报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 四季度铁合金供需结构将逐渐回归至宽松状态 硅锰价格受锰矿支撑 硅铁价格围绕煤炭价格波动 价格或前低后高 当前价格较上半年低点下行空间有限 操作上建议短期空仓观望为主 中期关注商品季节性下跌后逢低做多机会 硅锰主力合约价格参考区间5400 - 7000元/吨 硅铁主力合约价格参考区间5100 - 6600元/吨 [3][4][94] 根据相关目录分别进行总结 硅锰基本面分析 - 市场行情回顾：上半年硅锰期货价格创2017年以来新低 7月1日反内卷、去产能后价格重心上移 截至9月30日 SM601合约报收5758元/吨 较7月最高点累计跌幅11.1% 江苏6517现货最新价格5750元/吨 较7月最高价格累计跌幅6.5% 河钢集团9月硅锰采购价格6000元/吨 环比8月下降200元/吨 [8] - 硅锰供需分析：供应方面 1 - 9月全国硅锰产量合计751.8万吨 较去年同期下降约1.6% 三季度产量合计262.7万吨 较去年同期增加约1.4% 7 - 9月开工率均值约44% 9月全国开工率45.9% 北方产区开工率稳定 云南丰水期产能快速释放 截至9月26日 样本企业库存23.38万吨 处同期高位 钢厂库存可用天数呈逐年下降趋势 仓单自5月以来持续下降 截至9月30日 仓单加有效预报合计约28.1万吨 较5月最高点累计下降约57% 需求方面 高铁水背景下需求有韧性 但螺纹钢需求不佳 进入四季度需求或承压回落 [9][18][23] - 硅锰成本利润：成本利润方面 截至9月30日 北方大区硅锰生产成本5829元/吨 即期利润 - 168元/吨 南方大区硅锰生产成本6236元/吨 即期利润 - 547元/吨 部分产区利润尚可 关注十月中下旬产区利润变动 锰矿价格方面 三季度港口锰矿价格区间运行 外矿11月对华报价上涨 价差方面高品矿天津港CML澳块与加蓬块价差1 - 2元/吨 两港价差体现在半碳酸矿上 锰矿供需方面 2025年1 - 8月我国锰矿进口量累计2068.9万吨 同比增长9.6% 8月进口量环比增27.1% 同比增33.5% 加蓬矿三季度进口数量下滑明显 港口库存自二季度回升 但仍低于近五年同期 天津港澳矿库存回升至近三年中性水平 两港加蓬块库存偏低 钦州港南非半碳酸库存货权集中度高 其他成本方面 云南电价显著低于其他产区 关注各产区九月电费结算情况 [28][35][45][64] 硅铁基本面分析 - 市场行情回顾：7月1日“反内卷”后硅铁期货价格重心上移 截至9月30日 SM511合约报收5494元/吨 较7月最高点累计跌幅14.5% 江苏硅铁72现货最新价格5750元/吨 较7月最高价格累计跌幅3.4% 河钢集团9月硅铁采购价格5800元/吨 环比8月下降230元/吨 [67] - 硅铁供需分析：供应方面 1 - 9月全国硅铁产量合计411.9万吨 较去年同期增加约1.4% 三季度产量合计142.8万吨 与去年同期持平 7 - 9月开工率均值约57.4% 9月全国开工率小幅降至58.8% 宁夏、内蒙地区供应量处同期高位 上半年企业库存偏高 三季度部分转移至交割库 仓单自6月注销后增加 当前再次进入集中注销期 后续关注重新入库情况 需求方面 1 - 8月硅铁表观消费量累计约348.6万吨 较去年同期增长约4.2% 9月钢厂招标采购量超出预期 但压价意愿强 1 - 8月我国硅铁累计出口数量25.42万吨 同比下降9.21% 非钢领域需求有韧性 金属镁市场表现尚可对合金需求有支撑 [68][70][78] - 硅铁成本利润：成本利润方面 截至9月30日 宁夏地区硅铁生产成本5684元/吨 即期利润 - 454元/吨 成本较7月初累计增长约400元/吨 全产区现货利润在 - 300至 - 500元/吨之间 原料端方面 上半年煤炭价格下行 三季度企稳回升 兰炭价格触底反弹 新能源装机高速增长 部分产区出台电价市场化改革方案 产区电价变动频繁 下半年电费成本整体呈上涨趋势 青海地区生产成本最低 陕西地区成本最高 [83][89][91] 铁合金四季度行情展望 目前硅锰日均产量约3万吨 硅铁日均产量约1.65万吨 均处同期高位 表内库存压力有所释放 但仓单水平仍处历史高位 压制现货价格 需求有韧性但有转弱迹象 四季度新增产能继续释放 供需结构将回归宽松 硅锰受锰矿支撑 硅铁围绕煤炭价格波动 价格或前低后高 当前价格较上半年低点下行空间有限 十月份关注煤炭价格和宏观情绪变化 操作上短期空仓观望 中期关注逢低做多机会 硅锰主力合约价格参考区间5400 - 7000元/吨 硅铁主力合约价格参考区间5100 - 6600元/吨 [93][94]

