辽宁省新能源上网电价市场化改革方案核心要点 一、存量与增量项目政策区分 - **存量项目**：2025年6月1日前核准(备案)并全容量并网的项目，机制电价固定为0.3749元/千瓦时，执行期限为剩余全生命周期合理利用小时数或投产满20年中的较早者，每年纳入机制的电量规模不高于上一年水平[12] - **增量项目**：2025年6月1日起投产的项目，通过竞价确定机制电价和电量，2025年竞价执行期限12年，纳入机制的电量比例为上网电量的55%[13][33] 二、竞价机制设计 - **价格区间**：2025年竞价上限0.33元/千瓦时(不超过燃煤基准价0.3749元/千瓦时)，下限0.18元/千瓦时，后续年度动态调整[34] - **出清规则**：采用边际出清方式，当边际项目入选电量低于申报量的40%时取消最后入选项目，按前一项目报价执行[36] - **分类竞价**：初期按海上风电、陆上风电、光伏三类分组，2025年首次竞价合并为风电与光伏两类[40] 三、电力市场配套机制 - **现货市场限价**：申报价格上限1.1元/千瓦时，出清价格上限1.5元/千瓦时，下限均为-0.1元/千瓦时[18] - **容量补偿**：对煤电和电网侧新型储能实施固定容量电价补偿，探索建立以供需为基础的容量市场[19][20] - **绿证交易**：机制电量对应绿证收益归全体工商业用户共有，绿电交易需明确电能量与绿证价格分离[15] 四、执行与监管措施 - **履约保函**：未投产项目需提交装机容量×年度利用小时数×竞价上限×10%的保函金额，延期投产每日扣减1‰[49][55] - **违规处罚**：串通报价等行为取消竞价资格，未按期投产超6个月扣除全额保函并禁止三年竞价[57][59] - **过渡期安排**：2025年底前增量项目暂按现行政策执行，后续衔接新市场规则[60] 五、技术支撑与流程 - **竞价流程**：每年8-9月启动，需提交核准文件、并网承诺等材料，资质审核后公示5个工作日[44][47] - **结算方式**：机制电量差价按(机制电价-实时市场同类项目加权均价)×实际上网电量计算[10][12] - **节点定价**：分布式光伏暂按用户侧参考价结算，后期过渡至节点实时市场价格[18]

上半年经济表现 - 北京上半年经济社会运行呈现态势稳、动能足、保障实三大特点 主要指标好于预期 实现时间过半任务过半 [2] - 下半年经济增长内生动能稳步增强 有基础有条件保持稳定增长 国家政策工具箱储备充分 新能源汽车等重点项目产能提升 文商旅体深度融合激活消费需求 [2] 消费提振行动 - 围绕奥林匹克中心区、两园一河、大运河、南中轴等打造功能区级文旅消费新地标 东西南北一体化推动全域旅游发展 [3] - 抓好演唱会、会展、世界乒联中国大满贯、中国网球公开赛等重点活动及暑期中秋国庆冬季等重点时段 系统谋划融合消费新场景 [3] - 文旅体消费市场有望延续强劲增长 中轴线环球影城三条文化带等主题IP持续释放吸引力 沉浸式消费场景进一步丰富 [3][4] - 演艺市场保持活跃 大型营业性演出和演艺新空间带动新一轮消费热潮 双奥100精品赛事体系培育完善为体育消费注入新动能 [3][4] - 博物馆延时开放等惠民措施实施 持续提升文旅体验助力消费潜力释放 [4] 产业强基行动 - 构筑高精尖产业发展高地 支持新能源汽车高端零部件项目在京落地 加快打造手术机器人技术创新中心 [5] - 推动海淀昌平两个市级未来产业先导区向国家级升级 高水平举办2025年世界机器人大会和世界人形机器人运动会 [5] - 年底实现公共算力供给规模达4.5万P 推进模型基础架构复杂推理大模型等关键技术攻关 [5] - 推动医疗健康政务服务等首批标杆场景建设见效 组织实施国家级市级绿色低碳先进技术示范工程 [5] - 推动国家绿色技术交易中心平台全面开展交易 制定绿色先进能源和低碳环保产业发展实施方案 [5] - 加快房山新型储能示范产业园和氢能产业园区建设 