全国统一电力市场规则体系构建 - 国家发展改革委和国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着“1+6”基础规则体系初步构建完成，涵盖电力市场各品种各环节 [1] - 规则体系以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑 [1] - 该体系完成电力市场化改革从区域分散探索向全国统一规范运行的重大历史性跨越，为市场规范有序运行提供制度支撑 [1] 规则体系建设历程 - 2016年《电力中长期交易基本规则（暂行）》印发，为市场化交易破冰开局，并于2020年完成修订 [4] - 2023年《电力现货市场基本规则（试行）》推出，总结山西、广东、甘肃等多地试点经验，推动现货市场稳妥有序实现全覆盖 [4] - 2024年修订《电力市场运行基本规则》，以部门规章形式印发，确立“1+6”体系中的“1” [5] - 2024年陆续印发绿色电力交易专章、信息披露规则、注册规则、辅助服务市场规则，最终通过计量结算规则填补体系最后空白 [5][6] 规则体系协同运行机制 - 《电力市场运行基本规则》作为基石与总纲，确立市场基本架构、运行原则、权责边界和治理框架 [8] - 中长期交易规则提供锁定电量与价格的主渠道，是市场稳定的“压舱石” [8] - 现货市场规则通过集中优化出清生成分时价格信号，提升电力安全保供能力和新能源消纳能力 [9] - 辅助服务市场规则建立调频、备用等服务的市场化补偿机制，向新型储能和虚拟电厂等主体开放 [9] - 注册规则建立全国统一注册平台和标准流程，实现“一地注册、信息共享” [9] - 信息披露规则规范交易前、中、后期信息内容、格式、频率与渠道，提升市场预测准确性与公信力 [10] - 计量结算规则统一规范计量数据采集、结算周期、电费收付流程，维护市场秩序和主体权益 [10] 市场运行成效 - 2025年1-6月全国市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [13] - 绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%，绿证交易量达4.46亿个，同比激增364% [13][15] - 省内市场建设加快，6个地区电力现货市场转入正式运行，6个地区步入连续结算试运行，11个地区完成整月以上结算试运行 [14] - 跨省跨区市场取得突破，长三角电力市场起步，省间电力现货市场转入正式运行，南方区域电力市场启动连续结算试运行 [14] - 市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9%，发电侧燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分气电、核电、水电参与交易 [15] - 用户侧工商业用户实现全覆盖，新型储能和虚拟电厂等新型主体蓬勃发展 [15]

全国统一电力市场体系构建 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着"1+6"基础规则体系初步构建完成，涵盖电力市场各品种各环节 [2] - 电力市场化改革实现从区域分散探索向全国统一规范运行的历史性跨越，统一了电力市场"度量衡" [2] - 规则体系包括《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑 [2] 政策背景与十年探索 - 党的十八大以来，党中央、国务院将"统一市场基础制度"置于构建全国统一大市场的首要位置 [4] - 2015年电力体制改革启动时，各省市场规则各异，跨省跨区交易面临壁垒，电力资源无法高效流动 [5] - 2016年《电力中长期交易基本规则（暂行）》率先印发，2020年完成修订，为市场化交易破冰开局 [5] - 2023年《电力现货市场基本规则（试行）》推出，总结多地试点经验，推动现货市场全覆盖 [5] 2024年规则体系系统性跃升 - 修订《电力市场运行基本规则》，确立"1+6"基础规则体系的"1"，为规范性文件提供依据 [6] - 印发《电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章》，推动绿电交易融入中长期交易 [7] - 出台《电力市场信息披露基本规则》《电力市场注册基本规则》，统一信息披露和注册要求 [7] - 印发《电力辅助服务市场基本规则》，推进辅助服务市场规范统一 [7] "1+6"规则体系协同机制 - 《电力市场运行基本规则》是体系基石，确立市场架构、运行原则、权责边界和治理框架 [9] - 中长期交易是市场稳定的"压舱石"，现货交易是资源时空配置的"指挥棒"，辅助服务是系统安全的"调节器" [9][10] - 注册、信息披露、计量结算规则确保市场流程规范透明，实现"一地注册、信息共享" [10][11] 市场运行成效与数据 - 2025年1—6月全国市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [13] - 绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%，绿证交易量4.46亿个，同比激增364% [13][16] - 省内电力中长期市场全覆盖，6个地区电力现货市场正式运行，6个地区进入连续结算试运行 [15] - 跨省跨区市场突破性进展，长三角电力市场、南方区域电力市场等启动，打破省级行政区划限制 [15] - 全国电力市场经营主体增至81.6万家，同比增长8.9%，新型储能和虚拟电厂等新型主体蓬勃发展 [16]

行业变革与挑战 - 2025年中国工商业储能行业面临深度变革，政策与市场双重变量推动行业价值逻辑重构[2] - 136号文推动新能源全面入市，394号文加速电力现货市场建设，新型储能从政策驱动转向市场化价值[2] - 全国多地分时电价机制调整，峰谷价差普遍收窄，传统依赖单一峰谷套利的模式面临根本性挑战[2] - 居高不下的运维成本和频发的安全风险加剧行业"收益不确定性"焦虑[2] 企业破局路径 - 行业进入"能力竞争期"，企业需依靠技术创新、运营效率与生态协同等内生能力角逐[2] - 破解"收益-运维-安全"三重困局成为掌握新周期主动权的关键[2] - 弘正储能推出"储无忧"产品，通过"软硬件+服务"一站式模式构建全链路解决方案[2] 收益模型重构 - 电力市场化改革压缩传统峰谷套利空间，用户侧需求转向"综合价值创造"[4] - "储无忧"以数字化能力重构收益模型，依托"云边端协同+AI决策中枢"精准捕捉电力市场波动中的套利空间[4] - AI算法实现动态充放电策略优化，实测数据显示项目收益提升10%[6] - 提前布局电力现货交易，虚拟电厂平台搭载预测分析算法实现自动化交易策略生成[6] 运维效率提升 - 工商业储能装机量激增导致后市场运维压力指数级攀升，传统人工巡检模式效率低下[9] - "储无忧"构建"数据感知－智能决策－自主优化"的AI运维体系，实现从被动响应到主动进化的技术升维[10] - 数字孪生与智能算法驱动的智慧运维系统提升储能系统"可用率"，直接提高项目年收益[12] 安全体系升级 - 传统安全方案依赖"事后灭火"被动防护，难以应对热失控等隐蔽性风险[13] - "储无忧"以"三级预测+智能防护"重构安全逻辑，实现从"被动应对"到"主动预防"的转变[15] - 物理防护采用7M感知系统与气溶胶/水漫灌组合消防方案，电气防护覆盖PACK级至系统级多重冗余设计[17] - 免费提供储能设备质量责任险，将安全承诺升级为"风险共担"商业信用[17] 行业竞争力重塑 - 弘正储能推出"储无忧"计划，以五大权益重塑行业服务范式，包括全场景服务定制、云端智慧运维终身服务等[19] - 通过技术赋能构建"收益可预期、运维可控制、安全可保障"的三维"确定性"能力，重构行业价值标准[21]

