报告公司投资评级 - 维持“买入”评级 [1][7] 报告的核心观点 - 2025Q1公司营收和归母净利润同比增长且略超市场预期，调峰水电受益来水偏丰，归母净利润同比增31.1% [7] - 2024年底公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建及已核准1080万千瓦；新型储能电站累计建成装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时；调峰水电机组装机总规模203万千瓦 [7] - 2024年广东地区抽蓄参与现货市场试点，抽蓄电站盈利有望改善 [7] - 维持公司2025 - 2027年归母净利润预测，对应PE为25倍、22倍、21倍 [7] 根据相关目录分别进行总结 盈利预测与估值 |项目|2023A|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----|----| |营业总收入（百万元）|5,630|6,174|6,673|7,731|8,691| |同比（%）|(31.85)|9.67|8.08|15.86|12.42| |归母净利润（百万元）|1,014|1,126|1,235|1,394|1,517| |同比（%）|(39.05)|11.14|9.61|12.90|8.82| |EPS - 最新摊薄（元/股）|0.32|0.35|0.39|0.44|0.47| |P/E（现价&最新摊薄）|30.74|27.66|25.24|22.35|20.54| [1] 市场数据 - 收盘价9.75元，一年最低/最高价8.63/12.16元，市净率1.43倍，流通A股市值10,813.74百万元，总市值31,161.06百万元 [5] 基础数据 - 每股净资产6.80元，资产负债率52.09%，总股本3,196.01百万股，流通A股1,109.10百万股 [6] 财务预测表 资产负债表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |流动资产|5,097|5,543|3,207|3,185| |非流动资产|45,369|52,271|57,748|62,513| |资产总计|50,467|57,814|60,956|65,698| |流动负债|3,047|3,217|3,534|3,823| |非流动负债|22,474|28,474|29,974|32,974| |负债合计|25,521|31,691|33,507|36,797| |归属母公司股东权益|21,345|22,211|23,187|24,249| |少数股东权益|3,601|3,912|4,261|4,652| |所有者权益合计|24,946|26,123|27,448|28,901| |负债和股东权益|50,467|57,814|60,956|65,698| [8] 利润表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |营业总收入|6,174|6,673|7,731|8,691| |营业成本(含金融类)|3,263|3,593|4,201|4,758| |税金及附加|126|138|173|184| |销售费用|0|1|0|1| |管理费用|454|505|605|659| |研发费用|57|47|54|67| |财务费用|438|492|560|654| |加:其他收益|3|8|9|8| |投资净收益|21|20|20|20| |公允价值变动|1|0|0|0| |减值损失|2|2|2|2| |资产处置收益|16|1|1|1| |营业利润|1,879|1,928|2,169|2,399| |营业外净收支|(48)|(10)|(10)|(10)| |利润总额|1,830|1,918|2,159|2,389| |减:所得税|399|373|416|482| |净利润|1,432|1,545|1,743|1,908| |减:少数股东损益|305|311|349|391| |归属母公司净利润|1,126|1,235|1,394|1,517| |每股收益 - 最新股本摊薄(元)|0.35|0.39|0.44|0.47| |EBIT|2,279|2,410|2,719|3,043| |EBITDA|4,072|5,608|7,342|8,378| |毛利率(%)|47.16|46.15|45.66|45.25| |归母净利率(%)|18.25|18.50|18.03|17.45| |收入增长率(%)|9.67|8.08|15.86|12.42| |归母净利润增长率(%)|11.14|9.61|12.90|8.82| [8] 现金流量表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |经营活动现金流|3,855|5,409|7,205|8,123| |投资活动现金流|(7,758)|(10,089)|(10,089)|(10,089)| |筹资活动现金流|4,103|5,055|414|1,820| |现金净增加额|203|378|(2,471)|(145)| |折旧和摊销|1,793|3,198|4,623|5,336| |资本开支|(7,955)|(10,009)|(10,009)|(10,009)| |营运资本变动|184|104|183|169| [8] 重要财务与估值指标 |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |每股净资产(元)|6.68|6.95|7.26|7.59| |最新发行在外股份（百万股）|3,196|3,196|3,196|3,196| |ROIC(%)|4.06|3.90|4.01|4.16| |ROE - 摊薄(%)|5.28|5.56|6.01|6.26| |资产负债率(%)|50.57|54.82|54.97|56.01| |P/E（现价&最新股本摊薄）|27.66|25.24|22.35|20.54| |P/B（现价）|1.46|1.40|1.34|1.29| [8]