多措并举保障全年绿电外调规模达400亿千瓦时以上 [5] - 加快推动第五立面光伏应用 激发文化产业发展活力 推动创建北京中轴线国家文物保护利用示范区 [5] - 推进琉璃河国家考古遗址公园建设 支持科技+文旅科技+文博等新业态发展 结合城市更新打造文化微地标 [5] 企业护航行动 - 完善企业诉求响应和反馈机制 做好本市民营经济促进条例立法论证 支持民营企业牵头承担重大技术攻关任务 [6] - 加快清欠中小企业账款 深入开展畅融工程千企万户大走访等中小企业融资服务 [6] - 服务外资企业再投资 闭环式解决外资企业诉求 发布全市统一的轻微违法免罚事项清单 [6] - 力争无事不扰企业突破50万户 [6] 改革赋能行动 - 推进全国统一大市场建设 推动本市促进市场公平竞争立法 探索建立公共数据分级分类授权机制 [7] - 推动北京证券交易所大力发展国债交易市场 深化重点领域改革 一体推进教育医疗文化等领域事业单位改革 [7] - 出台新能源上网电价市场化改革方案 扩大高水平对外开放 建设国际法商融合示范区 [7] - 推动国际贸易单一窗口向口岸物流服务贸易等环节拓展 促进内外贸规则制度衔接融合 [7] 投资促进行动 - 稳定扩大民生投资 推动重大基础设施公共服务设施建设 将更多资金资源投资于人服务于民生 [8] - 强化产业投资引进和落地保障 用好新型政策性金融工具 发挥政府投资放大效应 加快培育发展新动能 [8] - 积极促进民间投资 在污水处理垃圾停车等领域加快形成一批新的示范项目 [8] - 加快构建房地产发展新模式 聚焦轨道站点周边等设施完备地区建设好房子 加大新开发居住区配套设施建设力度 [8] 民生暖心行动 - 全年归集发布不少于10万个高校毕业生就业岗位 出台普惠托育试点政策优化方案 推进新型集团化办学 [9] - 新增中小学学位4000个以上 新建5个紧密型城市医疗集团 [9] - 全年建设筹集保障性租赁住房5万套间 竣工各类保障性住房8万套间 [9] - 开通地铁17号线剩余段6号线南延 建设丽泽商务区站新龙泽站等轨道交通微中心 [9] - 打造20条城市画廊 全年建成20个无界公园 推进六环高线公园建设 实现温榆河公园二期等滨水空间对外开放 [9]

新能源上网电价市场化改革政策框架 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发136号文，对新能源参与现货市场和中长期市场的交易规则和价格机制作出规定[1] - 内蒙古蒙东、蒙西及新疆已率先发布实施方案，明确新能源项目上网电量全部进入市场，并建立可持续发展价格结算机制[1] - 山东作为新能源大省，其征求意见稿提出新能源项目参与市场交易，但未区分集中式和分布式，政策指向对全国有重要影响[2] 地方政策差异与执行进展 - 蒙东方案区分存量与增量项目，通过市场交易形成价格，稳定增量项目收益预期[1] - 中东部省份对分布式新能源入市持谨慎态度，河北和山东地方政策未明确区分集中式与分布式[2] - 部分中东部省份在草案中考虑分布式特殊性，提出简化前置条件等方式[3] 市场交易机制调整 - 136号文推动现货市场与中长期市场"双轨并行"，放宽现货限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动[3] - 缩短中长期交易周期至"周、多日、逐日"，鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议[3] - 推动绿电交易分离电能量与绿证价格，实现价值最大化[3] 绿证收益与供需变化 - 新政规定机制电量不重复获得绿证收益，发电企业面临机制补偿收入与绿证收入"二选一"[3] - 业内预计90%存量项目将进入机制电量，导致可流通绿证急剧减少[4] - 绿证价格从1月的2元/张涨至136号文发布后的8元/张以上[4] 行业影响与价格趋势 - 2025年新能源装机规模攀升导致电力现货市场价格明显下降，部分省份中长期价格触及基准价下浮20%的"地板价"[3] - 煤价下行等因素加剧电价下行预期，新能源发电企业将面临"阵痛期"[3] - 发电企业希望机制电价内分开电能量与绿证价格，促进绿电交易并规避执行问题[4][5]

