中國報告大廳網訊，當前電力行業現狀圍繞雙碳目標推進市場化改革與結構轉型，市場化交易範圍持續擴大，新能源裝機占比不斷提升，產業鏈上下游呈現新的發展特徵。

一、電力市場化交易進展

1.1 全國交易規模結構

1.1.1 交易電量與占比變化

電力市場化改革是國內能源體制改革的核心方向，近年來逐步放開經營性電力用戶發用電計劃，推動大部分電量通過市場交易形成價格，改變了此前計劃定價為主的格局。市場交易電量的規模與占比是衡量市場化程度的核心指標，2022年國內市場交易結構已經呈現明顯的省內集中特徵，不同交易類型的規模差異清晰反映了當前電力市場的區域格局。2022年市場交易電量同比增長39%，占比比上年提高15.4個百分點，增速為近年來少有的高速增長，主要原因是經營性電力用戶發用電計劃放開力度加大，原來納入計劃管理的大量用戶轉為進入市場交易，直接帶動交易規模的快速提升。市場交易電量占比突破六成，意味著電力市場價格對發電企業和用戶的影響已經超過計劃定價，市場化定價機制已經成為影響電力行業供需關係的核心機制，發電側的競爭格局逐步形成，用戶側也可以通過直接交易降低用電成本，工商業用戶的用電成本對電力市場價格的敏感度持續提升。增量配電領域，截至2022年末累計頒發許可證237個，其中試點項目214個，非試點項目23個，改革推進節奏仍以試點探索為主，尚未進入全面放開階段。

指標類別	規模（億千瓦時）
總市場交易電量	52543.4
省內交易電量	42181.3
電力直接交易電量	40141

這一結構下，省內電力市場的供需變化直接影響全國電力均價的走勢，跨區跨省交易的調節空間尚未完全釋放。增量配電改革仍以試點推進為主，全面放開仍需要更長時間的政策磨合，不同區域的試點項目盈利差異較大，部分項目受電網接入規則限制，盈利空間仍待拓展。

1.2 新能源市場化交易

1.2.1 綠電交易規模特徵

新能源參與市場化交易是推動新能源消納、體現綠電環境價值的核心機制，近年來國內綠電交易市場規模持續增長，交易規則逐步完善，國家電網經營區覆蓋國內大部分用電負荷，其交易數據能夠反映國內綠電市場的整體發展水平。2024年，新能源市場化交易比例首次突破五成，綠證交易規模也同步提升，綠電的環境溢價逐步被市場認可，高耗能企業對綠電的採購需求持續提升。綠證交易是新能源環境權益交易的補充形式，和綠電交易形成互補，滿足不同市場主體的採購需求。2024年全年完成綠證交易1.76億張，對於無法直接採購實物綠電的用戶，綠證是滿足其碳減排需求的低成本替代方式，近年來越來越多的消費品牌通過採購綠證兌現其碳中和承諾，帶動綠證需求持續增長。新能源年發電量在國家電網經營區達到1.5萬億千瓦時，占總發電量的比例達到19.3%，發電量占比低於裝機占比，主要原因是新能源利用小時數低於傳統火電，這一差異也符合新能源的出力特徵。

指標	占比（%）
新能源市場化交易電量占新能源總發電量比例	51.8

新能源市場化交易占比突破五成，意味著新能源發電已經從政策補貼主導全面轉向市場主導，發電收益直接受電力市場價格波動影響，對新能源發電企業的風險管理能力提出更高要求。綠電交易占比仍有提升空間，隨著碳減排要求的細化，未來占比有望進一步抬升，環境溢價的穩定性也會逐步增強。

二、電力供給建設現狀

2.1 新能源裝機格局

2.1.1 裝機規模與占比水平

雙碳目標推動下，國內新能源裝機持續增長，每年新增裝機保持高位運行，累計裝機規模不斷抬升，電力供給結構的低碳化轉型速度超出此前預期。國家電網經營區的新能源裝機占比已經超過四成，部分省份新能源裝機占比已經超過五成，最高出力占比也突破半數，電力系統運行的靈活性要求持續提升。國家電網經營區新能源新增裝機同比增長16.2%，延續了近年來的增長態勢，雖然新增裝機增速較前幾年有所放緩，但仍然保持兩位數增長，累計裝機規模持續擴大。新能源最大出力達到4.3億千瓦，最高發電出力占比超過50%，部分省份在負荷低谷時段已經出現新能源出力超過用電需求的情況，對系統調節能力的要求進一步提升，也推動了儲能、調峰電站等調節資源的建設需求。

指標	規模（萬千瓦）
全國新能源累計裝機	141000
全國新能源新增裝機	36000
國家電網經營區新能源累計裝機	114000
國家電網經營區新能源新增裝機	27000

國家電網經營區新增裝機占全國新增的75%，是國內新能源開發建設的核心區域，累計裝機占全國的比例超過80%，和國內電力負荷分布特徵基本匹配。新能源裝機占國家電網經營區總發電裝機的比例達到43.3%，比五年前提升超過25個百分點，轉型速度領先全球主要經濟體，配套系統調節能力建設的壓力也相應領先。

2.2 電網投資與儲能建設

2.2.1 調節資源配置規模

新能源發電具有間歇性、波動性特徵，大規模接入電網需要配套建設足夠的調節性資源，保障電力系統的安全穩定運行，當前國內調節性資源建設以抽水蓄能和新型儲能為核心，同時提升跨區跨省輸電能力，實現跨區域的資源優化配置。2024年國家電網經營區的調節資源建設進度符合規劃要求，電網投資規模也維持在高位，支撐新能源大規模接入的電網骨架逐步完善。2024年全國電網投資達到6083億元，較2023年的5275億元增長超過15%，投資規模持續提升，電網投資的重點逐步轉向跨區跨省輸電通道、配網智能化改造、調節性資源配套電網建設，適應新能源大規模接入的需求。跨區跨省輸電能力在國家電網經營區達到3.4億千瓦，能夠實現西部北部新能源向東部南部負荷中心的遠距離輸送，緩解局部地區新能源消納壓力，優化全國範圍內的資源配置，降低整體電力系統的運行成本。電網設備是電力建設的核心配套，國內電網設備企業的全球競爭力持續提升，出口規模不斷增長，2024年1-10月，逆變器出口金額達到497.01億元，變壓器出口金額達到360.41億元，逆變器出口規模超過變壓器，反映出全球新能源裝機增長對逆變器的需求持續提升，國內企業在光伏逆變器領域的全球份額已經超過八成，競爭力優勢明顯。全球貿易摩擦可能對未來出口增長產生一定影響，仍有待觀察後續訂單變化。

資源類型	規模（萬千瓦）
在運抽水蓄能	4056
在運在建抽水蓄能合計	9404
新型儲能併網	5876

抽水蓄能是當前技術最成熟、使用壽命最長的調節資源，在建規模超過在運規模，說明未來幾年仍將處於快速建設周期，項目建設周期一般為6-8年，投產高峰將出現在2030年前後。新型儲能併網規模已經超過在運抽水蓄能，其建設周期短、布局靈活的優勢得到發揮，成為調節資源增長的核心動力，技術路線仍在疊代升級，成本下降空間仍較大。

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核心洞察：

1. 市場化交易電量占比超60%，電力市場化程度超預期
2. 國家電網經營區新能源裝機占比達43.3%，轉型加速
3. 新型儲能併網規模反超在運抽水蓄能，調節結構生變