江苏工商业分时电价结构调整 - 核心政策将于2025年6月1日实施，覆盖除电气化铁路牵引用电外的所有工商业电价用户，包括商业用户和100千伏安以下工业用户 [2][5] - 新增午间谷时段，夏冬两季尖峰时段为14:00-15:00、19:30-21:30（7-8月）及18:00-20:00（12月-次年1月） [6][8] - 分时计价基础调整为以用户购电价格为基准，峰谷浮动比例最高达80%（峰段）和65%（谷段），尖峰时段额外上浮20% [10][12][13] 储能项目发展机遇 - 政策鼓励工商业用户配置储能装置，通过低谷充电、高峰放电降低用电成本，同时扩大潜在合作企业范围 [3][5] - 储能项目可通过与新能源发电项目合作调峰、参与电力现货市场交易（价差超60%）及需求响应增加收益 [3][13] - 储能造价下降叠加分时电价优化，盈利空间提升，尤其在夏冬两季尖峰时段收益显著 [3][13] 电动汽车充放电政策 - 充换电设施可选择执行分时电价，集中式设施可全年执行春秋季时段，谷段充电成本降低 [14] - 具备反向放电能力的设施可参与车网互动，2026年前夏冬尖峰时段放电按电网尖峰电价结算（如0.391元/千瓦时） [15][26] - 运营商可通过聚合方式参与电力市场交易，市场化结算机制进一步拓宽收益渠道 [15][26] 分时电价执行细则 - 工业用户（315千伏安及以上）深谷时段电价在谷段基础上下浮20%，电热锅炉用电谷段下浮65% [13][24] - 市场化用户需申报用电曲线，未约定分时价格的按政策浮动比例执行，峰谷价差原则上不低于60% [13][25] - 用户需提前3个工作日申请分时电价，选择后12个月内不可变更 [13] 政策配套措施 - 电网企业需通过多渠道公告政策，调整计量系统确保6月1日落地 [16] - 动态评估机制将跟踪峰谷特性变化，未来可能进一步优化时段或浮动比例 [16] - 集中式充换电设施2030年前免收需量电费，降低运营商初期投资压力 [14][26]

报告行业投资评级 - 看好 [2] 报告的核心观点 - 国内历经多轮电力供需矛盾紧张后，电力板块有望盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价或稳中小幅上涨，电煤长协履约率有望上升，电力运营商业绩有望大幅改善；随着上游气价回落和国内天然气消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增，贸易商可增厚利润空间 [4][97] 根据相关目录分别进行总结 本周市场表现 - 截至4月30日收盘，公用事业板块下跌2.1%，表现劣于大盘，沪深300下跌0.4%到3770.57；电力板块下跌2.21%，燃气板块下跌0.95%；各子行业中，火力发电、水力发电、核力发电等板块均有不同程度下跌 [3][11][13] - 电力板块主要公司涨跌幅前三名是新天绿能、深圳能源、华能水电，后三名是江苏新能、浙能电力、晋控电力；燃气板块主要公司涨跌幅前三名是国新能源、大众公用、陕天然气，后三名是蓝天燃气、佛燃能源、百川能源 [16] 电力行业数据跟踪 - 动力煤价格：4月秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协价679元/吨，月环比下跌7元/吨；截至4月30日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价652元/吨，周环比下跌7元/吨；海外动力煤价格也有不同程度下跌 [21][23] - 动力煤库存及电厂日耗：截至4月30日，秦皇岛港煤炭库存686万吨，周环比下降6万吨；截至4月29日，内陆17省煤炭库存8079.7万吨，周环比上升2.59%，日耗277.7万吨，周环比下降6.21%，可用天数29.1天，较上周增加2.5天；沿海8省煤炭库存3320.8万吨，周环比上升0.77%，日耗185.8万吨，周环比上升5.27%，可用天数17.9天，较上周下降0.8天 [27][31] - 水电来水情况：截至4月30日，三峡出库流量8980立方米/秒，同比下降24.54%，周环比上升13.38% [47] - 重点电力市场交易电价：广东、山西、山东电力市场的日前和实时现货市场周度均价有不同程度的涨跌变化 [3][48][56] 天然气行业数据跟踪 - 国内外天然气价格：截至4月30日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4513元/吨，同比上升5.12%，环比下降0.13%；国际三大天然气市场价格周环比下降 [3][54][58] - 欧盟天然气供需及库存：2025年第17周，欧盟天然气供应量64.1亿方，同比上升3.4%，周环比上升1.3%；消费量46.2亿方，周环比下降8.0%，同比下降28.6%；库存量416.25亿方，同比下降38.72%，周环比上升4.47% [3][63][72] - 国内天然气供需情况：2025年3月，国内天然气表观消费量357.90亿方，同比上升0.1%；产量226.80亿方，同比上升5.0%；LNG进口量497.00万吨，同比下降25.3%，环比上升9.5%；PNG进口量419.00万吨，同比上升1.9%，环比下降16.4% [3][75][76] 本周行业新闻 - 电力行业：4月28日西班牙大规模停电，因电网老化等原因导致；4月27日国务院常务会议核准浙江三门三期等5个工程、10台核电机组 [86] - 天然气行业：2025年3月全国天然气表观消费量同比增长0.1%；国家能源局发布促进能源领域民营经济发展若干举措 [90] 本周重要公告 - 中国核电、中国广核旗下部分核电项目机组获国务院核准，正在推进开工准备工作 [87] - 皖能电力、浙能电力、中国核电等多家公司发布2024年年度报告或2025年第一季度报告，营收和净利润有不同变化 [88][91][92] 投资建议和估值表 - 电力：建议关注全国性煤电龙头、区域龙头、水电运营商，以及煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司 [4][97] - 天然气：建议关注新奥股份、广汇能源 [4][97] - 给出公用事业行业主要公司估值表，包含收盘价、归母净利润、EPS、PE等数据 [98]