舟山大宗商品资源配置枢纽建设 - 舟山作为长三角经济圈的蓝色门户，在油气全产业链改革中取得显著成效，保税燃料油加注量跃居全球前列，原油非国营贸易试点催生千亿元级交易市场 [1] - 2024年11月13日全国首个大宗商品资源配置枢纽落地浙江，浙江国际大宗商品交易中心将承接使命，拓展至铁矿石、有色金属、粮食等品类 [1] - 舟山市政府印发《中国（浙江）自由贸易试验区大宗商品资源配置枢纽建设舟山行动方案》，聚焦交易平台建设、服务水平提升等10项支持事项 [1] 浙江国际大宗商品交易中心整合 - 2025年浙江国际油气交易中心整合浙江省能源集团、浙江省海港集团的交易资源，打造大宗商品现货交易综合平台 [2] - 三家交易中心整合后更名为"浙江国际大宗商品交易中心"，6月28日正式揭牌，成为浙江省提升国际资源配置能力的关键一步 [2] "舟山价格"影响力提升 - "舟山价格"成为全球首个以人民币计价的保税船用燃油现货价格指数，打破海外市场垄断 [3] - 浙江国际油气交易中心发布国内首个绿色燃料仓储市场价格指导产品，包括"舟山生物柴油仓储综合价格"等 [3] - 舟山价格窗口（POZZ）系统截至6月末成交现货2.45万吨，涉及金额8830万元 [3] 舟山市政策支持与规划 - 舟山市政府研究大宗商品期现一体化场外市场政策体系，起草制定大宗商品人才专项政策 [4] - 下一步计划包括推动交易平台整合提升、跟进省级期现一体化场外市场方案、优化营商环境引进市场主体 [4] 新能源电力市场改革 - 内蒙古蒙东、蒙西及新疆率先发布实施方案，明确新能源项目上网电量全部进入市场 [5][6] - 136号文推动现货市场与中长期市场"双轨并行"，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益之间浮动 [6] 绿证价格变化 - 136号文规定机制电量不重复获得绿证收益，导致可流通绿证急剧减少 [7] - 绿证价格从1月份的2元/张涨至136号文发布后的8元/张 [7] 华北蛋品交易中心 - 华北蛋品交易中心在河北深州成立，旨在提升蛋鸡产业标准化、规模化水平 [9] - 深州市与国联股份冷链多多合作成立河北蛋多多公司，构建标准化生产、质量安全等"三大体系" [9] 山东港口供应链金融创新 - 山东港口投控集团完成首笔"供应链票据+担保"业务，为企业提供700万元低成本融资 [11] - 供应链票据依托供应链金融场景，增强核心企业信用，提高票据流通性和供应商融资能力 [11]

公司基本情况 - 新疆立新能源股份有限公司成立于2013年8月28日，注册资本933,333,334元，注册地址位于新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市头屯河区经济技术开发区玄武湖路477号新疆能源大厦10层 [20] - 公司于2022年7月27日在深圳证券交易所上市，证券代码001258.SZ [20] - 截至2025年3月31日，公司总股本为933,333,334股，其中国有法人持股占比47.38%，其他内资持股占比2.40%，人民币普通股占比50.22% [20][21] - 公司控股股东为新疆能源集团，直接持股47.38%，实际控制人为新疆国资委 [21] 行业政策环境 - 根据新疆发改委《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》，自2025年11月起新能源发电项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成电价 [2] - 对2025年6月1日前投产的存量项目：补贴项目机制电量比例为30%，平价项目为50%；2025年6月1日及以后投产的增量项目机制电价通过分类竞价形成，区间暂定0.15-0.262元/千瓦时 [2] - 国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，推动新能源上网电量全面进入电力市场 [18] - 2023年起全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，严厉打击骗补行为 [4] 经营业绩与财务表现 - 报告期内营业收入分别为88,178.49万元、98,976.86万元、97,067.85万元及21,678.60万元，呈现波动下降趋势 [6] - 归属于母公司股东的净利润从2022年的19,600.72万元下降至2025年1季度的-949.59万元 [6] - 2024年扣非归母净利润同比下降61.71%，主要因风电项目利用小时数减少85.99小时及电价同比下降10.48% [7] - 应收补贴款周转天数从2022年的1,205天增至2025年1-3月的2,352.25天，回款周期持续延长 [5] 市场化交易影响 - 市场化交易电量占比从2022年的22.27%上升至2025年1-3月的41.55% [3] - 市场化交易度电均价（不含补贴）介于0.16-0.23元/千瓦时，整体低于保障性收购电价 [3] - 预计随着市场化交易占比提升，公司综合度电单价将下降，对发电收入产生不利影响 [3][4] 资产负债与现金流 - 资产负债率从2022年的68.67%上升至2025年3月末的81.46%，高于行业均值 [10] - 报告期内经营活动现金流量净额从81,225.43万元下降至3,757.82万元 [9] - 购建固定资产等投资活动现金流出大幅超过经营活动现金流，2023年达379,031.08万元 [9] 募投项目情况 - 本次拟募集资金182,925.47万元，主要用于三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目 [16] - 募投项目预计年上网电量183,744万千瓦时，利用小时数2,296.8小时，综合度电均价预测为0.206元/千瓦时 [12] - 项目存在电价波动、限电率提升等风险，可能影响预期效益 [10][12]

新能源上网电价市场化改革 - 甘肃省推动所有新能源项目上网电量进入电力市场交易 包括集中式光伏 集中式风电 分布式光伏 分散式风电 光热发电等 上网电价通过市场交易形成 [1] - 新能源项目可报量报价参与交易或接受市场形成的价格 分布式光伏可作为独立市场主体或聚合后进入市场 未参与市场的分布式光伏默认接受现货市场月度加权平均价格 [1] 存量项目机制安排 - 2025年6月1日前投产的存量项目纳入机制电量规模为154亿千瓦时 机制电价为0.3078元/千瓦时 [2][3] - 执行期限按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定 全生命周期小时数无法确定的按投产满20年计算 [3] - 扶贫类 特许经营权类 分布式光伏 平价示范 光热发电项目上网电量全额纳入机制 分散式风电及特定项目按风电1800小时 光伏1160小时纳入机制 [3][4] - 剩余机制电量由其他存量项目按装机容量等比例分配 单个项目每年申报机制电量不得高于上一年规模 不参与申报视为放弃机制电量 [5] 增量项目机制设计 - 2025年6月1日起投产的增量项目机制电量规模根据非水电可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力动态调整 [7] - 单个项目申请机制电量不高于全部上网电量的80% 新能源企业在价格上下限内竞价 机制电价按入选项目最高报价确定但不得高于上限 [7] - 增量项目执行期限为12年 未按期投产项目可能取消竞价资格 每年10月底前组织次年竞价 9月底前公布电量规模及电价上下限 [8][9] 竞价主体资格 - 已投产项目需提供能源主管部门批准文件 核准备案文件 并网验收意见等材料 未投产项目需列入电力发展规划或专项规划 [10][11] - 分布式电源聚合商需为注册售电公司或虚拟电厂 需提交代理协议及被代理项目资料 同一项目在同一竞价场次仅能选择一家聚合商 [12] 机制电量计算 - 单个项目申报机制电量上限=装机容量×同类型电源上年度平均发电利用小时数×(1-自发自用电比例)×(1-厂用电率)×80% [14] - 自然人户用分布式光伏平均厂用电率取零 分布式电源聚合商需为每个代理项目单独申报机制电量 [15]

业务定价与交易 - 境内水电项目由物价主管部门批复电价，暂未参与市场化交易 [1] 政策动态 - 湖北省关于136号文的配套细则暂未发布，公司将持续关注 [1] “十五五”发展方向 - 坚持电力能源主业，发展可再生能源业务，加快建成三大抽蓄项目 [2] - 依托调节资源布局基地型集中式风电光伏项目，做大新能源规模 [2] - 培育电力检修测试技术服务和综合能源服务新型业务 [2] - 优化运营流程，加快数智赋能，推动存量提质增效与增量做优做强 [2] 电价变化 - 湖北电力现货市场2024年4月试运行，2025年6月正式运行，公司省内火电和新能源项目电价较去年同期略有下降 [2] 抽水蓄能项目收益 - 抽水蓄能容量电价实行事前核定、定期调整，经营期40年，资本金内部收益率按6.5%核定 [2] 分红政策 - 公司重视股东回报，已制定《未来三年（2024 - 2026年）股东回报规划》，未来会兼顾自身发展与股东回报 [2][3]

浙江省新能源上网电价市场化改革过渡期政策 核心观点 - 浙江省发布新能源上网电价市场化改革过渡期结算方案，区分存量和增量项目并制定不同电价计算原则 [1][2] - 增量项目上网电价采用90%煤电基准价+10%现货电价的混合模式，分风电和光伏两类执行 [4][9] - 存量项目维持现行价格政策，所有项目均可按现行规则参与绿电交易 [3][5][9] 政策细则 项目分类与时间界定 - **存量项目**：2025年6月1日前全容量投产，执行现行价格政策 [3][8] - **增量项目**：2025年6月1日起全容量投产，上网电价=90%煤电基准价+10%现货电价（分风电/光伏） [4][9] - **全容量并网时间认定**： - 需电力业务许可证的项目以许可证标注日期或最后一台机组并网日期为准 [4][9] - 无需许可证的项目以电网首次并网记录为准 [4][9] 过渡期电价结算规则 - 过渡期为2025年6月1日至新方案实施前 [9] - 增量项目10%现货电价部分按当月同类项目现货市场电能量加权均价结算，仅计算“报量报价”项目数据，不涉及辅助服务费用分摊 [9] 绿电交易衔接 - 所有新能源项目（含增量）均可按现行规则参与绿电交易和结算 [5][9] 后续执行 - 过渡期结束后按新出台的新能源上网电价市场化改革方案执行 [10] 政策背景 - 文件依据为国家发改委、能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号） [7][9]

电力市场交易规模与增长 - 1-5月全国市场化交易电量达2 45万亿千瓦时 同比增长5 7% 占全社会用电量比重61 8% 预计全年超6万亿千瓦时 占全社会用电量比重约2/3 占全国售电量比重约3/4 [1] - 省间电力现货市场累计交易电量超880亿千瓦时 其中清洁能源电量占比达44% [1] - 甘肃 青海 内蒙古风光绿电直送广东预计成交电量7800万千瓦时 [2] 电力现货市场建设进展 - 2024年山西 广东 山东 甘肃4个省级现货市场及省间现货市场转为正式运行 南方区域电力市场完成首次全月结算试运行 