8月，国网蒙东电力将持续深化市场运营数据监测分析工作，常态化开展日复盘、周分 析机制，进一步完善日前、实时调度运行与现货出清工作的衔接机制。同时，配合政府主管 部门开展规则合规性审定流程，推动蒙东现货规则体系尽快正式发布，为蒙东现货市场规范 运行提供制度保障。 【责任编辑：王少晨 】 7月31日24时，国网蒙东电力圆满完成蒙东电力现货市场首次整月结算试运行任务，并 同步启动8月份整月结算试运行，实现双月不间断结算试运行，为后续现货市场连续结算试 运行奠定了坚实基础。 7月结算试运行期间，国网蒙东电力现货系统出清稳定，电网运行平稳，取得显著成 效。期间，蒙东直调机组及东北3台机组全容量参与市场，负荷高峰期火电机组持续满发支 撑保供，通过价格信号引导配建储能、独立储能集中放电，最大放电功率达117万千瓦，有 力支撑电力保供。受夏季用电负荷显著增长和7月小风季影响，本轮结算试运行实时出清均 价较上轮显著提升，环比提升83.54%，价格信号充分反映供需情况，符合发电侧主体收益 预期。此外，该公司通过优化调频补偿机制和新能源富余发电能力转移机制，最大化调用调 频资源，有效抑制实时平衡偏差，关口联络线日均合格率突破90% ...

电力供需格局 - 十四五到十五五期间全国电量供需由局部紧张转为紧平衡与平衡 双碳战略下煤电利用小时数呈下降趋势 预计2025年回落至2020年水平 十五五期间进一步降至3000多小时 [6][7] - 十五五期间全社会用电量增速预计5% 对应总发电量从2025年102954亿千瓦时增至2030年131399亿千瓦时 [10] - 电源结构方面 风电和太阳能发电装机增速显著 预计风电年增100GW 光伏年增140-220GW 煤电年增50-80GW [10][11] - 电力系统备用率仍低于十三五水平 最高用电负荷增速长期高于用电量增速 传统电源在保障能源安全方面作用不可或缺 [12][13] 新能源发展现状 - 2025年上半年风电新增装机52GW(同比+105%) 光伏新增装机213GW(同比+105%) 均创历史新高 [22] - 5月单月光伏新增装机92.4GW创历史新高 风电新增26.3GW逼近单月最高纪录 [22] - 新能源消纳压力严峻 2025年1-5月多地风电/光伏利用率跌破90% 青海光伏利用率仅85.2% [24][25][27] - 新统计口径下新能源利用率与真实弃电率脱钩 利用小时数指标更具参考价值 2025年1-5月全国光伏利用小时数同比下滑10% [27][33] 电力市场化改革 - 电力现货市场建设全面提速 要求2025年底除京津冀外全面开展连续结算运行 [37][39] - 现货市场将改变不同电源盈利模型 中长期合约电价将向现货电价靠拢 [39] - 136号文推动新能源全面入市 存量项目市场化压力减缓 增量项目压力陡增 [44][46] - 各省出台配套细则 山东对存量项目较友好 广东细化电源分类 新疆蒙西市场化比例超预期 [46][48][49] 投资机会分析 - 风电相比光伏具备资源稀缺性和出力曲线平滑优势 中期收益率将显著高于光伏 [56][57] - 龙源电力等早期风电运营商拥有优质资源禀赋 风机大型化有望释放存量资产价值 [61][64][66] - 水电作为成本最左侧电源 在市场化交易中享有最厚利润垫 电价稳定性超预期 [80][81] - 核电十五五期间将迎投产高峰 2025-2030年预计新增42.5GW 广东新增装机超9GW [95][96][101] - 火电短期受益煤电剪刀差 中期容量电价提升提供确定性 京津冀区域表现最优 [104][109][110]

业务模式 - 清远独立储能电站目前主要参与调频服务市场 [1] - 之前有少部分容量租赁业务 [1] - 公司持续关注电力现货市场情况 考虑在适当时机增加独立储能电站的其他收入来源 [1] 资质优势 - 公司下属控股公司拥有售电牌照 [1]

