文章核心观点 - 全球能源转型加速，中国电力市场改革进入深水区，核心挑战在于平衡能源的清洁性、安全性与经济性，即“能源不可能三角” [1] - 当风光发电量在电力系统中占比达到15%时，系统成本进入快速上升期，这标志着电网景气度提升和灵活性资源需求增加的临界点 [2][10] - 构建全国统一电力市场和完善电力现货市场机制，是推动新能源消纳、特高压发展及优化系统成本的关键 [2][6][10] - 高比例新能源接入带来电网安全新挑战，需推动电网“半导体化”升级并加强跨区域协同控制 [3] - 终端电价面临上涨压力，电-碳市场联动有望为清洁能源赋予清晰环境价值，引导投资与消费 [4] - 在灵活性资源成熟前，煤电因其稳定出力仍承担重要保供作用，未来角色将转向调节性与保障性电源 [5] 电力市场改革 - 电力市场改革没有完美模板，需因地制宜，核心是形成一种新质生产关系，以消纳绿电为主线，安全为底线 [10][13] - 改革驱动因素在于系统成本快速上升，良性设计的电改应通过降低系统成本来实现降价，而非单纯降低发电成本 [15] - 中国电力市场发展路径独特，先有中长期市场，后发展新能源与电力现货市场，与其他国家存在差异 [20][22] - 全国统一电力市场建设至关重要，旨在通过大范围互济解决中国西部资源与东部负荷中心错配的问题 [3][10] - 电力现货市场是新能源与特高压高质量发展的关键，其核心是建立反映时空价值的电价机制，将电价由标量变为向量 [2][10] 新能源发展与系统成本 - 2024年全球、中国、美国、欧盟、越南的风光发电量占比分别为15.0%、18.1%、12.5%、27.0%、5.0% [21] - 风光发电量占比达到15%是系统成本快速上升的临界点，达到20%则是灵活性资源需求大幅提升的拐点 [2][10][21] - 新能源的成长性首先来源于国家自主贡献（NDC），其次才是技术进步 [10] - 水、风、光资源丰富地区边际成本近乎为零，但需要额外电网建设，且传统继电保护理论面临挑战，叠加数据中心等“潮汐”式用电，系统安全压力持续提升 [16] - 系统成本上升原因包括：电网向“半导体化”升级需要高投入、新能源电站数量庞大增加调度管理复杂度、传统电力设备为适配新型系统需进行改造 [15] 电价机制与市场建设 - 终端电价面临均值水平上涨压力，但非普涨，可能通过拉大用户侧峰谷价差等温和方式进行 [4][15] - 负电价现象表明需充分发挥边际定价机制效用，通过价格信号引导资源流动，例如在山东出现负电价时，应调整跨省输电方向，避免逆向送电 [2][20] - 电力市场未来将呈现多产品市场结构：能量市场的电量电价逐步下降；安全市场（容量、辅助服务等）价格逐步提升；绿色市场通过电-碳联动动态定价 [16] - 市场建设需完善计量基础设施，不仅包括电计量，还需包括碳计量 [10] - 交易品种包括中长期合约与现货，中国正推动中长期合约由物理合同转为金融合同，且绿电属于中长期交易范畴 [20] 电网安全与灵活性资源 - 高比例新能源接入带来安全风险，2025年智利与西班牙大停电事件警示，太阳能发电占比超30%的系统可能因电压失控与机组脱网引发连锁反应 [3] - 电网需加快“半导体化”升级，推动柔性输电技术应用，并加强跨区域协同控制能力以应对安全挑战 [3] - 在储能等灵活性资源尚未完全成熟阶段，煤电因建设周期短、出力稳定，仍在系统中承担重要保供作用，近年核准与开工规模出现波动上升 [5] - 灵活性资源生态位竞争包括：核电、煤电改造、燃机、光热电改造、抽水蓄能、新型储能、用户侧调节（虚拟电厂、V2G、需求响应等） [10] - 从投资角度看，电网安全领域关注二次设备；灵活性资源领域关注上述多种技术路线；电力现货市场建设领域关注计量基础设施 [10]

电力现货市场建设进展 - 国家电网经营区内省间现货市场及5个省级现货市场已正式运行，18个省级现货市场进入连续结算试运行，提前2个月完成2025年底基本实现电力现货市场全覆盖的目标任务[2] - 省间电力现货市场于2022年启动试运行，并于2024年10月15日转入正式运行，显著提升了跨省区电力资源优化配置能力[2] - 2024年10月，首次实现与南方电网的跨经营区电力现货交易，最大成交电力达180万千瓦，电量为4230万千瓦时，标志着全国统一电力市场建设迈出关键一步[2] 全国统一电力市场体系 - 已初步形成统一市场、两级运作的多层次统一电力市场体系，省间与省内两级电力现货市场实现高效协同运行[3] - 该市场体系有效发挥市场调节作用，为电力保供和能源转型提供了有力支撑[3] - 电力生产组织基本实现市场化转型，现货市场出清以市场主体申报信息为基础，调度计划编制以出清结果为依据，提升了生产组织效率和精益化程度[3] 储能产业相关活动 - ESIE 2026被标识为储能产业发展的风向标[4] - 提供了ESIE 2026展会预定展位的多个联系方式[6]