行业投资评级与核心观点 - 报告对电力设备与新能源行业持积极态度，核心观点为新能源发展驱动特高压技术迭代升级，电力市场化推进促使新能源有序健康发展 [1] - 特高压领域取得关键突破，平高电气成功研制全球首台800千伏80千安断路器，为电网安全提供关键装备支撑 [1] - 绿氢制绿甲醇项目取得进展，兴安盟与金风科技签订投资协议，将配套建设2GW风电项目和制氢工程，年产145万吨绿氢制绿甲醇 [1] - 钠离子储能技术实现应用突破，中国首个大容量钠离子电池储能电站——伏林钠离子电池储能电站二期扩容升级工程正式投运 [2] - AI技术发展推动数据中心需求，DeepSeek实现效率突破并下调API价格超50%，OpenAI推出更强模型GPT-5 Pro和Sora 2 [2] 市场数据与价格动态 - 欧洲新能源汽车市场表现强劲，9月主流十国新能源汽车销量31.7万辆，同环比分别增长34.6%和73.8%，渗透率达31.5% [9][10] - 德国9月新能源汽车销量7.3万辆，同环比+48.1%/+15.5%；英国销量11.1万辆，同环比+37.4%/+249.6% [12][14] - 锂电材料价格总体稳定，本周电池级碳酸锂价格7.36万元/吨环比持平，电池级氢氧化锂价格7.85万元/吨环比下降0.19% [30][32] - 镍钴价格环比上升，本周镍价1.53万美元/吨环比+0.62%，电解钴报价34.95万元/吨环比+4.80% [34][35] - 光伏产业链价格呈现上涨趋势，电池片价格上涨至每瓦0.29-0.32元，组件价格区间为每瓦0.61-0.83元 [47][48] 政策与行业动态 - 商务部对锂电池等材料实施出口管制，涉及能量密度≥300Wh/kg的锂电池设备及特定规格的正负极材料，11月8日起正式实施 [3][57] - 两部委发文治理价格无序竞争，明确重点行业可调研评估平均成本为定价提供参考 [4][64] - 印度对华光伏电池及组件征收反倾销税，税率为0%、23%、30%三档，期限3年 [4][65] - 多地深化新能源上网电价市场化改革，云南完成增量新能源项目竞价，光伏出清电价0.33元/千瓦时，风电0.332元/千瓦时 [72][73] 技术创新与项目进展 - 固态电池技术获重大突破，国内科研团队开发出可承受2万次反复弯折的柔性电池，能量密度提升达86% [59] - QuantumScape与康宁合作研发商用陶瓷隔膜，推动固态电池技术产业化 [63] - 广东北部湾海上风电项目陆上集控中心总规划容量18.9GW，用地面积25.5031公顷 [70] - 核聚变领域进展显著，BEST装置杜瓦底座完成交付，CRAFT环向场磁体线圈盒正式交付，国际聚变商业化进程加速 [77][79] 重点公司推荐 - 电力设备领域推荐思源电气、神马电力、公牛集团、国能日新、南网科技，建议关注特变电工、协鑫能科 [1] - 风电板块推荐金风科技、大金重工、东方电缆、中天科技，建议关注运达股份、海力风电 [1] - 储能行业推荐宁德时代、亿纬锂能、阳光电源、德业股份、华宝新能，钠电重点关注普利特 [2] - 电动车板块推荐欣旺达、豪鹏科技、尚太科技、科达利，固态电池推荐当升科技、三祥新材 [3] - 人形机器人板块推荐五洲新春、兆威机电、科达利，建议关注汉威科技、优必选 [3]