电力负荷与市场价格 - 广西电网电力最高负荷达到3523.4万千瓦，创历史新高，较两年前历史最高值增长2.61% [1] - 电力市场价格显著上涨，日前市场出清均价较前18天均值上涨49.9%，实时市场出清均价上涨99.9% [1] - 区内市场电源出力较前18天均值增加274万千瓦，通过价格引导电源增发增强保供能力 [1] 电力现货市场建设 - 广西作为"西电东送"重要枢纽，积极融入南方区域电力市场和全国统一电力市场 [2] - 现货市场充分发现和引导市场价格，促进广西中长期交易价格下降，降幅居全国第一 [3] - 现货市场反映电力供需形势，中长期交易价格逐步向现货价格靠拢，还原电力商品真实价格 [3] 新能源发展与消纳 - 广西新能源装机容量达5329万千瓦，同比增长70.7%，占全区电力总装机的48.5% [4] - 推动新能源项目进入电力市场，打破"保量保价"模式，公平参与现货市场实时交易 [4] - 已有403个新能源发电交易单元完成注册并开展交易，196家新能源场站参与现货市场 [4] 区域电力市场建设 - 广西水电日均发电量超1200万千瓦，同比增长65%，创历史同期新高 [2] - 送广东最高电力达885万千瓦，日均送电量近8000万千瓦时，较两广临时协议翻3倍 [2] - 已完成12轮次、累计88天电力现货市场试运行，运行周期延长至全月不间断 [5] 市场机制创新 - 现货价格成为驱动生产经营的核心"指挥棒"，对机组可靠性与市场灵活性提出更高要求 [2] - 推动集中式新能源全量参与现货市场，引导储能、虚拟电厂等灵活性调节资源接入电网 [5] - 参与南方区域送上海绿电交易试点，为国内首例跨经营区电力交易 [5]

发电量情况 - 2025 年第二季度公司完成发电量 116.15 亿千瓦时，同比增长 0.67%，完成上网电量 107.64 亿千瓦时，同比增长 1% [1] - 2025 年上半年公司累计完成发电量 245.73 亿千瓦时，同比降低 3.66%，累计完成上网电量 228.37 亿千瓦时，同比降低 3.52% [1] 业绩增长原因 - 2025 年上半年煤炭市场供需宽松，价格中枢下移，公司深化经营思路，以市场和效益为导向组织生产经营，加强电热营销，优化燃料采购管理，采取多元化融资，调整融资结构，优化存量债务利率，降低资金成本，提升火电主业经营效益 [1] 区域现货交易情况 - 河北南网从 2025 年 3 月 1 日开始电力现货市场连续结算试运行，现货交易正常开展；河北北网尚未开展现货交易 [2] 煤炭相关情况 - 公司电煤采购来源主要为河北本地、山西、陕西及内蒙地区 [2] - 上半年煤炭市场供需宽松，价格中枢下移，预计下半年国内动力煤产能持续释放，动力煤价格有望进一步下行 [2] 参控股电力项目建设情况 - 公司控股的西柏坡电厂四期工程 2×66 万千瓦项目、任丘热电二期 2×35 万千瓦项目正在建设中，计划 2026 年投产 [2] - 部分参股火电公司的沧东电厂三期 2×660MW 项目、定州电厂三期 2×660MW 项目、秦电 2×350MW 项目已开工建设，衡丰电厂扩建 2×660MW 项目在推进前期工作，未来火电权益装机规模将扩大 [2] - 公司对参股公司海上风电公司增资，用于唐山建投祥云岛 250MW、顺桓 250MW 两个海上风电项目开发建设 [2] 分红政策 - 公司《未来三年股东回报规划（2024 年—2026 年）》已获 2024 年度股东大会批准，未来每年以现金方式分配的股利将从当年实现可供股东分配利润的 30%提升至 50% [2]

分组1：煤炭与电价相关 - 2025年二季度公司入炉标煤单价因全国煤价中枢下降同比降低，动力煤主要来自陕煤、中煤和国能神华等大型国有煤炭企业 [2] - 江西省电力现货市场电价通过“集中竞价、分时边际出清”统一定价，受市场供求、发电成本、负荷水平等多因素影响，公司统筹各电力市场，优化交易策略和报价方案 [2][3] 分组2：新能源相关 - 截至2025年6月30日，公司所属光伏项目总装机容量64.41万千瓦，同比增长44.06%，未来将围绕主业布局能源新业态，推进新型电力系统建设 [4] 分组3：电力供应与项目相关 - “十四五”期间，江西省总体发电量提升，2025年一季度全省规模以上工业发电量同比增长0.8%，清洁能源发电量增长3.5%，火力发电量增长0.3%，2024年全省外购电量227.67亿千瓦时 [5] - 江西赣能上高2×100万千瓦清洁煤电项目预计2025年投产，盈利受煤价、电价及电量等因素影响，公司将降低煤炭采购成本，做好电力营销工作 [5] 分组4：股东与市值管理相关 - 截至2025年二季度，公司第二大股东国投电力持股比例33.22%，在公司治理、技术改造等方面与公司开展多维度交流 [6] - 公司重视以企业价值为核心的市值管理，围绕主业发展，完善公司治理等工作推动高质量发展 [7] 分组5：资本开支与托管相关 - 2025年公司将合理规划资本开支，推进赣能上高清洁煤电、江西赣县抽水蓄能电站及新能源项目建设，截至2024年12月31日，公司资产负债率65.96%，将合理规划融资方式 [7][8] - 公司自2010年1月托管江西东津发电有限责任公司，自2022年10月托管江投国华信丰发电有限责任公司，目前托管企业生产经营正常 [8]