投资评级 - 报告对国电南瑞的投资评级为“优于大市” [1][3][5][21] 核心观点 - 报告认为公司海外与网外业务快速发展，特高压需求迎来复苏 [1] - 公司技术持续创新，全球化布局加速推进 [2][20] - “十五五”期间电网投资有望进一步加大，特高压招标在2026年有望放量 [2][20] 财务业绩表现 - 2025年前三季度公司实现营业收入385.77亿元，同比增长18.45%；实现归母净利润48.55亿元，同比增长8.43% [1][8] - 2025年前三季度销售毛利率为26.47%，同比下降2.79个百分点；净利率为13.34%，同比下降1.32个百分点 [1][8] - 2025年第三季度公司实现营收143.33亿元，同比增长16.65%，环比下降6.61%；归母净利润19.03亿元，同比增长7.81%，环比下降16.24% [1][19] - 2025年第三季度毛利率为26.50%，同比下降3.13个百分点，环比下降1.25个百分点；净利率为14.11%，同比下降1.20个百分点，环比下降1.72个百分点 [1][19] 业务发展亮点 - 网内业务持续巩固领先地位，新一代调度系统、电力现货市场等核心产品广泛部署，市场份额稳步提升 [2][19] - 网外业务取得显著突破，中标多个新能源储能、抽水蓄能、轨道交通综合监控等重点项目，新兴业务收入同比大幅增长 [2][19] - 公司成功研制并交付首台（套）300MW级变速抽蓄交流励磁及控制系统、氢电耦合能量管理系统等重大装备 [2][20] - 公司产品与解决方案成功进入沙特、印尼、巴西、智利、尼加拉瓜等市场，全球化布局加速推进 [2][20] 行业前景与订单预期 - “十五五”期间，我国电网规划将围绕新型电力系统构建展开，预计电网投资将进一步加大 [2][20] - 2025年10月以来，蒙西-京津冀、藏东南-大湾区2条特高压直流启动招标，预计后续浙江环网、达拉特等特高压交流项目和陕西-河南等特高压直流项目有望陆续招标，公司订单有望进一步增长 [2][20] 盈利预测与估值 - 预计公司2025-2027年实现归母净利润83.69/94.62/107.16亿元 [3][21] - 预计2025-2027年每股收益（EPS）分别为1.04/1.18/1.33元 [4] - 当前股价对应2025-2027年市盈率（PE）分别为24/21/19倍 [3][21] - 预计2025-2027年净资产收益率（ROE）分别为16.4%/17.1%/17.7% [4]

电力现货市场建设进展 - 截至今年8月，7个省级现货市场已正式转入运行，包括山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江 [1] - 江苏、陕西等6个省级及南方区域现货市场开启连续结算试运行，省间现货市场同步正式运行 [1] - "统一市场，两级运作"的框架基本成型，国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系 [1] 市场运行成效与作用 - 在今夏用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，缓解局部地区供电压力 [1] - 今年前8个月，省间现货市场新能源成交电量达77.5亿千瓦时，占比36.5% [2] - 现货市场连续运行地区火电下调能力提升9个百分点，为风电、光伏腾出更多消纳空间 [2] - 浙江在迎峰度夏期间通过市场化价格信号引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [2] 市场机制面临的挑战 - 新能源装机迅猛扩张带来午间时段可能出现的"弃光"现象、晚高峰时期的保供压力以及部分区域偶发的负电价 [1] - 负电价呈现'季节性、时段性'特征，成为高新能源渗透率地区的共性问题，过于频繁的负电价会扰乱市场预期 [2] - 市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化 [1] 未来市场体系发展方向 - 需构建"电能量市场+容量市场+辅助服务市场"的多层次体系 [3] - 电能量市场通过中长期合约筑牢保供基础、分时价差激励短期调节 [3] - 容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化调频、爬坡等品种，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益 [3] - 需通过机制优化应对挑战，如合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性 [2]

顶层设计明确市场建设目标方向 - 构建完整高效市场体系，优化现货市场出清机制以形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，完善中长期交易机制以稳定投资预期，健全辅助服务市场体系以服务新型电力系统建设 [3] - 激活市场主体活力，鼓励虚拟电厂、储能、源网荷储等新型经营主体参与交易，支持“电源+储能”联合报价，推动发用两侧共同参与现货交易，打造规范透明的零售市场以促进批零价格传导 [3] - 平衡安全与效率，强调完善可靠性机组组合和可靠容量补偿机制以保障电力安全可靠供应，建立市场力监测与管控机制以实现市场化竞争与电力安全可靠供应的协同 [3] 山东实践验证核心任务落地见效 - 山东新能源装机规模超过煤电，占比总装机49.63%，光伏装机达9118万千瓦，但面临“多光少风”结构特点、午间弃电与晚峰保供压力并存、以及30%县区因分布式光伏成为电网接入“红区”等独特矛盾 [4][5] - 现货市场发现价格信号，山东通过“高峰高价”激发火电机组顶峰，增加能源保供能力560万千瓦，通过“低谷低价”引导用户侧移峰填谷，提高午间新能源最大消纳能力1200万千瓦 [5] - 容量补偿保障发电可靠，山东是全国首家实践容量补偿机制的省份，该机制稳定了煤电机组收益，缓解了“价格双轨制”矛盾，并为科学核定容量电费标准和探索建设容量市场奠定基础 [6] - 零售市场传导价格信号，山东零售市场峰谷价差超过3:1，引导用户晚峰最大移峰负荷超过270万千瓦，并建立零售套餐价格预警机制和信息批露体系以规范市场行为 [6] 国家政策引领山东市场规则迭代完善 - 山东新版电力市场规则首次明确用户侧按节点报量报价参与现货市场，推动市场由发电侧单边定价向发用两侧双边定价转变 [7] - 适应新能源全面入市，优化日前市场组织流程，允许新能源和用户自愿参与日前市场经济出清，并全电量参与可靠性机组组合 [7] - 畅通各类新型经营主体参与市场路径，形成全类型发电主体、全体工商业用户以及新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂等共同参与的电力市场体系 [8]

核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，针对电力现货连续运行地区明确九大指引方向，重点围绕新能源全面入市后的市场机制适配、系统调节能力提升等核心问题提出解决方案 [1] - 《指引》与2025电力市场秋季论坛专家观点高度契合，论坛围绕现货市场优化、新型主体激活、辅助服务完善等议题的讨论为《指引》落地提供了实践参考 [1] - 《指引》旨在构建适配高比例新能源的电力市场运行体系，通过市场化机制打通新能源全面入市堵点，激活灵活调节资源，并通过辅助服务完善与容量保障筑牢系统安全根基，最终实现电力资源优化配置、安全稳定供应与能源清洁低碳转型的多重目标 [8] 现货市场机制优化 - 《指引》支持各地探索完善新能源全面入市下的现货市场机制，优化现货市场出清机制，形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，并通过日前交易价格激励用户参与系统调节，保障电力安全供应 [2] - 国家电网经营区26个省级电力现货市场已全部启动运行，其中山西、山东、湖北、浙江等5家成功转入正式运行，现货市场价格有效激励发用两侧协同优化 [2] - 山东市场化用户午间填谷583万千瓦，晚峰移峰225万千瓦，在优化系统运行特性的同时降低了用电成本 [2] - 