新能源上网电价市场化改革 - 政策核心是推动新能源上网电量全面进入电力市场并通过市场交易形成价格 [1] - 政策具有短期难、长期强的特点 短期看新能源发电企业需在市场搏击中优胜劣汰 长期将倒逼企业从规模扩张转向质量提升 [1][2] - 改革背景是新能源行业矛盾积累 风电光伏装机已超过火电 但制造端产能阶段性供大于求且亏损面扩大 应用端电力消纳矛盾突出 [2] - 政策建立了多退少补的可持续发展价格结算机制以帮助企业平稳过渡 [2] 行业政策普遍特点 - 近年出台的许多政策均具有短期难、长期强的普遍性特点 因改革进入深水区会触及深层次矛盾 [3] - 政策难点普遍存在于利益调整 例如医药卫生体制改革涉及多群体 以及房地产新模式涉及多主体 [3] - 政策难点还体现在资源分配 如教育医疗养老等公共资源总量有限需优化分配促进公平 [3] - 政策目标多元 需在发展经济、保护生态和改善民生间进行多重考量 [4] 长期强政策的历史案例 - 新能源汽车产业政策在10多年前面临续航短、体验差等质疑 10多年后中国新能源汽车成功领跑世界 [6] - 长江十年禁渔政策实施5年来 流域水生生物多样性持续恢复 同时有14.5万名退捕渔民转产就业 [7] - 雄安新区建设和双碳转型等长远规划 通过稳扎稳打正逐步破解发展难题 [8]

新能源上网电价市场化改革 - 政策核心是推动新能源上网电量全面进入电力市场并通过市场交易形成价格 [1] - 政策具有短期难、长期强的特点 短期看新能源发电企业将结束旱涝保收阶段 面临市场优胜劣汰 [1][2] - 政策背景是新能源行业矛盾积累 风电光伏装机已超过火电 但制造端产能阶段性供大于求且亏损面扩大 应用端电力消纳矛盾突出 [2] - 长期影响是倒逼新能源发电企业从规模扩张转向质量提升 从多发电转向巧发电和发好电 促使企业寻找消纳新渠道和灵活配置储能以提升竞争力 [2] - 政策设计了多退少补的可持续发展价格结算机制以帮助企业平稳过渡 [2] 行业政策特点分析 - 近年出台的许多政策均具有短期难、长期强的普遍特点 [3] - 短期难体现在政策触及深层次矛盾和高难度问题 包括利益调整 例如医药卫生体制改革涉及多群体 房地产新模式涉及多主体 [3] - 资源分配难题体现在教育、医疗、养老等公共资源总量有限 需优化分配促进公平 [3] - 政策目标多元 需在发展经济、保护生态和改善民生之间进行多重考量 [4] 长期政策成效案例 - 新能源汽车产业政策在10多年前面临续航短、体验差等担忧 但10多年后中国新能源汽车成功领跑世界 [6] - 长江十年禁渔政策实施5年来 流域水生生物多样性持续恢复 同时14.5万名退捕渔民实现转产就业 [7] - 双碳转型等政策正在稳扎稳打推进 美丽中国画卷加速铺展 [8]

改革方案核心与目标 - 辽宁省在东北地区率先启动深化新能源电价机制改革，旨在推动能源结构转型 [1] - 改革着眼于深层次需求，通过精准设计价格形成机制，破解新能源发展瓶颈并筑牢新型电力系统制度根基 [1] - 推动新能源角色从被动接入电网转向主动支撑系统，发展模式从规模扩张迈向量质并举 [1] 存量与增量项目差异化设计 - 针对2025年6月底前并网的存量项目，每年保障电量按每千瓦时0.3749元的固定电价结算，确保项目平稳运营和收益预期稳定 [2] - 针对2025年6月后投产的增量项目，55%的上网电量通过竞争方式在每千瓦时0.18元至0.33元区间内确定机制电价，剩余电量全部投入市场 [2] - 增量项目的竞价区间设定风险底线，通过价格信号倒逼企业提升技术和优化选址，激励新能源与储能等新业态融合 [2] 市场化机制与风险管控创新 - 引入差价结算模式，将新能源企业面临的发电量预测偏差物理风险转化为市场价格波动金融风险 [2] - 企业按实际发电量在现货市场获得实时收入，中长期合约转化为金融差价合约结算，降低参与市场的不确定性和风险敞口 [3] - 增量项目竞价机制使资源配置优化，真实反映新能源成本，驱动行业技术进步和成本下降 [3] 配套协同措施与市场体系建设 - 建立发电侧容量补偿机制，并对电网侧新型储能给予固定容量电价补偿，解决储能成本回收难题 [3] - 拉大现货市场出清价格上下限，使其更真实反映电力商品价值，有效抑制非理性发电行为 [3] - 激励新能源项目配置储能、积极参与调峰，为独立储能等新业态创造更大盈利空间 [3] - 清晰界定电能量价值与环境权益，推动绿电、绿证交易市场规范化发展，支撑双碳目标实现 [3] 行业影响与区域示范意义 - 改革标志着辽宁探索市场化定价、高效能消纳、全产业链升级的新能源发展新路径 [4] - 为全国同类老工业基地的能源转型提供可借鉴的辽宁方案 [4] - 通过建立适应新能源特性的市场机制，加速优化能源消费结构，提升电网灵活调节能力 [4]

