报告行业投资评级 未提及相关内容 报告的核心观点 - 2025年电力市场供需宽松，全国电价普降，2026年电量供需宽松格局预计延续，电能量价格预计下行，非电能量价格或小幅上行 [70][71] - 各重点区域电价有不同表现，广东、山东、蒙西电价预计下降，山西终端工商业用电价格有望小幅增长 [72][73] 根据相关目录分别进行总结 2025年电力市场回顾 电力供给 - 规上发电量增速放缓，1 - 10月全国规上发电量80626亿千瓦时，同比增长2.3%，分布式新能源发电增量未全纳入统计，暖冬使用电增速减弱 [6] - 电源结构上，火电发电量占比64.7%，风电和光伏电量占比稳步提升，火电机组利用小时数下降加快，发电占比回落2.2% [6] - 新增装机方面，1 - 10月全国电源设备完成装机容量39784万千瓦，同比增长42.6%，新能源与火电是装机增量主要来源，水电与核电表现分化 [14] 电力需求 - 全国用电量增速放缓，1 - 10月全社会用电量累计86246亿千瓦时，同比增长5.1%，用电节奏受气温影响显著 [17] - 分产业看，第一产业用电量同比增长10.5%，第二产业用电量同比增长3.7%，第三产业用电量同比增长8.4%，城乡居民生活用电量同比增长6.9% [18] 电力价格 - 受电能量过剩、动力煤价格中枢下移、新能源入市比例提高等因素影响，全国多数省份电价呈下行趋势，1 - 11月仅9个省份工商业代理购电价格同比上涨 [23] 电力供需展望 电力供给 - 2026年火电仍处投产高峰期，全年新增装机预计约103GW，同比增12%，但2027年起新增装机增速将放缓，“十五五”期间年均新增装机预计保持在40 - 50GW [26] - 水电增长主要驱动力来自抽水蓄能，总新增装机规模预计达22.5GW，同比增速68% [28] - 新能源装机增长预计显著放缓，2026年光伏新增装机预计约200GW，增速同比降33%，风电新增装机预计约100GW，增速降5%，合计装机300GW [30] - 2026年预计新增核电装机12GW，较今年倍增，推动核电建设步入稳步扩张新阶段 [33] 电力需求 - 2026年电力消费弹性系数预计小幅提升至1.1左右，在GDP增长预期4.7%的基准下，全社会用电量增速预计达约5.4%，呈温和回升态势 [35] 供需平衡 - 2026年电能量平衡预计仍趋于宽松，火电发电量预计达67238亿千瓦时，同比增长2%，火电机组利用小时数预计下降约100小时 [39] - 水电发电量预计约13200亿千瓦时，同比增长7%，风电和光伏发电量分别为14223亿千瓦时和14593亿千瓦时，核电发电量预计达6004亿千瓦时，同比增长17% [39] 重点区域电价展望 整体情况 - 全国电力供需总体偏宽松，电能量价格缺乏上涨动力，下行趋势或延续，非电能量费用中输配电价预计稳定，辅助服务费用增长对终端电价影响有限，容量电价预计大幅提升，机制电价补偿将带来成本增量 [42][46][48] 广东 - 2026年中长期价格大概率锚定在372元/兆瓦时的地板价附近运行，现货价格中枢预计小幅下移至300元/兆瓦时左右 [50] - 非电能量费用上涨幅度有限，预计2026年广东工商业用电价格将下降15 - 20元/兆瓦时 [52][54] 山东 - 2026年现货电价预计保持偏弱震荡，中枢将下移至300元/兆瓦时以下，中长期电能量价格有望下探至330 - 340元/兆瓦时 [55][58] - 整体用电成本降幅约在10 - 15元/兆瓦时 [59] 蒙西 - 2026年电价预计持续下行，新能源发展和风险防范机制可能取消是核心驱动力，非电能量费用对终端用电成本影响不显著 [62][63][64] 山西 - 2026年电能量价格预计下降10 - 15元/兆瓦时，非电能量费用将明显提升，终端工商业用电价格有望出现约10元/兆瓦时的小幅增长 [69] 总结 - 2025年电力市场供需宽松，全国电价普降，2026年电量供需宽松格局预计延续，电价下行压力犹存 [70][71]

