电力市场化改革"1+6"基础规则体系的核心意义 - 首次在国家层面构建系统完整的电力市场规则体系 终结了规则分散碎片化的历史 以《电力市场运行基本规则》为纲领 配套六个基础规则形成相互衔接支撑的体系 [2] - 将"双碳"目标 全国统一大市场建设 新型电力系统建设三大国家战略在制度层面深度贯通 为新能源参与市场交易 容量成本回收等搭建制度桥梁 [3] - 建立信息披露 信用评价 风险预警 干预熔断四道防线 营造公平有序市场环境 提升参与者信心 [3] "1+6"规则体系的具体制度支撑 - 中长期交易发挥"压舱石"作用 通过远期价格信号优化发用电计划 现货交易实时组织最优系统运行方式 辅助服务交易引导储能等灵活性资源发展 [4] - 电能量市场清晰界定交易品种 价格形成机制等核心要素 辅助服务市场通过经济激励调动主体积极性 [5] - 分时电价机制拉大峰谷价差 精准反映时空价值差异 引导用户削峰填谷 提升系统运行效率 [6] 统一性与地方灵活性的平衡机制 - 建立全国适用性制度框架实现"车同轨 书同文" 同时避免"一刀切" 允许地方根据资源禀赋 需求特点等调整规则 [7] - 山西 广东等现货试点省份形成本地规则体系并向国家反馈 推动顶层设计动态优化 形成双向促进的良性循环 [7] - 地方可在统一框架下制定差异化电价政策 探索双边协商 集中竞价等交易模式 如广东山西发布虚拟电厂细则 蒙西广东引入需求侧响应细则 [8] 未来发展方向 - 新型经营主体 交易品种 市场模式将持续涌现 地方探索将补充完善全国统一规则体系 形成螺旋上升的实践过程 [9]

行业投资评级 - 投资评级为"看好"并维持[7] 核心观点 - 山东省新能源上网电价市场化改革方案及竞价细则正式落地，标志着机制电价步入正轨[2][6] - 2025年机制电量总规模94.67亿千瓦时，风电占比86.3%（81.73亿千瓦时），光伏占比13.7%（12.94亿千瓦时）[2][6] - 风电竞价区间0.094-0.35元/千瓦时，光伏0.123-0.35元/千瓦时，均低于燃煤基准价0.3949元/千瓦时[2][6] - 风电项目机制电量比例70%，光伏80%，深远海风电执行期限15年，其他项目10年[6] 政策细节 - 竞价主体限定2025年6月1日-12月31日全容量并网的风电、光伏项目[6] - 源网荷储、绿电直连及部分工商业分布式光伏项目被排除在机制电价范围外[6] - 年度利用小时数：陆上风电2417小时、海上风电2860小时、光伏1253小时[6] - 预计风电申报装机容量6GW（入选5GW），光伏1.6GW（入选1.3GW），显示政策倾向优先发展风电[6] 市场影响 - 山东省作为首个机制电价落地省份，可能成为其他省份政策设计参考[6] - 电力市场化改革推动运营商价值重估，推荐关注火电转型及新能源运营商[9] 重点公司推荐 - 火电转型：华电国际（山东区域长协电价韧性）、华润电力（新能源盈利能力领先）、华能国际（煤电容量电价改革受益）[12][13] - 新能源：龙源电力（绿电溢价交易受益）、中国核电（核电审批稳定增长）、中闽能源（福建海风资源优异）[14][15] - 水电：长江电力（分红承诺70%以上）、华能水电（云南用电需求旺盛）[13][18] 行业数据 - 公用事业板块市盈率：新能源22.33倍、水电19.42倍、火电13.17倍，均高于沪深300指数12.62倍[22] - 本周电力板块涨幅前五：涪陵电力（+19.93%）、华银电力（+13.18%）、上海电力（+11.35%）[22] - 煤电成本：秦皇岛山西优混(Q5500K)平仓价周涨1.35%至657.80元/吨[48][50]

