规定执行市场干预措施，并在3日内提交报告 [61] - 规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释，各地需据此拟定实施细则并于2026年3月1日前备案 [6][66][97] - 规则施行后，《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）等相关文件同时废止 [66]

政策核心与目标 - 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》，旨在加快推进全国统一电力市场体系建设，规范电力中长期交易行为，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序 [1][3] - 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、结算等方面做好衔接，发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场运行方面的基础作用 [1][5] - 适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，以稳定长期消纳空间 [1][5] - 促进跨省跨区电力中长期交易与省内交易相互耦合，在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接，开展跨电网经营区常态化交易，鼓励区域电力互济和调节资源共享 [1][5] 市场成员与权利义务 - 电力市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电力市场运营机构（电力交易机构、电力调度机构）和电网企业 [4] - 经营主体需在电力交易平台完成市场注册、变更与注销，并进行实名认证后方可参与市场 [6] - 电力用户可选择通过批发市场或零售市场购买全部电量，但不得同时参与两者，暂未直接参与市场的用户由电网企业代理购电，允许次月选择直接参与市场 [6] - 详细规定了发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体、电网企业、电力调度机构及电力交易机构的各项权利与义务，涵盖合同履行、信息披露、技术服务、费用结算等多个方面 [6][7][8][9][10][11][12] 交易品种与价格机制 - 电力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易，其中数年、年度、月度交易应定期开市，月内交易原则上按日连续开市 [13] - 绿色电力交易是以绿色电力和对应环境价值为标的物的交易品种，交易同时提供国家核发的绿色电力证书，主要包括跨省跨区、跨电网经营区及省内绿电交易 [13][14] - 交易方式包括集中交易（如集中竞价、滚动撮合、挂牌）和双边协商交易 [15] - 除政府定价电量外，成交价格应由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [16] - 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并分别明确，环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [16] - 中长期合同电价可签订固定价格或随市场供需、成本变化的灵活价格机制，对直接参与市场的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段 [17] - 为避免市场操纵及恶性竞争，政府价格主管部门可会同相关部门对申报和出清价格设置上下限 [17] - 将逐步推动月内等较短周期交易限价与现货交易限价贴近 [18] 交易组织与执行 - 跨电网经营区交易由北京、广州电力交易中心联合组织，跨省跨区交易由两者按电网经营区组织，省内交易由各省电力交易机构组织，鼓励跨省跨区与省内交易联合组织 [19] - 电力交易平台功能及人员配置应满足市场按日连续运营要求 [19] - 电力交易机构需按月发布交易日历，并提前发布交易公告，其中数年、年度交易公告需提前至少3个工作日，月度交易提前至少1个工作日 [20] - 交易出清校核由电力交易机构负责，电网安全校核由电力调度机构负责，校核时限根据交易周期不同，从1个工作日到5个工作日不等 [26][27] - 