政策核心观点 - 国家与广东省层面推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，以促进新能源高质量发展 [1][4] - 建立新能源可持续发展价格结算机制，对存量和增量项目分类施策，通过机制电量差价结算锁定部分电量的稳定电价 [1][5][12] - 政策明确自2025年11月1日起，全省风电、太阳能发电项目上网电量全部进入电力市场 [4][7] 市场交易机制 - 新能源项目可根据并网电压等级报量报价参与市场交易，鼓励10千伏及以下项目聚合后参与 [7] - 参与市场交易的项目可参与年度、多月、月度、周及多日等周期的中长期交易，并可公平参与实时市场 [9] - 允许供需双方自主确定中长期合同的量价、曲线等内容，不对中长期签约比例进行限制 [9] 市场价格机制 - 现货市场申报、出清价格上限设定为1.8元/千瓦时，下限设定为-0.05元/千瓦时 [11] - 价格上限的设定参考了省内工商业用户尖峰电价水平，下限则考虑了新能源在电力市场外可获得的其他收益 [10][11] 存量项目差价结算机制 - 存量项目范围为2025年6月1日前投产的项目及此前确定业主的海上风电项目，无需参与机制电量竞价 [5][13] - 不同存量项目的机制电量比例上限不同：110千伏以下电压等级项目为100%，2025年1月1日起新增并网的110千伏及以上集中式光伏为50%，其他项目为70% [13] - 机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行，执行期限按20年或全生命周期合理利用小时数扣减较早者确定 [13] 增量项目差价结算机制 - 增量项目范围为2025年6月1日起投产且未纳入过机制电价的项⽬，需通过竞价获得机制电量 [5][14] - 海上风电项目竞价上限为0.453元/千瓦时、下限为0.35元/千瓦时；光伏项目竞价上限为0.40元/千瓦时、下限为0.20元/千瓦时 [18] - 竞价按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定但不得高于竞价上限 [21] - 机制电价执行期限为海上风电项目14年，光伏项目12年 [22] 结算与政策协同 - 对纳入机制的电量，电网企业按月根据机制电价进行差价结算，市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享 [23] - 纳入可持续发展价格结算机制的电量不重复获得绿证收益，并建立省级账户托管绿证的市场化分配机制 [24] - 配置储能不再作为新建新能源项目核准、并网的前置条件，但2025年6月1日前已并网的存量项目继续执行原有储能政策 [24]

核心政策要点 - 河北省发改委于2025年9月26日正式下发文件，旨在深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源行业高质量发展 [2][13][16] - 改革的核心是推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，建立市场导向的新能源价格形成机制 [19][20][39] - 以2025年6月1日全容量并网为界，区分存量和增量项目，分类设计差价结算机制 [23][42] 市场交易机制 - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [20][39] - 集中式项目报量报价参与交易，分布式项目可直接或通过聚合方式参与交易 [20][39] - 各类市场主体申报和出清价格上限设为1.2元/千瓦时，价格下限设为0元/千瓦时 [2][21] - 加快现货市场建设，2026年1月1日前实现新能源和用户自愿参与日前市场 [21] 存量项目规定 - 存量项目机制电量比例上限分类设定：集中式风电70%、集中式光伏40%（扶贫部分100%）、10kV及以上工商业分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式风电100% [3][25] - 河北南网存量项目机制电价为0.3644元/千瓦时，冀北电网为0.372元/千瓦时 [4][5][25][44] - 执行期限为达到全生命周期合理利用小时数或投产运行满20年较早者的次月起退出差价结算机制 [6][25][44] 增量项目规定 - 