电力现货市场建设背景与进展 - 电力现货市场建设实现重大突破 山西 广东 山东 甘肃 蒙西 湖北和浙江七省区现货市场转入正式运行 南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行 年底前其余省区市现货市场也将陆续转入连续结算试运行 现货市场将基本实现全覆盖[3] - 电力市场优化资源配置 促进新能源消纳利用 保障电力供应安全的作用进一步显现[3] - 为深化能源体制改革 建设全国统一电力市场 国家发展改革委和国家能源局组织编制《电力现货连续运行地区市场建设指引》[3] 《指引》适用范围与编制原则 - 《指引》适用于电力现货市场已转入正式运行和连续结算试运行的省区市电力市场 其他地区可参考借鉴[4] - 编制坚持市场主导 因地制宜 统筹有序 安全可靠基本原则 聚焦省电力市场建设中的重点和共性问题[4] - 从引导规范 鼓励推广 前瞻探索三个方面对各地市场建设分类指导 对成熟举措复制推广 对试点举措鼓励借鉴 对深层次问题鼓励先行先试[4] 市场机制一体化设计 - 优化现货交易机制 提出新能源全面入市下的现货市场机制优化方向 完善各类市场经营主体参与现货市场机制[5] - 加快完善中长期交易机制 动态调整中长期交易签约比例 实现较短时间尺度中长期与现货限价范围贴近[5] - 健全电力辅助服务市场体系 完善调频辅助服务市场 探索建立备用 爬坡辅助服务市场 扩大参与辅助服务市场主体范围[5] - 研究建立基于可靠容量的补偿机制 建立可靠容量的评估机制和补偿机制 条件成熟时探索建立容量市场[5] - 打造规范透明的零售市场 丰富零售市场交易方式 促进批发与零售市场价格传导 提升零售市场透明度[5] 市场规范运营机制 - 完善市场干预与处置机制 建立电力市场力监测与管控机制 规范电力市场干预机制[6] - 持续提升市场运营能力 完善电力市场信息披露机制 加强市场运营业务流程标准化管理 提升市场技术支持系统水平[6] - 强化电力市场秩序监管 维护公平竞争市场秩序 营造良好外部环境并加强监管方式创新[6] - 强化组织保障 明确地方主管部门 派出机构 市场运营机构组织保障要求[6] 核心制度设计创新 - 推动各类交易品种一体化设计 对中长期 现货 辅助服务 容量等交易品种进行一体化设计 完善中长期交易机制 增加辅助服务交易品种 研究建立可靠容量补偿机制[8] - 促进中长期与现货 电能量与辅助服务 电能量与容量 批发与零售等市场机制有效衔接[8] - 推动各类经营主体同台竞争 坚持技术中立原则 以全面参与市场竞争为目标设计市场机制[8] - 适应新能源全面入市要求 提出日前市场交易组织优化方向 通过用户侧主体和新型经营主体报量报价参与现货市场 激发用户侧参与市场意愿 激活用电侧调节潜力[8] - 支持具备灵活调节能力的主体参与辅助服务市场 提升新型电力系统调节能力[8] - 完善市场干预与处置机制 建立电力市场力监测与管控机制 细化市场力的监测要素 监测指标 管控措施等内容[9] 政策实施与后续计划 - 国家发展改革委 国家能源局将做好《指引》宣传解读工作 指导电力现货市场连续运行地区有关部门和能源监管机构持续推进电力市场建设[10] - 将密切关注电力现货连续运行各地区电力市场建设情况 根据新形势新要求动态修订《指引》 健全和完善电力市场相关政策 加快建设全国统一电力市场体系[10]

