电力市场变革 - 国家发改委和国家能源局原则同意《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，要求国家电网和南方电网在2025年迎峰度夏期间依托该机制实现电力资源优化配置，并在2025年底前实现跨电网交易常态化开市 [1] - 跨电网经营区常态化交易是建设全国统一电力市场的标志性举措，对打破市场分割和地区封锁、在全国范围内优化电力资源配置具有重要意义 [1] 跨区域电力调配规模 - 7月1日至9月15日，超过20亿千瓦时电能从云南、广西、广东经闽粤联网工程输往上海、浙江、安徽、福建四地 [1] - 迎峰度夏期间南方电网送国家电网的交易电量超20亿千瓦时，闽粤直流首次实现全时段200万千瓦满送 [4] - 今年上半年全国跨电网经营区送电4366亿千瓦时，占全社会用电量的9% [4] 交易机制创新 - 跨电网经营区电力交易从过去的临时计划调配转变为经常性市场交易，相当于在两大电网基础上建成覆盖全国的"统一网上商城" [2] - 市场机制实现资源端与消费端的直接交易，为南方绿电送长三角、西北和蒙西绿电送南方等交易铺平道路 [3][4] - 跨电网交易需经两侧电网双重校核，严格遵循安全标准，确保电网可靠运行 [5] 清洁能源交易 - 单个可再生能源发电项目可作为交易基本单元参与跨区交易，为绿电全国流动扫清制度障碍 [3] - 试点期间云南、广西绿电送往上海和三北地区绿电输往广东累计成交绿电超8700万千瓦时 [4] - 东部负荷中心企业能更便捷采购西部、北部风电和光伏等绿电，助力西部地区将资源优势转化为经济优势 [3] 供需互补与资源优化 - 跨区跨省市场能充分挖掘不同省份供需互补潜力，例如四川电网晚上负荷最高时刻约为21点而重庆电网为17点，两地具有较强互补潜力 [3] - 跨经营区市场交易可优化资源配置，实现各省份互保互济，降低保供成本，提升资源利用效率 [5] - 我国东西部存在2-3小时时差，当新疆光伏大发、消纳困难时广东正处于用电晚高峰，消纳能力强劲 [3] 技术创新与应用 - 南方电网人工智能科技有限公司运用区块链技术为绿电建立"电子身份证"，全程记录生产到消费的全流程，解决跨电网交易中绿电溯源难和可信度低的痛点 [4] - 随着全周期常态化开市和更多跨电网通道建设，输电通道利用率将大幅提升，新能源消纳能力持续增强 [5] 交易案例与进展 - 今年3月北京电力交易中心与广州电力交易中心首次联合出清，将桂滇两地5270万千瓦时绿电经闽粤联网工程送入上海，完成全国首笔跨电网经营区绿电交易 [2] - 今年6月促成甘青蒙等地新能源经多通道向广东送电超3400万千瓦时，实现首次大范围、多通道跨电网经营区交易 [2] - 预计全运会期间广州电力交易中心将联合北京电力交易中心和内蒙古电力交易中心开展蒙西送广东绿电交易，推动首次"三网协同"交易 [5]

电力负荷与跨区域供电 - 国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，8月4日至6日分别达到12.22亿千瓦、12.29亿千瓦、12.33亿千瓦，相当于50多个三峡电站同时发电 [19][20] - 安徽合肥7月以来用电负荷已10余次超过去年极值，电网维持高位运行状态 [19] - 国家电网和南方电网推动跨电网经营区常态化电力交易，7月至9月南方送华东电力互济交易量超20亿千瓦时，相当于80多万户家庭1年用电量 [20][21] 跨区域电力交易机制 - 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》，打破国网和南网间电力市场分割 [20] - 北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织跨区域交易，实现电力系统全国范围内互济互保 [20] - 华能澜沧江水电7至9月跨经营区电力交易量将超1亿千瓦时，解决了丰水期"电多卖不上价"和枯水期"有价难发电"问题 [21] 电力输送通道利用 - 国网和南网间现有两条电力输送通道：三峡送广东的江城直流和闽粤联网互送的云霄直流 [22] - 闽粤联网工程满载输送可达200万千瓦，但此前多数时候只用到三成左右 [22] - 此前电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，"一线一议""一事一议"，沟通协调耗时耗力 [23] 电力市场统一规则 - 国家发展改革委、国家能源局制定《电力市场运行基本规则》，构建全国统一电力市场基础规则体系 [6] - 规则明确了市场参与主体、交易品种、价格形成机制等关键内容，统一了计量结算标准 [6][15] - 上半年我国跨省区交易电量超过6700亿千瓦时，占全国电力交易量的25% [6] 电力市场未来发展 - 将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常态化 [24] - 持续完善全国统一电力市场体系总体设计，破除体制机制障碍 [24] - 跨电网经营区交易将有助于优化全国电力资源配置，提升市场效率 [24]

