报告核心观点 - 火电行业正从电量电源向容量电源转型，"十五五"期间全国或呈现"宽电量、紧电力"格局；短期点火价差触底，部分煤电企业盈利弹性大；长期调节价值重估，盈利稳定性有望提高；建议关注全国性大火电和供需格局较好的区域火电企业 [4][5][6] 由电量电源转型支撑电源，利用小时数预计持续下降 - 新能源装机和发电量占比提升，火电功能从电量生产转为兜底调节，利用小时数逐年下降，单位发电分摊固定成本增加，电力系统辅助调节服务需求大增 [15] - 2023 年煤电单一制电价调整为两部制电价，2024 - 2025 年多数地区回收 30%固定成本，2026 年起全国回收比例不低于 50% [15] - 能源转型使火电装机和发电量占比下降，2025 年 4 月风光装机超火电装机，截至 5 月末火电装机占比 40.4%，1 - 5 月发电量占比 73.2% [21] - 能源消费电气化和产业转型推动电力需求增长，2024 年全社会用电量 9.85 万亿千瓦时，同比增长 6.8%，最大用电负荷增长迅速 [23] - "十五五"期间全国电量供需宽松，电力供需偏紧，预计未来燃煤与燃气发电装机容量平稳增长，火电利用小时数 2030 年前后降至 3500 小时左右 [33][38] 短期催化：点火价差基本触底，部分煤电企业盈利弹性大 - 短期内煤电行业盈利能力核心因素为利用小时数和点火价差 [40] - 未来 2 - 3 年西南和北方主要产煤区火电供需偏紧，东部地区实现紧平衡，广东趋于宽松 [41][46] - 电煤贸易以中长期合同为主，2023 年末至 2025 年初及 2025 年初至 6 月末电煤价格指数均值降约 50 元/吨，2025 年二季度动力煤大宗价格指数均值同比降 213 元/吨 [51][52][55] - 2023 年火电行业扭亏，2024 年归母净利润 606.98 亿元，同比增长 33.2%，2025 年一季度归母净利润 212.06 亿元，同比增长 7.8% [57] - 北方主要产煤区、环渤海和中部多数省份点火价差同比提高，东南沿海多数省份下降 [63] 长期演绎：调节价值重估，周期属性弱化，盈利稳定性有望提高 - 电力商品价格体系确定，发电侧上网电价市场化形成机制顶层设计完成闭环 [67] - 容量电价补偿固定成本，激励煤电投资，推动机组向保障性电源转变，2026 年起全国回收固定成本比例不低于 50% [68] - 辅助服务市场补贴煤电灵活性价值，火电企业是主要获益主体，2023 年上半年获补偿 254 亿元，占比 91.4% [70][71] - 大部分现役煤电机组 2027 年前后折旧到期，折旧完成后利润大幅增长，项目 ROE 与 ROIC 有望提升 [74][80][82] - 电量电价贡献度减小，容量电价和辅助服务贡献度提高，2030 年三者有望各贡献 40%、30%、30%项目毛利 [83] 受益标的：关注全国性大火电、供需格局较好的区域火电 - 短、中期关注北方和东部地区火电企业，远期关注资产质量优秀、估值较低的火电企业 [7][87] - 受益标的包括华能国际电力股份（H）、华电国际电力股份（H）等多家企业 [7][88]

新疆电力辅助服务市场实施细则核心内容 市场总体框架 - 新疆电力辅助服务市场包含调峰、调频、备用三大服务品种，其中调峰服务市场包括实时调峰交易和启停调峰交易[1][3] - 市场经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（独立储能电站等），获得容量电费的经营主体原则上应参与辅助服务市场申报[2] - 新疆电力现货市场运行期间，不再开展与现货市场并行的调峰服务交易[2] 调峰服务市场 - 实时调峰交易采用单段报价方式，报价范围为0-0.262元/千瓦时，按报价由低到高排序出清，独立储能享有优先出清权[4][5] - 启停调峰交易按机组容量级别设置报价上限（10万千瓦机组40万元/次，100万千瓦机组400万元/次），补偿费用根据实际启停小时数计算[38][40] - 调峰服务补偿费用由新能源场站、未达调峰基准的火电机组等按发电量比例分摊[43] 调频服务市场 - 调频服务提供方需满足容量要求（火电单机≥10万千瓦，水电全厂≥5万千瓦，独立储能≥1万千瓦）并配备合格AGC装置[9][49] - 采用"价格优先、性能优先、容量优先"出清原则，申报价格上限为0.015元/千瓦，按调频里程和性能系数结算[11][57] - 调频服务费用在电力现货市场运行前后分别由发电侧和用户侧分摊[12][62] 备用服务市场 - 备用服务分五个交易周期组织交易，申报价格上限为0.01元/千瓦时，按容量报价从低到高排序出清[13][67] - 应急调用顺序为未出清的疆内火电机组和独立储能优先，其次调用省间资源[14][69] - 备用服务补偿按出清价格、中标容量和时间乘积计算，考核机制针对备用能力不足的情况[70][71] 新型主体参与机制 - 独立储能可自愿参与实时调峰交易，申报最大充放电功率和可调用时段（持续时长≥1小时）[4][22] - 新能源配建储能原则上不参与实时调峰交易，仅在应急情况下按0.262元/千瓦时补偿[5][28] - 用户侧储能暂不可上网，后续将逐步推动参与调峰交易[7][31] 结算与分摊机制 - 辅助服务费用采用"日清月结"方式，设置分摊金额上限（火电/水电/独立储能N=0.15，新能源N=0.25）[15][84] - 电力现货市场运行后，市场化用户月度辅助服务分摊电费上限为0.01元/千瓦时[17][85] - 分摊费用缺额时，按辅助服务提供方获得费用比例进行消减[86]

