全国统一电力市场建设加速与山东示范经验 - “十四五”时期全国统一电力市场建设按下“加速键” 山东依托全国唯一综合改革试点和首批现货试点 打造全国统一电力市场“六个省级示范” 探索出具有山东特色的电力市场化改革之路 [1] 市场体系构建与运营成效 - 山东构建“中长期+现货+辅助服务+零售+绿电绿证+容量补偿”的全周期、全品种电力市场体系 实现省间省内全覆盖、中长期与现货贯通、多品种协同的市场生态 [2] - 2025年1月至11月 山东累计组织省内中长期交易815批次 达成交易电量3455亿千瓦时 创新“年+多月+月+周+日”多周期交易体系并引入滚动撮合等产品 有效平抑价格波动 [3] - 现货市场采用全电量出清机制 国内首家建立“容量补偿+电能量”完整能量市场价格体系 实现度夏保供期间60万千瓦及以上火电机组非停率和受阻率“双零”历史性突破 [3] - 现货市场价格信号引导作用显著 高峰高电价激励新型储能顶峰发电最高达804万千瓦（创省级电网新高） 低谷低电价推动煤电机组实际出力深调达349万千瓦 激励新型储能低谷充电电力最大达814万千瓦 [3] - 截至2025年11月底 参与交易的售电公司达223家 零售用户近5.1万家 通过固定分时、价格联动等标准化零售套餐打通批发市场价格向终端用户传导的“最后一公里” [4] - 辅助服务市场与现货市场深度融合 国内首家建立爬坡辅助服务市场 有效激励发电企业、储能电站等提供调节资源 [4] 市场机制创新与主体多元化 - 山东率先出台《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》和《山东省新能源机制电价竞价实施细则》 方案被国家发展改革委作为省级范式推广 [5] - 全国首家完成2025年度增量新能源项目机制电价竞价 创新设计申报充足率监测、边际项目熔断等竞价机制及标准化组织模式 率先将新能源电价市场化改革从政策框架推向实操落地 [5] - 参与市场化交易的新型主体日趋多元 在济南、淄博等地试点居民充电桩车网互动价格机制 实现电动汽车充电由高峰向低谷转移及高峰时段自愿反向放电 [6] - 探索形成独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益+辅助服务”的市场盈利机制 截至2025年11月底 共计44家虚拟电厂注册入市、聚合资源576万千瓦 削峰、填谷容量分别达58.4万千瓦、70.8万千瓦 [6] - 绿电绿证交易取得突破 2025年6月5日成功组织首笔现货模式下带曲线绿电交易 环境溢价约14.8元/兆瓦时 率先实现现货模式下绿电带曲线交易 形成分时电能量价格和月度绿证价格 [6] 科技赋能与标准化建设 - 山东电力交易中心构建高效智能的数字化电力交易平台 利用大数据分析、云计算、人工智能等技术预测市场趋势和价格走势 实施精益化结算管理提升“日清月结”效率 [7] - 研发建设“驭市通”智慧管家 构建市场运营监测分析体系 精准分析运行态势并及时识别风险 高效支撑国家能源局数字化监管 [7] - 建立市场服务长效机制 组建省（市、县）三级1758人市场化服务团队 创新推出8项“供电+市场化交易”联动办服务 在A、B级供电营业厅设立电力市场宣传服务专区 [8] - 注重标准化建设 2024年首家发布电力市场地方标准《电力市场交易数据技术要求》 2025年牵头编制的ITU国际标准《基于分布式物联网的可再生能源证书互操作需求与能力框架》获批立项并在全球数商大会上启动 [8]