核心财务表现 - 2025年上半年实现营业总收入98.27亿元 [1] - 归属于上市公司股东的净利润15.57亿元 [1] 业务结构 - 主营业务涵盖发电、供热与煤炭产销 [1] - 发电资产全部位于内蒙古自治区 [1] - 电力供应覆盖内蒙古自治区及华北、京津唐地区 [1] - 煤炭产能达1500万吨 [1] 战略定位 - 公司是内蒙古自治区重要的电源供应主体 [1] - 充分发挥煤电一体化协同优势 [1] - 为国家社会经济发展和居民用电提供能源保障 [1] 未来发展方向 - 贯彻国家能源安全新战略 [1] - 以双碳目标为指引推进绿色低碳转型 [1] - 加快新能源产业发展步伐 [1] - 强化煤电产业协同效应 [1] - 顺应电力市场化改革趋势提升经营管理水平 [1]

2025年上半年，中国电力行业企业资产规模保持增长趋势。受益于煤炭价格有所回落以及上网电价维持较高水平，火力发电企业盈利水平同比提高；清洁 能源发电企业盈利水平保持稳定。预计2025全年中国电力供需总体紧平衡，局部地区高峰时段电力供应偏紧。受电力市场化改革持续推进以及"碳达 峰""碳中和"目标等因素影响，当前清洁能源发电装机规模已超过火电装机规模，清洁电源结构绿色低碳转型趋势明显。 债券市场方面，电力行业发债企业主要为中央国有企业和地方国有企业，企业整体资质好，融资渠道通畅且融资能力强。2025年1－6月，电力行业企业发 债规模同比增长，新增首次发债主体以清洁能源企业为主；电力企业信用债到期规模3899.83亿元，未发生债券违约，电力行业企业信用状况相对稳定， 企业信用等级迁徙以调升为主。2025年下半年，电力行业到期债券规模较历史同期下降，企业兑付压力较小，行业整体偿债风险可控。 一、电力行业运行概况 2024年，全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，主要系"两新"政策等一揽子增量政策措施作用下，国民经济运行总体平稳，支撑电力消费较快增 长所致。2024年，全国电力系统稳定运行，电力供需总体平衡 ...

纪要涉及的行业或公司 特高压行业 纪要提到的核心观点和论据 1. **特高压线路利用率与招标计划** - 观点：已建成特高压线路利用率低于预期，电网公司投资动力不足，但 2025 年下半年仍有招标计划 [1][3] - 论据：许多直流通道利用率不足 50%，远低于 4500 小时，输电价格难提高，投资回报受限；2025 年下半年预计有三条特高压线路招标，6 月已核准藏东南送粤港澳大湾区和蒙西到京津冀两条直流线路 [1][3] 2. **柔性直流技术应用及优势** - 观点：柔性直流技术在风光大基地应用增多，有提高清洁能源占比等优势 [1][4] - 论据：常规长池输电中火电占比高，不符合受端对清洁能源需求；柔性直流技术能适应新能源波动，提高系统稳定性和可靠性 [1][4] 3. **区域间异步互联意义** - 观点：区域间异步互联增强区域协同，提升电网安全性和可靠性 [6] - 论据：如闽赣、皖鄂、湘粤联网，优化资源配置，实现供需平衡，为全国统一电力市场奠定基础，助于新能源消纳及传输 [6] 4. **新能源与水电关系及外送规划** - 观点：新能源与水电脱钩不可行，可按规划容量考虑外送规模 [8] - 论据：可按配比保证水电竞争捆绑西北风光实现外送；“十五五”有超 150GW 外送计划，配套水电竞争完成外送 [2][8] 5. **海上风电发展挑战** - 观点：海上风电面临高成本和碳排放挑战，未来可能减缓 [2][9] - 论据：深远海开发成本高，每千瓦时造价超 10 元；传统火电比例大，碳排放增加与绿色能源初衷相悖；国家支持水电和海上新能源开发资金有限 [2][9] 6. **输电技术对比及特高压项目发展方向** - 观点：柔性直流输电造价高、损耗大，未来特高压项目将减少其使用，更多采用长值方案 [2][11][12] - 论据：长值适用于点对点传输，成本低且稳定性高；提高交流网坚强度可降低对换线失败担忧 [2][11][12] 7. **特高压项目开工数量预测** - 观点：“十五五”期间预计每年约 