行业投资评级 - 强于大市（维持评级）[6] 核心观点 - 电力市场"1+6"规则体系初步构建完成，推动全国统一电力市场建设[3][18] - CCER第三批方法学征求意见启动，扩大减排项目覆盖范围[4][23] - 电力板块表现分化，燃气板块上涨2.49%，电力板块下跌1.04%[2][12] 电力市场规则体系 - 《电力市场计量结算基本规则》发布，涵盖6章56条，统一全国计量结算流程[3][18] - 规则体系包含1个基础规则和6个主干规则，覆盖电能量交易、辅助服务等所有市场类型[3][19] - 将虚拟电厂、新型储能等新型主体纳入适用范围[3][18] CCER方法学进展 - 第三批方法学重点支持生物质能源利用和油气行业甲烷减排[4][23] - 前两批方法学已发布6项，涉及造林碳汇、海上风电等领域[23] - 新方法学包括纯农林生物质发电、海上油田伴生气回收等4个项目[25] 行业动态 - 上海电网最高用电负荷达4055万千瓦，创历史新高[32] - 海南省新能源装机占比达47.8%，能源转型领先[33] - 广州市计划至2027年底实现虚拟电厂调节能力150万千瓦[35] 投资建议 - 火电板块推荐江苏国信，谨慎推荐申能股份、浙能电力[4] - 绿电板块建议关注三峡能源、江苏新能[4] - 水电板块推荐长江电力，谨慎推荐华能水电[4] - 环保板块推荐永兴股份、雪迪龙[93] 公司动态 - 中国核电金七门核电站1号机组开建，采用华龙一号技术[63] - 长江电力计划2026-2030年现金分红比例不低于70%[77] - 华电新能行使超额配售权，募集资金总额181.71亿元[79] - 云南能投子公司获得可再生能源补贴2.72亿元[83]

电力市场规则体系构建 - 《电力市场计量结算基本规则》正式印发，标志着全国统一电力市场"1+6"规则体系完成构建，电力市场建设从"框架设计"进入"效能释放"阶段 [1] - 规则体系是十年电力体制改革成果，旨在破解能源转型深层矛盾，解决新能源间歇性、波动性带来的电力平衡挑战 [1] - 2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台，推动电力市场从"统购统销"向"多元竞争"转型 [1] 电力市场改革历程 - 2016年、2020年两次修订《电力中长期交易基本规则》，推动市场化交易扩容，全国统一电力市场框架逐步清晰 [2] - 2023年《电力现货市场基本规则（试运行）》出台，规范山西、甘肃等地现货市场实践，降低未开展地区试错成本 [2] - 2024年三项关键规则相继发布：《电力市场运行基本规则》确立市场总章程，《电力市场信息披露基本规则》打破信息孤岛，《电力市场注册基本规则》破除地方保护主义 [2] 规则体系完善与未来方向 - 2024年4月《电力辅助服务市场基本规则》补全体系架构，8月《电力市场计量结算基本规则》完善市场公平机制 [3] - 当前规则框架以《电力市场运行基本规则》为纲，涵盖中长期、现货、辅助服务三大主干及注册、信息披露、计量结算三大支撑 [3] - 未来需进一步健全"1+N"基础规则体系，实现各品类市场高效协同，推动电力资源全国自由流动和高效配置 [3]

