文章核心观点 - 《电力市场计量结算基本规则》的发布是电力市场建设的关键一步 对规范计量结算、保障经营主体权益、促进电力资源优化配置具有重要意义 [2] 政策定位与协同 - 《规则》是对现有政策的继承和完善 与《电力市场运行基本规则》紧密协同 在市场成员责任和交易类型上相互呼应并细化操作规范 [2] - 对于电力现货市场 《规则》是对其现有规则的深化与补充 能够适应现货市场价格的实时波动 为经营主体提供精准的数据支持 [3] 对市场透明度的影响 - 准确透明的计量结算数据使经营主体能够清晰了解自身电力交易的成本与收益情况 [4] - 发电企业可根据数据精准核算发电成本并合理调整发电计划 电力用户能依据数据优化用电行为以降低用电成本 [4] - 透明的市场环境有助于增强经营主体信任度 促进交易活跃度 并吸引更多参与者以丰富交易主体类型 [4] 对资源配置的影响 - 《规则》能够引导电力资源向高效利用的方向流动 通过准确计量与合理结算凸显不同发电方式和用电模式的成本差异 [5] - 促使发电企业采用更高效清洁的发电技术 并鼓励电力用户采用节能设备与优化用电策略 [5] 对经营主体的影响 - 《规则》为经营主体的运营设定了规范标准 要求其规范安装计量装置、准确申报用电数据等以确保自身利益 [6] - 这有助于提升经营主体的整体运营管理水平 减少违规操作行为 维护电力市场的良好秩序 [6]

文章核心观点 - 《电力市场计量结算基本规则》的出台填补了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系的最后空白，为电力市场从交易到结算的全流程提供了关键制度保障，旨在构建统一、规范、透明、高效的全国统一电力市场体系 [1][2][8] 制度出台背景与意义 - 该规则是落实全国统一电力市场建设决策部署的重要举措，解决了电力市场计量与结算领域长期存在的标准不统一问题，实现了从交易申报、出清到电量计量与电费结算的全流程标准化 [2] - 规则出台正值新一轮电力体制改革十周年，为经营主体收益保障构建了高效完整闭环，将加速形成“全国交易一盘棋，各地结算一把尺”的市场新格局 [3] - 规则为新型电力系统建设提供制度保障，适应高比例新能源及新型主体的运行需求 [4] 规则核心内容：规范结算与计量 - **统一结算周期与原则**：首次在全国层面明确清分计算与电费结算以自然月为周期开展，统一了现货市场不同运行状态及辅助服务、零售市场的结算原则 [4] - **规范结算准备环节**：首次在国家基本规则层面全面规范结算准备，要求建立标准统一、高效的数据交互平台，打通发、输、配、用及交易、调度各环节数据流 [4] - **明确电费结算义务**：清晰界定经营主体与电网企业的双向义务，明确经营主体需提供账户并按时支付，强化电网企业电费收付执行责任 [6] - **保障电费支付透明**：对结算数据准备、依据出具、发票开具及电费支付全流程进行标准化管控，明确发电企业、电网企业、电力用户之间的收付要求 [6] - **规范资金管理**：提出不设不平衡资金池、独立记录结算项目等要求，确保电费资金专项用于结算，避免挪用风险 [6] 规则实施的预期成效 - **打破市场分割**：将计量结算规则纳入“1+6”体系，全面约束潜在市场分割行为，打破地域技术壁垒 [7] - **提升数据标准与便捷度**：大幅提升计量结算数据的标准性，打破地域“孤岛”，提升从国家监管到经营主体的使用便捷度 [7] - **降低交易成本**：显著降低交易成本，消除经营主体顾虑，在统一顶层设计下提升交易效率，促进资源在更大范围内流通 [7] - **优化结算流程**：结算工作重心从传统“抄表核算”前移，深度融入合同管理、交易申报、调度执行、偏差处理等环节 [7] 对行业与市场建设的深远影响 - 规则从最基础的计量与结算环节着手，致力于构建统一制度体系和技术基础，为电力资源在全国范围内的自由流动和优化配置铺平道路 [8] - 规则不仅重塑结算业务流程、提升技术要求，更在于推动全国统一电力市场理念深入人心 [8] - 随着规则全面实施，一个高效运作、充分竞争、全国统一的电力市场体系将加速从蓝图变为现实，为能源转型和经济社会高质量发展提供动力 [8]