市场建设进展 - 重庆电力调频辅助服务市场于9月1日转入结算试运行阶段 标志着电力市场建设进入新阶段 [1] - 市场经过4个月调电试运行 实现多类型市场主体同台参与调频竞争 [1] - 2025年6月完成全面技术评估 论证技术支持系统稳定性及市场机制科学性 [1] 规则体系与运行机制 - 华中能源监管局于2025年3月印发湖北 江西 重庆三地电力调频辅助服务市场运行规则 [1] - 市场交易与调度运行机制衔接顺畅 规则参数设置科学合理 [1] - 市场申报出清 调度生产运行 费用测算结算等环节运行稳定 [1] 区域电网特点与市场创新 - 重庆电网规模较小 外来电占比高 水电季节性变化大 系统调频资源紧缺 [1] - 华中区域率先实现独立储能常态化参与提供调频辅助服务 [1] - 市场为提升电网频率调节能力 激发独立储能等新业态活力提供支撑 [1] 未来发展导向 - 将继续深化辅助服务市场建设 以市场化手段引导新业态发展 [2] - 通过激发市场主体活力 助力全国统一电力市场建设 [2] - 为储能行业高质量发展提供宝贵经验 [1]

核心观点 - 鹏华深圳能源REIT 2025年上半年运营稳健 项目售电量13.59亿千瓦时 平均上网电价0.5138元/千瓦时 合并收入6.18亿元 净利润0.55亿元[1][2] - 电力市场化改革背景下 项目通过优化交易策略实现电价逆势提升2.63% 同时应对西电东送及市场电价下行挑战[2][6] - 广东省新电价政策推动气电经营模式转变 容量电费占比提升 气价传导机制有望应用 促进项目平稳运营[4] 运营表现 - 项目公司售电量13.59亿千瓦时 售电收入6.18亿元同比下降10.85% LNG成本3.82亿元同比下降8.11%[2] - 平均上网电价0.5138元/千瓦时同比上升2.63% 息税折旧摊销前利润1.39亿元 经营活动现金流量0.65亿元[2] - 运营策略包括优化电力交易安排 预留气量至传统旺季发电 实现电价逆势提升[6] 电力市场环境 - 广东省建成全电量竞争"中长期+现货"市场交易体系 中长期电量占比从94%以上降至80%[5] - 西电东送多发挤占省内发电空间 市场电价呈下行趋势[6] - 7月广东省发布两项电价政策 调整煤电气电容量电价和完善燃气机组市场机制[4] 政策影响 - 新政策推动气电经营模式转变 容量电费收入占比提高 有利于项目平稳运营[4] - 项目有望应用气电天然气价格传导机制 政策对电力市场价格影响待持续观察[4] - 政策与国家"30·60"碳达峰碳中和目标高度契合[2] 管理措施 - 运营管理包括研判电力市场形势 优化交易策略 落实安全生产和环保要求[3] - 基金管理人与运管机构深化协作 优化流程提升运管水平[3] - 跟踪电力市场格局演变 灵活调整运营策略与管理机制[3]

能源消费与经济增长 - 7月全社会用电量达1.02万亿千瓦时，同比增长8.6%，单月用电量首次突破1万亿千瓦时大关，创全球纪录[1] - “十四五”前4年能源消费增量已达“十三五”时期增量的1.5倍，预计5年新增用电量将超过欧盟年度用电量[1] - 新能源发电量增量占全国新增发电量近50%，推动非化石能源供应总量增长近50%[2] 可再生能源体系建设 - 构建全球最大可再生能源体系，建成全球最大电动汽车充电网络，新能源专利数占全球四成以上[1] - 光伏转换效率和海上风电单机容量不断刷新世界纪录，成为世界能源转型重要推动者[1] - 今年上半年风光发电量增量超过全社会用电量增量[2] 电力基础设施与保障能力 - 建立完备能源产供储销体系和保供稳价机制，布局建设国家级电力应急支撑体系[2] - 加强电力基础设施建设，提升跨区域资源配置能力，提升煤炭、油气应急保障能力[2] - 电力负荷创新高情况下，经历极端天气仍保持平稳运行[2] 电力市场发展与挑战 - 新型电力系统需在技术突破和市场机制上破冰，建设全国统一电力市场成为必然选择[3] - 需以市场化方式在全国更大范围实现电力资源优化配置，解决能源安全、绿电消纳、价格疏导等难题[3] - 电力处于能源体系中心环节，新能源逐步转为主体能源对市场建设提出更高要求[3] 新兴产业与用电需求 - 新能源汽车、光伏、锂电池等绿色低碳产业快速崛起，人工智能等新兴产业迅猛发展[2] - 新兴产业既是用电需求新增长点，也是经济高质量发展重要引擎[2]