绿电交易需确保发电企业与电力用户一一对应，实现环境价值可追踪溯源，鼓励参与数年绿电交易并探索常态化开市机制 [24][25] 合同、计量与结算 - 市场成员应签订电力中长期交易合同作为执行依据，电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同 [28] - 电力中长期市场结算原则上以自然月为周期，按日清分、按月结算 [32] - 设置电力中长期结算参考点，作为电量在现货市场的交割点，参考点价格可由日前或实时市场出清价格确定 [33] - 结算可按差价或差量方式开展，未签订合同的经营主体按偏差电量结算 [33] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小的原则确定 [33] - 绿证根据可再生能源项目月度结算电量核发，并随绿电交易划转至买方账户 [33] 市场支持系统与信息披露 - 电力交易平台需包括市场注册、交易申报、出清、结算、参数管理、信息披露、监测预警等功能模块 [35] - 平台应遵循全国统一数据接口标准，实现互联互通，并满足连续运营要求，建立备用或双活系统 [35][37] - 各电力交易平台应实现注册信息互通互认，确保经营主体“一地注册、全国共享” [37] - 电力市场信息需按年、季、月、周、日等周期披露，披露信息保留或可供查询时间不少于2年，封存期限为5年 [35] 规则实施与过渡 - 本规则自**2026年3月1日起施行**，有效期**5年** [42] - 届时，《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）及《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号）将同时废止 [42] - 电力监管机构会同政府主管部门将组织电力交易机构根据本规则拟定各地和区域电力中长期市场实施细则 [42]

绿证交易月度数据 - 2025年11月全国绿证交易量为1.32亿个 其中绿色电力交易绿证为2539万个 [1] - 2025年1月至11月全国累计绿证交易量达7.28亿个 其中绿色电力交易绿证累计为2.28亿个 [1] 绿证交易价格 - 2025年11月 电量生产年为2024年的绿证交易平均价格为4.28元/个 [1] - 2025年11月 电量生产年为2025年的绿证交易平均价格为5.16元/个 [1]

文章核心观点 国家发展改革委与国家能源局联合印发了《电力中长期市场基本规则》，旨在加快建设全国统一电力市场体系，规范电力中长期交易行为，该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年 [8][9][75] 总体要求与市场建设 - **市场协同建设**：统筹推进电力中长期市场与现货市场建设，在交易时序、出清、结算等方面做好衔接，发挥中长期市场平衡长期供需、稳定市场运行的基础作用 [3][18] - **适应新能源特点**：为适应新能源出力波动，将实现灵活连续交易，并推广多年期购电协议机制，以稳定长期消纳空间 [3][18] - **跨区域交易衔接**：促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接，开展跨电网经营区常态化交易，鼓励区域电力互济与调节资源共享 [3][18] - **统一运营标准**：电力市场运营机构需按统一标准开展市场注册、交易组织、结算与信息披露等工作，电网企业需与交易机构动态交互信息 [3][18] - **统一技术平台**：电力中长期市场技术支持系统（电力交易平台）需实现统一平台架构、技术标准、核心功能与交互规范，支撑全国市场数据贯通 [18] 市场成员与注册 - **经营主体范围**：包括发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（如分布式电源、储能、虚拟电厂等） [15][77] - **用户参与方式**：直接参与市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与两者；暂未直接参与的用户由电网企业代理购电，允许在次月选择直接参与批发或零售市场 [5][21] - **注册与互通**：经营主体需在电力交易平台办理市场注册，各平台应实现注册信息互通互认，确保“一地注册、全国共享” [20][87] 交易品种与方式 - **交易周期**：电力中长期交易包含数年、年度、月度、月内（含旬、周、多日）等不同交割周期的电能量交易 [15][35] - **开市安排**：数年、年度、月度交易应定期开市，可探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市 [35] - **绿电交易定义**：以绿色电力和对应的绿电环境价值为标的物，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证） [26] - **绿电交易类型**：主要包括跨省跨区绿电交易（含跨电网经营区）和省内绿电交易 [27] - **交易方式**：包括集中交易（如集中竞价、滚动撮合、挂牌交易）和双边协商交易 [29] 价格机制 - **价格形成原则**：除政府定价电量外，成交价格由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [6][32] - **绿电价格构成**：绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确；绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费计算 [6][33] - **合同电价灵活性**：中长期合同可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制 [6][34] - **分时电价规定**：对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府根据现货市场价格水平优化峰谷时段划分和价格浮动比例 [6][35] - **价格限价设置**：政府价格主管部门会同相关部门对申报价格和出清价格设置上下限，并逐步推动月内等较短周期的中长期交易限价与现货交易限价贴近 [7][38][39] 交易组织与执行 - **组织分工**：跨电网经营区交易由北京、广州电力交易中心联合组织；跨省跨区交易由上述两中心按经营区组织；省内交易由各省电力交易机构组织 [41] - **连续运营要求**：交易平台功能与运营机构人员配置需满足市场按日连续运营要求 [41] - **交易公告**：数年、年度等定期开市的交易，公告需提前至少3个工作日发布；月度交易需提前至少1个工作日；连续开市的交易不再发布公告 [42] - **绿电交易组织**：确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源；鼓励参与数年绿电交易并探索常态化开市机制 [46][51][52] - **合同管理**：市场成员需签订电力中长期交易合同，电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同 [52][53] 计量、结算与信息披露 - **结算周期**：原则上以自然月为周期开展结算，按日清分、按月结算 [60] - **绿电结算**：电能量与绿电环境价值分开结算；绿证根据可再生能源项目月度结算电量核发，并随交易划转至买方账户 [62][79] - **信息披露周期**：按照年、季、月、周、日等周期开展，披露信息保留或可供查询时间不少于2年，封存期限为5年 [64][65] 规则实施与过渡 - **实施细则备案**：国家能源局派出机构需会同有关部门组织拟定各地和区域实施细则，并于2026年3月1日前报备 [9] - **规则生效与废止**：本规则自2026年3月1日起施行，有效期5年；原《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）及绿色电力交易专章同时废止 [75]

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]

外送电量规模与增长 - 陕西省年度外送电量首次突破千亿大关，达到1000.7亿千瓦时 [1] - 外送电量同比增长21% [1] 外送市场拓展 - 首次通过“网对网”模式将电力成功输送至京津冀、山东等华北地区 [1] - 西北电网通过陕西枢纽已将电力送达24个省（区、市） [1] 绿色电力交易 - 瞄准京津唐、江沪浙等高需求地区推动绿色电力交易 [1] - 实现绿电外送电量4.5亿千瓦时，为2026年进一步扩大绿电规模打下基础 [1] 电网基础设施建设 - 已建成运行包括陕北—湖北±800千伏特高压直流、榆林榆横至山东潍坊1000千伏特高压交流在内的5项输变电工程 [1] - 形成覆盖华北、华中、西南等多方向的电力外送网络 [1]

