在广州从化莲麻村的山香酒坊里，电能替代的"绿色效益"清晰可见。"柴火灶换成智能电锅炉，不仅每 月产能从3000斤跃升至3万斤，酒质更纯，电费还省了近一半，院里再也没了黑烟味。"酒坊负责人白先 生的账本上，生态账与经济账同样亮眼。 如今，广州乡镇已建成349个充电站点、2244支充电桩，形成"镇镇全覆盖、村村相连通"的新能源汽车 充电网格。"新能源车游客直接开到果园门口充电，采摘、住宿生意比以前火了40%。"花都区赤坭镇徐 大哥的农庄里，光伏板在屋顶发电，充电桩在院外迎客，绿水青山间，"生态颜值"正实实在在转化 为"经济价值"。 中新网广州8月15日电(王华龚甸)广州供电局15日消息，2025年1至7月，广州完成电能替代电量39.4亿千 瓦时，以清洁电力倒逼生产方式转型，让乡村在守护生态中收获发展红利。 绿色电力的应用场景也在不断拓展，8月起，广州供电局建设运营的710座充电站、7280支充电桩全部接 入100%绿电，服务"十五运"绿色出行，预计年底前推动绿电消费近4500万度。 今年是"绿水青山就是金山银山"理念提出20周年。乡村是"两山"理念落地的关键场域，电力则是激活乡 村生态价值的"金钥匙"。据了解，广 ...

央广网北京8月15日消息 据中央广播电视总台中国之声《新闻和报纸摘要》报道，习近平总书记强 调，要牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，坚定不移走生态优先、绿色发展之路。 今年是"绿水青山就是金山银山"理念提出20周年。在习近平生态文明思想指引下，各地各部门协同 推进高质量发展和高水平保护，凝聚起保护生态环境、践行绿色发展的强大共识与坚定行动自觉，我国 生态文明建设取得举世瞩目的巨大成就。 夏日的浙江安吉余村层峦叠嶂、流水潺潺。茂密的竹林、清新的空气，给第一次到余村的游客李斌 留下美好的印象。 李斌：植被、绿化都搞得好，环境特别干净，下次还得来，来了起码是要住一段时间。 宜昌市经济和信息化局绿色智能船舶项目工作人员毛羽：推动船舶产业加快迈入高端化、智能化、 绿色化的发展轨道。推动绿色生产、绿色生活（方式），更好守护长江母亲河。 坚持站在人与自然和谐共生的高度谋划发展，推动形成绿色发展方式和生活方式，我国高质量发展 的绿色底色更加鲜明。2012年以来，我国以年均3.3%的能源消费增速支撑了年均超过6.1%的经济增 长，构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，促进经济社会发展全面绿色转型。 国家发展改革委主 ...

绿电直连政策背景与定义 - 绿电直连是可再生能源发电设备直接与高耗能用户或特定负荷连接的模式 减少电网中间环节 加速能源转型 [1] - 国家发改委、能源局发布"650号文" 首次在国家层面明确绿电直连的适用范围、规划管理要求和市场价格机制 [1] - 绿电直连特指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一用户供给绿电 实现物理溯源 [2] - 与早期农村小水电直连不同 新模式突出电源与负荷点对点供应 满足高耗能企业绿色电力需求 [2] 政策实施现状与挑战 - 各省新能源构成和用能需求差异大 需地方制定实施细则 目前仅规范单一用户直连 [3] - 项目就地消纳距离未统一规定 由省级能源主管部门根据电力供需和消纳条件明确 [4] - 安全性是首要考虑因素 电网密集地区专线建设需避免与公网交叉跨越 [4] - 经济性是企业决策关键 需评估全生命周期成本 包括线路建设、运维及潜在违约风险 [4] 项目投资与运营要点 - 总投资包括新能源场站、储能系统、直连线路、负荷侧设施及能量管理系统 [5] - 新能源不稳定性可能增加备用电源成本 绿电交易规则和价格波动需完善 [5] - 源荷匹配是经济可行前提 需评估装机、调节能力、建设成本及运营成本 [5] 地方政府推进建议 - 优先在新能源资源富集区域扩大直连范围 考虑电网网架结构和调节能力 [6] - 综合评估专线投资成本 包括线路建设、计量设备及用户电价承受能力 [6] - 需听取新能源企业、用能企业和电网企业意见 试点先行 协调各方利益 [7]