核心观点 - 山东省通过实施新能源上网电价市场化改革，将风电、光伏发电全面纳入电力市场交易，其核心在于通过“机制电价”这一关键支点，以市场化方式将新能源波动性带来的系统调节成本向用户侧传导，旨在平衡绿色低碳转型与用户经济承受力，并长远推动产业升级和能源消费革命 [1][3][11] 电费账单里的绿色价格 - 山东省作为新能源装机大省，其机制电价改革标志着新能源发展进入市场化成本传导新阶段，将新能源波动性带来的系统调节成本以市场化、透明化方式向用户侧传导 [3] - 新能源发电量全面入市后，其市场交易均价与机制电价之间的偏差费用（差价结算）全部纳入系统运行费用，并由用户侧承担，市场价低于机制电价时用户分摊差价，高于时用户分享收益，这意味着新能源市场价格波动风险转移至全体工商业用户 [3] - 在2026年1月多地代理购电公示表中，超过90%的地区新增了“新能源机制电量差价电费折合度电水平”细项，其中山东省此项费用达到5.6分/度，为全国最高 [1] 电价撬动经济产业变革 - 2025年上半年山东省全社会用电需求持续增长，第二产业用电量增速达3.2%，机制电价的实施通过价格传导机制，正在重塑经济发展与能源消费的关系 [5] - 机制电价短期内推升工商业用电价格，对高耗能行业（有色、建材、石化、钢铁等）造成首轮冲击，因其电价弹性低、能耗占比高，承受的成本压力远高于制造业平均水平，并会通过产业链传导冲击企业利润 [5] - 一般制造业则显示出更强适应性，可通过调整用能时段、优化技术工艺等手段控制成本，这种差异客观上加速了产业内部结构分化，推动资源向高效产能集中 [5] - 电价机制改革通过价格信号重构资源配置效率，将产生三重正向效应：刺激企业投资节能技术改造；促使资本流向低能耗高附加值领域，优化投资结构；实现单位GDP能耗持续下降，使经济增长逐步摆脱对能源投入的路径依赖 [6] 平衡木下的能源革命 - 在能源转型加速背景下，“十五五”规划需更慎重考量因电源规划导致的调节成本增长问题，寻求“双碳”目标与工业经济发展之间的动态平衡 [8] - 2024年山东省规模以上工业增加值增长8.3%，工业对GDP贡献率保持30%以上，若只聚焦“双碳”目标持续扩张新能源，高额调节成本通过机制电价向用户侧传导可能削弱工业经济竞争力；若只偏重传统工业规模扩张则可能导致产业升级滞后 [9] - 新能源规划需统筹考虑电源结构规模与系统调节成本的关联，与用户电费承受能力形成动态平衡，这需要能源与工业运行部门在联合考量下通过科学规划和市场机制设计实现最优配置 [9] - 山东存量新能源项目执行的机制电价为0.3949元/千瓦时，与当前燃煤基准电价保持一致；而2025年新增项目通过竞争形成的机制电价显著下降，风电为0.319元/千瓦时（较燃煤基准价下降19%），光伏为0.225元/千瓦时（较燃煤基准价下降43%），改革呈现“双轨”特征 [10] - “双轨制”电价（存量难触动，增量价格快速走低）虽减少了改革初期阻力，但也可能导致价格信号局部失真和市场机制割裂，可能引发电力市场系统性风险 [10] - 长远看，机制电价的深化与完善将推动能源消费结构优化和产业绿色低碳转型，山东作为先行区的经验为全国能源市场化改革与系统转型提供了实践依据，未来如何在平稳过渡中化解机制差异、推动价格信号统一是实现多效益协同共赢的关键 [11]

首轮新能源机制电价竞价总体情况 - 截至11月中旬，山东、甘肃、云南、江西、广东、新疆6省（区）已完成首轮新能源机制电价竞价工作 [1] - 此次竞价是136号文落地后新能源增量项目的首轮市场化竞价，对深化新能源市场化改革、推动能源高质量发展具有重要意义 [1] 各省竞价电价与电量结果 - 六省风电、光伏电价区间为0.1954~0.375元/千瓦时，其中风电最高价为江西0.375元/千瓦时，分布式光伏最高价为广东0.36元/千瓦时，集中式光伏最高价为云南和江西0.33元/千瓦时，风光项目电价谷底均为甘肃0.1954元/千瓦时 [2] - 新疆竞价电量规模庞大，风电项目机制电量约185.39亿千瓦时，光伏项目约36.08亿千瓦时，仅喀什华电项目机制电量就超过31.3亿千瓦时 [6] - 江西首轮机制电量总规模为11.6亿千瓦时，但最终风电机制电量4.62亿千瓦时，光伏机制电量1.31亿千瓦时，总规模仅占初始竞价规模过半 [8] - 广东首次竞价仅限分布式光伏，初始竞价规模50亿千瓦时，最终11654个项目入选，机制电量46.5亿千瓦时，电价为0.36元/千瓦时 [9] 地区资源禀赋与消纳能力对电价的影响 - 机制电价受消纳能力影响显著，新疆、甘肃资源富足但消纳能力低，电价位于中游或谷底，而广东用电量大、云南水电资源丰富，为新能源消纳提供空间，电价水平较高 [2] - 甘肃光伏发电项目利用率低，2025年9月利用率为90.4%（全国倒数第四），前九月利用率降至89.9%（全国倒数第五），巨大消纳压力促使其在首轮竞价中采用风光同价的下限0.1954元/千瓦时，以期实现电量大规模出清 [7] - 云南大规模水电装机（超8300万千瓦）为新能源接入提供天然缓冲，支撑其机制电价处于全国较高水平，风电与光伏电价基本持平于0.332元/千瓦时 [5][6] 风电与光伏项目的发展差异 - 除甘肃外，各地风电项目电价均高于光伏项目，更贴近竞价区间上限，因风电出力高峰期与社会用电负荷匹配度更高，而光伏处于“逆调峰”状态，提高了电网消纳成本 [3] - 政策导向加速结构调整，山东明确优化新能源结构，目标到2025年底将光伏、风电装机比例由3.2:1优化至2.6:1，并快速提升风电装机规模 [3] - 山东风光差价达0.094元/千瓦时，政策倾斜（给予风电更高电量规模）、风光出力周期差异及风电建设周期较长导致参与竞价项目少，是造成差价的主因，当地光伏机制电价已略低于度电成本 [4] 竞价机制与未来趋势 - 山东首轮机制电量规模因风光项目申报充足率不足125%而自动收缩，直至满足要求 [4] - 云南竞价中标比例高达96.22%，529个申报项目中有509个中标 [5] - 江西已启动2025年第二次新能源机制电价竞价，竞价区间为0.24~0.38元/千瓦时，与首次持平 [8] - 新疆较低的电价（风电0.252元/千瓦时，光伏0.235元/千瓦时）虽可能压抑社会资本投资热情，但有望加速电力外送并吸引高耗电企业落户 [6]

行业发展历程 - 户用光伏从约十年前在中国崭露头角，通过合作开发模式让农户屋顶成为绿色资产 [1] - 2017年分布式光伏崛起，全年同比增长3.7倍，其中户用光伏增长近5倍 [2] - 截至2025年上半年，中国光伏累计装机突破1000GW，其中户用光伏达180GW，占比超16%，近十年装机量增长230多倍 [3] 市场模式与收益 - 合作开发模式下，光伏企业投资安装运维，与农户共享发电收益，农民每年稳定收益约3000元 [2] - 户用光伏每年为农民增收约140亿元，并催生了从销售、安装到运维的完整产业链 [3] - 市场参考美国Sunrun的第三方购电协议模式，用户零首付以固定价格购电，企业通过规模化运营获利 [7] 政策与市场变革 - 2025年以136号文和1360号文为标志，新能源上网电价市场化改革全面铺开，行业进入重视消纳和效益的"下半场" [4][5] - 市场化电价带来波动，增加项目收益不确定性，光伏企业、代理商和用户需重新考量投资回报 [6] - 行业从"规模优先"转入"消纳优先"、"负荷为王"的发展阶段 [4] 商业模式创新 - 户用光伏商业模式转向多元化、服务导向的发展路径 [8] - 正泰安能推出"泰益宝"产品，为用户全额投资建设光伏电站，用户前7年享受折扣电价，后18年免费用电，实现"零成本、零押金、零风险" [9] - 创新模式通过用电侧场景收益平抑发电侧价格波动，并已于苏州张家港完成首户落地 [10]