全国统一电力市场规则体系构建 - 国家发展改革委和国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着“1+6”基础规则体系初步构建完成，涵盖电力市场各品种各环节 [1] - 规则体系以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑 [1] - 该体系完成电力市场化改革从区域分散探索向全国统一规范运行的重大历史性跨越，为市场规范有序运行提供制度支撑 [1] 规则体系建设历程 - 2016年《电力中长期交易基本规则（暂行）》印发，为市场化交易破冰开局，并于2020年完成修订 [4] - 2023年《电力现货市场基本规则（试行）》推出，总结山西、广东、甘肃等多地试点经验，推动现货市场稳妥有序实现全覆盖 [4] - 2024年修订《电力市场运行基本规则》，以部门规章形式印发，确立“1+6”体系中的“1” [5] - 2024年陆续印发绿色电力交易专章、信息披露规则、注册规则、辅助服务市场规则，最终通过计量结算规则填补体系最后空白 [5][6] 规则体系协同运行机制 - 《电力市场运行基本规则》作为基石与总纲，确立市场基本架构、运行原则、权责边界和治理框架 [8] - 中长期交易规则提供锁定电量与价格的主渠道，是市场稳定的“压舱石” [8] - 现货市场规则通过集中优化出清生成分时价格信号，提升电力安全保供能力和新能源消纳能力 [9] - 辅助服务市场规则建立调频、备用等服务的市场化补偿机制，向新型储能和虚拟电厂等主体开放 [9] - 注册规则建立全国统一注册平台和标准流程，实现“一地注册、信息共享” [9] - 信息披露规则规范交易前、中、后期信息内容、格式、频率与渠道，提升市场预测准确性与公信力 [10] - 计量结算规则统一规范计量数据采集、结算周期、电费收付流程，维护市场秩序和主体权益 [10] 市场运行成效 - 2025年1-6月全国市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [13] - 绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%，绿证交易量达4.46亿个，同比激增364% [13][15] - 省内市场建设加快，6个地区电力现货市场转入正式运行，6个地区步入连续结算试运行，11个地区完成整月以上结算试运行 [14] - 跨省跨区市场取得突破，长三角电力市场起步，省间电力现货市场转入正式运行，南方区域电力市场启动连续结算试运行 [14] - 市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9%，发电侧燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分气电、核电、水电参与交易 [15] - 用户侧工商业用户实现全覆盖，新型储能和虚拟电厂等新型主体蓬勃发展 [15]

政策背景与意义 - 政策出台旨在深化能源管理体制改革并建设全国统一电力市场，是落实党中央和国务院深化电力体制改革精神的重要举措[1] - 规则出台前已有一系列规范性文件奠定基础，包括《电力中长期交易基本规则》和《电力现货市场基本规则（试行）》等[2] - 随着电力市场化改革推进，各地计量结算要求不统一、结算流程不明确等问题凸显，现行做法难以适应新型电力系统建设要求[3] - 该规则是电力市场建设的关键里程碑，致力于规范计量结算行为，加强全国统一电力市场管理，提升运营质效[3] 规则核心亮点 - 统一计量数据采集、传输、校验、校核流程标准，明确各类市场成员在计量装置和数据管理方面的权利义务[4] - 统一结算周期及时限要求，规范全业务流程，明确以自然月为结算周期，每月第8个工作日前发布结算依据，第10个工作日前发行电费账单[4] - 统一电费收付流程，明确发电企业、电力用户、售电公司与电网企业间的收付要求，规范发票开具和结算协议签订等环节[4] - 全覆盖发电企业、售电公司、电力用户及新型经营主体，适应新型电力系统需求[4] - 首次从国家层面规范异议和争议处置流程，明确市场主体提出异议及后续追退补清算的基本流程和时间要求[4][5] 行业影响与展望 - 规则标志着全国统一电力市场“1+6”基础规则体系全面建立，为2025年初步建成全国统一电力市场奠定制度基础[6] - 下一步将推进电力市场计量结算体系的标准化与智能化，为全国统一电力市场高质量发展提供支撑，助力能源绿色转型[6]

