人民日报海外版记者 廖睿灵 电力市场计量结算标准不统一，结算周期差异大……这些阻碍电力交易的问题，将更好得到解决。 近日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力市场计量结算基本规则》（以下简称《规则》），规范 结算业务管理，强化结算风险管理，统一电费收付要求。 "《规则》出台后，标志着以《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、市场注册、计量结算为支撑的电力市场'1+6'基础规则体系构建完成，为建设全 国统一电力市场奠定坚实规则基础。"国家能源局有关负责人说。 此次《规则》的出台，进一步推动了电力市场计量结算业务统一。北京电力交易中心有关负责人分 析，《规则》统一了计量数据采集、传输、校验、校核流程标准。在国家层面明确市场经营主体、电力 交易机构、电力调度机构、电网企业等各类市场成员在计量装置管理、计量数据管理方面的权利与义 务，奠定计量数据质量基础、提升计量数据管理水平。 此外，统一了结算周期及时限要求。"此前，电力市场结算时序由各地自行制定，部分地区电费结 算时间较晚，个别地区结算时间长达1个月。"国家能源局有关负责人说。《规则》规范了结算准备、结 算依据和电费账单编 ...

制度背景与意义 - 填补电力市场"1+6"基础规则体系空白 为全国统一电力市场计量结算提供关键制度保障 [3] - 解决电力市场计量结算领域标准不统一问题 实现从交易申报到电费结算的全流程标准化 [4] - 改变各地碎片化交易模式 全国电力交易规模持续增长 2024年6月实现超20亿千瓦时跨电网经营区市场化电力交易 [5] 结算规则创新 - 首次明确清分计算与电费结算以自然月为周期开展 统一现货市场/辅助服务/零售市场的结算原则 [6] - 全面规范结算准备环节 要求建立标准统一的数据交互平台打通发输配用及交易调度数据流 [6] - 实现中长期与现货/批发与零售/电能量与辅助服务市场的结算协同 适应高比例新能源系统需求 [6] 电费结算机制 - 清晰界定经营主体与电网企业双向义务 明确账户提供与按时支付责任 [8] - 全流程标准化管控结算时序 从数据准备到电费支付时间均作规范 [8] - 要求不设不平衡资金池 独立记录结算项目 确保电费资金专项使用 [8] 预期市场影响 - 打破地域技术壁垒 全面约束市场分割行为 [9] - 提升计量结算数据标准性 打破地域数据孤岛 [9] - 显著降低交易成本 促进资源更大范围流通 [9] - 结算工作前移 深度融入合同管理/交易申报/调度执行等环节 [9] 战略定位 - 作为深化电力体制改革里程碑 为电力资源全国自由流动铺平道路 [10] - 推动全国统一电力市场理念深入人心 需技术/人才/监管协同保障 [10] - 加速构建高效竞争全国统一电力市场体系 支撑能源转型与高质量发展 [10]

政策背景与目的 - 政策旨在解决全国统一电力市场推进过程中出现的计量管理不规范、单位不统一、流程衔接不畅、电费结算不及时等问题[3] - 政策是对2015年电改以来《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》等文件的延续和完善[3] - 标志着电力市场"1+6"基础规则体系构建完成 为建设全国统一电力市场奠定规则基础[4] 规则主要内容 - 共包含6章56条 涵盖总则、总体要求、计量管理、结算管理、监督管理和附则[5] - 明确制定依据、相关定义和适用范围 理清各市场成员权利与义务[5] - 规范计量装置管理和计量数据管理要求 提出结算准备、电费结算、追退补和清算等全流程要求[5] 计量结算业务统一要求 - 要求市场经营主体具备独立计量条件 计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点[6] - 统一结算周期 现货市场连续运行地区采用"日清月结"结算模式[6] - 首次在基本规则层面明确用户侧与电网企业电费收付流程 规范增值税发票开具和承兑汇票使用管理[7] 机构职责划分 - 电力交易机构负责汇总结算基础数据并出具结算依据 组织协调结算依据问题[8] - 电网企业负责提供计量数据 出具电费账单并开展电费收付 组织协调电费结算问题[8] - 首次明确电网企业核对结算依据的职责并规范核对流程[8] 结算时序规范 - 统一要求每月第5个工作日前出具上月结算依据（核对版） 1个工作日内完成核对和确认[9] - 每月第8个工作日前发布正式结算依据 第10个工作日前发行上月电费账单[9] - 此前部分地区电费结算时间长达1个月 新规显著压缩结算周期[9]

