公司财务表现 - 2025年前三季度公司营收约为13.77亿元，同比减少12.66% [1] - 2025年前三季度归属于上市公司股东的净利润约为169万元，同比大幅增加170.58% [1] - 2025年前三季度基本每股收益为0.0033元，同比增加175% [1] 公司市场数据 - 公司股票收盘价为5.78元 [1] - 公司当前市值约为30亿元 [2]

公司三季度业绩 - 2025年前三季度公司营收约2.52亿元，同比增加5.11% [1] - 2025年前三季度归属于上市公司股东的净利润亏损约7206万元 [1] - 2025年前三季度基本每股收益亏损0.096元 [1] 公司市值 - 公司当前市值约为15亿元 [2] 行业动态 - 多地出现"负电价"现象 [2] - 在卖电"不挣钱"的情况下，电厂不愿停机成为行业关注问题 [2]

公司近期动态 - 公司于2025年10月30日以通讯表决方式召开第七届第九次董事会会议 [1] - 董事会会议审议了《关于召开2025年第六次临时股东会的议案》等文件 [1] 公司业务构成 - 2025年1至6月份公司营业收入中新能源电池材料占比58.23% [1] - 关键金属资源循环利用业务占比36.83% [1] - 动力锂电池循环利用业务占比4.94% [1] 公司市值 - 截至新闻发稿时公司市值为440亿元 [1]

负电价现象概述 - 四川电力现货市场于9月20日出现全天负电价，出清最高价格为-34.8787元/兆瓦时（即-0.034元/度），最低价格为-50元/兆瓦时（即-0.05元/度）[1] - 负电价现象此前已在山东、浙江、内蒙古等多地发生[1] - 负电价呈现"从单点到多省、从短时到长时"的趋势，到2025年出现范围有所扩大[1] 负电价形成原因 - 负电价形成与电力现货市场的限价规则相关，多数省份最低限价为0元/度，部分允许价格为负的地区如山东、内蒙古曾出现过负电价[1] - 负电价通常发生在电力供应过剩、市场需求不足的情况下[1]

负电价现象成因 - 负电价产生频率逐步增加，是多重因素共同作用的结果，与电力供需在时空维度上的结构性失衡有关 [1] - 其形成既有新能源高比例规模化并网的必然性，也暴露出传统电力系统调节能力的局限性 [1] 对发电企业收益影响 - 即使现货市场出现负电价，发电企业仅需承担小部分电量的亏损，整体收益仍能保持稳定或实现盈利 [1] - 负电价不等于负电费，由于有高比例中长期合约的保障，在结算层面不会出现发电主体"付费发电"的情况，至多是让出了一部分发电利润 [1]

负电价现象概述 - 四川电力现货市场于9月20日结算试运行中出现全天负电价，出清最高价格为-34.8787元/兆瓦时（-0.034元/度），最低价格为-50元/兆瓦时（-0.05元/度）[1] - 负电价现象已从零星出现发展为多省、从短时到长时的趋势，山东、浙江、内蒙古等地此前均有发生[2] - 负电价频率逐步增加，例如山东电力现货市场在2023年出现连续21小时负电价，2024年“五一”期间出现连续22小时负电价[2] 负电价形成机制 - 负电价通过市场出清过程产生，当电力供给大于需求时，满足市场负荷需求的最后一家发电企业的报价（边际电价）为负值，则该时段电价为负[3][4] - 固有负电价由电力系统物理特性和市场运行特征造成，传统燃煤机组为避免频繁启停产生高达十几万元的成本损失，会选择在最低技术出力以下报负价以维持运行[7] - 机制负电价与市场规则设计相关，新能源发电主体为争取更多上网电量以获取环境权益收益，倾向于报低价甚至负价[9][10] 负电价对发电企业收益的影响 - 负电价不等于负电费，发电企业电能量收益由中长期差价合约收入、日前市场收入及实时市场电量偏差收入三部分构成[14] - 即便现货市场出清价为负，发电商仍可通过中长期差价合约获得补贴激励，高比例的中长期合约锁定了大部分收益，使整体收益保持稳定[11][18] - 发电企业必须上网交易电力才能获得电量指标，电量是考核电厂的重要指标，因此即使面临负电价也可能选择继续发电[20] 负电价现象的成因与区域差异 - 负电价是多重因素共同作用的结果，与电力供需在时空维度上的结构性失衡、新能源高比例并网、传统电力系统调节能力局限性及相关市场规则均有关联[7] - 各地负电价具体成因不同：山东等新能源大省主要因节假日负荷减少及新能源大发挤压传统发电空间；四川则与丰水期水电站发电能力提升但需求未同步增长有关[19] - 用户侧价格传导受限，分时电价机制难以与批发市场现货负电价有效响应，导致负电价带来的低价用能社会福利未能充分传递给终端用户[12] 负电价的未来趋势与行业影响 - 更频繁的负电价或低电价现象将对新能源的平均价格和收益预期产生深远影响，进而影响中长期交易价格走势，可能威胁新能源产业健康发展[21] - 根据“136号文”要求，增量新能源项目全部上网电量需参与市场，此举能增加新能源在现货市场的理性报价程度，减少负电价发生，但负电价常态化趋势恐难避免[21] - 行业建议构建包含负电价小时数、负电价均值、新能源渗透率等关键指标的定量警示指标体系，并利用人工智能等先进技术完善市场机制设计[22]