报告行业投资评级 - 对公用事业行业投资评级为看好 [2] 报告的核心观点 - 国内历经多轮电力供需矛盾紧张后，电力板块有望盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价或稳中小幅上涨，电煤长协履约率有望上升，电力运营商业绩有望大幅改善；随着上游气价回落和国内天然气消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增，贸易商可增厚利润空间 [4][96] 根据相关目录分别进行总结 本周市场表现 - 截至4月30日收盘，公用事业板块下跌2.1%，表现劣于大盘；电力板块下跌2.21%，燃气板块下跌0.95%；各子行业中，火力发电、水力发电、核力发电等板块均有不同程度下跌 [3][10][12] - 电力板块主要公司涨跌幅前三为新天绿能、深圳能源、华能水电，后三为江苏新能、浙能电力、晋控电力；燃气板块主要公司涨跌幅前三为国新能源、大众公用、陕天然气，后三为蓝天燃气、佛燃能源、百川能源 [15] 电力行业数据跟踪 - 动力煤价格：4月秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协价月环比下跌7元/吨；截至4月30日，秦皇岛港、广州港等地动力煤市场价周环比下跌，海外动力煤价格也有不同程度下跌 [20][22] - 动力煤库存及电厂日耗：截至4月30日，秦皇岛港煤炭库存周环比下降6万吨；截至4月29日，内陆17省煤炭库存周环比上升2.59%，日耗周环比下降6.21%，可用天数增加2.5天；沿海8省煤炭库存周环比上升0.77%，日耗周环比上升5.27%，可用天数下降0.8天 [27][31] - 水电来水情况：截至4月30日，三峡出库流量同比下降24.54%，周环比上升13.38% [3][47] - 重点电力市场交易电价：广东、山西、山东电力市场日前和实时现货市场周度均价有不同程度的环比和同比变化 [3][48][55] 天然气行业数据跟踪 - 国内外天然气价格：截至4月30日，国产LNG和进口LNG价格周环比下跌，国际三大天然气市场气价周环比下跌 [52][57] - 欧盟天然气供需及库存：2025年第17周，欧盟天然气供应量同比上升3.4%，周环比上升1.3%；库存量同比下降38.72%，周环比上升4.47%；消费量周环比下降8.0%，同比下降28.6% [62][69][71] - 国内天然气供需情况：2025年3月，国内天然气表观消费量同比上升0.1%，产量同比上升5.0%，LNG进口量同比下降25.3%，PNG进口量同比上升1.9% [4][74][75] 本周行业新闻 - 电力行业：4月28日西班牙大规模停电，暴露欧洲电网问题；4月27日国务院核准5个核电工程共10台新机组 [85] - 天然气行业：2025年3月全国天然气表观消费量同比增长0.1%；国家能源局发布促进能源领域民营经济发展举措 [89] 本周重要公告 - 中国核电、中国广核旗下部分核电项目获核准；皖能电力、浙能电力等多家公司发布2024年年度报告或2025年第一季度报告，营收和净利润有不同变化 [86][87][90] 投资建议和估值表 - 电力：关注全国性煤电龙头、区域龙头、水电运营商，以及煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司 [4][96] - 天然气：关注新奥股份、广汇能源 [4][96] - 给出公用事业行业主要公司估值表，包含收盘价、归母净利润、EPS、PE等数据 [97]