2025年6月1日（含）以后投产的大型工商业分布式光伏不纳入机制电价执行范围 [7] - 机制电量占上网电量的比例由新能源项目自主申报，上限为80% [9][27][45] - 风电、光伏执行期限暂定为10年、12年，海上风电、海上光伏暂定为14年 [10][28][46] - 增量项目通过竞价方式确定机制电价，采用边际出清方式 [27][46] 差价结算机制 - 对纳入机制的电量，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于时扣除差价 [23][30][42][49] - 差价结算资金纳入系统运行费用，按月由全体工商业用户分摊或分享 [30][49] - 结算机制电量根据项目月度实际上网电量及年度差价结算协议约定的机制电量比例计算确定 [30][49] 政策衔接与优化 - 取消新能源强制配置储能要求，2025年2月9日后批复的项目不再要求强制配置储能 [2][34][53] - 纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再参加绿电或绿证交易，其对应绿证划转至省级专用绿证账户 [33][52] - 坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用 [2][34][53] 竞价工作方案 - 竞价工作由省发改委牵头组织，委托省级电网企业开展，依托竞价平台进行 [61] - 分布式新能源项目可由代理商代理竞价，代理项目总容量不超过100MW [8][63] - 竞价采用边际出清方式，设置申报充足率检测，并建立包括履约保函在内的考核机制 [71][72][77]

入市方式 - 分布式新能源项目可通过直接参与市场交易方式进入市场 需在交易平台完成市场注册并自主参与交易[11] - 分布式新能源项目可通过聚合参与市场交易方式进入市场 需在交易平台完成市场注册并与负荷聚合商建立代理关系[11] - 分布式新能源项目可作为价格接受者参与市场交易 无需在交易平台注册[11] 市场注册 - 分布式新能源项目市场注册需满足三个条件：取得发电项目核准或备案文件 与电网企业签订并网调度协议并接入指定系统 具备相应计量能力或替代技术手段[12][13] - 满足注册条件的分布式新能源项目可通过宁夏电力交易平台办理注册 注册生效后可参与次月市场交易[13] - 未完成注册的项目将作为价格接受者参与市场交易[13] 交易组织 - 分布式新能源项目按现行市场交易规则以直接或聚合方式参与市场交易[14] - 项目直接或聚合参与中长期交易时 交易结果需提交电力调度机构进行安全校核[14] 聚合管理 - 负荷聚合商以现货市场出清节点为边界建立聚合单元 同一聚合商可按代理范围建立不同聚合单元 聚合单元内资源不超出同一现货出清节点[15] - 分布式新能源项目与负荷聚合商建立聚合关系时需签订聚合代理合同 可参考交易机构发布的合同模板[15] - 同一经营主体下的分布式新能源项目在同一合同周期内仅可与一家负荷聚合商签约[16] - 交易机构将制定聚合套餐 经市场管理委员会审议后发布 后续根据市场需求持续丰富套餐类型[16] - 负荷聚合商需提交履约保函 额度标准取以下最大值：过去12个月交易电量按不低于0.8分/千瓦时计算 或过去2个月交易电量按不低于5分/千瓦时计算[16] 计量和结算 - 电网企业需向交易平台推送分布式新能源项目的日清分及月度结算电量数据 确保数据完整准确[17] - 直接参与交易的项目和负荷聚合商按现行规则结算 通过聚合的项目按聚合套餐结算[18] - 作为价格接受者的项目执行市场交易均价 现货市场运行时取实时市场月度加权平均价格 非现货运行时取月度中长期交易加权平均价格[18] 配套措施 - 电网企业需向交易平台推送项目所在现货市场节点信息及市场注册档案信息[19] - 项目在国家能源局可再生能源管理平台完成建档立卡后可参与绿电交易[19] - 方案包含三个附件：聚合套餐示例、聚合代理合同模板、电能计量数据校验拟合规则[20] 合同规范 - 聚合代理合同明确双方权利和义务 甲方需提供发电数据及项目信息 乙方需按规则聚合交易并履行保密义务[28][29] - 合同有效期最小执行周期为自然月 电量及价格信息以交易平台填报的结构化数据为准[31][32] - 违约方需承担继续履行合同、采取补救措施及赔偿损失等责任[37] - 合同经双方法定代表人或授权代理人签字盖章 并在交易平台确认后生效[44]