公司动态 - 上海永久在盐城大丰港零碳产业园建立首条物理可溯源绿电生产线 专供出口电动自行车 年产能达20万辆 [1] - 生产线实现碳足迹全流程溯源 为应对欧盟《电池和废电池法》技术门槛而设立 [1] - 从签约到试运行仅用6个月时间（1月签约2月进场7月试运行） 系公司首次将高端品牌专属生产线落户外地 [1] 技术方案 - 绿电专线采用"源荷协同"模式 将风光电源与用户接入同侧电网 降低外送输配电损耗 [2] - 全国首条10千伏"绿电专线"（海韵线）实现13.76MW集中式光伏直供 年供应绿电1500万千瓦时 [3] - 通过智能化改造国家电网变电站 实现每吨碳足迹可追溯 [3] 政策支持 - 盐城作为全国首批碳达峰试点城市 高标准编制《国家碳达峰试点实施方案》 [2] - 江苏省发改委确定首批5个绿电直连供电试点项目 由电网企业统一规划建设 [3] - 党的二十届三中全会提出加快新型能源体系建设 为零碳园区探索提供政策动力 [3] 产业生态 - 园区引入18家国际权威认证机构 实现绿电溯源与碳足迹认证标准国际互认 [4] - 除上海永久外 另有3家企业（含中科瀚宇科技）将接入绿电专线 [4] - 试点项目吸引跨国公司投资动力电池、绿色燃料等"以绿制绿"项目 [5] 经济效益 - 绿电直连供电模式提升地方招商引资吸引力 为电池等重点行业增强绿色竞争力 [5] - 系统解决光伏装机激增导致的消纳困难问题 避免强制配储推高系统成本 [2]

市场整体表现 - A股三大股指集体收涨 上证指数报3559.79点涨0.72%创年内新高 深证成指报11007.49点涨0.86%突破11000点 创业板指报2296.88点涨0.87%创年内新高 [1] - 全市场超4000只个股上涨 成交金额超1.7万亿元 [1] - 北证50指数表现突出 报1452.34点涨2.38% [2] 板块表现 - 水泥/水利/工程机械/民爆/基建板块涨幅居前 银行/教育板块表现低迷 [1] - 电网设备板块涨3.23%至30085.03点 [7] - 固态电池板块涨1.13%至1884.40点 [9] 基建板块动态 - 雅鲁藏布江下游水电工程开工带动水电概念股爆发 中国电建/西藏天路/青松建化/海螺水泥等涨停 [4] - 项目开工长期利好水电配套设备/电网外送工程核心设备供应商 [4] - 岩土工程/民爆/建材等细分领域需求获提振 电力电网/电力运营中长期受益 [4] 电网设备板块异动 - 午后多股异动拉升 中国西电/许继电气涨停 安靠智电录得20%涨停 华自科技涨15.57% [6][7] - 中信证券预计2025年电网投资保持10%以上增速 主网架与配用电环节投资均衡化增长 [7] 电力需求与改革 - 全国最大电力负荷于7月16日突破15亿千瓦达15.06亿千瓦 较去年增加0.55亿千瓦 [8] - 电力体制改革推进 现货市场年底前基本实现全覆盖 火电盈利模式重构 [8] - 煤价下行与市值管理举措推动火电/水电板块成为优质红利资产 [8] 固态电池进展 - 多家企业披露固态电池进展 长安汽车预计2026年实现装车验证 2027年推进全固态电池量产 能量密度达400Wh/kg [9][10] - 华自科技涨15.57% 德福科技涨13.16% 索通发展/平安电工/金发科技等跟涨超9% [9]

电力负荷与需求 - 全国最大电力负荷于7月16日首次突破15亿千瓦，达到15.06亿千瓦，较去年最大负荷增加0.55亿千瓦 [1] - 今夏全国电力负荷已三次刷新历史纪录，未来将持续维持高位 [1] - 入夏以来至7月16日，全国15个省级电网及河北南网负荷36次突破历史新高 [2] - 四川电网最高用电负荷达7224万千瓦，首次突破7000万千瓦大关 [2] - 陕西电网负荷达4491万千瓦，比2024年最大负荷增长10%，比前一日最大负荷增长2.7% [2] - 浙江全社会用电负荷达1.26亿千瓦，今夏已28天用电负荷超过1亿千瓦 [2] 电力供需与预测 - 预计2025年全国全社会用电量比上年增长5%，气象因素对用电影响日益凸显 [3] - 2025年迎峰度夏期间全国电力供需平衡将偏紧，局地高峰时段供需紧张 [3] - 迎峰度冬期间电力供需基本平衡 [3] - 全国统调电厂煤炭库存持续保持在2亿吨以上，可用天数超过30天 [7] - 煤炭中长期合同价格和现货价格均有不同程度回落 [7] 电力行业表现 - Wind电力指数今年以来上涨2.22%，最近10个交易日净流入24.44亿元，近60个交易日净流入197.99亿元 [4] - 华银电力近10个交易日涨幅46.57%，7月以来股价上涨超过80% [4] - 新中港、豫能控股涨幅超40%，华电辽能最高涨幅超30% [4] - 乐山电力年内涨幅达142.97%，市值飙升至86亿元 [4] - 上海电力预计上半年净利润将增加4.27亿元到7.60亿元 [5] - 浙能电力上半年发电量和上网电量分别同比上涨4.48%和4.57% [5] 电力保供措施 - 国家能源局制定重点地区一省一策工作举措，指导地方做好电力保供工作 [7] - 浙江新增并网光伏装机1220万千瓦，增加午间用电高峰时段电力供应超过500万千瓦 [7] - 国网浙江电力增购西北、西南、福建等地电力，开辟黑龙江、河南、广西等新路径 [8] - 今年夏季华北、华东、华中、西南等地区负荷中心已达成受入交易最大电力1.65亿千瓦，同比增长8% [8] - 广东、广西、云南的超20亿千瓦时电能通过闽粤联网工程输送至上海、浙江、安徽、福建 [9]