能源转型成果 - 中国每消耗3千瓦时电力中就有1千瓦时来自太阳能、风能等可再生能源[3] - 中国发电装机容量已达全球总量的1/3[3] - 建成全球最大清洁发电体系和电力基础设施体系[4] 清洁能源发展现状 - 5月底非化石能源发电装机容量占比首次突破60%[7] - 上半年风电、太阳能新增装机规模同比翻一番[7] - 国家能源集团蒙西蓝海光伏电站年发电量超50亿千瓦时，可满足200万户居民年用电需求[6] 技术创新突破 - 攻克特高压输电技术并建成特高压交直流电网[9] - 自主研发高比例新能源大电网运行控制系统，覆盖6万多座变电站[9] - 全球最大18兆瓦固定式海上风电机组和17兆瓦漂浮式机组实现国产化[11][12] 政策与市场机制 - 可再生能源法建立基本制度和政策框架[11] - 上半年绿电交易电量达1540亿千瓦时，同比增长49.3%[12] - 全国统一电力市场建设加速，跨区交易机制取得突破[13] 民生应用案例 - 西藏聂荣县"光伏+储能+智能电网"模式日均发电2000多千瓦时[16] - 屋顶光伏系统替代传统牛粪取暖，改善牧民生活条件[15] - 推广"光伏+农业"新模式，实现能源资源普惠[16] 全球影响力 - 中国清洁能源投资占全球1/3，2024年达6250亿美元[17] - 清洁能源投资规模相当于欧盟和美国之和[17] - 为"一带一路"国家提供可复制的能源转型解决方案[17]

上市公司综合价值管理 - 上市公司是多元投资者共同拥有的资产，需将各类投资者的分歧转化为协同发展的合力 [1][2] - 综合价值管理需统筹金融投资人、产业投资人和社会投资人的不同需求 [1][4][8] - 股权结构呈现社会化趋势，法人持股比例从2018年50.7%降至2024年42.0%，前十大股东持股中位数从63.9%降至57.0% [3] 行业差异与发展阶段 - 传统周期和消费板块注重金融投资价值，科技板块注重产业投资价值，金融和社会服务领域注重社会价值 [6] - 初创期和成长期公司需重视技术创新，成熟期公司需平衡业绩与社会责任，衰退期公司需战略转型 [7] - 2024年A股披露独立ESG报告的公司近2500家，披露率超45% [5] 股东分歧与治理 - A股自然人投资者超2亿人，持有流通市值比重超30%，与产业资本大股东存在价值取向差异 [10] - 大小股东在利润分配、并购重组、研发投入等决策上难以达成一致 [11] - 需优化股东制衡机制，建立科学资本分配方案，提高董事会独立性 [12] 技术创新协同 - 产业投资人关注技术颠覆性，企业家更注重经营稳健性，导致技术路径选择分歧 [14] - 过去部分传统行业盲目跟风元宇宙、区块链等领域但无实质成果 [15] - 需建立技术决策流程，深化与产业投资人战略协同，完善创新估值方法 [16][17] 风险分担机制 - 2024年涉及对赌协议纠纷的A股公司案例超400起 [19] - 专业机构投资者受短期业绩排名影响呈现趋同交易特征 [20] - 需采用多元化融资工具，吸引"耐心资本"，合理设定对赌目标 [21] 社会价值平衡 - 社会投资人关注品牌信用、绿色生态等长期价值，与短期经济目标可能冲突 [24] - 企业家个人行为对公司价值影响显著，如Meta市值2022年跌65%、2023年反弹180% [26] - 需设立社会责任顾问委员会，开发满足社会痛点的产品实现共赢 [25]