绿色低碳转型 - 2024年中国GDP增长5.0%，社会用电量同比增长6.8%，连续五年超过GDP增速，反映高技术产业和新兴产业对电力需求的拉动 [1][19] - 全国发电装机容量达33.5亿千瓦，同比增长14.6%，其中太阳能发电新增8.9亿千瓦，风电新增5.2亿千瓦，可再生能源总装机达19.0亿千瓦，占全国总装机的56.9% [1][19] - 新能源发电（风+光）及核电装机总量首次超过火电，达14.7亿千瓦，标志着能源结构持续优化 [19][20] 市场交易主导 - 2024年电力市场交易电量占比达62.7%，同比提高1.3个百分点，构建全国统一电力市场"1+N"基础规则体系 [45][48] - 136号文推动新能源全面入市，与1439号文形成市场化改革接力，明确燃煤发电电量全面入市 [47] - 煤电容量电价机制正式运行一年，化石能源发电为主上市公司平均电价保持基本稳定，较去年同期略有下降 [50][52] 市值管理凸显 - 2024年中国上市发电公司平均股利收益率为3.7%，化石能源发电为主上市公司最高达5.1%，股利支付率为40.5%，较上年提高12.6个百分点 [56] - 全球发电行业交易中，中国以557亿美元（占比11.5%）的交易体量仅次于美国，新能源装机为核心的上市公司表现亮眼 [57] - 国资委及证监会推动市值管理纳入上市公司经营管理重点，运用并购重组、股权激励、现金分红等手段提升价值 [56] 财务表现 - 2024年上市发电公司营业收入合计14,304亿元，同比增长0.8%，化石能源发电为主上市公司同比下降1.7%，新能源发电和核电为主上市公司增速上涨 [62][64] - 水电为主上市公司营业收入同比增长6.2%，长江电力因装机容量增加及水库调度优化，发电量创历史新高 [65] - 核电为主上市公司营业收入同比增长4.2%，中广核电力收入同比增长5.2%，主要因装机规模及发电量增加 [65] 可再生能源发展 - 2024年新增非化石能源发电装机容量37,730万千瓦，占新增总容量的87.5%，太阳能发电装机容量五年增加2.5倍 [31][33] - 绿证核发数量及交易数量爆发式增长，全年交易数量占累计交易数量的80.7%，绿证单独交易全年均价约5.59元/个 [36][37] - 全国碳市场2024年成交额181.14亿元，创上线交易以来新高，12月31日收盘价97.49元/吨，较上年上涨22.75% [40][41]

南方区域电力市场连续结算试运行启动 - 南方区域电力市场正式转入连续结算试运行阶段，从短期交易变为每天不间断交易，预计日均交易规模将达到38亿千瓦时 [1] - 该市场是国内首个多省份、全主体参与、统一出清的现货市场，是全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果 [1] - 市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，实现了电力现货市场全覆盖 [3] 市场参与主体与交易规模 - 市场注册主体数量已超过22万个，涵盖煤电、核电、新能源、水电、气电等全部类型发电电源和电力用户、售电公司 [2] - 市场化交易电量占比超过70%，实现了电力资源在全国更大范围内自由流动 [2] - 启动会当天，超过831家电厂和700多家用户参与市场，申报电量达22亿千瓦时，其中501家新能源场站参与报量报价 [2] 市场机制与技术支撑 - 建立了区域内不同省份、不同类型发电机组同台竞价的市场机制，促进了市场公平 [3] - 通过"天权"求解器支撑超6000个模型节点、超120万项出清变量的高效计算 [3] - 现货市场释放更真实、更稳定的价格信号，同样1千瓦时电在不同时间的发电价格能差好几倍 [3] 市场意义与功能 - 现货市场是发现电力真实时空价值、优化资源配置效率的核心引擎 [1] - 市场设计科学性和功能有效性已通过全周期、全场景、全流程验证 [3] - 市场转入连续结算后，价格信号将更加连续，对参与者经营决策具有更大参考价值 [3]

行业投资评级 - 公用事业行业投资评级为"看好"，与上次评级一致 [2] 核心观点 - 电力板块有望迎来盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显 [84] - 电力市场化改革持续推进下，电价趋势有望稳中小幅上涨 [84] - 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 [84] 市场表现 - 截至8月8日收盘，本周公用事业板块上涨1.6%，表现劣于上证A指 [10] - 电力板块上涨1.41%，燃气板块上涨3.60% [11] - 火力发电板块上涨2.88%，水力发电板块下跌0.56%，核力发电上涨0.66% [11] 电力行业数据 - 秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价678元/吨，周环比上涨23元/吨 [19] - 内陆17省电厂日耗为409.2万吨，周环比上升6.42% [28] - 沿海8省电厂日耗为251.8万吨，周环比上升12.76% [28] - 三峡出库流量13700立方米/秒，同比下降27.13% [45] - 广东电力日前现货市场周度均价314.98元/MWh，周环比下降21.69% [46] 天然气行业数据 - 上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数4220元/吨，同比下降14.38% [52] - 欧盟天然气库存量706.48亿方，周环比上升3.46% [68] - 2025年6月国内天然气表观消费量350.50亿方，同比上升1.9% [73] - 2025年6月LNG进口量531.00万吨，同比下降5.5% [74] 行业重点新闻 - 国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，最大负荷达12.33亿千瓦 [81] - 浙江电力现货市场转入正式运行 [82] - 7月份我国天然气进口量1063.2万吨，同比下降2.1% [83] 投资建议 - 电力板块建议关注全国性煤电龙头、电力供应偏紧区域龙头及水电运营商 [84] - 天然气板块建议关注拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商 [84]