报告行业投资评级 - 看好 [1] 报告的核心观点 - 甘肃容量电价新政提高标准、扩大覆盖面，有望引领电改方向，2026 年补偿或走高，火电有望价值重估，全国火电或迎容量电价“普调” [3][5][7] 报告各部分总结 事件 - 7 月 14 日，甘肃省发改委发布关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告 [2] 亮点 - 提高容量电价上限，将煤电容量电价标准提升至 330 元/千瓦·年，给予 2 年执行期，提升幅度超市场预期 [3] - 容量电价覆盖面扩大，将发电侧储能、水电、风电、光伏等纳入补偿范围，根据不同电源对电网容量支撑贡献给予不同容量系数，引入需求参与容量电费实际结算 [4] 影响 - 容量补偿一步到位，超国家发改委原先节奏，意味着煤电机组功能定位转型提速需求迫切，有望引领电改方向 [5] - 市场化精细化定制容量电费，根据容量供需关系确定实际容量电费，更体现市场化与精细化原则，预计 2026 年甘肃容量供需系数有望维持在 70%左右，最终结算容量电费高于原先水平，且煤电与储能容量电费或因机组自身条件分化 [6] 投资建议 - 甘肃火电有望更快公用事业化、价值重估，新政或成全国电改标杆，全国火电或迎容量电价“普调” [7] - 重点受益标的包括甘肃能源、华能国际；建议关注全国性火电标的国电电力、华电国际等，区域性标的新集能源、皖能电力等，两广区域优质火电宝新能源、广州发展等 [7]

全国统一电力市场启动 - 全国统一电力市场即将启动 旨在实现"双碳"目标和能源高效配置 中国电力系统正经历深刻变革 [1] - 电力"电商时代"来临 资源将全国性流动 可能引发发达地区对欠发达地区电力资源的"虹吸"效应 触及市场效率与区域公平矛盾 [1] - 新能源项目告别"计划电"确定性 全生命周期电量与价格在波动市场中难以预测 投资决策风险加大 [1] 市场参与者应对策略 - 企业需提升市场适应力 驾驭价格波动 有色企业可调整生产至低价时段 数据中心可挖掘分时电价降本空间 光伏企业需学习在价格波动中捕捉利润 [1] - 企业亟需从被动接受者转型为策略性参与者 拥抱不确定性 精算市场脉搏 [1] 制度构建与监管要求 - 需激活多元市场主体 释放更多用户进入现货市场 激发市场活力 [2] - 需建立公平公正透明的规则机制 监管必须强化 确保信息披露及时准确 防止市场扭曲 [2] - 新能源开发模式 政府和电网引导规划方式需与电力市场价格实现进一步联动 [2] 行业转型关键要素 - 电力市场转型考验制度设计智慧与各方参与者格局 需筑牢公平底线 提升市场智慧 激活多元协同 秉持长远眼光 [2] - 在降电价 增消纳整体趋势下 新能源玩家应成为降低全社会用电成本的"耐心资本" [2]