电力辅助服务市场价格机制调整 - 核心政策依据为国家能源局西北监管局审议稿，旨在调整调峰辅助服务市场价格上限并加强市场衔接 [1][10] - 价格上限调整原则为不高于当地平价新能源项目上网电价，陕西、宁夏、青海火电深度调峰统一执行新上限：陕西0.3545元/kWh、宁夏0.2595元/kWh、青海0.3247元/kWh（机组负荷率0-50%区间）[2][10] - 宁夏虚拟电厂调峰交易上限维持0.19元/kWh，其他类型调峰交易参照火电标准执行 [2][13] - 青海电网调用储能的调峰价格暂定为0.3247元/kWh [3][13] 辅助服务与现货市场衔接机制 - 电力现货市场未运行时，调峰辅助服务市场按原规则运行，但结算试运行期间不予补偿 [4][13] - 现货市场连续运行后，调峰辅助服务市场原则上停止，其功能由现货市场通过价格信号引导削峰填谷实现 [4][13] 执行要求与时间节点 - 政策自发布日起执行，要求电力调度及交易机构升级系统并规范考核、结算等流程 [13] - 青海电力市场管理委员会要求委员单位于6月17日18:00前反馈书面表决意见 [5][7] 行业动态关联 - 西北地区近期投运当前最大规模独立储能电站（224.5MW/889MWh），内蒙古落地首批近1亿元储能容量补偿 [15] - 5月新型储能新增装机同比激增228%达15.85GWh，政策层面发布48项新规 [15]

电力辅助服务市场价格机制调整 - 核心观点：青海电力市场管理委员会发布通知调整调峰辅助服务市场价格上限并加强辅助服务市场与现货市场衔接 [1] 一、调峰辅助服务市场价格上限调整 - 陕西、宁夏、青海调峰交易不再分档，火电深度调峰申报价格上限调整如下： - 陕西：(0,50%)机组负荷率上限0.3545元/千瓦时 [2][10] - 宁夏：(0,50%)机组负荷率上限0.2595元/千瓦时 [2][10] - 青海：(0,50%)机组负荷率上限0.3247元/千瓦时 [2][10] - 宁夏虚拟电厂调峰交易上限暂保持0.19元/千瓦时 [2][13] - 青海储能调峰交易中电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/千瓦时 [3][13] 二、辅助服务市场与现货市场衔接 - 电力现货市场未运行期间，调峰辅助服务市场按规则运行 [4][13] - 结算试运行期间调峰辅助服务不予补偿 [4][13] - 现货市场连续运行后调峰辅助服务市场原则上不再运行，功能融入现货市场 [4][13] 执行要求 - 通知自发布之日起执行，要求电力调度及交易机构升级技术支持系统并规范流程 [13]