吉林省电力现货市场首次整月结算试运行 - 吉林省完成首次电力现货市场整月结算试运行，吸引309家市场主体和8.37万户市场化用户参与，标志着全国统一电力市场体系建设取得关键突破 [1] - 电力现货市场通过实时电价波动反映供需变化，高峰时电价上涨激励发电企业增发保供，低谷时电价下降鼓励用户移峰填谷，有效提升系统调节效能并降低用电成本 [1] - 国网吉林电力通过多轮短周期试运行全面检验市场规则与系统功能，升级9219块用户计量装置提升数据交互效率 [1] 市场主体参与情况 - 组织全省70台火电机组、88座风电场、58座光伏电站参与竞价 [1] - 创新设计市场机制使吉林成为东北首个实现新能源企业"报量报价"参与调频市场的省份 [1] - 兴隆山风电场通过"报量报价"机制在6月8日中标1.8万千瓦调频容量，单日获得补偿费用1.8万余元 [1] 企业受益情况 - 一汽动能在5月份整周现货结算试运行中平均购电结算均价为0.350元/千瓦时，较中长期交易降低0.045元/千瓦时，7天累计降低用电成本87万余元 [2] - 松原、白城等新能源富集地区现货价格较低，而负荷中心长春价格较高，6月12日与16日实时电价差达0.864元/千瓦时 [2] 市场运行数据 - 6月整月试运行期间累计完成262.11万条数据交互传输，支撑约52.62亿千瓦时现货电量结算 [2] - 电能时空价值得到充分体现，新能源出力从560万千瓦降至200万千瓦时价格差异显著 [2]

电力市场机制创新 - 蒙西电力现货市场作为全国首个新能源全电量入市市场，采用"发用双侧全电量参与"和"日前预出清+实时市场"机制，推动新能源发电量持续增长[1] - 现货市场取代传统计划调度模式，发电企业与用户通过价格博弈实现资源配置，新能源凭借零边际成本优先通行，火电机组通过调峰赚取时段差价[2] - 发用两侧超90%电量进入市场，2024年煤电深调能力达360万千瓦，相当于新增3个百万千瓦机组，晚高峰负荷向午间转移170万千瓦[3] 电价分区与负荷调节 - 蒙西首创用户侧现货电价分区机制，以呼包断面划分东西两区，2024年引导高载能企业负荷转移超120万千瓦，年节约成本3.2亿元[3] - 电解铝企业通过"价高少用、价低多用"策略，吨铝用电成本降低220元，2024年迎峰度夏晚高峰负荷最大下降13.8%[3][9] - 峰谷价差达0.64元/千瓦时，促使煤电机组在低谷主动深调，非停率从4.7%降至2.4%，30台机组完成灵活性改造，总容量995万千瓦[7] 新能源消纳技术突破 - 蒙西电网新能源装机占比超50%，2024年1-5月新能源最大发电电力3500万千瓦，占全网发电比例突破70%，日最大电量占比达50%，单月占比40%，总发电量占比36.7%同比增10.4个百分点[6] - 采用"双预测"系统使新能源预测偏差绝对值下降90万千瓦，首创"日前预出清+实时市场+分钟级调度"模式，实现5分钟出清和1分钟动态均衡[4][5] - 储能装机规模近600万千瓦，最大放电电力500万千瓦，1-5月充放电量同比增4倍，虚拟电厂与火电协同调度提升系统稳定性[9][10] 跨区域绿电交易与协同生态 - 2024年完成全国首次多通道跨区绿电交易，1637万千瓦时蒙西绿电输送至广东，实现"三网联动"[10] - 煤电机组从基荷电源转型为新能源调节器，2024年结算价格降5%但利用小时增4.6%，通过现货顶峰保持盈亏平衡[8][7] - 铁合金企业通过实时电价调整负荷，年用电40亿千瓦时节约成本8000万元，相当于每吨产品多赚100元[9]

