业绩预期 - 公司预期截至2025年6月30日止6个月将取得未经审核综合亏损不多于约2600万港元 而2024年同期则取得未经审核综合溢利约450万港元 [1] 永久吊船业务 - 永久吊船业务销售量及盈利能力均出现下降 主要归因于2025年上半年香港建筑业持续低迷 [1] - 多个建筑项目延期至2025年下半年 行业活动萎缩 新项目数量减少 对利润率造成进一步压力 [1] - 该业务分部于中期期间仍然取得轻微盈利 [1] 电力交易业务 - 中国山东省电力交易业务于中期期间取得亏损 主要源于山东电力中长期批发价格异常波动 [2] - 购电成本上升 售电市场竞争激烈 行业内普遍面临盈利压力 [2] - 新能源电厂逐步入市 购电成本有望下降 预计该业务分部业绩将于下半年改善 [2] 行政开支 - 行政开支上升 主要由于公司于中期期间发展绿色电力能源业务分部所致 [3]

《实施方案》明确，2025年6月1日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国 家政策上限执行，统一明确为每千瓦时0.3949元(含税)，单个项目机制电量上限原则上与现行具有保障 性质的相关电量规模政策相衔接，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较 早者执行。2025年6月1日起投产的增量新能源项目，由山东省发展改革委会同有关单位明确机制电量规 模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。《实施方案》同时强调，各地不得将配置储能作 为新建项目核准、并网、上网等前置条件。 中国发展网讯记者尹明波、高杨报道近日，山东省发展改革委、国家能源局山东监管办、省能源局印发 《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确提出推动新能源上网电价全部由市场形成。新能 源项目(风电、太阳能发电)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，同时根据 电力市场建设及行业发展状况适时推动生物质发电等其他新能源参与市场交易。 山东此番出台《实施方案》有一个大的背景。今年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化 新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，对新能 ...

行业投资评级 - 公用事业行业评级为增持（维持）[1] 核心观点 - 山东正式印发136号文实施方案 成为中央136号文后首个地方正式文件 明确存量/增量新能源项目电价机制 健全新能源全面入市交易机制[4] - 建立可持续发展价格结算机制 对市场交易均价与机制电价差价由电网企业开展差价结算 差价费用纳入系统运行费用[4] - 新老划段以2025年6月1日为界 存量项目机制电价执行每千瓦时0.3949元（含税） 执行期限按全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行[4] - 增量项目通过价格竞争方式确定机制电价 2025年竞价于8月份组织 竞价申报充足率不低于125%[4] - 强化改革与绿证政策协同 纳入差价结算机制电量不重复获得绿证收益 明确不得将配置储能作为新建项目前置条件[4] - 增量项目竞价细则明确 2025年机制电量总规模94.67亿千瓦时 其中风电81.73亿千瓦时 光伏12.94亿千瓦时 单个项目机制电量比例风电70% 光伏80%[4] - 竞价上限风电/光伏均为每千瓦时0.35元 下限风电0.094元 光伏0.123元 执行期限深远海风电15年 其他风电/光伏项目10年[4] - 健全电力市场交易机制 包括中长期市场与现货市场有效衔接 完善辅助服务市场 发电侧容量补偿机制及成本补偿机制[4][5] 投资建议 - 关注优质绿电运营商：H龙源电力、H新天绿色能源、H大唐新能源、节能风电、H中广核新能源[5] - 关注优质海风具备α标的：中闽能源、福能股份[5] - 关注火电多元价值标的：H/A华能国际、H/A华电国际、申能股份[5]

新能源上网电价市场化改革 - 山东省发布《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确风电、太阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [1] - 山东省发布全国首个针对新能源增量项目机制电价竞价的省级实施细则《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，形成全流程标准化的机制电价竞价机制 [1] 机制电价竞价机制设计 - 《细则》采用"边际出清+动态调整"机制，将同类型项目按申报电价从低到高排序，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价 [1] - 针对边际机组特殊情况设置50%的比例限制，当边际机组入选电量不足申报量的50%时取消其资格并以前一项目报价作为出清价 [1] 分布式光伏参与机制创新 - 针对分布式光伏(尤其是户用项目)规模小、主体散的特点，创新设计"自主+代理"双参与模式 [2] - 自主申报的自然人户用分布式光伏项目免除履约保函要求，显著降低竞价门槛 [2] - 要求分布式项目并网需满足"四可"(可观、可测、可调、可控)条件，推动碎片化分布式新能源融入电力系统调度体系 [2]