4 条特高压直流线路和 2 - 3 条特高压交流线路开工 [14] - 论据：国家协调加快建设外送通道，项目可解决新能源输送问题，完善电力市场，促进互联互通 [14] 8. **背靠背直流项目情况** - 观点：背靠背直流项目从 2025 年开始每年会逐步推进，典型项目投资约 30 亿 [15][16] - 论据：华东、华中等地区上网标杆电价差异小，建设需求取决于电量平衡；典型项目含两座换流站，包括相关设备投资 [15][16] 9. **电网建设方向转变** - 观点：未来将从主网投建转向配网投建 [2][20] - 论据：主网投建“十五五”达高潮，配网投建欠账多，需核定输配电价，让市场化主体参与源网荷储一体化建设 [2][20] 10. **电力市场化改革及交易相关** - 观点：配网投建滞后影响市场化改革，需核定输配电价等措施推进 [21][23] - 论据：采集监控等基础设施不完善，存在交叉补贴问题影响增量配电网投资经济性；136 号文等推动输配电价改革和源网荷储建设 [21][23] 其他重要但可能被忽略的内容 1. 2025 年五六月份投运了陇东到山东、哈密到重庆、京上到湖北以及宁夏到湖北等线路，后续可能批复达拉特到蒙西、川西等区域新线路 [3][5] 2. 云南送广东地区增量受云南自身用电量提升约束；雅中到江西直流线路受地方政府推动建设，但落地后利用率低 [7] 3. 136 号文发布前新能源消纳受限，推进了四川和云南等地火电建设，云南火力发电厂利用小时数显著提升 [1][7] 4. 国家重新审视西南水电资源，如雅江下游墨脱水电站，容量巨大，需外送至东部、南部、中部地区替代火电 [1][7] 5. 国网在西北和内蒙地区集中招标 500 千伏和 750 千伏主网交流设备，满足清洁能源外送及自身供需平衡，考虑设备供应商情况确保建设时序合理 [19] 6. GIL 技术适用于特定环境，雅砻江水电站及浙江环网使用该技术推广需分析地理、技术和经济因素；在水电站、特高压输电、钢铁厂和石化厂有不同应用场景 [24][25][26][27]

报告行业投资评级 - 投资评级为看好，维持评级 [9] 报告的核心观点 - 6月规上机组发电量同比增长1.7%，用电需求稳步修复、清洁能源挤压效应边际缓解及去年同期基数偏低带动火电发电量平稳增长，水电发电量同比减少4.0%但降幅环比收窄10.3个百分点，非水清洁能源中核电及光伏延续较快增速，风电受资源偏弱影响增速较低 [2] - 新央企雅江集团入列，雅江下游水电工程正式开工，总投资约1.2万亿元 [12] - “碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿“十四五”，电力运营商内在价值将全面重估，推荐关注优质转型火电、水电及新能源运营商 [12] 根据相关目录分别进行总结 国家统计局、能源局发布6月份全社会发、用电量数据 - 6月全国统计口径发电机组发电量7963亿千瓦时，同比增长1.7%；1 - 6月发电量45371亿千瓦时，同比增长0.8% [11][18] - 6月火电发电量4939亿千瓦时，同比增长1.1%；水电发电量1391亿千瓦时，同比减少4.0%；核电发电量394亿千瓦时，同比增长10.3%；风电发电量738亿千瓦时，同比增长3.2%；太阳能发电量501亿千瓦时，同比增长18.3% [18][24] 火电延续平稳增长，水电降幅显著收窄 - 6月规模以上工业增加值同比实际增长6.8%，增速环比提升1.0个百分点，6月全国平均气温21.1℃，较常年同期偏高0.9℃，工业经济回暖叠加气温偏高拉动用电需求，6月全国规模以上机组发电量同比增长1.7%，增速环比改善1.2个百分点，1 - 6月发电量同比增长0.8% [11][19] - 6月水电发电量同比减少4.0%，但来水边际改善叠加蓄能释放，降幅环比收窄10.3个百分点，后续受偏高基数影响水电电量或延续偏弱表现 [24][25] - 2025年1 - 