行业政策环境 - 风电行业政策底已现，收入端政策不确定性落地 [1] - 136号文推动新能源全面入市，并辅以场外价差结算机制 [1] - 市场化改革进入深水区，山东、甘肃、新疆、云南四省已完成首轮机制电价竞价 [1] - 风电增值税补贴出现退坡 [1] 市场竞价结果 - 首轮机制电价出清结果较燃煤基准价下浮较多 [1]

融资产品创新与信贷发放 - 依托“青信融”平台建立全省统一的“涉企金融主题数据库” [1] - 创新打造“点碳成金贷”、“政采贷”、“虫草贷”、“拉面贷”等特色融资产品矩阵 [1] - 截至目前已发放贷款64,000余笔，金额超过457亿元 [1] 营商环境优化与制度创新 - 出台《全力打造一流营商环境助力高质量发展三年行动方案(2025—2027年)》 [3] - 开展促进民营经济高质量发展攻坚行动，推出发挥绿电优势推动产业外向型发展系列举措 [3] - 建立健全涉企收费目录清单制度，接续推出“小切口、大效能”5.0版营商环境改革任务 [3] - 系统构建覆盖经营主体全生命周期的法治保障体系 [3] 信用体系建设与监管 - 推动建立以信用为基础的新型监管机制，贯穿经营主体全生命周期 [3] - 将全国信用综合评价结果等多项信息纳入信用报告，实施分级分类信用监管 [3] - 为全省604,500户经营主体建立健全信用档案，完成失信修复78,000余件 [3] 能源政策与产业发展 - 实施新能源上网电价市场化改革、绿电直连、新能源项目开发等系列举措 [3] - 全力推进电力资源高效配置，积极引导新能源行业健康有序发展 [3] 数字政府与政务服务 - 建设数字政府，以一体化政务服务平台为支撑 [3] - 制发电子印章13,000余枚，电子印章使用部门突破6,000个，电子印章年签发量达300万次 [3] - 开通“我的证照”、“电子亮证”等功能，推动“无纸化”审批高效落地、常态运行 [3]

竞价结果 - 风电入选电量59.67亿千瓦时 中标价格0.319元/千瓦时 [1] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时 中标价格0.225元/千瓦时 [1] - 风电机制电量占比86% 光伏占比14% [2][4] 规则设计 - 分设风电光伏两组竞价 风电价格区间0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [2] - 执行期限差异化 深远海风电15年 其他项目10年 [2] - 设置边际机组保护机制与125%申报充足率指标防止恶意竞争 [2] - 1200个项目中标且无异常报价 [2] 价格机制特点 - 按低价优先方式入围 中标价取入围项目最高价 [3] - 机制电价作为动态价格保险 市场价低时补偿差价 市场价高时回收超额收益 [7] - 风电较高出清价格反映其24小时发电特性与电网需求匹配度 [4] 对行业影响 - 推动新能源行业从规模扩张转向效益提升 [5] - 倒逼光伏企业提升技术水平与运营管理能力 [4] - 引导资本更多投向风电领域 促进风光储多元协同 [4] - 稳定发电企业收益预期 强化成本控制意识 [6] 样本价值 - 为全国新能源市场化改革提供可复制路径 [1][6] - 证明科学设计的竞价方案可实现多方共赢 [6] - 确立价格杠杆调节供需与消纳的市场化核心逻辑 [6] - 其他省份可参考实施一地一策精准改革 [6] 山东新能源现状 - 风光新能源装机总量1.19亿千瓦 占总装机容量47.8% [3] - 光伏装机9145万千瓦居全国第一 [3] - 度夏期间光伏出力常态化突破5000万千瓦 [3]