甘肃新型储能平均年利用小时数同比增长超155小时，盈利模式持续完善，平均调频性能达到火电的1.5倍，提升了电网调节能力 [2] - 南方区域通过"统一出清、两级协同"模式，降低优先计划保障执行比例，为具备价格优势的省份或点对网电源腾出发电空间，西电东送电量不降反升 [3] - 经过市场优化的西电东送总电量504.7亿千瓦时，较优先计划合约增送58.9亿千瓦时 [3] - 在新能源大发时段，广西、云南日前出清均价分别低至159元/兆瓦时、113元/兆瓦时，精准反映清洁能源边际成本 [3] 新型主体参与机制 - 《指引》强调完善各类市场经营主体参与现货市场机制，鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体和用电侧主体"报量报价"参与现货市场竞争，支持"电源+储能"作为联合报价主体参与 [4] - 中国电力科学研究院针对分时块、标准块、自定义时段耦合块、条件能量块及移动能量块等多类型块的联合出清与定价优化模型开展了深入理论研究与模拟验证工作，已具备实战演练和工程应用的技术条件 [4] - 清华大学专家认为高比例新能源下负电价的合理管控需依赖需求侧弹性释放，虚拟电厂、聚合商等新型主体是链接用户侧资源的关键 [5] - 《指引》允许新型主体"报量报价"参与可有效降低中小用户入市门槛，通过聚合商整合分散调节能力，将负电价频率引导在合理范围 [5] 辅助服务市场建设 - 《指引》提出因地制宜健全辅助服务市场体系，鼓励新能源装机占比较高的地区探索建立爬坡等辅助服务市场 [6] - 专家分析指出部分地区负电价频发除新能源出力波动外，辅助服务品种不足、调节资源未充分激活也是重要原因 [6] - 山东2024年实时市场负电价频率达14.21%，若能建立爬坡辅助服务市场，通过价格信号激励煤电、储能提供爬坡能力，可将负电价时长减少30%以上 [6] 容量保障机制 - 《指引》要求研究建立面向各类电源的容量补偿机制，保障系统容量长期充裕 [6] - 新能源装机大幅飙升后，传统电源投资热情锐减，新能源大规模接入挤压传统电源在电量市场的份额，利用小时数大幅降低，投资回报率预期不佳 [6] - 系统长期容量充裕度面临严峻挑战，对电力系统安全稳定运行构成严重威胁 [7] - 《指引》提出科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，建立容量补偿机制，通过精准评估容量贡献给予合理补偿，有效平衡新能源与传统电源的投资预期 [7] - 容量补偿机制既能保障新能源持续发展，又能稳定传统电源投资信心，为区域电力系统安全保供提供长期保障 [7]

财务表现 - 2025年上半年营收242.43亿元 同比增长19.54% [1] - 2025年上半年归母净利润29.52亿元 同比增长8.82% [1] - 2025年上半年扣非归母净利润28.04亿元 同比增长6.94% [1] - 2025年第二季度营收153.48亿元 同比增长22.50% [1] - 2025年第二季度归母净利润22.72亿元 同比增长7.33% [1] - 2025年第二季度扣非归母净利润21.95亿元 同比增长5.84% [1] 业务结构 - 电网行业营业收入130.71亿元 同比增长15.56% [1] - 新签合同354.32亿元 同比增长23.46% [1] - 国网系统外业务合同占比超50% [1] - 国际合同同比增长超200% [1] - 电网外业务营业收入111.41亿元 同比增长24.72% [3] - 海外收入19.87亿元 同比增长139.18% [3] 研发投入 - 2025年上半年研发投入15.49亿元 同比增长2.8% [1] 核心业务板块 - 智能电网板块收入122.25亿元 同比增长28.37% 毛利率30.34% [1] - 数能融合板块收入39.00亿元 同比增长4.43% 毛利率23.40% [2] - 能源低碳板块收入65.41亿元 同比增长29.49% 毛利率21.59% [2] - 工业互联板块收入12.45亿元 同比增长2.94% 毛利率20.00% [2] - 新兴业务收入同比增长38.65% [2] 市场拓展 - 新一代调度 电力现货市场 配电自动化 新一代用采 智能量测等领域核心产品广泛部署 [2] - 电网内业务市场份额巩固提升 落地山东辽宁新一代调度 山西甘肃电力现货市场 江苏北京配电自动化等重大项目 [2] - 网外业务中标华能乌兰察布 国电投海西州等储能项目 陕西佛坪 福建仙游等抽蓄项目 四川成眉轨道交通综合监控等重大项目 [3] - 国际业务沙特南美市场放量增长 落地沙特柔直换流阀及ADMS 印尼SVC供货等重大项目 [3] - 智能用电采集整体解决方案及调相机业务进入巴西市场 配网运维业务应用于智利市场 变电站保护及自动化产品进入尼加拉瓜市场 [3]