合作协议签署 - 吉电股份与法电中国、中石油国际事业分别签署合作协议及《战略合作备忘录》[1][2] - 合作签约仪式在长春举行，吉电股份董事长杨玉峰、法电集团副总裁尚为邻、中石油国际事业副总经理王海燕等出席[1][2] 吉电股份战略定位 - 吉电股份作为国家电投集团绿色氢基绿色能源平台，全面承接集团公司全球绿色氢基能源发展使命[1] - 负责集团公司绿色氢基能源的技术研发、投资建设、标准认证、科技创新、市场营销等全产业链发展和专业能力建设工作[1] 与法电中国合作内容 - 双方将在绿色能源领域深化合作，特别是在技术互补、全球市场协同等方面[1] - 法电中国认可吉电股份开创了中国绿色氢基能源新业态，为绿氨行业清洁低碳发展提供引领方向[1] - 双方将在绿色氢基能源全产业链方面加强合作，互利互惠[1] 与中石油国际事业合作内容 - 合作涵盖绿色氢基能源产品、碳减排、电力等绿色发展产业链及国际化领域[2] - 在绿色氢基能源产品领域，重点推广绿氨、绿甲醇、绿航油等绿色能源产品，合力开拓海外市场[2] - 在电力业务领域，全面推进绿电交易、绿证交易、电力辅助服务等多元化合作[2] - 在碳业务合作领域，围绕碳减排项目开发、碳交易等核心环节深化协同联动[2] 合作目标 - 深度整合生产、销售与物流资源，加速绿色氢基能源产品全球化应用进程[2] - 共同促进绿色电力发展，深化碳减排领域的交流合作[2]

全国统一电力市场体系建设 - 国家发展改革委、国家能源局印发文件明确2024年实现跨电网经营区交易常态化开市，加速全国统一电力市场体系初步建成 [1] - 电力市场化交易电量突破6万亿千瓦时，占比达63%，国家电网、南方电网在各自经营区已形成较完整市场 [1] - 两网因规则差异长期缺乏常态化交易机制，电力互济以应急调度为主，频次少规模小，阻碍全国资源优化配置 [1] 跨电网交易机制创新 - 建立覆盖全国的"网上电力商城"，基于统一制度规则实现电力资源自由流动，解决市场分割关键堵点 [2] - 北京和广州电力交易中心分别收集需求，通过平台交互实现供需匹配，交易结果实时共享 [3] - 创新"一地注册、各方共享"模式，破除跨区参与的制度性门槛和技术障碍 [3] 绿电交易与新能源消纳 - 单个可再生能源项目可作为基本单元参与跨区交易，绿电自由流动常态化，东部企业可便捷购买西部绿电 [3] - 2024年3月通过闽粤联网工程完成全国首笔跨经营区绿电交易，连续22天将广西云南绿电送至上海 [3] - 截至2024年5月新能源总装机达16.5亿千瓦，跨区交易可解决光伏消纳难题和天气导致的波动问题 [4] 电力保供与资源配置 - 试点期间云南广西绿电送上海成交超8700万千瓦时，南方电网送国家电网交易电量超20亿千瓦时 [6] - 闽粤直流首次实现度夏期间全时段200万千瓦满送，输电通道利用率大幅提升 [6] - 跨电网交易不收取交易费，电价随行就市，错峰互济空间广阔（如广东与国家电网区域高峰时段错位） [5][6] 未来发展规划 - 2024年将在年度、月度、现货等周期实现常态化开市，支撑度夏保供并组织长三角、粤港澳大湾区绿电交易 [7] - 远期推动两网统一市场规则、交易品种和时序，实现经营区内与跨网交易融合开市 [7]