全国统一电力市场建设 - 全国统一电力市场加速推进，煤电、新能源、工商业用户全面参与电力市场，但各地计量管理不规范、电费结算不及时等问题制约市场效率与公平 [1] - 国家能源局发布《电力市场计量基本规则》，统一全国电力市场的计量、结算"语言"，解决结算时效性差、周期不统一等瓶颈问题 [1][2] - 计量和结算环节是统一电力市场建设的基础，需通过国家层面顶层设计统一计量标准、规范结算流程并严格时序要求 [1] 电力计量与结算标准统一 - 统一电力计量与结算标准是破除区域壁垒、推动跨省跨区电力交易的关键基础 [2] - 跨省跨区绿电交易的核心障碍之一是区域市场分割，如各省准入标准、交易品种、结算规则差异 [2] - 《电力市场计量基本规则》共6章56条，包含总则、总体要求、计量管理、结算管理、监督管理、附则 [2] - 《规则》从四方面推动统一：加强计量业务管理、规范结算业务管理、强化结算风险管理、统一电费收付要求 [2] 计量与结算的重要性 - 计量是结算中最基础和最重要的数据来源，涉及计量器具合规性、安装运行维护等 [3] - 结算涉及结算依据、数据来源、结算流程等，每个环节问题都可能引起支付或收款不及时或不匹配 [3] - 随着新型经营主体规模和数量快速增长，计量和结算复杂度、工作量会成指数级增长 [3] - 计量数据推送时间不一致会导致交易中心无法及时提供结算依据，拉长市场主体结算与支付时间 [3] 结算时效性改善 - 此前部分地区电费结算时间较晚，个别地区长达1个月 [4] - 《规则》对计量和结算时限、时序进行统一规范，有助于降低运营成本并提升市场效率 [4] - 统一结算时序直接关系到工商用户与售电公司之间的现金流等财务问题 [4] 结算流程时间表 - 电力交易机构每月第5个工作日前出具上月结算依据（核对版） [5] - 经营主体及电网企业在1个工作日内完成核对、异议反馈及确认 [5] - 处理异议应在1个工作日内完成核实与再确认 [5] - 电力交易机构应于每月第8个工作日前发布上月正式结算依据 [5] - 电网企业应于每月第10个工作日前向发电企业、电力用户、售电公司发行上月电费账单 [5] 对市场主体的影响 - 《规则》在计量采集、结算依据、结算时限与时序、支付与收款等方面提出更高要求 [6] - 对发电企业、工商业用户和售电公司的现金流管理、财务规划带来更加精细和规范 [6] - 结算会更及时、支付或收款会更严格 [6] - 对中小型新能源企业时效性提升是双向的：交易计量更准确、结算或收款更及时，但对自身结算能力、支付能力、财务人员专业要求更高 [6]

文章核心观点 - 《电力市场计量结算基本规则》的出台是深化电力体制改革和建设全国统一电力市场的关键举措 标志着全国统一电力市场"1+6"基础规则体系全面建立 为2025年初步建成全国统一电力市场奠定制度基础[3][5][8] 规则出台背景与意义 - 2015年电改以来已出台多项规则文件 包括《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》等 奠定了电力市场规范运行基础[4] - 随着市场化改革深入 各地计量装置和计量数据管理要求需统一 结算流程需明确 市场主体对电费收付及时性要求提高[5] - 新规则是电力行业落实党的二十届三中全会部署的重要举措 适应新型电力系统建设要求 提升市场运营质效[5] 规则核心亮点 - 统一计量数据采集、传输、校验、校核流程标准 明确市场主体、交易机构、电网企业等各方在计量数据管理中的权利义务[6] - 统一结算周期及时限 规定以自然月为结算周期 每月第8个工作日前发布结算依据 第10个工作日前发行电费账单 缩短电费收付时限[6] - 统一电费收付流程 规范发电企业、电力用户、售电公司与电网企业间的电费收付、发票开具、协议签订等要求[6] - 全覆盖发电企业、售电公司、电力用户及新型经营主体 明确计量点设置规范及结算要求[6] - 首次从国家层面规范异议和争议处置流程 明确市场主体对结算提出异议的时间要求及达成一致后的追退补流程[7] 规则实施影响 - 标志着全国统一电力市场"1+6"基础规则体系全面建立 为2025年初步建成全国统一电力市场提供制度支撑[8] - 北京电力交易中心将以规则落地为契机 推进计量结算体系标准化与智能化 支撑全国统一电力市场高质量发展[8]