用电负荷创新高 - 国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，分别达到12.22亿千瓦、12.29亿千瓦和12.33亿千瓦，相当于50多个三峡电站同时发电才能支撑 [1] - 安徽合肥7月以来用电负荷已10余次超过去年极值，电网维持高位运行状态 [1] - 合肥国轩电池材料有限公司表示今年用电平稳，往年偶尔需调整生产计划配合错峰用电 [1] 跨电网电力交易机制 - 国家发展改革委、国家能源局印发《方案》，推动打破国网、南网间电力市场分割，实现全国范围内电力互济互保 [3] - 北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织南方送华东电力互济交易，7月至9月输送超20亿千瓦时电能，相当于80多万户家庭1年用电量 [3] - 电力通过闽粤联网工程及相关通道从广东、广西、云南输送至上海、浙江、安徽、福建 [3] 电力供需平衡与交易 - 6月国网预判华东区域用电负荷会较快攀升，但国网区域可支援华东的输电通道均已满载 [5] - 闽粤联网工程尚有送电空间，南方区域具备富余电力外送能力 [6] - 跨经营区常态化电力交易既开拓了华东区域电力来源，又拓宽了南方区域富余电源外送范围 [6] 电力交易市场影响 - 跨电网经营区常态化电力交易建立覆盖全国的"网上电力商城"，保障重点时段电力安全供应并释放市场竞争活力 [7] - 华能澜沧江水电股份有限公司7至9月完成的跨经营区电力交易量将超1亿千瓦时 [9] - 水电站出力受流域来水影响显著，跨经营区交易让发电企业可以和更多负荷省份顺畅对接 [8][9] 电力交易机制优化 - 此前两网间缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，沟通协调耗时耗力 [10] - 跨经营区交易组织复杂，需精准评估电力供需平衡，实现两家交易平台高效协同、互联互通 [10] - 国网和南网共同编制安全校核、交易执行、交易结算、绿证划转等跨经营区交易业务流程细则 [10] 未来发展规划 - 今年将在年度、月度、月内、现货等交易周期实现跨电网经营区交易常态化开市 [11] - 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 [11] - 持续完善全国统一电力市场体系总体设计，破除体制机制障碍，健全配套政策 [11]

电力负荷创新高 - 国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，分别达到12.22亿千瓦、12.29亿千瓦、12.33亿千瓦，相当于50多个三峡电站同时发电才能支撑 [1] - 安徽合肥7月以来用电负荷已10余次超过去年极值，电网维持高位运行状态 [1] - 合肥国轩电池材料有限公司表示今年用电平稳，往年需调整生产计划配合错峰用电 [1] 跨电网电力交易机制 - 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》，推动打破国网、南网间电力市场分割 [1] - 北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织达成7月至9月南方送华东电力互济交易，超20亿千瓦时电能从广东、广西、云南输送至上海、浙江、安徽、福建 [1] - 该交易量相当于80多万户家庭1年的用电量 [1] 交易机制实施细节 - 国网和南网之间有两条电力输送通道（江城直流和云霄直流），但此前通道利用频次少、规模小，闽粤联网工程满载输送可达200万千瓦但多数时候只用到三成左右 [3] - 两网间缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，"一线一议""一事一议" [4] - 缺少市场机制支撑导致支援电量需按传统计划模式下的"电量返还"方式处理，常错过支援方高峰需求 [5] 交易机制优化 - 国网和南网共同编制安全校核、交易执行、交易结算、绿证划转等跨经营区交易业务流程细则 [5] - 推进技术平台对接，实现"一地注册、全国共享"，提升经营主体参与便利程度，降低交易成本 [5] - 根据《方案》，今年将在年度、月度、月内、现货等交易周期实现跨电网经营区交易常态化开市 [5] 行业影响与效益 - 华能澜沧江水电股份有限公司7至9月完成的跨经营区电力交易量将超1亿千瓦时 [3] - 跨经营区常态化电力交易让发电企业可以和更多负荷省份顺畅对接，解决丰水期"电多卖不上价"和枯水期"有价难发电"问题 [3] - 该机制既能保障重点时段电力安全供应，又有助于释放市场竞争活力 [2] 未来规划 - 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 [5] - 持续完善全国统一电力市场体系总体设计，破除体制机制障碍，健全配套政策 [6] - 推动跨电网经营区常态化电力交易在更大范围内发挥优化电力资源配置作用 [6]