全国统一电力市场的战略意义 - 建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场、推动高质量发展的重要探索实践 [2] - 电力是经济社会发展的基础性支撑，电力资源优化配置关乎能源安全与高质量发展大局 [2] - 以市场化方式实现电力资源在全国范围优化配置，为畅通国内大循环提供重要支撑 [3] 全国统一电力市场的核心作用 - 有助于解决能源安全、绿电消纳、价格机制等在小区域难以有效解决的问题 [3] - 为在复杂国际环境下保持能源安全与经济稳定筑牢坚实基础 [4] - 加快经济社会发展绿色低碳转型进程，促进电碳协同发展 [6] 全国电力市场建设现状 - 市场体系初步形成，经营主体数量突破80万家，售电公司超过4000家，新型主体不断涌现 [7] - 市场规则基本完备，建立基础规则体系，实现“一地注册、全国共享” [7] - 市场规模持续增长，2024年全国市场化交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例提升至63% [8] 纵深推进统一电力市场建设的重点方向 - 统一制度规则，加快完善法规标准体系，破除地方保护、行业垄断和市场分割 [9] - 统一基础设施，加快电网基础设施建设和智能化改造，提升资源配置能力与新能源消纳能力 [9][10] - 统一要素市场，优化省间电力现货市场运行机制，促进电力资源在更大范围畅通流动 [10] 市场开放与未来发展 - 扩大市场开放，推动“一带一路”能源合作，提升我国在全球能源治理中的制度性话语权 [11] - 加快构建能源互联网，积极推进与周边国家电力互联互通，推动清洁能源全球高效配置 [11]

论坛与报告发布 - 第二届国际能源可持续发展（ESG）论坛在崇礼举办，主办方为中国能源研究会，承办方为中国能源研究会能源金融与法律分会和北京万家绿色信用评级有限公司，协办方为上海电力大学及其能源电力发展战略研究中心 [1] - 上海电力大学副校长张波发布了《一带一路国家能源电力发展报告（2025）》，报告聚焦资源禀赋、能源供需格局演化、能源转型政策解析、能源企业简介及与华合作现状等五大核心维度，覆盖亚、欧、非、美及大洋洲的共建国家 [1] - 中国电力企业联合会会员与企业文化建设部主任毕湘薇发布了《电力行业ESG体系建设研究》报告，系统梳理了电力行业ESG发展的现状、成效及问题挑战，并提出政策建议以构建共治格局 [1] 新能源市场体系挑战 - 新能源主要依靠电能量价格获取收益，无法反映其多维价值，面临市场化加速带来的价格风险加剧问题 [2] - 支持新能源自主支撑能力提升的辅助服务和容量机制尚未建立 [2] - 新能源的绿色价值未得到充分反映 [2] 新能源市场体系构建建议 - 建议协同推进电能量、辅助服务、容量、绿证市场的机制设计，以完善体现新能源多维价值的市场体系 [3] - 在电能量市场方面，需建立适应新能源特性的中长期交易机制，丰富交易模式，优化跨省跨区交易，鼓励分布式新能源聚合参与，并落实可持续发展价格机制 [3] - 在辅助服务市场方面，需拓展新型辅助服务品类，完善成本分摊与价格传导机制，以应对高渗透系统的动态调节需求 [3] - 在容量市场方面，近期应完善容量保障机制并扩展覆盖范围，合理评估新能源可靠容量，远期探索建立容量市场 [3] - 在绿证市场方面，需激发绿证消费需求，推动全国流通，完善交易机制，并加强“电-证-碳”机制衔接 [3] - 为保障新能源高效消纳与收益优化，需激发储能等灵活调节资源潜力，并提升新能源功率预测精度和主动支撑能力 [3] 能源上市公司ESG评价 - 中国能源研究会能源金融与法律分会与北京万家绿色信用评级有限公司联合发布了《2025中国能源上市公司可持续发展（ESG）评价报告》 [4] - 报告评价体系涵盖37个定量指标和43个定性指标，首次引入关键财务指标，定量指标权重占比80%，定性指标权重占比20% [4] - 报告针对在上海、深圳、北京、香港四大交易所上市的632家能源领域上市公司（不含ST、*ST公司）开展ESG评价，历时半年编制完成 [4]