行业宏观趋势 - 随着"双碳"目标推进，中国正加快构建以新能源为主体的新型电力系统 [1] - 近年来中国电力行业投资总额持续维持高位 [1] - 电力市场改革深化推动虚拟电厂入市进程加速 [1] - 绿色电力交易稳步推广为储能开辟更广阔市场空间 [1] - 大模型、数据中心及人工智能等新兴产业快速发展带动全球电力需求增长 [1] 储能市场机遇 - 虚拟电厂通过整合储能等资源参与市场交易，进一步拓展储能应用场景 [1] - 新兴产业催生对储能及电力设备的迫切需求 [1] 公司战略定位 - 公司将密切关注市场变化，结合自身技术积累与市场需求，积极把握发展机遇 [1]

核心观点 - 北京市通过制定《可再生能源开发利用条例实施方案》 全面推动可再生能源发展 重点包括新型电力系统建设 储能管理 氢能应用 绿电消费机制等 目标是在2025年及以后新建及改扩建数据中心实现绿色电力占比超过80% 2030年达到100% 并建立覆盖京津冀的氢能基础设施网络 [8][9][18][19] 可再生能源目标规划体系 - 将可再生能源开发利用纳入国民经济和社会发展规划及年度计划 加强组织领导和统筹协调 [10] - 编制《北京市可再生能源开发利用规划指引》 科学识别资源潜力 合理划定开发利用规划引导分区 [11] - 建立目标考核机制 研究分解各区可再生能源开发利用目标 编制《可再生能源开发利用考核工作方案》 建立目标引导机制和可再生能源电力消纳责任权重考核机制 [11] - 编制印发实施可再生能源开发利用规划 分类制定发展目标 布局 重点任务 重大工程等 [11] - 推动可再生能源与其他领域协同融合 将相关内容纳入电力规划 供热规划 水务规划等专项规划 并纳入国土空间规划 [12] 可再生能源推广应用 - 提升可再生能源发电装机规模 印发《北京市加快推动第五立面光伏应用的若干措施》 加快建筑 交通 水务等基础设施第五立面光伏规模化应用 规范风电光伏项目开发建设全流程管理 [13] - 强化区域能源合作 发挥京津冀能源专题工作组作用 印发京津冀能源协同发展年度计划 协同推进三地可再生资源开发利用 编制绿电交易实施方案 深化与内蒙古 山西 宁夏等能源资源富集地区政府间能源合作 [13] - 深化新型电力系统建设 制定《北京市新型电力系统建设实施方案》 构建坚强智能电网 提升电力系统灵活调节能力 推进配电网高质量发展 建立配电网可开放容量按季度发布机制 [14][15] - 建立健全新型储能管理体系 以房山新型储能电站应用示范区建设为契机 建立健全储能电站项目审批 建设 运行 监管体系 制定运行规范 监督管理相关制度 推进用户侧储电 储热等多领域示范应用 [15] - 推动可再生能源供热规模化发展 印发《完善市政府固定资产投资支持可再生能源供热项目管理有关工作的通知》 加强新能源项目储备 推进城市副中心地热能项目全生命周期闭环管理 因地制宜开发利用地热能 空气能 太阳能等 [16] - 统筹生物质能开发利用 推进生物质能多元化和梯级利用 提升生活垃圾焚烧发电设施效率 探索焚烧设施协同处置园林废弃物 农林废弃物路径 [17] - 推进氢能基础设施建设及多领域应用 推动建成覆盖全市 辐射京津冀的氢能基础设施网络体系 多元化布局本地制氢试点 做好制加氢一体站建设 积极谋划绿氢输送管道 推动内蒙古乌兰察布市绿电制氢项目输送通道建设 [18] - 建立健全可再生能源消费促进机制 稳定绿证市场供给 加快可再生能源发电项目建档立卡 推动多种可再生能源发电项目参与绿色电力交易 建立基于绿证的绿色电力消费核算机制 [19] - 推动2025年及以后新建及改扩建数据中心实现绿色电力占比超过80% 鼓励到2030年实现100% 鼓励行业龙头企业打造绿色产业链供应链 打造绿电工厂 绿电园区等 [19] - 加强宣传引导 编制《北京市可再生能源开发利用指南》 明确相关政策 标准 审批建设流程等 [20] 配套支持政策 - 支持科技研发和产业发展 支持企业 高等学校 科研机构参与建设可再生能源领域的科技创新平台和公共服务平台 推动相关重点实验室等科技基础设施建设 [21] - 印发实施《北京市绿色先进能源和低碳环保产业发展实施方案》 支持光伏 风电 地热 新型储能 氢能等符合区域产业布局的可再生能源产业发展 [21] - 推动可再生能源标准体系建设 支持企业 科研机构和行业协会积极参与各类标准制定 印发氢能产业标准体系 完善光伏发电 地热等重点领域地方标准 [21] - 加大资金支持力度 积极争取超长期国债 中央预算等国家资金 用好市政府固定资产投资 落实金融支持北京绿色低碳高质量发展意见 