文章核心观点 - 《电力市场计量结算基本规则》的出台填补了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系的最后空白，为电力市场从交易到结算的全流程提供了关键制度保障，旨在构建统一、规范、透明、高效的全国统一电力市场体系 [1][2][8] 制度出台背景与意义 - 该规则是落实全国统一电力市场建设决策部署的重要举措，解决了电力市场计量与结算领域长期存在的标准不统一问题，实现了从交易申报、出清到电量计量与电费结算的全流程标准化 [2] - 规则出台正值新一轮电力体制改革十周年，为经营主体收益保障构建了高效完整闭环，将加速形成“全国交易一盘棋，各地结算一把尺”的市场新格局 [3] - 规则为新型电力系统建设提供制度保障，适应高比例新能源及新型主体的运行需求 [4] 规则核心内容：规范结算与计量 - **统一结算周期与原则**：首次在全国层面明确清分计算与电费结算以自然月为周期开展，统一了现货市场不同运行状态及辅助服务、零售市场的结算原则 [4] - **规范结算准备环节**：首次在国家基本规则层面全面规范结算准备，要求建立标准统一、高效的数据交互平台，打通发、输、配、用及交易、调度各环节数据流 [4] - **明确电费结算义务**：清晰界定经营主体与电网企业的双向义务，明确经营主体需提供账户并按时支付，强化电网企业电费收付执行责任 [6] - **保障电费支付透明**：对结算数据准备、依据出具、发票开具及电费支付全流程进行标准化管控，明确发电企业、电网企业、电力用户之间的收付要求 [6] - **规范资金管理**：提出不设不平衡资金池、独立记录结算项目等要求，确保电费资金专项用于结算，避免挪用风险 [6] 规则实施的预期成效 - **打破市场分割**：将计量结算规则纳入“1+6”体系，全面约束潜在市场分割行为，打破地域技术壁垒 [7] - **提升数据标准与便捷度**：大幅提升计量结算数据的标准性，打破地域“孤岛”，提升从国家监管到经营主体的使用便捷度 [7] - **降低交易成本**：显著降低交易成本，消除经营主体顾虑，在统一顶层设计下提升交易效率，促进资源在更大范围内流通 [7] - **优化结算流程**：结算工作重心从传统“抄表核算”前移，深度融入合同管理、交易申报、调度执行、偏差处理等环节 [7] 对行业与市场建设的深远影响 - 规则从最基础的计量与结算环节着手，致力于构建统一制度体系和技术基础，为电力资源在全国范围内的自由流动和优化配置铺平道路 [8] - 规则不仅重塑结算业务流程、提升技术要求，更在于推动全国统一电力市场理念深入人心 [8] - 随着规则全面实施，一个高效运作、充分竞争、全国统一的电力市场体系将加速从蓝图变为现实，为能源转型和经济社会高质量发展提供动力 [8]

全国电力市场发展现状 - 截至6月底全国电力市场经营主体数量达97.3万家，同比增长23.8% [2][3] - 上半年全国电力市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8% [3] - 国家电网经营区市场交易电量2.27万亿千瓦时（+3.3%），南方电网5238亿千瓦时（+14.2%），蒙西电网1506亿千瓦时（-0.4%） [3] - 市场主体结构：发电企业3.7万家，电力用户93.1万家，售电公司4366家 [3] 全国统一电力市场建设四大进展 跨经营区交易机制 - 国家发改委、能源局推动跨电网交易常态化，7月1日联合批复跨经营区交易机制方案 [4] 区域电力市场建设 - 南方区域电力市场6月28日转入连续结算试运行，实现多省区电力资源统一优化配置，为全球最大集中统一出清电量市场 [4] - 长三角电力市场创新探索抽蓄、皖电、绿电交易机制，6月成立市场管理委员会 [4] 省级电力现货市场 - 蒙西、湖北现货市场连续试运行一年后分别于2月、6月转入正式运行 [4] - 陕西、安徽、辽宁、河北南网进入连续结算试运行阶段 [4] 基础规则体系完善 - 国家发改委、能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，完成"1+6"全国统一电力市场基础规则体系 [5] 电力体制改革关键节点 - 2025年为电力体制改革十周年，计划初步建成全国统一电力市场 [3]