全国30个地区开展现货市场运行实践 [1] - 2025年上半年蒙西 湖北电力现货市场转入正式运行 全国6个省级现货市场正式运行 19个省级现货市场开展试运行 [2] - 国网 南网建立"多电网协同 多交易中心联动"机制 实现跨经营区绿电交易 [2] 电力市场规则体系完善 - 形成以《电力市场运营基本规则》为基础 中长期 现货和辅助服务三大规则为主干 注册 计量 信息披露规则为支撑的"1+6"基本规则体系 [2] - 内蒙古(蒙东 蒙西) 新疆已正式下发省级细则 山东 广东下发征求意见稿 新能源上网电价市场化改革进入实质化推动阶段 [3] 新能源市场化交易推进 - 推动新能源上网电量全面进入电力市场 建立可持续发展价格结算机制 区分存量和增量分类施策 [2] - 省间电力现货市场清洁能源电量交易占比达44% [1] 电力交易人才建设 - 首次编制出版《国家职业技能等级认定教材(电力交易员)》 填补职业教材空白 [3] - 5月在全国11个考点组织电力交易员职业能力水平评价统一考试 职业认证进入新阶段 [3]

新能源上网电价市场化改革方案核心观点 - 海南省将于2026年1月1日起全面实施新能源上网电价市场化，所有风电、太阳能发电项目上网电量通过市场交易形成价格，鼓励分布式新能源聚合参与市场交易[1][20] - 区分存量和增量项目分类施策：存量项目（2025年6月前投产）按煤电基准价0.4298元/千瓦时执行机制电价，增量项目（2025年6月起投产）通过竞价确定电价，海上风电/陆风光伏竞价上限分别为0.4298/0.3998元/千瓦时[5][9][30] - 建立差价结算机制，现货市场连续运行时机制电量不参与中长期交易，电网企业按月结算机制电价与市场均价的差额，费用由工商业用户分摊[22][34] 市场交易机制 - 放宽现货价格限制：申报价上限0.84元/千瓦时，出清价上限1.26元/千瓦时，下限-0.057元/千瓦时（考虑绿证收益和补贴）[11][20] - 辅助服务费用分摊分两种模式：现货未连续运行时由发电侧承担，连续运行时由工商业用电量和未参与市场交易的上网电量分摊[3][21] - 新能源项目可自主参与各类中长期交易，不限制签约比例，加快完善日前市场机制[20] 存量项目政策 - 机制电量比例按投产年份递减：2023年前项目100%，2023年90%，2024年85%，2025年1-5月80%[4][24] - 执行期限为20年减去已运行时间，竞配项目维持原竞配价格，其余执行煤电基准价0.4298元/千瓦时[5][6][25][26] - 改造不增容项目视同存量，新增容量需独立备案并按增量项目参与竞价[13][32] 增量项目竞价规则 - 首次竞价于2025年10月开展，覆盖2025年6月-2026年12月并网项目，分海上风电（单独竞价）和陆风光伏（合并竞价）三类[7][28] - 竞价电量规模：海上风电按年上网电量80%，陆风光伏按75%，设置申报充足率下限确保竞争充分[8][29] - 执行期限差异化：海上风电14年，陆风光伏12年，到期自动退出机制[12][31] 过渡期与配套措施 - 2025年6-12月为过渡期，集中式项目参照市场化交易方案执行，分布式项目由电网按现行政策收购[13][32] - 强化绿电绿证协同：机制电量不参与绿电交易，对应绿证划转至省级账户，禁止重复获取收益[36] - 明确储能政策：不得将储能作为新建项目并网前置条件，2025年6月前并网存量项目继续执行原有储能政策[37] 参数附表关键数据 | 参数类型 | 海上风电 | 陆风光伏 | |---------|---------|---------| | 竞价上限 | 0.4298元/kWh | 0.3998元/kWh | | 竞价下限 | 0.35元/kWh | 0.20元/kWh | | 现货申报上限 | 0.84元/kWh | 同左 | | 现货出清上限 | 1.26元/kWh | 同左 |[9][40]