政策背景与意义 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力辅助服务市场建设进入新阶段 [1] - 新能源装机占比超43%，其波动性对电网安全提出挑战，传统计划模式无法满足需求，需通过市场化手段激发多主体协同调节潜力 [10] - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1][24] 市场机制演进 - 我国电力辅助服务机制历经三阶段：无偿服务阶段（2006年前）、计划补偿阶段（2006-2014年）、部分品种市场化阶段（2014年至今） [12][13][14] - 东北调峰市场试点通过竞价交易实现调峰资源优化配置，辅助服务补偿规模年均增长35% [14] - 《规则》将爬坡服务纳入市场范畴，丰富电力辅助服务市场品种 [14][30] 核心价值与成效 - 市场化辅助服务收益激励煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组达70%-80% [16] - 电力辅助服务市场年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，减少弃风弃光率5.2个百分点，2024年底新能源利用率超96% [16] - 2024年电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45%，华北区域通过跨省备用市场应对300万千瓦电力缺口 [17] 市场机制创新 - 拓宽市场主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体 [6][29] - 建立"谁受益、谁承担"的费用传导机制，现货市场连续运行地区由用户及非市场化电量分摊费用 [7][20] - 强化电能量市场与辅助服务市场衔接，推动联合出清模式，实现注册准入、交易时序等环节协同 [8][30] 市场规范与监管 - 明确主体准入要求，需具备可观、可测、可调、可控能力，通过注册审核确保技术性能达标 [19] - 建立覆盖供需失衡、市场力垄断等五大风险的全链条防控机制，要求风险预警与应急处置 [8][30] - 加强全流程市场监管，通过信息披露、监测预警等方式保障市场公平透明 [31]

电力辅助服务市场背景与挑战 - 截至2024年底新能源装机容量突破14.5亿千瓦，占电力总装机的43%，"双高"特征（高比例新能源+高比例电力电子设备）导致系统安全运行成本增加、调节需求激增 [2] - 传统电能量市场难以体现电能商品多元价值，无法充分挖掘系统灵活调节潜力 [2] - 电力辅助服务（调峰、调频、备用、爬坡等）是维持电力系统安全稳定运行不可或缺的组成部分 [2] - 欧美经验显示辅助服务市场需与电能量市场协同，并根据能源结构变革等外部环境动态调整 [2] 中国电力辅助服务市场发展历程 - **垂直一体化阶段（2002年前）**：辅助服务与发电量捆绑，采用"全电价统一补偿"结算模式 [3] - **计划补偿阶段（2002-2014）**：厂网分开后通过"两个细则"实现发电侧零和交叉补偿，按"补偿成本和合理收益"原则运作 [3] - **市场化探索阶段（2014年后）**：新能源波动性倒逼市场化手段，首个区域电力调峰服务市场启动，以市场化方式补偿调峰服务 [3] 《电力辅助服务市场基本规则》核心内容 - 构建"电能+辅助服务"多维市场体系，为新型电力系统提供制度保障 [4] - 明确市场框架结构、辅助服务品种定义、费用疏导机制（"谁提供谁获利，谁受益谁承担"）及新型主体准入规则 [5] - 覆盖12章67条细则，规范市场成员、交易品种、费用补偿、跨区衔接等全流程，支持储能、虚拟电厂等新型主体参与 [6] 《规则》五大重点方向 - **顶层设计**：明确建设目标与路径，允许地方按现货市场进展灵活选择交易品种 [7] - **统一规范**：将辅助服务分为有功控制、无功控制和事故处置三大类，统一各品种定义与交易标准 [7] - **费用传导**：制定费用构成与计算方法，明确用户侧传导及跨省跨区分摊机制 [8] - **新型主体参与**：赋予储能、车网互动等主体公平地位，释放源网荷储调节潜力 [8] - **流程标准化**：从方案制定到正式运行全流程规范，确保市场建设有序推进 [8]

《电力辅助服务市场基本规则》核心观点 - 《规则》是全国统一电力市场"1+N"基础制度规则体系的重要组成部分，通过市场化方式优化调节资源配置，为各地辅助服务市场建设提供纲领性指导 [1] - 市场化改革有利于优化能源资源配置，激励发电、售电、电力用户及新型经营主体参与，提升电力供应保障能力，适应高比例新能源接入的新型电力系统 [2] - 《规则》推动省级与区域市场深度融合，构建全国统一辅助服务市场，并支持"双碳"背景下新能源大规模增长的需求 [2] 市场体系建设意义 - 奠定法制与政策基础：严格依据《能源法》《电力法》，界定电力辅助服务概念及范畴，遵循"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则 [3] - 拓宽市场主体范围：纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动等新型经营主体，统一规范准入与退出流程 [3] - 细化市场设立指导：从技术规范、需求分析、实施细则编制到新品种设立流程提供全面框架，确保规则统一性与完备性 [3] 市场机制设计亮点 - 补偿分摊机制：价格由市场形成，明确调峰、调频、备用和爬坡费用产生机制，按"谁受益、谁承担"原则传导分摊费用 [4] - 市场衔接融合：规范辅助服务市场与电能量市场在注册、交易时序、出清等环节的衔接，因地制宜推进有序发展 [4] - 计量与结算规范：明确结算方式，要求电网企业、调度机构等公开透明处理费用计算与结算依据 [4] 风险防控与安全保障 - 明确市场风险类型，规范运营机构的风险预警及处置预案制定流程，要求调度机构按安全第一原则应急处置并记录上报 [5]

