项目概况 - 摩洛哥与德国正计划推进一项名为“Sila Atlantik”的能源合作项目，项目预计总耗资在300亿至400亿欧元之间 [1] - 项目计划在摩洛哥建设总装机容量为15吉瓦的光伏和风力发电厂 [1] - 项目投产后预计年发电量可达26太瓦时，约占德国电力消耗的5% [1] 技术方案与供应链 - 项目将通过一条长达4800公里的高压直流海底电缆，将摩洛哥生产的绿色电力输送至德国 [1] - 电缆线路将横跨大西洋，并沿欧洲海岸线途经葡萄牙、法国、比利时和荷兰，最终抵达德国 [1] - 配套的集成电池系统将保证每天长达20小时的稳定供电 [1] - 项目发起方正在研究在德国建立电缆制造厂，以保障供应链安全并减少对外部依赖 [1] 项目进展与参与方 - 德国经济事务国务秘书在致摩洛哥投资大臣的信函中表达了德国对该项目的支持，并强调其对欧洲能源转型的巨大潜力 [1] - 德国大型企业如E.ON、Uniper以及德国铁路公司已表示参与或采购意向 [1] 项目面临的挑战 - 项目面临的首要难题是获得电缆途经的欧洲国家（包括葡萄牙、法国、比利时和荷兰）的批准 [1] 战略意义 - 对摩洛哥而言，该项目是一个战略机遇，有助于吸引投资并巩固其作为区域能源中心的地位 [2] - 对德国和欧洲而言，该项目有助于实现能源供应来源多元化，并加速向更清洁、更安全的能源结构转型 [2]

文章核心观点 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，旨在通过构建全国统一电力市场体系，实现电力资源在全国范围内的优化配置，推动能源治理体系现代化，并以此支撑国家经济安全与长远发展，是新时代中国能源革命的“超级工程” [1][2][9] 全国统一电力市场体系的战略定位与目标 - 该体系建设是高水平社会主义市场经济体制在能源领域的实践创新，是立足我国能源资源禀赋与消费格局的制度性探索 [1] - 核心目标是打破市场分割与区域壁垒，在全国范围内实现电力资源的优化配置，解决资源禀赋与能源消费的空间错配问题 [3] - 文件提出了两大关键时点与五大领域19项重点任务，明确到2030年基本建成全国统一电力市场体系 [1][8] 市场体系对电力商品价值的重塑 - 传统打包式定价模式在新能源高占比的系统中局限性凸显，新体系旨在对电力商品价值进行解构与重塑 [4] - 通过现货、中长期、辅助服务、绿色电力、容量、零售六大市场的协同运行，实现电力商品价值的精细化解构 [4] - 现货与中长期市场体现电能量的时空价值，容量市场体现系统充裕度与可靠性价值，辅助服务市场量化灵活调节价值，绿色电力市场体现低碳转型与环境价值，零售市场将多元价值传导至用户侧 [4] - 这种价值分层旨在构建“保障平衡人人有责、绿色低碳人人有责”的社会共识，推动电力系统从源随荷动向源网荷储互动转变 [4][5] 对各类能源投资逻辑与主体发展的影响 - 价格信号将成为引导未来万亿级能源投资方向与技术路径选择的指南 [6] - **传统能源（煤电）**：功能定位面临重构，竞争主战场需从提供电能量转向发挥灵活调节与可靠性支撑价值，通过容量与辅助服务市场使其顶峰、备用及爬坡能力得以量化变现，绿色电力市场将倒逼存量机组进行清洁化改造 [6] - **新能源**：随着市场化程度加深，仅提供电能量的新能源结算价格可能走低，甚至低于过去的基准电价，新能源企业需建立更精准的预测系统与调控能力，以匹配负荷并获得更高电能量价值 [6][8] - **新型主体**：储能、虚拟电厂等业态将迎来多元化发展机遇，统一市场的价格信号可引导电化学、压缩空气、氢储能等不同技术路线在适配场景落地，通过市场供需博弈使各类技术的边际贡献与价值显性化 [6] 构筑国际绿色竞争力与保障国家战略发展 - 健全绿色电力交易与绿证核算机制具有深远战略意义，旨在应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际绿色贸易壁垒 [7] - 将全面引入区块链等技术对绿电生产、消费进行全链条认证，强化消费溯源，并研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径 [7] - 目标是构建一套客观、可信、可溯源且与国际接轨的“碳账本”，将中国作为全球最大绿色能源生产国的资源优势，转化为国际贸易中的绿色权益凭证和国家竞争力 [7] - 全国统一电力市场将为AI算力、大数据、航空航天等战略性新兴产业提供充裕、低成本且高可靠的电力支撑，是夯实大国竞争能源底座、关乎国家经济安全与长远发展的战略基石 [8][9]