用电负荷创新高 - 国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，分别达到12.22亿千瓦、12.29亿千瓦、12.33亿千瓦，相当于50多个三峡电站同时发电才能支撑 [1] - 安徽合肥7月以来用电负荷已10余次超过去年极值，电网维持高位运行状态 [1] - 合肥国轩电池材料有限公司反映今年用电平稳，往年需调整生产计划配合错峰用电的情况减少 [1] 跨电网电力交易机制 - 国家发展改革委、国家能源局印发《方案》，推动打破国网、南网间电力市场分割，实现全国范围内电力互济互保 [2] - 北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织达成7月至9月南方送华东电力互济交易，超20亿千瓦时电能从广东、广西、云南输送至上海、浙江、安徽、福建 [2] - 闽粤联网工程及相关通道实现全天候电力输送，80多万户家庭1年用电量的电能得到调配 [2] 南方区域电力优势 - 南方区域来水较早，云南、广西、贵州主力水库水位较高，广东用电负荷平稳，具备富余电力外送能力 [3] - 跨经营区常态化电力交易既开拓华东区域电力来源，又拓宽南方区域富余电源外送范围 [3] - 广东高温天气出现早，5月进入负荷爬升期，此时福建等地处于汛期，富余水电可经闽粤联网工程送至广东 [3] 电力企业受益情况 - 华能澜沧江水电股份有限公司7至9月完成的跨经营区电力交易量将超1亿千瓦时 [3] - 跨经营区常态化电力交易让发电企业可以和更多负荷省份顺畅对接，缓解丰枯期波动对企业竞争力的限制 [3] 电力输送通道现状 - 国网和南网之间有两条电力输送通道，分别为江城直流和云霄直流，但此前通道利用频次少、规模小 [4] - 闽粤联网工程满载输送可达200万千瓦，但多数时候只用到三成左右 [4] 跨电网交易机制优化 - 此前两网间缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，"一线一议""一事一议"效率低下 [5] - 缺少市场机制支撑导致支援电量返还时错过支援方高峰需求或联络通道无可用能力 [5] - 国网和南网共同编制跨经营区交易业务流程细则，推进技术平台对接，实现"一地注册、全国共享" [6] - 《方案》推动今年在年度、月度、月内、现货等交易周期实现跨电网经营区交易常态化开市 [6]

用电负荷创新高 - 国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，分别达到12.22亿千瓦、12.29亿千瓦、12.33亿千瓦，相当于50多个三峡电站同时发电才能支撑 [1] - 安徽合肥7月以来用电负荷已10余次超过去年极值，电网维持高位运行状态 [1] - 合肥国轩电池材料有限公司表示今年用电平稳，往年偶尔需调整生产计划配合错峰用电 [1] 跨电网电力交易机制 - 国家发展改革委、国家能源局印发《方案》，推动打破国网、南网间电力市场分割，实现全国范围内电力互济互保 [2] - 北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织达成7月至9月南方送华东电力互济交易，超20亿千瓦时电能从广东、广西、云南输送至上海、浙江、安徽、福建 [2] - 闽粤联网工程及相关通道实现全天候电力输送，相当于80多万户家庭1年用电量 [2] 南方电网支援作用 - 南方区域来水较早，云南、广西、贵州主力水库水位较高，广东用电负荷平稳，具备富余电力外送能力 [3] - 跨经营区常态化电力交易既开拓华东区域电力来源，又拓宽南方区域富余电源外送范围 [3] - 华能澜沧江水电股份有限公司7至9月完成的跨经营区电力交易量将超1亿千瓦时 [3] 电力输送通道利用 - 国网和南网之间有两条电力输送通道：三峡送广东的江城直流和闽粤联网互送的云霄直流 [4] - 闽粤联网工程满载输送可达200万千瓦，但多数时候只用到三成左右 [4] 交易机制优化 - 此前两网间缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，"一线一议""一事一议" [5] - 缺少市场机制支撑导致支援电量需按传统计划模式下的"电量返还"方式处理，时常错过供需高峰 [5] - 国网和南网共同编制安全校核、交易执行、交易结算、绿证划转等跨经营区交易业务流程细则 [6] - 推进技术平台对接，实现"一地注册、全国共享"，提升经营主体参与便利程度，降低交易成本 [6]