文章核心观点 - 负电价是电力现货市场供需关系的真实反映，而非市场失灵，是电力市场化改革进程中的有效信号 [1][3] - 负电价现象暴露了新能源快速发展与系统调节能力不匹配等结构性矛盾，但同时也倒逼发电企业转型并激活供需互动良性循环 [3][4] - 负电价不会影响执行目录销售电价的居民用电成本，其长期高频次出现需通过机制优化和技术创新来化解 [4][5] 四川负电价案例 - 2025年9月20日和21日，四川电力现货市场实时均价分别跌至-48.74元/兆瓦时和-49.26元/兆瓦时，接近实施细则设定的-50元/兆瓦时价格下限 [1] - 截至报道时，四川现货市场出清价格触及-50元/兆瓦时的累计时长已达45小时 [1] - 供需结构性失衡是主因：水电装机占比73%，2025年9月水电上网量同比飙升34.7%，新能源上网量同比增长28.7%；而网供用电量同比下降18.1% [1] 国内外其他案例 - 2023年"五一"假期，山东电力现货市场出现连续21小时负电价，期间全网用电负荷骤降19%，新能源装机占比达43% [2] - 2025年春节期间，浙江出现连续两日-200元/兆瓦时的电价，工商业负荷骤降30%，全省新能源装机猛增至5682万千瓦 [2] - 2024年德国全年负电价时间长达468小时，占比达5%，法国、英国、西班牙等国负价时长也呈持续增长趋势 [3] 对发电企业的影响 - 发电企业不会"亏钱发电"，新能源企业有补贴与机制电价保障，煤电企业有容量电价和中长期合约作为风险缓冲，仍能实现正电价结算 [3] - 负电价倒逼企业主动求变：新能源企业配套储能实现削峰填谷，燃煤机组加速向灵活性电源转型以提升调峰能力 [3] 对行业与用户的影响 - 负电价激活供需互动良性循环，工商业用户主动调整用电节奏以降低成本并缓解电网压力，优化电力资源配置 [3] - 居民用电价格执行目录销售电价，与现货市场价格不挂钩，因此不受负电价影响，既不会买电赚钱也不会额外加价 [4] 应对建议与未来展望 - 推动储能与新能源协同发展，通过市场化方式引导企业配置储能，发展长时储能 [5] - 加快虚拟电厂、车网互动、电解制氢等需求侧调节资源建设，激励可调负荷在负电价时段消纳电力 [5] - 加强跨省区电网互联互通，提升省间电力输送能力，发挥省间电力现货市场作用以解决送出瓶颈 [5] - 完善市场治理机制，可借鉴国外经验对持续负电价情形暂停新能源补贴，以降低发生频率 [5]

电力现货市场建设进展 - 截至今年8月，7个省级现货市场已正式转入运行，包括山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江 [1] - 江苏、陕西等6个省级及南方区域现货市场开启连续结算试运行，省间现货市场同步正式运行 [1] - "统一市场，两级运作"的框架基本成型，国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系 [1] 市场运行成效与作用 - 在今夏用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，缓解局部地区供电压力 [1] - 今年前8个月，省间现货市场新能源成交电量达77.5亿千瓦时，占比36.5% [2] - 现货市场连续运行地区火电下调能力提升9个百分点，为风电、光伏腾出更多消纳空间 [2] - 浙江在迎峰度夏期间通过市场化价格信号引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] 市场机制面临的挑战 - 新能源装机迅猛扩张带来午间时段可能出现的"弃光"现象、晚高峰时期的保供压力以及部分区域偶发的负电价 [1] - 负电价呈现'季节性、时段性'特征，成为高新能源渗透率地区的共性问题，过于频繁的负电价会扰乱市场预期 [2] - 市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化 [1] 未来市场体系发展方向 - 需构建"电能量市场+容量市场+辅助服务市场"的多层次体系 [3] - 电能量市场通过中长期合约筑牢保供基础、分时价差激励短期调节 [3] - 容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化调频、爬坡等品种，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益 [3] - 需通过机制优化应对挑战，如合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性 [2]