湖北电力现货市场正式运行 - 湖北电力现货市场结束416天连续试运行后正式转正，成为国家第二批电力现货市场建设试点中首个实现正式运行的省级市场，全国第6个迈入现货市场正式运行的省份 [1] - 湖北构建"中长期+现货+辅助服务+零售市场+绿电绿证"五位一体、"省内+省间"协同运行的电力市场体系，为全国统一电力市场建设提供"荆楚实践" [1] 运行端实现"三个转变" - 电力生产领域实现从计划到市场的跨越，68台统调燃煤电厂、288座集中式新能源场站全部"报量报价"参与现货市场，成本低、效率高的机组优先发电 [2] - 华能阳逻电厂通过优化报价策略，发电利用小时数同比提升4%，度电结算价格高于全省平均水平1% [2] - 电网调度实现自动化、智能化，系统日均完成100多条电网断面96点潮流校核，自动出清3.4万条交易结果 [2] - 新能源管理实现从粗放到精准的转变，新能源出力预测准确率从94%跃升至96%，AGC投运比例由10%提升至70% [3] - 通过"省内市场协同+省间市场互济"机制，湖北累计增发新能源电量25.23亿千瓦时，相当于减排二氧化碳180万吨 [3] 供给端推动"三个竞争" - 强化同源竞争，燃煤发电上网电价全面推向市场，1~5月全省煤电市场化结算均价同比下降4分/千瓦时，降低用户购电成本12亿元 [4] - 全省所有煤电机组完成深度调峰改造，新增调峰能力682万千瓦，华能阳逻电厂机组平均深调能力较市场平均水平高出5%，多增加新能源消纳空间约2.3亿千瓦时 [4] - 推进多源竞争，新能源新增装机1138万千瓦，累计装机规模达4665万千瓦，新能源首次超越火电成为第一大电源 [4] - 鼓励内外竞争，湖北电网通过6直22交与四大区八省市互联，形成"全国电力超市"模式 [5] 消费端落实"三个引导" - 引导网源协调发展，建立现货节点价格机制，通过价格差异反映区域电力供需状况 [6] - 引导煤电主动调节，2024年全省煤电机组顶峰和深调能力分别增加约60万千瓦和50万千瓦 [6] - 引导用户科学生产，武汉某工业园区通过虚拟电厂聚合200余户企业，在电价高峰减少用电15%，低谷增加20%，年节省电费超500万元 [6] - 现货运行以来，湖北省午间光伏大发时段用电负荷增加200万千瓦，年增新能源消纳10亿千瓦时 [6] 虚拟电厂建设成效 - 全省推动25家灵活性资源以虚拟电厂形式接入系统，接入可调用户数量2248家，总容量2057.68万千瓦，累计验证双向调节能力253.69万千瓦 [7] - 在省间填谷市场累计启动7次，调节电量361.37万千瓦时 [7] - 预计2025年底湖北电力市场主体数量有望突破1万家 [7]

纪要涉及的行业或公司 涉及虚拟电厂行业，相关公司有瑞鼎、远景能源、国能日新等 核心观点和论据 - **商业模式与盈利**：虚拟电厂商业模式为电网平衡提供支撑，参与需求侧响应、辅助服务和电力现货市场；盈利依赖预测调整用电量、参与辅助服务；辅助服务含爬坡和调频，调频涉复杂计算和性能系数影响结算[1][2][7] - **电力现货市场影响**：常态化需求侧响应使企业参与能量交易获利，山东、山西、广东为先行省份；实时与中长期价格差异反映供需，助企业调整发用策略；通过基线与实时负荷对比，优化运营策略[1][4] - **参与市场操作流程**：参与电力现货市场通过日前、日内和实时交易实现；日前交易需申报未来一天96个点与基线差值表达参与意愿，日内和实时交易可按需调整用电计划[6] - **辅助服务作用及复杂性**：辅助服务含爬坡和调频，爬坡应对新能源发电集中问题，调频涉复杂计算和性能系数影响结算价格，为虚拟电厂提供额外收入[1][8] - **与售电公司区别**：售电公司帮用电企业低成本购电，虚拟电厂通过需求响应、辅助服务和现货市场优化能源使用获利[9] - **电力交易平台技术**：技术含预测和聚合能力；预测需考虑中长期与实时电价、市场供需、天气、排产等因素，结合电力交易中心数据预测次日负荷曲线；聚合需满足履约和考核标准，山东准入偏差不超50%，山西达80%[15] 其他重要内容 - **可调负荷作用**：可调负荷是虚拟电厂发展主力，公交场站调整充电、高耗能企业调整生产等方式获利，投资少收益好[1][12][14] - **储能和分布式光伏参与情况**：多从售电代理角度参与，储能双向灵活但成本高参与少[13] - **虚拟电厂未来发展方向**：履约率考核更严，交易品种更细化；德国发展较好可参考[24] - **全球虚拟电厂发展情况**：欧洲和美国电网成熟，中国刚起步；欧洲侧重源侧调节，美国侧重用户侧调节；美国极端天气下价格波动大，中国不会[25][26] - **中国虚拟电厂发展现状与挑战**：参与主体为负荷聚合商；挑战有售电公司盈利有限、市场整体收益有限[27] - **现货市场和政策推动作用**：现货市场是发展契机，《394号文》提供时间表，各省细则决定盈利空间；国家和地方政府、民营主体积极参与[28] - **技术层面具体需求**：需远程控制设备、边缘计算网关和辅助设施改造；高产能企业需安装远程控制设备，改造开关支持频繁操作[29]