南方区域电力市场启动连续结算 - 南方区域电力市场启动连续结算，电力交易由按周、按月交易变为每天不间断、跨省区交易，标志着全国统一电力市场初步建成 [1] - 交易范围覆盖南方电网经营区域内广东、广西、云南、贵州、海南五省区 [1] - 我国首个多省区同台竞价的电力现货市场进入常态化运行 [1] 市场参与情况与能源流向 - 超过831家电厂和700多家用户参与结算，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] - 云南、广西水电和新能源资源富裕，低价区向广东、海南送电，形成主要能源流向 [2] - 现货市场连续结算试运行后，每天价格波动将更加明显 [2] 电力现货市场特点与规模 - 电力难以大量储存，需实时供需平衡，现货市场中不同时间发电价格差数倍 [4] - 预计日均交易规模将超过38亿千瓦时，成为世界电量规模最大的统一出清电力市场 [4] - 市场价格信号引导电能流向需要的地方，打破省间壁垒 [4] 全国统一电力市场建设规划 - 2025年全国统一电力市场体系将初步建成，南方区域电力市场成为改革先行示范区 [6] - 统筹中长期市场、现货市场、辅助服务市场和容量市场，推动电力资源配置效率最优化 [6]

全国统一电力市场建设 - 国家电网总经理庞骁刚表示中国将在年内基本建成全国统一电力市场[1] - 2024年7月二十届三中全会提出深化能源管理体制改革和建设全国统一电力市场的决定[1] - 《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出2025年初步建成、2029年全面建成全国统一电力市场的目标[1] 电力系统转型与挑战 - 中国电力系统正经历重大转型，新能源大幅增加导致电网特性、形态和运行理论基础发生重大变化[1] - 新能源装机超过1325吉瓦，占比46.9%，已成为第一大电源[2] - 新能源发电间歇性和波动性大是主要挑战，需提升电网调节能力[2] 电网韧性建设措施 - 研究防范大面积停电事故，包括电网稳定性管理、新能源预测能力建设等[2] - 加强主网架和配电网建设，补强薄弱环节，提升运行技术[2] - 发展抽水蓄能电站，改造煤电厂提升灵活性，促进新能源消纳利用[2] 技术创新方向 - 进行电力系统运行仿真控制研究[2] - 开展超导输电技术和长距离柔性直流输电技术等前瞻性研究[2]

电力市场化建设进展 - 全国统一电力市场建设进入冲刺阶段，2025年是初步建成的关键节点 [2] - 市场化交易电量从2016年1.1万亿千瓦时增至2024年6.2万亿千瓦时，占比从17%提升至63% [4] - 跨省跨区市场化交易电量2024年达1.4万亿千瓦时，较2016年增长十余倍 [4] - 市场主体数量从2016年4.2万家增至81.6万家，新型经营主体超4000家 [4] 新能源与绿电发展 - 2024年新能源市场化交易电量超1万亿千瓦时，占新能源发电量55% [4] - 2024年绿电绿证交易电量达4460亿千瓦时，2025年前5月绿电交易量2209.45亿千瓦时，同比增49.2% [5] - 新能源发电装机规模突破15亿千瓦，占全国总装机44%，历史性超过火电 [8] 市场挑战与矛盾 - 各地市场规则差异大，交易品种衔接机制待加强，市场干预和壁垒尚存 [7] - 新能源面临消纳与价格双重挑战，绿证应用场景不足 [7] - 现货省份电能量市场价格普遍低于煤电标杆价且持续下行，系统成本随新能源渗透率每增1%上升1分/瓦时 [8] 统一市场建设方向 - 需统一基础规则制度和技术标准体系，推广标准化交易品种与流程 [10] - 国家电网将完善市场核心规则和运营评价体系，推动跨经营区常态化交易机制 [10] - 需加强电碳市场协同，完善绿电交易、绿证交易与碳市场衔接 [11] 行业数据与成果 - 国家电网经营区累计注册市场主体71万家，2025年1-5月市场化交易电量2.02万亿千瓦时，占比75.8% [11] - 新能源市场化交易电量占发电量比例53.6%，绿电交易1605亿千瓦时同比增72%，绿证交易4740万张同比增41% [11]

