财务表现 - 2024年公司实现营业收入6336.85亿元，同比增长4.07% [1] - 总资产达12890.01亿元，同比增长11.64% [1] - 新签合同额12706.91亿元，同比增长11.19% [1] - 经营活动现金流量净额245.46亿元，同比增长10.34% [1] 行业地位 - 位列"2024中国战略性新兴产业领军企业100强"第7位，建筑央企排名第一 [1] - 连续5年蝉联美国ENR"全球工程设计公司150强"榜首，连续10年保持中资企业第一 [1] - 在美国ENR"全球承包商250强"和"国际承包商250强"中分别排名第7位和第8位，连续10年保持电力工程领域全球第一 [1] 业务结构 - 工程承包与勘测设计主业贡献营业收入5750.03亿元 [2] - 能源电力业务新签合同额7628.17亿元，占总新签合同额60.03%，同比增长23.68% [2] 战略转型 - 新增抽水蓄能项目资源储备7015万千瓦，其中2090万千瓦通过核准 [2] - 新能源建设指标获取量2612万千瓦，同比增长15% [2] - 控股并网装机容量3312.76万千瓦，同比增长22%，清洁能源占比持续提升 [2] 国际化发展 - 国际业务新签合同额2239.57亿元，同比增长4.08% [2] - 签约埃及1.1吉瓦苏伊士湾风电、塞尔维亚国家足球体育场、刚果(布)KOLA钾盐矿、几内亚GIC铝土矿等标志性项目 [2] - 塞尔维亚体育场项目实现中资企业在欧洲高标准体育场馆领域突破 [2] 2025年规划 - 计划实现新签合同额13978亿元，营业收入目标6531.5亿元 [3] - 安排投资总额972.23亿元 [3] - 聚焦能源电力、水资源与环境、城市与基础设施、工程数字化四大领域 [3]

政策背景和市场环境 - 国家发展改革委、国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场三大电力市场核心基本规则全面建成 [2] - 电力辅助服务市场已基本实现全国覆盖，市场化辅助服务品种不断拓展，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系 [3] - 部分地区推动独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调节资源等新型主体参与辅助服务市场，取得良好效果 [3] 《规则》出台的重大意义 - 《规则》规范了电力辅助服务市场运营管理行为，明确了辅助服务提供方、采购方、电网企业等主体的权利义务和工作流程 [4] - 《规则》规定了辅助服务交易品种的分类和市场注册、交易组织、计量结算等流程和要求，明确了与中长期市场、现货市场的衔接机制 [4] - 《规则》将有力支撑全国统一电力市场建设，促进新能源大规模发展和全方位入市 [4] 积极推动全国统一电力市场的发展建设 - 《规则》填补了电力辅助服务市场化交易基本规则的空白，为全国统一电力市场发展建设夯实制度基础 [5] - 《规则》强调统筹推进电力辅助服务市场与中长期、现货市场的协同运行，构建"电能量+辅助服务"的完整市场架构 [5] - 通过区域辅助服务市场与省级市场的衔接，推动打破市场壁垒，优化跨省跨区电力资源配置 [5] 有效提升新能源市场化消纳能力 - 截至2024年底，全国电力装机容量达33.49亿千瓦，风电与光伏装机达14.1亿千瓦，新能源装机规模首次超过煤电 [7] - 《规则》促进建立市场化新能源消纳机制和价格形成机制，推动火电等常规电源发挥保障作用和灵活调节作用 [7] - 通过合理设置和优化电力辅助服务品种，系统性破解新能源发电波动性、随机性困境 [8] 提高电力系统安全保供水平 - 《规则》提出建立辅助服务费用的传导机制，推动跨省跨区交易双方公平合理承担和获得辅助服务费用 [9] - 健全辅助服务费用成本分摊和费用传导机制，提高企业参与电力市场的经营预期和项目投资信心 [9] - 通过市场化手段调动火电、水电、储能、虚拟电厂等灵活性调节资源参与市场调节的积极性 [9] 《规则》的亮点 - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，加强顶层设计，规范市场运营管理行为 [11] - 将储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型经营主体纳入全国性规则框架 [11] - 明确电力辅助服务市场交易品种和市场化价格形成机制，建立健全费用传导机制 [11]