文章核心观点 - 国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，旨在构建全国统一的电力市场体系，明确提出了到2030年和2035年的阶段性发展目标，并从五个方面提出了19条具体措施 [1] 市场体系建设目标与时间表 - 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右，现货市场全面转入正式运行，市场化电价机制基本健全 [1] - 到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用 [1] 现货市场建设 - 全面建设更好发现价格、调节供需的现货市场，充分发挥其发现实时价格、准确反映供需的重要作用 [2] - 推动现货市场在2027年前基本实现正式运行，推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场 [2] - 加强现货市场与其他市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接，通过分时价格信号引导经营主体优化发用电行为 [2] 中长期市场完善 - 持续完善保障电力安全稳定供应的中长期市场，发挥其稳定电力生产供应秩序的基础性作用 [3] - 推动中长期市场精细化、标准化，实现连续开市、不间断交易，提高交易频次和灵活性，覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）等不同周期 [3] - 加强各地中长期市场在交易时段、市场限价等方面与现货市场的有效衔接，参与现货市场交易的经营主体中长期合同签约、履约比例必须满足国家能源安全保供要求 [3] 绿色电力市场发展 - 完善全国统一的绿证市场，扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度 [4] - 加强绿证价格监测，引导绿证价格在合理水平运行，推动发用侧双方签订绿证中长期购买协议 [4] - 加快建立绿色电力消费认证机制，全面引入区块链等技术进行全链条认证，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径 [4] 发电侧经营主体参与市场 - 落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易 [5] - 推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，推动分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场 [5] - 进一步优化煤电机组运营模式，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本 [5] - 在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场，探索建立体现核电低碳价值的制度 [5] 电价形成机制改革 - 完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值 [5] - 建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系，进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策 [5] - 强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价 [5]

政策核心目标与时间表 - 到2030年基本建成全国统一电力市场体系，到2035年全面建成全国统一电力市场体系 [1] - 到2030年，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右 [11] - 到2035年，市场化交易电量占比稳中有升，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用 [11] 推动电力资源全国优化配置 - 推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，实现经营主体“一地注册、全国共享” [3][12] - 条件成熟时，研究组建全国电力交易中心 [3][12] - 打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易 [13] - 科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模 [3][13] 健全电力市场功能体系 - 推动现货市场2027年前基本实现正式运行，以发现实时价格、准确反映供需 [3][14] - 落实中长期合同签约履约激励约束措施，实现电力资源长期稳定配置 [4][15] - 加快建设支撑电力系统灵活调节的辅助服务市场，如调频、备用市场 [2][15] - 扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度 [5][16] - 进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制 [5][17] - 打造规范有序、便捷高效的零售市场，畅通批发—零售价格传导 [2][17] 促进各类经营主体参与市场 - 推动发电侧经营主体参与市场，上网电量全部参与电力市场 [18] - 在保障能源安全基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场 [6][18] - 推动10千伏及以上用户直接参与电力市场，逐步缩小电网代理购电规模 [18] - 推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场 [6][19] 构建统一市场制度体系 - 整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割 [7][21] - 进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策 [8][22] - 统一电力市场关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目等技术标准 [22] - 建立全国统一的电力市场信用制度，制定统一的信用信息目录和评价标准 [22] 强化政策协同与保障 - 加强电力规划与电力市场的衔接协同，地方电力规划应依据全国电力规划编制 [23] - 建立电力市场应急处置制度，健全风险监测、预警和管控流程 [23] - 建立电力市场评价制度，制定量化指标和评价办法，鼓励第三方机构参与评价 [23]