全国统一电力市场建设 - 全国统一电力市场是推动能源转型、优化电力资源配置的关键支撑，新能源发电项目从6月1日起原则上全部入市交易，电价由市场决定[1] - 新能源全面入市打破地域壁垒，促进跨省跨区交易规模扩大，电力市场建设工作进一步换挡提速[1] - 新一轮电力体制改革以来，电力市场建设稳步推进，多元竞争主体格局初步形成，市场化交易规模逐年扩大[1] 市场机制与框架 - 修订《电力市场运行基本规则》，出台电力中长期、现货、绿电、绿证交易等配套规则，统一电力市场"度量衡"[1] - 多层次市场框架基本形成，覆盖省际、省内空间，以及多年、年度、月度、月内和日前、日内现货交易[1] - 交易标的覆盖电能量、辅助服务等品种，为全国统一电力市场建设奠定制度基础[1] 市场规模与增长 - 2024年全国跨省跨区市场化交易电量1.4万亿千瓦时，较2016年增长十余倍[2] - 全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例由17%提升至63%[2] - 电力中长期交易电量占市场化电量比重超90%，发挥"压舱石"作用[2] 电力供应与低碳转型 - 2024年迎峰度夏期间，跨区通道最大送电达1.42亿千瓦，最大支援华东、西南1400万千瓦[2] - 安徽绿电日挂牌交易进入常态化阶段，实现绿电交易全周期覆盖[2] - 国网铜陵供电公司聚合分布式光伏、用户侧储能等6类资源超9万千瓦，参与电力市场交易[2] 绿电交易与新能源消纳 - 国网铜陵供电公司构建"中长期交易+周交易补充"复合交易模式，累计出清绿电电量97兆瓦时[3] - 2024年全国超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳，新能源利用率维持在95%以上[3] - 2024年绿证绿电交易合计电量达4460亿千瓦时，同比增长364%，约四分之一新能源实现环境价值[3] 电价与国际比较 - 我国居民和工商业平均电价水平分别为全球50个主要经济体平均水平的32%、39%，均列第44位[3] 未来规划与目标 - 到2025年初步建成全国统一电力市场，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一[4] - 到2029年全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一[4] - 全国统一电力市场是深化电力体制改革的核心任务，是促进能源绿色低碳转型的必然选择[5]

绿电直连政策核心观点 - 绿电直连模式通过物理溯源实现新能源（风、光、生物质）向单一用户直接供电，政策以"四应"（呼应社会诉求、响应行业发展、回应系统安全、顺应电力改革）服务国家大局，推动新质生产力发展 [2] - 政策出台背景包括国内"双碳"战略需求、欧盟碳边境调节机制（要求商品用电碳排放按物理直连或协议认定计算）及新电池法规（认可直连电力碳足迹模型）等国际压力 [3] - 国家能源局通过多份文件（如2024年1537号、93号及2025年16号文）逐步推进绿电直连机制，最终《通知》提出可操作方案，目标为满足企业绿色用能需求并提升新能源就地消纳水平 [4] 呼应社会诉求 - 政策快速响应国内人大代表、政协委员及专家关于绿电直连的建议，同时应对欧盟碳关税（要求进口商品碳排放计算与欧洲碳市场持平）和电池法规（明确直连电力为碳足迹计算模型之一）的国际规则 [3] - 文件明确绿电直连项目需提升新能源自发自用电量占比（不低于总可用发电量的60%）及上网电量限制（一般不超过20%），强化本地消纳 [7] 响应行业发展规划 - 项目建设区分四类情形：存量负荷、新增负荷、出口外向型企业、新能源消纳受限项目，其中自备电厂存量负荷需清缴可再生能源发展基金后方可实施 [6] - 规划要求风光发电规模计入省级新能源开发方案，项目需纳入省级能源电力及国土空间规划，220/330千伏接入项目需通过安全风险评估 [6] - 模式创新明确主责单位（负荷方）、投资主体（电源/线路允许主体清单）及源荷关系（非同一主体需签长期购电协议） [6] 对应系统安全管理 - 运行管理要求项目落实安全生产措施、开展风险管控、评估设备故障，电网企业需公平开放接入 [9] - 调度运行需实现"四可"（可观可测可调可控），接入负荷管理系统并执行安全防护规定 [9] - 责权划分强调安全/经济/社会责任，项目需自主申报并网容量并承担超容供电责任 [9] - 系统友好性要求项目提升内部灵活性调节能力，对外限制与大电网交换功率峰谷差率 [9] 顺应电力市场化改革 - 绿电直连项目需作为整体参与电力市场交易（源荷非同一主体时以聚合形式参与），重申其平等市场地位 [10] - 计量结算以项目接入点为参考点，禁止绕越计量装置，强调规范费用缴纳（不得违规减免） [10]