《电力辅助服务市场基本规则》核心特点 - 标志着我国电力辅助服务市场建设从探索阶段迈向制度规范新阶段 [2] - 基于16省调峰市场、15省调频市场、2省爬坡市场、6区域市场的实践经验制定 [4] - 实现电力辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变 [5] 实践基础 - 2006年首次以市场模式规范并网运行管理，实现发电企业间交叉补偿 [4] - 2014年启动首个电力调峰服务市场，开创辅助服务市场先于现货市场的先例 [4] - 2021年修订《电力辅助服务管理办法》，部分引入市场机制 [4] - 2024年出台价格机制通知，完善辅助服务价格形成体系 [4] 系统性特征 - 首份全面规范市场成员、设立流程、交易品种等要素的系统性文件 [6] - 明确新型储能、虚拟电厂等新型主体参与资格，要求资源具备"四可"能力 [6] - 规定新品种市场需经过模拟试运行、结算试运行、正式运行三阶段 [7] - 统一市场交易全流程标准，涵盖准入、出清、结算等关键环节 [7] - 协调省间与省内市场、中长期与现货等多层次市场衔接关系 [8] 安全机制 - 将"安全至上"作为核心原则，定义辅助服务为维持系统安全稳定的必要手段 [10] - 明确调度机构的安全责任，包括提出服务需求、开展安全校核等关键职能 [11] - 建立"统一调度、分级管理"体制，确保三级调度权责一致 [12] - 设置市场风险防控和终止机制，保障系统安全与主体权益 [12] 市场创新 - 允许独立出清和联合出清两种模式，鼓励开展联合出清 [9] - 引入车网互动等新型商业模式，拓展调节资源来源 [6] - 建立跨省跨区交易原则，优化系统灵活性资源配置 [8]

分时电价政策调整 - 江西省新增"深谷时段"且电价较平段电价下浮70% [1] - 江苏省新增春秋两季午间谷段且谷段电价较平段直降65% [1] - 山东首创"新能源大发时段"特殊电价并设置深谷电价最低0.25元/千瓦时 [1][3] - 湖北省将春节、劳动节、国庆节等节假日期间9时~15时设置为深谷时段 [3] 新能源消纳 - 截至3月底我国风电光伏发电装机达到14.82亿千瓦历史性超过火电装机 [2] - 2025年1~2月全国风电利用率93.8%光伏利用率93.9%较去年同期有所下降 [2] - 山东省通过分时电价引导电网午间增加填谷负荷最高达583.87万千瓦增加风光等新能源消纳量23亿千瓦时 [3] - 山东省"五段式"分时电价在光伏大发时段设置低谷电价价格最大下浮90% [3] 电网安全与电动汽车 - 海南省新能源汽车保有量已达40.9万辆"零点高峰"现象导致电网负荷创新高 [5][6] - 海南省调整电动汽车充换电设施峰谷时段原谷时段"00:00~02:00"变为平时段 [6] - 山东省新能源汽车保有量突破270万辆充电基础设施保有量117.35万台同比增长89.7% [6] - 山东省对电动汽车个人充电桩设置23时至次日7时的低谷时段电价低至0.38元/千瓦时 [7] 创新机制与未来趋势 - 江苏省推出针对电动汽车反向放电的价格政策允许充换电设施运营单位参与车网互动 [7] - 分时电价机制有望与储能技术、虚拟电厂等新兴业态深度融合 [8]

民营经济参与能源领域发展建设 - 中央经济工作会议提出促进民营企业发展壮大 在市场准入 要素获取 公平执法 权益保护等方面落实举措 [2] - 国家能源局印发《通知》出台十项具体举措 支持民营企业提升发展动能 推动公平参与市场 提升能源政务服务水平 [2] 促进能源领域民营经济发展意义 - 提升能源基建运营效率 民营企业通过灵活投融资机制和市场化管理模式缩短决策周期 优化资源配置效率 加速规模化布局 通过混改实现国有资产保值增值 [3] - 提高能源市场参与主体多元化 民营资本打破传统垄断格局 带来商业模式颠覆性创新 增强市场定价科学性 促进国企与民企优势互补良性竞争 [3] - 提升能源核心技术科技创新能力 民营企业在储能 智能电网控制等短板领域具有需求敏感度高 创新转化快优势 形成"需求识别—技术攻关—产品迭代"闭环 与央企协同创新 [4] 能源领域民营经济发展环境优化 - 明确民营企业投资范围 放宽传统能源 新能源 科技创新领域准入 支持参与核电 油气储备 管网等基建 引导参与新型储能 虚拟电厂 智能微电网等新业态 [5] - 优化民营企业参与市场环境 推进油气管网运销分离 完善电网建设参与机制 简化办电流程 提高自然垄断企业信息透明度 加强财政金融支持 [6][7] - 提升政府服务水平 优化审批流程 健全政企沟通机制 支持民营企业"走出去"参与全球能源合作 增强新能源装备制造和跨境项目话语权 [8]