交易规模与结构 - 沪藏首次绿电交易电量达785万千瓦时[1] - 交易采用两条输电路径输送西藏清洁电力至上海[1] - 参与市场主体共37家 发电端涵盖华电 华能 国家能源集团 国家电投 中广核等发电集团[1] 市场机制与基础设施 - 交易依托柴拉直流二期扩容工程实现跨区绿电外送[1] - 通过挖掘跨区域输电通道富余能力保障电力稳定输送[1] - 全国统一电力市场在优化绿电资源配置中发挥重要作用[1] 区域合作与未来发展 - 交易填补沪藏两地绿电合作空白[1] - 用电端涉及上海7家售电公司代理的数十家企业用户[1] - 上海计划深化与西藏等新能源富集地区合作 推动更多清洁能源入沪[1]

公司基本情况 - 公司全称为嘉泽新能源股份有限公司 英文名称为Jiaze Renewables Corporation Limited 股票代码为601619 股票简称为嘉泽新能 在上海证券交易所上市[1] - 公司成立于2010年4月16日 总部位于宁夏回族自治区红寺堡区大河乡埡隘子 办公地址在宁夏银川市兴庆区兴水路1号[1] - 截至2025年6月末 公司总股本为2,434,362,939股 控股股东为北京嘉实龙博投资管理有限公司 实际控制人为陈波先生[13] 股权结构 - 截至报告期末 前十大股东合计持股60.29% 其中嘉实龙博持股16.15% 金元荣泰持股15.38% GLP Renewable Energy Investment I Limited持股10.34%[13] - 实际控制人陈波及其一致行动人嘉实龙博 金元荣泰合计持有公司32.36%股份[13] 行业概况 - 公司所属行业为电力 热力生产和供应业 具体为风力发电和太阳能发电行业[14] - 行业主管部门包括国家发改委 国家能源局 中国电力企业联合会[14] - 行业主要发展趋势包括新能源消纳政策持续推进 装机规模高速增长 行业发展从规模化转向精细化 全国统一电力市场建设加速[15] 行业竞争格局 - 新能源发电企业主要分为三大类：五大发电集团 其他全国性电力集团 地方国有发电企业和民营企业[16] - 主要竞争对手包括江苏新能 中闽能源 节能风电 银星能源 三峡能源 龙源电力 大唐新能源等上市公司[17][18][19] - 2024年中国风电市场前五大整机厂商市场份额合计达75% 行业集中度较高[19] 主营业务模式 - 公司采用"开发一批 建设一批 运营一批 出售一批"的滚动开发经营模式[22] - 业务分为五大板块：新能源电站开发-建设-运营-出售 新能源电站运维管理服务 屋顶分布式光伏 新能源产业基金 新能源装备制造产业园区建设[21][23][24] - 主要产品为电力 销售模式包括保障性收购电价和市场化交易两种方式[25] 生产运营数据 - 截至2025年6月末 公司并网装机容量2,315.64MW 其中风电2,041MW 光伏268.27MWp 智能微网6.38MW 另并网储能项目150MW/300MWh[26] - 2025年1-6月发电量314,700.46万千瓦时 其中风电301,223.30万千瓦时[27] - 2025年1-6月售电量301,352.48万千瓦时 主营业务收入130,352.95万元 其中新能源发电收入占比94.13%[27] 财务数据 - 报告期各期末应收账款余额分别为254,875.32万元 321,185.37万元 351,228.94万元和398,774.20万元 其中可再生能源补贴占比超过90%[5] - 报告期内利息支出分别为50,634.76万元 资产负债率保持在69.77% 67.53% 69.34%和70.50%的较高水平[6] - 2025年1-6月前五大客户销售收入占比81.94% 其中国家电网占比39.19%[27] 本次发行方案 - 向特定对象发行股票募集资金120,000万元 发行对象为博荣益弘 系公司实际控制人控制的企业[6][7] - 发行价格为2.51元/股 预计发行股票数量不超过478,087,649股[8] - 募集资金将全部用于补充流动资金及偿还银行贷款[6] - 发行完成后 控股股东将由嘉实龙博变更为博荣益弘 实际控制人仍为陈波先生[9]