新能源上网电价市场化改革 - 山东省发布《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确风电、太阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [1] - 山东省发布《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，是全国首个针对新能源增量项目机制电价竞价的省级实施细则，为省内企业投资和其他省份提供参考 [1] 机制电价竞价机制 - 采用"边际出清+动态调整"机制，同类型项目按申报电价从低到高排序，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价 [1] - 针对边际机组特殊情况设置50%的比例限制，当边际机组入选电量不足申报量50%时取消其资格并以前一项目报价作为出清价 [1] 分布式光伏参与模式 - 创新设计"自主+代理"双参与模式，自主申报的自然人户用分布式光伏项目免除履约保函要求，降低竞价门槛 [2] - 分布式项目并网需满足"可观、可测、可调、可控"条件，推动碎片化分布式新能源融入电力系统调度体系 [2] 履约保函体系 - 构建差异化、精细化的履约保函体系，未投产项目需按装机容量、利用小时数等参数缴纳保函（单个项目不低于6000元），已投产项目原则上免缴 [2] - 代理商代理多个项目时可合并开具保函，大幅降低操作成本 [2] 制度创新与行业影响 - 山东省《细则》以"问题导向"的制度创新，破解全容量认定方式、主体资质要求、边际机制处置等竞价实施过程中的困难点 [3] - 探索"分类竞价+边际出清+信用管理"体系，为全国新能源市场从"政策保障"向"市场竞争"转型提供经验 [3]

竞价机制设计 - 新能源项目通过价格竞争方式确定机制电价水平 竞价采用边际出清方式 按申报价格从低到高排序 以最后一个入选项目报价作为统一机制电价 [1][3] - 竞价设置申报充足率下限和价格上下限 上限基于合理成本收益与市场供需确定 下限参考先进电站度电成本 后期将取消下限 [2] - 任何单位不得将配置储能作为2025年6月1日后投产风电、光伏项目的核准、并网或上网前置条件 [2] 实施时间安排 - 2025年6月1日起投产的增量新能源项目需参与竞价 首次竞价于2025年8月组织 自2026年起改为前一年10月组织 [1] - 竞价主体包含已投产及计划次年12月31日前投产且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目 全容量规模以核准装机容量为准 [2] 电量规模调控 - 年度竞价电量规模动态调整 根据非水电可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力综合确定 [2] - 若当年消纳责任权重超额完成 次年纳入机制的电量规模可适当减少 未完成则相应增加 [2] 责任与监管机制 - 申报主体若涉嫌违法违规 其最高层级控股公司在山东所有项目将被禁止参加未来三个年度竞价 [3] - 竞价组织主体需做好信息安全保密工作 严禁违规获取或泄露未经授权披露的信息 [3]

新能源上网电价市场化改革实施方案 - 山东省出台《实施方案》构建新能源全面参与电力市场交易的制度体系 风电和太阳能发电上网电量原则上全部进入电力市场 生物质发电等其他新能源将适时推动参与市场交易 [1] - 方案包含价格机制 市场交易机制 风险防控机制三方面内容 [1] - 新能源项目参与市场交易后建立差价结算机制 市场交易均价与机制电价的差额由电网企业结算 差价费用由全体用户分摊或分享 [1] 价格机制实施细则 - 2025年6月1日前投产的存量项目机制电价执行0.3949元/千瓦时上限 执行期限按全生命周期剩余小时数或20年孰短原则 [2] - 2025年6月1日起投产的增量项目通过价格竞争确定机制电价 不得强制配置储能作为项目前置条件 [2] - 增量项目竞价设置申报充足率下限和竞价上下限 按价格从低到高确定入选项目 机制电价按最高入选报价确定 [2] 市场交易机制设计 - 中长期市场价格需与一次能源成本和现货价格衔接 交易双方自主确定合同量价和结算参考点 [3] - 现货市场允许新能源项目报量报价或接受市场价格 全电量按现货价格结算 中长期合同按差价结算 [3] - 支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易 [3] 容量补偿与零售市场 - 容量补偿标准按长期边际机组固定成本确定 电费计算包含有效容量 补偿电价和供需系数三要素 [3] - 零售市场提供标准化套餐比价功能 设置封顶结算价格条款 封顶价基于分时参考价格和上浮系数计算 [4] - 定期公布售电公司购售价差排名 提高市场透明度 [4] 电价影响评估 - 改革后居民和农业用户电价不受影响 [4] - 工商业用户首年平均电价预计与上年持平或略有下降 [4]

8月7日，山东省发展和改革委员会网站消息，山东省发展和改革委员会、国家能源局山东监管办公室、 山东省能源局联合印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》。《方案》明确，全省风电、太 阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，未来将适时推 动生物质发电等其他新能源参与市场交易。参与跨省跨区交易的新能源电量，按国家相关政策执行；享 有财政补贴的项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准仍按原有规定执行。 ...