政策背景与核心目标 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，旨在维护电力市场秩序和市场成员合法权益 [3] 基本概念定义 - 计量是指为满足电力市场结算需求，对市场经营主体的电能量、功率等数据进行测量、记录并提供相关数据的行为 [5] - 结算包括形成结算依据和电费结算两部分，形成结算依据是电力交易机构提供结算依据和服务的行为，电费结算是电网企业受委托进行电费计算、账单编制和收付的行为 [6][7] 基本原则与适用范围 - 计量结算工作遵循依法依规、公平公正的基本原则 [9] - 结算周期通常以自然月为周期，在现货市场连续运行地区实行“日清月结” [10] 计量结算单位 - 电量单位使用兆瓦时（保留三位小数）或千瓦时（保留整数） [13] - 电费单位使用元（保留两位小数） [13] - 电价单位使用元/兆瓦时（保留三位小数）或元/千瓦时（保留六位小数） [13] 市场参与主体权利与义务 - 市场经营主体的权利与义务包括参与交易、签订与履行合同、披露与提供数据、核对结算依据和电费账单、用电信息查询、提交结算担保 [15] - 电力交易机构的职责包括汇总结算基础数据、编制发布结算依据、管理计量结算信息和数据、建设信息系统、开展结算风险评估、协调结算问题 [16] - 电网企业的职责包括提供基础数据、开展电费结算、完成电费收付、建设维护电费结算相关信息系统、组织协调电能计量和电费结算有关问题 [18] 计量管理 - 计量装置由电网企业负责安装，由计量检测机构进行校核，安装位置在产权分界点 [18] - 电网企业需安装采集通信设备并进行远程采集，负责数据采集与监控 [18] - 不同市场类型的数据推送要求不同，例如现货市场运行地区需每日提供前1日的省间通道及发电企业日前数据 [19] 结算管理流程 - 结算基础数据包括市场经营主体档案数据、交易合同数据、电能量市场出清及调度执行数据等，结算环节遵循刚性原则不得改变基础数据 [20] - 数据报送有明确要求，例如市场出清数据需由电力调度机构每日提供次日出清结果及前1日出清结果 [21] - 结算依据编制发布流程为：辅助服务市场费用计算后，交易机构编制结算依据，每月第5日前发布核对版，经确认或异议处理后于每月第8日前发布正式结算依据 [23] 电费结算流程 - 每月第2日前，交易机构向电网企业推送注销用户名单 [25] - 每月第10日前，电网企业发行电费账单 [25] - 发电企业在5日内开票，电网企业在5日内付款（或分5日/10日付清） [26] - 用户或售电公司需按约定缴费，逾期将面临催收、违约金、中止供电或扣担保品等措施 [27] 追退补和清算机制 - 追退补和清算可由数据异常或政策调整触发，交易机构编制结算依据后由电网企业执行 [28] - 若无异议则直接执行，若有异议需在15日内提出，核查属实则在下一结算周期处理 [29] 监督管理与争议解决 - 监管对象包括市场经营主体、市场运营机构和电网企业 [29] - 调解部门为市场管理委员会或价格主管部门、电力监管机构 [30] - 争议解决途径包括调解、仲裁或司法途径 [31] - 电力监管机构依据《电力监管条例》和《电力市场监管办法》相关规定进行处理 [31] 附则 - 该规则自2025年10月1日起施行，有效期为五年 [32]

能源行业投资动态 - 大唐江苏发电与中石化长城燃气新设合营企业 分别持股66%和34% 从事天然气发电业务[3] - 国家电投浙江电力与安赛乐米塔尔唐山新设合营企业 分别持股51%和49% 从事光伏发电和风力发电业务[5] 国有企业资本运作 - 中金资本联合成都环投资本及眉山国有资本运营集团开展经营者集中 2025年7月22日审结[2] - 吉林省亚东国有资本投资收购吉林华微电子股权 2025年7月24日审结[2] - 中国物流股份收购北方万邦物流股权 涉及北方国际合作股份 2025年7月24日审结[2] 监管审批进展 - 北京市监局7月21-27日期间无条件批准大唐江苏与长城燃气新设合营企业案 7月24日正式获批[3] - 北京市监局7月14-20日期间无条件批准国家电投浙江公司与安赛乐米塔尔唐山新设合营企业案 7月18日正式获批[5]