政策推动电力现货市场建设 - 国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确电力现货市场建设时间表和路线图，标志着我国电力现货市场建设进入加速阶段 [1] - 政策是落实党的二十大关于构建全国统一大市场战略部署的重要举措，推动电力市场化改革向更深层次、更广范围全面加速 [1] 市场建设时间表与目标 - 湖北电力现货市场2025年6月底前转入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争2026年6月底前转入正式运行 [2] - 2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海启动现货市场连续结算试运行 [2] - 南方区域电力现货市场启动连续结算试运行，京津冀电力市场启动模拟试运行，省间现货市场实现发电企业参与省间现货购电 [2] - 2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，发挥现货市场价格发现和供需调节作用 [2] 电力现货市场建设成效 - 已有5个省电力现货市场和1个省间电力现货市场转入正式运行，现货市场试点稳步推进，市场化机制逐步完善 [4] - 甘肃电力现货市场正式运行，参与用户从5家增至380余家，月度用电规模达51亿千瓦时，覆盖全省用电量51% [4] - 甘肃创新新能源报量报价、用户参与市场等模式，解决新能源负电价困境，通过现货市场价格信号提升新能源消纳效率 [4] - 甘肃新能源场站大规模入市，水电机组2025年全面入市，市场化程度为全国最高 [6] 区域协同与跨省交易 - 南方区域、京津冀等跨省市场试点推进，为区域间电力交易规则统一、利益协调提供实践基础 [6] - 省间现货市场将研究售电公司、电力用户直接参与机制，打破省间交易壁垒，促进资源大范围优化配置 [6] 未来挑战与建议 - 需细化市场规则与监管体系，确保公平公正，明确第三方评估标准，加强市场监管，防止市场操纵和价格垄断 [7] - 深化区域协同机制，解决省间交易壁垒，加快研究售电公司、用户直接参与机制，协调区域间利益分配矛盾 [8] - 完善中小型发电企业、用户参与市场的风险对冲工具，如电力期货，加强市场力监测，防止价格操纵等垄断行为 [8]

电力现货市场建设提速 - 电力现货市场经过试点省份运行已积累较多经验 具备提速基础 政策提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖的目标 [1] - 现货市场是电力市场体系的关键环节 反映电力商品的真实价格信号 引导实现电力资源的优化配置 并为中长期市场价格形成提供参考 [1] - 国内已有山西 广东 山东 甘肃 蒙西5处现货市场转入正式运行 在现货市场运行管理方面已经积累一定经验 [1] 各区域建设目标与时间节点 - 《通知》提出湖北电力现货市场要在2025年6月底前 浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行 [2] - 安徽 陕西力争在2026年6月底前转入正式运行 2025年底前 福建等16个省区要启动现货市场连续结算试运行 [2] - 跨省区现货市场建设方面 2025年底前 南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行 京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行 [2] 对电力行业的影响 - 调节性能优异的大水电能够受益 灵活性改造后煤电有望拓展其盈利来源 储能 虚拟电厂等新型经营主体的商业模式有望逐步理顺和建立 [1] - 电力现货市场扩容和完善有助辅助服务等需求的市场化定价 提振市场主体推动抽蓄 储能等调节性资源建设投资 加强火电灵活性改造的意愿 [3] - 发展电力现货市场能够更加有效和及时完成价格发现 推动电力市场化进展和引导行业投资 [3]