业绩数据 - 2025年上半年营业收入156.57亿元，同比减少18.61%[12][49][99] - 归属于上市公司股东的净利润33.75亿元，同比减少13.79%[12][49] - 经营活动产生的现金流量净额66.73亿元，同比减少8.49%[12][49] - 基本每股收益和稀释每股收益均为0.4037元/股，同比减少13.01%[12][49] - 加权平均净资产收益率4.51%，较上年同期减少0.86个百分点[12][49] - 期末总资产2691.00亿元，同比增长4.55%[12][49] - 期末归属于上市公司股东的净资产748.25亿元，同比增长2.11%[12][49] 装机与发电 - 2025年上半年净新增新能源控股装机容量2053.54兆瓦，风电986.95兆瓦、光伏1096.59兆瓦，减少生物质发电30兆瓦[24][66][75][134] - 截至2025年6月30日，控股装机容量43196.74兆瓦，风电31395.72兆瓦，光伏11794.92兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦[24][66] - 2025年累计完成发电量39652477兆瓦时，风电33502617兆瓦时，同比增长6.07%；光伏发电量6146915兆瓦时，同比上升71.37%[24][66][68][134] 市场交易 - 2025年上半年完成绿电交易41.4亿千瓦时，同比增加41.67%；交易绿证423.2万张，同比增加81.46%[79] - 2025年上半年新签订开发协议1.24吉瓦，风电1.04吉瓦、储能0.2吉瓦，累计取得开发指标4.75吉瓦，风电2.98吉瓦，光伏1.77吉瓦[74][134] 财务指标 - 本报告期末资产负债率为67.13%，较上年末增加0.63个百分点[21][198] - EBITDA利息保障倍数为7.28，较上年末增长4.75%[21][198] - 扣除非经常性损益后净利润为390337.39万元，较上年同期减少11.43%[21][198] - EBITDA全部债务比为7.07%，较上年同期减少0.88个百分点[21][198] 分红计划 - 公司拟以总股本8359816164股为基数，每股派发现金股息0.1000元（税前），派发现金股息总额835981616.40元（税前），约占2025年半年度归属于公司股东净利润的24.77%[9][35][140][143] - 拟定2025 - 2027年每年现金分红比例不低于当年归属于股东净利润的30%[140] 技术研发 - 2025年上半年申请发明专利56件、实用新型专利21件，颁布执行2项国家标准、1项能源行业标准[82] - 国家重点专项“多场景风电场规划设计关键技术及软件开发”等获批立项[80] 未来展望 - 2025年下半年围绕“稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全”完成全年目标任务[90] - 以风电为主优发展，推动规模化风电并购和海外风电市场开发[90] 其他要点 - 2025年上半年发行4期超短融资券、6期中期票据和1期绿色中期票据，共计220亿元[83] - 累计取得6个境外新能源项目共计144万千瓦遴选审批[84] - 报告期通过同一控制下企业合并取得国家能源莒南新能源有限公司[122][123] - 职工监事吴进梅退休离任，刘劲涛新聘任当选[142]