交易概况 - 沪藏首次绿电交易达成 成交电量达785万千瓦时 填补两地绿电合作空白 [1] - 交易依托柴拉直流二期扩容工程投运后首笔外送跨区绿电 彰显全国统一电力市场优化资源配置作用 [1] - 同时开展两笔交易 分两条输电路径将西藏清洁电力送往上海 [1] 输电路径 - 第一笔交易依托柴拉 灵绍直流输电通道 从西北方向直送上海 通过绿电交易方式达成国家电力援藏计划 [1] - 第二笔交易创新采用柴拉 庆东 锡泰三条通道接力 历经西北 华北 华东多区域迂回输送 [1] 市场参与 - 参与交易市场主体达37家 发电端涵盖中国华电 中国华能 国家能源集团 国家电投 中广核等发电集团 [1] - 用电端涉及上海7家售电公司代理的数十家知名企业用户 [1] 战略意义 - 交易在西藏自治区成立60周年重要节点达成 体现两地深化能源合作及践行双碳目标 [2] - 全国统一电力市场赋能区域协调发展 上海已与16个省区开展绿电合作 [2] 交易规模 - 上海今年以来累计开展省间绿电交易180余次 成交电量达76亿千瓦时 连续多年保持快速增长态势 [2]

电力中长期市场基本规则核心观点 - 建立全国统一电力市场体系 促进跨省跨区交易与省内交易耦合衔接 推动电力市场互联互通[1][26] - 明确新型经营主体市场地位 包括储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等 享有平等权利并公平承担费用[2][4][29] - 构建市场化价格形成机制 除政府定价外全部通过市场化方式形成 绿电交易价格由电能量价格和环境价值组成[8][40] 市场成员结构 - 新型经营主体分为单一技术类（分布式电源、储能等）和资源聚合类（虚拟电厂、智能微电网）两类[3][39] - 独立储能按放电/充电时段分别以发电企业/电力用户身份参与交易[5][30] - 同一聚合资源同期只能与一家虚拟电厂或负荷聚合商签约 上下网电量需区分结算不得抵消[6][32] 交易机制设计 - 交易品种覆盖数年、年度、月度、月内等周期 采用集中交易和双边协商两种方式[34][35] - 绿电交易确保发电企业与用户一一对应 实现环境价值可追溯[59][60] - 建立按日连续运营机制 交易平台需具备冗余配置和异常监控能力[47][80][95] 价格形成机制 - 合同电价可选择固定价格或与煤电价格指数、现货均价联动[9][41] - 直接参与市场主体通过中长期交易形成分时电价 代理购电用户由政府优化峰谷时段和浮动比例[9][42] - 设置申报价格和出清价格上下限防止市场操纵和恶性竞争[13][45] 绿色电力交易 - 绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费计算[8][40] - 虚拟电厂聚合分布式新能源需提前建立聚合关系 申报电量全部关联至分布式项目[62] - 绿证根据月度结算电量核发 确保环境价值唯一性不得重复计算[74][75] 市场运营与结算 - 交易校核包含出清校核和安全校核 分别由交易机构和调度机构负责[64][65] - 结算以自然月为周期 采用差价或差量结算方式[72][82] - 信息披露保留时间不少于2年 封存期限5年[77][90] 技术系统要求 - 电力交易平台需统一架构和技术标准 实现数据纵向贯通和横向互联[79][92] - 支持用户账号"一地注册、全国共享" 各交易平台实现账号互认[79][94] - 不可抗力导致系统异常时各方无需承担责任[80][96]