论坛现场 每经记者 周逸斐 摄 每经记者｜周逸斐 每经编辑｜陈旭 每经河北崇礼9月25日电（记者周逸斐）9月22日至26日，中国电力企业联合会主办的2025新型电力系统发展（崇礼）论坛在河北崇礼举办。 一位不愿具名的电力交易机构负责人接受《每日经济新闻》记者现场采访时表示，《通知》主要是配合近期发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的 通知》等政策，明确界定了各方主体应向电网支付的具体费用金额。同时文件中还包含了一些优惠减免措施，有利于推动绿电直连以及源网荷储等相关项目 的开展。 《每日经济新闻》记者在现场注意到，电力现货市场以及新能源全面入市等方面的最新成果与挑战，成为政府部门、企业及学术界探讨的重点。 上述负责人表示，国际上对绿电直连的认可度相对较高，而很多出口企业又面临着碳考核。随着新能源成本的下降，一些企业也开始考虑通过采用绿电直连 的方式，在一定程度上降低成本、提升效率。 今年，我国发布《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》，提出将推动新能源上网电价全面由市场形成。北京电力交易中心 副总经理李竹在大会上透露，今年1~8月，新能源参与市场化交易电量已经接近6500亿千瓦时， ...

文章核心观点 - 中国电力市场化改革深化导致电价呈现明显下行趋势，对发电企业盈利和投资决策产生显著冲击 [1][2][4] - 电价下行由政策推动、市场供需宽松、成本下降及现货市场发展等多重因素共同驱动 [2][6][7][9] - 发电企业正积极调整经营策略，通过成本控制、提升交易能力、布局新业务模式来应对市场挑战 [4][12][13][14] 电价下行趋势及表现 - 山东省2025年新能源机制电价竞价出清结果显示，光伏机制电价为0.225元/kWh，较煤电基准价下浮43%，风电机制电价为0.319元/kWh，下浮19.2% [2][10] - 龙源电力上半年所有发电业务平均上网电价为399元/兆瓦时，同比下降23元/兆瓦时，其中风电和光伏电价分别下降16元/兆瓦时和5元/兆瓦时 [6] - 大唐新能源上半年净利润率从2024年同期的29.90%下降至27.89，主要受电价下滑影响 [6] - 华能国际指出，在供需宽松情况下，电能量价格呈下行趋势，将影响公司总体收益 [7] 电价下行的驱动因素 - 政策因素：“136号文”明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，推动电价由市场供需决定 [6][9] - 供需因素：上半年全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%，其中太阳能发电新增2.12亿千瓦，电力市场供大于求矛盾突出 [11] - 成本因素：动力煤价格中枢下移导致火电成本下降，火电企业以低价换取电量，对新能源电价形成压力；光伏产业技术进步和产能扩张也导致其电价降幅更明显 [7][11] - 市场建设：全国市场化交易电量比重攀升至60.9%，省间、区域、省内中长期交易常态化，19个省级现货市场试运行，加剧市场竞争 [9][10] 对发电企业的影响与应对策略 - 投资决策受影响，有企业可能放弃在电价过低地区投资光伏项目，并重构项目测算模型 [4][13] - 企业需从优化电源结构、加强成本控制、提升市场交易能力等方面应对挑战，即“控成本、强交易” [13] - 具体策略包括：通过精细化管理控制建设和运营成本、提高电力交易能力、开发靠近负荷中心的项目、分析各省交易规则 [14] - 探索新商业模式，如利用配置储能进行峰谷价差套利、开发虚拟电厂平台参与需求响应和辅助服务市场、寻求长期购电协议以锁定稳定收入 [12][14] 行业未来展望 - 随着新能源在电力总装机中比重提升（目前不到20%），电价波动幅度预计将进一步放大 [12] - 电价将呈现周期性波动，未来在不同时段和区域会有分化，整体面临下行压力，但部分时段和区域可能上涨 [13] - 行业出现新的增长点，如新能源与人工智能的融合应用、靠近绿电负荷需求的数据中心或零碳园区等多元化应用场景 [12]