南方电网公司加快构建更安全、更绿色、更高效的新型电力系统 中国电力报记者 李东海 通讯员 黄勇华 温存 王艳萍 4月30日，广东500千伏鹅凰开关站及相关线路升级改造工程（以下简称"鹅凰系列工程"）投产。作为全国最大规模的海上风电打捆送出工程，该站汇集了粤 西6座巨型海上风电场和两座常规火电厂资源，此次并网容量为695万千瓦，到2026年电源接入规模将达1092万千瓦，接近三峡水电站装机容量的一半，预计 每年将向粤港澳大湾区输送超过300亿千瓦时电量。 新能源与常规能源打捆：实现多能互补 近年来，广东省积极出台政策，发挥地域优势，仅用5年时间，推动海上风电总装机规模跃居全国第一。阳江市是广东省首个电源总装机超过2000万千瓦的 地级市，大部分电力需外送至大湾区。 南方电网电力调度控制中心主管姜拓介绍，新能源发电具有随机性、间歇性和波动性，难以单独稳定供电。通过与常规电源打捆，可以利用常规电源的稳定 性弥补新能源发电的不足，确保电力系统的稳定性和可靠性。新能源与常规能源打捆主要分为三种模式：新能源与火电、新能源与核电、新能源与水电。 鹅凰系列工程升级改造后，接线方式从原来的"5进3出"变为"7进6出"，为粤西地 ...

电力辅助服务市场基本规则出台 - 《电力辅助服务市场基本规则》作为全国统一电力市场"1+N"规则体系的关键组成部分正式出台，标志着电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立 [2] - 该规则有利于推动各地电力辅助服务市场规范统一，强化与电力现货市场的衔接与协同，促进能源资源优化配置 [2] - 规则明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化各类电力辅助服务市场价格形成机制，健全费用传导机制 [4] 煤电行业转型 - 风电、太阳能发电合计装机容量达14.56亿千瓦，规模首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [4] - 煤电正从"基荷主力"向"调节先锋"转变，2021年至今在地方试点市场中煤电机组平均调峰深度已从40%提升至60%，部分机组可达70%~80% [4] - 市场化补偿机制叠加容量电价、电量电价，推动煤电收入结构从"单一依赖发电"向"多元服务收益"优化 [4] - 煤电企业通过参与辅助服务市场可获得合理市场化补偿，为煤电灵活性改造注入动力 [5] 新能源消纳机制 - 2024年全国新能源利用率超过96%，辅助服务市场有效保障了新能源消纳 [9] - 规则设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确备用服务和爬坡服务的定义和费用计算方式 [8] - 规则将储能企业、虚拟电厂、车网互动等新型主体纳入市场，形成"火电+水电+新能源+负荷侧"协同调节新格局 [9] - 截至2024年底，我国新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增装机4370万千瓦，其中独立储能占新增装机的60% [10] 电力系统安全 - 规则推动各地分散的辅助服务市场向全国"一盘棋"整合，促进跨区域资源优化配置 [12] - 通过跨市场资源优化，电力系统可在极端天气、负荷骤变等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [13] - 规则推动系统从"被动响应"向"主动平衡"升级，实现行政手段向市场机制的过渡 [12] 市场机制创新 - 规则构建的市场化激励机制促使煤电调节能力释放发生"质变"，通过"爬坡补偿""备用容量定价"等新增交易品种提升煤电参与系统调节的收益 [6] - 南方区域市场创新构建了覆盖出清、调度、结算的全链条解决方案，通过跨层级市场协同实现调节资源优化配置 [10] - 规则为全国统一电力市场体系搭建"四梁八柱"，标志着我国在电力市场化改革中迈出"从量到质"的关键一步 [12][13]

政策背景与核心观点 - 国家能源局发布《通知》旨在打通堵点、纾解痛点、激发活力，支持民营企业在能源绿色低碳转型和新型能源体系建设中做大做强 [2] - 政策从供给、消费、技术、制度、国际合作五个维度构建多维度支持体系，全方位赋能民营企业 [5] - 政策落地预计将扩大民营企业参与面、激发技术创新活力、提升市场化交易活跃度 [8][9] 民营企业现状与优势 - 民营企业在光伏制造领域产能占比超70%，风电设备制造领域超60%，可再生能源发电项目投资开发市场份额超30% [3] - 民营企业具有机制灵活、决策高效、市场敏感、敢于创新的独特优势，在光伏电池技术迭代、风电装备大型化等领域领先 [4] - 民营企业已从单一设备供应商成长为集成整体解决方案提供商，为行业深度赋能 [4] 供给开发支持措施 - 支持民营企业参与"沙戈荒"大基地开发建设，鼓励投资光热发电、生物质能多元化利用等项目 [5] - 破除新能源项目开发准入隐性壁垒，降低民营企业获取优质资源难度 [4] 消费利用支持措施 - 鼓励民营企业参与绿电直连、智能微电网、虚拟电厂、新型储能、电动汽车充换电等新兴业务 [6] - 支持培育能源新业态新模式，促进供需互动，提升能源系统效率和灵活性 [6] 技术创新支持措施 - 支持民营企业参与能源领域重大科技创新，鼓励参与制定能源科技发展战略、规划、标准 [6] - 明确支持在"沙戈荒"大基地应用前沿技术光伏组件，鼓励构网型技术改造和"人工智能+"应用场景创新 [6] 制度建设支持措施 - 完善市场准入制度，推动生产要素获取机制，规范能源市场秩序以保障公平竞争 [7] - 优化能源投资审批流程，实行一窗受理、在线并联审批，提升政务服务效能 [7] 国际合作支持措施 - 支持民营企业高质量"走出去"，参与"一带一路"绿色能源项目合作 [7] - 加强信息共享、风险预警和权益保障，助力民营企业融入全球新能源产业链 [7] 政策预期影响 - 扩大民营企业参与面：更多企业将进入"沙戈荒"基地、光热电站等新领域 [8] - 激发技术创新活力：民营企业将加大前沿技术研发投入，引领产业技术方向 [9] - 提升市场化交易活跃度：民营企业灵活经营策略将促进价格发现和资源配置优化 [9]