义乌国际商贸城新能源市场现状 - 义乌国际商贸城二区东新能源市场有260余家商铺，主要销售光伏组件、储能系统、逆变器等产品，主要流向非洲、中东和东南亚等地区 [2] - 光伏行业面临"寒冬"，组件价格跌破成本线，大厂转战新兴市场，代工利润微薄，中小光伏企业在夹缝中生存 [2] - 商铺内陈列的光伏组件存在品牌优先级，隆基、晶科等大厂组件放在显眼位置，非标小组件摞在一旁，中小光伏企业成为"品牌搬运工" [2] 中小光伏企业的微利困局 - 耀灿太阳能给大厂代工，电池片产线每天生产4000片，一片代工费25元，一天代工费10万元，但设备折旧就要6万多元，压价时23元也得接 [2] - 2023年耀灿太阳能产能达到0.8GW，一片电池片代工费曾高达40元，但行业产能过剩，前十企业总产能已能满足全球需求 [3] - 宁波旭弘能源基本只能维持经营，没有太多利润，商铺内陈列的是采购自隆基绿能的BC组件 [4] 代工模式的脆弱性 - 代工企业资金链脆弱，账期条件悬殊，中小代工企业账期一个月左右或现款，而大厂能拿到供应商"6+6"（6个月承兑和6个月账期）的托底支持 [7] - 义乌市场提供小额贷款服务，额度为商铺价格的50%，并推出"义支付"平台解决收付款问题 [7] - 义乌市场每年组织四五场活动帮助商铺引流，并带商铺老板去国外考察、参展，联合义乌市标准化研究院发布团体标准 [7] 品牌引力不足与市场乱象 - 外国客商更青睐大品牌组件，隆基的BC组件卖得最好，10%客户来自伊拉克，其余大都来自也门 [8] - 部分中小光伏企业库存高企，二、三线品牌仓库库存高达数亿元，但不敢卖，因为卖了就亏损 [13] - A级产品卖不动，B级、C级产品价格在0.4元~0.5元/W，耀灿太阳能产品价格较高，为0.63元/W [13] - 市场上假货蔓延，部分商户从大厂订购组件后，同一序列号的产品市场上多出四五批，严重扰乱市场秩序 [13] 专利单品与出海服务的竞争力 - 朗凯新能源小型离网发电系统中的逆变器、控制器等单品有核心专利优势，市场主要在非洲、中东、东南亚、南美，今年销售额同比增长约30% [16][19] - 际洪电子出口家用光伏储能系统，自主研发电池包和逆变器，最便宜的一套不到2000元 [15][21] - 中小光伏企业将出海服务作为核心竞争力，在伊拉克、赞比亚、尼日利亚等国设立To B海外客户服务中心，提供产品、服务和设计方案 [21] - 朗凯新能源在阿联酋有分公司，辐射也门、叙利亚、乌兹别克斯坦、塞拉利昂、几内亚、喀麦隆等地 [21]

光伏发电与节能减排 - 美的集团旗下威灵洗涤电机公司园区屋顶光伏年发电量870万度，占园区总用电量27%，年减碳8500吨，节省电费超390万元[1] - 广东2025年上半年绿电交易电量82.9亿千瓦时，同比增长60.2%，绿电环境属性交易价格降至6.7厘/千瓦时[1] 新能源装机与市场化改革 - 广东截至2025年6月底新能源总装机7850万千瓦（占比33%），其中海上风电1251万千瓦全国领先[2] - 广东推动第二批110千伏新能源场站（77家/590万千瓦）参与现货市场结算，新能源项目上网电量全面市场化[2] - 广东市场化交易主体达8.5万家，上半年交易电量2945亿千瓦时（占全社会用电量68%）[2] 绿证交易与国际合作 - 东莞供电局与荷兰STX集团签订I-REC国际绿证合同，业务覆盖4国9省28地市，累计交易绿证600万张（对应电量60亿度），支撑出口价值超300亿元[3] 车网互动与绿电消费 - 汕头龙湖供电局计划2026年底投建15台V2G充电桩，预计年调峰收益75万元，减碳180吨，联动58家充电桩企业优化用电调度[4] - 广东2025年绿电需求预计超120亿千瓦时，计算机通信等10大行业占比70%[5] - 江门鹤山中富公司通过欧盟"零碳工厂"认证，采用"光伏+蓄冷+充电桩+绿电"微电网模式[5]