新能源上网电价市场化改革核心观点 - 山东省推动新能源上网电价全面市场化，2025年6月1日前投产的存量项目执行固定机制电价0.3949元/千瓦时（含税），2025年6月1日起投产的增量项目通过竞价确定电价 [9][10][21] - 建立差价结算机制，市场交易均价与机制电价的差额由电网企业结算，费用由全体用户分摊或分享 [9][22] - 优化发电侧容量补偿机制，根据电网负荷需求、有效容量及供需系数计算机组容量电费 [14][22][36] - 明确机制电量不参与绿电交易和中长期交易，避免环境价值重复统计和市场套利 [11][23][38] 价格机制 - 存量新能源项目（2025年6月1日前投产）全电量参与市场，机制电价按国家上限0.3949元/千瓦时执行，期限为全生命周期剩余小时数或投产满20年较早者 [9][10][21] - 增量新能源项目（2025年6月1日起投产）通过竞价确定机制电价，设置申报充足率下限（2025年不低于125%）和竞价上下限，按价格从低到高确定入选项目 [10][21][40] - 差价结算机制覆盖市场交易均价与机制电价的差额，纳入系统运行费用分摊，项目可自愿退出机制 [9][22][34] 市场交易机制 - 中长期市场交易允许双方自主确定量价和结算参考点，机制电量不参与其他差价结算 [12] - 现货市场支持新能源项目全量参与日前和实时交易，分布式光伏可通过聚合方式参与 [13] - 辅助服务市场按效果付费，新增备用辅助服务交易，调频费用由用户和未交易上网电量分担 [14] - 容量补偿机制基于电网负荷需求、有效容量及供需系数计算电费，标准按长期边际机组固定成本确定 [14][22][36] 风险防控机制 - 建立全市场、全品种、全周期的信息披露体系，覆盖电能量、绿电绿证等交易品种 [16] - 价格监测体系涵盖发电企业、售电公司、用户多维度指标，异常波动时启动预警 [17] - 定期开展燃煤、燃气、新能源机组成本调查，建立成本曲线申报机制 [17] - 零售市场要求售电套餐设置封顶价格条款，用户可基于用电曲线比价选择 [18] 增量项目竞价规则 - 2025年8月组织首次竞价，2026年起提前至前一年10月，申报充足率动态调整 [10][40] - 竞价按价格从低到高排序，机制电价按最高入选报价确定，分布式光伏可委托具备资质的代理商参与 [10][40] - 禁止将储能配置作为新建项目核准、并网的前置条件 [10][21]

一、承接国家政策：构建市场化价格形成机制 建立适应新能源高质量发展的市场化价格形成机制，是此次改革的核心要义，要充分发挥市场作用，有 利于电力资源高效配置，也要确保行业平稳健康发展，助力"双碳"目标实现。《方案》围绕"价格市场 形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调"的总体要求，在已有省内电力市场体系基础上， 构建并完善了与国家政策同频共振的新能源市场化价格形成机制。 近年来，山东大力推进电力市场建设，不断完善交易机制，扩大交易规模。自2021年起，省内集中式光 伏发电和风电项目已提前部分入市，由项目自主选择全电量或10%电量两种方式参与市场交易，分布式 光伏和扶贫项目则按政府批复价格收购。《方案》落地后，除跨省跨区交易的新能源电量外，上述集中 式光伏发电和风电项目将统一以全电量方式参与市场交易，分布式光伏等其他新能源项目也不再享有保 障性消纳的特殊待遇，可直接或通过聚合方式参与市场交易。这意味着山东电力市场的经营主体大幅扩 充，预计省内发用两侧市场化电量均将超过85%，两者共同在市场中形成完整准确的价格信号，进一步 提升电力资源配置效率。 在新能源可持续发展价格结算机制方面，《方案》按要求分类施策。 ...