事件概述 - 四川电力现货市场于结算试运行期间出现全天负电价，出清最高价格为-34.87元/兆瓦时，最低价格为-50元/兆瓦时（下限价格），全天有56个时段达到下限价格，刷新了国内连续负电价的纪录 [1] 负电价成因 - 负电价主要由电力供给严重大于需求导致，9月20日四川省电力供需比高达1.48 [1][2] - 供给端：四川水电装机占比超过60%，近期全网来水较去年同期偏丰近6成，部分水电站蓄水已满，为缓解库容压力而申报负价发电 [1] - 需求端：因持续阴雨和气温下降，省内电力负荷走低，9月20日最高负荷为4100万千瓦，最低负荷为3365.8万千瓦 [1] - 外送电力在400~800万千瓦之间，外受电力在517~746万千瓦之间，省间现货由2024年同期购入电力变为2025年售出电力，反映供需形势快速变化 [1] - 可再生能源出力已基本满足省内负荷需求，但省内仍有至少2000万千瓦的火电机组，加剧了供给过剩 [2] 负电价的市场意义 - 负电价是电力现货市场价格“能涨能跌”的体现，是新能源发展达到一定阶段的正常现象，反映了系统中大规模新能源的发电特点 [4] - 负电价可作为价格信号，引导用户削峰填谷，并激励调节性发电资源在负电价时段少发电 [4][5] - 欧洲电力市场今年一季度负电价时段同比增长103%，达到814次，表明此现象是行业普遍趋势 [4] - 对于享受补贴或机制电价保障的新能源项目，申报负电价后仍有一定收益，煤电等常规电源则通过中长期合约和容量电价规避部分风险 [4][5] 行业挑战与启示 - 负电价反映出四川新能源等不可调节性电源的消纳面临严峻挑战，省内近50%的电源（不包括调节式水电）不具备调节能力，出力具有波动性 [5] - 未来新能源装机快速发展，出现负电价的频率会更高 [5] - 行业迫切需要建立全容量补偿机制，目前煤电容量电价在7个地区执行50%的补偿标准，但新能源的快速发展使得调节性电源难以从电能量市场获得足够收益 [6] - 预计未来煤电等调节性电源近一半的收入需来自容量补偿，需配套机制以保障电力系统安全稳定和市场平稳运行 [6] - 电力供应能力充裕是行业发展到一定程度的特征，但会拉低电能量价格水平，最终可能通过额外经济机制推高终端用户电价，电源投资的合理收益与终端电价水平的权衡是行业规划决策的难题 [7]

电力现货市场建设进展 - 截至今年8月，7个省级现货市场已正式转入运行，6个省级及南方区域现货市场开启连续结算试运行，省间现货市场同步正式运行 [1] - 国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系 [1] - 在今夏用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份 [1] 市场机制对新能源的引导作用 - 今年前8个月，省间现货市场新能源成交电量达77.5亿千瓦时，占比36.5% [2] - 现货市场连续运行地区火电下调能力提升9个百分点，为风电、光伏腾出更多消纳空间 [2] - 浙江通过市场化价格信号引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] 高比例新能源接入带来的挑战 - 新能源装机迅猛扩张伴随午间时段可能出现的"弃光"现象、晚高峰保供压力以及部分区域偶发的负电价 [1] - 负电价呈现季节性、时段性特征，成为高新能源渗透率地区的共性问题 [2] - 市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化 [1] 未来市场体系构建方向 - 应构建"电能量市场+容量市场+辅助服务市场"的多层次体系 [3] - 电能量市场通过中长期合约筑牢保供基础、分时价差激励短期调节 [3] - 容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化调频、爬坡等品种，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益 [3] 机制优化建议 - 需通过机制优化应对负电价问题，如合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性 [2] - 价差扩大需与容量机制协同推进 [3] - 需要持续深化改革、完善市场规则、提升系统调节能力 [1]