核心观点 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，旨在深化电力体制改革，构建全国统一、竞争有序、安全高效的电力市场体系，以保障能源安全、支持经济社会发展和绿色低碳转型 [1][4] - 文件设定了明确的时间目标：到2030年基本建成全国统一电力市场体系，到2035年全面建成该体系 [1][6] - 核心路径是打破市场分割和区域壁垒，推动电力资源在全国范围内优化配置，并健全包含现货、中长期、辅助服务、绿电、容量和零售市场在内的多层次市场体系 [2][3] 市场体系建设目标与路径 - **总体目标**：到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，**市场化交易电量占全社会用电量的70%左右**；到2035年全面建成，市场化交易电量占比稳中有升 [6][26] - **优化配置路径**：加强央地联动、政企协同，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，逐步过渡到经营主体一次性提出量价需求、由市场在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式 [7][27] - **平台与机构建设**：推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，实现经营主体“一地注册、全国共享”；条件成熟时，研究组建全国电力交易中心 [3][7][27] - **打破壁垒**：整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割，不得在市场准入负面清单以外违规设置准入条件 [3][15][24] 多层次电力市场功能健全 - **现货市场**：全面建设以更好发现实时价格、调节供需，**推动现货市场在2027年前基本实现正式运行**，引导电力资源优化配置 [3][9][29] - **中长期市场**：持续完善以保障电力安全稳定供应，落实合同签约履约激励约束措施，实现连续开市、不间断交易，覆盖年度、月度、月内等不同周期 [3][10][30] - **辅助服务市场**：加快建设以支撑电力系统灵活调节，规范开展调频市场，加快建立备用市场，并探索爬坡等新品种，实现与现货市场联合出清 [11][30] - **绿色电力市场**：完善全国统一的绿证市场，扩大绿色电力消费规模，**加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度**，并研究将绿证纳入碳排放核算 [3][11][24][31] - **容量市场**：建立以可靠支撑调节电源建设，**进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制**，研究按统一标准对可靠容量给予补偿 [3][12][24][32] - **零售市场**：打造规范有序、便捷高效的市场，畅通批发-零售价格传导，引导需求侧资源参与调节，并加强售电公司规范管理，引导其向综合能源服务商转型 [12][32] 经营主体参与范围扩大 - **发电侧**：推动所有类型电源参与市场，包括落实新能源价格结算机制，推动“沙戈荒”新能源基地整体参与市场；**煤电机组上网电量全部参与电力市场**；分品种有节奏推进气电、水电、核电进入市场 [13][33] - **用户侧**：**推动10千伏及以上用户直接参与电力市场**，完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模 [13][33] - **新型经营主体**：在确保安全前提下，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等灵活参与电力市场，并加快制修订相关技术标准 [3][14][24][34] 统一市场制度与政策协同 - **统一规则与治理**：统一电力市场规则体系，健全治理体系，强化多部门协同全流程监管，纠治价格串通、滥用市场力等行为 [15][35] - **完善电价机制**：完善主要由供需关系决定的电价形成机制，**各地不得违法违规出台优惠电价政策**，并探索实行两部制电价或单一容量电价 [3][15][24][35] - **统一技术标准**：统一关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目等，促进市场基础设施互联互通 [16][36] - **建立信用制度**：制定统一的信用信息目录和评价标准，对发电企业、售电企业、电力用户等开展信用评价 [17][36] - **强化政策协同**：加强电力规划与市场的衔接，建立应急处置与风险防控体系，并建立电力市场评价制度以持续完善市场体系 [18][37]