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》出台标志着全国统一电力市场"1+N"规则体系的关键突破，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 [1] - 规则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，实现"全局最优" [1] - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，打破各省市场壁垒，促进辅助服务资源更大范围优化配置 [10] 煤电转型与角色重塑 - 煤电正从"基荷主力"向"调节先锋"转型，风电、太阳能发电合计装机达14.56亿千瓦，首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [3] - 规则明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化辅助服务市场价格形成机制，煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分达70%-80% [3] - 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"转变 [3] - 煤电企业通过参与辅助服务市场获得合理补偿，为灵活性改造注入动力 [4] 新能源消纳机制革新 - 新能源装机突破"拐点"后，消纳问题从"局部卡脖子"变为"系统必答题" [7] - 规则设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确定义和费用计算方式，实现"秒级-分钟-小时"多时间尺度协同 [7] - 2024年全国新能源利用率超过96%，"火电+水电+新能源+负荷侧"协同调节新格局形成 [8] - 新型储能装机达7830万千瓦，2024年新增4370万千瓦，独立储能占新增60%，正从"政策驱动"转向"市场驱动" [9] 电力系统安全与市场平衡 - 规则推动从"行政指令式"调节向"市场平衡"转变，提升资源调用效率和主体积极性 [10] - 通过跨市场资源优化，在极端天气等场景下快速调配资源，避免"一刀切"式拉闸限电 [11] - 南方区域市场创新构建覆盖出清、调度、结算的全链条解决方案，实现跨层级市场协同 [9] 行业影响与发展前景 - 规则为能源转型破解体制机制障碍，校准"成本市场化"坐标 [12] - 主体多元、品种丰富、机制灵活的电力市场生态正在形成，为"双碳"目标实现注入动能 [12] - 调度机构从"电力供需平衡组织者"向"系统调节多维价值挖掘者"转型 [5]

报告公司投资评级 - 维持“推荐”评级 [5] 报告的核心观点 - 2025Q1公司收入和归母净利润同比、环比均下降 但盈利能力维持稳定 在手订单显著提升 跟踪支架有望受益于大基地项目起量和电力交易市场化 维持“推荐”评级 [1][2][3][4][5] 各部分总结 事件 - 2025年4月29日公司发布2025年一季报 2025Q1公司实现收入15.59亿元 同比-14.09% 环比-48.80% 实现归母净利润1.10亿元 同比-28.46% 环比-46.06% 扣非归母净利润1.00亿元 同比-29.64% 环比-47.85% [1] 盈利能力维持稳定 - 25Q1公司毛利率、净利率分别为18.90%、6.83% 环比分别+1.74Pcts、-0.11Pcts 总体维持稳定 [2] - 25Q1期间费用率为12.31% 环比有所提升 主要由于公司海外市场开拓所致 其中销售、管理、研发、财务费用率分别为3.44%、5.54%、3.07%、0.26% 分别环比提升1.09Pcts、3.23Pcts、0.62Pcts、0.62Pcts [2] 在手订单显著提升 - 截至公告披露日 公司在手订单合计74亿元 其中跟踪支架在手订单52亿元 占比70.27% 固定支架在手订单19亿元 占比25.68% 其他业务在手订单约3亿元 [3] - 与24年12月31日在手订单相比 公司总在手订单增长59.14% 跟踪支架在手订单增长48.57% [3] 跟踪支架有望受益于大基地项目起量+电力交易市场化 - 《政府工作报告》提出加快“沙戈荒”大型风光基地建设 中信博跟踪系统解决方案具备高风稳定性和智能保护模式 可保障项目运行安全 [4] - 136号文推动新能源进入电力市场化交易 较固定支架跟踪系统最高可实现全年发电量收益增加约28.51% 提升沙戈荒光伏电站项目全生命周期收益率 国内跟踪支架渗透率或将提升 公司作为国内跟踪支架龙头有望受益 [4] 投资建议 - 预计公司25 - 27年营收分别为106.18/122.00/140.01亿元 归母净利润分别为8.16/10.55/12.77亿元 对应PE分别为13x/10x/8x 维持“推荐”评级 [5] 盈利预测与财务指标 |项目/年度|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |营业收入（百万元）|9,026|10,618|12,200|14,001| |增长率（%）|41.3|17.6|14.9|14.8| |归属母公司股东净利润（百万元）|632|816|1,055|1,277| |增长率（%）|83.0|29.2|29.2|21.0| |每股收益（元）|2.89|3.74|4.83|5.84| |PE|16|13|10|8| |PB|2.3|2.0|1.8|1.5| [7] 公司财务报表数据预测汇总 - 涵盖利润表、资产负债表、现金流量表等多方面数据 包括营业总收入、营业成本、各项费用、利润指标、偿债能力指标、经营效率指标、每股指标、估值分析等 并给出2024A - 2027E各年度预测数据 [12][13]