5月风电和光伏机组新增装机同比增长，6月光伏发电量同比增长18.3%，风电受来风资源偏弱影响发电量仅同比增长3.2%，核电发电量同比增长10.3% [7][32] - 用电需求稳步修复、清洁能源挤压效应边际缓解及去年同期基数偏低使火电发电量延续平稳增长，6月火电发电量同比增长1.1%，成本端煤价同比回落，火电经营环境持续改善 [24][41] 下周重点推荐 - 华电国际：火电机组区域长协电价有韧性，煤价回落火电业绩弹性大，参股华电新能，集团注入火电资产将增厚业绩 [45] - 华润电力：存量火电机组资产质量优，新能源盈利能力强，规划新增可再生能源装机，分红稳定 [45] - 华能国际：煤电容量电价改革受益，积极布局新能源，章程承诺高分红 [46] - 长江电力：分红承诺高且现金流充足，盈利稳定，红利价值突出 [46] - 中国核电：核电量价成本稳定，2025年新投产机组全年运行，远期有提升分红预期 [47] - 龙源电力：绿电溢价交易市场扩容，装机规模有望增长，受益于老旧风场改造政策 [47] - 中闽能源：存量资产盈利强，有望获取福建海风资源，潜在注入资产保证远期增长 [48] - 福能股份：深耕福建电力资源，煤价回落火电业绩修复，气电业绩有望反转 [48] - 中国电力：剥离亏损资产，水电业务有望修复，清洁能源装机占比规划高 [50] - 国投电力：来水修复水电业绩稳健，煤电容量电价改革及煤价回落使火电盈利稳定 [50] - 国电电力：火电资产盈利稳定，在建电站投产改善水电量价，十四五新增新能源装机 [50] - 华能水电：云南用电需求旺盛，存量机组成本费用有望下降 [51] 行业及公司涨跌幅 - 截至2025年7月18日，CJ燃气、CJ火电、CJ水电、CJ新能源、CJ电网市盈率(TTM)分别为17.24倍、13.16倍、20.45倍、20.75倍和34.94倍，对沪深300指数溢价分别为35.82%、3.70%、61.12%、63.52%、175.26% [55] - 本周电力板块涨幅前五为闽东电力、豫能控股、西昌电力、建投能源、甘肃能源；变动幅度后五为韶能股份、华银电力、哈投股份、梅雁吉祥、辽宁能源 [55] - 本周电力板块指数下跌，水电板块相对优于其他板块，闽东电力本周表现优异 [56] 火电量价成本信息 - 7月4日至7月10日，纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比增长12.9%，同比增长4.5%；截至7月10日，本月累计发电量同比增加5%，本年累计发电量同比减少4.8% [72] - 7月12日至7月18日，广东发电侧日前成交周均价0.33830元/千瓦时，周环比提升9.71%，同比降低3.59%；山东发电侧日前成交周均价0.29353元/千瓦时，周环比降低13.60%，同比降低19.08% [78] - 截至7月14日，大同优混(Q5800K)平仓价666.68元/吨，较上周上涨6.00元/吨；山西优混(Q5500K)平仓价628.00元/吨，较上周上涨6.60元/吨；山西大混(Q5000K)平仓价565.20元/吨，较上周上涨8.00元/吨 [79] 三峡水库水文信息 - 截至7月19日，三峡水库水位（14点）为158米，周环比降低0.46%，同比降低1.70% [90] - 7月13日至7月19日，三峡平均出库流量16243立方米/秒，周环比降低23.07%，同比降低61.10% [90] 重要公司重点公告 - 国投电力：2025年H1控股企业累计发电量770.6亿千瓦时，上网电量751.8亿千瓦时，分别同减0.5%、0.3%；平均上网电价0.353元/千瓦时，同降6.4% [91] - 粤电力Ａ：预计2025H1归母净利润0.3 - 0.4亿元，同降96.9% - 96.0%；扣非归母净利润亏损0.23 - 0.15亿元，由盈转亏 [92] - 宝新能源：预计2025H1归母净利润5.2 - 5.8亿元，同增42.1% - 58.5%；扣非归母净利润5.1 - 5.7亿元，同增25.4% - 40.1% [93] - 