全国统一电力市场建设的关键突破 - "1+6"基础规则体系标志着电力市场化改革取得关键性制度突破 终结了规则"碎片化"历史 将"双碳"目标、全国统一大市场与新型电力系统三大战略深度贯通 [3][4] - 体系首次在国家层面构建系统完整的电力市场规则框架 以《电力市场运行基本规则》为纲领 配套6项基础规则覆盖交易品种与运行保障 实现各环节"有规可依" [4] - 制度设计为新能源参与市场交易、容量成本回收、分时电价与辅助服务定价搭建桥梁 推动能源绿色转型与市场化改革融合 [5] "1+6"规则体系的核心支撑作用 - 中长期交易承担"压舱石"功能 通过远期价格信号优化发用电计划 现货交易实现系统最优运行 辅助服务交易引导储能等灵活性资源发展 [7] - 电能量市场明确交易品种、价格形成机制等要素 辅助服务市场通过经济激励调动调频/备用等资源 分时电价机制拉大峰谷价差引导供需平衡 [8] - 注册管理、信息披露、计量结算三大规则构成市场"后勤保障系统" 确保交易公平透明高效 [7] 统一性与地方灵活性的平衡路径 - 顶层设计确立全国统一基础框架 避免地方规则差异导致市场分割 同时允许地方根据资源禀赋、电网结构等调整实施细则 [9][10] - 地方实践反馈推动制度动态优化 如广东/山西推出虚拟电厂细则 蒙西/广东引入需求侧响应 山东制定技术支持规范 江西增加容量补偿机制 [10] - 电价政策与交易模式可差异化 未来新型主体/交易品种的探索将持续补充全国规则体系 [11]

如何护航"1+6"规则落地攻坚？ ——专访广州电力交易中心党委委员、副总经理陈玮 我国电力市场化改革迎来系统性推进的关键节点。随着国家"1+6"电力市场基础规则体系建成，全国统一电力市场建设迈 入规范化新阶段。 这一旨在破除地域壁垒、优化资源配置的顶层设计将如何落地？作为南方区域电力交易核心平台，广州电力交易中心承担 着怎样的关键角色？规则体系全面实施又将面临哪些挑战？近日，广州电力交易中心党委委员、副总经理陈玮接受了中能 传媒记者专访，深入解析规则体系的核心价值与实践路径。 陈玮： 广州电力交易中心在"1+6"规则体系落地实施中，主要承担三方面的关键职责： 一是认真落实国家发展改革委、国家能源局有关工作部署。广州电力交易中心在国家发展改革委、国家能源局统一安排 下，积极参与"1+6"规则体系的编写工作，为顶层设计献计献策。下一步，广州电力交易中心将持续协助开展南方五省区 各地电力市场规则与全国基础规则和政策一致性的梳理。 二是积极推动"1+6"规则体系在南方区域电力市场中应用。广州电力交易中心会同南方总调，全面承接"1+6"规则体系，完 成了南方区域电力市场规则体系的设计；市场注册方面，南方区域已经实现"一 ...