公司业绩 - 2024年营业收入802.82亿元同比下降29.20%归母净利润-34.43亿元同比下降162.25%扣非归母净利润-52.32亿元同比下降190.91% [1] - 2025年一季度净利润-13.2亿元 [1] - 系统解决方案和数字能源服务业务2024年营收约200亿元占总营收25%毛利率较高 [1][6] 业务转型 - 公司从光伏产品制造商向光储智慧能源解决方案服务商转型由新任联席董事长高海纯领导 [1] - 2024年系统解决方案和数字能源服务业务毛利率分别为18.40%和54.93% [6] - 2025年计划实现系统解决方案与数字能源服务业务同比增幅不低于20% [7] 行业动态 - 2024年光伏产业链价格大幅下降多晶硅价格降超39%硅片价格降超50%电池片价格降超30%组件价格降超29% [4] - 硅片业务毛利率最低晶科能源硅片业务毛利率-27.24%隆基绿能硅片业务毛利率-14.31% [3] - 136号文规定2025年4月30日和5月31日后新建光伏电站将进入市场化交易 [6] 经营策略 - 采取"适度一体化"策略动态调整外采与自产比例2024年外采硅片占比超一半 [3][4] - 2024年硅片/电池片/组件产能计划从55/75/95GW提升至60/105/120GW保持上游产能配比适度 [5] - 延期15GW单晶项目至2026年投产以轻资产模式应对行业波动 [5] 下游业务 - 针对136号文开启组件与储能交付保障行动子公司天合富家启动抢装行动确保存量电站并网 [6] - 2025年一季度存货244亿元预计二季度抢装潮后大幅减少 [7] - 天合富家在手的存货电站约5GW其中80%以上已并网 [7]

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》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，是我国电力市场改革系统性突破的重要一步 [2] - 《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，实现"全局最优" [2] 煤电转型与角色重塑 - 煤电正从"基荷主力"转向"调节先锋"，风电、太阳能发电合计装机容量达14.56亿千瓦，首次超过火电，占全国发电装机容量的42.8% [4] - 《规则》明确"谁提供、谁获利，谁受益、谁承担"原则，优化辅助服务市场价格形成机制，健全费用传导机制 [4] - 2021年至今，煤电机组平均调峰深度从40%提升至60%，部分机组可达70%~80%，市场化补偿机制推动煤电收入结构向"多元服务收益"优化 [4] - 煤电企业通过参与辅助服务市场获得合理市场化补偿，为灵活性改造注入动力 [5] 新能源消纳机制革新 - 新能源装机突破"拐点"后，消纳问题从"局部卡脖子"变为"系统必答题" [7] - 《规则》设立备用、爬坡等多元化市场品种，明确定义和费用计算方式，实现多时间尺度协同 [8] - 2024年全国新能源利用率超过96%，新型交易品种让火电、水电、储能等主体协同发力 [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60% [9] 电力系统安全效能提升 - 《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] - 辅助服务市场与现货市场的衔接协同成为新型电力系统韧性建设的关键支撑 [13]

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]

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]