电力市场化改革与电价下行趋势 - 电力市场化交易电量比重攀升至60.9%，全国市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8% [4] - 全国统一电力市场建设加速，跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [4] - 政策推动市场化改革深化，如136号文要求新能源全电量无差别参与市场交易，以及电力现货市场建设全面加快 [2][4] 电价下行对发电企业的影响 - 龙源电力上半年平均上网电价399元/兆瓦时，同比下降23元/兆瓦时，其中风电和光伏电价分别下降16元/兆瓦时和5元/兆瓦时 [2] - 大唐新能源净利润率从29.90%下降至27.89%，主要受电价下滑等因素影响 [2] - 山东2025年新能源机制竞价中，光伏电价0.225元/kWh较煤电基准价下浮43%，风电电价0.319元/kWh下浮19.2% [1][5] 电价下行的驱动因素 - 动力煤价格中枢下移，火电成本下降，火电企业以低价抢占市场份额，对新能源电价形成压力 [3] - 光伏装机量迅猛增长，上半年全国太阳能发电新增装机2.12亿千瓦，导致市场供大于求，压低了光伏电价 [5][6] - 光伏技术进步和产能扩张使其成本下降空间较大，进一步导致电价降幅明显 [3] 发电企业的应对策略 - 发电企业需从优化电源结构、加强成本控制、提升市场交易能力等方面调整经营策略 [9] - 通过配置储能利用峰谷价差套利，或布局虚拟电厂参与需求响应和辅助服务市场以增加收益 [8] - 建议签订长期购电协议以锁定稳定电价收入，拓展投融资渠道 [9] - 公司如太阳能将加强靠近负荷中心的项目开发，并精细化管控成本、提高电力交易能力 [9] 新能源投资决策的变化 - 电价下行正深刻影响发电企业投资决策，有企业可能放弃在电价过低地区投资光伏项目 [1] - 企业需要重构光伏发电项目的测算模型，并主动理解参与电力市场规则以强化运营能力 [1][9] - 未来电价波动将随新能源比例增大而加剧，企业需根据趋势做出调整 [8]

核心观点 - 电力市场化交易比重提高推动电价下行趋势 对发电企业收益和投资决策产生显著影响 [1][2][3] - 新能源装机快速增长导致市场供大于求 光伏电价降幅尤为明显 [6][7] - 发电企业需通过成本控制、交易能力提升和商业模式创新应对市场挑战 [8][9][10] 电价下行表现 - 龙源电力上半年所有发电业务平均上网电价399元/兆瓦时 同比下降23元/兆瓦时 其中风电下降16元至422元/兆瓦时 光伏下降5元至273元/兆瓦时 [2] - 大唐新能源上半年净利润率从29.90%下降至27.89% 主要受电价下滑影响 [2] - 山东2025年新能源竞价中光伏机制电价0.225元/kWh 较煤电基准价0.3949元/kWh下浮43% 风电机制电价0.319元/kWh下浮19.2% [1][6] 电价下行驱动因素 - 电力市场化交易电量占比达60.9% 1-6月全国市场交易电量2.95万亿千瓦时同比增长4.8% [4][5] - 136号文要求新能源全电量无差别参与市场交易 推动电价由市场供需决定 [2] - 动力煤价格中枢下移使火电成本下降 火电企业以地板价竞争挤压新能源电价空间 [3] - 光伏装机迅猛增长 上半年全国太阳能新增装机2.12亿千瓦 可再生能源新增装机2.68亿千瓦同比增长99.3% [6][7] 市场改革进展 - 全国统一电力市场建设加速 跨电网经营区常态化交易机制获批 建立跨网交易目录电价和统一结算规则 [5] - 19个省级现货市场试运行 山西广东等6省现货市场正式运行 省间区域省内中长期交易常态化 [5] - 山东成为全国首个公布新能源机制电价的省份 为后续省份提供重要参考 [1] 企业应对策略 - 发电企业重构光伏项目测算模型 加强靠近负荷中心项目开发 分析各省交易规则开发新模式 [1][10] - 通过精细化管理控制建设运营成本 提升电力交易能力 调整电源结构和投资策略 [9][10] - 利用储能参与峰谷价差套利 布局虚拟电厂参与需求响应和辅助服务市场 [8] - 探索长期购电协议锁定稳定电价收入 拓展投融资渠道 [10] 行业影响展望 - 新能源占比扩大将加剧电价波动 目前风电光伏占电力总装机比重不到20% [8] - 电价呈现周期性波动特征 整体面临下行压力但部分时段区域可能上涨 [10] - 需关注新能源与人工智能融合应用 数据中心等绿电消费新增长点 [8]