电力辅助服务市场基本规则核心观点 - 电力辅助服务从"计划补偿"转向"市场驱动"，为新型电力系统构建提供制度保障 [1] - 市场化激励机制破解能源转型中灵活性资源短缺、调节能力不足等关键问题 [1] - 构建"煤电转型—新能源消纳—系统安全"三位一体的价值闭环 [1] - 电力辅助服务市场将成为新型电力系统的"价值中枢" [5] 能源转型关键突破 - 煤电功能转型：煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组达70%~80% [1] - 新能源高效消纳：年均促进新能源增发电量1200亿千瓦时，减少弃风弃光率5.2个百分点 [1] - 新能源累计装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模，同比增长23.8% [1] - 新能源利用率超过96% [1] - 系统安全强化：电网频率合格率提升至99.999%，非计划停运率下降45% [2] 市场机制六大支柱 - 主体准入要求：明确辅助服务提供主体需具备可观、可测、可调、可控能力 [3] - 市场建设机制：电力调度机构提出需求，新品种需经三阶段验证 [3] - 交易品种体系：包括调峰、调频、备用和爬坡服务 [3] - 费用传导机制：按"谁受益、谁承担"原则建立 [4] - 市场协同机制：实现电能量与辅助服务市场在注册准入、交易时序等环节协同 [4] - 风险防控体系：覆盖供需失衡、市场力垄断等五大风险 [4] 市场成效与案例 - 华北区域通过跨省备用市场应对"7·20"特大暴雨引发的300万千瓦电力缺口 [2] - 市场化调节释放消纳空间，有效保障新能源消纳 [1][2] - 推动能源结构清洁化与电力系统韧性同步提升 [1][5]

市场管理规范 - 《规则》厘清各级政府部门及运营机构职责界面 加强电力辅助服务市场全流程管控 包括事前需求论证及风险防控 事中规范开展与关键记录 事后应急处置与监督评估 [1] - 明确电力辅助服务市场建设需提出需求并分析论证 制定方案征求意见后报审实施 相关参数应合理确定 [1] - 新品种设立需依序开展模拟试运行 结算试运行 正式运行 指导各地市场建设规范有序 [1] 市场建设特点 - 《规则》充分考虑各地区资源配置需求及市场发展进程 因地制宜制定贴合地区实际的电力辅助服务市场 [2] - 推动跨省跨区交易双方公平合理承担和获得送受两端辅助服务费用 优化电力资源配置 [2] - 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市场 激发用户侧灵活调节潜力 [2] 市场品种创新 - 在当前常规调峰 调频 备用市场基础上 首次明确在爬坡辅助服务品种中引入市场机制 [2] - 爬坡服务费用根据中标容量 中标时间 出清价格等要素计算 [2] - 指导各地区拓展丰富市场品种 优化调节资源配置方式 [2] 市场衔接机制 - 延续此前电力辅助服务市场价格机制文件确定的原则 根据现货运行情况确定费用传导方式及分担主体 [3] - 按照《电力市场信息披露基本规则》要求进行辅助服务信息管理 确保信息披露一致规范 [3] - 增加调频 备用 爬坡品种与现货出清衔接 具备条件时推动与现货市场联合出清 [3] 风险防控体系 - 首次提出全面风险防控机制 针对供需风险 市场力风险 价格异常风险 技术支持系统风险 网络安全风险等 [3] - 要求进行风险预警 编制处置预案 风险发生时进行应急处置并报告相关部门 [3] 市场监管措施 - 通过加强流程控制 披露过程参数 做好监测预警 定期总结报告 明确监管职责等方式强化市场监管 [3] - 确保市场运行公平 透明 规范 保障市场成员合法权益 [3]

电网ETF表现 - 电网ETF（561380）涨超1% [1] - 跟踪恒生A股电网设备指数（HSCAUPG） 反映中国电网设备领域相关上市公司整体表现 [1] - 无股票账户投资者可关注国泰恒生A股电网设备ETF发起联接A（023638）和联接C（023639） [1] 主网建设进展 - 国网输变电设备第二批中标金额达176.4亿元 同比增长13% 创单批次新高 [1] - 前两批累计中标金额同比增长17% [1] 配网升级动态 - 国网发布4个批次配电变压器招标 [1] - 国网发布5个批次融合成套产品联采招标 预计金额超65亿元 [1] 政策驱动因素 - 发改委、能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》 推动辅助服务市场化改革进入体系化实施阶段 [1] - 政策将促进调频、备用等服务品种市场化运作 [1] 行业发展态势 - 行业呈现"主网提速、配网升级、市场化改革深化"多维发展态势 [1]