虚拟电厂运营商目录公布 - 广东电力交易中心于2025年9月19日公布第一批虚拟电厂运营商目录企业名单 共10家公司被列入目录[2][4] - 名单包括广东电网能源投资有限公司(运营商代码XN01 售电公司代码SD417)、广东粤电电力销售有限公司(XN02/SD01)、南网综能数字服务(广州)有限公司(XN03/SD854)、广东新巨能能源科技有限公司(XN04/SD123)、华能广东能源销售有限责任公司(XN05/SD02)、邦道科技有限公司(XN06/SD517)、中山市综合能源服务有限公司(XN07/SD687)、中广核太阳能(深圳)有限公司(XN08/SD293)、因湃电池科技有限公司(XN09/SD918)和深电能科技集团有限公司(XN10/SD11)[4][10] - 因湃电池科技有限公司同时被列入售电公司目录 所有经营主体在广东电力市场的注册登记自动生效[4][5] 发电类虚拟电厂交易启动安排 - 广东电力交易中心同步发布通知 正式启动2025年发电类资源聚合交易[2][11] - 2025年发电类资源聚合交易及合同签订工作自2025年9月22日启动开展 2026年交易工作将后续适时开展[2][12] - 交易主体包括完成市场注册且具备独立上网关口的光伏、风电和独立储能等接入10千伏及以下电压等级的资源 以及完成准入注册的虚拟电厂运营商[2][12] 交易机制与合同规范 - 交易标的为聚合资源的电能量及绿证(绿色环境价值)[12] - 虚拟电厂运营商与聚合资源通过双边协商交易方式开展交易 需按照《广东电力市场虚拟电厂发电类资源代理合同(范本)》签订资源代理合同[13] - 合同有效期最长不超过对应年份末月 最短不低于1个自然月 同一经营主体的单一资源在单一月份最多只允许与一家虚拟电厂运营商开展聚合交易[13]

电力市场体系建设优化 - 加强中长期与现货市场交易机制衔接 动态调整中长期交易签约比例要求并完善限价机制 减少趋势性价差影响市场公平交易[3] - 加强电能量与辅助服务市场衔接 推动调频备用等辅助服务与电能量市场联合出清 提升电力系统整体运行经济性[4] - 加强批发与零售市场衔接 通过线上交易平台和零售套餐优化 实现改革红利向终端用户有效传导[4] - 完善新能源入市机制并推动新型主体参与市场 建立可靠容量补偿机制 挖掘各类资源调节潜力服务新型电力系统建设[5] 市场运营管理强化 - 规范市场运营机构信息披露机制 建立全流程标准化管理 强化技术支持系统承载能力[6] - 规范市场干预机制 明确干预启动条件实施主体和处置流程 提升干预透明度减少不合理干预[7] - 强化市场秩序监管 应用穿透式数字化监管方式 维护公平竞争环境保护经营主体权益[7]

能源市场化改革进展 - 能源价格形成机制加快完善 发电侧煤电和新能源全面进入市场 用户侧除居民和农业外定价完全市场化 大部分电量价格由市场竞争形成 [1] - 全国统一电力市场体系基本建成 包含多层次多品类多功能市场 中长期和辅助服务交易全覆盖 现货市场在7个地区及省间建成运行 南方区域实现连续运行 [1] - 跨电网经营区交易机制初步建立 促进电力资源在全国范围内自由流动 建成全球规模最大电力超市 [1] 能源产业生态创新 - 政策支持新型经营主体和虚拟电厂发展 总规模超3500万千瓦 相当于1.5个三峡电站装机容量 [2] - 各地拓展应用场景提升资源整合能力 增强新型电力系统韧性和安全水平 [2] - 能源领域新主体新模式新业态蓬勃发展 包括绿电直连和民营经济措施 [2] 电力市场体系建设 - 构建品类多元功能完善的电力市场体系 包含省内与省间交易 年度月度日内实时交易 电能量及调峰调频备用等辅助服务品种 [3] - 建立1+6基础规则体系 以电力市场运行基本规则为基础 三大交易规则为主干 注册结算信息披露作支撑 解决规则碎片化问题 [3] - 打破地方保护和省间壁垒 统一全国电力市场度量衡 保障市场公开透明和公平竞争 [3] 电力交易规模与主体 - 市场交易电量从十三五10.7万亿千瓦时增长至23.8万亿千瓦时 实现翻倍以上增长 [4] - 发电侧多元主体积极入市 包括煤电新能源气电核电水电 用户侧全部工商业用户进入市场 [4] - 独立储能等新业态蓬勃发展 形成多元主体有序参与的市场格局 [4]