电力市场改革 - 国家发展改革委、国家能源局批复《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的市场分割，促进电力资源全国流动 [1] - 到2025年全国统一电力市场体系初步建成，资源配置范围从单一经营区扩展至全国主要区域 [1] - 建立覆盖全国范围的"网上电力商城"，实现两网经营主体基于统一规则跨区交易 [2] 绿电交易机制 - 绿电交易成为《方案》重点，解决西北地区绿电消纳不足与东部地区需求旺盛的供需错配问题 [3] - 绿电资源可在全国范围内交易和溯源，例如西北风光电力输送大湾区、云南水电输送长三角 [5] - 跨经营区绿电交易为外贸企业满足欧盟绿色认证要求提供支持 [3] 交易主体与流程 - 约4万家发电企业（国家电网3万家+南方电网1万家）可参与全国范围电力交易 [7] - 交易由北京电力交易中心、广州电力交易中心、国调中心、南方总调联合组织，通过平台实现购售电需求对接 [6] - 分布式能源发电企业未来可逐步参与跨区交易，购电侧初期由电网企业代理用户 [7] 输电通道与调度 - 当前主要使用"江城直流"和"闽粤直流"通道，年输送量分别为120亿千瓦时和40亿千瓦时 [8] - 2025年3月起已开展"广西云南送上海""西北华东东北送广东"等跨区交易 [8] - 迎峰度夏期间超20亿千瓦时电能通过闽粤联网工程输送至上海、浙江等地 [8] 输电定价机制 - 非闽粤交易暂按每小时2.56分/千瓦收取输电费，费用由两省用户各承担50% [10] - 闽粤直流采用单一容量电价制，跨区交易输电费用于冲抵容量电费 [10] - 未来将探索省间输电权交易试点 [10] 电网公司角色 - 需加强负荷管控、电网建设及调度能力，保障跨区交易安全稳定运行 [11] - 需完善计量装置和数据交互系统，提升市场化交易支持能力 [11] - 需强化专业人员培训，协助用户解决跨区交易问题 [11]

电力体制改革与跨电网交易机制 - 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，实现电力资源全国高效配置 [1][2] - 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 [1][4] - 两大电网目前有两条联络通道（三广直流和闽粤联网），2024年成立跨经营区直流输电工程合资公司，将建设青桂直流、藏粤直流等新通道 [3] 跨电网交易实施与案例 - 2023年已开展多次跨经营区电力交易试点：3月广西5270万千瓦时绿电送入上海，6月华北等地3095万千瓦时绿电送至广东 [3] - 7-9月将实现最大规模跨经营区交易，超20亿度广东、广西、云南电能通过闽粤联网输送至上海、浙江等地 [3] - 采用"两交两调"模式（北交、广交、国调、南调联合组织），创新设计了多元交易方式和周期（年度至日前） [4][5] 绿色电力交易机制 - 绿电交易以单个可再生能源项目为单元，用户可自主选择参与，交易方式包括集中竞价、挂牌和双边 [5][7] - 明确绿证划转规则：两网共享溯源信息，发电企业所在经营区交易机构牵头形成划转台账 [7][8] - 2025年目标包括推动南方绿电送长三角、西北绿电送南方等交易，探索多年期绿电签约 [6] 输电费用与通道利用 - 闽粤联网非闽粤交易暂按2.56分/千瓦时收取输电费，其中50%冲抵两省容量电费 [6] - 方案设计了大型直流工程送电、联网工程电能互济等不同场景下的交易组织流程 [4][5] - 未来将缩短交易周期至工作日连续开市，提高交易频次，推动常态化运行 [10] 新能源发展与绿电需求 - 截至2025年5月，风电光伏装机占比达45.7%，已超过火电 [7] - 政策要求数据中心绿电消费比例超80%，高耗能行业需提升绿电使用，出口企业应对碳关税需求增长 [7] - 跨国企业如苹果、特斯拉通过绿电交易推动供应链脱碳，绿电市场范围显著扩大 [7][8]

跨电网经营区常态化电力交易机制方案批复 - 原则同意《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》并要求认真组织实施 [3] - 该机制是建设全国统一电力市场的标志性举措 旨在打破市场分割和地区封锁 在全国范围内优化电力资源配置 [3] - 国家电网公司和南方电网公司需深化合作 充分发挥该机制作用 促进电力市场互联互通 提升网间通道利用效率 [3] 实施时间表 - 要求在2025年迎峰度夏期间实现电力资源优化配置 更好支撑电力保供 [3] - 年底前需统一市场规则 交易品种和交易时序 实现跨电网交易常态化开市 [3] 主体责任落实 - 国家电网公司和南方电网公司需落实主体责任 持续完善跨电网交易规则 [3] - 需强化技术平台互联互通和信息共享互认 尽快实现电力市场成员"一地注册 全国共享" [3] - 需完善跨省跨区应急调度价格机制和结算管理 加强信息披露和报送 做好应急预案 [3] 政策指导与配套 - 国家发展改革委和国家能源局将持续强化对跨电网常态化交易的指导 [4] - 将健全配套政策 及时协调解决问题 进一步完善全国统一电力市场体系 [4]

电力交易机制方案 - 国家发改委和国家能源局原则同意《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》 [1]