纪要涉及的行业和公司 - **行业**：公用事业行业（包括火电、新能源、水电、核电等细分行业） - **公司**：华能国际、华电、华润、深能、福能股份、中闽能源、长安电力、中国核电、中广核 纪要提到的核心观点和论据 火电板块 - **估值与盈利**：2025 年火电板块机会多关注度高，但未出现系统性估值扩张，主要是对远期盈利修复提前定价。2025 年二季度煤价同比降超 210 元，成本降幅达 7 分钱，上网电价降幅优于预期，龙头公司股息率有吸引力，如华能国际港股超 6.5%。2026 年起煤电容量电价回收固定成本比例不低于 50%，136 号文严控资本开支，提高分红能力，下半年或展开系统性配置需求[1][2][3] - **竞争环境和投资范式**：十四五是分水岭，竞争环境分新兴和古典范式。古典范式下 3 - 7 月是确定窗口期，今年上半年符合古典范式，下半年行情不明朗[1][4] - **盈利影响因素**：电价确定时煤价下跌利好盈利，但市场对电价属性困惑限制盈利预期久期，火电竞争受煤价、电价和市场对盈利合理性质疑影响[1][7] - **长期投资价值**：从长期看火电有投资价值，2021 - 2022 年长期持股累计收入超两倍，同期沪深 300 收益率跌 27%以上，跨期配置或波段操作是关键[9] 新能源板块 - **发展趋势**：2025 年下半年绿能进入需求主导新周期，146 号文深化新能源上网定量市场化改革，由供需决定新周期[2][18] - **各地政策保障**：山东和广东等地保障机制定量覆盖项目生命周期，类似海外 PPA 协议，缓解市场负面预期，保障绿能行业发展[2][19] - **风电和光伏表现**：风电现货电价触底反弹，山东和甘肃等地同比提升，竞争力优于光伏；绿证市场供需失衡缓解，成交量上升，价格修复[2][20][21] - **投资策略**：绿色能源板块处于困境反转阶段，优先选风电占比高、区位优势明显、股息率高的公司，港股绿能公司有安全边际和股息补偿[22] 水电板块 - **长安电力表现**：长安电力是价值投资典范，10 年高额分红承诺，ROE 稳定在 15% - 17%，利润率、周转率和杠杆率波动小[25] 核电板块 - **竞争力**：核能发电竞争力强，资产特性好，长期资本开支有限，实际 ROE 被低估，与水能有可类比性，配置潜力大[26] - **发展前景**：中国核电和中广核未来几年将迎来自由现金流拐点和资本开支自我实现能力提升，“十五”期间有提高分红能力和意愿，市场将重新定价[27] 其他重要但可能被忽略的内容 - **各省份交易情况**：山东中长期交易订单同比提一分钱，发电竞争格局优；甘肃和蒙西地区绿电通过策略结构性提价；广东 2025 年煤价降 20%，现货电价与 2024 年相差 1 分钱[11][13] - **煤炭价格与电价关系**：煤炭价格回落不能线性外推至现货定价，新能源扩张使现货定价萎缩，导致中长期合同下跌；现货电价可作中长期电价谈判参考，但走势可能分叉，新能源入市对电价影响复杂[12][14] - **绿证市场情况**：2024 年 6 月以来核发超 47 亿张绿证，成交量不到 4.5 亿张，占比不到 10%，价格跌至 2 - 3 厘钱；2025 年 3 月强制消费政策使 1 - 4 月核发绿证 30%成交，价格逐步修复[21] - **公募基金配置**：公募基金长期在公共事业领域配置低，水电和核电板块是低配程度最高的部分[28] - **水电和核电估值**：当前低利率环境下，水电和核电资产 PE 和 PB 参考意义不大，市场从股息率回报率考量，利差有修复空间，是长期配置选择[29]

南方区域电力市场启动连续结算试运行 - 覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）的南方区域电力市场启动连续结算试运行 [1] - 南方能源监管局推动广东省作为全国首批电力现货试点省份破冰探路 [1] - 构建"1+N+5X"区域市场规则体系，实现国家规则全承接、区域框架全统一、运行要求全细化、经营主体全参与 [1] 南方区域电力市场改革举措 - 首创《区域市场关键参数管理办法》，厘清区域/省内参数边界，规范参数调整流程 [1] - 建立"政府+电网+主体+运营机构"的联席会议和工作专班机制，实现政策制定与市场实践同频共振 [2] - 组建全国首个区域电力市场管理委员会，吸纳发电、售电、用户、新型储能等多元主体共商共决 [2] - 开展优先发电计划市场化放开、水电参与市场交易、跨省区阻塞管理等12项关键课题联合攻关 [2] 南方区域电力市场发展历程 - 历经3载试运行淬炼、12轮次"全场景压力测试" [2] - 从2天到全月的结算试运行覆盖了枯水期至汛期、供应宽松至偏紧的各类工况 [2] - 实现"市场设计—交易执行—计量结算—风险防控"全流程闭环验证 [2] 南方区域电力市场未来规划 - 长周期结算试运行是对十年研究成果的综合性大考 [3] - 南方能源监管局将继续落实南方区域电力市场建设各项部署，履行市场秩序监管职责 [3] - 为全国统一电力市场建设输出可复制、可推广的"南方区域实践样本"与"电力市场监管方案" [3]