跨电网经营区常态化电力交易机制方案核心内容 - 国家发展改革委、国家能源局批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，明确今年实现跨电网经营区交易常态化开市，探索多年期绿电交易签约 [1] - 北京电力交易中心和广州电力交易中心将分别收集国家电网、南方电网经营区内的跨电网交易需求，通过平台间信息交互实现供需精准匹配 [1] - 建立覆盖全国范围的"网上电力商城"，两网经营主体基于统一制度和规则实现跨经营区交易，促进电力资源全国自由流动 [1][3] 机制建立的必要性 - 国家电网与南方电网市场互不联通是建设全国统一电力市场的关键堵点，电力互济主要依赖政府间协议和应急调度，频次少、规模小、灵活性差 [3] - 2024年电力市场化交易电量突破6万亿千瓦时占比达63%，但两网间缺乏常态化交易机制制约网间通道利用效率 [3] - 新型电力系统建设需要大电网促进富余新能源消纳，高比例新能源接入增加系统随机性和波动性 [3] 机制创新与实施细节 - 实现"一地注册、全国共享"，经营主体无须重复注册即可在两网经营区灵活开展交易业务，蒙西电网用户可与南方电网经营区交易 [3] - 设计跨电网交易业务流程，涵盖中长期、现货、绿电等各类交易类型，要求两侧电网双重安全校核并按最严格标准执行 [4] - 闽粤直流输电权交易试点将按每小时2.56分/千瓦收取联网输电价，网损折价按上一年综合线损率计算 [6] 绿色电力交易突破 - 允许发电企业以单个可再生能源发电项目作为交易单元，电力用户自主选择跨电网绿电交易，减少代理层级加强供需自主匹配 [6] - 延续全国首笔跨经营区绿电交易（2024年3月北京与广州交易中心联合出清）经验，推动规则衔接从方案探索走向系统集成 [4] - 为南方绿电送长三角、西北/蒙西绿电送南方等交易铺平道路，拓展绿电消纳空间和市场范围 [6] 运营协作与市场影响 - 建立两网制度化协商合作机制，由北京/广州交易中心、国家/南方电网调度控制中心联合组织交易发布结果和结算 [7] - "运营互商"模式通过联合组织、共同协商破解两大电网独立运营带来的规则差异和系统特性壁垒 [7] - 优化电力资源配置效率，促进塞北风光送岭南、西南水电送沿海，提升清洁能源使用比例 [5] 未来发展方向 - 2025年全国统一电力市场初步建成关键节点需统筹考虑电网安全、跨区资源配置、清洁能源消纳和区域经济协调发展 [8] - 电力商品兼具公共资源与一般商品属性，供应紧张时侧重公平调配，供给充裕时发挥市场价格引导作用 [8]

绿色转型战略 - 公司以新能源消纳、氢能产业链培育、过程节能优化、数智赋能为四大突破口，全面推进绿色转型 [1] 绿电替代技术 - 发挥惠来地区绿色石化与海上风电互补优势，协同中石油南方勘探公司提升绿电消费比例，降低碳排放 [1] - 实施终端电气化项目：燃料用能领域采用电力替代工艺加热炉，动力用能领域以电驱替代蒸汽驱压缩机，热力用能领域通过电力替代蒸汽降低锅炉成本 [1] 绿氢炼化技术 - 利用重劣质原油加工配套的高硫石油焦制氢工艺，开发年产1500吨高纯蓝氢项目 [1] - 建设区域供氢中心，构建"高纯氢+加氢母站+氢能重卡车+物流运输氢能"产业链，引领粤东氢燃料产业发展 [1] - 探索风光氢氨醇一体化项目，推动绿氢"制储输用"全链条发展，实现海上风电与绿色化工融合 [1] 过程降碳技术 - 跟踪行业最新节能提效技术，与设计院所合作推动技术落地 [2] - 优化乙烯、芳烃装置操作能效，使其成为行业标杆 [2] - 实施天然气余压发电等项目，保持炼油装置能效领先水平 [2] 数智控碳技术 - 建立智慧管碳平台，通过物联网和数字孪生技术实现能碳数据采集、监测、核算，形成企业碳账本 [2] - 完善能碳一体化管控平台，实现能源消耗精准管理及碳足迹全流程监控 [2]