能源供应与保障 - 上半年全国规上工业原煤产量同比增长5.4% 原油产量增长1.3% 天然气产量增长5.8% [1] - 7月全国最大电力负荷达15.08亿千瓦 19个省级电网负荷46次突破历史新高 [1] - 7月煤炭日均调度产量超1200万吨 全国统调电厂煤炭库存超2亿吨可用30天 秦皇岛5500大卡动力煤中长期合同价666元/吨较年初降27元/吨 [1] 电力装机与结构 - 上半年全国新增发电装机容量超2亿千瓦 其中支撑调节性电源新增3000万千瓦 [2] - 可再生能源发电量达1.8万亿千瓦时占全国总发电量近40% 超过第三产业与居民生活用电量之和 [1][2] - 非化石能源装机占比首破60% 风电光伏新增装机规模同比翻番 截至6月底全国可再生能源装机21.59亿千瓦占发电总装机59.2% [2] 绿色电力发展 - 上半年绿证交易量3.48亿个同比增118% 6月绿证均价6.5元/个较最低价增长4.4倍 [3] - 国际RE100组织认可中国绿证推动需求增长 可再生能源绿色电力环境价值回归合理 [3] 电力市场改革 - 全国统一电力市场建设提速 南方区域首次实现多省份电力资源统一优化配置 [3] - 长三角电力市场创新抽蓄与绿电交易机制 6月成立市场管理委员会 [3]

绿证市场发展 - 绿证交易价格逐步回归合理 2025年上半年均价5元/个 6月均价达6.5元/个 较年内最低价增长4.4倍 [2][4] - 绿证供给充足 上半年全国核发绿证13.71亿个 其中可交易绿证9.58亿个 同比增长1.49倍 云南 内蒙古 四川核发量均超1亿个 [3] - 绿证交易规模翻倍 上半年交易量3.48亿个 同比增长1.18倍 其中单独交易2.42亿个 绿色电力交易对应1.07亿个 [3] - 分布式发电项目绿证核发取得进展 截至6月底核发8927万个 在浙江 河南 广东三省开展试点 [4] - RE100全面认可中国绿证推动需求增长 [4] 电力市场建设 - 跨经营区常态化电力交易机制突破 国家电网 南方电网组建专班编制方案 7月1日获批推动跨电网交易常态化 [6] - 南方区域电力市场转入连续结算试运行 首次实现多省区电力资源统一优化配置 为全球最大集中统一出清电量市场 [6] - 省级电力现货市场建设加速 蒙西 湖北转入正式运行 陕西 安徽 辽宁 河北南网进入连续结算试运行 [6] - 全国统一电力市场基础规则体系初步建成 发布电力辅助服务市场和计量结算基本规则 [7] 能源交易数据 - 上半年全国市场化交易电量2.95万亿千瓦时 同比增长4.8% [7] - 电力市场主体数量达97.3万家 同比增长23.8% 其中发电企业3.7万家 电力用户93.1万家 售电公司4366家 [7]

电力市场交易数据 - 上半年全国电力市场交易电量达2.95万亿千瓦时 同比增长4.8% [1] - 国家电网经营区交易电量2.27万亿千瓦时 同比增长3.3% [1] - 南方电网经营区交易电量5238亿千瓦时 同比增长14.2% [1] - 蒙西电网经营区交易电量1506亿千瓦时 同比降低0.4% [1] - 全国电力市场主体数量达97.3万家 同比增长23.8% [1] 电力市场建设进展 - 跨经营区常态化交易机制方案获批 7月1日起实施 [2] - 南方区域电力市场6月28日转入连续结算试运行 实现多省区资源统一配置 [2] - 长三角电力市场成立管理委员会 探索抽蓄/皖电/绿电交易机制 [2] - 蒙西/湖北现货市场转入正式运行 陕西/安徽/辽宁/河北南网进入连续结算试运行 [2] - 全国统一电力市场"1+6"基础规则体系初步建成 [3] 电力体制改革规划 - 2025年为电力体制改革十周年关键节点 计划建成全国统一电力市场 [1]

跨区绿电交易 - 远景科技集团在山西蒙西送上海浙江安徽月内省间绿色电力集中竞价交易中实现全流程闭环 将内蒙古绿色电力输送至上海用户 [1] - 该交易是《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》的落地实践 验证全国统一电力市场建设创新试点的可行性 [1] - 交易采用自营风电终端消纳模式 上网侧来自远景蒙西风电场项目 需求侧为其售电公司景融绿色能源科技 通过集中竞价撮合成交 [1] - 交易实现资源地与负荷中心直接供需匹配 为绿电跨区配置 规模交易和用户直达提供明确路径 [1] - 交易基于AI对电源出力曲线和用户负荷曲线预测 实现电量匹配与出清 [1]