电力消费总体情况 - 上半年全国全社会用电量4.84万亿千瓦时 同比增长3.7% 二季度用电量增速较一季度提高2.4个百分点[1][2] - 城乡居民生活用电量7093亿千瓦时 同比增长4.9% 7月全国最高用电负荷达15.08亿千瓦 较去年增加0.57亿千瓦[3] - 预计下半年全社会用电量同比增长5%-6% 全年最高用电负荷可能达到15.7亿千瓦[1][3] 产业结构用电特征 - 第二产业用电量3.15万亿千瓦时 同比增长2.4% 其中二季度增速较一季度提高1个百分点[2] - 高技术及装备制造业用电量同比增长3.8% 高于制造业平均水平1.7个百分点[2] - 新能源车整车制造业用电量同比上升28.7% 保持高速增长[2] 电力投资与装机容量 - 上半年电力投资6546亿元 同比增长9.6% 全国发电装机容量36.5亿千瓦 同比增长18.7%[4] - 新增发电装机29332万千瓦 同比增加14056万千瓦 其中风电新增5139万千瓦 太阳能新增21221万千瓦[4] - 非化石能源装机容量22.2亿千瓦 占比超过60% 较"十四五"初期累计增长125.4%[4] 发电量结构变化 - 非化石能源发电量占比43.1% 同比提升3.7个百分点 新能源发电量占比26% 同比提高4.4个百分点[5] - 太阳能发电量增长20% 核电增长11.3% 风电增长10.6% 水电下降2.9% 火电下降2.4%[5] - 除核电利用小时提高167小时外 水电降低100小时 火电降低130小时 风电下降47小时 太阳能下降66小时[6] 未来发展展望 - 预计年底发电装机容量达39亿千瓦 同比增长16.5% 非化石能源装机占比约61%[7] - "十五五"期间新能源年均新增装机2亿-3亿千瓦 2030年全社会用电量预计超13万亿千瓦时[7][8] - 新能源渗透率提高导致系统消纳压力加大 需提升系统调节能力促进新能源消纳[8]

文章核心观点 - 上半年全国电力消费逐季回升，反映国民经济稳中有进、回升向好，全年用电量增速预计为5%-6% [1] - 电力供给保障能力提升，新能源持续快速发展，全年新投产发电装机有望超5亿千瓦，再创历史新高 [1] - “十五五”期间电力需求将保持刚性增长，新能源预计仍将高速发展，但系统消纳压力加大 [7][8] 2025年上半年电力消费形势 - 全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，二季度增速较一季度提高2.4个百分点 [2] - 第二产业用电量3.15万亿千瓦时，同比增长2.4%，二季度增速较一季度提高1个百分点，对全社会用电量增长贡献率最高 [2] - 高技术及装备制造业用电量同比增长3.8%，增速高于制造业平均水平1.7个百分点，其中新能源车整车制造用电量同比上升28.7% [2] - 城乡居民生活用电量7093亿千瓦时，同比增长4.9%，受高温影响，7月全国最高用电负荷达15.08亿千瓦，较去年增加0.57亿千瓦 [3] 2025年上半年电力供给与投资 - 全国重点调查企业合计完成电力投资6546亿元，同比增长9.6% [4] - 截至6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7% [4] - 上半年新增发电装机容量29332万千瓦，同比增加14056万千瓦，其中风电和太阳能发电新增装机合计26360万千瓦，占比达89.9% [4] - 非化石能源发电装机容量22.2亿千瓦，同比增长29.8%，占总装机容量比重超过60% [4] 2025年上半年发电量结构 - 规上工业水电、火电发电量分别下降2.9%、2.4% [5] - 太阳能、核电、风电发电量分别增长20%、11.3%、10.6% [5] - 非化石能源发电量占全口径总发电量43.1%，同比提升3.7个百分点 [5] - 新能源发电量合计占总发电量26%，占比较上年同期提高4.4个百分点 [5] 发电设备利用小时数变化 - 除核电利用小时数同比提高167小时外，水电、火电、风电、太阳能发电利用小时数均同比下降 [6] - 水电同比降低100小时，火电同比降低130小时，风电、太阳能发电分别下降47小时、66小时 [6] 2025年全年及“十五五”展望 - 预计年底全国发电装机容量达39亿千瓦左右，同比增幅约16.5% [7] - 预计非化石能源发电装机达24亿千瓦，占总装机比重约61%，火电装机比重将降至三分之一以下 [7] - 预计2030年全国全社会用电量将超过13万亿千瓦时 [7] - “十五五”期间新能源预计年均新增装机容量2亿-3亿千瓦 [8] - 新能源大规模接入使系统消纳压力加大，部分资源富集地区风光利用率已出现同比下降 [8]