2024年中国电力市场核心观点 - 全国统一电力市场体系初步建立，多层次多品类多功能多主体架构形成[4] - 电力市场化交易电量达6.18万亿千瓦时，占全社会用电量62.7%[20] - 新能源装机容量达14.07亿千瓦，风光新增发电量占总新增58.1%[9][12] - 绿电交易量同比增长235.2%至2336亿千瓦时，绿证交易量增长364%[77][78] - 省间现货市场正式运行，全年成交电量376亿千瓦时[43][45] 电力供需情况 - 全国发电装机容量33.49亿千瓦，新增4.29亿千瓦[9] - 风光发电装机同比增长33.9%，累计达14.07亿千瓦[9] - 全国发电量10.09万亿千瓦时，风光发电量1.83万亿千瓦时[11][12] - 全社会用电量9.85万亿千瓦时，2016-2024年均增速6.6%[13][16] 经营主体情况 - 电力市场经营主体81.6万家，同比增长8.9%[17] - 发电企业3.5万家，电力用户77.7万家，售电公司4409家[17] - 燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分燃气/核电/水电参与市场[17] - 工商业用户除居民农业外全部进入市场[17] 交易量价情况 总体水平 - 市场化交易电量6.18万亿千瓦时，连续三年超60%全社会用电量[20] - 新能源交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量52.3%[20] - 单月交易峰值6035亿千瓦时(7月)，谷值4161亿千瓦时(2月)[21] 区域分布 - 国家电网区交易电量4.72万亿千瓦时，省间交易1.17万亿千瓦时[21] - 南方电网区交易电量1.14万亿千瓦时，省间交易0.26万亿千瓦时[21] - 蒙西电网交易电量0.32万亿千瓦时[21] 价格表现 - 中长期交易均价较煤电基准价平均高出4.7%[33] - 现货市场均价：山西0.314元/千瓦时，广东0.347元/千瓦时[33] - 电网代理购电均价0.426元/千瓦时，区域价差0.250-0.505元/千瓦时[40] 市场建设进展 跨省跨区市场 - 省间现货市场覆盖国家电网和蒙西电网经营区[43] - 南方区域市场完成53天结算试运行，日前出清均价0.315元/千瓦时[47][49] - 长三角市场启动省市互济机制，最大互济电力1041万千瓦[52][53] 省内市场 - 4省现货市场正式运行(山西/广东/山东/甘肃)[54] - 4省开展连续结算试运行(蒙西/湖北/浙江/福建)[54] - 9省完成整月以上结算试运行[54] 辅助服务市场 - 全国辅助服务费用402.5亿元，用户侧分摊占比2.8%[68] - 调峰/调频/备用费用分别为330.4/68.9/2.9亿元[70] - 南方区域调频市场年出清均价11.23元/兆瓦[65] 绿色电力发展 - 绿证交易4.46亿个，跨省交易占比92.32%[77] - 内蒙古出售绿证8041万个，浙江购买7622万个[77][79] - 蒙西绿电交易规模最大(757亿千瓦时)，冀北/辽宁次之[78][82] - 巴斯夫等跨国企业签署长期绿电采购协议[81][83] 新型主体发展 - 售电公司2613家，代理用户65.35万户[88][91] - 新型储能参与现货和辅助服务市场，甘肃储能利用率1146小时[95] - 虚拟电厂等新型主体平等参与市场[94] 2025年建设重点 - 形成"1+6"基础规则体系，推动辅助服务/计量结算规则出台[104] - 实现现货市场全覆盖，南方区域转入连续结算试运行[104] - 推动新能源电量全面入市，完善辅助服务价格机制[105] - 建立电力市场评价制度，加强数字化监管[105]