加大碳减排支持工具等央行货币政策工具在京实施力度 [22] - 创新绿色服务模式 鼓励金融机构深化绿色信贷 绿色债券 绿色保险等业务 加大对可再生能源企业绿色融资需求的支持力度 [22] - 健全可再生能源统计制度 优化各区可再生能源电力消纳统计方法 完善可再生能源供热统计规则 [23] - 严格监督考核 制定《建设项目可再生能源开发利用监督办法(暂行)》 对建设项目各环节落实可再生能源开发利用提出要求 [23] 组织实施 - 加强统筹协调 市发展改革委 市城市管理委负责整体部署和系统推进可再生能源开发利用工作 各区 各部门 各能源企业加强协同配合 [24] - 强化责任落实 各区 各部门 各能源企业主要负责同志履行"第一责任人"职责 各区落实主体责任 [24]

2024年中国电力市场核心观点 - 全国统一电力市场体系初步建立，多层次多品类多功能多主体架构形成[4] - 电力市场化交易电量达6.18万亿千瓦时，占全社会用电量62.7%[20] - 新能源装机容量达14.07亿千瓦，风光新增发电量占总新增58.1%[9][12] - 绿电交易量同比增长235.2%至2336亿千瓦时，绿证交易量增长364%[77][78] - 省间现货市场正式运行，全年成交电量376亿千瓦时[43][45] 电力供需情况 - 全国发电装机容量33.49亿千瓦，新增4.29亿千瓦[9] - 风光发电装机同比增长33.9%，累计达14.07亿千瓦[9] - 全国发电量10.09万亿千瓦时，风光发电量1.83万亿千瓦时[11][12] - 全社会用电量9.85万亿千瓦时，2016-2024年均增速6.6%[13][16] 经营主体情况 - 电力市场经营主体81.6万家，同比增长8.9%[17] - 发电企业3.5万家，电力用户77.7万家，售电公司4409家[17] - 燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分燃气/核电/水电参与市场[17] - 工商业用户除居民农业外全部进入市场[17] 交易量价情况 总体水平 - 市场化交易电量6.18万亿千瓦时，连续三年超60%全社会用电量[20] - 新能源交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量52.3%[20] - 单月交易峰值6035亿千瓦时(7月)，谷值4161亿千瓦时(2月)[21] 区域分布 - 国家电网区交易电量4.72万亿千瓦时，省间交易1.17万亿千瓦时[21] - 南方电网区交易电量1.14万亿千瓦时，省间交易0.26万亿千瓦时[21] - 蒙西电网交易电量0.32万亿千瓦时[21] 价格表现 - 中长期交易均价较煤电基准价平均高出4.7%[33] - 现货市场均价：山西0.314元/千瓦时，广东0.347元/千瓦时[33] - 电网代理购电均价0.426元/千瓦时，区域价差0.250-0.505元/千瓦时[40] 市场建设进展 跨省跨区市场 - 省间现货市场覆盖国家电网和蒙西电网经营区[43] - 南方区域市场完成53天结算试运行，日前出清均价0.315元/千瓦时[47][49] - 长三角市场启动省市互济机制，最大互济电力1041万千瓦[52][53] 省内市场 - 4省现货市场正式运行(山西/广东/山东/甘肃)[54] - 4省开展连续结算试运行(蒙西/湖北/浙江/福建)[54] - 9省完成整月以上结算试运行[54] 辅助服务市场 - 全国辅助服务费用402.5亿元，用户侧分摊占比2.8%[68] - 调峰/调频/备用费用分别为330.4/68.9/2.9亿元[70] - 南方区域调频市场年出清均价11.23元/兆瓦[65] 绿色电力发展 - 绿证交易4.46亿个，跨省交易占比92.32%[77] - 内蒙古出售绿证8041万个，浙江购买7622万个[77][79] - 蒙西绿电交易规模最大(757亿千瓦时)，冀北/辽宁次之[78][82] - 巴斯夫等跨国企业签署长期绿电采购协议[81][83] 新型主体发展 - 售电公司2613家，代理用户65.35万户[88][91] - 新型储能参与现货和辅助服务市场，甘肃储能利用率1146小时[95] - 虚拟电厂等新型主体平等参与市场[94] 2025年建设重点 - 形成"1+6"基础规则体系，推动辅助服务/计量结算规则出台[104] - 实现现货市场全覆盖，南方区域转入连续结算试运行[104] - 推动新能源电量全面入市，完善辅助服务价格机制[105] - 建立电力市场评价制度，加强数字化监管[105]