虚拟电厂市场概述 - 虚拟电厂将分散的电力资源整合为弹性系统，开创能源治理新范式[1] - 市场规模达万亿元级，成为新型电力系统的"数字底座"[1] - 通过数字化手段串联充电桩、智能家电等设备，形成"电力军团"[2] 政策推动与发展现状 - 国家提出到2027年虚拟电厂调节能力达2000万千瓦以上[2] - 山西虚拟电厂规模达百万千瓦级，接入重工业负荷[2] - 江苏投建百万千瓦级居民虚拟电厂，聚集家用空调资源[2] - 南方电网虚拟电厂接入容量近1200万千瓦，实时调节能力255万千瓦[6] 产业链布局 - 发电侧：国家能源集团等整合分布式能源搭建运营平台[4] - 运营商侧：合康新能、协鑫能科等推动项目落地[4] - 电网侧：电网公司提供数据支撑带动产业链[4] - 形成"发电侧整合-运营商落地-电网支撑"协同格局[4] 商业模式转型 - 从"补贴驱动"转向"市场驱动"[6] - 合康新能通过聚合分布式光伏参与市场交易[6] - 协鑫能科将充电站、工业负荷纳入运营平台[6] - 万帮能源聚合30万根充电桩形成5100兆瓦可控负荷[6] 技术挑战 - 资源聚合过程中标准不统一是首要问题[7] - 设备数据格式差异导致系统复杂度指数增长[7] - 需要建立统一通信协议和数据接口标准[7] 市场机制设计 - 需完善基于贡献度的市场化分账机制[8] - 国外成熟市场采用固定佣金制和溢价分成制[8] - 评估风险遵循"效能优先、风险补偿"原则[8] 未来发展 - 随着市场完善，问题将获优化解决方案[9] - 虚拟电厂将丰富电网运行模式并节省固定资产投资[5] - 行业前景广阔，将推动能源系统智能化转型[4]

交易概况 - 内蒙华电拟以57.17亿元收购控股股东北方联合电力持有的正蓝旗风电70%股权(作价31.17亿元)及北方多伦75.51%股权(作价25.99亿元) [2][3] - 支付方式包括现金支付25.99亿元(全额覆盖北方多伦股权对价)和股份支付28.61亿元(以3.46元/股发行8.27亿股) [3] - 交易完成后新能源装机容量占比将从14.13%跃升至超20%，新增160万千瓦优质风电资产 [2][7] 交易结构设计 - 设置60个月超长锁定期(较常规12-36个月大幅延长)及26.83亿元扣非净利润承诺(2025-2027年累计)双重风控机制 [2][4] - 业绩补偿优先使用交易获得的股份，不足时以现金补偿，并针对1.1万平方米未取得产权证的房屋设置资产瑕疵兜底承诺 [4] - 配套融资拟向不超过35名投资者募资28.5亿元用于支付现金对价，若募资不足需通过自有资金补足 [5] 标的资产估值 - 正蓝旗风电评估值50.37亿元较净资产增值121.6%，北方多伦评估值34.43亿元增值88.56% [4] - 标的资产采用4.5MW大容量机组技术，通过"点对网"专线直送华北电网，年利用小时数超千小时 [6][7] 财务影响 - 收购后资产负债率将从40.88%升至49.09%(增幅8.21个百分点)，2024年备考净利润增加30.72%至30.4亿元 [5] - 交易后公司新能源装机占比将提升至22%，煤电与绿电协同发展新型电力系统 [6][7] 行业背景 - 标的资产精准匹配绿电交易量同比增长近50%(2025前5月)的市场窗口期 [2] - 北方电力作为内蒙古最大发电供热企业，管理装机容量2408万千瓦(煤电占比81.19%，新能源占比18.81%) [6] - 行业趋势显示传统能源企业通过收并购新能源资产提高集中度，实现产业链延伸整合 [7]

截至2025年8月7日 14:32，中证国新央企现代能源指数(932037)上涨0.15%，成分股中国稀土(000831)上涨3.35%，龙源电力(001289)上涨0.73%，云铝股份 (000807)上涨0.68%，国电南瑞(600406)上涨0.64%，中国电建(601669)上涨0.63%。央企现代能源ETF(561790)下跌0.27%，最新报价1.12元。拉长时间看，截 至2025年8月6日，央企现代能源ETF近1月累计上涨3.22%，涨幅排名可比基金1/3。 流动性方面，央企现代能源ETF盘中换手11.7%，成交560.78万元，市场交投活跃。拉长时间看，截至8月6日，央企现代能源ETF近1月日均成交860.80万 元。 消息面上，受大范围高温高湿天气影响，全网用电水平持续攀升。8月4日至6日，国家电网经营区用电负荷连续3天创历史新高，最大负荷达12.33亿千瓦， 较去年11.80亿千瓦的极值增长5300万千瓦。 长城证券指出，山东省发布《新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》，宁夏则明确存量机制电价为0.2595元/kWh，增量竞价范围为0.18~0.2595 元/kWh。广东亦同步上调煤 ...