全国统一电力市场建设进展 - 全国统一电力市场体系加快构建 形成品类多元功能完善的电力市场 包含省内交易和省间交易 年度月度交易和日内实时交易 电能量和调峰调频备用等辅助服务品种 实现跨电网经营区常态化交易 [1] 电力市场规则体系完善 - 全国统一电力市场规则基本完备 构建"1+6"基础规则体系 以电力市场运行基本规则为基础 以电力中长期现货辅助服务三大交易规则为主干 市场注册计量结算信息披露作支撑 解决各地市场规则碎片化差异化问题 打破地方保护和省间壁垒 实现售电公司一地注册全国共享 [2] 电力市场规模与主体发展 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增长至"十四五"23.8万亿千瓦时 实现翻倍以上增长 占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续四年稳定在60%以上 相当于每3度电中2度通过市场交易形成 [3] - 发电侧煤电新能源发电气电核电水电全面入市 用户侧全部工商业用户进入市场 独立储能等新主体新模式新业态蓬勃发展 形成多元主体有序参与的市场格局 [3]

全国统一电力市场建设背景与意义 - 建设全国统一电力市场是构建新发展格局的重要支撑和深化能源管理体制改革的核心任务[1][4] - 电力作为能源体系中心环节 需通过全国统一市场解决能源安全、绿电消纳、价格疏导等区域难以平衡的问题[1] - 新能源装机比重快速提升 叠加用电负荷增长和极端气候影响 电力系统运行发生深刻变化[1] 电力市场改革进展与成效 - 全国市场化交易电量从2016年1.1万亿千瓦时增长至2024年6.2万亿千瓦时 占比由17%提升至63%[2] - 形成覆盖省际省内、多年至日内现货、电能量及辅助服务的多层次市场框架[2] - 电力中长期交易电量占市场化电量比重超90% 发挥保供"压舱石"作用[3] - 超半数新能源发电量通过市场化方式消纳 新能源利用率维持在95%以上[3] - 在全球能源价格大幅波动背景下保持用能成本总体稳定[3] 市场制度与规则建设 - 修订《电力市场运行基本规则》并出台中长期、现货、绿电、绿证交易等配套规则[2] - 统一电力市场"度量衡" 奠定全国统一电力市场制度基础[2] 现存挑战与改进方向 - 各层级市场间存在交易壁垒 多层次市场协同运行需加强[3] - 电力市场功能和交易品种有待进一步丰富[3] - 支撑新能源大规模发展的政策机制仍需完善[3] - 提升系统充裕性和灵活调节能力的市场机制需要创新[3] 发展目标与实施路径 - 2025年是新一轮电改十年 需紧盯任务目标和时间节点持续推进[1][4] - 持续健全多层次统一电力市场体系 促进能源绿色低碳转型[4]

新能源上网电价市场化改革政策框架 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发136号文，对新能源参与现货市场和中长期市场的交易规则和价格机制作出规定[1] - 内蒙古蒙东、蒙西及新疆已率先发布实施方案，明确新能源项目上网电量全部进入市场，并建立可持续发展价格结算机制[1] - 山东作为新能源大省，其征求意见稿提出新能源项目参与市场交易，但未区分集中式和分布式，政策指向对全国有重要影响[2] 地方政策差异与执行进展 - 蒙东方案区分存量与增量项目，通过市场交易形成价格，稳定增量项目收益预期[1] - 中东部省份对分布式新能源入市持谨慎态度，河北和山东地方政策未明确区分集中式与分布式[2] - 部分中东部省份在草案中考虑分布式特殊性，提出简化前置条件等方式[3] 市场交易机制调整 - 136号文推动现货市场与中长期市场"双轨并行"，放宽现货限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动[3] - 缩短中长期交易周期至"周、多日、逐日"，鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议[3] - 推动绿电交易分离电能量与绿证价格，实现价值最大化[3] 绿证收益与供需变化 - 新政规定机制电量不重复获得绿证收益，发电企业面临机制补偿收入与绿证收入"二选一"[3] - 业内预计90%存量项目将进入机制电量，导致可流通绿证急剧减少[4] - 绿证价格从1月的2元/张涨至136号文发布后的8元/张以上[4] 行业影响与价格趋势 - 2025年新能源装机规模攀升导致电力现货市场价格明显下降，部分省份中长期价格触及基准价下浮20%的"地板价"[3] - 煤价下行等因素加剧电价下行预期，新能源发电企业将面临"阵痛期"[3] - 发电企业希望机制电价内分开电能量与绿证价格，促进绿电交易并规避执行问题[4][5]