政策推动电力现货市场建设 - 国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确电力现货市场建设时间表和路线图，标志着我国电力现货市场建设进入加速阶段 [1] - 政策是落实党的二十大关于构建全国统一大市场战略部署的重要举措，推动电力市场化改革向更深层次、更广范围全面加速 [1] 市场建设时间表与目标 - 湖北电力现货市场2025年6月底前转入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争2026年6月底前转入正式运行 [2] - 2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海启动现货市场连续结算试运行 [2] - 南方区域电力现货市场启动连续结算试运行，京津冀电力市场启动模拟试运行，省间现货市场实现发电企业参与省间现货购电 [2] - 2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，发挥现货市场价格发现和供需调节作用 [2] 电力现货市场建设成效 - 已有5个省电力现货市场和1个省间电力现货市场转入正式运行，现货市场试点稳步推进，市场化机制逐步完善 [4] - 甘肃电力现货市场正式运行，参与用户从5家增至380余家，月度用电规模达51亿千瓦时，覆盖全省用电量51% [4] - 甘肃创新新能源报量报价、用户参与市场等模式，解决新能源负电价困境，通过现货市场价格信号提升新能源消纳效率 [4] - 甘肃新能源场站大规模入市，水电机组2025年全面入市，市场化程度为全国最高 [6] 区域协同与跨省交易 - 南方区域、京津冀等跨省市场试点推进，为区域间电力交易规则统一、利益协调提供实践基础 [6] - 省间现货市场将研究售电公司、电力用户直接参与机制，打破省间交易壁垒，促进资源大范围优化配置 [6] 未来挑战与建议 - 需细化市场规则与监管体系，确保公平公正，明确第三方评估标准，加强市场监管，防止市场操纵和价格垄断 [7] - 深化区域协同机制，解决省间交易壁垒，加快研究售电公司、用户直接参与机制，协调区域间利益分配矛盾 [8] - 完善中小型发电企业、用户参与市场的风险对冲工具，如电力期货，加强市场力监测，防止价格操纵等垄断行为 [8]

报告行业投资评级 - 能源行业投资评级为增持（维持）[7] - 电力设备与新能源行业投资评级为增持（维持）[7] 报告的核心观点 - 全国统一电力市场建设加速，特高压与背靠背项目是重要支撑，有望加速建设[13][14][16] - 能源不平衡驱动特高压长周期高景气，预计25年核准多条线路，“十五五”年均订单规模大幅提升[14] - 特高压设备市场格局优异，核心供应商有望显著受益[15] - 背靠背项目需求年内有望释放，换流变压器与换流阀供应商或受益[16] - 柔直技术应用空间广阔，换流阀供应商有望受益，成本下降推动规模化应用[59][63][79] 根据相关目录分别进行总结 全国电力统一大市场加速推进，网架互联互通建设齐头并进 - 政策推动全国电力统一大市场加速建设，目的是降低电价差、增强电网互联、解决区域不平衡问题[19][21] - 新能源基地分布与用电负荷错配，跨区域送电量及占比攀升，特高压与背靠背项目助力电网互联互通[32][40] 周期调节转向需求驱动，特高压迎来建设高峰 - 能源负荷空间错配，特高压是远距离输送最优解，直流特高压优势显著[41] - 我国特高压建设分五个阶段，本轮转向需求驱动，25年推进节奏有望提速，“十五五”进入高景气阶段[43][44][45] 核准吹响开工号角，设备商订单有望持续位于高位 - 核准是特高压项目推进关键节点，核准后较快进入开工、招标环节，设备商订单充足且持续强[48][49] - 预计“十五五”年均订单规模达460亿元，相比20 - 24年年均中标金额提升182%[49] 背靠背解决临近省份电力互济问题，年内需求有望释放 - 背靠背直流输电解决临近省份非同步电网电力互济需求，方案更具经济性[54][55] - 预计年内核准开工5 - 6个背靠背项目，换流变压器与换流阀供应商或受益[56] 柔直加速渗透输配电领域，换流阀供应商有望受益 - 柔性直流输电技术优势明显，换流阀价值量和成本占比高，换流变压器、电容器成本低[59][60][61] “特高压+海风+背靠背”三大场景驱动，柔直技术应用空间广阔 - 特高压场景中，柔直技术提升新能源接入比例，降低换相失败风险，提升多馈入有效短路比[64][65][66] - 海风场景中，柔直技术为风电场并网提供支撑，全周期成本优势明显[69][71] - 背靠背场景中，柔直技术实现电网互联分区化改造，提升新能源承载能力，降低交直流相互影响风险[78] 成本下降路径明晰，规模化应用在即 - 国内企业在电网核心功率器件上技术突破，国产化进程加速带动成本下降[79] - 技术进步使以换流阀为核心的部件成本下降，25年直流线路柔直渗透率有望提升[80] 核心设备价值高，市场格局高集中 - 特高压招标周期性明显，设备品类繁多，换流变压器等七类设备合计占比85%[81][82] - 直流线路换流设备关键，交流线路组合电器与变压器成本占比高[85][91] - 特高压核心设备壁垒高，市场格局集中，各设备环节参与者相对固定[98][107] 看好特高压核心设备供应商受益于板块周期向上 - 预计25年核准多条特高压线路，国电南瑞、平高电气、中国西电、许继电气有望显著受益[115] - 测算单条特高压项目给各公司带来的净利润及业绩弹性[6][18]