海南电网公司着力从营配业务入手，依托"技术+业务"双轮驱动的数字化转型，以组织变革、流程再 造、IT赋能三要素协同为核心，深入推进配网"三主动"数字化系统建设。 "'三主动'构建起'一头保生产、一头保客户'的新型营配融合管理体系，回答了'停电在哪里''服务在哪 里'的核心问题。"海南电网信通分公司主要负责人郑声俊介绍，该系统于2025年2月在海口、三亚先行 试点，经实战打磨和优化升级后，5月30日完成全省推广。 "以前停电了，只能收到供电部门预计复电时间的短信，现在是抢修进度实时推送到我手机上，心里就 踏实多了。"台风"韦帕"到来后，海南宝路水产科技有限公司临高分公司员工王先生对能及时掌握复电 信息的体验感点赞。 用户对复电信息的实时掌握，源于南方电网海南电网公司基于营配调协同的配网"三主动"(主动感知、 主动抢修、主动服务)数字化场景的建设和推广。今年以来，配网"三主动"数据变革场景持续完善并在 全省18个市县配网落地应用，数字赋能用户服务的实效更加凸显。 数字化重塑营配管理体系 "停电故障排查耗时长，停电信息传递不畅，抢修进度不掌握，用户停电'焦虑感'易爆发……"说起连接 用户"灯头"的配网日常运维，"槽 ...

融资方案概况 - 华能水电获得证监会同意向特定对象发行股票注册批复 拟募集资金总额不超过58.25亿元[1][5] - 募集资金净额将全部投入RM水电站项目（43.25亿元）和TB水电站项目（15.00亿元）[1][17] - 发行对象为不超过35名符合规定的特定投资者 包括金融机构、合格境外投资者等[2][14] 募投项目规模 - RM水电站项目总投资约584亿元 募集资金投入43.25亿元[2][17] - TB水电站项目总投资约200亿元 募集资金投入15.00亿元[2][17] - 两项目合计总投资约784亿元 募集资金占比7.43%[2][17] 发行具体安排 - 发行股票种类为人民币普通股（A股） 每股面值1.00元[2] - 采取竞价发行方式 定价基准日为发行期首日[14][37] - 发行价格不低于定价基准日前20个交易日股票交易均价的80%[14][37] - 发行数量不超过18亿股（含本数） 即发行前总股本的10%[16][39] - 发行对象认购股份限售期为6个月[18][40] 战略意义 - 募投项目位于西南地区 助力"西电东送"战略实施[3][30] - 西南地区水能资源可开发量约占全国70% 缓解东部地区用电压力[3][30] - 推动风光水储一体化发展 服务水风光综合基地开发建设[3][31] - 优化电源汛枯结构 提高输电通道利用率[3][31] 公司治理影响 - 本次发行不会导致公司控制权发生变化[48] - 控股股东中国华能持股50.40% 发行后仍保持控股地位[48] - 发行前滚存未分配利润由新老股东按发行后股份比例共享[19][43] 政策背景 - 水电行业受《"十四五"可再生能源发展规划》支持[27][31] - 规划要求2025年常规水电装机容量达3.8亿千瓦左右[27] - 澜沧江流域规划开发总装机容量约3200万千瓦[29]