能源消费与生产增长 - 7月全社会用电量达1.02万亿千瓦时 同比增长8.6% 单月用电量首次突破1万亿千瓦时大关创全球纪录 [1] - 2024年能源生产总量占比超全球五分之一 发电量占全球三分之一 [1] - "十四五"前四年能源消费增量达"十三五"增量的1.5倍 预计五年新增用电量将超过欧盟年度用电量 [1] 可再生能源体系建设 - 构建全球最大可再生能源体系 新能源专利数占全球四成以上 [1] - 光伏转换效率和海上风电单机容量不断刷新世界纪录 [1] - 上半年风光发电量增量超过全社会用电量增量 [2] - "十四五"以来新能源发电量增量占全国新增发电量近50% 推动非化石能源供应总量增长近50% [2] 绿色低碳产业发展 - 新能源汽车、光伏、锂电池等绿色低碳产业快速崛起 [2] - 人工智能等新兴产业迅猛发展 成为用电需求新增长点 [2] 电力系统稳定性 - 能源自给率始终保持在80%以上 [2] - 建立完备的能源产供储销体系和保供稳价机制 [2] - 布局建设国家级电力应急支撑体系 提升煤炭、油气应急保障能力 [2] 电力市场改革 - 新型电力系统需在市场机制上突破 建设全国统一电力市场成为必然选择 [3] - 通过市场化方式在全国范围内实现电力资源优化配置 [3] - 深化能源管理体制改革 建设全国统一电力市场 [3] - 健全多层次统一电力市场体系 推进能源领域市场化改革 [3]

能源供应与保障 - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时占全球三分之一 能源生产总量折合50亿吨标准煤占全球五分之一 [3] - "十四五"前四年能源消费增量达"十三五"五年增量1.5倍 预计五年新增用电量超过欧盟年度用电量 [3] - 东部地区40%用能来自西电东送等能源大动脉 全球最大电动汽车充电网络建成 每5辆车配置2个充电桩 [3] 绿色低碳转型 - 可再生能源发电装机占比从40%提升至60%左右 风电光伏年新增装机突破3亿千瓦 [4] - 非化石能源占比每年提升1个百分点 预计超额完成20%目标 煤炭占比每年下降1个百分点 [4] - 全社会用电量中绿电占比达三分之一 出口风电光伏产品为其他国家减少碳排放41亿吨 [4] 电力市场建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至23.8万亿千瓦时 占比从40%提升至60%以上 [7] - 形成"1+6"基础规则体系 实现跨电网经营区常态化交易 售电公司可"一地注册全国共享" [6][7] - 电力市场注册主体达97万家 为2020年的5倍 全部工商业用户进入市场 [5][7] 科技创新突破 - 新能源专利数占全球40%以上 新型储能规模跃居世界第一 [4] - 建成白鹤滩水电站、华龙一号核电等全球最大工程 油气开发突破万米深地和千米深海 [5] - 智能微电网和虚拟电厂快速发展 车网互动规模化应用试点推进 [5] 用电结构变化 - 新能源整车制造用电量同比增长34.3% 互联网服务用电量增长20.5% [8] - 今年1-7月电动汽车充换电服务用电量同比增长超40% [8] - 风光发电增量超过全社会用电量增量 新增用电全部来自风电光伏 [8] 基础设施发展 - 充电基础设施达1669.6万个 为"十三五"末的10倍 全球半数以上新能源汽车在中国行驶 [9] - 电能占终端能源消费比重提升4个百分点 通过绿证交易推动"开绿车用绿电" [9] - 开展车网互动试点 电动车化身移动充电宝支持电网削峰填谷 [9]