政策核心内容 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》[1] 绿色电力市场建设 - 完善更好实现环境价值的绿色电力市场[1] - 完善全国统一的绿证市场，进一步发挥绿证作为可再生能源电力生产、消费和环境属性认定的基础凭证作用[1] - 扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度[1] - 加强绿证价格监测，引导绿证价格在合理水平运行[1] 绿色电力交易机制 - 推动发用侧双方签订绿证中长期购买协议[1] - 鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划[1] - 推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式[1]

项目概况与并网情况 - 青海省首批200万千瓦夜间高原风电项目已实现全容量并网发电，其最后一个标段（二标段剩余35万千瓦）于1月31日投运[1] - 项目总投资近60亿元，分4个标段同步推进，并配套建成5座330千伏升压站[1] - 项目精准聚焦夜间供电保供，全容量投运后年夜间理论上网电量预计可达26亿千瓦时[1] 战略意义与行业影响 - 项目有效缓解了高比例新能源电力系统“日盈夜亏”的结构性供给矛盾，补齐了青海夜间电力供给短板[1] - 项目是优化能源供需结构布局的重大举措，对全省电力安全保障、绿色发展推进、能源布局优化具有多重战略价值[1] - 项目为青海打造国家清洁能源产业高地注入强劲动力，并为构建新型电力系统提供坚实支撑[1][2] 经济效益与产业链 - 项目预计每年可节约标准煤约132万吨、减少二氧化碳排放约351万吨[2] - 项目建设期间有效带动了当地群众就业增收，并推动了风电装备制造、运行维护等上下游产业链延伸[2] 电力输送与系统优化 - 项目产生的绿色电力将通过750千伏海西变输送至青海省东部负荷中心区域[2] - 此举夯实了青海跨区域绿电外送与就地消纳基础，有效填补了省内“西电东送”电力缺口，进一步优化了全省能源生产、输送、消纳整体布局[2]

行业规模与地位 - 截至2025年底，全国太阳能发电装机容量达到12.0亿千瓦，风电装机容量达到6.4亿千瓦 [1] - 风电光伏累计装机历史性突破18亿千瓦大关，达到18.4亿千瓦，相当于大约82个三峡电站的总装机容量 [3] - 风电光伏在中国电力总装机中的占比高达47.3% [3] - 中国风电光伏装机规模已连续十余年稳居世界第一，占据了全球总装机量的近一半 [3] 经济性与成本 - 风电和光伏的平均度电成本，已经比传统的煤电低了足足三成左右 [3] - 近十年来，中国的技术创新推动全球风电和光伏发电成本分别下降了超过60%和80% [3] 技术创新与产业生态 - 在技术端，中国的光伏转换效率、海上风电单机容量不断刷新世界纪录 [3] - 绝大多数的光伏设备制造企业和超过六成的风电整机制造企业都是民营企业 [4] - 产业生态充分竞争带来了持续的创新降本 [4] 市场应用与需求 - 在应用端，从沙漠戈壁到辽阔海疆，从集中式电站到千家万户的屋顶分布式，绿色电能的生产版图急速扩张 [3] - 2025年前11个月，全国绿色电力交易电量接近3000亿千瓦时，同比激增超过40% [4] 发展挑战与转型方向 - 随着风电光伏的规模越来越大，电力系统的消纳压力、土地资源的约束等挑战也愈发突出 [4] - 未来的发展，必须从“大规模开发”转向“高水平消纳” [6] - 能源主管部门正着力推动新能源开发模式的转变，特高压电网的延伸、新型储能的快速发展、智能微电网的建设，都在为消纳更多绿电铺路 [6] - 更广阔的想象空间正在打开，比如利用绿电进行规模化制氢，实现能源的非电利用 [6]