电力辅助服务市场顶层设计落地 - 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》，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 [2] - 《规则》推动全国统一电力市场建设、提升新能源消纳利用水平、加快培育电力领域新质生产力 [2] 积极推动全国统一电力市场建设 - 《规则》是国家层面首个电力辅助服务市场化规则，为全国统一电力市场规则体系奠定基础 [3] - 破除省间壁垒，统一省级规则，明确市场成员、市场设立、市场品种等内容 [3] - 设立"市场衔接"章节，推动调频、备用、爬坡等有功辅助服务与现货市场联合出清，优化资源配置 [4] 有效提升新能源消纳利用水平 - 2024年底新能源装机占比已突破40%，新能源消纳面临压力 [5] - 扩大经营主体范围，纳入储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等新型主体 [5] - 拓展辅助服务市场边界，引入爬坡等市场化品种，形成"秒级—分钟—小时"全时间尺度调节需求 [6] 加快培育电力领域新质生产力 - 《规则》将新型储能、虚拟电厂等纳入辅助服务市场主体，赋予与传统发电企业同等市场地位 [7] - 为地方新型经营主体入市提供设计纲领，推动新型主体常态化入市 [7] - 构建"能量市场+辅助服务市场"双轮驱动盈利模式，拓宽新型经营主体价值维度 [8]

政策背景和市场环境 - 国家发展改革委、国家能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场三大电力市场核心基本规则全面建成 [1] - 电力辅助服务市场已基本实现全国覆盖，市场化辅助服务品种不断拓展，初步建立以市场为引导的辅助服务资源优化配置机制 [2] - 部分地区推动电力辅助服务市场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂等新型主体参与市场，取得良好效果 [2] 《规则》出台的重大意义 - 电力行业电源结构、电网形态发生深刻变化，新能源消纳压力增大，市场对辅助服务的需求显著增加 [3] - 《规则》规范了电力辅助服务市场运营管理行为，明确了各类主体的权利义务、职责界面和工作流程 [3] - 《规则》的实施将有力支撑全国统一电力市场建设，促进新能源大规模发展和全方位入市 [3] 积极推动全国统一电力市场的发展建设 - 《规则》填补了电力辅助服务市场化交易基本规则的空白，为全国统一电力市场发展建设夯实制度基础 [5] - 促进多层次市场有效衔接，构建"电能量+辅助服务"的完整市场架构，提升电力系统整体运行效率 [5] - 推动打破市场壁垒，优化跨省跨区电力资源配置，服务全国统一电力市场建设 [5] 有效提升新能源市场化消纳能力 - 截至2024年底，全国电力装机容量达33.49亿千瓦，风电与光伏装机超过14.1亿千瓦，新能源装机规模首次超过煤电 [6] - 促进建立市场化新能源消纳机制和价格形成机制，发挥火电等常规电源的保障作用和灵活调节作用 [6] - 系统性破解新能源发电波动性、随机性困境，提升电力系统可靠性和电能质量 [7] 提高电力系统安全保供水平 - 建立辅助服务费用的传导机制，推动跨省跨区交易双方公平合理承担和获得辅助服务费用 [8] - 提高系统容量充裕度，优化各类电力辅助服务品种的价格形成机制 [9] - 增强电力系统快速调节能力，调动火电、水电、储能等各类灵活性调节资源参与市场调节 [9] 《规则》的亮点 - 首次出台国家层面的电力辅助服务市场基本规则，加强顶层设计，规范市场运营管理行为 [10] - 扩大参与市场的经营主体范围，将储能企业、虚拟电厂等新型主体纳入全国性规则框架 [10] - 明确电力辅助服务市场交易品种和市场化价格形成机制，建立健全费用传导机制 [10]

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]