华润电力：2025H1附属电厂售电量1019.8亿千瓦时，同增3.8%，其中风电售电量258.6亿千瓦时，同增15.5%，光伏售电量41.4亿千瓦时，同增31.3% [94] - 上海电力：预计2025H1归母净利润17.5 - 20.9亿元，同增32.2% - 57.3%；扣非归母净利润16.9 - 20.2亿元，同增28.7% - 53.1% [95] - 华能国际：2025年第二季度上网电量990.49亿千瓦时，同比上升1.44%；上半年上网电量2056.83亿千瓦时，同比下降2.37%；上半年平均上网结算电价485.27元/兆瓦时，同比下降2.69%，市场化交易电量比例84.64%，比去年同期下降2.27个百分点 [96] - 浙能电力：2025年H1全资及控股发电企业发电量788.5亿千瓦时，上网电量747.0亿千瓦时，同比分别上涨4.5%和4.6% [97] - 申能股份：2025年H1控股发电企业发电量259.5亿千瓦时，同比减少1.7%，其中煤电同比减少6.8%，天然气、风力、光伏发电量分别同比增加3.5%、19.9%、13.4% [98] - 黔源电力：2025年上半年营业收入88304.13万元（+1.23%），利润27815.27万元（+7.55%），归母净利润12715.86万元（-4.54%） [99] - 大唐发电：2025年上半年上网电量1239.93亿千瓦时（+1.30%），其中新能源发电量147.96亿千瓦时（+32.51%），市场化交易电量占比86.84%，平均上网电价444.48元/兆瓦时（-3.95%），期末总装机80889.68兆瓦，新能源占比20.68%，上半年新增装机1777.45兆瓦 [103] - 广州发展：2025年4 - 6月发电量66.10亿千瓦时，上网电量63.43亿千瓦时，分别增长6.64%和7.15%；1 - 6月发电量118.47亿千瓦时，上网电量113.72亿千瓦时，分别下降1.88%和1.49%，截至6月30日煤炭销售量2224万吨，同比增加13.29% [104] - 甘肃能源：腾格里沙漠大基地600万千瓦新能源项目中民勤南湖100万千瓦风电项目核准已批复，装机容量达公司2024年末已发电控股装机容量的10%以上 [104] 电力及燃气事件 - 电力定增差价涉及湖南发展、韶能股份、内蒙华电、华能水电等公司 [108] - 燃气定增差价涉及南京公用 [108] - 电力重要股东二级市场增持涉及嘉泽新能、赣能股份等公司 [109] 下周大事提醒 - 2025年7月21日协鑫能科、建投能源召开股东大会 [111] - 2025年7月23日韶能股份召开股东大会 [111] - 2025年7月24日节能风电召开股东大会 [111] - 2025年7月25日内蒙华电分红股权登记并召开股东大会，新天绿能、新天绿色能源、江苏新能召开股东大会 [111]

新能源电价改革 - 甘肃试点新能源全面市场化 对存量项目锁定0.3078元/千瓦时固定电价 增量项目需参与年度竞价 申报电量不超过总发电量80% [3] - 分布式光伏获得独立市场主体资格 可自主或联合参与电力交易 推动户用光伏发展 [3] 跨电网交易 - 国网与南网跨经营区交易方案获批 实现90万家企业"一地注册、全国购电" 如广州企业可直接购买新疆光伏电力 [5] - 跨区交易输电成本仅0.08-0.1元/度 不收取交易费 促进低价区域电力向高价区域流动 预计广东等高价地区电价将下降 [5] - 采用"电量+绿证"捆绑模式 加速绿色电力全国流通 [5] 分时电价机制 - 湖南实施全国最完善分时电价体系 高峰/平段/低谷电价比例调整为1.6:1:0.4 尖峰电价在高峰基础上上浮20% [9] - 1/7/8/12月执行尖峰电价 7-8月尖峰时段延长至20:00-24:00 覆盖空调使用高峰 [9] - 宜宾等地调整居民电动汽车充电桩低谷时段为凌晨1-7点 [9] 阶梯电价优化 - 全国3.92亿户家庭受益 第一档用电量从240度提至300度 电价从0.55元降至0.47元 降幅14.5% 覆盖78%家庭 [10] - 北京两居室家庭月用电250度 电费从137.5元降至97.5元(含10元补贴) 节省40元 [10] - 新增"每户每月100度0.1元"基础电量补贴 惠及低收入家庭和老年人 [10] 一户多人口政策 - 四川/湖南/浙江对5人及以上家庭实施阶梯电量基数上浮 如四川乡村家庭每月增加100度基数 每增1人再加30度 [11] - 四川6口之家夏季用电400度 新规下全年可节省超600元 [11] 行业影响 - 新能源企业需提升效率降低成本以应对竞价机制 [3] - 电力行业将加速市场化进程 促进跨区域资源配置 [5] - 家电行业可能迎来能效升级需求 家庭光伏系统安装量或提升 [14]

电力市场化改革进程 - "十三五"期间电力市场化改革启动，以中发9号文为标志，建立"中长期+现货"交易机制，但推进缓慢[7][8][9] - "十四五"期间低碳转型与能源通胀推动电改提速，煤电价格浮动空间扩大至-20%~+20%，1439号文实现煤电量价全面市场化[13][16] - 2025年电改进入新阶段，新能源全面入市与现货市场建设成为核心，136号文和394号文推动市场化进程加速[3][71][72] 新能源发展现状与挑战 - 2020-2024年新能源装机从5.35亿千瓦增至14.07亿千瓦，发电量占比从9.54%提升至18.51%[13] - 新能源消纳政策从全额保障转向市场化调节，95%消纳红线放开至90%，分布式光伏加强自用要求[47][48][78] - 136号文实施"新老划断"，存量项目享受机制电价保护，增量项目需直面市场风险，引发2025年上半年抢装潮[56][60][70] 现货市场建设进展 - 全国29个省级电网开展现货试运行或正式运行，山西/广东/山东/甘肃/蒙西/湖北已转入正式运行[74][75] - 394号文要求2025年底基本实现现货市场全覆盖，浙江/安徽/陕西等省加速推进连续结算试运行[72][73] - 现货市场反映真实供需，2022-2024年价格下行主要因电力供需宽松，未来电价或接近20%下浮底部[3][24] 电源结构变化与投资机会 - 煤电进入投运高峰，2022-2024年核准2.6亿千瓦，2025-2026年将集中投产[29][30] - 火电运营商受益于煤价回落及电改红利，可获取现货尖峰电价/辅助服务/容量电价三重收益[3][38] - 水电因稀缺性和调节性具备长期价值，核电市场化比例提升面临电价压力，风光收益率受市场化冲击[3][32] 重点公司推荐 - 弹性火电：华电国际/华能国际/大唐发电/浙能电力，及电价接近下限省份的宝新能源/粤电力A[3][38] - 高股息资产：长江电力/国投电力/川投能源/华能水电，煤电一体化运营商新集能源/国电电力等[38] - 预测优化服务：国能日新/朗新集团受益新能源入市带来的预测需求提升[3][39]

电力市场化政策培训 - 国网兰州供电公司联合安宁区工信局面向26户大中型企业开展电价及市场化政策培训 通过宣讲政策、优化购电方案助力企业降本增效[1] - 培训内容涵盖电力市场化改革政策、交易种类与方式、电价变化趋势、分时电价政策、售电公司服务关系、绿电知识等[1] - 供电人员针对到户均价偏高企业进行个性化分析 精准定位问题并提出解决方案[1] - 已有2户代购电用户办理入市手续 1户申请"容改需" 1户改造无功补偿装置[1] 政企联动宣讲活动 - 兰州市政协牵头联合多部门开展电价政策宣讲进园区活动 已举办7期培训吸引250余家企业参与[4] - 通过指导企业优化容需量配置、调整定价策略等方式助力客户降本增效[4] - 公司组建市、县、所三级柔性团队主动上门服务 帮助48户客户完成电价策略或容需量变更 节约成本123万元[4] 市场化交易成果 - 推动232家998户代理购电用户入市 完成合同交易电量130.7亿千瓦时[4] - 引导92户参与绿电交易 交易电量5828万千瓦时[4] 企业服务案例 - 供电员工在甘肃东方天润玫瑰科技公司开展安全用电检查 同时讲解最新交易规则及绿电绿证政策[3]