全国电力市场交易规模与结构 - 2025年全国电力市场累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4% [2] - 市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，同比提高1.3个百分点，相当于每3千瓦时用电中有2千瓦时通过市场交易完成 [2] - 在交易中心注册的经营主体数量突破100万家 [3] 跨省跨区电力交易 - 2025年跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6% [2] - 全国跨区通道最大实际送电功率达1.51亿千瓦，跨电网经营区交易电量达34亿千瓦时 [3] - 建立了跨电网经营区常态化电力交易机制与“网上电力商城”，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配 [3] - “三北”地区跨区外送通道度夏高峰时段全部满送，省间现货市场支援了川渝等20余个省份的电力保供 [2] 绿色电力交易发展 - 2025年绿色电力交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍 [3] - 多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时 [3] - 跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电 [3] - 新能源已全面参与市场交易 [3] 市场机制与运行特征 - 省级现货市场连续运行基本全覆盖，电力中长期市场实现连续运营，市场交易机制愈发灵活高效 [2] - 南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角及东北、西北、华中区域省间电力互济交易机制不断完善 [2] - 电力现货市场通过“高峰高价、低谷低价”的价格信号，形成电源侧与负荷侧双向互动的新格局 [4] - 辅助服务市场完善了调节资源的价值实现机制，激励调节资源参与系统调节 [4] 市场建设的作用与成效 - 有效促进电力资源优化配置，平衡安全保供、绿色转型和价格稳定 [2] - 在跨地区资源优化方面，使西部清洁能源和北部火电资源精准对接东部沿海、南部负荷中心需求，缓解“窝电”与“缺电”矛盾 [3] - 在助力电力安全保供方面，现货市场为迎峰度夏、度冬提供坚实保障，例如山东、广东、安徽等地负荷创新高当日，发电机组非停率和受阻率低至“双零” [4] - 在推动能源绿色转型方面，市场价格信号充分体现了新能源的环境价值和保供价值 [4] - 促进了实体经济发展，市场交易价格逐步降低并传导至用户侧，工商业用户、分布式新能源、新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等多元化主体加速入市 [4]

全国统一电力市场建设与2025年运行特征 - 2025年全国电力市场交易电量规模达6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，全国统一电力市场建设有效促进了电力资源优化配置，平衡了安全保供、绿色转型和价格稳定[1] 市场化交易电量占比 - 2025年市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，同比提高1.3个百分点，相当于全社会每3千瓦时用电中就有2千瓦时通过市场化交易完成[1] - 市场化占比提升主要得益于省级现货市场连续运行基本全覆盖，以及电力中长期市场实现连续运营，市场交易机制愈发灵活高效[1] 跨省跨区电力交易 - 2025年跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6%[1] - 南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角及东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善[1] - “三北”地区跨区外送通道在度夏高峰时段全部满送，省间现货市场支援了川渝等20余个省份的电力保供[1] - 建立了跨电网经营区常态化电力交易机制和“网上电力商城”，保障全国统一电力市场体系高效运行[2] - 2025年迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽；10月，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配[2] - 全国跨区通道最大实际送电功率达1.51亿千瓦，跨电网经营区交易电量达34亿千瓦时[2] 绿色电力交易 - 2025年绿色电力交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍[2] - 多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时[2] - 跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电[2] - 新能源全面参与市场，在交易中心注册的经营主体数量突破100万家[2] 市场体系对资源优化与安全保供的作用 - 在跨地区资源优化方面，西部清洁能源和北部火电资源能够精准对接东部沿海、南部负荷中心的用电需求，缓解了“窝电”与“缺电”并存的矛盾[2] - 在助力电力安全保供方面，电力现货市场通过“高峰高价、低谷低价”的价格信号，形成电源侧与负荷侧双向互动、协同保障供应的新格局[3] - 2025年山东、广东、安徽等地电力负荷创新高当日，现货市场的“高峰高价”激励发电机组加强设备运维，使发电机组非停率和受阻率低至“双零”[3] 市场体系对绿色转型与实体经济的促进 - 在推动能源绿色转型方面，现货和中长期市场价格信号充分体现了新能源的环境价值与保供价值，辅助服务市场完善了调节资源的价值实现机制[3] - 全国统一电力市场建设促进了实体经济发展，市场交易价格逐步降低并传导至用户侧[3] - 工商业用户、分布式新能源、新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等多元化主体加速入市，共享改革发展红利[3]