政策背景与核心目标 - 国家能源局发布《通知》支持能源领域民营经济高质量发展，推动其在绿色低碳转型和新型能源体系建设中发挥更大作用 [2] - 政策旨在破除民营企业面临的体制机制障碍，激发投资热情和创新活力，为现代能源体系注入动能 [2] 民营企业现存问题 准入门槛与竞争环境 - 能源行业传统领域（油气、电网、核电）由国企主导，民企面临高准入门槛和不公平竞争，资源获取难度大 [3] - 能源项目投标资质要求高，民企因规模小、资源受限难以达标，部分领域管理不规范影响经营秩序 [3] 融资困境 - 民企融资难、融资贵，银行倾向国企，能源项目周期长、风险高加剧金融机构审慎态度 [4] - 债券融资需担保增信，大额长周期项目筹资渠道受限 [4] 新业态适应不足 - 民企在新能源领域占比高（风电整机制造60%、光伏产业链70%、新型储能出货前十占9家），但分布式能源、虚拟电厂等新业态缺乏统一标准和政策支持 [5] - 产学研协同创新短板明显，高端技术和管理人才不足制约发展 [5] 国际化挑战 - 民企在光伏、风电、储能等国际市场领先，但面临国际壁垒增多和内部恶性竞争问题 [5][6] 政策支持措施 投资与融资支持 - 支持民企参股核电、投资油气储备、LNG接收站、油气管网及“沙戈荒”大基地项目 [7] - 拓宽融资渠道，利用超长期国债支持设备更新，鼓励绿色金融专项信贷产品 [7] 新业态布局 - 鼓励民企发展虚拟电厂、绿电直连、智能微电网、大功率充电等新业态，加速技术应用落地 [9] - 推动数字化改造（煤矿、电厂智能化）和“人工智能+”应用，提升风光电站运行效率 [10] 创新与人才 - 支持民企参与能源科技战略制定，与国家实验室协同攻关，加强产学研合作培养技术人才 [10][11] 市场公平竞争机制 - 推进油气管网运销分离，深化电力资质许可管理，开放电网建设民企参与 [12] - 公开技术标准、价格信息，强化公平竞争审查，整治垄断和不正当竞争行为 [12][13] 政策落实保障 - 优化能源项目审批流程，推行“一站式”服务和并联审批，提高配电网核准效率 [14] - 健全政企沟通机制，规范涉企检查与收费，完善信用评价体系保护企业权益 [14] - 地方政府需细化举措，协调解决民企发展困难，因地制宜推动政策落地 [15]

电力辅助服务市场基本规则发布 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，旨在推进全国统一电力市场建设，规范市场运营管理[1] - 电力辅助服务定义为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，由可调节电力资源提供的调峰、调频、备用、爬坡等服务[1] - 按照"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则优化价格形成机制，健全费用传导机制，构建统一规范的市场体系[1] 市场发展现状 - 全国已有16个省建立调峰市场，15个省建立调频市场，2个省建立爬坡市场，6个区域分别建立调频、备用、调峰等市场[1] - 2024年全国调峰市场中标电量达1204亿千瓦时，对促进新能源消纳发挥重要作用[1] - 电力辅助服务发展经历了无偿服务（2006年前）、计划补偿（2006-2014年）、部分品种市场化（2014年至今）三个阶段[2] 市场创新与主体扩展 - 将储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型经营主体纳入辅助服务市场[2] - 强调各类具备提供电力辅助服务能力的经营主体平等参与市场，激发用户侧灵活调节潜力[2] - 作为全国统一电力市场"1+N"基础规则体系重要组成部分，实现中长期、现货、辅助服务的统一衔接[2] 后续实施计划 - 将指导各地制定实施细则，确保与《基本规则》要求一致[2] - 推动电力辅助服务市场与现货市场做好衔接[2]